Exploración-Producción


  • Sistematizar la evaluación de los recursos y reservas con el empleo de nuevos métodos automatizados de modelación y simulación para estimación cuantitativa de los recursos en cada escenario de exploración, por bloque y unidad geológica, además de evaluar los recursos y reservas en el exterior.
  • Gestionar y consolidar el financiamiento de los recursos materiales necesarios, para garantizar las inversiones en la asimilación de nuevas áreas productoras operadas por CUPET tanto en Cuba como en el exterior. Mejorar la infraestructura logística e introducción de nuevas tecnologías en todas las etapas de la exploración y producción
  • de Petróleo y Gas Natural.
  • Dirigir los proyectos de exploración de forma integral, garantizando las acciones exploratorias en el mínimo de tiempo y gastos, además de realizarlas con un nivel aceptable de riesgo y recompensa. Este criterio es válido tanto para los proyectos propios como en asociación, organizando al menos cinco zonas de trabajo integral:
  • Franja Petrolera Norte Cubana (FPNC), Zona Habana – Matanzas: Evaluar y desarrollar nuevos descubrimientos
  • Zona Occidental de la FPNC (Pinar del Río): Iniciar evaluación de un nuevo descubrimiento.
  • Cuba Centro – Oriental de la FPNC: Iniciar evaluación de un nuevo descubrimiento.
  • ZEE de Cuba en el Golfo de México: Iniciar evaluación de un descubrimiento.
  • Resto de Cuba: Provincia Petrolera Sur Cubana, incluyendo aguas someras, continuar exploración y eventual evaluación de un descubrimiento.
  • Construir el Centro de Exploración para garantizar el desarrollo de la prospección petrolera, tanto en Cuba como en el exterior. Este centro presenta tres secciones fundamentales:
    • Centro de procesamiento de datos geofísicos (sísmica y campos potenciales).
    • Centro de información.
    • Estudios integrados.
  • Controlar el cumplimiento del programa de perforación de pozos exploratorios y de evaluación y desarrollo, así como el programa de adquisición sísmica. Además se proyectan los trabajos exploratorios para el período

2012 – 2017 en las áreas perspectivas con las premisas técnico – organizativas siguientes:

  • Concluir la evaluación y el desarrollo de las áreas que actualmente tienen producción industrial, incluyendo los esquemas tecnológicos integrales de explotación.
  • Apoyo a las acciones de exploración y producción en el exterior.
  • ZEE de Cuba en el Golfo de México.
  • Mitad Oriental de la FPNC, desde Villa Clara hasta Holguín.
  • ZEE de Cuba en la mitad oriental de Cuba, desde Ciego de Ávila hasta Holguín.
  •  Zonas al sur de Cuba.
  • Incrementar la producción de crudo, dependiente de los resultados del desarrollo de los Yacimientos descubiertos y de los posibles nuevos descubrimientos.
  • Estudiar e introducir métodos efectivos de recuperación secundaria, con el propósito de incrementar el índice de recuperación de las reservas de un 7% a un 10% en los yacimientos cuyo régimen de explotación resulte económicamente factible.
  • Mantener un estricto control sobre los parámetros de producción que permitan la explotación eficiente de los yacimientos en producción, incidiendo sobre las Compañías Extranjeras Operadoras para lograr este propósito.
  • Ejecutar los Programas de Investigaciones Hidrodinámicas en los yacimientos operados por CUPET y en los que opera en asociación con Compañías Extranjeras.
  • Realizar la actualización de los Programas de Desarrollo de los yacimientos en explotación, así como los programas de los nuevos descubrimientos.
  • Continuar o iniciar la evaluación y desarrollo de los yacimientos descubiertos con la perforación de pozos.
  • Traslado paulatino y progresivo de la exploración gasopetrolífera a los nuevos escenarios geológicos actualmente inexplorados.
  • Continuar los trabajos de perforación de desarrollo en los yacimientos ya descubiertos y en las áreas nuevas.
  • Continuar el Proyecto de Cuantificación de Reservas en la Faja de Crudos Pesados del Orinoco en colaboración con PDVSA.
  • Introducir y aplicar la tecnología necesaria para la perforación de pozos de largo alcance.
  • Consolidar de los servicios petroleros especializados.
  •  La proyección de la producción de Petróleo Equivalente para el 2017 incluye:
  • Garantizar la extracción, entrega y explotación racional del Gas Natural Acompañante en los yacimientos, manteniendo un nivel de entrega del 100% a partir de la producción planificada.
  • Incrementar los niveles de eficiencia de operación en los sistemas de separación de fase (gas – líquido) a nivel de yacimiento y en las plantas de tratamiento de petróleo.
  • Garantizar el sistema buffer de alimentación de Gas Natural a la Empresa de Gas Manufacturado de Ciudad de la Habana, con el incremento de la presión de operación en el Gasoducto de Boca de Jaruco a Punto Cero de 23 a 52 bar.
  • Elevar el nivel de confiabilidad operacional en la red de gasoductos dealimentación de Gas Natural a las plantas de producción de Aire Metanado(Marianao y Melones), con la terminación de su reparación capital.
  • Incrementar la capacidad de tratamiento de Gas Natural Acompañante en laPlanta de Boca de Jaruco, garantizando el procesamiento de toda la producción de Gas Natural.
  • Disminución de la velocidad de corrosión en los gasoductos, con la introducción de productos químicos inhibidores de corrosión y la reactivación de las protecciones catódicas.
  • Activar procesos inversionistas que garanticen: la sustitución de las redes de distribución de Gas Natural con alto grado de corrosión (gasoductos de Punto Cero a Marianao y Melones), e incrementos de capacidad de transportación de gas.
  • Garantizar el suministro estable de Gas Natural Acompañante, a las plantas de producción de Pisos Cerámicos de Santa Cruz del Norte y CO2 de Guanabacoa.
  •  Potenciar la actividad de Mantenimiento y Reparaciones Capitales de las Instalaciones de Superficie.
  • Elevar la confiabilidad del suministro del aire metanado. Acelerar la remodelación de las redes tuberías de distribución. Aplicar tecnologías de reparación más eficientes. Continuar el proceso de saturación de la red de distribución de Gas Natural, elevando moderadamente la instalación de nuevos servicios.
  • Disminuir las pérdidas por debajo del 10%.
  • Remodelación y reconstrucción de las redes de gas manufacturado.
  • Incorporación de 10000 nuevos clientes.
  • Lograr el metrado del 100% de los clientes.
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