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23/10/2012
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Adiestramiento en Campos Maduros
Santa Cruz de la Sierra, Bolivia
Octubre 2012
Adiestramiento en Campos
Maduros
Ing. Lenis Labarca
Adiestramiento en Campos Maduros
1. GERENCIA INTEGRADA DE RESERVORIOS
Ciclos de Vida del Reservorio
Evolución de las organizaciones
Definición de la Gerencia Integrada de Reservorios
Procesos de la Gerencia
2. METODOLOGÍA PARA LA INTEGRACIÓN DE LA
INFORMACIÓN
Información disponible
Análisis de los Datos Existentes
Creación de base de Datos
3.- EXPLOTACIÓN DE CAMPOS MADUROS
Situación Actual del Reservorio
Revisión de Factores de Recobro y Reservas
Agotamiento de Reservas
Estrategia Futura de Explotación
Plan de Explotación
Evaluación Económica
Riesgo e Incertidumbre
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Adiestramiento en Campos Maduros
4.-MONITOREO DE RESERVORIOS
Herramientas utilizadas
Gráficos de control y seguimiento
Tipos de mediciones, presiones y registros
5.- MEJORAMIENTO DEL RECOBRO DE
RESERVORIOS
Recuperación Mejorada
Recuperación Convencional
Inyección de Agua
Inyección de Gas
Recuperación No Convencional
Métodos Térmicos IAV, ICV, Combustión
Gas Miscible e Inmiscible CO2, N2, WAG
Métodos Químicos Álcali, Polímeros, Surfactantes
Otros Microorganismos
Nuevas Tecnologías
6.-SOLUCIONES INTEGRALES
Gestión de Optimización en Tiempo Real para los
Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
En general, los campos maduros se caracterizan porque llevan
operando más de 20 años, muestran una declinación constante
en la producción y un recobro de crudo cercano al 30%.
Así como se habla de la ‘eficiencia energética’ como una nueva
fuente de energía, el aumento de la productividad en los campos
maduros resultaría en un incremento real de las reservas al
aumentar el factor de recobro por encima de los valores
históricos de 35% para crudos y 70% para gas.
El objetivo básico al aumentar la productividad de los pozos es
lograr un aumento en el recobro de hidrocarburos, con lo cual se
extiende la vida útil del campo y se mejora la rentabilidad del
mismo.
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Adiestramiento en Campos Maduros
Una coyuntura económica que ayuda a la industria es el alto
precio del crudo y gas, que sumado al constante incremento de
la demanda hacen que se puedan aplicar técnicas y
metodologías para mejoramiento de la productividad que antes
no eran económicamente viables, dando como resultado un
aumento real en el volumen de crudo y gas recuperado.
Un campo pasa a la categoría de maduro cuando comienza a
declinar el máximo de producción que ha alcanzado y para
mantener sus niveles se requiere aplicar métodos, como la
inyección de agua que mantenga la presión desplazando los
hidrocarburos hacia los pozos, minimizando su declinación.
Adiestramiento en Campos Maduros
En resumen, se puede decir que el manejo de los Campos
Maduros representa uno de los mayores retos que se debe
asumir si se quiere recuperar las reservas remanentes en forma
óptima y rentable.
En la medida en que los yacimientos son más intensamente
desarrollados, se hace cada vez más necesario la aplicación de
técnicas y procedimientos sofisticados para realizar la
explotación de los hidrocarburos de una manera confiable y
económicamente rentable.
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Adiestramiento en Campos Maduros
“Un activo petrolero o gasífero es considerado maduro cuando
ha producido más de la mitad de sus reservas probadas
originales después de operar durante buen número de años”.
“Sin embargo, es posible rejuvenecer estos activos si se logra
incrementar el nivel de las reservas probadas remanentes”
Adrián Lajaus
Adiestramiento en Campos Maduros
Retorno de la inversión
Optimización de costos
Altos factores de recobro
Extensión de la vida útil del activo
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Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Re-interpretar datos sísmicos
Fuerzas geo-mecánicas
Escenarios bajo incertidumbre
Identificar zonas dejadas atrás
Reservas remanentes
Registros petrofísicos
Determinar saturaciones de
agua, porosidades y permeabilidades
Perforación interespaciada
Optimización instalaciones en superficie y en el
subsuelo
Programas de estimulación
Mejorar conductividad de la
fractura
Maximizar producción
Técnicas de perforación y
completación bajo balance
Reducir producción de agua no deseada
Reducir tiempos de intervención de
pozos
Reducir costos de intervención de
pozos
Habilidades especiales en Campos maduros
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Adiestramiento en Campos Maduros
Áreas de atención en las diferentes etapas del desarrollo
Horizonte de tiempo
Adiestramiento en Campos Maduros
Geocientificos Ingenieros
Producción
Operaciones
de campo
Socios Gerencia y
Planificación
•Preservar
•Integrar
•Entregar Finder
OPERAC
REG DOC
BDMaestra
Registros
Well
Testing Completaciones Perforación Sísmica Producción
Solución en el ciclo de vida del Activo
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Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos claves del negocio de Exploración
Análisis Regional Evaluación de Prospectos, Pozos y Recursos Definición de la Oportunidad
Modelo del Sistema Petrolero Modelo de Recursos Modelo del Descubrimiento
Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos claves del negocio de Explotación
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Adiestramiento en Campos Maduros
Administración del ciclo de vida del activo
El ciclo de vida de los activos nace de la idea de realizar una actividad que
involucra activos en su desarrollo, pasando por diferentes etapas, hasta llegar al
abandono o disposición final.
La adecuada administración del ciclo de vida del activo, es clave, en el logro del
objetivo de maximizar el retorno sobre los mismos, minimizando el costo del ciclo
de vida, así como también, lograr las adecuadas tasas de retorno sobre
inversiones (TIR) que viabilicen los proyectos
Agrega valor mediante el uso y cuidado
de los activos en todo el ciclo de vida
Adiestramiento en Campos Maduros
Costo del ciclo de vida del activo
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Adiestramiento en Campos Maduros
Costo del ciclo de vida del activo
Adiestramiento en Campos Maduros
Es un juego de:
• Disciplinas
• Métodos
• Procedimientos
• Herramientas
Asociados con confiabilidad, disponibilidad,
mantenibilidad, eficiencia, longevidad y
regulaciones de cumplimiento en Seguridad,
Higiene y Ambiente, de los activos fijos de la
empresa
Es el proceso recurrente en el cual el operador de un campo petrolero utiliza
modelos matemáticos, datos y experticia para optimizar la rentabilidad del
yacimiento o cualquier otro objetivo establecido sobre el desempeño del campo
[Saputelli, et al., 2003]
Modelos matemáticos
Experticia
Datos
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Adiestramiento en Campos Maduros
Para la implantación efectiva de la Gerencia Integrada de
Yacimientos se requieren procesos con un alto nivel de
coordinación que:
Integren eficientemente toda la cadena de valor
Cada actividad tenga sentido dentro del proceso y claridad en la
creación de valor
Sincronice las distintas actividades para aprovechar las
oportunidades de optimizar la producción sin perder la visión de
largo plazo
Sincronice los procesos para lograr el justo a tiempo de las
acciones
Que cree un ambiente altamente programado para la ejecución
de las actividades operativas
Adiestramiento en Campos Maduros
Un Modelo Integrado de Yacimientos consta de las siguientes etapas:
Desarrollo primario, secundario, terciario ?
Cambio de esquemas de explotación ?
Necesidades de nuevas tecnologías ?
Espaciamiento óptimo ? Número de pozos ?
Tipo de reparaciones ?
Tipo de pozos ?
Avanzada ? Exploratorios?
Pruebas de campo?
Reingeniería de Infraestructura?
Conociendo la realidad del subsuelo
diseñar estrategias:
….. Para
incorporarlas en un
Plan… que
representa el
cómo, cuándo y
dónde….
El mejor Plan de desarrollo es el que maximiza el valor de las reservas
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Adiestramiento en Campos Maduros
Acciones o prácticas idóneas que permiten la utilización de los recursos disponibles de la corporación (humanos, tecnológicos y financieros) para maximizar las ganancias de un activo mediante la optimización del recobro, inversiones de capital y costos de operaciones, reduciendo el riesgo, desde el descubrimiento hasta el abandono. Una actividad contínua y cíclica de optimización de recursos.
Una visión del Activo como una unidad de negocios integral
Una organización responsable por la rendición de cuentas a lo largo de
todo el ciclo de vida del activo, orientada al máximo valor agregado.
Adiestramiento en Campos Maduros
MODELO: 2D
Orientación Funcional
Evaluaciones puntuales
Dirección del proyecto
Necesidades del negocio
La Organización y su evolución…
……….. Factor fundamental de éxito
70´s
80´s
90´s
2000 +
A+B+C+D forman equipo. Diferentes jefes.
Diferentes organizaciones funcionales
Evolución de la GIA
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Adiestramiento en Campos Maduros
Au
ton
om
ía s
ob
re r
ec
urs
os
• Físicos
• Financieros
• Humanos
Re
sp
on
sa
bil
ida
d y
co
ntr
ol d
el n
eg
oc
io
• Toma de decisiones
• Definición y focalización del negocio
• Ciclo de planificación y presupuesto
• Ciclo de vida del activo
• Gerencia del Riesgo
• Indicadores claves
Fro
nte
ras
bie
n d
efi
nid
as
• Organización – Sistema de relaciones
• Procesos de trabajo y físicos
• Contratos de rendición de cuentas
• Acuerdos de servicios
Características
Adiestramiento en Campos Maduros
Siete atributos de mejores prácticas en la GIA
Sistemática Sostenible
Holística
Óptima
Integrada
Basada en
riesgos
Sistémica
Fuente: What is Asset Management in 2010? John Woohouse, Chair of Faculty, IAM
Características
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Adiestramiento en Campos Maduros
Mejores prácticas
Costos de ciclos de
vida
Alineación de estrategias con
objetivos de negocio
Optimización costo / riesgo /
desempeño
Empowerment del personal y contratistas
Características
Adiestramiento en Campos Maduros
A
B
Del punto A al punto B A
B
Propósito
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Adiestramiento en Campos Maduros
Iniciar operaciones de control en el momento apropiado
Identificar y definir todos los yacimientos individualmente y en particular, sus
propiedades petrofísicas.
Definir y modificar, si es necesario, el hoyo y sistema de superficie
Deducir el pasado y predecir el futuro del yacimiento
Minimizar la perforación innecesaria de pozos
Considerar todos los aspectos económicos y legales
Propósito
Adiestramiento en Campos Maduros
Filosofía y Estructura
Inve
rsió
n y
ren
ova
ció
n
Op
era
ció
n y
ma
nte
nim
ien
to
Ma
teri
ale
s y
rec
urs
os
Habilitadores de la GIA (Gerencia de Riesgo, Sistemas de
información, Educación, etc.)
Los Qué y
Por qué
Los
Quiénes y
Cómo
Fuente: ¿Innovando con la Gerencia de Activos? The Woodhouse Partnership LTD & Reliability Center, Inc.
Estructura
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Adiestramiento en Campos Maduros
Servicio al cliente Mantenimiento Compra de
materiales
Presupuestos e indicadores de desempeño separados
Algunos acuerdos de nivel de servicio y las relaciones de negociación
Fuente: Combinando las nuevas tecnologías con las nuevas formas de trabajar para crear mejoramiento continuo en Gerencia de Activos, Jonh Wooddhouse y José Durán
Diseño / Ingeniería Producción /
Operaciones
Estructura
Adiestramiento en Campos Maduros
Gerente de Activos, Equipo
multidisciplinario
(resultados medibles)
Proveedores
de servicios
(externos)
Proveedores
de servicios
(internos)
Responsable
Capex - Opex
Rendimiento
neto de
cuentas
Contratos claros /
Nivel de servicio /
Acuerdos / Alianzas
Fuente: Combinando las nuevas tecnologías con las nuevas formas de trabajar para crear mejoramiento continuo en Gerencia de Activos, Jonh Wooddhouse y José Durán
Estructura
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Adiestramiento en Campos Maduros
Tipos de activos,
procesos,
procedimientos y
estándares
Sistemas de activos o unidades de negocios
Desempeño y
condiciones
de monitoreo
Estrategia optimizada, objetivos, planes y
desempeño Cre
cim
iento
contin
uo
Política de la Gerencia Integrada de Activos
Planes de negocios
Expectativas y requisitos legales y de las partes interesadas (clientes, accionistas, reguladores, empleados, proveedores, sociedad)
Fuente: Combinando las nuevas tecnologías con las nuevas formas de trabajar para crear mejoramiento continuo en Gerencia de Activos, Jonh Wooddhouse y José Durán
Adiestramiento en Campos Maduros
Organizacionales
Requerimiento
Producto
Sub-gerencia 2 Sub-gerencia 3
Gerencia
Sub-Gerencia 1
Estructura
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Adiestramiento en Campos Maduros
Tradicional
Flexible
Adquisición Exploración Desarrollo Producción Disposición
Plan
Administrador
Exploración
Desarrollo
Producción
Adquisición Disposición
Adiestramiento en Campos Maduros
Geólogos y
Geofísicos
Ingenieros
de
yacimiento
Gerente
Ingenieros
de
perforación
Equipo de
Gerencia
de
Reservorio
Ingenieros
de
operaciones
Ingenieros
de
producción
Ingenieros
químicos
Ingenieros de
diseño y
construcción
Economistas
Asuntos
legales
Seguridad y
Ambiente
Servicios
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Adiestramiento en Campos Maduros
Materiales y mano de obra
Control de
recursos
Control
del trabajo
Programas de planificación del trabajo
Trabajo preventivo y correctivo
Control de
costos
Control de
cambio
Recopilación de datos
Inspección
Estimación de recursos y asignación de tareas
Estrategias de operación y mantenimiento
Evaluación de soluciones
Identificación del problema
Investigación del problema
Diseño y construcción del proyecto
Fuente: ¿Innovando con la Gerencia de Activos? The Woodhouse Partnership LTD & Reliability Center, Inc.
Procesos
Adiestramiento en Campos Maduros
Habilitadores de la Gerencia integrada de activos
Visión a largo plazo: tomar en cuenta las repercusiones a largo plazo en acciones y
decisiones a corto plazo.
Alineación de la Organización: objetivos acordados, entendimiento compartido,
comunicaciones y relaciones excelentes.
Reconocimiento y aceptación del riesgo: hacer que la evaluación del riesgo sea
parte del proceso normal de toma de decisiones.
Datos integrados, Gerencia de la información y el conocimiento: datos
correctos, levantados al nivel adecuado de calidad y detalle, disponibles, para aquellos
que los necesitan, de una manera regular y apropiada, basados en las decisiones
empresariales que requieren de esa información.
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Adiestramiento en Campos Maduros
Enlaces entre objetivos en competencia
Confiabilidad Seguridad
Regulador
Esperanza
de vida
Costo de
capital
Riesgo de
exposición
Ambiental
Valor
del
activo
Calidad Impresión de
los clientes
Imagen
pública
Costos de
operaciones
Rendimiento
de salida
Fuente: ¿Innovando con la Gerencia de Activos? The Woodhouse Partnership LTD & Reliability Center, Inc.
Procesos
Adiestramiento en Campos Maduros
Fundamento Plan Estratégico Objetivo y metas concretas
Planes de implementación
Programa de control
Formulación
Estrategias de desarrollo y agotamiento
Niveles de producción, pronóstico de reservas
Requerimiento de facilidades
Aprobación de la gerencia
Ejecución
Equipo multidisciplinario integrado
Personal operativo identificado y comprometido
Conocimiento del negocio
Conocimiento de tecnologías disponibles
Regulaciones ambientales
Optimización de costos
Procesos
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Adiestramiento en Campos Maduros
Control y
seguimiento
Toma de registros presión y temperatura
Mediciones en campo con alto grado de
certidumbre
Registros especiales
Monitoreo del avance del frente de inyección /
vapor
Pozos inyectores / observadores
Toma de decisiones
Identificación de oportunidades tecnológicas
Revisión y/o
redimensión
Evaluación
Comparación del plan versus real
Mejores prácticas
Masificación
Uso de pozos inteligentes
Procesos
Adiestramiento en Campos Maduros
Plan de gestión del activo
Es una planificación táctica para gestionar la infraestructura y
activos de una organización, con la finalidad de cumplir un estándar
del servicio.
El plan de gestión del activo debe:
Estar basado en las necesidades concretas de la organización.
Ser revisado continuamente
Procesos
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Adiestramiento en Campos Maduros
• Describe el problema
• Identifica las relaciones de dependencia Descripción del activo en el
sistema
• Define el rendimiento que deben tener los activos y sus condiciones
• Define el estándar de servicio para las diferentes partes del sistema de activos
Definición del estándar del servicio
• Describe el activo
• Define en que condiciones se encuentran los activos Rendimiento actual del activo
• Describe las acciones a corto, mediano y largo plazo
• Establece cronogramas de actividades Acciones planificadas
• Planifica los costos para la explotación, mantenimiento, reparación y reemplazo de los activos para mantener el estándar del servicio
• Realizar revisiones y actualizaciones continuas Costos
• Establecer beneficios económicos, sociales, medioambiental Beneficios
• Aplicar mejores prácticas Mejores prácticas
Contenido del plan de gestión del activo
Procesos
Adiestramiento en Campos Maduros
Conocimiento del
yacimiento
Conocimiento del
medio ambiente del
negocio
Conocimiento de
las tecnologías
Construir o revisar el plan de la Gerencia de Yacimiento
Comienzo
Implementar el plan de la
Gerencia de Yacimiento
Plan de la Gerencia de
Yacimiento de escala y
alcance apropiado
Monitoreo de las predicciones del
plan de la Gerencia de Yacimiento
Monitoreo del negocio y la tecnología
del medio ambiente
Punto final o
anomalías
encontradas?
Nuevas
tendencias
vigentes?
No
No
Si
Fuente: SPE 37333 Some practical aspects of Reservoir management
Procesos
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Adiestramiento en Campos Maduros
Recobro óptimo de petróleo y gas en
forma profesional, sinérgica, económica y
oportuna
Establecer plan de sinergia de equipo
Plan de adquisición de datos desde
descubrimiento hasta abandono
Evaluación sísmica y modelo
geológico
Estudios de simulación en ingeniería
de yacimiento
Plan de perforación
y producción
Plan de monitoreo y operación
Plan de evaluación económica
Plan de la Gerencia de yacimiento
Plan de facilidades
de superficie
1
2
4
3
6
5
7
Producto
Plan de
desarrollo de
yacimiento
Objetivos
Fuente: SPE 38091 Reservoir management key performance indicators
Procesos
Adiestramiento en Campos Maduros
Desarrollo del Plan
Estrategias de desarrollo y producción
Consideraciones ambientales
Adquisición y análisis de datos
Modelaje geológico y numérico
Predicción de producción y Reservas
Facilidades requeridas
Optimización económica
Aprobación gerencial
Procesos
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Adiestramiento en Campos Maduros
Rejuvenecimiento de Campos Maduros
Definir el objetivo del estudio
Características del Activo
Identificar oportunidades preliminares
Conformar equipos de trabajo
Preparar visitas al campo
Realizar visitas al campo
Revisar oportunidades preliminares
Evaluar oportunidades
Procesos
Plan de rejuvenecimiento
Adiestramiento en Campos Maduros
Elaborar estrategias
Desarrollar un plan
Implantarlo
Realizar seguimiento
Evaluación
Procesos
Completación
23/10/2012
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Adiestramiento en Campos Maduros
Problemática actual
Alta complejidad geológica
Bajos factores de recobro
Avanzados estados de
agotamiento
Altas tasas de declinación
Baja relación producción –
reservas
Dificultad de mantener
niveles de producción
¿Cuál es el objetivo?
Reducir la incertidumbre de
los planes de explotación
mediante la caracterización de
yacimientos.
Incrementar las reservas.
Maximizar el recobro final
Minimizar la declinación.
Maximizar potencial de
producción.
Incrementar el porcentaje de
éxito en las campañas de
perforación y reparación.
Maximizar la creación de valor
Procesos Campos maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Incrementar
reservas
Incorporación de
nuevas áreas
Reinterpretación petrofísica
Mejoras del factor
de recobro
Revisión geológica
Reinterpretación sísmica
Revisión petrofísica
N2
CO2
Procesos Campos maduros
WAG
Métodos de
levantamiento
Iny. agua
Iny. gas Recuperación adicional
Recuperación mejorada
Nuevas proyecciones
Presión de abandono
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Adiestramiento en Campos Maduros
Maximizar
potencial de
producción
Cambios en arquitectura de drenaje
Perforación interespaciada
Control de producción de arena
Control de producción de agua
Perforación de nuevos pozos
Cambios en métodos de levantamiento
Procesos Campos maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Minimizar
la declinación
Mantenimiento de presión
Control de producción de agua
Control de depositación de sólidos
Mejoras en métodos de levantamiento
Procesos Campos maduros
Inyección de fluidos
BES
LAG
Escamas
Asfaltenos
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Adiestramiento en Campos Maduros
Mejorar costos
de operación
y mantenimiento
Costos basados en actividades
Mejoras eficiencia operacional
Reducción intervenciones en pozos
Disminución del consumo eléctrico
Procesos Campos maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos Campos maduros
Roles del Ingeniero de Estudios integrados
Presentar los diferentes escenarios de producción.
Suministrar la información geológica, sísmica, petrofísica y
de yacimientos para cada punto de drenaje.
Determinar pronósticos de potencial de crudo, gas y agua
por pozo, yacimiento y/o área.
Estimar los requerimientos de inyección de fluidos por pozo,
yacimiento y área.
Evaluar nuevos proyectos de recuperación.
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Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos Campos maduros
Roles del Ingeniero de Desarrollo de yacimientos
Analizar oportunidades de perforación e identificar trabajos
de rehabilitación que permitan la optimización de los activos,
a partir de la información disponible para cada punto de
drenaje.
En base al monitoreo de yacimientos, identificar y jerarquizar
oportunidades para el control de la producción de fluidos y
sólidos indeseables.
Velar por la captura y validación de datos críticos.
Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos Campos maduros
Roles del Ingeniero de Perforación
Diseñar modelos de construcción de pozos (mechas, fluidos,
revestidores, cementación), completación y mantenimiento de
pozos (fluidos, cañones, estimulaciones, cementaciones forzadas).
Minimizar el daño a la formación mediante el uso de fluidos
adecuados y completación óptima.
Velar por nuevas prácticas en construcción de pozos direccionales
(multilaterales, altamente desviados, horizontales).
Identificar nuevas técnicas de fracturamiento y cañoneo.
Realizar estimados de costos y análisis de riesgo asociados a la
actividad (VCD de construcción de pozos)
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Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos Campos maduros
Roles del Ingeniero de Producción
Seleccionar el método óptimo de producción mediante el
análisis nodal, uso de los sistemas expertos y el análisis de
las facilidades de superficie.
Identificar oportunidades para la aplicación de tecnologías
rentables, mediante la evaluación integral del sistema de
producción y la selección de acciones para la remoción de
daño, control de agua, gas, emulsiones y/o arena.
Velar por la calidad de las pruebas y registros de flujo.
Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos Campos maduros
Roles del Ingeniero de Infraestructura
Velar por la adecuación de las instalaciones existentes y los
requerimientos de nueva infraestructura, reduciendo el
impacto ambiental con máximos niveles de seguridad.
Identificar capacidad de manejo de crudo y gas en las
estaciones de flujo, capacidad de bombeo, transporte,
deshidratación y almacenamiento de crudo.
Establecer las necesidades de compresión de gas,
requerimiento de oleoductos, gasoductos y energía eléctrica.
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Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos Campos maduros
Roles del Ingeniero de Automatización
Integrar las tecnologías de automatización subsuelo -
superficie.
Automatizar los procesos de superficie (sensores, pruebas
de pozos, modelaje y simulación).
Fomentar la Gerencia integral de yacimientos en tiempo real.
Integrar el sistema SCADA, base de datos y sistemas de
automatización.
Velar por la integridad de los datos y su aplicación para la
toma de decisiones.
Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos Campos maduros
Roles de Ingeniero de las gerencias
Presentar diferentes opciones
tecnológicas que contribuyan a
optimizar la recuperación de
hidrocarburos de cada uno de los
escenarios de producción.
Gerencia de
Tecnología
Gerencia de
Plantas
Identificar las facilidades para el manejo
de los volúmenes de inyección
requeridos y la disponibilidad de los
fluidos respectivos.
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Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos Campos maduros
Roles de Gestión, Presupuesto y Planificación
Realizar la evaluación económica para determinar la
rentabilidad del proyecto, conjuntamente con las otras
disciplinas.
Realizar análisis de sensibilidades y análisis de riesgo.
Comparar escenarios jerarquizados económicamente con
los lineamientos corporativos establecidos..
Seleccionar el plan óptimo de explotación o un plan
estratégico (escenarios que sean determinantes para la
supervivencia del yacimiento como una unidad rentable).
Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos
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Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos
23/10/2012
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Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos
Adiestramiento en Campos Maduros
Geociencias Perforación / RTP
Desarrollo de
yacimientos Operaciones de
yacimientos Producción Presupuesto
Ingeniería
Tiempo
1 Ciclo de análisis
Procesos
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Adiestramiento en Campos Maduros
Objetivo Perforación /
RTP
Geociencias
Yacimientos
Producción
Ingeniería
Evaluación
del valor
Perforación /
RTP
Geociencias
Yacimientos
Producción
Ingeniería
Evaluación
del valor
Perforación /
RTP
Geociencias
Yacimientos
Producción
Ingeniería
Evaluación
del valor . .
Tiempo
1er Ciclo de análisis 2do Ciclo de análisis «n» Ciclo de análisis
Procesos
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyectores activos
Inyectores con fugas
Inyectores con fugas parados
Pozos abandonados
Tasa de paro inyectores
Tasa de fugas inyectores
Tasa de éxito inyectores
Efectividad inyectores reparados
Inyección / pozo
Tasa de falla instalac. de sup.
Inyectores activos
Inyectores con fugas
Inyectores con fugas parados
Pozos abandonados
Tasa de paro inyectores
Tasa de fugas inyectores
Tasa de éxito inyectores
Efectividad inyectores reparados
Inyección / pozo
Tasa de falla instalac. de sup.
Inyectores activos
Inyectores con fugas
Inyectores con fugas parados
Pozos abandonados
Tasa de paro inyectores
Tasa de fugas inyectores
Tasa de éxito inyectores
Efectividad inyectores reparados
Inyección / pozo
Tasa de falla instalac. de sup.
Actual Año n Año n + 1
Número reparaciones pozos
Acciones instalac. de sup.
Número reparaciones pozos
Acciones instalac. de sup.
Inyección actual Inyección año n Inyección año n + 1
Desembolso Desembolso
Actividad actual Actividad año n
Procesos
23/10/2012
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Adiestramiento en Campos Maduros
Planificación de
exploración y
actividades
Evaluación de
la planificación
y actividades
Planificación
del Desarrollo
Desarrollo y
producción
Fuente: SPE 38091 Reservoir management key performance indicators
Descubrimiento
Reporte
preliminar
Final de la
evaluación
Inicio de
desarrollo Abandono
Proceso de GIY
Reporte detallado
Resultados
Conclusiones
Requerimientos de
evaluación de perforación
Requerimientos de
adquisición de datos de
yacimientos
Planes de:
Sinergia de equipo
Adquisición de datos
Desarrollo de yacimientos
Perforación y producción
Facilidades de superficie
Operación y monitoreo
Evaluación económica
* * *
* Repetir proceso de ingeniería
de yacimientos cada tres o
cuatro años
Procesos
Adiestramiento en Campos Maduros
23/10/2012
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Adiestramiento en Campos Maduros
Medidas de desempeño en conflicto.- Un grupo solo puede triunfar a costa de otro: aún el
sistema balanceado de indicadores puede reforzar tales prioridades de competencia.
Pensamiento “estrecho”.- Se evita colaboración o soluciones compartidas, usualmente
debido a pobres experiencias previas de cambios organizacionales, personalidades de
gerencias locales fuertes y/o mecanismos de desempeño / recompensa mal estructurados.
Visión de corto plazo.- Especialmente en proyectos o trabajos a terceros, donde el éxito es
muchas veces como “a tiempo” y “ajustado a presupuesto”, sin tomar en cuenta el valor y las
consecuencias posteriores.
Destrezas de negocio para Ingenieros.- Los ingenieros normalmente no hablan el mismo
lenguaje que el director de finanzas!.
Apaga fuegos.- La carga de trabajo reactiva es muy grande para permitir “tiempo para
pensar” y/o “competencia en una crisis” que son reconocidas y recompensadas.
Datos.- ¿Demasiados, pocos, calidad inadecuada o tipo equivocado?.
¿Por qué es tan difícil la GIA?
Adiestramiento en Campos Maduros
Visión actual Visión futura
Grandes mejoras
Hacer lo urgente
Enfoque en fallas
Aprendizaje puntual
Información restringida
Reconocimiento de la reacción
Responsabilidad del Jefe
Jefes como Capataces
Trabajo de rutina sin valor agregado
Identificación de fallas potenciales
Mejora continua
Hacer lo importante
Enfoque en oportunidades
Aprendizaje continuo
Flujo de información
Reconocimiento de la pro-acción
Responsabilidad del Ejecutante
Jefes como entrenadores
Rutinas con valor agregado
Reducción de fallas potenciales
Tomar medidas disciplinarias Mejorar el Sistema de Gestión
Cambios de paradigmas
23/10/2012
36
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
1. Planificar y ejecutar la adquisición de datos que mejore la descripción de
los yacimientos
Integración de los datos
Sinergia de la información
4.- Sintetizar
Selección de datos representativos
Conocer el rango de confiabilidad
Conocer procedencia de la información
3.- Analizar y
Validar
Dónde será tomada
Frecuencia de la toma
Establecer los procedimientos adecuados
Parámetros de precisión
Alimentación de Base de datos y mantenimiento
2.- Recolectar
Objetivo de la información y aplicación
Tipo, cantidad de datos y costos
Cuándo se requiere y será usada
Responsables
1.- Planificar
23/10/2012
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Adiestramiento en Campos Maduros
1. Planificar y ejecutar la adquisición de datos que mejore la descripción
de los yacimientos (Cont.)
Sísmicos Definición del Modelo Geológico del reservorio
Sísmicos, Núcleos, Registros de Pozos,
Fluidos (PVT)
Mapas Geológicos
Caracterización de yacimientos
Calibración de Registros
Determinar propiedades y naturaleza de los
fluidos
Estimar comportamiento y mecanismos de
producción
Diseño de hidráulica de los pozos
Presiones Monitoreo de los niveles energéticos
Estimación de Permeabilidad Efectiva y daño
Validación del Modelo Geológico
Cuantificar mecanismos de producción del
yacimiento
Historia de Presión e Inyección Seguimiento y evaluación del comportamiento
del yacimiento
Adiestramiento en Campos Maduros
2. Elaborar Estudios integrados de Yacimientos.
Definición de objetivos.
Alcance del Estudio.
Conformar equipo
Multidisciplinario.
Datos de yacimientos.
Herramientas (Equipos &
Software).
Modelo del yacimiento.
Esquemas posibles de
explotación.
23/10/2012
38
Adiestramiento en Campos Maduros
3. Establecer Plan Óptimo de Explotación de cada Yacimiento.
Explotación racional del recurso.
Factibilidad económica y técnica.
Considera el entorno legal del país donde se desarrolla.
Jerarquizado económicamente frente a otros escenarios (VPN,
EI y TIR).
Sensibilidades a parámetros críticos (incertidumbres)
Impacto de diferir acciones claves para la explotación del
yacimiento.
Evalúa condiciones del mercado y sus variaciones. (precios del
crudo, oferta y demanda, cuotas de producción asignadas).
Adiestramiento en Campos Maduros
Posibilidades de mejorar economías del plan con nuevas
tecnologías, análisis y gerencia del riesgo tecnológico.
Posibles sinergias con planes óptimos de explotación en
la misma área. Impacto económico de las mismas.
3. Establecer Plan Óptimo de Explotación de cada Yacimiento
(Cont.)
Un plan “impuesto” generalmente fracasa. El
compromiso del personal de operaciones con el plan
es fundamental. Toda la cadena de valor agregado
debe estar en conocimiento de los objetivos del
mismo
23/10/2012
39
Adiestramiento en Campos Maduros
4. Elaborar Plan de Negocio de producción con base a planes óptimos
de explotación de los yacimientos.
Jerarquización económica de Planes óptimos de explotación,
considerando ingresos, egresos, gerencia de activos y tratamiento
fiscal.
Selección de planes óptimos necesarios para cumplir con
Requerimientos de producción.
Resumen de actividades y desembolsos asociados.
Resultados esperados (niveles de producción, flujo de caja, etc.)
Adiestramiento en Campos Maduros
5. Establecer compromisos de producción con base a actividad
planificada, capacidad de producción planificada y comportamiento
histórico de producción de los yacimientos.
Garantizar la actividad de perforación,
reparación de pozos, trabajos menores,
adecuaciones de infraestructura de
superficie y demás instalaciones.
Coordinar programas de mantenimiento de
pozos y paros planificados de
infraestructura.
Considerar planes para desincorporar los
activos que no generan valor a la
corporación.
Incluir estrategias que permitan disminuir
la declinación mecánica en los pozos.
23/10/2012
40
Adiestramiento en Campos Maduros
6. Ejecutar Actividad de perforación y reparación de pozos en base a
jerarquización que optimice utilización de recursos (taladros,
transporte, etc.) Uso acorde de los equipos de
perforación y/o reparación.
Garantizar la capacidad de producción
de los pozos a perforar o reparar,
mediante la aplicación de tecnologías
de vanguardia que permitan la
construcción y mantenimiento de pozos
en armonía con el Medio Ambiente.
Establecer la secuencia de las
actividades de perforación y reparación
de pozos contempladas en el plan del
negocio con base a la utilización óptima
de los recursos y a la contribución por
capacidad de producción.
Adiestramiento en Campos Maduros
Detección y eliminación de cuellos de botella
Cumplimiento de programas de mantenimiento
Eficiencia de equipos, fallas de equipos y tiempos para reparar
Disponibilidad de capacidad efectiva de las instalaciones de producción
e inyección
7. Mantener instalaciones de producción y de inyección de fluidos en
condiciones óptimas de funcionamiento y operar las mismas
optimizando el uso de sus capacidades disponibles.
23/10/2012
41
Adiestramiento en Campos Maduros
8. Ejecutar actividades de producción y disposición de fluidos
producidos y de inyección de fluidos con base a lo establecido en
plan óptimo de explotación de los diferentes yacimientos.
Adecuación y construcción de infraestructura de superficie contemplada en el plan.
Cumplimiento de los programas de inyección de fluidos contemplados en los planes de explotación.
Adquisición de datos relevantes al proceso de producción/inyección.
Reducir al mínimo la producción diferida.
Garantizar el uso racional del gas producido.
Disposición del agua producida en armonía con el medio ambiente.
Automatización de operaciones.
Adiestramiento en Campos Maduros
9. Control estadístico del comportamiento real versus esperado de los
yacimientos. Establecer desviaciones, razones de ellas y acciones para
corregirlas.
Distribución areal y vertical de los fluidos producidos e
inyectados.
Estimación de posición y avance de contactos agua/petróleo y
gas/petróleo.
Distribución de presiones.
Comparación de comportamiento real de producción e
inyección vs. pronosticado.
Resultados de actividades de perforación y estimulación de
pozos vs. planificado.
Declinación natural y mecánica real vs. pronosticada.
23/10/2012
42
Adiestramiento en Campos Maduros
10. En casos de desviaciones en compromisos de producción y que exista la
posibilidad de ejecutar mayor actividad para tratar de corregirlas, ejecutar
actividad incluida en los Planes de Explotación.
Identificar los yacimientos que contribuyen a la desviación y razones de la
misma.
Determinar e implantar las acciones correctivas para reducir/corregir la
desviación.
Establecer el impacto de adelantar aquellas actividades contempladas en el
plan del negocio de producción correspondiente a aquellos yacimientos que
no presentan desviación entre el comportamiento real y el pronosticado.
Evaluar la inconveniencia de ejecutar actividad no planificada aunque
agregue barriles en el corto plazo.
Adiestramiento en Campos Maduros
Legal
Tecnología
Servicios
Investigación
Ingeniería
de Gas
Ingeniería
de Infraestructura
Ing. General
Ingeniería
de Perforación
Finanzas
Ingeniería de
Yacimientos
Geología y
Geofísica
Ambiente
Ingeniería
de Producción
Equipo multidisciplinario
Equipo de Gerencia Integrada
de Yacimientos
23/10/2012
43
Adiestramiento en Campos Maduros
Todos los miembros del equipo deben subordinar sus ambiciones y egos para
lograr el éxito del equipo de Gerencia de yacimientos.
Facilitar la comunicación entre ingenieros de las diversas disciplinas, los
geólogos y personal de operaciones, para:
Reunirse periódicamente.
Cooperar en la enseñanza de cada uno de los objetivos fundamentales.
Fortalecer la confianza y el respeto mutuo.
Aportar los conocimientos, es decir, los geólogos enseñar sobre las
características de las rocas, propiedades petrofísicas, etc., y por otra parte los
ingenieros enseñar sus conocimientos en perforación, completación, etc. Lo que
permite elaborar un proyecto basado en el aporte de todas las disciplinas.
Todos los miembros del equipo deben mantener un alto nivel técnico y
competente.
El equipo emprende la gerencia del yacimiento basado en :
Adiestramiento en Campos Maduros
CREACIÓN DE VALOR
Gente de primera, preparada y motivada
OPERACIONES CAPITAL TECNOLOGIA
Líderes Inspirados
Sabiduría,
Innovación, competitividad
23/10/2012
44
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Importancia de los Datos
Representan la principal plataforma para la caracterización del
yacimiento, principal activo de la Industria petrolera
Permiten cuantificar la certidumbre de los resultados
Son la única evidencia física para determinar las características
de los yacimientos
La calidad del resultado será proporcional a la calidad del
dato empleado en la generación de la información
23/10/2012
45
Adiestramiento en Campos Maduros
Información disponible
Adiestramiento en Campos Maduros
Clasificación Datos Etapa Responsable
Sísmicos
Estructura
Exploración Geocientíficos
Estratigrafía
Fallas
Ancho del área productora
Fluidos
Heterogeneidad entre pozos
Geológicos
Diagénesis del ambiente depositacional
Exploración,
descubrimiento y
desarrollo
Geocientíficos Litología
Estructura
Fallas y fracturas
Registros
Profundidad
Perforación Geólogos, petrofísicos,
ingenieros de perforación
Litología
Anchura
Porosidad
Saturación de fluido
Contacto gas petróleo
Contacto agua petróleo
Correlaciones pozo a pozo
Información disponible
23/10/2012
46
Adiestramiento en Campos Maduros
Clasificación Datos Etapa Responsable
Núcleos
Pruebas de núcleos
Perforación
Geólogos, ingenieros de
perforación, ingenieros de
yacimientos, analistas de
laboratorio
Profundidad
Litología
Ancho
Porosidad
Permeabilidad
Saturación de fluidos residuales
Permeabilidad relativa
Presión capilar
Compresibilidad del poro
Tamaño del grano
Distribución del tamaño del poro
Fluidos
Factores de volumen de formación
Descubrimiento,
delineación,
desarrollo y
producción
Ingenieros de yacimientos y
analistas de laboratorio
Compresibilidades
Viscosidades
Solubilidad del gas
Composición química
Comportamiento de la fase
Gravedades específicas
Información disponible
Adiestramiento en Campos Maduros
Clasificación Datos Etapa Responsable
Pruebas de pozos
Presión de yacimiento
Descubrimiento,
delineación,
desarrollo,
producción e
inyección
Ingenieros de yacimientos e
ingenieros de producción
Permeabilidad efectiva
Ancho
Estratificación
Continuidad del yacimiento
Presencia de fracturas o fallas
Índices de productividad o inyectividad
Saturación de petróleo residual
Producción e
inyección
Tasa de petróleo, gas y agua
Producción
Ingenieros de yacimientos e
ingenieros de producción
Producción acumulada
Tasas de inyección de gas y/o agua
Perfiles de producción
Perfiles de inyección
Información disponible
23/10/2012
47
Adiestramiento en Campos Maduros
Sísmicos
Geológicos
Registros
Núcleos
Fluidos
Pruebas de
pozos
Validación y
almacenamiento
en base de
datos
Recolección y
análisis de datos
Plan, tiempo
justificado y
prioritización
Pruebas de
pozos
Producción
Inyección
Especiales
Antes de la producción Durante la producción
Información disponible
Adiestramiento en Campos Maduros
Determinar y
verificar la
disponibilidad
de datos
Solicitar toma
de datos
adicionales
Descartar la
información
Revisar
cualitativamente
la utilidad de la
información
Clasifica la
información
aceptada
Recopilar la
información que
cualitativamente
sea utilizable
Suficiente
calidad?
Datos
adicionales?
Crear base de
datos
Si
Si
No
No
Recopilación y análisis de los datos
23/10/2012
48
Adiestramiento en Campos Maduros
Responsables de la recopilación de datos
Exploración Descubrimiento
Desarrollo Evaluación Producción
Etapa del
yacimiento
Levantamiento
sísmico
Registros
Análisis de fluidos
Pruebas especiales
Núcleos
Registros
Pruebas de pozos
Pruebas especiales
Trabajos a pozos
Pruebas de producción
Pruebas especiales
Trabajos a pozos
Infraestructura
Metas de producción
Prog. mantenimiento Tipo de dato
Responsable Geofísicos
Geólogos Ing. de yacimientos
Geólogos
Petrofísicos
Ing. de yacimientos
Geólogos
Petrofísicos
Ing. de producción
Ing. de perforación
Ing. de yacimientos
Ing. de producción
Ing. de perforación
Recopilación y análisis de los datos
Adiestramiento en Campos Maduros
Calidad del Dato
Es la medida de la consistencia entre los datos almacenados en un
sistema y lo que en la realidad ellos representan
La fuente principal de generación del dato, son
los pozos
Para garantizar la representatividad, los datos
deben ser tomados en el momento adecuado y
siguiendo los procedimientos y técnicas
correctas
Recopilación y análisis de los datos
23/10/2012
49
Adiestramiento en Campos Maduros
La información existente debe ser suficiente para caracterizar los
yacimientos y/o activos.
La información debe estar bien distribuida en el tiempo y espacio,
garantizando confiabilidad.
De requerirse nuevos datos de campo se debe evaluar la relación
costo-riesgo-beneficio o sea, los costos asociados a obtener la
información adicional versus el valor agregado de disponer de ella.
Premisas:
Etapas del Modelo del dato
Adquisición Inventario Revisión Clasificación Validación e
integración
Recopilación y análisis de los datos
Adiestramiento en Campos Maduros
Componentes principales en la calidad del dato
Completitud: definida en términos de la existencia de valores
para un conjunto de atributos previamente definidos por el usuario
Integridad referencial: Grado de concordancia entre un dato
nuevo y los datos existentes en la Base de datos
Certificación: definida como la validez o confiabilidad del dato
Recopilación y análisis de los datos
23/10/2012
50
Adiestramiento en Campos Maduros
Errores sistemáticos:
Asociados a las condiciones en que se realiza la medición.
No tienen fluctuación estadística.
Ejemplo: uso de instrumentos de medición incorrectamente calibrados
Errores aleatorios:
Son producto de las condiciones en que se realiza la medición
Se manifiestan al medir varias veces el mismo parámetro bajo
supuestamente idénticas condiciones experimentales, se obtienen valores
distintos.
Estos errores pueden ser tratados con técnicas estadísticas
Factores que afectan la calidad de dato
Recopilación y análisis de los datos
Adiestramiento en Campos Maduros
Datos del Yacimiento
¿ Para qué se necesita ?
Cálculos de Reservas
Comportamiento del yacimiento
Desarrollo del yacimiento
Extender la vida del yacimiento
Escala de Información
Micro (Diámetro de los poros)
Macro (Núcleos)
Mega (Entre pozos)
Giga (Ambiente sedimentario, Cuencas)
Dimensiones
1, 2 y 3 dimensiones
Recopilación y análisis de los datos
23/10/2012
51
Adiestramiento en Campos Maduros
Recopilación e inventario de la información
Estudios previos
Petrofísica
Datos de producción
Núcleo
Opinión de expertos
Pruebas de pozos
Sísmica
Análisis de fluidos
Creación de la base de datos
Adiestramiento en Campos Maduros
Yacimientos
Tecnología de Producción
Simulación de Yacimientos
Mapeo
Petrofísica
Geología
Geofísica
Por Yacimiento
(Actualizada en tiempo real)
Base
de
datos
Creación de la base de datos
23/10/2012
52
Adiestramiento en Campos Maduros
Niveles de la Base de datos de E&P
Base de datos
corporativa
Base de datos
del proyecto
Aplicación de
la Base de
datos
Almacena los datos oficiales de la compañía
Alta calidad en los datos y poca variación
El responsable del contenido es un administrador
Almacena datos del proyecto
Tamaño variable
Puede ser modificada por el equipo de trabajo
Cuando se finaliza el estudio, la información pasa
a la Base corporativa
Información altamente volátil
Utilizada generalmente por los Geocientistas
Creación de la base de datos
Adiestramiento en Campos Maduros
Aplicación de
Base de datos
Aplicación de
Base de datos
Base de datos
del proyecto
Base de datos
corporativa
Calidad
Aprobación
Volumen
Extensión areal
Control administrativo
Incrementa
Volatilidad
Frecuencia de acceso
Versiones de los datos
Incrementa
Niveles de la arquitectura - Base de datos de E&P
Creación de la base de datos
23/10/2012
53
Adiestramiento en Campos Maduros
Tipos de datos en una Base de datos de proyecto
Confiable Usuarios Tiempo Vida Ejemplo
Datos
definitivos
Alta Grande Siempre Registros de
Pozos
Información
de consulta
Moderada Moderada Moderada Mapas
oficiales
Datos del
proyecto
Baja Baja Corto Mapas de
trabajo
Archivos
personales
Individual Indeterminado Registros
referenciales
Creación de la base de datos
Adiestramiento en Campos Maduros
Contenido de la Base de datos del proyecto
Equipos de perforación y datos generales de la construcción de
pozos
Datos del pozo (Nombre, localización, mesa rotaria, datos de
desviación, entre otros)
Diámetros del hoyo abierto y diámetros de los revestidores
Datos sísmicos ( 2D y 3D, datos de navegación, sísmica del área de
pozo)
Datos de completación del pozo (perforaciones, recompletaciones o
recañoneo)
Datos de producción e inyección
Creación de la base de datos
23/10/2012
54
Adiestramiento en Campos Maduros
Base de datos general del proyecto
Contiene la información final generada para el inicio del estudio
integrado, debe ser asegurada y gerenciada
Es la responsable de la corrida de toda información relevante
dentro de los sistemas, para que sea fácil de manejar por los
miembros del equipo especializado
Mantiene una gerencia continua, por los cambios continuos de
los resultados de los estudios o el ciclo de vida del mismo
Se transfiere a la base de datos corporativa cuando finaliza el
proyecto del Estudio Integrado
Creación de la base de datos
Adiestramiento en Campos Maduros
Perfiles, mapas
y sísmica
Carpeta
de pozo
Pruebas
de pozo Análisis
de fluido
Pruebas
de producción Registros de
producción e inyección
Muestras
de roca
FUENTES DE GENERACIÓN
Creación de la base de datos
23/10/2012
55
Adiestramiento en Campos Maduros
• Adquisición de datos para mejorar descripción inicial y durante la
vida del yacimiento, para reducir las incertidumbres
• Métodos y procesos para transformarlos en información
Creación de la base de datos
Adiestramiento en Campos Maduros
23/10/2012
56
Adiestramiento en Campos Maduros
¿Cuáles son los retos ?
Declinación de la producción
Incremento de los costos operativos
Factores de recobro estimados obsoletos
El valor del Activo
¿Que es lo mejor que se tiene ……?
Existencia de abundante datos
Experiencia de Campo
Adiestramiento en Campos Maduros
Situación actual del yacimiento
Revisión de Factores de recobro y Reservas
Revisión de los estudios y datos existente
Resultados de proyectos Implementados
Contabilización de estado de pozos
Revisión de indicadores de gestión
Estado del mercado
Estado de la infraestructura
Declinación de producción
Avances de los frentes de fluidos
Experticia del Recurso Humano
23/10/2012
57
Adiestramiento en Campos Maduros
Situación actual del yacimiento de gas
Para empuje de acuíferos fuertes
donde la presión de reservorio es
mantenida es posible recuperar más
de un 60 % del gas original, si la
saturación residual es alta.
Para un fuerte empuje de agua,
donde la presión se mantiene
constante y cerca de la presión
original, es imposible recuperar más
de un 60 % del volumen a
condiciones de reservorio, si la
saturación residual es alta hasta un
40 %. Esto comparado con el 80 a
90 % de la reserva recuperada en el
caso de reservorio volumétrico.
Si el empuje de agua decrece la
recuperación de gas se incrementa. “Explotación del gas y optimización de la producción” J.L. Rivero
Adiestramiento en Campos Maduros
Situación actual del yacimiento de gas
Permeabilidad: El flujo a través de una formación de alta permeabilidad es
relativamente fácil y existe una leve caída de presión. Mientras que para
formaciones de baja permeabilidad existe una alta caída de presión. Este
concepto se aplica de la misma manera para la entrada de agua en el
reservorio. Para reservorio de baja permeabilidad y acuífero adyacente fuerte
existe una entrada leve del acuífero.
Tamaño del reservorio: Para reservorio infinito con una débil entrada de
agua depende del área del campo, ya el volumen de agua necesario para
mantener la presión esta en función del área. La cual es proporcional al
cuadrado del radio. Consecuentemente la cantidad de entrada de agua esta
dada por el periodo de tiempo y la caída de presión.
Tiempo: Si se mantiene una alta producción la cantidad de entrada de agua
es elevada, ésta requiere un tiempo corto. Por consiguiente si se tiene una
baja producción y la entrada de agua es fuerte el periodo requerido es similar
al anterior, el empuje de agua decrece la recuperación de gas se incrementa.
“Explotación del gas y optimización de la producción” J.L. Rivero
La entrada de agua en el reservorio depende de tres factores principales que son:
23/10/2012
58
Adiestramiento en Campos Maduros
Situación actual del yacimiento de gas
Antes que la producción del campo empiece, y durante el tiempo de t0 a t1 el
campo tiene que ser desarrollado con lo cual ocurre un rápido incremento de
caudal hasta llegar al caudal de contrato qc.
“Explotación del gas y optimización de la producción” J.L. Rivero
Al tiempo t1 la capacidad productiva es normal
y está por encima del caudal de entrega o de
contrato qc, a un tiempo t2 la capacidad
productiva del reservorio existente declina con
las facilidades de producción al caudal de
contrato y nos da un suficiente incentivo
económico para la perforación de pozos de
desarrollo o pozos de relleno para mantener
el caudal por encima del caudal de contrato.
Para un tiempo t3 el caudal comienza a
declinar y también la capacidad productiva
hasta alcanzar la presión de abandono a un
tiempo t4.
Adiestramiento en Campos Maduros
Optimización de producción del yacimiento de gas
El plan de producción de un campo de gas deberá ser realizado en base a la demanda del
mercado. Esto generalmente lleva a la restricción del caudal, a la cual la producción debe ser
entregada. Por otro lado el caudal de producción podría ser limitado por las perforaciones,
proceso y transportación. Las facilidades económicas consideradas podrían jugar un papel
determinante en el plan de desarrollo y producción de un campo gasífero.
El patrón de producción está dividido en tres partes:
“Explotación del gas y optimización de la producción” J.L. Rivero
Periodo del aumento de la producción.
Periodo de la producción constante.
Periodo de la declinación de la
producción.
El plan de desarrollo podría ser
determinado por la capacidad de entrega
del reservorio para diferentes presiones
del cabezal.
23/10/2012
59
Adiestramiento en Campos Maduros
¿Qué se puede hacer?
Estimar último recobro primario
Evaluar otras Alternativas u Oportunidades
Pozos adicionales
Pozos horizontales y no convencionales
Trabajos de rehabilitación
Cambios de métodos de producción
Implementación de métodos de Recuperación
Mejorada
Aplicación de nuevas tecnologías
Adiestramiento en Campos Maduros
¿Cuáles son las etapas que se deben seguir ?
Cotejo histórico
Revisión de
Datos Balance de Materia
Análisis de Curvas
de Declinación
Simulación de
Yacimientos
Descripción
del Yacimiento
Predicción
Seguimiento
Comportamiento
Recomendaciones
Plan Estratégico
23/10/2012
60
Adiestramiento en Campos Maduros
¿Cómo re-evaluar los datos existentes?
Realizar un Modelo integrado de Yacimientos incorporando
nuevas tecnologías de interpretación
Sísmica
Registros y análisis de núcleos
Propiedades Roca-Fluido
Análisis de pruebas de pozos
Historia producción/ inyección
Adiestramiento en Campos Maduros
Uso de los Registros de producción
Monitoreo de saturación con tiempo
Mapa de saturación con tiempo
23/10/2012
61
Adiestramiento en Campos Maduros
Mapa corte de agua inicial Mapa corte de agua actual
Corte de Agua
Inicial
Hidrocarburo
remanente
Desplazamiento
aparente del
hidrocarburo
Uso de los Registros de producción
Adiestramiento en Campos Maduros
Revisión del factor de recobro
23/10/2012
62
Adiestramiento en Campos Maduros
RELACIÓN DE PRESIONES VS FR
0
20
40
60
80
100
0 10 20 30 40 50 60
FR (%)
R
ela
ció
n P
y/P
i (%
)
.
EXPANSIÓN DE LA ROCA
GAS EN SOLUCIÓN EXPANSIÓN
CAPA DE GAS
EMPUJE HIDRAULICO
SEGREGACION GRAVITACIONAL
Integrated Petroleum Reservoir Management. A Team Approach. Satter y Thakur.
Revisión del factor de recobro
Adiestramiento en Campos Maduros
Mecanismo Presión del yacimiento Relación gas-Petróleo Producción de Agua Factor
Recobro
Otros
Empuje por
agua
Permanece alta. Es
sensible a las tasas de
producción de
petróleo, agua y gas.
Permanece baja si la
presión permanece
alta.
Aumenta
apreciablemente. Los
pozos ubicados
buzamiento abajo
producen agua
temprano.
35%-80%
Promedio:
50%.
Petróleo original en
sitio (POES) calculado
por balance de
materiales aumenta
cuando el influjo de
agua no se considera.
Empuje por
gas en
solución
Declina rápida y
continuamente.
Primero baja, luego
sube a un máximo y
cae nuevamente.
Ninguna (excepto en
yacimientos con alta
saturación de agua)
5%-35%
Promedio:
20%
Requiere métodos de
levantamiento artificial
al comienzo de la
producción.
Expansión
de la roca y
los fluidos
Declina rápida y
continuamente (P >
Pb)
Permanece baja y
constante
Ninguna (excepto en
yacimientos con alta
saturación de agua)
1%-10%
Promedio: 3%
Empuje por
capa de
gas
Declina suave y
continuamente
Aumenta
continuamente en
pozos ubicados
buzamiento arriba
Ausente o
insignificante
20%-40%
Promedio>25
%
El comienzo de la
producción de gas en
los pozos buzamiento
abajo indica un empuje
por capa de gas
Drenaje por
gravedad
Declina rápida y
continuamente
Permanece baja en
pozos buzamiento
abajo y alta en pozos
buzamiento arriba
Ausente o
insignificante
40%-80%
Promedio:
60%
Se presenta si la
permeabilidad es
mayor a 200 md, el
buzamiento mayor a
10° y la viscosidad baja
(menor a 5 cps)
Integrated Petroleum Reservoir Management. A Team Approach. Satter y Thakur.
Revisión del factor de recobro
23/10/2012
63
Adiestramiento en Campos Maduros
M. Paris de
Ferrer (2009)
Satter -
Thakur
(1994)
F. Escobar
(2004)
L.P. Dake
(1978)
Tarek Ahmed
(2010)
E. Barberii
(1998)
Luca
Consentino
(2001)
J. Manucci
(ND)
Expansión roca fluido 1- 10% 1- 10% - Pequeño porcentaje - < 5% < 12%
Gas en solución 5 - 35% 5 - 35% < 30% 5 - 30% 20 - 40% 7 - 35% Alrededor de 25%
Capa de gas 30 - 40% 20 - 40% 20 - 40% 25 -35% 20 - 40% 15 - 25% < 70% (**) 25 - 55%
Empuje por agua 40 - 70% 35 - 80% 35 - 80% > 50% 35 - 75% Hasta 60% 30 - 80% 40 - 80%
Empuje por gravedad - 40 - 80% 40 - 80% - Puede ser alto (>80%) - - -
Compactación - - - > 50% (*) - - > 30% -
(*): Campo Bachaquero, Venezuela
(**): Depende del tamaño de la capa de gas
5 - 20%
Autores
Mecanismo de
producción
Factor de recobro según diferentes autores
Revisión del factor de recobro
Adiestramiento en Campos Maduros
Deltaic
o E
.H.
Barr
era
/Lla
nura
Alu
via
l
E.H
., E
.C.G
.
Barr
era
/Lla
nura
Alu
via
l
E.H
., E
.C.G
.
Flu
via
l/D
eltaic
o E
.H.
De
lta
ico
E.C
.
Flu
via
l E.H
., G
.S.,
E.C
.G.
Flu
via
l/D
eltaic
o E
.C.,
G.S
.
Deltaic
o G
.S.
Yacimiento de Clástico Compacto
Talu
d G
.S.
Arr
ecife (A
nill
o,
Monticulo
) E
.C.
Marg
en
de
Pla
tafo
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D.G
.
Modificado por Lixiviación al aire
Pla
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.S.
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reta
cic
o G
.S.
Pla
tafo
rma A
bie
rta
E.H
., E
.C.
Ma
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nd
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lata
form
aG
.S.
Pla
tafo
rma R
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a
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ico G
.S.
Rela
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Dis
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ia E
.C.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Efi
cie
ncia
de R
eco
bro
Pro
med
io (
%)
Efi
cie
ncia
de R
eco
bro
Pro
med
io (
%)
Genesis del Yacimiento y Mecanismos de Producción
Leyenda: E.H.: Empuje Hidraulico
G.S.: Gas en SoluciónD.G.: Drenaje por GravedadE.C.G.: Expasión Capa de GasE.C.: Empuje Combinado (E.H., G.S.,
E.C.G.)
Estadísticas Internacionales
Noel Tyler, 1984
Revisión del factor de recobro
23/10/2012
64
Adiestramiento en Campos Maduros
1741.03722.00979.01611.0*)(**
)1(**815.41
Pa
PbSwi
K
Bob
SwiFR
ob
Empuje por Gas en Solución
Ecuaciones de Arps
0.21590.19030.0770
oi
wi0.0422
Pa
Pi*(Sw)*
μ*1000
μ*K*
Boi
Swi)(1*Φ*54.898FR
Empuje por Agua
Estimación del Factor de recobro Estadísticas API:
Revisión del factor de recobro
Adiestramiento en Campos Maduros
Yacimientos de gas: Fr = 1 - Zi P Z Pi
Donde:
Zi = Factor de compresibilidad del gas a Pi, psia -1
Pa = Presión de agotamiento, psia
Z = Factor de compresibilidad del gas, psia -1
P = Presión inicial, psia
Yacimientos de gas seco - Volumétrico:
Fr = 1 - βgi βga
Yacimientos de gas seco con influjo de agua:
Fr = 1 - βgi Sgr
βga (1-Swi)
βga = Factor volumétrico del gas a Pa, PC/PCN
βgi = Factor volumétrico del gas a Pi, PC/PCN
Gas Reservoir Engineering. J. Lee y R. Wattenbarger
Revisión del factor de recobro
Fr = βgi -βgr βgi
23/10/2012
65
Adiestramiento en Campos Maduros
Donde:
Pa = Presión de agotamiento, psia
Yacimientos de gas seco con influjo de agua:
Fr = 1 - βgi
βga
βga = Factor volumétrico del gas a Pa, PC/PCN
βgi = Factor volumétrico del gas a Pi, PC/PCN
Pi = Presión inicial, psia
Ev Sgr
Sgi +
Ev
1 - Ev
Ev = Eficiencia volumétrica de barrido Gas Reservoir Engineering. J. Lee y R. Wattenbarger
Revisión del factor de recobro
Fr = βgi Sgi - βgr Sgr
βgiSgi
Influjo de agua parcial
Fr = Sgi - Sgr
Sgi
Influjo de agua total
Adiestramiento en Campos Maduros
Revisión del factor de recobro - Actividad
Calcular el factor de recobro considerando los tres casos si,
Sgi = 65 %
βgi = 1215 PCN/PC
Sgr =15 %
βgr = 635 PCN/PC
23/10/2012
66
Adiestramiento en Campos Maduros
Revisión del factor de recobro – Actividad - Solución
Yacimientos de gas seco - Volumétrico:
Fr = βgi -βgr βgi
Fr = 1215-635 1215
= 47,7 %
Fr = βgi Sgi - βgr Sgr
βgiSgi =
1215*0,65 – 635*0,15
1215*0,65 = 87,9 %
Fr = Sgi - Sgr
Sgi =
0,65 - 0,15
0,65 = 76,9 %
Adiestramiento en Campos Maduros
La Gestión de Reservas está presente a lo largo de toda la cadena de Valor de E&P
Incertidumbre
Cadena de valor de EyP Revisión de las reservas
23/10/2012
67
Adiestramiento en Campos Maduros
Tipos
Analogía
Volumétrico
Comportamiento
RECUPERACIÓN PRIMARIA
Balance de Materiales
El tipo de análisis para la estimación de las reservas depende de:
Grado de madurez del reservorio
Cantidad de información disponible
Grado de incertidumbres geológicas
Simulación numérica de Yacimientos
Declinación de producción
Revisión de las reservas
Adiestramiento en Campos Maduros
Debido al hecho que, para encontrar, producir y distribuir el petróleo y sus productos,
se necesitan considerables recursos económicos, es esencial realizar evaluaciones
actualizadas de las cantidades de reservas petroleras.
Reinterpretación geológica
Comportamiento de producción
Estudios de Yacimiento
Implantación de proyectos de
Recuperación secundaria
Balance de materiales
Simulación numérica
Estos son los cambios en las reservas probadas como
producto de la aprobación por parte del ente regulador
de estudios nuevos o modificaciones de proyectos
existentes.
Las reservas de los yacimientos se actualizan periódicamente de acuerdo con
lineamientos de clasificación de reservas del SPE y SEC. Dichas revisiones son
producto de:
Cambios que pueden producirse por una nueva
interpretación de la geología, que puede dar origen a
cambios de área, espesor de arena neta petrolífera o
cambios en su petrofísica, que pueden afectar la
porosidad y la saturación de agua inicial
Revisión de las reservas
23/10/2012
68
Adiestramiento en Campos Maduros
TIEMPO
PASADO
FUTURO
EXPONENCIAL
LIMITE ECONÓMICO
HIPERBÓLICA
RESERVAS RECUPERABLES
Curvas de Declinación de producción
Cuando existen suficientes datos de producción y ésta es declinante el comportamiento pasado de un pozo, grupo de pozos, yacimiento o campo, puede ser extendido para indicar su comportamiento futuro.
Al utilizar las curvas de declinación de producción, se deben tomar en cuenta todos los factores, que pueden influir en su comportamiento, tales como: rehabilitaciones, cierres de producción por mercado, cambios de métodos de producción, alto corte de agua, etc.
Se recomienda que se haya producido, al menos, 10% del recobro. Aplica
más en yacimientos con empuje por gas en solución, que empuje hidráulico
Tipos: exponencial, hiperbólico y armónico.
Revisión de las reservas
Adiestramiento en Campos Maduros
Métodos de Comportamiento
TIEMPO
PASADO
FUTURO
EXPONENCIAL
LÍMITE ECONÓMICO
HIPERBÓLICA
RESERVAS RECUPERABLES
No existe un método que defina el límite económico o tasa de abandono en una operación productora de petróleo de vastas proporciones. Un límite puede ser muy alto para áreas remotas que tienen altos costos de transporte y otros gastos asociados con operaciones realizadas en zonas apartadas de los centros de operación.
Límite Económico
El límite económico de un pozo, yacimiento, campo, es la tasa mínima de producción donde los ingresos obtenidos se compensan con los costos de producción, es decir, no genera ganancias.
Los factores que afectan este límite, son los precios de los hidrocarburos, los costos operativos, los regímenes fiscales vigentes, los cuales podrían anular en un momento dado alguna ganancia posible.
Revisión de las reservas
23/10/2012
69
Adiestramiento en Campos Maduros
¿Qué se obtiene del Balance de Materiales?
Estimación del POES / GOES y determinación de los Mecanismos de
producción
Comparación con los datos oficiales y con los resultados de la
simulación
Proveer datos para la simulación
Fluidos inyectados e intrusión de
agua
(Vol. Std)
Fluidos inicialmente
presentes en el
Yacimiento (Vol. Std)
Fluidos producidos del
Yacimiento (Vol. Std)
Fluidos remanentes del Yacimiento
(Vol. Std)
Menos
(-)
Igual
(=)
Ajustes
Adiestramiento en Campos Maduros
¿Cuales son los objetivos de un Estudio?
Proveer la descripción del Yacimiento
Revisar el POES/ GOES
Desarrollo de Reservas adicionales
Estrategias para la Gerencia adecuada del Yacimiento
Revisión de las reservas
23/10/2012
70
Adiestramiento en Campos Maduros
Entender la complejidad del Yacimiento
Identificar áreas con potencial
Monitorear el comportamiento del Yacimiento
Permite generar escenarios de producción bajo diferentes
esquemas de explotación
Desarrollo de las Reservas
¿Qué se obtiene con la Simulación?
Revisión de las reservas
Adiestramiento en Campos Maduros
Después de realizar un cotejo histórico de producción satisfactorio, el modelo de
yacimiento puede ser utilizado para predecir el comportamiento del yacimiento.
Estimación de reservas
Patrones de pozos y espaciamiento
Ubicación de pozos inyectores
Programa de perforación
Tasas críticas de producción
Estrategia de completamiento de pozos
Capacidad de producción del pozo
Comportamiento de pozo vertical versus pozo horizontal
Migración de fluido
Mecanismos de recobro
Efecto de inyección de fluidos
Preguntas típicas que un modelo de yacimiento puede responder:
Revisión de las reservas - Simulación
23/10/2012
71
Adiestramiento en Campos Maduros
El modelo proporciona estimaciones de los fluidos en sitio a condiciones
iniciales y actuales.
Cualquier diferencia significativa en estos resultados deben ser investigados e
incluir una explicación en el informe de ingeniería
Idealmente, estas estimaciones deben compararse con los resultados de
método volumétrico y cálculos de balance de materiales
Los resultados del caso base de la predicción deben coincidir bastante bien, con
los resultados del análisis de curvas de declinación.
Revisión de las reservas - Simulación
Adiestramiento en Campos Maduros
Etapa Método de estimación ¿Qúe se estima?
Exploración Analogía
Factor de recuperación Métodos analíticos
Delineación Analogía Factor de recuperación
Métodos analíticos
Desarrollo Métodos analíticos Factor de recuperación
Producción
Simulación numérica Reservas
Análisis de declinación Reservas
Balance de Materiales POES
Abandono Producción real Reservas
“Determination of oil and gas reserves” The Petroleum Society of the Canadian Institute of mining, metallurgy and petroleum.
Revisión de las reservas – Métodos recomendados
23/10/2012
72
Adiestramiento en Campos Maduros
VOLUMÉTRICO
CURVAS DE
DECLINACIÓN BALANCE DE MATERIALES SIMULACIÓN MATEMÁTICA
Exploración Si/Cuestionable No Si/Cuestionable Si/Cuestionable
Descubrimiento Si/Cuestionable No Si/Cuestionable Si/Cuestionable
Delineación Si/Cuestionable No Si/Cuestionable Si/Estimado
Desarrollo Si/Mejor No Si/Mejor Si/Bueno
Producción Si/Estimado Si/Estimado Si/Bueno Si/Muy Bueno
Geometría Espesor de Área No Área, espesor homogéneo Área, espesor heterogéneo
Roca Porosidad, Saturación No
Porosidad, Saturación,
Permeab. Relativa,
Compresibidad homogenea
Porosidad, Saturación, Permeab.
Relativa, Compresibidad Presión
Capilar Heterogénea
Fluidos Factor Volumen Formación No PVT Homogeneo PVT Heterogeneo
Pozo No No PI por Tasa vs Tiempo Localización de las perforaciones, PI
Producción/Inyección No Producción Si Si
Presión No No Si Si
Petróleo Original en Sitio Si No Si Si
Recobro Final Si con recuperación Si Si Si
Tasa vs Tiempo No Si Si con PI Si
Presión vs Tiempo No No Si con PI Si
1- Aplicabilidad/Exactitud
2- Requerimientos de Datos
3- Resultados
Integrated Petroleum Reservoir Management. A Team Approach. Satter y Thakur.
Revisión de las reservas – Comparación de técnicas
Adiestramiento en Campos Maduros
Identificar áreas con potencial
Monitorear el comportamiento del Yacimiento
Permite generar escenarios de producción bajo diferentes esquemas
de explotación
Estrategia de Explotación
23/10/2012
73
Adiestramiento en Campos Maduros
Producción
Tasa d
e P
rod
ucció
n
Desarrollo
Plateau
Declinación
Exploración
Descubrimiento
Proyectos de Delineación (PDD)
$
Incorporación temprana de tecnologías de optimización de producción en diseño, construcción y operación de pozos e infraestructura
Impacto de tecnologías de optimización
en el ciclo Exploración-Explotación
Estrategia de Explotación
Adiestramiento en Campos Maduros
Son el aspecto más importante de la
Gerencia Integrada de Yacimientos y
la razón de ser de los Estudios de
Yacimientos.
Son el conjunto de políticas que
garantizan la máxima creación de
valor en los procesos de
recuperación de las reservas de
hidrocarburos.
Un sentido de dirección .... Estrategia de Explotación
23/10/2012
74
Adiestramiento en Campos Maduros
Cada yacimiento responde a políticas de
explotación particulares e individuales.
No existen procedimientos y normas
específicas para elaborar un plan de
explotación.
Se requiere conocer el yacimiento y contar con
herramientas idóneas para elaborar una
estrategia de explotación óptima.
Se trata de delinear políticas de agotamiento
dirigidas a maximizar el valor de las reservas,
más que a maximizar el recobro.
Máximo recobro vs Máxima creación de valor
Estrategia de Explotación
Adiestramiento en Campos Maduros
Campo nuevo
• Perforación de pozos exploratorios y delimitadores
• Poca infraestructura
• Baja o nula actividad de reparaciones mayores
• No requiere sistema artificial de producción
Campo en desarrollo
• Perforación de pozos de desarrollo
• Cuenta con infraestructura
• Alta actividad en reparaciones mayores
• Requiere sistema artificial de producción
Campo maduro
• Cuenta con infraestructura
• Requiere sistema artificial de producción
• Revertir declinación con recuperación secundaria o mejorada
Campo marginal
• Cuenta con infraestructura
• Requiere sistema artificial de producción
• Revertir declinación con recuperación secundaria o mejorada
• Tecnología para revertir declinación
Estrategia de Explotación
23/10/2012
75
Adiestramiento en Campos Maduros
Modelo
Estructural
Modelo
Estratigráfico
Modelo
Sedimentológico Modelo
Petrofísico
Modelo
de Datos
Modelo
de Fluidos
0 100 200 300 400 500 600
165 1615 3015 5315 PRESION(LPCA)
Rs(P
CN
/BN
)
1,2 1,25 1,3 1,35 1,4 1,45 1,5
Bo
(BY
/BN
)
PVT Bo
Rs
VIII VII VI
V
IV
Modelo
Geoestadístico
Modelo
de Simulación
F.E.L. “Front End
Loading”
Estudios Integrados de Yacimientos Un paso previo.............
2.- Construcción de pozos
3.- Diseño de Instalaciones
4.- Operaciones de Producción
Las estrategias de explotación
representan, a su vez, el F.E.L.
de los procesos, aguas abajo, de
la cadena de agregación de valor
Estrategia de Explotación
Adiestramiento en Campos Maduros
Espacio de decisiones estratégicas:
identificación de valor
Espacio de ejecución
estratégica:
materialización de valor
Visualizar
(DSD)
Conceptualizar
(DSD)
Operar
(DSD)
Ejecutar
(DSD)
Definir
(DSD) PD PD PD PD PD
Generación
de
escenarios,
factibilidad
técnico
económica y
alineación con
las
estrategias de
negocio
Selección y
evaluación del
mejor escenario
y refinamiento
del mismo
Detalles de
alcance del
proyecto,
costos,
cronograma,
optimización
final, obtención
del
presupuesto y
contratación
Construcción
y puesta en
marcha de
acuerdo al
alcance,
costo y
cronograma
Operación y
evaluación del
proyecto para
asegurar su
desempeño de
acuerdo a las
especificaciones
y retorno de la
inversión
VCD
DSD: Documento de soporte de decisión PD: Punto de decisión y revisión de partes
Estrategia de Explotación
23/10/2012
76
Adiestramiento en Campos Maduros
Generación del Plan de explotación
Visualización Definición Conceptualización
1. Definir un caso de
negocio.
2. Entender las opciones
1. Validar caso de
negocio.
2. Seleccionar mejor
escenario.
1. Diseño de
ingeniería
1. Establecer escenarios
2. Proveer documentos
de soporte técnico-
económicos.
1. Ingeniería Plan de
ejecución
2. Presupuesto..
1. Evaluar escenarios
2. Prueba de concepto
Fase
Objetivo
Actividades
Estimados
de costos
Esfuerzos
del equipo
Revisión
Clase V
+ 50% - 30%
Clase II
+ 15% - 10%
Clase IV - III
+ 25% - 15%
3 - 5% 12 - 20% 5 - 12%
1. Es factible?
2. Está alineado con
Plan corporativo
1. Es el mejor
escenario?
2. Es factible?
1. Calidad del trabajo
técnico?
2. Mejores prácticas
3. Rentabilidad ok?
Administrando Riesgo e incertidumbre
R R R
R Revisión
técnica
Adiestramiento en Campos Maduros
Conceptualización Definición Ejecución Operación Etapa
explotación
Tiempo
Va
lor
Value Identification Identificación de Valor Realización de valor
Operación Ejecutar el
plan
Aprobar el
plan
Evaluar
opciones
Identificar
Oportunidades
Pobre definición
(escenarios limitados)
Buena Definición (varios escenarios)
Pobre ejecución
Buena ejecución
D D
A A
B B
C C
Actividades • Establecer
escenarios
• Identificación
de riesgos
• ¿Se tiene
rentabilidad /
factibilidad?
• Analiza riesgos
• Evaluación y
jerarquización
de escenarios
• ¿Es el mejor
escenario?
• Ingeniería básica
del escenario
seleccionado
• Evaluación
económica
• ¿Calidad del
trabajo técnico y
económica ok?
Dictamen
Visualización
Práctica
actual
23/10/2012
77
Adiestramiento en Campos Maduros
3 1 2
Fase Exploratoria
Análisis de
Cuencas / Plays
Evaluación
Licitación / Concesión
Desarrollo del
Plan Exploratorio Resultados
Exploratorios
Dis
cip
lina
Ingeniería Perforación / Terminaciones
Ingeniería Instalaciones
Ingeniería Yacimiento
Petrofísica
Geociencias
Planificación
¿S
iga tra
baja
nd
o e
n la c
uen
ca (
si / N
o)?
Estr
ate
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Exp
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co
mp
rom
iso
Perf
ora
ció
n?
4
• Reconocimiento Exploratorio
• Estudios regionales
• Evaluación de riesgos
• Desarrollo modelo
de Cuenca
• Premisas
económicas
• Estimación de reservas
• Modelo económico
• Optimizar portafolio
• Identificación de Prospectos
• Mapeo prospectos
• Evaluación de Reisgos
• Estimación de reservas
• Estimación
Facilidades / Perforación
• Modelo económico
• Valor esperado
• Optimizar portafolio
• Perforar pozo exploratorio • Adquisición de concesión
• Descripción del Yacimiento
• Desarrollo del programa perforación
• Evaluación de Riesgos
• Modelo económico
• Estimación de Reservas
• Valor esperado
• Optimizar portafolio
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Estrategia de Explotación
Adiestramiento en Campos Maduros
5
Fases Delineación / Desarrollo
Desarrollo del
Plan Delineación
Perforación
Evaluación
Preparación
de alternativas
para el Desarrollo
Optimizar
Plan de
Desarrollo
Dis
cip
lina
Ingenieria perforación / Terminaciones
Ingeneria instaciones
Ingeneria Yacimiento
Petrofísica
Geociencias
Planificación
¿A
pro
bació
n d
el p
lan
de d
eli
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n y
co
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rom
iso
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erf
ora
ció
n?
Sele
ccio
nar
alt
ern
ati
va p
ara
el D
esarr
oll
o
6
• Perforación pozo explor.
• Descripción del
Yacimiento
• Desarrollo programa
perforación
• Evaluación riesgo
• Modelo económico
• Estimación de reservas
• Valor esperado
• Optimizar portafolio
• Perforar pozos delineación
• Descripción del Yacimiento
• Desarrollo programa de
perforación
• Evaluación de riesgo
• Modelo económico
• Estimación de reservas
• Valor esperado
• Optimizar portafolio
• Plan detallado de
perforación
• Ingenieria preliminar de las
instalaciones
• Modelo económico
actualizado
• Valor esperado
• Optimizar portafolio
• Descripción del Yacimiento
• Plan agotamiento
• Plan de perforación
• Plan conceptual de instalaciones
• Plan de ejecución
• Plan SIASPA
• Plan operativo
• Valor esperado
• Optimizar portafolio
¿D
esarr
oll
o A
pro
bad
o?
7
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Estrategia de Explotación
23/10/2012
78
Adiestramiento en Campos Maduros
Fase Producción
Construir
instalaciones de la
producción
Inicializar producción y
Ejecutar plan actual
del desarrollo
Seguimiento del
desempeño del activo
y desarrollo de
alternativas
• Diseño y construcción
• Desarrollo plan operativo
• Plan detallado de Perforación
Terminaciones
• Finalizar contratos
• Preparar archivos regulatorios
• Seguimiento y optimización de parámetros
del sistema de operación
• Medir y distribuir volúmenes producidos
• Mantener equipos superficiales
• Mantener desempeño de pozos
• Desarrollar y mantener plan de la
administración del yacimiento
• Desarrrollar Plan de negocios para el Activo
• Medir desempeño del activo contra el plan
• Desarrollo de Alternativas operacionales / Nivel
de negocio para maximizar el valor del portafolio
Sele
ccio
nar
mejo
res a
ltern
ati
vas
Para
maxim
izar
valo
r d
el p
ort
afo
lio
8
Tecnología de la producción
Petrofísica
Geociencias
Planificación
Ingenieria de yacimiento
Ingeneria instaciones
Ingeneria perforación / Terminaciones
Producción inicial
Dis
cip
line
Producción aumentado
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Estrategia de Explotación
Adiestramiento en Campos Maduros
•
Fases Desarrollo y Producción
Ejecutar plan inicial
de desarrollo Gerencia del Campo
• Diseño y construcción
• Seguimiento / Actualización
Plan operativo
• Seguimiento / Actualizar Plan
Perforación / Terminaciones
• Finalizar / Actualizar contratos
• Preparar archivos regulatorios
• Seguimiento y optimización parámetros del sistema de
producción
• Medir, asignar y optimizar volúmenes producidos
• Mantener y optimizar equipos superficiales
• Mantener y optimizar desempeño de pozos
• Desarrollar y mantener el plan para la administración
del yacimiento
• Evaluar y planificar opciones para producción secundaria
Medir desempeño del Activo
contra el plan •
Operativos para maximizar el
valor del portafolio
¿A
ba
nd
on
ar?
9
Tecnología de la producción
Petrofísica
Geociencias
Planificación
Ingeneria de yacimiento
Ingeneria instalaciones
Ingeneria perforación / Terminaciones
Producción Inicial
Dis
cip
lin
a
Producción acumulada
8b 8a
• Desarrollar alternativas negocios /
Seguimiento del Plan de
negocios del campo
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Operaciones
Instalaciones
RegulacióndelCumplimiento
FacilitiesEngineer
ConstrucciónDe Pozos
Aprobación y Contratación
EvaluaciónEconómica
Plan deAgotamiento
GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento
Estrategia de Explotación
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Adiestramiento en Campos Maduros
Qué NO es…
El reemplazo de experiencia
sólida en gerencia de proyectos
Una nueva moda en gerencia de
proyectos
El tiempo para hacer toda la
ingeniería y desarrollar estimados
de costos y cronogramas
La única vía para el éxito de los
proyectos
El final del trabajo para hacer los
proyectos exitosos
Qué SI es…
Necesidad de definición del
proyecto bajo un enfoque de
negocio
Análisis de alternativas para el uso
óptimo del capital
Definición básica del diseño del
proyecto
Plan de ejecución del proyecto
Análisis sistemático del riesgo e
incertidumbre del proyecto
Estrategia de Explotación
Adiestramiento en Campos Maduros
Planificación
del negocio
Selección de
escenarios
Diseño del
proyecto
Construcción
del proyecto
Operación de
la instalación
Esfu
erz
os
Estrategia de Explotación
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Adiestramiento en Campos Maduros
Planes de
Explotación
Fase IV de un
Estudio Integrado
Modelo de
Negocios
Máxima creación de valor
Estrategias para maximizar el recobro
Escenarios de Precios
Escenarios de Producción
Estructura de Costos
Estructura de Impuestos
Estrategia de Explotación
Adiestramiento en Campos Maduros
ÁREA DE RESERVAS
PROBADAS DESARROLLAD
AS
ÁREA DE RESERVAS
PROBADAS NO DESARROLLADA
S
RESERVAS
PROBADA
S
Continuar el desarrollo de las reservas en producción
Desarrollar las reservas probadas no desarrolladas
Incorporar y desarrollar nuevas reservas
Definir Estrategias para ...........
Adquisición y análisis de datos
Estrategia de Explotación
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Adiestramiento en Campos Maduros
DELINEACIÓN
Dependen de la
etapa en la vida del
yacimiento
DESARROLLO PRODUCCION DESARROLLO PRODUCCIÓN
Estrategias para
maximizar el
recobro
Estrategias de delineación
Levantamiento de datos básicos
Evaluación extensiva de pozos
Factibilidad económica de desarrollo
Estrategia preliminar de desarrollo
Estrategias de Explotación
Adquisición de datos
Estudios Integrados
Construcción de pozos
Instalaciones de producción
Monitoreo y control
Gerencia de la estrategia
de explotación,
Mantenimiento de potencial
e instalaciones
Estrategia de Explotación
Adiestramiento en Campos Maduros
DELINEACIÓN DESARROLLO PRODUCCIÓN
Estrategias para
maximizar el recobro
Mediante cuáles mecanismos primarios producirá el yacimiento ?
Se requerirá un proceso de recuperación secundaria ? Cuándo ?
Estrategia Inicial de Desarrollo Optimización de la Estrategia Es necesario estrategias suplementarias para
ciertas zonas del yacimiento, pobremente
drenadas ?
Cuál será la capacidad de producción del campo ?
Cuántos pozos y de qué tipo ? Cómo deben completarse ?
Qué tipo de instalaciones de producción se requieren ?
Cuál será el nivel de inversiones y costos de producción ?
Cuál será la rentabilidad del proyecto de desarrollo ?
Cuáles son los riesgos asociados ?
Se requiere una prueba piloto o un desarrollo previo limitado ?
Vale la pena desarrollar ?
Se requiere modificar el proceso de
Recuperación Secundaria?
Implantar un proyecto de Recuperación
Terciaria?
Reducir el espaciamiento de pozos ?
A qué costo ?
Declinación , problemas de producción
Manejo de fluidos indeseables !!!!
Estrategia de Explotación
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Adiestramiento en Campos Maduros
Modelo Inicial del yacimiento
Productividad de pozos
Secuencia de pozos
Tasas críticas
Expansión Capa Gas
Segregación Gravita.
Rec. Secundaria
Recuperación Terciaria
Expansión R-F
Gas en Solución
Empuje Hidráulico
Arquitectura de Drenaje
600 mts.
Perfil de Producción
Esquemas de Recobro
Recobro Primario
Secundario Terciario
Economía
Economía Economía
Qo
tiempo
A
S
P
E
C
T
O
S
P
R
I
N
C
I
P
A
L
E
S
Hoyo desnudo
Cementado
Sencillo
Selectivo
Verticales
Horizontales
Inclinados
Hoyo Reducido
Espaciamiento
Control de arena
Lev. Artificial
Cañoneo
Utilizar la energía natural del yacimiento ?
Recobrar el petróleo residual ?
Mantener presión del yacimiento ?
Mejorar eficiencia de barrido primario ?
Mejorar eficiencia de barrido secundario ?
Contactar la totalidad de las reservas
• Arealmente ---> Espaciamientos
• Verticalmente ---> Completación
Número de pozos ?
Producción conjunta ?
Perfiles de Ingresos y desembolsos
Comparación económica
de escenarios técnicos
Estrategia de Explotación
Adiestramiento en Campos Maduros
Mecanismos de Producción del
Yacimiento
% DE AGOTAMIENTO VS FR
0
20
40
60
80
100
0 10 20 30 40 50 60
FR (%)
Rel
aci
ón P
y/Pi
(%)
.
EXPANSIÓN
DE LA ROCA GAS EN
SOLUCIÓN EXPANSIÓN
CAPA DE GAS
EMPUJE HIDRAULICO
Mecanismos de producción
SEGREGACION GRAVITACIONAL
PRESIÓN RGP AYS FR ESQ.REC.
Expansión
Capa de Gas
Despacio Alta ------ 20 - 40% FR
(buz.arriba)
Empuje Hidráulico Muy despacio Baja Alta 35 - 80% FR
Segregación
Gravitacional Despacio Baja ------ 40 - 80% FR
Expansión
de la Roca
Gas en
Solución
Muy rápido Baja ------ 1 - 10% FR
Rápido Rápido ------ 5 - 25% FR
Rec. Sec !
Rec. Sec !
Rec. Sec. ?
Rec. Sec. ?
Rec. Sec.?
Estrategia de Explotación – factores a considerar
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Adiestramiento en Campos Maduros
Saturación residual de petróleo
K1
K2
K4
K3
Inyector
Productor
60 - 65%
del POES
no se
recupera
Sor después de Rec Sec => Presión capilar
Tensión interfacial
Sor baja movilidad => Fluido desplazante
menos Viscoso
So no barrido => configuración actual de
pozos no puede producirlo.
Viscosidad,cp
Gravedad API
1 100 10 1000 100000 10000
60 45 35 25 18 15 12
CO2
Combustión In situ
Vapor
ICV
Surfactante
Polímeros
Alcali
Rangos de aplicación procesos Rec. Terciaria
20 25 30 35 40 0
5
10
15
20 TIR
% Sor
Proyecto Rec. Mejorada
son muy sensibles
a las expectativas
de Sor
( Recuperación Terciaria ? )
Estrategia de Explotación – factores a considerar
Adiestramiento en Campos Maduros
Heterogeneidad del yacimiento K1
K2
K4
K3
Inyector
Productor
Ea
Ev
Complejidad estructural y
carácter sellante de las fallas
Complejidad estratigráfica
Superposición de secuencias.
Múltiples unidades de flujo.
Complejidad sedimentaria.
Variación de facies y
permeabilidad. Diagénesis.
Propiedades roca-fluido: Pc, Kr, Tensión interfacial, mojabilidad.
Cont Ea Ev Sor Alto Impacto
Moderado Impacto
Poco espaciamiento
de pozos.
Completaciones
selectivas
Pozos verticales o
altamente inclinados
Producción conjunta
Pozos horiz/inclin.
Proyectos de
Recup. terciaria
Poco espaciamiento
Fracturamientos
Estrategia de Explotación – factores a considerar
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Adiestramiento en Campos Maduros
AMBIENTE : Venteo de gas.
Manejo de fluidos indeseables:
(Agua, H2S).
NORMAS : Límites de RGP,
tasas críticas. Seguridad.
$ ECONOMÍA : Límite económico
(Qo). Condiciones de mercado.
Integridad mecánica del pozo
Cementación
Daño de formación
Cañoneos
Aspectos de Perforación
Aspectos de Producción Inestabilidad mecánica
de la formación.
Escamas, asfaltenos
Levantamiento artificial
Geoquímica de los
fluidos
SINERGIAS : Optimización
recursos limitados o
compartidos.
Estrategia de Explotación – factores a considerar
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores que afectan el recobro
Tasa de producción:
2πKKroh (Py – Pw)
µoln (re – rw) qo =
Donde:
K: permeabilidad
Kro : permeabilidad relativa al petróleo
h: espesor neto
µo: viscosidad del petróleo
Py : presión de yacimiento
Pw: presión del pozo
re : radio de drenaje
rw : radio del pozo
Para un yacimiento dado, los ajustes de la capacidad de producción de los pozos
puede no alterar la cantidad teórica de petróleo movible, pero si afecta las
reservas recuperables a través del límite económico.
Estrategia de Explotación – factores a considerar
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Adiestramiento en Campos Maduros
Tasa de producción:
Reservas
Ta
sa
de
pe
tró
leo
Recobro
teórico
Recobro acumulado
Límite
económico
Baja tasa
Alta tasa
Factores que afectan el recobro
Estrategia de Explotación – factores a considerar
Adiestramiento en Campos Maduros
Calidad del petróleo:
El tipo de crudo en el yacimiento afecta directamente las reservas a través del
volumen de gas en solución y de la viscosidad del petróleo.
Los crudos que tienen menos gas disuelto en solución tiene menos energía el
yacimiento para el recobro de petróleo bajo empuje de gas en solución, éstos
son, generalmente, crudos de baja gravedad..
La viscosidad del petróleo influye en el recobro de dos maneras:
Si en el yacimiento están presentes dos fluidos con diferencias significativas
de viscosidades, la producción de petróleo pudiera declinar con bastante
rapidez debido a la conificación o adedamiento del otro fluido.
La productividad del pozo es inversamente proporcional a la viscosidad
Factores que afectan el recobro
Estrategia de Explotación – factores a considerar
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Adiestramiento en Campos Maduros
Características del yacimiento:
Generalmente, las heterogeneidades causan una reducción en las reservas:
La disminución de la cantidad del petróleo en sitio que puede ser
efectivamente drenada por los pozos.
Provocando el agotamiento desigual de algunas zonas del yacimiento, a
su vez resulta en una mayor cantidad de petróleo que se queda en el
yacimiento porque no es rentable producirlo.
Algunas de estas características incluyen las variaciones de permeabilidad,
sistemas de doble porosidad, yacimientos naturalmente fracturados con
fracturas cementadas y zonas de baja permeabilidad.
Factores que afectan el recobro
Estrategia de Explotación – factores a considerar
Adiestramiento en Campos Maduros
Geometría del yacimiento:
Forma del yacimiento
Continuidad de la formación
Lenticularidad de múltiples arenas
Fallamiento
Estructura
Buzamiento
Estos factores afectan el mecanismo de producción y la viabilidad
económica de desarrollar la acumulación.
Factores que afectan el recobro
Estrategia de Explotación – factores a considerar
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Adiestramiento en Campos Maduros
Efectos del límite económico:
Precios de los hidrocarburos
Costos de operación
Régimen fiscal actual
Gravámenes
Regalías
Intereses de beneficio neto
Espaciamiento de pozos
Facilidades y restricciones
Restricciones regulatorias
Factores que afectan el recobro
Estrategia de Explotación – factores a considerar
Adiestramiento en Campos Maduros
Efectos del límite económico: Espaciamiento de pozos
Presión original
Presión promedio de abandono
Un sólo pozo Interespaciado
sencillo Interespaciado
múltiple
Factores que afectan el recobro
Estrategia de Explotación – factores a considerar
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Adiestramiento en Campos Maduros
Efectos del límite económico:
Número de pozos
Valor presente
Petróleo
acumulado
Petr
óle
o a
cum
ula
do
El espaciamiento óptimo
de pozos es único para
cada yacimiento y debe
ser establecido mediante
una evaluación técnica y
económica.
Factores que afectan el recobro
Estrategia de Explotación – factores a considerar
Adiestramiento en Campos Maduros
Facilidades y restricciones:
Petróleo acumulado
Producción
de petróleo
Restringido
Restringido
Capacidad de instalaciones de fluidos
Factores que afectan el recobro
Estrategia de Explotación – factores a considerar
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Adiestramiento en Campos Maduros
Restricciones regulatorias:
El propósito de estas regulaciones es:
Garantizar la conservación y explotación responsable de unos recursos
agotados.
Garantizar que se cumplan los derechos patrimoniales de productores.
Proteger el medio ambiente
Factores que afectan el recobro
Estrategia de Explotación – factores a considerar
Adiestramiento en Campos Maduros
Perfil óptimo de Producción
Maximizar Producción ……Minimizar costos
0
5000
1968
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
50000
55000
60000
65000
70000
75000
80000
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
AÑO
Ta
sa
de
Pro
du
ció
n (
BP
PD
)
El perfil de producción
es de vital importancia
para la economía del
plan.
Perfil de
desembolsos
e ingresos
Se debe:
Conocer y analizar historia pasada
Planificar historia futura
Sincronizar las estrategias
•Tomar decisiones a tiempo !
Estrategia de Explotación
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Adiestramiento en Campos Maduros
AGA ASP IGO/IOA ICV/IAV
Incremento del Factor de Recobro
Centros focalizados
Sinergia multidisciplinaria.
Equipos Virtuales de
Trabajo
Cross-Validación de
tecnologías
Optimización antes de
masificar.
Cerrar Brecha de
Competencia Orientada a la solución
de un problema
Solución
Tecnológica
Integral
TECNOLOGÍA DE
PLANIFICACIÓN
Y FINANZAS
SÍSMICA
1248 3086 886 820
1128 3053
1125 1125 hr
2993 899 1214 1127 897 3025 2571
402
3001 1602 1997 2534 2545 1256 2556
2559 1333 1195
1331 1389 1221
1615 1595
1626 1562
1299 1666
1564
2553 1625
2570
A-203
672 449
1104 3079
447
1200
A-228
1565 1
6
2
3
3072 3
0
7
1
3039 3016 1
Elementos de simetría de una
fracción importante del POES
PROYECTOS INTEGRADOS Estrategia de Explotación – Tecnología
Adiestramiento en Campos Maduros
DELINEACIÓN DESARROLLO PRODUCCIÓN
Adquisición
de datos
SÍSMICA
REGISTROS Eléctricos
Especiales
NÚCLEOS
PRESIONES
PVT
PRUEBAS ESPECIALES
MONITOREO CONTINUO
Estrategia de Explotación – Áreas de atención
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Adiestramiento en Campos Maduros
Estudios
Delineación
Implantación
“Parallel
Engineering”
o
Procesos
Solapados
Cuándo se recomienda ?
Complejidad del yacimiento, media a baja
Al menos, se tiene el Modelo estático definido
Productividad de pozos comprobada
Infraestructura de producción existente
Tecnologías conocidas y probadas
Experiencia de la empresa en el área
Cuáles son los riesgos ?
Incremento de desembolsos por
cambios no previstos y pérdida de
tiempo.
Más pozos de los necesarios.
Baja o sobre-estimación de reservas.
Bajo % de éxito
Improvisación o Estrategia ?...........
Estrategia de Explotación – Solapamiento de etapas
Adiestramiento en Campos Maduros
Adquisición de datos
Correcciones al plan
primario
Recuperación secundaria
Anticipación vs Gerencia
por crisis
Sea implantado a tiempo : Se corre el riesgo de perder oportunidades y
producir daños irreversible en el recobro final Recobro
Primario Secundario
Terciario
Economía
Economía Economía Qo
tiempo
2.- Construcción de pozos
1.- Modelaje de yacimientos
3.- Instalaciones y Operaciones de producción
Exceso de pozos perforados
Completaciones inadecuadas
% de éxito volumétrico
Facilidades insuficientes o sin
flexibilidad.
Cuellos de botella por diseño
Esté integrado con los procesos operacionales : Las estrategias de
explotación son parte del F.E.L. de los procesos de construcción de pozos
e instalaciones.
Si ......
Es importante que un plan de Explotación……..
Plan de Explotación – Éxito o fracaso?
23/10/2012
92
Adiestramiento en Campos Maduros
Sea flexible : Múltiples factores afectan y pueden variar las
condiciones iniciales del diseño.
Tenga soporte gerencial : Sin autorización, ni presupuesto, un plan
no sirve de nada. Siempre se requiere enlazar actividades que
dependen de más de un Gerente u Organización.
Tenga consenso: Un plan “impuesto” generalmente fracasa. El
compromiso de la gente de operaciones con el plan es
fundamental. Toda la cadena de agregación de valor debe estar
en conocimiento de los objetivos del mismo.
Cuente con un Plan de Monitoreo: Son necesarias las revisiones
periódicas a fondo. EL proceso de monitoreo es el que “dispara” los
correctivos necesarios para lograr el objetivo.
Es importante que un plan de Explotación……..
Plan de Explotación – Éxito o fracaso?
Adiestramiento en Campos Maduros
Plataforma automatizada
para la integración de
los procesos desde el
yacimiento hasta el
tanque.
Gerencia de las Estrategias
de Explotación
............ en tiempo real
23/10/2012
93
Adiestramiento en Campos Maduros
Evaluación
económica
Perfil de
producción
Tasa de
declinación
Perfil de
inversiones
Restricciones
de flujo
Gastos de
operaciones
VPN
TIR
EI
TP
Datos Técnicos Datos Económicos
Adiestramiento en Campos Maduros
Tareas para realizar un Análisis Económico
Fijar objetivo económico basado en el criterio económico de la
Compañía y/o Gerencia
Formular escenarios para el desarrollo del Proyecto
Recolectar datos de producción, operación y económicos
Elaborar cálculos económicos
Elaborar análisis de riesgo y seleccionar la estrategia óptima
23/10/2012
94
Adiestramiento en Campos Maduros
Consta de dos (2) partes:
1. Generación de todas las posibles alternativas
2. Selección de la mejor alternativa
Parte del proceso de Toma de Decisiones debe incluir tanto
la generación como la evaluación de las alternativas.
La Evaluación Económica de proyectos representa una
herramienta de ayuda en la toma de decisiones, ofrece
criterios económicos que permiten jerarquizar los proyectos o
alternativas con el fin de maximizar los beneficios
Proceso de Toma de Decisiones
Adiestramiento en Campos Maduros
Expresa todos los ingresos y egresos de un
proyecto.
Variables internas
Variables externas
Producción
Inversiones
Gastos
Precios del petróleo
Tasas porcentuales del
impuesto sobre la renta,
Costo unitario del
transporte
Periodo de depreciación
P
r
o
y
e
c
t
o
23/10/2012
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Adiestramiento en Campos Maduros
Evaluación Financiera
Es la evaluación económica con la inclusión de la
amortización e intereses de la deuda asumida para
desarrollar el proyecto.
La amortización y los intereses de la deuda son
deducibles para el cálculo del impuesto sobre la renta.
La evaluación financiera le otorga al proyecto una
mayor rentabilidad y un mayor valor presente neto
(VPN)
Adiestramiento en Campos Maduros
FLUJO DE CAJA
= INGRESOS
- EGRESOS P
R
O
P
U
E
S
T
A
TIPO DE
EVALUACIÓN
GENERA
INGRESOS
MENOR
COSTO
DATOS
TÉCNICOS
DATOS
ECONÓMICOS
FLUJO DE CAJA
- EGRESOS
INDICADORES
ECONÓMICOS
NO
RENTABLE R
E
C
O
M
E
N
D
A
C
I
Ó
N
SI
Flujograma para el análisis
23/10/2012
96
Adiestramiento en Campos Maduros
Perfil de potencial y producción de crudo, gas y agua del pozo
Características de los fluidos manejados (API, viscosidad, CO2, H2S, etc.)
Requerimientos de inyección (agua, gas, vapor, otros).
Perfil de pozos planificados (productores e inyectores), reparaciones
Tipos de pozos (verticales, horizontales, slimholes)
Presiones de inyección y separación
Requerimientos de levantamiento (por gas, BES, BM, BCP, etc.)
Instalaciones e infraestructura requeridas para poner el crudo producido en
el puerto de embarque
Costos de operar y mantener las instalaciones
Datos técnicos
Adiestramiento en Campos Maduros
Costo del pozo (RA/RC, Trabajos Menores, ciclo de
vapor)
Costos promedios de las reparaciones estadísticas
Costos de mantenimiento
Escenario de precios de crudo y gas
Esquema de Depreciación
Cronograma de inversiones en equipos de subsuelo,
instalaciones e infraestructura
Datos económicos
23/10/2012
97
Adiestramiento en Campos Maduros
Distribución de costos por inversiones
no generadoras
Tasa de descuento
Aporte fiscal
Costos de producción según tipo de
crudo.
Indicadores económicos y rangos para
considerar rentabilidad del proyecto
Datos económicos
Adiestramiento en Campos Maduros
Tipos de Evaluación
Propuestas que Generan Ingresos (venta de hidrocarburos)
Propuestas de Alternativas de Menor Costo :
Ahorros o reducción de costos
Alquiler versus Compra (equipos o edificios)
Esfuerzo propio versus contratación ( Mantenimiento de Campos /oficinas, construcciones varias, etc)
Remplazo versus Reparación (Equipos de transporte)
Propuestas ambientales (generan incentivo fiscal)
23/10/2012
98
Adiestramiento en Campos Maduros
Elementos de Flujo de Caja
FLUJO CAJA = INGRESOS TOTALES - EGRESOS
Flujo de Caja : Estado de ingresos y egresos de efectivo que
genera la propuesta de desembolsos durante el horizonte
económico de la misma.
Adiestramiento en Campos Maduros
Inversión
0
Egresos
Ingresos
1 5
Esquema de Flujo de Caja
Flujo de caja = ingresos - egresos
6 7 8 9 10 2 3 4
23/10/2012
99
Adiestramiento en Campos Maduros
Ingresos:
Ventas a exportación y mercado interno
Valor de rescate
Egresos:
Inversiones
Costos de operación y mantenimiento
Aporte legal de la Empresa
Regalías
Impuesto
Elementos de Flujo de Caja
Adiestramiento en Campos Maduros
Cálculo de Flujo de Caja
IngresosOtrosExportIngresosBrutosIngresos ..1A B
2. Inversiones
3. Depreciación
4. Regalías
5. Costos
6. Aporte Legal
7. Ingreso Gravable = (1A + 1B) – 3 – 4 – 5 - 6
8. I.S.L.R = 0.6767 ( Ingreso Gravable)
9. Flujo de Caja Nivel de Evaluación = 1 – 2 – 4 -5 - 6 - 8
10.Flujo de Caja Empresa = 1 – 2 - 4 – 5 - 8
11.Flujo de Caja Nación = 1 – 2 - 5
23/10/2012
100
Adiestramiento en Campos Maduros
Elementos de los Egresos
Inversiones :
Costo de adquisición, construcción e instalación de
propiedades, plantas y equipos nuevos, o ampliación de la
capacidad productiva o de la vida útil de dichos activos.
Elementos:
Servicios de ingeniería
Obra física
Equipo y maquinaria
Puesta en operación
Capital de trabajo
Adiestramiento en Campos Maduros
Costos de operación y mantenimiento
Labor: Sueldos, salarios y beneficios.
Materiales: Equipos y repuestos menores, útiles de oficina, combustibles y lubricantes.
Servicios industriales: Compra y/o suministro de electricidad, agua y vapor.
Servicios contratados: Asistencia técnica, transporte, alquiler de equipos, herramientas, etc.
Elementos de los Egresos
23/10/2012
101
Adiestramiento en Campos Maduros
Costos asociados a una actividad que permanecen relativamente constantes en un rango de producción.
Ejemplo :
- Labor propia
- Mantenimiento
- Seguros
- Investigación
- Derechos de paso
- Sobrecostos
- Depreciación línea recta
Costos fijos :
Elementos de los Egresos
Adiestramiento en Campos Maduros
Son aquellos que se modifican de acuerdo a variaciones del
volumen de producción (o nivel de actividad), se trate tanto de
bienes como de servicios .
Ejemplo :
Materiales (Químicos)
Labor contratada
Servicios industriales
Costo del taladro
Costos Variables :
Elementos de los Egresos
23/10/2012
102
Adiestramiento en Campos Maduros
Costos unitarios:
Son los costos totales asociados a cada unidad producida.
Bl
VariablesFijosCostosUnitarioCosto /$
PeríododeloducciónPr
Elementos de los Egresos
Adiestramiento en Campos Maduros
Tributo que se paga al Estado por el derecho de explotación
de los yacimientos, a manera de compensación por el
agotamiento de los depósitos de hidrocarburos.
Equivale al 16-2/3 % de los ingresos por crudo, gas y
líquidos, según lo establecido por Convenio Bilateral entre el
ente regulador y las empresas
Regalía ( Derecho de Explotación ) :
Elementos de los Egresos
23/10/2012
103
Adiestramiento en Campos Maduros
Pago al Estado por concepto de
enriquecimiento neto como
consecuencia de una actividad
económica.
Impuesto sobre la Renta:
RENTA GRAVABLE = Ingresos de exportación * VFE + Otros
ingresos – Depreciación - Regalía –
Costos – % Empresa
VFE : Valor Fiscal de Exportación = 100% del Precio de Venta
Elementos de los Egresos
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores determinantes :
Oportunidades de inversión
Riesgos de la inversión
Tipo de inversión
Vida del proyecto
Orígenes de los fondos :
• Propios
• Préstamos : Costos de capital
Tasa de descuento :
Es el porcentaje de beneficio mínimo esperado por la
Inversión a realizar, y representa la medida del valor del
dinero en el tiempo.
Elementos de los Egresos
23/10/2012
104
Adiestramiento en Campos Maduros
Valor de salvamento :
Valor estimado de la inversión original al final del periodo establecido como horizonte económico.
Valor residual :
Concepto estrictamente contable equivalente al valor neto en libros del Activo en un momento determinado (valor original menos la depreciación acumulada al momento).
Elementos de los Egresos
Adiestramiento en Campos Maduros
Son todas aquellas inversiones, dentro o fuera del proyecto,
que se requieren para garantizar el potencial de producción
durante el horizonte económico del mismo:
Seguridad
Ambiente
Remplazos mayores
Mantenimientos mayores
Campamentos
Oficinas
Inversiones no generadoras
23/10/2012
105
Adiestramiento en Campos Maduros
Depreciación
Pérdida de valor de un Activo por efecto de desgaste por uso
o por la acción del tiempo.
Sólo se considera como una deducción para el cálculo del
ISRL, por tanto , “ no forma parte del flujo de efectivo ”.
Métodos de cálculo :
Línea recta
Unidad de producción
Adiestramiento en Campos Maduros
Tipos de Depreciación - Línea recta
La pérdida de valor de los activos que se mide en base a la vida
útil del mismo. La vida útil de cada tipo de activo es fijada por el
ente regulador
ÚtilVida
iInversióniDLR
Ejemplos de vida útil:
Plantas de compresión / Extracción de líquidos: 14,3 Años (7%)
Gabarras de perforación: 10 Años (10%)
Unidades de transporte pesadas: 5,6 Años (18%)
Tanques principales: 20 Años (5%)
23/10/2012
106
Adiestramiento en Campos Maduros
Unidad de Producción
La pérdida de valor de los activos que se mide en base a las
unidades producidas, sin importar el tiempo.
Aplicación:
Todas las inversiones comprendidas desde el subsuelo del
pozo hasta la brida de entrada al patio de tanque o planta de
compresión de gas.
Tipos de Depreciación - Unidad de producción
Adiestramiento en Campos Maduros
DUP = Q(i) x INV.
Qt
Donde:
Q(i) = Producción anual
Qt = Reservas desarrolladas o producción total del proyecto
i = Año en que se calcula la depreciación
INV = Monto de la inversión a amortizar
Tipos de Depreciación - Unidad de producción
23/10/2012
107
Adiestramiento en Campos Maduros
Horizonte Económico:
Periodo de tiempo (años) durante el cual se realiza la evaluación.
Vida útil del proyecto (activo):
Periodo estimado de duración del activo
V.U ≥ H.E.
Notas:
En caso que la V.U sea menor que el H.E., el equipo debe ser
reemplazado al finalizar su periodo estimado de duración.
Sólo se deben comparar proyectos con el mismo horizonte
económico.
Adiestramiento en Campos Maduros
Flujograma para la Evaluación Económica
23/10/2012
108
Adiestramiento en Campos Maduros
Proporcionan puntos de referencia desde los cuales es
posible evaluar la rentabilidad o seguridad que brinda una
inversión y adicionalmente, permiten comparar diferentes
alternativas de negocios.
Indicadores económicos
Adiestramiento en Campos Maduros
Es el valor actual equivalente de un flujo de caja futuro
descontado a una tasa dada.
Donde :
VP = Valor Presente
FC = Flujo de Caja del año ‘n’
TD = Tasa de Descuento
n = Año
nTD
nFCVP
1
Indicadores económicos – Valor presente
23/10/2012
109
Adiestramiento en Campos Maduros
Consiste en determinar la sumatoria de los Flujos de Caja
Futuros descontados al presente, a una Tasa de Descuento dada
tn
i
t iFCVPN
0
1
Indicadores económicos - Valor presente neto (VPN)
VPN ˃ 0
VPN < 0
VPN = 0 El proyecto es suficiente para pagar el capital invertido
El proyecto agrega valor
El proyecto no es rentable
Adiestramiento en Campos Maduros
Es la tasa de descuento que iguala el valor presente
neto de un proyecto a cero.
Es una medida del máximo rendimiento esperado sobre
los saldos no recuperados
Indicadores económicos – Tasa interna de retorno (TIR)
23/10/2012
110
Adiestramiento en Campos Maduros
SI : TIR > TD Proyecto rentable
TIR = TD Mínima rentabilidad
TIR < TD Se rechaza el proyecto
nTD
nFC
TD
FC
TD
FCFC
1...
21
211
100
Bierman y Smidt señalan que la TIR “representa la tasa
de interés más alta que un inversionista podría pagar sin
perder dinero”.
Indicadores económicos – Tasa interna de retorno (TIR)
Adiestramiento en Campos Maduros
En determinados casos, la estructura de flujo de caja adopta
una estructura tal que la tasa interna de retorno asume
diferentes valores, en estos casos no hay una única tasa
interna de retorno.
Problema de las raíces múltiples
La fórmula de la tasa interna de retorno es un polinomio de
grado n - 1 que tiene n -1 raíces.
(n: número de años del flujo de caja).
Indicadores económicos – Tasa interna de retorno (TIR)
23/10/2012
111
Adiestramiento en Campos Maduros
Indicadores económicos – Tasa interna de retorno (TIR)
Adiestramiento en Campos Maduros
Para el cálculo de la tasa interna de retorno se utiliza el total
del plan de inversión y los flujos netos de efectivo:
Se coloca la inversión negativa -78.400.000
Flujo de Caja 1er año 73.613.600
Flujo de Caja 2do año 95.261.600
1.El cursor se ubica debajo de los valores
2. Luego en la barra de Herramientas se selecciona el botón
de función
Inversión -78.400.000
Flujo Neto 1er año 73.613.600
Flujo Neto 2do año 95.261.600
Indicadores económicos – Tasa interna de retorno (TIR)
23/10/2012
112
Adiestramiento en Campos Maduros
3. Aparece un recuadro donde se selecciona Categoría de la
función: Financieras
4. Nombre de la Función: TIR y clic en aceptar
Indicadores económicos – Tasa interna de retorno (TIR)
Adiestramiento en Campos Maduros
5. Aparece el siguiente recuadro:
Indicadores económicos – Tasa interna de retorno (TIR)
23/10/2012
113
Adiestramiento en Campos Maduros
6. Haga clic en el siguiente botón (correspondiente a la
casilla Valores)
7. Se seleccionan las celdas que tienen los valores y se
presiona la tecla enter
Indicadores económicos – Tasa interna de retorno (TIR)
Adiestramiento en Campos Maduros
8. Luego al tomar dichos valores clic aceptar y se obtiene la
TIR
Indicadores económicos – Tasa interna de retorno (TIR)
23/10/2012
114
Adiestramiento en Campos Maduros
9. El resultado de la tasa interna de retorno es: 67%
Inversión -78.400.000
Flujo Neto 1er año 73.613.600
Flujo Neto 2do año 95.261.600
67%
Indicadores económicos – Tasa interna de retorno (TIR)
Adiestramiento en Campos Maduros
Es el tiempo en el cual se logra recuperar la inversión realizada, es decir, aquel tiempo para el cual el flujo de caja acumulado se hace positivo. Cómo se utiliza?
Menor TP más atractivo el Proyecto
Situaciones de riesgo político
Obsolescencia del equipo
Complemento a otros indicadores Problemas :
No toma en cuenta el valor del dinero en el tiempo ni el tamaño del proyecto
Indicadores económicos – Tiempo de pago (TP)
23/10/2012
115
Adiestramiento en Campos Maduros
Es el rendimiento económico obtenido por cada unidad
monetaria invertida.
Eficiencias iguales o mayores a 1 garantizan el retorno de la
inversión, a medida que se incrementan, así mismo crean mayor
valor a la corporación.
1
InversiónladeVP
oyectodelVPNIE
Pr.
Indicadores económicos – Eficiencia de inversión (EI)
Adiestramiento en Campos Maduros
VEA
El Valor Económico Agregado es un indicador
que mide la eficiencia de las operaciones de
una empresa e indica la utilidad remanente
después de cubrir el costo de capital de los
activos en términos monetarios
Es la tasa de retorno del capital total empleado y
mide la productividad de las operaciones de una
empresa o unidad de negocios. a través del
capital empleado, en términos porcentuales.
ROCE
ROCE = Utilidad Operacional / Capital Empleado
VEA = Utilidad Operacional - Capital Empleado X CC
Indicadores económicos
23/10/2012
116
Adiestramiento en Campos Maduros
VEA= UTILIDAD OPERACIONAL - COSTO CAPITAL EMPLEADO
Utilidad
operacional
Capital
empleado
Ingreso
operacional
Egreso
operacional
Activo
circulante
Propiedad, plantas
y equipos
Activo
Pasivo
circulante
+
-
+
+
+
-
MENOS:
GANANCIAS Y
PÉRDIDAS
BALANCE
GENERAL
VEA
Indicadores económicos
Adiestramiento en Campos Maduros
Determinar para el proyecto:
Datos técnicos y económicos
Flujo de caja anual
Indicadores económicos
Fortalezas y debilidades
Viabilidad económica
Indicadores económicos – Resumen
23/10/2012
117
Adiestramiento en Campos Maduros
Predecir todos los Escenarios de Producción
Factibles, modelando las incertidumbres
asociadas a las variables técnicas que rigen
su proceso particular de producción. Esto le
permitirá:
Explorar las implicaciones económicas de
cada escenario posible.
Establecer un plan selectivo de compra de
certidumbre.
Planificar acciones para mitigar el riesgo
presente.
Esto resulta en una estrategia óptima para el
manejo del negocio.
Análisis de Riesgo en la Industria del Gas y del Petróleo
Objetivo
Adiestramiento en Campos Maduros
¿ Cómo tomar decisiones en presencia de
incertidumbre ?
Ignorarla y
decidir
Características
Se desconoce el riesgo
Impactos normalmente
altos
Prevalece el factor suerte
Se actúa por reacción
Tendencia al sobrediseño o
subdiseño
Tratar de
eliminarla para
decidir
Características
Excesivo consumo de
Tiempo y dinero para la
Selección y aplicación
de sistemas de información
La calidad de los datos
genera grandes conflictos.
Tendencia de paralizar
continuamente los análisis
Cuantificarla y
decidir
Características
• Ingeniería de
Confiabilidad
23/10/2012
118
Adiestramiento en Campos Maduros
Descripción
del Proceso / Sistema
Estimación de
probabilidades
Basada en la
historia
(Estadística del
Proceso/Sistema)
Basada en la
condición
(Monitoreo del
Proceso/Sistema)
Basado en el
conocimiento
empírico del
proceso
Pérdidas de
Producción
Costo de
Reparación
Impacto
Ambiental
Impacto
Personas
Pérdidas de
Mercado
Pérdidas de
ventajas
tecnológicas
Pérdidas de
Reputación
Cuantificación
del riesgo
Estimación de
consecuencias
Pérdidas de
producción
Costo de
reparación
Impacto
ambiental
Impacto
personas
Pérdidas de
mercado
Pérdidas de
reputación
Dimensionamiento del Riesgo
Adiestramiento en Campos Maduros
¿Cuánto de ese petróleo es extraíble mediante los mecanismos de producción del Yac?
POES
Volumétrico
Curvas de declinación
Balance de Materiales
Simulación Matemática
RESERVAS
Fr
Reservas Probadas
Reservas Probables
Reservas Posibles
Reservas por descubrir
Expansión roca - fluido
Gas en solución
Capa de gas
Influjo de agua
Segregación Gravitacional
Métodos de Producción
• LAG
• BES
• BCP
• BM
• BH
Técnicas de Perforación
Selección del tipo de
lodo,
Selección del tipo de
tecnología de
perforación, etc.
¿Cuánto petróleo hay en el yacimiento?
¿ Qué tan exitosa puede ser la extracción?
Incertidumbre en la Industria Petrolera
23/10/2012
119
Adiestramiento en Campos Maduros
Modelos de decisión basados en riesgo
Modelo costo - riesgo
Modelo pasa / No pasa Modelo convencional
Modelos de jerarquización Matriz de riesgo
Análisis del ciclo de
vida
Modelos de optimización
Adiestramiento en Campos Maduros
K = Criterio de aprobación
Modelo de decisión:
SI E > K Entonces se aprueba
Si E < K Entonces se objeta
Modelos de decisión - Modelo convencional
MODELO
A+B+C
D E =
A
B
C
D
ENTRADAS
(INFORMACION)
E
SALIDAS
23/10/2012
120
Adiestramiento en Campos Maduros
K = Criterio de aprobación
Modelo de decisión: Si probabilidad (E > K) x Beneficios > Probabilidad (E < K) x Consecuencias Entonces se aprueba; de cualquier otra forma se objeta
K
PROB.(E < K)
PROB.(E > K)
Modelo de decisión basados en riesgo - Pasa- No Pasa
Modelos que “ reconocen, cuantifican y propagan la incertidumbre asociada a
las variables “
MODELO
A+B+C
D E =
A
B
C
D
ENTRADAS
(Información)
E
SALIDAS
Adiestramiento en Campos Maduros
Modelos de jerarquización – Matriz de inversiones
Factor de Riesgo Pr (VPN <0)
Fa
cto
r d
e R
en
tab
ilid
ad
A (Igual riesgo, mayor rentabilifdad)
B C D
(menor riesgo, igual rentabilidad)
DISTRIBUCION FINAL DEL VPN
.000
.024
.047
.071
.094
-3,000.00 -500.00 2,000.00 4,500.00 7,000.00
VPN
VPNE
23/10/2012
121
Adiestramiento en Campos Maduros
Modelos de jerarquización – Matriz de riesgo
Representación esquemática para la visualización
continua del “status” de riesgo de cada elemento, dentro
del contexto de un sistema, discriminado por
probabilidad de falla y por la consecuencia de esa falla.
Se sustenta en modelos de análisis de confiabilidad para
sistemas y estimación probabilística de consecuencias
Permite gerenciar las acciones de mitigación del riesgo
en elementos y sub-sistemas, en base a su impacto en
el proceso
Puntos en la seccion de
"frecuencia" de la
estructura de "Criticidad"
12 Alta Frecuencia Falla
6Medio/Alta
Frecuencia Falla
4Medio Frecuencia
Falla
3Medio/Bajo
Frecuencia Falla
1 Baja Frecuencia Falla
Bajo ImpactoMedio/Bajo
Impacto
Medio
Impacto
Medio/Alto
ImpactoAlto Impacto
Puntos en la seccion
de "Impacto" de la
estructura de
"Criticidad"
0 - 32 33 - 64 65 - 96 97-130 130 - 162
ESTRUCTURA
(1)
LINEAS DE
CRUDO.
(2)
INYECCION DE GAS -LIFT
(3)
(4)WHM/
REGISTRADORES
(5)VALVULA DE
SUPERFICIE DE
SEGURIDAD
Aplicable en:
Plantas de gas
Estaciones de flujo
Yacimientos
Redes de pozos
Plantas de proceso en general
Adiestramiento en Campos Maduros
COSTO MANT CORR. + IMPACTO EN PROD. + IMPACTO AMBIENTAL
COSTOS DE LA BAJA CONFIABILIDAD = RIESGO
COSTO OPERACIÓN + MANT. PLANIF.
CAPEX OPEX
COSTOS DE
DESARROLLO
COSTOS DE
INVERSION
COSTOS DE
OPERACION
TIEMPO (AÑOS)
INVESTIGACIÓN
DISEÑO
CONSTRUCCIÓN. DESINCORPORACIÓN
OP
CIO
N 1
COMPRAS.
HOY FUTURO VPN1
COSTO MANT CORR. + IMPACTO EN PROD. + IMPACTO AMBIENTAL
COSTOS DE LA BAJA CONFIABILIDAD = RIESGO
COSTO OPERACIÓN + MANT. PLANIF.
CAPEX OPEX
COSTOS DE
DESARROLLO
COSTOS DE
INVERSION
COSTOS DE
OPERACION
TIEMPO (AÑOS)
COMPRAS.
CONSTRUCCIÓN.
DISEÑO
INVESTIGACIÓN
DESINCORPORACIÓN
OP
CIO
N 2
HOY FUTURO VPN2
Análisis del costo del ciclo de vida
23/10/2012
122
Adiestramiento en Campos Maduros
Factor de Riesgo
Pr (VPN <0)
VPNE
Factor de Rentabilidad
1500 0 3000 4500 6000 VPN (MMBs)
VPNE
PROB.(VPN < 0) A (Igual riesgo, mayor rentabilidad)
B C D
(menor riesgo, igual rentabilidad)
Distribución final del VPN
Modelo de jerarquización - Análisis del ciclo de vida
Adiestramiento en Campos Maduros
Modelo de 0ptimización - Modelo Costo - Riesgo
Compara el costo asociado a una actividad de mitigacion del riesgo
(mantenimiento preventivo, mantenimiento predictivo, reemplazo,
reacondicionamiento, rediseño, rehabilitación, actualización tecnológica, etc),
contra el nivel de reducción de riesgo o mejora en el desempeño debido a
dicha acción. permite saber “cuanto obtengo por lo que gasto”.
Aplica en escenarios con intereses en conflicto: escenario “operación –
mantenimiento”, donde el operador requiere que el equipo o proceso opere en
forma continua para garantizar máxima producción, y el mantenedor requiere
que el proceso se detenga con cierta frecuencia para poder mantener y ganar
confiabilidad en el mismo.
El modelo costo-riesgo permite determinar el nivel óptimo de riesgo y la cantidad
adecuada de mantenimiento, para obtener el máximo beneficio o mínimo
impacto en el negocio.
23/10/2012
123
Adiestramiento en Campos Maduros
COSTO o IMPACTO TOTAL COSTO DEL RIESGO + COSTO
MITIGACIÓN
Punto óptimo
CO
ST
O P
OR
AÑ
O
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
INTERVALO DE TIEMPO ( MESES )
COSTO C(t)
Acciones propuestas
para reducir el riesgo
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
COSTO DEL RIESGO
•PRODUCCIÓN DIFERIDA
•fallas
•ineficiencia equipos.
•REDUCCIÓN VIDA ÚTIL
•IMPACTO EN SEGURIDAD
•IMPACTO AMBIENTAL
Modelo de optimización Costo - Riesgo
Curva del nivel de riesgo (riesgo = probabilidad de falla x consecuencia)
Curva de los costos de mantenimiento, en la cual se simulan los costos de diferentes frecuencias para la acción de mantenimiento propuesta
Curva de impacto total, representa la suma de la curva de riesgos y la curva de los costos de mantenimiento. el
“mínimo” de esta curva, representa el “mínimo impacto posible en el negocio” , valor que puede traducirse como el
periodo o frecuencia óptima para la realización de la actividad de mitigacion; un desplazamiento hacia la derecha de este
punto implicaría “asumir mucho riesgo” y un desplazamiento hacia la izquierda del mismo implicaría “gastar demasiado
dinero”.
Adiestramiento en Campos Maduros
Modelo de decisión basado en el Riesgo
INVERSION
INICIAL
INGRESOS
EGRESOS
TASA DE
DESCUENTO
EGRJ
ING
CAPEX
HORIZONTE DEL
PROYECTO (AÑOS)
MODELO ENTRADAS (INFORMACION)
SALIDA
CAPEXi
EGRINGVPN
n
jj
jj
n
1 )1(
VPN=0
.000
.024
.047
.071
.094
-3,000.00 -500.00 2,000.00 4,500.00 7,000.00
VPN
PROB.(VPN < 0)
PROB.(VPN>0)
VPN PROBABILISTICO
23/10/2012
124
Adiestramiento en Campos Maduros
Modelo probabilístico de evaluación económica
2. Estimación Probabilística Tasa de Declinación y Perfil Producción (Q1,, Q2,, Q3,, …... Q20)
3. Estimación probabilística del Costo de Perforación
4. Considerar Costos de Operación y Mantenimiento
Inversión Inicial
Egresos
Qo x Precio de Venta
5. Estimación probabilística del Riesgo (Egresos Potenciales por Fallas)
0 1 2 3 4 5
t=20 años Riesgo (Ri)
(egresos potenciales por fallas)
Costos de Operación
Horizonte
económico
Qi x Precio de Venta
VPN
Pr(VPN<0)
Factor de Riesgo
Pr(VPN<0)
Factor de Riesgo
Pr(VPN<0)
Factor de Riesgo
.000
.024
.047
.071
.094
-3,000.00 -500.00 2,000.00 4,500.00 7,000.00
.000
.024
.047
.071
.094
-3,000.00 -500.00 2,000.00 4,500.00 7,000.00
VPNE
Factor Rentabilidad
VPNE
Factor Rentabilidad
VPNE
Factor de Rentabilidad
Pr (VPN<0)
Factor de Riesgo
1. Estimación probabilística Tasa Inicial de Producción (Qo)
Capex
CAPEX
Adiestramiento en Campos Maduros
Modelo de jerarquización de portafolio de proyectos
23/10/2012
125
Adiestramiento en Campos Maduros
Aplicaciones en la Industria Petrolera
Ejemplos concretos en la aplicación de la Gerencia de Riesgo e
Incertidumbre:
Determinación de la frecuencia óptima para:
Inspección electromagnética de oleoductos y gasoductos
Mantenimiento mayor de tanques.
Mantenimiento mayor de compresores y turbinas de
potencia.
Inspección y mantenimiento de estaciones de flujo, plantas
compresoras, múltiples de gas.
Remplazo de líneas sub-lacustre.
Adiestramiento en Campos Maduros
Estimación probabilística de costos y duración de mantenimientos Mayores Evaluación económica de proyectos de perforación y/o rehabilitación en pozos
• Viabilidad económica y riesgos.
• Jerarquización.
Evaluación económica de proyectos de mantenimiento
Viabilidad económica y riesgos en el plan de mantenimiento
• Jerarquización
• Inventario óptimo
Caracterización probabilística de la velocidad de corrosión en gasoductos y oleoductos.
Aplicaciones en la Industria Petrolera
23/10/2012
126
Adiestramiento en Campos Maduros
Análisis probabilístico de reservas
Estimación probabilística de la tasa inicial de producción de un pozo
Estimación probabilística del patrón de declinación de un pozo
Estimación probabilística de costos y duración de acciones de
perforación y rehabilitación
Evaluación económica de proyectos de perforación y/o rehabilitación
en pozos
• Viabilidad económica y riesgos
• Jerarquización
Aplicaciones en la Industria Petrolera
Adiestramiento en Campos Maduros
Evaluación económica de yacimientos (prospectos).
• Viabilidad económica y riesgos en el plan de explotación.
• Jerarquización.
Determinación de la frecuencia óptima para:
• Estimular con química.
• Fracturar.
• Cambiar reductor
• Cambiar válvula de gas lift.
• Cambiar bomba de sub – suelo.
• Hacer una rehabilitación.
Aplicaciones en la Industria Petrolera
23/10/2012
127
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Constituye uno de los procesos más importantes dentro de la gerencia
integral de yacimiento y permite el seguimiento de la estrategia de
explotación que se ha definido como la más conveniente para el
yacimiento, y que en su conjunto garantiza una optima explotación del
volumen de hidrocarburos del yacimiento, agregando el máximo valor
económico con una óptima utilización de recursos humanos y técnicos en
armonía con el medio ambiente.
Consiste en la observación y análisis de todas aquellas variables
consideradas claves para asegurar la feliz culminación de un plan o
estrategia de explotación.
23/10/2012
128
Adiestramiento en Campos Maduros
Es el diagnóstico del plan de explotación, mediante la ejecución de una
campaña de adquisición de datos que una vez analizados en forma
integral permitirán su evaluación, estableciendo la necesidad de
reorientarlo
El monitoreo cubre desde la evaluación de lo que esta ocurriendo en el
yacimiento a nivel de pozos, hasta el seguimiento del plan de explotación
en su conjunto, asegurando que los resultados del plan de producción
vayan en línea con lo planificado, y continua siendo el generador de la
mayor creación de valor.
Propósito
Adiestramiento en Campos Maduros
El éxito del monitoreo está basado en dos principios:
El Principio sísmico establece que
un cambio en las saturaciones
fluidos dentro del yacimiento
cambiará la respuesta sísmica de
yacimiento.
El principio de simulación es el que
apunta a datos adicionales en el
espacio y tiempo proporcionados por
una medida directa de la saturación
de fluidos dentro de un yacimiento
que agrega substancialmente a los
datos usados por el cotejo histórico;
por consiguiente, los datos mejoran
substancialmente la exactitud de los
resultados.
23/10/2012
129
Adiestramiento en Campos Maduros
Proceso Adquisición de datos
Procesamiento sísmico
Interpretación de datos sísmicos
Modelo geológico
Construcción del modelo sísmico
Verificación sísmica
Construcción del modelo de simulación
Verificación del modelo dinámico
Integración final y verificación
Distribución saturación de fluidos
Análisis de registros
de pozos
Análisis de pruebas
de pozos
Adiestramiento en Campos Maduros
La necesidad de minimizar el riesgo en las estrategias de explotación
para mantener una posición competitiva dentro del negocio, hace
imprescindible el conocimiento y control adecuado de todas las variables
que se consideren claves dentro de los planes de explotación.
Las prácticas de Monitoreo son de uso común en el desarrollo de
yacimientos que se manejan como proyectos durante la etapa de
delimitación y desarrollo, y pierden importancia a medida que los
yacimientos se hacen más maduros como consecuencia de que también
estos yacimientos disminuyen su importancia dentro del portafolio de
oportunidades de las Corporaciones.
Aspectos relevantes
Los programas de adquisición de datos adquieren importancia dentro del
nuevo concepto de “Estudios Integrados de Yacimientos”, en los cuales se
identifica la necesidad de la información para disminuir la incertidumbre
de los planes de explotación vigente.
23/10/2012
130
Adiestramiento en Campos Maduros
Mejores prácticas
Descripción detallada del yacimiento basada en tecnología de
vanguardia (Sísmica 3D, registros modernos, métodos
geoestadísticos) y un plan de adquisición /utilización de datos
orientado a la incorporación de valor.
Plan de explotación óptimo para el yacimiento identificando
aspectos económicos y tecnológicos así como sensibilidades a
parámetros que encierren incertidumbre y cuyos valores puedan
clarificarse dentro del concepto de gerencia del riesgo.
Plan de adquisición de parámetros a monitorear seleccionados en
función del impacto que el comportamiento de los mismos pueda
tener sobre el plan óptimo de explotación.
Incorporación y análisis de los resultados en el contexto del
yacimiento y evaluación del impacto de las desviaciones
observadas en el plan de explotación.
Revisar plan de explotación óptimo según resultados del plan de
adquisición de Datos.
Adiestramiento en Campos Maduros
Lecciones aprendidas
Disponen de una base de recursos bien caracterizada.
Han ejecutado estudios integrados de sus yacimientos,
estableciendo el plan óptimo de explotación y de captura de
información.
El plan óptimo de explotación se ha implantado según las
recomendaciones del estudio integrado.
Cumplen con el programa de captura de información y los
resultados son incorporados al plan permitiendo la identificación de
oportunidades e implantación de correctivos.
El concepto de gerencia integral de yacimientos está internalizado
en todos los miembros del equipo.
Los planes de adiestramiento están dirigidos a fortalecer las
competencias críticas.
23/10/2012
131
Adiestramiento en Campos Maduros
Análisis FODA para proceso de Monitoreo de yacimientos
Fortalezas Oportunidades
Existencia de métodos, técnicas,
procedimientos.
Existe el conocimiento
Tecnología disponible
Reorientación del plan de explotación.
Proyecciones mas acertadas en
cuanto a producción y
comportamiento de los yacimientos.
Captura temprana de identificación de
nuevas reservas y/o incremento de
producción.
Debilidades Amenazas
Requiere asignación de presupuesto.
Requiere de personal especializado
para validar y analizar datos.
Beneficios a mediano y largo plazo.
Carencia de herramientas para
preservar el dato.
Entrenamiento no orientado a las
nuevas necesidades de monitoreo.
Existencia de islas de conocimientos.
Temor a lo desconocido (nuevas
tecnologías)
Adiestramiento en Campos Maduros
23/10/2012
132
Adiestramiento en Campos Maduros
Es necesario la recolección y análisis de datos del yacimiento que
permitan hacer un diagnóstico de su comportamiento:
Evaluación geológica y Modelo de Yacimientos
Datos de producción e inyección de pozos
Datos de medición de pozos
Análisis de comportamiento
Modelaje y predicción del comportamiento
Adiestramiento en Campos Maduros
Evaluación geológica y Modelo de Yacimientos
Secciones transversales
Mapas estructurales
Registros de saturación
Diagramas de panel
Mapas isópacos
Datos petrofísicos y de fluidos
23/10/2012
133
Adiestramiento en Campos Maduros
Datos de producción e inyección de pozos
Historia de reparaciones y completaciones
Datos de producción e inyección
Datos de revestidor
Composición de los fluidos producidos
Ubicación de los fluidos producidos
Datos de temperatura
Adiestramiento en Campos Maduros
11097´ - 11112´
11198´ - 11216´
11280´ - 11302´
11406´ - 11420´
11454´ - 11470´
11591´ - 11606´
11694´ - 11698´
11703´ - 11710´
11944´ - 11948´
11954´ - 11958´
Arena C-4 @ 11084´
Arena C-5 @ 11406´
Guasare @ 12178´
Empacadura
@ 11031´
Empacadura
@ 11382´
Empacadura
@ 11659´
Empacadura
@ 12199´
PUNTA @ 12590´
COMPLETACIÓN ACTUAL REGISTRO
El pozo fue completado mecánicamente el
14/07/1993 como productor sencillo selectivo
(arenas C-4, C-5 y Guasare), siendo completada
la formación Guasare a hueco abierto con forro
ranurado y Equipo de Levantamiento Artificial por
Gas.
En marzo de 1994 mediante un cortador se
detectó obstrucción a 11624 pies, pasó y tomó
muestra a 11841 pies, ubicándose el nivel de
fluido a 6500 pies.
El pozo continuó en producción de la zona
Guasare hasta comienzos de noviembre de 1994
cuando fue cerrada, abriendo a producción dos
zonas de la arena C-5, mostrando un corte de
agua de 30%.
El pozo fue puesto en producción comercial de
las arenas C-4 y C-5, con 1336 BND y un corte
de agua de 24%.
Actualmente (octubre de 2002) el pozo
produce 554 BND con un corte de agua de 46%.
HISTORIA DEL
POZO
Historia de completación - reparación
23/10/2012
134
Adiestramiento en Campos Maduros
POZO BLOQUE EDAD MIEMBROFECHA DE
COMPLETACIÓN
R-395 H-3 N: 1151893.5 E: 232388.7 MIOCENO STA. BAR-IC 28/02/1930 BM X
LOCACION PROF. TOTAL DESVIACIÓN MAX. DOGLED BCP
AQN 1926' BES
OJ
LLS
LLI DESDE HASTA DESDE HASTA
LLG 13 3/8" CSG 0 321' 0 321'
RS 8 5/8" CSG 0 1480' 1050' 1520'
RI 6 5/8" CSG 20-28 Lbs/Ft RANURADO 0 1921'
RB2 2 3/8" TUB J-55 4.7 Lbs/Ft 0 1782'
RB2_B
RB3
RB3_B
IC
DISCEOC
B1
B2
B3 ESTA. 1782' DINAM. 1781'
B4
B5 FECHA PD. OIL (BLS/D) º API FECHA
B6
B7
FECHA AyS (%) º API FECHARGP
(PC/BN)AyS (%) º API
FEBRERO 1930 0 21 ABRIL 1998 794.61 4.59 21
TIPO DE HOYO: VERTICAL
FINAL DE TUBERIA @ 1817'
º FASE ESTADO
DATOS DE PERFORACIONES
51.93668 0
BASE HPPFORMACION TOPE
DATOS DE ULTIMA DE PRODUCCION
PROD. PETRÓLEO
(BLS/D)RGP (PC/BN) PROD. PETRÓLEO (BLS/D)
DATOS DE PRIMERA PRODUCCION
PROFUNDIDAD
1782'
CEMENTACIONINTERVALO
DATOS DE ACCESORIOS
DESCRIPCION
(RANURAS 1470'-1921')
DIRECCION
LONGITUD
PERFORATED PUP DE 2 7/8" 3.53'
MODELO DE BOMBA: 20-150 RWAC 10-2
CABILAS DE 3/4" (57 UNI)
OTROS DATOS ADICIONALES
Julio 1938. Instalación de bomba.
Se recuperó completación. Se bajó bailer de 2
½" y limpio arena de 1912' @ 1921' y se
encontró nivel de fluido @ 600'. Se bajó nueva
completación con bomba Axelson 3" x 7' BTV.
TCBE (plunger), Tubería de 3" @ 1700',
Cabillas de 3/4" x 25', Mud Anchor (plugged)
3" x 22', Gas Anchor 1 ½" x 10', Tubing
Catcher @ 1385'
Diciembre 1938. Limpieza y Cambio de bomba.
Se recuperó completación. Se bajó bailer de 2
½" y limpio arena de 1891'-1915' y se encontró
nivel de fluido @ 786'. Se bajó nueva
completación con bomba Axelson 2 ½" x 9'
BTV. TCBE (plunger), Tubería de 2 ½" @
1804', Cabillas de 3/4" x 25', Mud Anchor
(plugged) 2 ½" x 42', Gas Anchor 1" x 10',
Tubing Catcher @ 1404'
Se lleno tuberia con agua y probó bomba con 300
lbs sin éxito, se removió tee section leaking se
aplicó mas teflon, se re-probó, sin éxito, se decidió
cambiar por una nueva flow tee sections y se probó
la tuberia con 300 psi por 5 min, ok.
Durante la vida productiva del pozo este
presento problemas de arenamiento por lo que
le realizaban trabajos de limpieza y cambio de
bomba frecuentemente.
La ultima tasa de producción 51.93 BPPD con un corte de
agua del 4.59%, un RGP de 794.61 Pc/Bl en Abril de 1998
y fue suspendido esperando por reparación menor en
subsuelo.
Diciembre 1999. Limpieza. Cambio de bomba.
Se recuperó completación. Se bajó nueva completación
con bomba 20-150 RWAC 10-2 @ 1758' con Mud
Anchor,Tubería de 2 3/8" 4.7 lb/ft J-55 @ 1782', Cabillas
de ¾" x 30' (57 pcs), Crossover + collar 2 7/8" x 0.40',
Niple de asiento + collar 2 7/8" x 0.65', Perforated Pup 2
7/8" x 3.53', Oranged Peeled 2 7/8" x 29.65', Final de
tuberia @ 1817'
30'
29.65'
DATOS DE PRUEBAS DE PRODUCCION (TESS-GROSS FLUID)
ORANGED PEELED DE 2 7/8"
PRUEBAS DE NIVELES DE FLUIDO (ULTIMA)
º APIPROD. OIL (BLS/D)
1063
1160
1351
1387
1584
1653
1795
1896
1584
1653
1795
FICHA DE POZO
DATOS BASICOS DEL POZO
ESPESOR DE ARENAMETODO DE
PRODUCCIONCOORDENADAS
TOPES DE
FORMACIONESTVD (PIES)MD (PIES)
TRABAJOS REALIZADOS
DATOS DE COMPLETACIÓN
DIAMETRO GRADO PESO OBSERVACION1351
PROFUNDIDAD
NIPLE DE ASIENTO + COLLAR DE 2 7/8" 0.65'
1896
1063
1160
1387
Ficha del pozo X-43
Información de completación - reparación
Adiestramiento en Campos Maduros
Historia del pozo
X-43
Información de revestidores
23/10/2012
135
Adiestramiento en Campos Maduros
Caudales producidos: Pruebas y muestras de pozos, para
seguimiento del comportamiento de producción del yacimiento.
Factor de declinación del yacimiento.
Presión: Comportamiento de presión (mapas isobáricos), para el
seguimiento del estado de agotamiento del yacimiento, detectar áreas
depletadas y oportunidades de implementar proyectos de
recuperación secundaria para dar soporte energético.
Mapas de producción acumulada, para detectar áreas aún no
drenadas y proponer oportunidades de perforación adicional.
Seguimiento del consumo de reservas.
Parámetros claves
Adiestramiento en Campos Maduros
Evaluación de mecanismos
Mecanismo Dato necesario para la interpretación Herramienta / Técnica
Inyectividad Índice de inyectividad Tasas de inyección
Presiones de fondo
Distribución de la permeabilidad cerca del pozo
inyector
Registros de flujo
Pruebas fall-off
Pruebas multitasas
Remplazo por
gravedad
La saturación de petróleo cambia con la
profundidad y la distancia al inyector
Lapso de tiempo en los registros en los pozos de
observación
Núcleo después del paso del frente de inundación
Permeabilidad vertical Datos de núcleos
Pruebas de pulso vertical
Pruebas de pulso para flujo cruzado
Canalización,
adedamiento
viscoso, pérdida del
control de
movilidad.
La saturación de petróleo cambia con la
profundidad y la distancia al inyector
Lapso de tiempo en los registros en los pozos de
observación
RGP o corte de agua versus tiempo en los
productores
Muestras en los productores por temprana irrupción de
los fluidos inyectados
Trazadores entre pozos Muestras en los productores
Pruebas de presión Presiones estáticas y fluyentes.
Barrido areal Balance de volumen de petróleo, gas, agua y
trazadores producidos para determinar el barrido
del volumen poroso
Muestras en los productores de los trazadores
inyectados.
23/10/2012
136
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Comportamiento de producción del yacimiento
BBPD
BNPD
AyS
RGP
23/10/2012
137
Adiestramiento en Campos Maduros
Comportamiento de producción
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09
0
2500
5000
7500
10000
12500
0
4000000
8000000
12000000
16000000
20000000
OC
um.Z
oneO
il ( b
bl )
Date
Oil.C
alda
y ( b
bl/d
)
Wat
.Cal
day
( bbl
/d )
Comportamiento de Producción Arenas Superiores/Basales - Campo Rio Ceibas
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910
3
104
105
106
107
108
Date
Gas
.Cal
day
Comportamiento de Producción Arenas Superiores/Basales - Campo Rio Ceibas
1994 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09
0
40
80
120
160
200
FECHA
Oil.W
ellC
ount
Comportamiento de Producción Arenas Superiores/Basales - Campo Rio Ceibas
Inicio inyección periférica Inyección infill
Po
zo z
on
a
Adiestramiento en Campos Maduros
1983 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 070.01
0.05
0.1
0.5
1
5
10
50
100
0.01
0.05
0.1
0.5
1
5
10
50
100
FECHA
Axis 1 CnE-215
Tasa de Petroleo ( m3/d )
Tasa de Liquidos ( m3/d )
Tasa de Agua ( m3/d )
Axis 2
Corte de Agua CnE-215
CnE-215
1 10 100 1000 1000010
-6
10-5
10-4
10-3
10-2
10-1
100
101
102
Dias de Produccion Acumulado
CnE-215Der_RAP
Relacion Agua Petroleo ( m3/m3 )
RAP.Derivada.fit
RAP.fit
CnE-215
Comportamiento de producción – Gráfico de Chan
23/10/2012
138
Adiestramiento en Campos Maduros
1984 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 060.01
0.05
0.1
0.5
1
5
10
50
100
0.01
0.05
0.1
0.5
1
5
10
50
100
FECHA
Axis 1 CnE-242
Tasa de Petroleo ( m3/d )
Tasa de Liquidos ( m3/d )
Tasa de Agua ( m3/d )
Axis 2
Corte de Agua CnE-242
CnE-242
10 50 100 500 1000 5000 1000010
-6
10-5
10-4
10-3
10-2
10-1
100
101
102
103
104
Dias de Produccion Acumulado
CnE-242Der_RAP
Relacion Agua Petroleo ( m3/m3 )
RAP.Derivada.fit
RAP.fit
CnE-242
Comportamiento de producción – Gráfico de Chan
Adiestramiento en Campos Maduros
Curvas de declinación
1997 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16100
500
1000
5000
10000
Oil
Rate
(C
al.
Day),
bbl/d
Date
Campo Shushufindi - AguaricoReservorio Basal Tena
Working Forecast ParametersPhase : Oil
Case Name : NCTEGb : 0
Di : 0.214702 A.e.qi : 1205.77 bbl/d
ti : 12/01/2008te : 05/31/2016
Final Rate : 196.978 bbl/dCum. Prod. : 4607.9 Mbbl
Cum. Date : 12/01/2008Reserves : 1524.5 Mbbl
Reserves Date : 05/31/2016EUR : 6132.4 Mbbl
Campo Shushufindi - AguaricoReservorio Basal Tena
23/10/2012
139
Adiestramiento en Campos Maduros
Reservoir Engineering Handbook. Tarek Ahmed -Third Edition
Coordenada
Coordenada
Tiempo (t) Tiempo (t)
Curvas Tasa – Tiempo
Semilog Log - Log
Log Tiempo (t)
Log - Log
Curvas Tasa – Acumulado
Semilog
Acumulado Acumulado Log Acumulado
Tasa (
q)
Tasa (
q)
Log T
asa (
q)
Log T
asa (
q)
Log T
asa (
q)
Log T
asa (
q)
I. Declinación
Exponencial
II. Declinación
Hiperbólica
III. Declinación
Armónica
Análisis de declinación - Tipos de gráficos utilizados
Adiestramiento en Campos Maduros
Mapas de Iso-acumulados de producción
Petróleo Agua Gas
23/10/2012
140
Adiestramiento en Campos Maduros
Comportamiento de Presión Mapas isobáricos
Adiestramiento en Campos Maduros
Comportamiento de presión
0200
400600
8001000
12001400
16001800
200022002400
26002800
30003200
3400
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
Np MMBN
Pres
ión, lp
c
Pb 2400 lpc
Np 170MMBN
Pi 3200 lpc
EXP ROCA
FLUIDO
GAS EN SOLUCIÓN
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Oct-54
Jun-57
Mar-60
Dic-62
Sep-65
Jun-68
Mar-71
Dic-73
Ago-76
May-79
Feb-82
Nov-84
Ago-87
May-90
Ene-93
Oct-95
Jul-98
Abr-01
Ene-04
FECHA
PRES
ION
DA
TUM
, LPC
INICIO
INY GAS
1966INICIO
INY AGUA
1973PROM ACTUAL
1400 lpc
Análisis del Comportamiento
Presión Vs Tiempo
Presión Vs Acumulado de
producción
23/10/2012
141
Adiestramiento en Campos Maduros
Comportamiento de Presión
Adiestramiento en Campos Maduros
Gráficos de Hall
23/10/2012
142
Adiestramiento en Campos Maduros
Gráficos de Hall
Se asume:
1) Inyección de agua en estado estacionario:
iw = 0,00707 * kw * h * (Pwi – P) / µw * (ln (re/rw) +S)
2) kw, h, µw re, rw y S son constantes
iw / A = (Pwi – P)
Integrando ambos lados de la ecuación con respecto al
tiempo, se tiene
Wi / A = ∫ (Pwi – P) dt 0
t
Wi es el agua acumulada al tiempo t
Adiestramiento en Campos Maduros
Gráficos de Hall
La gráfica de la integral de Hall vs agua inyectada acumulada
es una recta de pendiente A.
Al inicio de la inyección el radio de la zona de agua aumenta
con el tiempo y la gráfica de Hall es cóncava.
Después del llenado re es lo suficientemente grande para que
sus cambios no afecten la relación re/rw.
Hall se aplica sólo después del llenado
23/10/2012
143
Adiestramiento en Campos Maduros
Gráficos de Hall – Datos necesarios
Presiones promedios mensuales de fondo de pozo.
Se pueden usar presiones de cabezal corregidas por presión
hidrostática y pérdidas por fricción.
Presión promedio del yacimiento.
Volumen de inyección de agua mensual.
Días de inyección al mes.
Adiestramiento en Campos Maduros
Gráficos de Hall – Precauciones
Como los cambios ocurren gradualmente, usualmente se
requiere al menos 12 meses de historia.
Pueden ocurrir cambios de la pendiente debido a variaciones
de Kw con la variación de la saturación de agua.
La gráfica de Hall es solo una herramienta guía.
23/10/2012
144
Adiestramiento en Campos Maduros
Gráficos de Hall – Ejemplos
Adiestramiento en Campos Maduros
Gráficos de Hall – Ejemplos
23/10/2012
145
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Producción
de Agua
Yacimientos
Completación
Mecanismos de producción de agua
23/10/2012
146
Adiestramiento en Campos Maduros
Producción de agua
Causas
Producción de agua
Prevención
Adiestramiento en Campos Maduros
Fuga en la Tubería de Producción, revestidor o la empacadura
Flujo detrás de la tubería de revestimiento
CAP desplazado en sentido ascendente
Capa de alta K sin flujo transversal
Simple
Complejo
Fracturas o fallas entre productor e inyector
Producción de agua
Problemas tipo
23/10/2012
147
Adiestramiento en Campos Maduros
Fracturas o falla desde una capa de agua
Conificación o formación de cúspide
Barrido areal pobre
Capa segregada por Gravedad
Capa de alta K con flujo transversal
Simple
Complejo
Producción de agua
Problemas tipo
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores para predecir los mecanismos de producción de agua
Mecanismo de empuje del yacimiento
Tasa de producción del pozo y del yacimiento
Saturación de fluidos
Inicial
Actual
Irreducible
23/10/2012
148
Adiestramiento en Campos Maduros
Permeabilidades
Vertical
Horizontal
Lenticularidad
Barreras
Permeabilidades relativas
Factores para predecir los mecanismos de producción de agua
Adiestramiento en Campos Maduros
Movilidad relativa de los fluidos
Porosidad
Inclinación del yacimiento
Contacto agua petróleo original (CAPO)
Trabajos de reparación previos
Fracción del intervalo productivo completado
Ubicación de la completación
Calidad de la cementación primaria
Factores para predecir los mecanismos de producción de agua
23/10/2012
149
Adiestramiento en Campos Maduros
ZAPATA
ON OFF TOOL
C.F.
EMP. PERM.
ARENA
ARENA
NIPLE ASIENTO
CAMISA
EMP. HID.
CAMISA
NIPLE SEGUR.
REV. SUPERF.
ZAPATA
ON OFF TOOL
C.F.
EMP. PERM.
ARENA
ARENA
NIPLE ASIENTO
CAMISA
EMP. HID.
CAMISA
NIPLE SEGUR.
REV. SUPERF.
Adiestramiento en Campos Maduros
Problemas de la completación del pozo
Orificios en la tubería de producción o en el revestidor
Empacaduras débiles
Tapones defectuosos
Perforaciones mal aisladas (fugas)
Pozo completado en un intervalo productor de agua
Problemas de aislamiento local (canales detrás del
revestidor)
A
g
u
a
23/10/2012
150
Adiestramiento en Campos Maduros
Rotura en el revestidor
Adiestramiento en Campos Maduros
Causas Curva Tipo Prevención
Mala práctica
en la
completación 2
Tiempo Tiempo
Cort
e d
e a
gu
a
• Inapropiada
tensión de las
juntas
• Incompatibilidad
con las
condiciones de
fondo
Seleccionar la
tubería que resista
las condiciones de
presión, temperatura
y el medio ambiente
químico en el fondo
del pozo
Rotura en el revestidor
23/10/2012
151
Adiestramiento en Campos Maduros
Flujo detrás del revestidor (Canal)
Adiestramiento en Campos Maduros
Causas Curva Tipo Prevención
Pobre
cementación
primaria 1
2
Tiempo Tiempo
Cort
e d
e a
gu
a
Una buena
cementación
primaria,
aplicando las
técnicas para
lograr una buena
adherencia entre
el yacimiento y el
revestidor.
Flujo detrás del revestidor (Canal)
23/10/2012
152
Adiestramiento en Campos Maduros
Parámetros que afectan el sello durante una cementación
primaria
Flujo detrás del revestidor (Canal)
Adiestramiento en Campos Maduros
Prevención de los problemas de producción de agua
relacionados con la completación
Completación apropiada
Diseño de Reacondicionamientos
Buena cementación primaria
Elegir adecuadamente la tubería
Pruebas de Presión
Diseño de Completaciones compatible con los Fluidos
23/10/2012
153
Adiestramiento en Campos Maduros
Causas Curva Tipo Prevención
Completación en zona de agua
Pobre calidad
de los datos
Mala
interpretación
de los datos
1
Tiempo Tiempo
Cort
e d
e a
gu
a
Validar los
datos existente
Toma de datos
adicionales
Asegurarse de
la calidad de los
datos
Adiestramiento en Campos Maduros
23/10/2012
154
Adiestramiento en Campos Maduros
Agua del fondo
Adiestramiento en Campos Maduros
Causas Curva Tipo Prevención
Agua del fondo
Agua de fondo
por incremento
del nivel del
CAP
Acuífero activo
Yacimiento
depletado
3
Tiempo Tiempo
Cort
e d
e a
gu
a
Controlar la
tasa crítica
23/10/2012
155
Adiestramiento en Campos Maduros
Causas Curva Tipo Prevención
Rotura de barreras de permeabilidad
Zona de
petróleo
depletada
Barrera débil
Alta declinación
de presión
1
2
Tiempo Tiempo
Cort
e d
e a
gu
a
No sobrepasar la
presión de fractura
o de sobrecarga al
realizar un
tratamiento de
fracturamiento o
acidificación
Adiestramiento en Campos Maduros
Conificación de agua
23/10/2012
156
Adiestramiento en Campos Maduros
Causas Curva Tipo Prevención
Conificación de agua
Extremo
diferencial de
presión en pozo
verticales hace
que la forma del
CAP alrededor
del pozo sea
cónico
3
Tiempo Tiempo
Cort
e d
e a
gu
a
Control de tasa
crítica
Completación • Ubicación y
longitud del
intervalo
completado
• Densidad de
disparo
Barreras
artificiales
Adiestramiento en Campos Maduros
Una de las razones más comunes que originan
problemas de conificación son las elevadas tasas de
producción, por encima de la tasa crítica, sumada a altas
permeabilidades verticales.
Conificación de agua
Es uno de los problemas más difíciles de solucionar
por métodos químicos.
Los problemas de conificación son ocasionados por las
presiones reducidas en los alrededores del pozo (altos
“drawdown”) que atraen el agua de una zona adyacente
que se encuentra conectada (acuífero).
23/10/2012
157
Adiestramiento en Campos Maduros
Paptzacos et al.
(1987)
Høyland et al., (1989)
Nejad & Tortike, (1995)
Antecedentes
Muskat & Wycoff, (1935)
Efecto de conificación simultánea
de gas y agua
Conificación en pozos horizontales y
verticales en formaciones
anisotrópicas
Chaperon, (1986)
Asumieron que el yacimiento era
homogéneo, con el petróleo como
único fluido móvil por encima del
contacto agua/petróleo y saturado
de agua debajo del mismo.
Conificación de agua
Adiestramiento en Campos Maduros
Predicciones Generales
Qc ≈ h3
h: distancia entre los intervalos cañoneados y el contacto
tirrup = h3
q
Conificación de agua
23/10/2012
158
Adiestramiento en Campos Maduros
h
hp
h
hp
rw
h
hp
rwreLnBo
PwfPwellhKh.Qc
.
o
90cos
2
710070780
50
CRAFT y HAWKINS
wM
SenAKrwKowQc
1
1088.4 1
CRITERIOS DE INESTABILIDAD DE "DIETZ"
ADEDAMIENTO
CONIFICACIÓN
Cálculo de la tasa óptima
Adiestramiento en Campos Maduros
Pozos horizontales para prevenir la conificación
Es uno de los objetivos primarios en la tecnología de
pozos horizontales
Puede tener encrestamiento
Disipa la caída de presión en la longitud de la sección
horizontal
23/10/2012
159
Adiestramiento en Campos Maduros
Capa de alta permeabilidad sin
flujo transversal
Capa de alta permeabilidad con
flujo transversal
Canalización de agua
Adiestramiento en Campos Maduros
Causas Curva Tipo Prevención
Alta
permeabilidad en
contraste con el
Yacimiento
Perforación parcial
Estimulación
Bloqueo parcial
4
Tiempo
Cort
e d
e a
gu
a
Canalización de agua
23/10/2012
160
Adiestramiento en Campos Maduros
En estos casos, el empleo de métodos químicos como
geles, espumas y geles espumados puede ser de gran
ayuda para mejorar el barrido.
Los canales de alta permeabilidad dentro de un
yacimiento son muy comunes.
Estos hacen que los fluidos que sirven de empuje para el
crudo, irrumpan prematuramente en los pozos
productores, dejando atrás grandes cantidades de crudo
sin contactar.
El resultado final es un aumento sostenido de la relación
agua-petróleo (RAP) a lo largo de la vida del yacimiento.
Canalización de agua
Adiestramiento en Campos Maduros
Regla General: a mayor comunicación entre lentes y mayor
profundidad, la selección de la técnica debe ser efectiva
Perforación de pozos Inyectores
Estimulación
Maximizar la densidad de disparos y/o la profundidad en
lentes de baja permeabilidad
Evitar la perforación en lentes de alta permeabilidad
Estimular selectivamente más allá del daño de
perforación sólo en lentes de baja permeabilidad
Fracturamientos hidráulicos mayores deber ser en lentes
de baja permeabilidad
Prevención de la canalización de agua
23/10/2012
161
Adiestramiento en Campos Maduros
Reducción de la Permeabilidad
Fluidos perjudiciales inyectados en zonas de alta
permeabilidad
Taponamiento parcial
Prevención de la canalización de agua
Adiestramiento en Campos Maduros
Comunicación entre inyector y productor
23/10/2012
162
Adiestramiento en Campos Maduros
Causas Curva Tipo Prevención
Fracturas
naturales en el
Yacimiento
Tapar la fractura
2
4
Tiempo Tiempo
Cort
e d
e a
gu
a
Orientación del
pozo
• Mantener la relación
inyectividad /
productividad
aceptable
Comunicación entre inyector y productor
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de un gel o de un gel espumado
Los sistemas de fracturas naturales o fallas comunicantes
pueden proveer un canal directo entre los pozos inyectores
y productores dejando atrás los hidrocarburos que están en
la matriz.
Incluso si las fracturas no están conectadas, los fluidos
pueden viajar por una fractura hasta estar en la proximidad
de la otra, barriendo una pequeña parte de la matriz.
Comunicación entre inyector y productor
23/10/2012
163
Adiestramiento en Campos Maduros
Fisuras o fracturas y una capa de agua subyacente
Adiestramiento en Campos Maduros
Barrido areal deficiente
23/10/2012
164
Adiestramiento en Campos Maduros
Capa segregada por gravedad
Adiestramiento en Campos Maduros
Una vez que ocurra la irrupción será poco el crudo adicional
que pueda producirse.
Adedamiento viscoso
Cuando se tiene relaciones de movilidad desfavorables, los
fluidos desplazantes como el agua y el gas tendrán una
mayor movilidad a través del medio poroso, ya sea que
provenga de las etapas de producción primaria o secundaria.
Agentes modificadores de la movilidad
como polímeros y espumas de alta
propagación
23/10/2012
165
Adiestramiento en Campos Maduros
Estimulación fuera de zona
Cuando estos tratamientos son realizados en pozos
inyectores, es posible que la fractura o canal conecte a la zona
inundada con un acuífero o con otro canal de alta
permeabilidad, dejando atrás gran parte del crudo sin barrer.
Cuando se realizan estimulaciones químicas o por
fracturamiento hidráulico en pozos productores, es posible que
se penetre o comunique una zona de agua o gas por medio de
fisuras, provocando la irrupción temprana de estos fluidos.
Inyección de un gel o gel espumado
Adiestramiento en Campos Maduros
Plan de seguimiento y monitoreo en una prueba piloto Prueba piloto
Composición
química
Economía
Propiedades de
yacimientos
Higiene y
ambiente
Volumetría
de fluidos
Inyección
Total
Perfiles
Producción
Total
Perfiles
Simulación
numérica
Cotejo
Sensores
Tiempo real
ΔP, ΔT
Registros de
pozos ΔSo, ΔSw
Pruebas
especiales
K*h, Skin,
inyectividad
Trazadores
Dirección flujo
Calidad
materia
prima - ASP
Funcionamiento
unidades
/plantas
Calidad
mezcla ASP
iny.- prod.
Fluidos
iruupción compatibilidad
Inversiones
Gastos
Indicadores
Proyecciones
Masificación
Higiene
ocupacional
Desechos
sólidos
Efluentes
líquidos
23/10/2012
166
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Tipo de Prueba
Antes de la completación
DST
RFT/ MDT
Durante la vida productiva
Estáticas
BuildUp
Drawdown
Falloff
Especiales
23/10/2012
167
Adiestramiento en Campos Maduros
¿Qué permite el análisis de presiones?
Determinar parámetros de yacimientos -
Reservas
Cuantificar la energía del yacimiento –
Mecanismos de producción
Validar el modelo estático
Caracterizar el sistema pozo – yacimiento
Identificar las barreras o límites
presentes.
Identificar problemas presentes en el pozo
– Daño de formación y/o estimulado
Adiestramiento en Campos Maduros
Presión inicial y Promedio del área de drenaje (Pi y Pprom)
Permeabilidad Efectiva de la formación (Ke)
Grado de Daño a la Formación (S)
Tamaño del Yacimiento
Respuesta sobre la Productividad del Pozo (IPR)
Comunicación entre pozos
Detección de Límites/ Barreras
Parámetros que se obtienen de una Prueba de presión
23/10/2012
168
Adiestramiento en Campos Maduros
Prueba de Declinación o
abatimiento de presión
(Drawdown): En esta prueba, un
pozo que está estático, estable y
cerrado es abierto a producción. La
tasa de flujo durante la prueba, se
supone constante.
Prueba de Restauración de presión
(build up): En esta prueba, un pozo
que está fluyendo a una tasa
estable, es cerrado. La tasa de flujo
durante la prueba es constante e
igual a cero.
P
q
t
q
P
t
q
q
P
P
Tipos de Pruebas
Adiestramiento en Campos Maduros
Prueba de Inyección: Es
conceptualmente idéntica a la
prueba de declinación, solo que el
flujo entra hacia el pozo en lugar
de salir de él.
Prueba de Declinación de
presión en pozos inyectores (Fall
Off): Esta prueba mide la
declinación de presión
subsecuente al cierre de un pozo
inyector. Es conceptualmente
idéntica a una prueba de
restauración de presión.
P
-q
t
q
P
t
q
-q
P
P
Tipos de Pruebas
23/10/2012
169
Adiestramiento en Campos Maduros
DST: Se emplean para probar
un pozo nuevo y se llevan a cabo
con el equipo de perforación en
sitio. Por medio de la válvula de la
herramienta se produce y cierra el
paso de fluidos del yacimiento.
Prueba de Interferencia: En
esta, un pozo (perturbador) es
producido y la presión observada
en otro pozo (o pozos,
observador). Son útiles para
caracterizar propiedades del
yacimiento a gran escala.
P
t
q
-q
P
Tipos de Pruebas
Adiestramiento en Campos Maduros
Pruebas convencionales (flujo después de flujo)
Pruebas Isocronales
Pruebas Isocronales modificadas
Pruebas en Pozos de Gas
23/10/2012
170
Adiestramiento en Campos Maduros
Permite:
Seleccionar el comportamiento
de un pozo en función de una
presión de afluencia a una
presión promedio de
yacimiento, utilizando
diferentes orificios.
Comparar con otros pozos del
área
Realizar esquemas de
optimización
Prueba convencional de flujo después de flujo
(Prueba de contrapresión)
Adiestramiento en Campos Maduros
El pozo está fluyendo a una tasa
constante para un periodo dado,
luego se cierra hasta que las
presiones retornen a las condiciones
iniciales estáticas, para diferentes
tipos de orificios. La última tasa se
deja hasta que se alcance la
condición de flujo pseudo
estacionario.
Se usa cuando la permeabilidad es
baja, de tal manera que la tasa no
se estabiliza totalmente, y se cumple
que se drena el mismo volumen de
gas en iguales periodos de tiempo.
Prueba Isocronal normal
23/10/2012
171
Adiestramiento en Campos Maduros
Durante esta prueba en lugar de esperar que las Presiones retornen a
niveles iniciales, la duración del cierre es equivalente al Periodo Fluyente.
Prueba Isocronal modificada
Para esta prueba se realiza el
siguiente procedimiento Se coloca un orificio y se hace fluir
el pozo.
El pozo es cerrado en intervalos de
tiempo iguales a los de afluencia.
Se cambia sucesivamente el orificio
y se hace lo mismo que en los
pasos 1 y 2
La última afluencia es extendida.
Adiestramiento en Campos Maduros
Tipo de prueba ¿Cuándo? Justificación/Objetivos
DST Antes de
completar el
pozo
Estimar la presión inicial del yacimiento, determinar la
capacidad productiva de las arenas y tomar muestras del
fluido del yacimiento.
Interferencia, Pulso Antes de un
proyecto de
inyección
Establecer la comunicación horizontal, determinar la
permeabilidad direccional y la capacidad de almacenaje de
hidrocarburos del yacimiento.
Restauración de
presión (Evaluación
de Yacimientos)
Después de la
completación
inicial
Obtener estimados de la presión inicial, límites de
yacimiento, capacidad de flujo y efectos en la vecindad del
pozo (daño)
Restauración de
presión
(Gerencia de
Yacimientos)
Cuando
preocupa la
inyectividad o
productividad
Determinar la causa del problema de baja productividad o
inyectividad: baja permeabilidad, daño o baja presión.
Restauración de
presión
(Pre-fractura)
Antes de
realizar
fracturamiento
hidráulico
Obtener datos para el diseño de la estimulación y describir
el yacimiento
¿ Cuándo y por qué tomar una prueba de presión?
23/10/2012
172
Adiestramiento en Campos Maduros
Tipo de prueba ¿Cuándo? Justificación/Objetivos
Restauración de
presión
(Post-fractura)
Después del
fracturamiento
hidráulico
Analizar efectividad del tratamiento
Presión Estática Después de
completado el
pozo o cuando se
requiera
Determinar la Presión de Yacimiento para control y
monitoreo de la capacidad de productividad
Isocronales en Pozos
de Gas
Después de
completado el
pozo o cuando se
requiera
Para determinar la capacidad de entrega de gas en
función de una contrapresión dada
¿ Cuándo y por qué tomar una prueba de presión?
Adiestramiento en Campos Maduros
Modelo Estructural
Detección de fallas
Estado de las fallas (sellantes o no sellantes)
Modelo Sedimentológico
Canales preferenciales de flujo (Kh, Kh/ )
Continuidad de las arenas (Comunicación)
Modelo Estratigráfico / Petrofísico
Definición de unidades de flujo
Cambio de litología
Integración del análisis de presiones con el modelo estático
23/10/2012
173
Adiestramiento en Campos Maduros
Ingeniería de Yacimientos
Potencial (IP = Qo/P). Eficiencia de flujo
Vida del yacimiento (P vs Np)
Estado de agotamiento (Areal/Vertical)
Extensión de un yacimiento
Comunicación (Vertical/Areal), tipo de fluidos
Simulación Numérica de Yacimientos
Validación del Modelo geológico
Equiprobable (Cotejo histórico)
(% AyS)
1996
AGUA
0
200
400
600
0
20
40
60
80
1966 1976 1986
(MBD)
PETRÓLEO
% AyS
Proyectos de Iny. Agua
Aplicación del análisis de presiones
Adiestramiento en Campos Maduros
Perforación / Completación
Diseño de la ventana de lodo
Efecto superficial, “Skin Factor” (S)
Cañoneo selectivo
Producción
Tasa crítica (Pc) control conificación agua
Diseño de levantamiento artificial
Fracturamiento, estimulación
Diseño de instalaciones subsuelo y superficie
Aplicación del análisis de presiones
Presión del pozo sin daño
Presión del pozo dañado PS
kS k
rS
rw
Zona de permeabilidad alterada (kS)
Zona de permeabilidad no alterada (k)
Presión del pozo estimulado
r
P
23/10/2012
174
Adiestramiento en Campos Maduros
Corrección de la presión al nivel de referencia (Datum)
El nivel de referencia o
datum se determina a la
mitad de la zona de petróleo,
como el promedio volumétrico
del tope y base de la zona de
petróleo.
Es muy útil cuando se utiliza
el dato de presión en el
balance de materiales.
Pp = PD ± (hp – Datum)* gradiente medido
Petróleo
Gas
Agua
Pozo A
Pozo B
Nivel Datum
PA
PB
PD
Adiestramiento en Campos Maduros
Cuán rápido fluyen los fluidos al pozo:
Espaciamiento, estimulaciones
Estado de Agotamiento
Cerrado o abierto, presencia de acuíferos,
fallas, barreras de K
Efectos de la perforación y producción
K * h
Pi
Límites
Ppozo < Pyac
Beneficios de los parámetros obtenidos del análisis de presión
23/10/2012
175
Adiestramiento en Campos Maduros
Es una herramienta que pone en comunicación un
sistema para medir presiones y tomar muestras de
fluido de la formación. Permite investigar las
características estáticas y dinámicas del fluido de
la formación.
En cada bajada se obtiene:
Un número ilimitado de pre-ensayos con
mediciones de presión hidrostática de la columna
de lodo, presión de formación y estimaciones de
permeabilidad.
Dos muestras de fluido separadas o una sola
muestra segregada y estimación de la
permeabilidad a partir de las presiones de prueba.
Confirmación, a partir de las presiones de pre-
ensayo, que se obtuvo un sello eficiente con la
formación y que la permeabilidad es suficiente
para tomar una muestra de fluido.
Probador de Presión de Formación (RFT)
Adiestramiento en Campos Maduros
Identificación de petróleo inmóvil
Variación del nivel de agua
Identificación de interfases de fluidos
Identificación de Contactos de Fluidos Probador de Presión de Formación (RFT)
23/10/2012
176
Adiestramiento en Campos Maduros
Barreras verticales Barreras horizontales
Identificación de Barreras de Flujo Probador de Presión de Formación (RFT)
Adiestramiento en Campos Maduros
Identificación de estructuras complejas
Probador de Presión de Formación (RFT)
23/10/2012
177
Adiestramiento en Campos Maduros
Identificación de flujo cruzado
Probador de Presión de Formación (RFT)
Adiestramiento en Campos Maduros
Cambios en la pendiente
de la curva presión
profundidad (cambios de
gradiente de presión)
permiten diferenciar, por
densidad, los fluidos
presentes en el
yacimiento.
Determinación de Tipo de
Fluidos
Probador de Presión de Formación (RFT)
23/10/2012
178
Adiestramiento en Campos Maduros
Productorr Productor
Inyector
Observador Observador
Interfaces de
monitoreo con usuario
Sensores Permanentes
Adiestramiento en Campos Maduros
Gerencia del pozo y su producción
Evaluación y Gerencia del yacimiento
Optimización del levantamiento artificial
Aplicaciones de los Sensores
Beneficios obtenibles
Caracterización de Yacimientos
Operaciones de producción
Control y seguimiento
23/10/2012
179
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Cuando varias capas producen en forma simultánea, o los
gráficos de diagnóstico no resultan claros, se deben realizar
mediciones en los pozos por medio de perfiles de producción.
Registros
Flowmeter
Temperatura
Gradiomanó-metro
Detector de flujo de agua
(DEFT)
Refistro WFL
23/10/2012
180
Adiestramiento en Campos Maduros
Los registros de producción son el método normal para evaluar pozos
productores e inyectores.
En un sentido más limitado, los registros de producción diagnosticarán también
los problemas encontrados en el hoyo, así sean mecánicos, como fugas o
problemas de canalización que producen fluidos no deseados.
A medida que disminuyen las reservas de Producción, la demanda para los
registros de producción sofisticados para aumentar al máximo recuperación de
hidrocarburos está aumentando continuamente.
”El análisis de Registros de Producción” es ocasionalmente directo. El flujo de
producción puede tener tres fases diferentes (petróleo, agua, gas) cada uno con
densidades, velocidades y características únicas que deben examinarse
separadamente y en concurrencia para ser medido con precisión.
Adiestramiento en Campos Maduros
Aplicaciones de los registros de producción
Los registros de producción comprenden un conjunto de servicios de cable
eléctrico que se corren en los pozos completados y cañoneados cuando se
encuentran produciendo o inyectando.
Esto se hace con el fin de obtener información acerca de la naturaleza y
comportamiento de los fluidos del pozo, características de la formación y
magnitud de problemas mecánicos.
Los registros de producción generalmente tienen dos grandes aplicaciones:
Supervisar el comportamiento de producción o la eficiencia de inyección a lo
largo de la vida de un pozo o campo
Definir problemas de producción o de inyección que son perjudiciales para la
actuación normal del pozo.
23/10/2012
181
Adiestramiento en Campos Maduros
Los registros de producción se utilizan para supervisar el comportamiento de
pozos a lo largo de la vida productora o inyectora con el propósito de:
Establecer producción o proporciones de flujo de inyección
Establecer perfiles de producción o inyección
Supervisar el movimiento del contacto de fluidos en la formación
Los problemas más comunes encontrados que pueden ser definidos por registros
de producción son:
Canalización de fluidos detrás del
revestidor o tubería de producción.
Conificación ascendente o
descendente de fluidos.
Flujo cruzado entre dos o más zonas Incremento del corte de agua
Fugas mecánicas
Zonas ladronas
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios para la realización de registros de producción
Desde el punto de vista de los registros eléctricos, existen cuatro criterios
que deben satisfacerse para completar eficientemente una operación de
registros de producción. Estos se enumeran a continuación.
Se debe conocer completamente la
naturaleza del problema o condición del
pozo. Los parámetros e historia del pozo
pueden jugar un papel importante en
este paso.
Se debe desarrollar un procedimiento de
registro. Este normalmente empieza con la
preparación del pozo antes del inicio de la
operación. El cambio del estado del pozo,
los intervalos a registrar, etc. De vez en
cuando el conjunto de herramientas
correcto, no producirá resultados
satisfactorios debido a la utilización de
procedimientos impropios durante la
realización de los registros.
El conjunto de herramientas a usarse debe
ser adecuadamente recomendado. Existe,
a menudo, más de un método que puede
implementarse para detectar cualquier
situación particular del pozo, pero
normalmente debido a las condiciones del
pozo y estipulaciones se preferirá uno en
particular.
Es necesaria una buena comprensión
cualitativa del registro. El entender cada una
de las curvas y su respuesta a las
condiciones cambiantes del pozo le
permitirán al ingeniero derivar una visión
bastante precisa de lo que allí ocurre.
23/10/2012
182
Adiestramiento en Campos Maduros
Debido a la naturaleza de los registros de producción en estado dinámico,
nunca pueden aplicarse totalmente reglas rígidas y rápidas a las situaciones
encontradas. La competencia y confianza se lograrán en esta disciplina a
medida que se gana experiencia.
REGISTROS DE PRODUCCION
Producción / Inyección Análisis de Producción
Producción / Inyección Producción Inyección
Canalización
Conificación
Flujo cruzado
Zonas ladronas
Fugas en Revestidor /Tubería / Empacaduras
Tasas de Flujo
Perfiles de Inyección
Perfiles de flujo
Contactos de fluidos de formación
Tasas de Inyección
Avance del corte
Adiestramiento en Campos Maduros
Fullbore Spinner Centralizador
Inline Spinner CCL
Temperatura
Densidad
Presión
Gamma Ray
Herramientas de PLT
23/10/2012
183
Adiestramiento en Campos Maduros
Registros de Producción PLT
Herramienta fundamental en el análisis, diagnóstico e
identificación de la fuente de producción de fluidos no deseados
en el pozo.
Se refiere a correr un registro después que el pozo ha sido
cementado y puesto en producción.
Las mediciones son hechas bajo condiciones dinámicas y
estáticas.
Adiestramiento en Campos Maduros
Registros de Producción PLT
Condición mecánica de los pozos.
¿Hay grietas (fugas), en el revestidor, tubería o empacadura?
¿Hay daño de corrosión interior o exterior?
Evaluación de la eficiencia de completación (pozo productor)
¿Algunas zonas están contribuyendo sólo con gas o sólo con agua?
¿Están contribuyendo zonas que producen al potencial mostrado por
otras fuentes de datos?
Movimientos de fluidos anómalos entre zonas.
¿Hay flujo detrás del revestidor a través de una cementación
primaria inadecuada?
¿El flujo del interior del revestidor se está moviendo a las zonas
ladronas?
23/10/2012
184
Adiestramiento en Campos Maduros
Gerencia de Yacimientos
¿Qué saturación inicial tiene cada zona?
¿Qué cambios de saturación de fluidos han ocurrido, debido a
producción o al movimiento extraño de fluidos?
¿El yacimiento está depletado de la manera deseada?
Registros de Producción PLT
Evaluación de la eficiencia de completación (pozo inyector)
¿Dónde se van los fluidos inyectados?
¿Cuánto en cada zona?
Diseño y evaluación del tratamiento de estimulación
¿Qué zonas necesitan ser estimuladas?
¿Dónde se fueron los fluidos de estimulación?
¿El tratamiento de estimulación logró los resultados deseados?
Adiestramiento en Campos Maduros
La data digital adquirida en bruto debería ser recibida en
formato LAS
Metodología de Interpretación
Revisar los datos en función de su calidad y cargar en el
software de interpretación
Cargar data de pozo tal como ángulo de desviación, equipo de
completación e intervalos perforados, junto con la data PVT para
los fluidos producidos
Registros de Producción PLT
23/10/2012
185
Adiestramiento en Campos Maduros
Calibrar los medidores centrífugos
graficando cruzadamente la velocidad de
registro contra las rps del medidor, permitiendo
la identificación de los puntos de entrada del
fluido y los perfiles de flujo.
Metodología de Interpretación
Registros de Producción PLT
Adiestramiento en Campos Maduros
Utilizar la data de densidad o
capacitancia para identificar los tipos
de fluido y retención de agua en el
pozo.
Metodología de Interpretación
Registros de Producción PLT
23/10/2012
186
Adiestramiento en Campos Maduros
Metodología de Interpretación
Examinar el registro de temperatura
para verificar la interpretación y para
chequear la existencia de posibles
anomalías adicionales.
Aunque la data de temperatura no es
usada en los cálculos de perfiles de
flujo, las diferencias de temperatura
en el pozo puede confirmar los puntos
de entrada de fluidos y, bajo
condiciones de cierre de pozo, puede
ayudar en la identificación de flujo
transversal de una capa a otra.
Registros de Producción PLT
Adiestramiento en Campos Maduros
Metodología de Interpretación Si se requiere, y si existe data
disponible a dos o más tasas de flujo, se
puede generar estimados de IP de
capas individuales y presiones de
capas.
Al graficar las presiones fluyentes contra
los flujos calculados de cada capa, se
puede determinar la ordenada de origen
sobre el eje de presión para dar un
estimado de presión de cierre en cada
capa, y la pendiente de la línea
generada provee un estimado del IP de
la capa.
Registros de Producción PLT
23/10/2012
187
Adiestramiento en Campos Maduros
Detalles de la interpretación, con
comentarios acerca de la calidad de la data
en bruto, conclusiones y cualquier
recomendación proveniente de la
interpretación.
Gráficos de los tipos de data adquirida
Gráfico del perfil de flujo interpretado final
Registros de Producción PLT
El informe integral debe tener:
Adiestramiento en Campos Maduros
Normalmente, se requiere más de un equipo de registro o
medición.
Para los pozos productores:
Combinación de dispositivos radiactivos para evaluar tipo de
fluido y saturación detrás del revestidor.
Dispositivo de flujo y de diferenciación de fluido, para evaluar el
movimiento de fluidos dentro del revestidor
Combinación de dispositivos de temperatura y medición de
ruido, para el flujo detrás del revestidor
Debe considerarse los datos de todas las fuentes disponibles para
proporcionar un diagnóstico más efectivo.
23/10/2012
188
Adiestramiento en Campos Maduros
Programa general para detectar problemas de pozo
Chequeo regular de la presión de superficie.
Observación de rutina de las características de los pozos
productores para notar aumentos anómalos en la producción
de agua o gas.
Chequeo de rutina en la presión de cierre para notar cualquier
declinación inusual de presión.
Los estudios de temperatura hechos rutinariamente en los
pozos clave, pueden ser útiles en la detección de fugas.
Adiestramiento en Campos Maduros
El estudio del calibrador (caliper) indica áreas restringidas.
Las fugas en el revestidor o tubería, a menudo pueden
localizarse con el dispositivo de temperatura bajo varias
condiciones estáticas y dinámicas.
Programa general para detectar problemas de pozo (continuación)
Las fugas en tubería de altos volúmenes, a veces pueden
apuntarse con precisión de manera cuantitativa con la
herramienta flowmeter.
Flujo detrás la tubería generalmente puede localizarse con el
registro de ruido o con el de temperatura, si hay suficiente
movimiento de fluido y perturbación térmica.
23/10/2012
189
Adiestramiento en Campos Maduros
Problemas de registros de producción / Definición de producción
El propósito de los registros de producción es proporcionar información sobre el
movimiento de fluidos, gas, petróleo, o agua, en el hoyo y la formación cercana.
Análisis del comportamiento de producción del reservorio
Se realiza a menudo en un pozo productor para evaluar zonas diferentes o
perforaciones que están fluyendo en conjunto.
Una selección apropiada de Herramientas de producción y de los procedimientos
operativos permitirá la interpretación cuantitativa y cualitativa de cada zona. Esto
incluye la cantidad y tipo de fluidos producidos, relaciones entre las zonas, y origen
de los fluidos producidos.
Un pozo también puede supervisarse regularmente para determinar el agotamiento
a lo largo de su vida productora.
Utilizar: Flowmeter, Densidad de fluido y/o Hydro y medidas de presión y de
temperatura.
Adiestramiento en Campos Maduros
Problemas de registros de producción / Definición de producción
Análisis del problema
Mediante el uso de registros de producción se pueden localizar problemas de los
pozos tales como fugas de la tubería / empacadura, fallas del revestidor,
comunicación y producción de fluidos no deseados. La conificación, canalización, y
zonas ladronas producen a menudo incrementos en la producción de gas o agua.
Mediante el control del estado del pozo y seleccionando el conjunto apropiado de
herramientas, puede descubrirse la ubicación y camino de flujo.
Análisis del Inyección
En la mayoría de pozos inyectores se inyecta en el hoyo una sola fase: agua, vapor,
petróleo, gas o solvente.
Hay dos grandes situaciones en las que se desea inyectar un pozo:
- Desplazar los hidrocarburos del reservorio hacia los pozos productores.
- Un pozo productor puede desarrollar problemas de agua no deseada o
producción de gas debido a canalizaciones o conificación (localizar la fuente de
esta producción).
23/10/2012
190
Adiestramiento en Campos Maduros
Selección de la herramienta adecuada
Las herramientas deben medir:
La cantidad y tipo de flujo de cada intervalo productor
La relación entre tasas en el fondo y superficie
El origen del fluido desde fuera del pozo
Obviamente para medir la cantidad de flujo dentro de la tubería de producción, la
mejor opción es un dispositivo de caudal (flowmeter). El próximo paso será
escoger el mejor medidor de caudal. Los tipos disponibles más comunes son:
Caudalímetro o Flowmeter para el centro de la tubería de producción
Caudalímetro Desviador o de Cesta
Caudalímetro (Spinner) de diámetro total
Caudalímetro de Empacadura
Adiestramiento en Campos Maduros
Caudalímetros (Flowmeters)
Principio de funcionamiento del Caudalímetro
El principio general de funcionamiento del caudalímetro se puede comparar con
el de una turbina. La turbina convierte el movimiento lineal del fluido a lo largo de
una sección de tubería en movimiento rotatorio de la turbina. El caudalímetro
normalmente se centraliza en la tubería y, por consiguiente, convierte la
velocidad del centro de la tubería en revoluciones del impulsor.
APLICACIONES
Determinar velocidad superficial total
Determinar proporciones de la producción e inyección
Determinar que la producción y perfiles de la inyección
evalúan bien estímulos
Descubrir flujo cruzado entre zonas
Descubrir fugas mecánicas
23/10/2012
191
Adiestramiento en Campos Maduros
Para ser de uso práctico en completaciones normales, un dispositivo medidor de
tasas de flujo en el hoyo debe tener un diámetro de 1-11/16” o menor, para que
pueda bajarse fácilmente a través de la tubería.
Una sarta de herramientas de este diámetro perturbará menos el flujo normal que
una herramienta más grande. Esto tiene que ser considerado debido a que deben
hacerse medidas de flujo a tasas de producción o inyección tan cerca de las tasas
normales del pozo como sea posible.
Caudalímetros (Flowmeters) - Especificaciones
Tipos de caudalimetros:
Caudalimetros extensibles
Caudalímetro de alto rendimiento
Caudalímetro deflector
Adiestramiento en Campos Maduros
Caudalímetros (Flowmeters) - Medidores de Flujo
Fullbore
Spinner
Continuous
Spinner
Inline
Spinner Basket
Flowmeter
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192
Adiestramiento en Campos Maduros
Registro de Producción combinado
Flowmeter
Manómetros de presión
Sensores de temperatura
Gradiomanómetro
Acelerador
Adiestramiento en Campos Maduros
Registro de Producción combinado
Localizador de cuellos (“Casing Collar Locator CCL”).
Medición de temperatura y presión Gradiomanómetro
Flowmeter
Calibrador (“Caliper”) Registro de Rayos Gamma (“Gamma Ray”)
23/10/2012
193
Adiestramiento en Campos Maduros
Flowmeter continuo
Para tasas altas de flujo (velocidad de
fluido que excede 40 pie/min),
Es confiable, fácil de correr, y no
perturba el patrón de flujo.
La herramienta puede calibrarse con
precisión en el fondo del hoyo, grabando
a dos o más velocidades de registro
conocidas.
Adiestramiento en Campos Maduros
Fulbore Flowmeter
Con esta herramienta, la tasa de flujo
mínima es aproximadamente 65 BPD en
tuberías de producción de 5½ pulgadas,
comparado con la tasa de 250 BPD con
que trabaja la herramienta flowmeter
continuo.
Para tasas de flujo medias a bajas
tiene mejor resolución que el flowmeter
continuo.
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194
Adiestramiento en Campos Maduros
Minimiza los problemas de flujo
multifásico, turbulencia en pozos verticales
e incluso, pozos desviados.
Flowmeter Diverter
Es el dispositivo de medición más
preciso (10 BPD).
Su límite superior es aproximadamente
4000 BPD en tuberías de producción de 5½
pulgadas.
Adiestramiento en Campos Maduros
Estudios de temperatura: Los estudios de temperatura grabados
con el pozo fluyendo o durante la inyección de agua, indican
confiablemente la zona que está produciendo o tomando el fluido. Los
estudios de temperatura grabados después de que se cierra la
inyección, mientras las zonas están regresando a la temperatura
geotérmica, mostrarán qué zona ha tomado el fluido.
Trazadores Radiactivos: Los trazadores radiactivos solubles
pueden detectar movimiento de fluidos detrás de la tubería, así como
medir velocidad de flujo dentro de la tubería.
23/10/2012
195
Adiestramiento en Campos Maduros
Registro de Temperatura
Consiste en el uso de un pequeña sonda, que registra cualquier cambio
de temperatura. Se aplica para:
Localizar entrada de fluidos.
Verificar el comportamiento de las sartas de producción.
Localizar fugas en las tuberías de producción o
revestimiento.
Definir gradiente geotérmico.
Detectar canalizaciones de la tubería de revestimiento.
La temperatura del revestidor en la zona cementada debe
ser mayor que en el resto de la tubería, por lo tanto, este
registro puede proporcionar la localización del tope de
cemento con bastante precisión.
Adiestramiento en Campos Maduros
La herramienta de temperatura consiste en una
sonda o sensor de temperatura alojada en una
jaula abierta de metal que permite que los fluidos
del hoyo tengan contacto con el sensor.
La sonda o elemento sensor consiste en un
Dispositivo Termal Resistivo (RTD) conformado
por un elemento de platino arrollado. Este tiene
una resistencia nominal de 1000 ohmios, la cual
cambia a medida que hay cambios de
temperatura. Mide la respuesta a los cambios de
Temperatura a lo largo del pozo, mostrando
cambios característicos al tipo de fluido y a la
cantidad de flujo en el pozo.
Registro de Temperatura -Principio de funcionamiento
23/10/2012
196
Adiestramiento en Campos Maduros
Registro de Temperatura – Aplicaciones
Determinar la temperatura para el cálculo de propiedades del fluido
Determinar el gradiente geotérmico
Detectar flujo cruzado entre zonas
Detectar canalizaciones detrás del revestidor o sartas de tubería
Descubrir zonas ladronas
Evaluar estimulaciones
Definir zonas de almacenamiento de fluido
Descubra fugas mecánicas
Localizar topes de cemento
Definir los puntos de entrada o salida de fluido o termine en un hoyo
Calibración
La herramienta se calibra cuando es ensamblada y un técnico calificado verifica
esta calibración periódicamente.
Adiestramiento en Campos Maduros
Muy ocasionalmente se emplea la herramienta de temperatura para
determinar una temperatura específica de fondo.
Normalmente se requieren datos cuantitativos en conjunto con datos del
Caudalímetro, Densidad y Capacitancia de Fluido para facilitar la
determinación de las propiedades del fluido. También se efectúan registros de
temperatura en conjunto con el sensor de Presión de Cuarzo para corregir
con precisión los efectos de temperatura del cristal de cuarzo.
El registro de temperatura también se corre como registro de reconocimiento,
o forma cualitativa (temperatura relativa o cambios de temperatura), y en esos
casos, puede requerirse la ayuda de otros registros para efectuar una
interpretación más completa.
Interpretación del Registro de temperatura
23/10/2012
197
Adiestramiento en Campos Maduros
La pendiente en el registro de temperatura
Es de observar que, dondequiera que ocurra
un evento que provoque un cambio termal,
existirá un cambio resultante en la pendiente
del registro.
Como resultado, el registro de temperatura
no es necesariamente un estudio de
temperaturas absolutas, sino un estudio e
investigación del cambio en la pendiente de
la curva de temperatura.
El hecho de que la pendiente de la curva de temperatura cae entre las curvas de temperatura
representativas de flujo cero e infinito, no implica que la temperatura absoluta a una
profundidad dada no se puede desviar por debajo o por encima de la temperatura
correspondiente al gradiente geotérmico normal a esa profundidad.
100 °F 200 °F
Pozo fluyendo Flujo Infinito
Gradiente Geotermico Normal
Perforaciones
Interpretación del Registro de temperatura
Adiestramiento en Campos Maduros
Localización de fugas en la tubería de producción
En fugas en la tubería de producción
se presentan anomalías en la
temperatura como resultado de la
expansión de los fluidos del pozo,
desde relativamente altas presiones
en la tubería a presiones menores en
el anular del revestidor.
Esta expansión de fluidos tiene como
resultado un fenómeno de
enfriamiento en el área local de la
fuga.
La anomalía de temperatura puede en ciertas ocasiones llegar a tener una magnitud de hasta
50 ºF cuando se trata de fugas de gas.
Temperatura (°F)
Pro
fun
did
ad (
Pie
s)
Temperatura del Pozo
Fuga en tubería de
producción
Gradiente de formación
Interpretación del Registro de temperatura
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198
Adiestramiento en Campos Maduros
Localización de fugas en la tubería de producción
Cuando se trata de encontrar una fuga en la tubería de producción, la
manera correcta de correr el registro de temperatura es con la tubería
cerrada a producción y la válvula del revestidor abierta.
Si se intenta efectuar el registro con producción en la tubería, la
anomalía causada por el hueco será probablemente enmascarada por
la temperatura generada por el fluido que se produce alrededor de la
herramienta.
Interpretación del Registro de temperatura
Adiestramiento en Campos Maduros
La expansión de gas provoca enfriamiento
La producción de gas libre hacia el pozo provocará
una anomalía definitiva en la curva de temperatura.
Esta anomalía ocurre porque el gas se enfría
cuando la presión cae repentinamente. Esto se
presenta generalmente a nivel de las perforaciones
en un hoyo entubado, y en la cara de la arena
productora en un hoyo sin entubar.
La temperatura en el hoyo sufre un enfriamiento
notable cuando el gas entra en el hoyo a través de
las perforaciones.
Registro de temperatura fluyente
Gradiente de temperatura estática
Zona de gas
Enseguida se calienta, cruza la línea de gradiente estático y continúa hacia la parte superior
con un gradiente paralelo al gradiente geotérmico normal del pozo, pero a mayor
temperatura. Cuando el pozo es cerrado, la temperatura regresa a su valor geotérmico
aceleradamente en todos los puntos del pozo excepto en la zona productora de gas.
Interpretación del Registro de temperatura
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199
Adiestramiento en Campos Maduros
Interpretación del Registro de temperatura
El registro de temperatura cualitativo se usa para determinar y analizar
las situaciones siguientes:
Fondo de la
tubería de
producción
Producción de Liquido: Entrada en un solo punto
Entrada dual
Producción de Gas Entrada en un solo punto
Entrada dual
Canalizaciones Hacia arriba
Hacia abajo
Inyección de fluido Gas
Agua
Estudios de
pozo Cerrado
Fugas mecánicas
Estimulación de pozos Fracturamientos
Tope de Cemento
Pérdida de circulación
Adiestramiento en Campos Maduros
Su función principal es diferenciar el caudal
de los diferentes fluidos producidos
La herramienta mide la densidad de la
mezcla de fluidos en el pozo.
A partir de la densidad se obtiene el Hold-up:
Registro de Densidad de Fluido
Y w = ρ w - ρ o
ρ - ρ o Y w = ρ w - ρ o
ρ - ρ o
23/10/2012
200
Adiestramiento en Campos Maduros
Registro de Densidad de Fluido - Aplicaciones
Distinguir entre el gas y otros fluidos más pesados
Medida de densidades de la mezcla de fluidos en el hoyo
Análisis de flujo de dos fases
Análisis de flujo de tres fases
Determinación de contactos de fluidos con el pozo estático
Principio de funcionamiento
La herramienta de densidad de fluido consiste de una fuente colimada de rayos
gamma (Cs 137) de alta energía y un detector colimado de rayos gamma. La fuente
de rayos gamma localizada en el fondo de la herramienta está separada del
detector por una jaula abierta. Esta jaula permite que entren los fluidos del pozo en
el área del sensor. La fuente del cesio emite rayos gamma de alta energía (0,662
MeV) en la dirección del detector, en el camino entre la fuente y el detector, los
rayos gamma chocan con átomos de los fluidos del pozo.
Adiestramiento en Campos Maduros
Interpretación del Registro de Densidad de Fluido
La herramienta densidad de fluido mide en gr/cc o kg/m3 la densidad del
fluido (df) en el centro del hoyo. En los registros de producción, debido a
que la diferencia en densidad entre el gas y los líquidos es mayor que la
diferencia entre el petróleo y el agua, la herramienta de densidad
normalmente se usa para la determinación de la proporción volumétrica
gas/líquido.
La importancia de la exactitud de esta medida no puede ser sobre
enfatizada cuando se usa para calcular proporciones volumétricas en la
interpretación de flujos bifásicos y trifásicos.
Se debe prestar mucha atención durante la calibración de la herramienta,
así como también mientras se efectúa el registro, de manera que se pueda
tener absoluta certeza de que la data adquirida es precisa.
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201
Adiestramiento en Campos Maduros
La proporción volumétrica o Holdup (Y), tal y como antes se mencionó, es el porcentaje de
área o sección transversal de tubería que un fluido ocupa, a una profundidad particular.
En un sistema de dos fases:
Interpretación del Registro de Densidad de Fluido
En adición, de acuerdo a la definición de balance de masa:
Si dl y dg son determinados usando nuestro análisis de propiedades de fondo y df es la
densidad medida del fluido entonces, resolviendo simultáneamente estas dos ecuaciones, se
obtiene:
Adiestramiento en Campos Maduros
Material Constante Dieléctrica
Aire 1-2
Petróleo 2-4
Agua fresca 80
La herramienta mide la Constante
Dieléctrica de la mezcla de fluidos en el
pozo.
Debido a la diferencia notable entre las
constantes dieléctricas del Agua y de los
Hidrocarburos, es una herramienta ideal
para diferenciar ambos fluidos.
Hold-up Yw = Kw - Ko
K - Ko Yw =
Kw - Ko
K - Ko Hold-up Yw =
Kw - Ko
K - Ko Yw =
Kw - Ko
K - Ko
Registro de corte de agua horizontal (Capacitancia)
23/10/2012
202
Adiestramiento en Campos Maduros
Mide la proporción de agua en la tubería
Análisis de flujo de dos fases
Análisis de flujo de tres fases
Determinación de contactos hidrocarburo/agua con el pozo estático
Principio de funcionamiento
La herramienta de proporción o corte de agua opera con un principio similar al de un
condensador electrolítico, en que la constante dieléctrica de la sustancia entre los platos
del condensador hace que cambien las características dieléctricas del condensador.
La capacidad dieléctrica es la medida de la habilidad de guardar energía en forma de
carga eléctrica cuando se aplica un campo eléctrico a un material.
Generalmente, el valor de la constante dieléctrica de un fluido es dependiente de la
temperatura, siendo este valor dieléctrico decreciente a medida que se incrementa la
temperatura.
Registro de corte de agua horizontal (Capacitancia)- Interpretaciones
Adiestramiento en Campos Maduros
En un pozo en donde se presenta flujo de dos fases con petróleo y agua, el corte de
agua puede leerse directamente del registro, y el corte de petróleo (Yo) es igual a 1 - Yw.
En un pozo en donde se presenta flujo de dos fases con petróleo y gas, debido a la
pequeña diferencia en constante dieléctrica entre el petróleo y el gas, la herramienta de
corte de agua normalmente no se usa para calcular cortes. En este caso, la herramienta
de densidad de fluido está mejor diseñada para esta tarea.
En un pozo en donde se presenta flujo de dos fases con agua y gas, la herramienta de
corte de agua podría teóricamente usarse para medir cortes de agua y gas. Sin
embargo, debido a una peculiaridad de la medida de este dispositivo en un ambiente de
agua/gas, la herramienta de corte de agua mide un corte de agua más alto que el que
es realmente evidente. Este fenómeno se debe a que existe entrampamiento
inadecuado de la fase más pesada dentro de la sección de medida, lo que parece sólo
ocurrir en un ambiente gas/agua.
Registro de corte de agua horizontal (Capacitancia)- Interpretaciones
23/10/2012
203
Adiestramiento en Campos Maduros
En un pozo en donde se presenta flujo de tres fases (petróleo, agua y gas)
existen tres incógnitas, Yo, Yw, Yg.
Obteniendo Yw mediante el uso de la herramienta de corte de agua, restan por
despejar aún dos incógnitas. Estas se resuelven mediante el uso de la
herramienta de densidad de fluido.
Donde:
df = Densidad de fluido medida
Yo = Corte de petróleo
Yg = Corte de gas
Yw = Corte de agua
dw = Densidad del agua calculada a condiciones de fondo
dg = Densidad del gas calculada a condiciones de fondo
do = Densidad del petróleo calculada a condiciones de fondo
Registro de corte de agua horizontal (Capacitancia)- Interpretaciones
Adiestramiento en Campos Maduros
Medición de valores de corte de agua en hoyos horizontales
Proporcionar medidas independientes múltiples de la constante dieléctrica en
diferentes radios y a profundidades individuales
Principio de funcionamiento
La herramienta de corte Horizontal opera mediante sensores dieléctricos
similares a la herramienta de corte de agua que se describió anteriormente.
Se emplea un sensor dieléctrico colocado sobre en dos brazos extensibles
diferentes, y colocados con 180 grados de separación. Al extender estos brazos
a radios previamente seleccionados y al hacer girar la herramienta en
determinadas profundidades en el pozo, se pueden obtener valores de corte en
círculos de circunferencia variable.
Una unión giratoria motorizada desacopla la herramienta del resto del conjunto,
permitiendo que esta herramienta gire mientras está centralizada en el hoyo.
Registro de corte de agua horizontal (Capacitancia)- Interpretaciones
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204
Adiestramiento en Campos Maduros
En ambientes horizontales, existe el flujo estratificado con caudales de
aproximadamente 8000 BPD (1270 m3/d) en tubería de 6” (152 mm).
Esto implica que dentro de dos pies de la entrada fluidos al hoyo estos se han
esencialmente separado y fluyen en un estado estratificado.
Los métodos tradicionales de medición que emplean la herramienta dieléctrica,
presión y de densidad con medición en el centro de la tubería, miden sólo el
fluido que ocupa el centro de la tubería, produciendo medidas inadecuadas.
El flujo que se desvía a través de una caudalímetro de cesta o desviador no
permanecerá formando una mezcla durante el tiempo requerido para ser medido
por la herramienta de corte. Con diferentes pases efectuados con la herramienta
de detección de corte horizontal, se puede efectuar el cálculo del corte de agua
(Yw) con mucho más precisión que en cálculos previos.
Registro de corte de agua horizontal (Capacitancia)- Interpretaciones
Adiestramiento en Campos Maduros
23/10/2012
205
Adiestramiento en Campos Maduros
Es muy importante que un pozo productor alcance un caudal estable. Se debe
permitir que el pozo fluya con un caudal usual para obtener datos en
condiciones normales.
Evite cerrar el pozo durante cualquier intervalo de tiempo mientras se arma el
equipo o se entra con las herramientas al pozo.
Con el pozo fluyendo con caudal estable, baje el conjunto de herramientas a
una velocidad máxima de 200 pies/min. Aproximadamente a 200 m sobre la
zona de interés comience a efectuar el pase inicial bajando para establecer un
buen gradiente de temperatura.
Obtenga un mínimo de ocho (8) pases con el pozo fluyendo, monitoreando los
datos adquiridos para asegurar que su repetibilidad es buena.
Es una buena idea el comenzar a graficar los datos del caudalímetro para
evaluar la calidad de los pases.
Adiestramiento en Campos Maduros
Para obtener puntos adicionales para la regresión lineal del caudalímetro, ideas
acerca de la estabilidad del pozo y buenos datos cuantitativos de la densidad
de fluido, corte de agua, temperatura y presión, efectúe paradas de verificación
por encima y por debajo de las zonas de interés.
Cuando se han obtenido suficientes datos con el pozo en condición fluyente, se
puede proceder a cerrar el pozo.
Se deben efectuar pases de temperatura a velocidades de registro similares y a
intervalos de tiempo regulares de 10, 30, 60 y 90 minutos o más, después del
cierre. Estos datos proporcionarán información concerniente al flujo,
transferencia de calor y canalizaciones.
Las pasadas del caudalímetro indicarán las áreas sujetas a flujo cruzado. A
partir de los datos de las herramientas de presión y temperatura también se
obtendrá información concerniente al reservorio.
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206
Adiestramiento en Campos Maduros
La mayoría de los registros de producción en pozos horizontales se hace con
unidades de tubería flexible (coiled tubing).
El control de presión se mantiene con el cabezal inyector de la unidad de
tubería flexible y, una vez que las herramientas se encuentran en el hoyo, la
operación de registro es bastante similar a la de pozos verticales.
Las herramientas de registro son ensambladas en el extremo del cable en la
larga tubería flexible.
El ensamblaje del conjunto de herramientas de registro debe tomar en cuenta la
centralización y la flexibilización de las herramientas para evitar arrastres y
pegas.
Es importante realizar modelajes de fatiga para la tubería flexible, para calcular
las fuerzas de compresión y para asegurar que las herramientas puedan ser
efectivamente empujadas hasta el final de la sección horizontal.
Adiestramiento en Campos Maduros
Cuando el pozo es incapaz de fluir por sí solo, puede ser inyectado con
nitrógeno a través de la tubería flexible para levantar los fluidos del reservorio y
permitir que las herramientas de registro midan el fluido bajo las condiciones
fluyentes.
Es necesario un diagrama del pozo para escoger los puntos a interpretar.
En los puntos de interés, donde parece que se adicione flujo al caudal, debe
emplearse la herramienta de detección de corte horizontal en un modo de
paradas de verificación. Así es posible construir la curva continua de Yw.
Para los datos de caudal se empleara un caudalímetro Desviador, debido a que
el flujo es estratificado y cada fluido tendrá su única velocidad de fondo.
Se deben efectuar paradas con el caudalímetro Desviador para construir una
curva de Va continua.
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207
Adiestramiento en Campos Maduros
Se deben efectuar carreras bajando, pero debe tenerse cuidado para no dañar
los pétalos de la cesta, con lo cual se permitiría la fuga de la producción
alrededor de la cesta del caudalímetro.
Una vez cerrado el pozo, los procedimientos son similares a los Procedimientos
indicados para Pozos Verticales.
Adiestramiento en Campos Maduros
Preparación del pozo inyector
Asegúrese de que puede establecerse una tasa firme de inyección de
aproximadamente 50 – 200 m3/day (1/4 BBL/min a 1 BBL/min).
Asegúrese de que el pozo se ha limpiado por debajo de las perforaciones o
hasta el fondo, para que las herramientas de registro pueden obtener
información tan abajo como sea posible.
Saque la tubería por lo menos dos uniones sobre la zona de interés.
Cierre el pozo para permitir que la temperatura del hoyo se aproxime al
gradiente termal (mínimo sugerido de 24 horas).
Asegúrese de que existe suficiente fluido de inyección disponible por lo menos
para proporcionar cuatro horas de inyección continua.
Asegúrese de que el portador de yodo es compatible con fluido de inyección.
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208
Adiestramiento en Campos Maduros
Procedimiento de registro del Pozo inyector
Haga un pase inicial desde aproximadamente 600 pies por encima de la
zona de interés hasta la profundidad máxima posible, teniendo cuidado para
no tapar el caudalímetro con basura del fondo del pozo.
Este pase, realizado a una velocidad de 30 – 45 pies/min se usará como
gradiente geotérmico.
El pase siguiente con el pozo cerrado, efectuado a una velocidad de 30
pies/min o menos se usará como registro base de rayos gamma y para
control de profundidad.
Comience la inyección en la superficie, y al lograr estabilidad, haga un
mínimo de 4 pases subiendo y 4 bajando, variando las velocidades de la
línea sobre la zona de interés. Efectúe también paradas de verificación entre
cada intervalo perforado, para poder calcular la velocidad aparente.
Adiestramiento en Campos Maduros
Procedimiento de registro del Pozo inyector
Con el pozo todavía inyectando a una tasa estable, posicione la herramienta
expulsora sobre las perforaciones y libere una cantidad pequeña de yodo.
Observe la respuesta con los detectores. Continúe moviendo la herramienta
a lo largo del intervalo perforado deteniéndose a intervalos de 3.0 o 6.0 pies
hasta que el detector inferior no detecte el fluido expulsado. Debe tenerse
mucho cuidado para no liberar yodo en el fluido estático debajo de las
perforaciones, pues afectará cualquier otra lectura adicional del registro,
enmascarando alguna lectura que pudiese provenir de fuera del hoyo.
A estas alturas, posicione la herramienta expulsora sobre las perforaciones y
libere el yodo restante. Mueva la herramienta hacia el fondo y efectúe 4
pases consecutivos a 30 pies/min para verificar el movimiento del trazador.
Cuando el trazador aparezca relativamente estacionario o haya desaparecido
del rango de medida, cierre el pozo.
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209
Adiestramiento en Campos Maduros
Procedimiento de registro del Pozo inyector
Deben tomarse cuatro carreras de temperatura bajando a velocidades entre
30 y 45 pies/min en el transcurso de los próximos 120 minutos para asistir en
la confirmación de las áreas de almacenamiento. Se puede determinar el flujo
cruzado en esta fase mediante la observación del caudalímetro durante estos
pasos.
Una vez que se ha obtenido suficiente información, se puede proceder a
sacar las herramientas del hoyo.
Adiestramiento en Campos Maduros
Para localizar la entrada de agua con tasas de flujo más altas, deben usarse
el gradiomanómetro y flowmeter continuo.
Movimiento de fluidos (flujo multifásico)
Las medidas de densidad definen la entrada de gas en los líquidos, pero son
marginales definiendo saturación en mezclas de petróleo y agua.
Las constantes dieléctricas para los hidrocarburos son realmente muy
diferentes a las del agua. Este hecho puede utilizarse para definir las
mezclas hidrocarburo-agua, cuando el petróleo es la fase continua.
Para localizar la entrada de gas en flujo multifásico, el gradiomanómetro es
tal vez, el dispositivo más útil.
Con suficiente flujo y suficiente caída de presión, el estudio de temperatura
también es una opción.
Para localizar la entrada de agua a baja tasa de producción bifásica (agua-
petróleo), el medidor de flujo Diverter combinado con la medida de constante
dieléctrica es la opción que ofrece mejor definición.
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210
Adiestramiento en Campos Maduros
Para determinar el incremento de saturación de gas, normalmente
se utiliza el dispositivo de neutrón.
Saturación de fluidos en el reservorio
La saturación de agua (con razonable salinidad de agua y
porosidad de la matriz) puede determinarse con el dispositivo de
tiempo de decaimiento térmico (TDT).
Para baja salinidad del agua y arenas limpias el registro
espectrómetro de rayos gamma, muestra mejor definición.
Adiestramiento en Campos Maduros
Los efectos de daño de formación en zonas múltiples pueden
detectarse más fácilmente, por técnicas de registro de producción
que por pruebas de regímenes transitorios de presión.
Evaluación de la(s) zona(s) productora(s)
Pozos productores en multi-zona: la ubicación de entrada del
agua o gas puede permitir cerrar de manera eficiente la entrada a
los fluidos indeseables.
La identificación de flujo cruzado entre zonas puede indicar la
necesidad de revisiones en los esquemas de desarrollo del
yacimiento.
La evaluación de la tasa de flujo de varias zonas abiertas, puede
indicar la necesidad de una estimulación selectiva.
La medición de saturación de fluidos y su comportamiento en
varias zonas abiertas al pozo ayuda en la optimización del
agotamiento del yacimiento.
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211
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Recuperación primaria
Recuperación a través del aprovechamiento de la energía
natural del yacimiento.
Recuperación secundaria
Este proceso se implementa
usualmente después de la declinación
de la producción primaria.
Esta recuperación resulta del aumento
de la energía natural del yacimiento por
la inyección de fluidos (agua, gas y
combinación de ambos) para desplazar
el petróleo hacia los pozos productores.
Agua
Sección
Inyección de Agua
Petróleo
Inyección de Gas
PozosProductores
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Adiestramiento en Campos Maduros
Al descubrir
el yacimiento
Después
de recuperaciónprimaria
Después
de recuperaciónsecundaria
aguapetróleo
petróleo
agua
gas
petróleoagua
Distribución del Petróleo
Recuperación secundaria
Adiestramiento en Campos Maduros
Inclinación
Lle
na
do
BP
PD
Inic
io d
e la
Inyecció
n
Declinación
% Vida del Proyecto
Total
Petróleo Secundario
Petróleo Primario
Agua
Comportamiento típico de un proyecto de inyección de agua exitoso
Recuperación Secundaria
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Adiestramiento en Campos Maduros
Yacimiento con una capa de gas en la cual se inyecta gas
Inyección de gas externa: Inyección en la cresta de la estructura
Gas Agua
Petróleo
Pozo de Inyección Pozo de Producción
Interfase gas-petróleo
Sección
Agua Agua
Gas
Petróleo
Interfase agua-Petróleo
Generalmente se usa en yacimientos de
alto relieve estructural, para permitir que
la capa de gas desplace el petróleo
Recuperación secundaria Inyección de gas interna: Inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica en yacimiento con empuje por gas en solución, sin capa de gas.
Adiestramiento en Campos Maduros
Localización de los pozos de inyección y producción
Yacimiento anticlinal con un acuífero en el cual se está inyectando agua.
Inyección periférica : Inyecta agua en los flancos del yacimiento
Pozo de Inyección Pozo de Producción
Plan
Petróleo
Sección
Agua
Inyección de agua
Inyección de agua
Pozos Productores
Recuperación secundaria
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Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de agua y/o gas
Yacimiento monoclinal con una capa de gas o acuífero donde se inyecta agua y/o gas
Inyección de agua y gas
Pozo de inyección Pozo de producción
Plano
Sección
Agua
Sección
Inyección de agua
Petróleo
Inyección de gas
Pozos productores
Recuperación secundaria
Adiestramiento en Campos Maduros
Línea directa
Línea alterna
5 Pozos (Normal)
5 Pozos (Invertido)
7 Pozos (Normal)
7 Pozos (Invertido)
4 Pozos (Invertido)
4 Pozos (Normal)
P
I
1
1 =
P
I
1
1 =
P
I
1
2 = P
I
1
2 =
P
I
1
1 =
P
I
1
1 =
P
I
1
2 = P
I
1
2 =
Inyección en arreglos
Recuperación secundaria
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215
Adiestramiento en Campos Maduros
Pozo inyector
Agua inicial
Agua
inyectada
Frente
de agua
Frente delBanco dePetróleo
Gas
Petróleo
Gasatrapado
Pozo productor
Distancia
1
00 L
SwA un determinado tiempo
Pozo inyector
Petróleo inicial
Gas inicial
Pozo productor
Distancia
1
00 L
Sw
Agua inicial
CondicionesIniciales
Distribución de saturación en las etapas de inyección de agua
Recuperación secundaria
Adiestramiento en Campos Maduros
Distancia
Pozo inyector
Agua inyectada
Petróleo residual
Pozo productor
1
00 L
Sw
Agua intersticial
Petróleorecuperable despuésde la ruptura
Agua inyectada
Agua inicial
Swmáx
A la ruptura
Pozo inyector
Distancia
Agua remanente
Pozo productor
1
00 L
Sw
Petróleo residualSwmáx
Distribución final
Distribución de saturación en las etapas de inyección de agua
Recuperación secundaria
23/10/2012
216
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores a considerar para iniciar un proyecto de RS
Presión del yacimiento: La inyección de agua deberá iniciarse cuando
la presión alcance o este cerca de la presión de burbuja, ya que en ese
momento, la viscosidad del crudo alcanza su mínimo valor y la movilidad
del crudo aumenta, mejorando así la eficiencia de barrido.
Saturación de gas libre: En Inyección de agua, es deseable tener una
Sgi cercana al 10%. Esto ocurre a presiones por debajo de la presión de
burbujeo. En inyección de gas, es deseable una Sg libre de cero en la
zona de petróleo. Esto se produce mientras la presión del yacimiento sea
igual o superior a la presión de burbuja.
Recuperación secundaria
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores a considerar para iniciar un proyecto de RS(cont.)
Productividad de los pozos: Una alta presión es deseable para
aumentar la productividad de los pozos productores, ya que se prolonga el
periodo de flujo de los pozos, disminuyendo así los costos de
levantamiento artificial y además se puede acortar la vida del proyecto de
inyección.
Saturación residual de petróleo: El principal requerimiento para el éxito
de un proyecto de inyección es que exista suficiente petróleo remanente
en el yacimiento después del proceso de recobro primario.
Costos del equipo de inyección: Estos costos dependerán de las
presiones de inyección requeridas, mientras mayor sea la presión
requerida, mayor serán los costos.
Recuperación Secundaria
23/10/2012
217
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de agua
Alta eficiencia de desplazamiento de crudo.
Fácil de inyectar en formaciones geológicas.
Disponibilidad y bajo costo.
Compatibilidad.
Variable Condición Valor
Viscosidad del petróleo vivo a PY, cp < 2000,0
Empuje hidráulico activo = No
Relación agua petróleo < 10
Movilidad del petróleo, mD/cp ˃ 0,1
Saturación de petróleo actual, fracción ˃ 0,5
Gas libre/Saturación de agua móvil < 0,5
Presión actual/Presión inicial < 0,7
Gravedad API ˃ 23
Criterios para seleccionar la inyección de agua
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores que controlan la recuperación por Inyección de Agua
Geometría del yacimiento
Litología
Profundidad del yacimiento
Localización de los pozos
Permeabilidad de la formación
Propiedades de las rocas y de los fluidos
Razón de movilidad
Viscosidad del petróleo
Tasa de Inyección
Buzamiento de la formación
Recuperación Secundaria
23/10/2012
218
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores que controlan la recuperación por Inyección de gas
Geometría del yacimiento
Propiedades de las rocas y de los fluidos
Razón de viscosidades del petróleo y gas
Condiciones de saturación inicial en el yacimiento
Segregación gravitacional
Eficiencia de desplazamiento
Presión del yacimiento
Tasa de Inyección
Buzamiento de la formación
Tiempo óptimo
Recuperación Secundaria
Adiestramiento en Campos Maduros
Transporte de
los hidrocarburos
Tratamiento
del agua Fuente de agua
Facilidades de
producción
Pozos para
disposición de
desechos
Facilidades de
inyección
Pozos
productores Yacimiento Pozos inyectores
Ciclo de un proyecto de inyección de agua
Recuperación Secundaria
23/10/2012
219
Adiestramiento en Campos Maduros
Yacimientos Pozos Facilidades Sistema de agua
Presión
Tasas
Volúmenes
Cortes de fluidos
Muestras de fluídos
Gráficos de Hall
Control de la inyección
Balanceo de los arreglos
Distribución de la inyección
Áreas de problemas
Completación
Pruebas de inyectores
Calidad de productores
Conversión de productores
Contrapresión
Perfiles de inyección
Limpiezas periódicas
Técnicas de RA/RC
Producción / inyección
Monitoreo de equipos
Calidad
Gases corrosivos
Minerales
Bacterias
Sólidos disueltos
Sólidos suspendidos
Análisis de iones
pH
Corrosividad
Contenido de petróleo
Sulfato de hierro
Exámenes de laboratorio
Recolección de datos en pozos de agua,
Inyectores y Sistema de inyección
Control y monitoreo de proyectos de inyección de agua
Recuperación secundaria
Adiestramiento en Campos Maduros
Mantener la calidad del agua de inyección con el tiempo, esto es referido
en cuanto a la filtración, tratamiento químico para las bacterias,
incrustaciones, corrosión, sulfuro de hierro, carbonatos de calcio, etc.
Evitar picos de hidrocarburos y sólidos en suspensión en el agua de
inyección. El grado de filtración deberá ser determinado mediante pruebas
de inyectividad en núcleos del área.
El agua inyectada no debe reaccionar para causar hinchamiento de los
minerales arcillosos presentes en la formación. La importancia de esta
consideración depende de la cantidad y tipo de minerales arcillosos
presentes en la formación, así como de las sales minerales disueltas en el
agua inyectada y permeabilidad de la roca.
Calidad del agua de inyección
23/10/2012
220
Adiestramiento en Campos Maduros
Mantener una dosificación de productos químicos para reducir las
incrustaciones y/o depósitos y de sólidos en suspensión y la disminución
de la actividad bacteriana.
Durante el control de cambios de válvulas e intervenciones de pozos
inyectores, obtener muestras para caracterizar los depósitos formados.
Realizar pruebas periódicas de Back Flow en pozos inyectores cuando
estos muestren indicios de taponamiento.
Calidad del agua de inyección
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de agua - Previsión de problemas
Variaciones verticales de permeabilidad, irrupción temprana de agua
Más factible cuando se completan múltiples arenas.
Fracturas y permeabilidad direccional.
Es necesario modelo estático para optimizar localización de nuevos
pozos y conversión de productores a inyectores.
Digitalización viscosa
Depende de relaciones de movilidad.
Inyectividad dispares entre pozos
Podría presentarse por la heterogeneidad lateral, por problemas
operacionales
Compartamentalización
Existe? Evidencia de buena comunicación pozo a pozo? Es
necesario interespaciado.
23/10/2012
221
Adiestramiento en Campos Maduros
Recuperación mejorada (EOR)
Para reducir el crudo residual, se diseñaron procesos para mejorar la
eficiencia de desplazamiento mediante la reducción de las fuerzas
capilares (solventes) y la tensión interfacial (surfactantes o soluciones
alcalinas), además mejorar la eficiencia de barrido reduciendo la
viscosidad del crudo (calentamiento, incrementando la viscosidad del agua
con polímeros).
“La recuperación mejorada son todos aquellos
procesos que incrementan económicamente el
recobro de hidrocarburos, mediante la
inyección de fluidos y/o energía al
yacimiento”.
r2 r1
PetroleoAgua
Flujo de
Agua
Se clasifica como recuperación mejorada cualquier método que se aplique
o bien después de la recuperación secundaria por drenaje al agua (es
entonces terciario) o bien en lugar de los métodos convencionales de
recuperación secundaria por inyección de agua.
Adiestramiento en Campos Maduros
Recuperación
terciaria
Métodos
químicos
Álcali (A)
Polímero (P)
Surfactantes (S)
Combinados:
(AP, AS, SP y
ASP)
Espumas, geles, emulsiones
Gases
(Misc. / Inmisc.)
CO2
Nitrógeno
Gases de
combustión
WAG o AGA
Otros
Micro-organismos
Vibro-sísmica
Emulsiones
Térmicos
•Vapor, agua caliente
•Combustión in situ
Inyección de agua Recuperación
secundaria
Inyección de
gas
natural
• Inmiscible
• Miscible
Recu
pe
ració
n a
dic
ion
al
23/10/2012
222
Adiestramiento en Campos Maduros
¿Cuando iniciar un proyecto de recuperación mejorada?
Máximo Recobro
Por encima de la presión de
saturación en procesos inmiscible
Viscosidad del crudo mínima
Factor Volumétrico máximo
Mínimo gas libre
Por encima de la presión mínima
de miscibilidad Recobro > 80%
Por encima del umbral de floculación Evitar precipitación de asfaltenos
So máximo Inicio temprano implica mayor incertidumbre, inversiones
tempranas
Aplicación en etapa madura menor incertidumbre, pero menor
recobro
Criterios Económicos
Maximizar VPN
Maximizar TIR
Maximizar eficiencia de la inversión
Maximizar Valor Económico Agregado
Minimizar Tiempo de pago
Adiestramiento en Campos Maduros
Desplazamiento microscópico de fluidos inmiscibles.
Factores que afectan la recuperación de petróleo.
Factores que afectan la eficiencia volumétrica de barrido.
Factores que afectan la eficiencia microscópica de
desplazamiento.
Eficiencia de desplazamiento por inyección de gases.
Eficiencias de procesos de Recuperación Mejorada no
convencional
Principios básicos
23/10/2012
223
Adiestramiento en Campos Maduros
Desplazamiento microscópico de fluidos inmiscibles
El agua y el petróleo son inmiscibles bajo cualquier condición
del yacimiento o superficie.
El gas y el petróleo son inmiscibles cuando la presión del
yacimiento es menor a la necesaria para alcanzar miscibilidad
instantánea o por contactos múltiples.
Principios que gobiernan las interacciones roca-fluidos
Tensión interfacial (interfase fluido – fluido).
Mojabilidad (interacción roca – fluido)
Presión capilar (medida de la cue¿rvatura de dos fases en el
medio poroso).
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores que afectan el recobro de petróleo:
Eficiencia areal de barrido (Ea) Eficiencia de desplazamiento (Ed)
Eficiencia vertical de barrido (Eh)
23/10/2012
224
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores que afectan el recobro de petróleo:
Ea = Área contactada por el fluido desplazante
Área total
Eficiencia areal de barrido
Eh = Área sección contactada por el fluido desplazante
Área total de la sección
Eficiencia vertical de barrido (por horizonte o arena)
BUCKLEY LEVERETT
COREFLOODS Ev = 1
Ev = Volumen de petróleo contactado por el fluido dezplazante
Volumen de petróleo originalmente en el yacimiento
Eficiencia volumétrica de barrido
Ev = Ea x Eh
Ed = Volumen de petróleo contactado movilizado
Volumen de petróleo contactado
Eficiencia microscópica de desplazamiento
Ed = 1 -SOR . BOi
SOi . BO
Ed = 1 - SOR /SOI
Presión
constante ER = Ed. Ev
Eficiencia de recobro
Np = Er. Soi. Vp/ Boi
Adiestramiento en Campos Maduros
Dos pre-requisitos:
Porosidad
Capacidad de flujo Permeabilidad
Volumen
Donde:
Q: Tasa total de fluido
Ρ: Densidad del fluido
A: Área de sección transversal
H2 – h1 : ΔP a lo largo del camino del flujo
µ: Viscosidad
L: Distancia
23/10/2012
225
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores que afectan el recobro de petróleo:
Heterogeneidad vertical
Razón de movilidad, M
Arreglos de inyección
Volúmenes porosos inyectados, Vp
Perforación interespaciada
M = Movilidad del fluido desplazante
Movilidad del fluido desplazado
M >> 1 Desfavorable
PETRÓLEO
40 Acres 20 Acres 10 Acres
40 60 80 100 120 140
5
10
15
20
Producción Acumulada (MBNP) Espaciamiento (Acres)
0 20 40 60 80 Rec
ob
ro A
dic
on
al (
%)
20
40
60
Adiestramiento en Campos Maduros
Efecto de las arcillas
La permeabilidad de areniscas varía cuatro órdenes de magnitud
sin mayores cambios de la porosidad
23/10/2012
226
Adiestramiento en Campos Maduros
Efecto de las arcillas
Caolinita Clorita Ilita
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores que afectan la eficiencia microscópica de desplazamiento
Mojabilidad.
Fenómenos interfaciales.
Distribución del tamaño de poros.
Heterogeneidad microscópica de la roca.
Grano de arena Agua Petróleo
Temprano en el desplazamiento Durante el desplazamiento Límite económico
23/10/2012
227
Adiestramiento en Campos Maduros
Humectabilidad
Es la tendencia de un fluido a adherirse
a una superficie sólida en presencia de
otro fluido inmiscible, tratando de ocupar
la mayor área de contacto con dicho
sólido.
Ocurre cuando existe más de un
fluido saturando al medio poroso
Es función de la tensión interfacial
Tiene cierto impacto sobre las curvas
de permeabilidad relativa y la
eficiencia de desplazamiento
Factores que afectan la eficiencia microscópica de desplazamiento
Adiestramiento en Campos Maduros
Términos comúnmente empleados
Fase humectante o mojante
Es el fluido que tiene mayor
tendencia a adherirse
(Humectar o mojar) a la roca
Fase no humectante
Es aquel que se adhiere
parcialmente a la roca
Factores que afectan la eficiencia microscópica de desplazamiento
23/10/2012
228
Adiestramiento en Campos Maduros
Desde el punto de vista práctico
Fase mojante
- Ingresa al medio poroso en forma espontánea
- Tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro del espacio poroso
Fase no mojante
- Es expulsada del medio poroso en forma espontánea.
- Sólo es necesario disponer de una fuente de fase mojante para que la reemplace en forma espontánea.
- Tiende a ocupar los capilares de mayor diámetro dentro del espacio poroso
Factores que afectan la eficiencia microscópica de desplazamiento
Adiestramiento en Campos Maduros
Es empleado para definir los esfuerzos moleculares presentes en la
superficie de separación o interfase entre dos líquidos inmiscibles
Tensión interfacial – Dinas/cm
Sustancias Tensión Interfacial
Dinas/Cms
Benceno – Agua 35
Hexano – Agua 51
Agua – Mercurio 375
Una molécula localizada en
la superficie de contacto
entre petróleo y agua, se
haya sometida a esfuerzos
de atracción hacia arriba y
hacia abajo, ejercidos por
las moléculas de petróleo y
agua, respectivamente
Factores que afectan la eficiencia microscópica de desplazamiento
23/10/2012
229
Adiestramiento en Campos Maduros
Se utiliza directamente en
programas numéricos de simulación.
Para calcular la distribución de los
fluidos en el yacimiento.
La fase mojante tendrá siempre la
presión más baja.
Las curvas de presión capilar se
pueden utilizar para determinar las
características de mojabilidad del
yacimiento.
Presión capilar
La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se
define como presión capilar.
Pc = Pnm - Pm
Factores que afectan la eficiencia microscópica de desplazamiento
Adiestramiento en Campos Maduros
Presión capilar
Factores que afectan la eficiencia microscópica de desplazamiento
23/10/2012
230
Adiestramiento en Campos Maduros
Características Sistema mojado por:
Agua Petróleo
Saturación de agua congénita en
el volumen poroso
Sw > 20% Sw< 15%
Saturación en la cual Krw = Kro Sw > 50% Sw < 50
Máximo punto de saturación de
agua (End point Krw)
Sw < 30% Sw > 50% tendiendo a
100%
Reglas empíricas que permiten inferir si el yacimiento es mojado por agua o por petróleo
Adiestramiento en Campos Maduros
Permeabilidades relativas
Factores que afectan la eficiencia microscópica de desplazamiento
Krg Kro
23/10/2012
231
Adiestramiento en Campos Maduros
Desplazamiento microscópico de fluidos inmiscibles
Esquema de la distribución de los fluidos durante la inyección de
agua en una formación mojada preferencialmente por agua.
Esquema de la distribución de los fluidos durante la inyección de
agua en una formación mojada preferencialmente por petróleo.
Adiestramiento en Campos Maduros
Desplazamiento microscópico de fluidos inmiscibles
Curvas de presión capilar
petróleo-agua en núcleos de
berea de mojabilidad
intermedia
Variación de las saturaciones
de petróleo y agua en la zona
de transición
23/10/2012
232
Adiestramiento en Campos Maduros
Eficiencias de procesos de Recuperación Mejorada no convencional
Inyección de agua Inyección de polímero
SPE 91787
Adiestramiento en Campos Maduros
Eficiencias de procesos de Recuperación Mejorada no convencional
Desplazamiento con agua
Desplazamiento con polímero
23/10/2012
233
Adiestramiento en Campos Maduros
Eficiencias de procesos de Recuperación Mejorada no convencional
Ev - Ed
• Álcali (A)
• Surfactantes (S)
• Combinados: AP, AS, SP y ASP
• CO2
• Nitrógeno
• Gases de combustión
• WAG o AGA
• Térmicos
Ev
• Polímeros (P)
• Espumas
• Geles
• Emulsiones
• Microorganismos
• Térmicos
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores que afectan la eficiencia volumétrica de barrido
Patrón P/I EA (%)
Línea directa 1 56
Línea alterna 1 76
5 pozos invertidos 1 70
23/10/2012
234
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores que afectan la eficiencia volumétrica de barrido
Cambios laterales y verticales en facies (geometría, porosidad,
permeabilidad.
Barreras estructurales (fallas, fracturas, buzamiento)
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios técnicos para la selección de los procesos de RM
Geología y heterogeneidades del yacimiento
Barreras lutíticas
Densidad de fracturas
Estratificaciones de la permeabilidad
Mecanismo de empuje del yacimiento Presión del yacimiento Saturación de crudo Composición mineralógica Propiedades químicas del crudo
23/10/2012
235
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios estratégicos para la implantación de procesos de RM
Inyección de N2 en sustitución de gases
hidrocarburos por indisponibilidad del
fluido (gas) o por requerimiento de
presiones de inyección.
El nitrógeno constituye el 78 % del aire, posee una gravedad específica
de 0,967 y un punto de ebullición de -320.5°F (-195°C) a presión
atmosférica y es separado del aire por los métodos:
Criogénicos: licuefacción del aire separándolo en sus componentes
principales O2 y N2. Pueden procesarse altos volúmenes.
No Criogénicos: difusión por membranas y adsorción en tamices
moleculares. Limitados al procesamiento de bajos volúmenes (+ 5
MMPCND).
Criterios estratégicos para la implantación de procesos de RM
1453
926
935
1122
1133
1247
092 099
101
103
105
107
212
305
339
346
357
369
370
378
437
489 514
558
575
611
616
621
653
656
664
665
666
676
687
689
690A
691
692
708
713
720 743
746
768
773
998
1020 1067
1093
1113
1138
104
575A
690
1069
1001
1168
1150 1254
1220
1206
1211 1255 1243 1123
1302
1451
1249
1460
1407 1404
1452 1464
1458
1459
1414
1448A1403
1412 1415
1605 1645
1657
1639
1825 1819
-12900'-1
2800'
-12700'
-12900'
-128
00'
-12700'
-12600'
-12400'
-12500'
-12400'
-12500'
-12200'
-12300'
-12400'
-12400'
-12400'
-12700'
-12600'
-12800'
-13000'
-12900'
-13200'
-132
00'
-131
00'
-130
00'
-129
00'
-12400'-12500'
-12300'
-12200'
-12300'
-12200'
-12300'
-12300' -12600'
-12200'
-12500'
-12500'
-12700'
-128
00'
-12400'
-12500'
-12600'
-12500'
-129
00'
-13100'
-13100'
-130
00'
-12400' -128
00'
-13000'
01018
1609
1118
1256
1243 (ST)1229
334
1109
1463
1437
1410
1461
1413
1640
1638
343
346st
370st 1161
472
357st
424
733
373
106
878
102
1200
Área Piloto
Diseño del ExperimentoVVV-11
VVV-13
VVV-12
VVV-10
VVV-16
VVV-17
VVV-14
Yacimientos altamente
heterogéneos
Altos contrastes de
permeabilidad
Agotamiento diferencial
Pobres eficiencias de barrido
Bajos factores de recobro
Comparación de la Solubilidad e Hinchamiento entre el Nitrógeno y
el Gas Natural @ 236 °F.
1
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
0 2000 4000 6000 8000
Presión al Pto de Burbuja (Lpc)
Facto
r de H
incham
iento
Nitrógeno
Gas Natural
Comparacióndel Recobro final con Gas natural y Nitrógeno (Continuo) en
muestrasde crudo del YacimientoVVV-333 (1600 lpc, 236 °F, Swc = 0,49)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Nitrógeno Gas HidrocarburoTipo de gas
Recobro
(%
PO
ES
)
Recobro con Gas natural y N2 (continuo)
PRUEBA DE INYECTIVIDAD
POZO VLE-1324
Sarta Corta
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Qi (MBAPD)
PR
ES
ION
(L
PC
)
POZO VVV-13
23/10/2012
236
Adiestramiento en Campos Maduros
Base de Recursos
Selección de tecnología aplicable
Jerarquización Yacimiento / Tecnología
Realización del diseño conceptual
Pruebas de laboratorio / Simulación
Rentabilidad
Tecnología probada
Diseño prueba piloto
Implantación
Rentabilidad
Abandonar tecnología
Finalizar proyecto /
Postmortem
No
No
Bajo riesgo
Diseño a gran escala
Bajo riesgo
Masificación por etapas
No
No
No
Si
Si
Si
Si
Si
Adiestramiento en Campos Maduros
23/10/2012
237
Adiestramiento en Campos Maduros
Tipos de procesos con inyección de gas no convencional:
Inyección de nitrógeno.
Inyección de dióxido de carbono.
Inyección alternada de agua y gas (proceso WAG).
Proceso de tapones miscibles.
Procesos de inyección con gas enriquecido o con gas condensante.
Empuje con gas vaporizante o de alta presión.
Inyección usando solventes.
inyección de alcohol.
Adiestramiento en Campos Maduros
Miscibilidad: Condición física entre dos fluidos que les permite mezclarse
en todas las proporciones sin la existencia de interfase.
Instantánea
Contactos múltiples
Parámetros clave : Presión Mínima
de Miscibilidad (PMM)
Métodos de medida: Pruebas en
tubos delgados
30
40
50
60
70
80
90
1000 1500 2000 2500 3000
PRESION (LPC)
EF
ICIE
NC
IA D
E
DE
SP
LA
ZA
MIE
NT
O (
%)
Determinación de PMM
Tubos delgados
PMM = 1900 lpc
23/10/2012
238
Adiestramiento en Campos Maduros
Descripción de los procesos miscibles:
Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente
miscible con el petróleo existente. Como resultado, la tensión interfacial
entre los dos fluidos se reduce a cero (no existe una interfase), el
número capilar se hace infinito y el desplazamiento de petróleo se
asegura en un 100% en los poros que son barridos por el agente
desplazante, siempre y cuando la razón de movilidad sea favorable.
En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en
una banda estrecha denominada zona de transición, la cual se expande
a medida que se mueve en el medio poroso, desplazando todo el
petróleo que se encuentra delante como un pistón.
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores que influyen en el éxito de los procesos miscibles
Crudos Livianos ( °API > 35 )
Disponibilidad del fluido desplazante
Yacimiento con:
Alto buzamiento
Buen espesor de arena
Baja permeabilidad vertical
Razón de movilidad menor o igual a 1
Profundidad del yacimiento suficiente para que la presión de operación
no sobrepase la presión de fractura. Los yacimientos sometidos a inyección
de dióxido de carbono o nitrógeno, la profundidad debe ser mayor a 5000
pies.
23/10/2012
239
Adiestramiento en Campos Maduros
Mecanismos del proceso de desplazamiento miscible con inyección
de gas no convencional
Desplazamiento miscible de la mezcla que mueve todo el petróleo que
encuentra delante como un pistón.
Reducción de la tensión interfacial a cero (no existe interfase)
Incremento del número capilar, Nca
Hinchamiento del crudo
Reducción de la viscosidad del crudo
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios de selección
Factores favorables:
Disponibilidad del gas
Alto buzamiento
Alto espesor
Baja permeabilidad vertical
Formación homogénea
Factores desfavorables:
Fracturas extensas
Presencia de acuífero
Permeabilidad vertical alta
Alto contraste de permeabilidad
Alta inversión inicial
°APIVISCOSIDAD
(CP)COMPOSICION So (%)
TIPO DE
FORMACION
ESPESOR
NETO (pies)
PERMEABILIDAD
PROM. (Md)
PROFUNDIDAD
(pies)
TEMPERATURA
(°F)
METODOS DE
INYECCION DE GAS
Hidrocarburos > 35 <10 % Alto de C2-C7 > 30Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 45-80°N.C.
> 1000 (LPG) a >
5000 (HPG)N.C.
Nitrogeno y Gas
Combustion
> 24 >
35 for NO2
<10 % Alto de C1-C7 > 30Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 10-45°N.C. > 4500 N.C.
Dioxido de Carbono -
CO2
> 26 <15 % Alto de C5-C12 > 20Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 45-80°N.C. > 2000 N.C.
Gas Miscible > 24 < 5 % Alto de C2-C7 > 30Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 10-45°N.C. > 3900 N.C.
Gas Inmiscible < 12 < 600 N.C. > 50Areniscas o
CalizasN.C. N.C. > 600 N.C.
METODOS QUIMICOS
Surfactantes/
Polimeros> 25 < 150 N.C. > 35
Preferible
AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160
Polimeros > 25 <150Livianos e
Intermedio> 10
Perf. Arenisca/
Pos. CalizaN.C.
> 10
(normalmente)< 9000 < 200
Alcalinos 13 - 35 < 200Contedido de
Acido Organico
Sat. Res.
Iny. Agua
Preferible
AreniscaN.C. > 20 < 9000 < 200
Alcalinos/ Polimeros > 12 <150 N.C. > 50Preferible
AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160
Alcalino/Surfactante/Pol
imeros> 24 <150 N.C. > 35
Preferible
AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160
Espuma > 25 > 200 N.C. > 65Preferible
AreniscaN.C. > 500 < 9000 < 160
PROPIEDADES DEL PETROLEO CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO
N.C.= Not critical
Gas
HPG = High Pressure Gas LPG = Low Pressure
23/10/2012
240
Adiestramiento en Campos Maduros
Rangos para la aplicación
Método
Hidrocarburo
Miscible
Valor de la Viscosidad (cps)
0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno Mas difícil
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno Regular Mas difícil Sin Factibilidad
Puede no ser posible Bueno Sin Factibilidad
BuenoPosibilidad de Iny. de
Agua
Met. Térmicos
EspecialesVarias Técnicas Posibles
Explotación/Extracción
Minera
Sin
Fact.Limites no establecidos
Método Valor de la Permeabilidad (Md)
No es critica si es uniformeHidrocarburo
Miscible
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Álcali
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
1 10 100 1000 10000
Posible Zona Preferencial
No es critica si es uniforme
Suficiente alta para buenas tasa de inyección
Posible
Posible
Posible
Posible
No es critica si es uniforme
Posible
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Método Profundidad (Pies)
No es critica si es uniformeHidrocarburo
Miscible
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
0 2000 4000 6000 100008000
Prof. necesaria para la Presión Requerida
Prof. necesaria para la Presión Requerida
Profundidad necesaria para la Presión Optima
Limitado por Temperatura
Zona PreferencialAlto
Consumo
Limitado por Temperatura
Profundidad necesaria para la Presión Requerida
Rango Normal (Posible)
Limitaciones de la Profundidad para la Aplicación de EOR
Adiestramiento en Campos Maduros
Procesos de inyección de gas
La inyección de gas es un método de recuperación mejorada que
puede ser miscible o inmiscible de acuerdo a las características
del crudo y condiciones de P y T del yacimiento.
PMM: CO2 < GH < GC < N2
23/10/2012
241
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección alternada de agua y gas (AGA)
Es un proceso empleado con
frecuencia en proyectos de inyección
de gases (CO2, GH o N2) para
disminuir la canalización de gas e
incrementar la estabilidad del frente
desplazante.
Qué es WAG o AGA?
Aumentar la eficiencia de barrido.
Disminución de cortes de agua.
Optimización del uso de gas.
Mejorar economía de proyectos de
inyección de gas
Incrementar recobro de petróleo.
Satisfacer demandas de mercado de gas.
Por qué WAG o AGA?
ESQUEMA DEL PROCESO WAG
BANCO DE BANCO DE
PETROLEOPETROLEO
( GAS MISCIBLE / INMISCIBLE )( GAS MISCIBLE / INMISCIBLE )
CICLO
WAG
AGUA
INYECTOR PRODUCTOR
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección alternada de agua y gas (AGA)
Mecanismos
Control de movilidad del gas
Control de movilidad del agua
Disminución de las razones de movilidad agua/petróleo y gas/petróleo
Reducción de la Sor (gas atrapado, miscibilidad)
Segregación gravitacional
PETRÓLEO
PE
TR
ÓL
EO
SLUG
SLUG
SLUG
ESTABLE
PETRÓLEO
INESTABLE
23/10/2012
242
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de Nitrógeno (N2 )
La inyección de N2 es un método de recuperación mejorada que
puede ser miscible o inmiscible de acuerdo a las características del
crudo y condiciones de P y T del yacimiento.
Zona depetróleoN2
Frentemiscible /inmiscible
Inyector
Unidad de Generación
de N2
ProductorCompresores
Unidad de Separación
de N2
Adiestramiento en Campos Maduros
Ventajas de la utilización de Nitrógeno en RM
Propiedades físicas favorables - densidad, viscosidad
Compuesto inerte que no presenta efectos adversos de comportamiento de fases.
No es corrosivo y no se requieren de grandes modificaciones de las instalaciones.
Fuente prácticamente infinita
Costos de generación más económicos que el gas natural (GN) y el CO2.
Fácil separación de N2 del GN en las corrientes de producción.
Sustitución del GN incrementa oferta de gas y flujos de caja.
Compuesto no tóxico y ambientalmente aceptable.
Separación criogénica
del aire
23/10/2012
243
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios básicos para la inyección de Nitrógeno
Condiciones favorables:
Yacimientos sobresaturados
Alta disponibilidad de N2
Producto poco corrosivo
Cond . desfavorables:
Petróleo livianos miscibles
con N2.
Altas presiones de inyección.
Crudo:
Gravedad API ˃ 35°
Viscosidad < 10 cp (pref. < 2)
Composición Alto % C 1 -C 7
Yacimiento:
So (% VP) > 30
Litología No crítico (N.C.)
K ( mD ) N.C.
Temp . (°F)
Aguas N.C.
N.C.
Profundidades mayores a 5000
pies
Fácil manejo de N2
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de dióxido de carbono (CO2)
La inyección de CO2 es un método de recuperación mejorada que puede
ser miscible o inmiscible de acuerdo a las características del crudo y
condiciones de P y T del yacimiento. Los aumentos del Fr por este
método pueden atribuirse a fenómenos de: hinchamiento del crudo,
miscibilidad, disminución de viscosidad del crudo y de la tensión
interfacial crudo-CO2 en regiones cercanas a la miscibilidad.
Inyector
Instalacionesde superficie
Productor
Bomba deinyección
Zona deagua / petróleo
CO2
Frentemiscible
23/10/2012
244
Adiestramiento en Campos Maduros
Ventajas
Costos de operación, completación y
los requerimientos energéticos de
VAPEX son más bajos que los de
procesos de recobro térmico como
SAGD e inyección de vapor.
Resultados de laboratorio indican recobro de hasta 82,9%, lo cual indica
que el CO2 puede ser usado efectivamente, al tiempo que reduce el
costo del solvente y minimiza las emisiones a la atmósfera.
VAPEX – Extracción de vapor (Vapour Extraction)
Dióxido de carbono (CO2) – Crudo pesado
Adiestramiento en Campos Maduros
Desventajas:
Podría tener un valor mínimo de
recuperación por problemas en la
eficiencia de barrido
El costo del solvente es el factor
económico más importante en el
diseño
El uso de solventes puede
inducir precipitación de asfaltenos
y en algunos casos podría
bloquear el flujo de crudo en la
formación
VAPEX – Extracción de vapor (Vapour Extraction)
Dióxido de carbono (CO2) – Crudo pesado
23/10/2012
245
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios básicos para la
inyección de CO2
Crudo:
Gravedad API > 25° ( pref . > 30°)
Viscosidad < 15 ( pref . < 10)
Composición Alto % C 5 -C 20 ( pref . C 5 -C 12 )
Yacimiento:
So (% VP) > 25
Litología No crítico (N.C.)
K ( mD ) N.C.
Temp . (°F) P iny . aumentan con T (N.C.)
Aguas N.C.
Condiciones favorables:
Disponibilidad de CO2
Alto buzamiento o bajo espesor
Baja permeabilidad vertical
Formaciones homogéneas
Cond . desfavorables:
Fracturamiento extensivo
Acuíferos activos
Presencia de capas de gas
Altos contrastes de permeabilidad .
Transporte y manejo de CO2
Crudos asfalténicos
Corrosión de productores
Adiestramiento en Campos Maduros
23/10/2012
246
Adiestramiento en Campos Maduros
Tipos de procesos de inyección de químicos
Invasión con polímeros (P).
Invasión con surfactantes (S).
Invasiones alcalinas (A).
Combinaciones (AP, AS, ASP)
Adiestramiento en Campos Maduros
Descripción de los procesos químicos:
Estos métodos consisten en inyectar al yacimiento fluidos (químicos)
diferentes a los originalmente contenidos en él, con el objetivo de
mejorar el desplazamiento del crudo a través de diferentes
mecanismos, tales como:
Reducción de la relación de movilidades
Miscibilidad
Reducción de la tensión interfacial agua/crudo
Generalmente, estos métodos de recuperación mejorada son
aplicados después de un proceso de inyección de agua.
23/10/2012
247
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios de selección
Factores favorables:
Condiciones apropiadas para
la inyección de agua
Alto h
Alto saturación petróleo móvil
Factores desfavorables:
Fracturas extensivas
Empuje fuerte de agua
Alto contraste de permeabilidad
Capa de gas
Problema de inyectividad
°APIVISCOSIDAD
(CP)COMPOSICION So (%)
TIPO DE
FORMACION
ESPESOR
NETO (pies)
PERMEABILIDAD
PROM. (Md)
PROFUNDIDAD
(pies)
TEMPERATURA
(°F)
METODOS DE
INYECCION DE GAS
Hidrocarburos > 35 <10 % Alto de C2-C7 > 30Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 45-80°N.C.
> 1000 (LPG) a >
5000 (HPG)N.C.
Nitrogeno y Gas
Combustion
> 24 >
35 for NO2
<10 % Alto de C1-C7 > 30Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 10-45°N.C. > 4500 N.C.
Dioxido de Carbono -
CO2
> 26 <15 % Alto de C5-C12 > 20Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 45-80°N.C. > 2000 N.C.
Gas Miscible > 24 < 5 % Alto de C2-C7 > 30Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 10-45°N.C. > 3900 N.C.
Gas Inmiscible < 12 < 600 N.C. > 50Areniscas o
CalizasN.C. N.C. > 600 N.C.
METODOS QUIMICOS
Surfactantes/
Polimeros> 25 < 150 N.C. > 35
Preferible
AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160
Polimeros > 25 <150Livianos e
Intermedio> 10
Perf. Arenisca/
Pos. CalizaN.C.
> 10
(normalmente)< 9000 < 200
Alcalinos 13 - 35 < 200Contedido de
Acido Organico
Sat. Res.
Iny. Agua
Preferible
AreniscaN.C. > 20 < 9000 < 200
Alcalinos/ Polimeros > 12 <150 N.C. > 50Preferible
AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160
Alcalino/Surfactante/Pol
imeros> 24 <150 N.C. > 35
Preferible
AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160
Espuma > 25 > 200 N.C. > 65Preferible
AreniscaN.C. > 500 < 9000 < 160
PROPIEDADES DEL PETROLEO CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO
°APIVISCOSIDAD
(CP)COMPOSICION So (%)
TIPO DE
FORMACION
ESPESOR
NETO (pies)
PERMEABILIDAD
PROM. (Md)
PROFUNDIDAD
(pies)
TEMPERATURA
(°F)
METODOS DE
INYECCION DE GAS
Hidrocarburos > 35 <10 % Alto de C2-C7 > 30Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 45-80°N.C.
> 1000 (LPG) a >
5000 (HPG)N.C.
Nitrogeno y Gas
Combustion
> 24 >
35 for NO2
<10 % Alto de C1-C7 > 30Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 10-45°N.C. > 4500 N.C.
Dioxido de Carbono -
CO2
> 26 <15 % Alto de C5-C12 > 20Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 45-80°N.C. > 2000 N.C.
Gas Miscible > 24 < 5 % Alto de C2-C7 > 30Areniscas o
Calizas
Delgado/Buza
miento 10-45°N.C. > 3900 N.C.
Gas Inmiscible < 12 < 600 N.C. > 50Areniscas o
CalizasN.C. N.C. > 600 N.C.
METODOS QUIMICOS
Surfactantes/
Polimeros> 25 < 150 N.C. > 35
Preferible
AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160
Polimeros > 25 <150Livianos e
Intermedio> 10
Perf. Arenisca/
Pos. CalizaN.C.
> 10
(normalmente)< 9000 < 200
Alcalinos 13 - 35 < 200Contedido de
Acido Organico
Sat. Res.
Iny. Agua
Preferible
AreniscaN.C. > 20 < 9000 < 200
Alcalinos/ Polimeros > 12 <150 N.C. > 50Preferible
AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160
Alcalino/Surfactante/Pol
imeros> 24 <150 N.C. > 35
Preferible
AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160
Espuma > 25 > 200 N.C. > 65Preferible
AreniscaN.C. > 500 < 9000 < 160
PROPIEDADES DEL PETROLEO CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO
N.C.= Not critical
LPG = Low Pressure Gas
HPG = High Pressure Gas
Adiestramiento en Campos Maduros
Rangos para la aplicación
“Referencia SPE 12069”
Método Valor de la Permeabilidad (Md)
No es critica si es uniformeHidrocarburo
Miscible
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Álcali
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
1 10 100 1000 10000
Posible Zona Preferencial
No es critica si es uniforme
Suficiente alta para buenas tasa de inyección
Posible
Posible
Posible
Posible
No es critica si es uniforme
Posible
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Método Valor de la Permeabilidad (Md)
No es critica si es uniforme
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Álcali
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
1 10 100 1000 10000
Posible Zona Preferencial
No es critica si es uniforme
Suficiente alta para buenas tasa de inyección
Posible
Posible
Posible
Posible
No es critica si es uniforme
Posible
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Método Profundidad (Pies)
No es critica si es uniforme
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
0 2000 4000 6000 100008000
Prof. necesaria para la Presión Requerida
Prof. necesaria para la Presión Requerida
Profundidad necesaria para la Presión Optima
Limitado por Temperatura
Zona PreferencialAlto
Consumo
Limitado por Temperatura
Profundidad necesaria para la Presión Requerida
Rango Normal (Posible)
Limitaciones de la Profundidad para la Aplicación de EOR
Método Profundidad (Pies)
No es critica si es uniforme
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
0 2000 4000 6000 100008000
Prof. necesaria para la Presión Requerida
Prof. necesaria para la Presión Requerida
Profundidad necesaria para la Presión Optima
Limitado por Temperatura
Zona PreferencialAlto
Consumo
Limitado por Temperatura
Profundidad necesaria para la Presión Requerida
Rango Normal (Posible)
Limitaciones de la Profundidad para la Aplicación de EOR
Método
Hidrocarburo
Miscible
Valor de la Viscosidad (cps)
0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno Mas difícil
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno Regular Mas difícil Sin Factibilidad
Puede no ser posible Bueno Sin Factibilidad
BuenoPosibilidad de Iny. de
Agua
Met. Térmicos
EspecialesVarias Técnicas Posibles
Explotación/Extracción
Minera
Sin
Fact.Limites no establecidos
Método
Hidrocarburo
Miscible
Valor de la Viscosidad (cps)
0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno Mas difícil
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno Regular Mas difícil Sin Factibilidad
Puede no ser posible Bueno Sin Factibilidad
BuenoPosibilidad de Iny. de
Agua
Met. Térmicos
EspecialesVarias Técnicas Posibles
Explotación/Extracción
Minera
Sin
Fact.Limites no establecidos
Método
Hidrocarburo
Miscible
Valor de la Viscosidad (cps)
0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno Mas difícil
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno Regular Mas difícil Sin Factibilidad
Puede no ser posible Bueno Sin Factibilidad
BuenoPosibilidad de Iny. de
Agua
Met. Térmicos
EspecialesVarias Técnicas Posibles
Explotación/Extracción
Minera
Sin
Fact.Limites no establecidos
“Referencia SPE 12069”
Método Valor de la Permeabilidad (Md)
No es critica si es uniformeHidrocarburo
Miscible
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Álcali
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
1 10 100 1000 10000
Posible Zona Preferencial
No es critica si es uniforme
Suficiente alta para buenas tasa de inyección
Posible
Posible
Posible
Posible
No es critica si es uniforme
Posible
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Método Valor de la Permeabilidad (Md)
No es critica si es uniforme
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Álcali
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
1 10 100 1000 10000
Posible Zona Preferencial
No es critica si es uniforme
Suficiente alta para buenas tasa de inyección
Posible
Posible
Posible
Posible
No es critica si es uniforme
Posible
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
23/10/2012
248
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de polímeros
Inyector
Instalaciones de superficie
Productor
Bomba de inyección
Agua Zona de agua / petróleo
Banco de solución
polimérica
La inyección de polímeros provee un mejor desplazamiento
mejorando la eficiencias de barrido areal y vertical, incrementado el
recobro por el aumento de la viscosidad de agua, disminución de la
movilidad de agua y contacto de un mayor volumen del yacimiento.
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios básicos para proyectos de inyección de polímeros
Crudo:
Gravedad API > 25°
Viscosidad < 150 cp a C.Y.
Yacimiento:
So (% VP) > 50
Litología Areniscas preferiblemente
K ( mD ) > 100
Temp . (°F) < 200 (evitar degradación)
Rel . Movilidad 2 a 40
Salinidades Bajas (< 20g/l)
Condiciones favorables:
Yacimientos costa adentro
Bajo buzamiento estructural
Inyección de agua eficiente
Heterogeneidades moderadas
Cond . desfavorables:
Fracturamiento extensivo
Acuíferos activos
Presencia de capas de gas
Altos contrastes de permeabilidad .
Problemas de inyectividad
Alto contenido de arcillas
Alta dureza del agua
23/10/2012
249
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección alcalina
La inyección de soluciones alcalinas (o causticas) emplea un proceso de
emulsificación in situ. Este método EOR requiere adicionar al agua de inyección
ciertas sustancias químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda
cáustica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos
que contienen el petróleo del yacimiento. A medida que el agua alcalina y el
petróleo reaccionan, se van produciendo sustancias jabonosas (surfactantes) en
la interfase petróleo-agua, las cuales permiten que el petróleo sea producido por
uno de los siguientes mecanismos:
Reducción de la tensión interfacial como resultado de la formación de
surfactantes.
Cambios de humectabilidad, de humectado por petróleo a humectado por
agua.
Emulsificación y entrampamiento del petróleo para ayudar a controlar la
movilidad.
Emulsificación y arrastre del petróleo.
Solubilización de las películas rígidas de petróleo en la interfase petróleo-agua.
Cambio de humectabilidad, de humectado por agua a humectado por petróleo.
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios básicos para proyectos de inyección de Alcalinos
Crudo:
Gravedad API 13 - 25°
Viscosidad < 200 cp a C.Y.
Yacimiento:
So (% VP) Después de Iny. agua
Litología Areniscas preferiblemente
K ( mD ) > 20
Temp . (°F) < 200
Espesor No Critico
Condiciones favorables:
Yacimientos parcialmente
mojados por petróleo.
Saturación alta de petróleo
móvil.
Cond . desfavorables:
Fracturas extensas
Capas grandes de gas
Altos contrastes de permeab.
Concentración alta de SO4 en
el agua.
23/10/2012
250
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección sistema ASP (Álcali - Surfactante - Polímero)
Mecanismos
Reducción de la tensión interfacial
Cambios en mojabilidad
Disminución de la razón de movilidad
agua/petróleo
Inyector Productor
AGUA
BANCO
DE
PETRÓLEO
A
S P
Solución diluida de polímero
Resultados Pruebas de Campo
Formulación ($/bl ASP) 0,7 1,38 1,93 0,99
0,41 0,42 0,39 0,32
0,2 0,16 0,2 0,15
20 26 22 15
1,76 2,35 5,21 2,87
West Kiehl Cambridge Daqing VLA-6/9/21 (*)
Srow
Sro ASP
Recobro (% POES)
$/bl Incremental
(*) simulación
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios básicos para proyectos de inyección de mezclas ASP
Crudo:
Gravedad API > 20°
Viscosidad < 35 cp a C.Y.
Yacimiento:
So (% VP) > 30
Litología Areniscas preferiblemente
K ( mD ) > 100
Temp . (°F) < 200
Rel . Movilidad 2 a 40
Salinidades < 20000 ppm
Dureza (Ca 2+
/Mg 2+
) < 500 ppm
Condiciones favorables:
Yacimientos homogéneos
Barrido por agua > 50%
Alta relación ɸ h
Cond . desfavorables:
Fracturamiento extensivo
Acuíferos activos
Presencia de capas de gas
Altos contrastes de permeabilidad
Problemas de inyectividad
Alto contenido de arcillas
23/10/2012
251
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Tipos de procesos térmicos
Inyección de vapor.
Inyección de agua caliente.
Combustión en sitio.
Inyección de aire.
23/10/2012
252
Adiestramiento en Campos Maduros
Descripción de los procesos térmicos:
Consisten esencialmente en inyectar energía y agua en el
yacimiento, con la finalidad de reducir notablemente la viscosidad del
crudo y mejorar su movilidad.
La inyección cíclica y continua de vapor, han demostrado ser los
procesos de recuperación mejorada de mayor éxito en los últimos
años.
Se aplica a los crudos pesados y extrapesados.
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios de selección
Factores favorables:
Alto h
Bajo costo combustible
Alto espesor
Alta densidad de pozos
Alta calidad del agua
Factores desfavorables:
Fuerte empuje de agua
Capa grande de gas
Fracturas extensas
Fracción de arena total baja
°APIVISCOSIDAD
(CP)COMPOSICION So (%)
TIPO DE
FORMACION
ESPESOR
NETO (pies)
PERMEABILIDAD
PROM. (Md)
PROFUNDIDAD
(pies)
TEMPERATURA
(°F)
METODOS TERMICOS
Combustion In Situ< 40 Normal
10-25<5000
Algo Compuesto
Asfaltenos> 40 - 50
Arenas/Arenis
cas Alta Poro.> 10 > 50 500 - 5900 > 15 Preferible
Inyeccion Continua de
Vapor< 25 > 50 N.C. > 40 - 50
Arenas/Arenis
cas Alta Poro.> 20 > 200 300 - 5000 N.C.
Inyeccion de Vapor
Asist. Por Gravedad< 25 > 2000 N.C. ???
Arenas/Arenis
cas Alta Poro.> 50
Horz. > 1000
Vert.> 100< 4600 N.C.
OTROS METODOS
Microorganismos 15 - 30 N.C. N.C. N.C.Calizas Pref./
Arenisca Pos.20 - 400 300 - 500 1600 - 8000 < 200
Inyeccion de Agua
(Redimensionamiento)> 20 < 5 N.C. > 50
Areniscas o
Calizas> 20 N.C. > 2000 N.C.
Pozos Horizontales > 20 < 10000 N.C. > 50Perf. Arenisca/
Pos. Caliza> 10 Vert.> 5 > 500 N.C.
N.C.= Not critical
LPG = Low Pressure Gas
HPG = High Pressure Gas
PROPIEDADES DEL PETROLEO CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO
23/10/2012
253
Adiestramiento en Campos Maduros
Rangos para la aplicación
“Referencia SPE 12069”
Método Valor de la Viscosidad (cps)
0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno Mas difícil
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno Regular Mas difícil Sin Factibilidad
Puede no ser posible Bueno Sin Factibilidad
BuenoPosibilidad de Iny. de
Agua
Met. Térmicos
EspecialesVarias Técnicas Posibles
Explotación/Extracción
Minera
Sin
Fact.Limites no establecidos
“Referencia SPE 12069”
Método Valor de la Viscosidad (cps)
0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno Mas difícil
Muy bueno Bueno Mas difícil
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno RegularMas
difícilSin Factibilidad
Bueno Regular Mas difícil Sin Factibilidad
Puede no ser posible Bueno Sin Factibilidad
BuenoPosibilidad de Iny. de
Agua
Met. Térmicos
EspecialesVarias Técnicas Posibles
Explotación/Extracción
Minera
Sin
Fact.Limites no establecidos
“Referencia SPE 12069”
Método Valor de la Permeabilidad (Md)
No es critica si es uniforme
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Álcali
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
1 10 100 1000 10000
Posible Zona Preferencial
No es critica si es uniforme
Suficiente alta para buenas tasa de inyección
Posible
Posible
Posible
Posible
No es critica si es uniforme
Posible
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
“Referencia SPE 12069”
Método Valor de la Permeabilidad (Md)
No es critica si es uniforme
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Álcali
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
1 10 100 1000 10000
Posible Zona Preferencial
No es critica si es uniforme
Suficiente alta para buenas tasa de inyección
Posible
Posible
Posible
Posible
No es critica si es uniforme
Posible
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
Zona Preferencial
“Referencia SPE 12069”
Método Profundidad (Pies)
No es critica si es uniforme
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
0 2000 4000 6000 100008000
Prof. necesaria para la Presión Requerida
Prof. necesaria para la Presión Requerida
Profundidad necesaria para la Presión Optima
Limitado por Temperatura
Zona PreferencialAlto
Consumo
Limitado por Temperatura
Profundidad necesaria para la Presión Requerida
Rango Normal (Posible)
Limitaciones de la Profundidad para la Aplicación de EOR
“Referencia SPE 12069”
Método Profundidad (Pies)
No es critica si es uniforme
Nitrógeno
Iny. de CO2
Surfactante /Polímero
Alcalinos
Iny. dePolímero
Iny. de Aire
Iny. de Vapor
0 2000 4000 6000 100008000
Prof. necesaria para la Presión Requerida
Prof. necesaria para la Presión Requerida
Profundidad necesaria para la Presión Optima
Limitado por Temperatura
Zona PreferencialAlto
Consumo
Limitado por Temperatura
Profundidad necesaria para la Presión Requerida
Rango Normal (Posible)
Limitaciones de la Profundidad para la Aplicación de EOR
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de aire o
combustión “in situ”
AireAire
NN22 y O y O22
NN2 2 , O, O2 2 , CO y CO, CO y CO22
Zona del
inyectorZona de reacción
Frente de
N2
Banco de
crudo
desplazado
y agua
NN2 2 , CO, CO22,,
CO, CO, crudocrudo
y y aguaagua
00
1010
2020
%%
Perfil de la concentración de
O2 en la zona de reacción
RTU
Yacimiento A
Crudo y GN
a los mercados
GC para
reinyección
23/10/2012
254
Adiestramiento en Campos Maduros
Aspectos resaltantes de la inyección de aire
Entre algunos de los aspectos que se consideran relevantes en este
tipo de proyectos se pueden destacar los siguientes:
En procesos de combustión se debe considerar un consumo de crudo entre
un 7 y 10%.
Se requieren entre 4 y 15 MPC de aire por barril incremental de crudo.
El costo por barril incremental oscila entre 2,4 y 4 USD.
Se obtienen incrementos importantes de la presión del yacimiento,
increméntándose la producción de crudo en cortos períodos de tiempo.
La composición de los gases de producción está constituida principalmente
por gas natural, N2 y CO2.
La combustión y los gases de producción dependerán del tipo de crudo de la
formación, recomendándose la aplicación de este tipo de procesos en
yacimientos de crudos con °API entre 20 y 35 para obtener suficientes
beneficios de la combustión del crudo.
Los factores de recobro reportados se encuentran entre 10 y 20% adicional.
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de agua caliente
Proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se desplaza
inmisciblemente por agua caliente.
El agua es filtrada y tratada para controlar la corrosión y la formación de
escamas, así como para minimizar el hinchamiento de las arcillas en el
yacimiento.
Mecanismos de desplazamiento:
Mejoramiento de la movilidad del
petróleo al reducir su viscosidad
Reducción del petróleo residual por
altas temperaturas
Expansión térmica del petróleo
23/10/2012
255
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección cíclica (IAV) o
Inyección continua de vapor
(ICV)
Crudos L/M/P/XP
Crudos P/XP
Inyección continua de vapor (ICV)
Inyección cíclica (IAV)
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de vapor asistido por gravedad (SAGD)
El SAGD es un proceso muy prometedor que sirve para producir reservas de Crudos
Pesados y Extra-pesados de baja movilidad. En su concepción original es una
modalidad de la inyección continua de vapor que incorpora la utilización de dos pozos
horizontales colocados paralelamente, en donde el pozo inyector de vapor se encuentra
en la parte superior y el productor de petróleo en la parte inferior de la zona de interés.
23/10/2012
256
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios para la aplicación del proceso (SAGD)
Espesor neto definido como una sección continua de 50 pies de espesor.
La sección debe ser verticalmente homogénea.
Permeabilidades absolutas moderadas.
Buena continuidad lateral de arena.
Saturaciones de agua menores a 45%.
Porosidades entre 18 y 25 %.
Geológicos y petrofísicos
Propiedades térmicas de los hidrocarburos:
Dependencia importante de la viscosidad con temperatura.
Alto coeficiente Convectivo y Conductivo:
0,02-0,5 BTU/h-pie-°F
Propiedades térmicas de las rocas:
Altos valores da capacidad calorífica.
Altos valores de conductividad térmica.
Vapor: Gran cantidad de calor latente.
Agua: Gran cantidad de calor sensible.
Adiestramiento en Campos Maduros
Efecto de la viscosidad del crudo.
Formación de emulsiones.
Intercalaciones de lutitas.
Espesor de la arena.
Heterogeneidad del yacimiento.
Máxima longitud factible de la sección horizontal.
Limitaciones del proceso (SAGD)
23/10/2012
257
Adiestramiento en Campos Maduros
Limitaciones del proceso (SAGD)
Máxima longitud factible de la sección horizontal:
La longitud está influenciada por la caída de presión dentro del pozo.
Adiestramiento en Campos Maduros
23/10/2012
258
Adiestramiento en Campos Maduros
Bacterias / Microorganismos (MEOR)
El efecto de los microorganismos en la
recuperación mejorada y la estimulación
de pozos se basa en:
• Producción de compuestos con
actividad interfacial (surfactantes y
alcoholes) cuando la bacteria
interactúa con los nutrientes en su
medio de cultivo.
• Producción de biopolímeros cuando
la bacteria interactúa con el petróleo
en el yacimiento.
Adiestramiento en Campos Maduros
Rivera José, Prácticas de ingeniería de yacimientos petrolíferos.
Gases de las bacterias
Gases de las bacterias
Bacterias / Microorganismos (MEOR)
Estimulación de producción en pozos
23/10/2012
259
Adiestramiento en Campos Maduros
Rivera José, Prácticas de ingeniería de yacimientos petrolíferos.
Bacterias / Microorganismos (MEOR)
Adiestramiento en Campos Maduros
Criterios básicos para proyectos de inyección de microorganismos
Crudo:
Gravedad API 15° - 27°
Yacimiento:
Porosidad (%) 20 - 30
Litología No crítico (N.C.)
K ( mD ) 300 - 500
Temp . (°F) < 90°
Profundidad (pies) N.C. (Ver temp .)
Espesor (pies) 20 - 400
Arena/sedimentos (%) 8 - 40
Condiciones favorables:
Crudos medianos y livianos
Altas presiones de yacimiento
Salinidades < 10% peso/ vol .
Condiciones desfavorables:
Alto contenido de arcillas
Bacterias sulfato-reductoras
Bajas permeabilidades
23/10/2012
260
Adiestramiento en Campos Maduros
En el proceso de "fermentación bacterial in situ" una combinación de
mecanismos es la responsable de la estimulación de la producción o el
mejoramiento en la recuperación de petróleo. Esta combinación de
mecanismos depende básicamente de la aplicación, los cultivos y nutriente
seleccionados y las condiciones operacionales. Los posibles mecanismos
son:
Mejoramiento de la movilidad relativa del petróleo con respecto al agua.
Re-presurización parcial del reservorio por la liberación de gases como
el metano y el CO2.
Reducción de la viscosidad del petróleo a través de la disolución de
solventes orgánicos en la fase petróleo.
Incremento de la permeabilidad de las rocas carbonaticas, debido a
ácidos orgánicos producidos por bacterias anaeróbicas.
Modificación de las condiciones de mojabilidad.
Bacterias / Microorganismos (MEOR)
Adiestramiento en Campos Maduros
El calor es transferido al pozo, principalmente por conducción.
Beneficios:
Se incrementa la eficiencia energética debido a la mayor
penetración de la radiación en la zona a calentar.
Se alcanzan temperaturas mayores a 350 ºC.
Compatible con zonas productoras delgadas y/o poco profundas
Sustitución de vapor Mecanismos actuantes en este proceso son:
Reducción de la viscosidad del crudo
Redisolución (prevención de la precipitación) de
asfáltenos y otros sólidos orgánicos en el crudo.
Calentamiento electromagnético
23/10/2012
261
Adiestramiento en Campos Maduros
Generador
Eléctrico
Controlador Diagnóstico
Generador RF
Monitor
Línea de Transmisión
Línea de Transmisión
Plataforma
Línea de Transmisión
Patrón de Calentamiento
Equipo de Generación
Transmisor de Calor
Tubo Guía
Ventajas:
Reduce las pérdidas de calor
cuando los tiempos de
calentamiento por inyección de
fluidos son demasiados largos.
Desventajas:
La energía eléctrica es costosa
comparada con las fuentes de
calentamiento convencionales.
La vida activa del equipo
disponible es inadecuada para
operaciones libres de fallas.
Calentamiento electromagnético
Adiestramiento en Campos Maduros
Dificultades en la recuperación mejorada
Mantenimiento de la formulación óptima: Se ha discutido en otra parte que se
obtiene una tensión interfacial ultra baja sólo cuando se cumple una condición muy
estricta entre las variables de formulación: salinidad, tipo de surfactante, tipo y
concentración del alcohol, tipo de aceite, y temperatura. Una desviación de 10% del
valor de una sola de estas variables puede hacer subir la tensión de 0,0001 dina/cm
hasta 0,1 dina/cm; en términos de recuperación esto significa pasar del éxito al
fracaso.
Problemas de emulsiones: las emulsiones formadas pueden ser a menudo
estables y viscosas y pueden taponar el yacimiento. Sin embargo debe notarse que
la presencia controlada de una emulsión viscosa puede ser beneficiosa porque
puede taponear las zonas de alta permeabilidad y así obligar el fluido inyectado a
penetrar en las otras zonas. Esto implica saber producir tales emulsiones cuando
se quiere, es decir al principio de la inyección o en el frente del tapón, y por otra
parte saber evitarlos después.
Problemas con polímeros: Los polímeros son también susceptibles a precipitarse,
a degradarse y una disminución de su efecto viscosante (por temperatura, tiempo
de preparación, contaminación, etc. ).
23/10/2012
262
Adiestramiento en Campos Maduros
Causas que afectan los proyectos de Recuperación Mejorada
Causas no controlables
Causas controlables
Heterogeneidad real vs modelada
Alta variación vertical de permeabilidad (irrupciones tempranas)
Fracturas y Permeabilidades direccionales (irrupciones tempranas)
Disponibilidad de fluidos de inyección
Gastos no planificados
Deficiente definición del modelo del yacimiento. Base de datos desactualizada.
Revisiones/actualizaciones no periódicas del modelo del yacimiento.
Adquisición deficiente de información para el control y monitoreo.
Falta de control del avance de los frentes de inyección.
Bajo control / seguimiento del proyecto. Problemas mecánicos de los pozos.
Inyección de volúmenes insuficiente.
Adiestramiento en Campos Maduros
Optimización Proyectos de inyección de agua
Las estrategias de optimización mas
comunes son la perforación
interespaciada, rearreglo de patrones de
inyección combinados con métodos de
control de agua.
Espaciamiento (Acres)0 20 40 60 80
Reco
bro
Ad
icio
nal
(%)
20
40
60
Perforación interespaciada
RM asociados a la modificación del comportamiento de pozos
Control de agua o gas en pozos productores a través de la inyección de geles,
geles espumados y espumas.
Modificación de los perfiles de inyección de gas o agua a través de la inyección
de geles, emulsiones y espumas.
Control de agua por la inyección cíclica de gas.
Estimulación de pozos por aumento de la permeabilidad debido a la acidificación
de pozos (HCl, HCl/HF, etc.), fracturamiento hidráulico.
23/10/2012
263
Adiestramiento en Campos Maduros
Inyección de sistemas gelificantes para control del agua.
Control excesiva producción agua
ZONA PRODUCTORA
ZONA PRODUCTORA
FLUIDO PROTECTOR GEL
Control frente de inyección
ANTES
DESPUES
Mejora la eficiencia volumétrica de barrido, Ev.
Ahorros en manejo y tratamiento del agua producida.
Optimización de costos de levantamiento.
Incremento del recobro y extensión de vida de pozos/proyectos.
EMPAQUE DE ARENA
Beneficios
Adiestramiento en Campos Maduros
Recobro adicional por métodos de recuperación mejorada.
Recobro primario mas
convencional
5 – 10 %
10 – 25 %
25 – 40 %
40 – 55 %
Combustión en sitio 35 30 15 10
Inyección de Vapor 25 20 10 -
Inyección Polímero - 25 15 -
Iny. Solvente (Gas
seco / Gas rico) - - 12 8
Iny. Solvente (alcohol
/ LPG) - 25 15 -
Inyección Surfactante - 30 15 10
Iny. CO2 Inmiscible - 20 10 -
Iny. CO2 miscible - - 15 10
WAG - 7 5 -
Perf. Interespaciada - - 2-4 -
R e c o b r o A d i c i o n a l (%) Métodos EOR
23/10/2012
264
Adiestramiento en Campos Maduros
Recobro adicional por métodos de recuperación mejorada - Ejemplo
Tomado de la página Web CNN Expansión
Adiestramiento en Campos Maduros
SEGUIMIENTO Y CONTROL
1
MEJORAMIENTO
CONTINUO2
SI
NO
NO
SELECCIÓN/JERARQUIZACION
YACIMIENTOS CANDIDATOS
PLANIFICACIÓN DEL PROYECTO
IMPLANTACIÓN ARRANQUE
NO
SI1
REALIZAR
PRUEBA PILOTO
SI PILOTO
EXITOSONUEVO
PROCESO
PROY. EN LINEA
CON PLAN
ESTA SIENDO
RENTABLE
SI
REQ. CAMBIOS
AJUSTES MAY
NO1
SI
2AJUSTES
MENORES
NO
2
FINALIZAR PROYECTO
(POST-MORTEM)
NONOFACTIBLE
REINGENIERIA
1
SI
INCORPORAR MEJORASSI
2
Proceso
23/10/2012
265
Adiestramiento en Campos Maduros
Comparación mensual del comportamiento teórico vs real
Sistemas de manejo de información para monitoreo y control
Datos precisos de comportamiento por pozo, proyecto
Métodos de diagnóstico de problemas existentes/ Potenciales
y su solución
Revisión de la economía del proyecto
Trabajo en equipo
Programa de monitoreo y control
Adiestramiento en Campos Maduros
Estrategia para la evaluación de tecnologías, metodologías y
mejores prácticas ……. que permita evaluarlas, adecuarlas y
masificarlas, oportuna y sistemáticamente.
23/10/2012
266
Adiestramiento en Campos Maduros
Contempla la aplicación de estrategias de explotación, tecnologías e
innovaciones dirigidas a incrementar la certidumbre del plan,
incrementar la productividad de los pozos, mejorar los esquemas de
perforación y terminación de pozos, optimizar los procesos de
recuperación secundaria y terciaria, en resumen, incrementar el recobro
económico de las reservas.
Este tipo de Prueba piloto de campo representa un paso necesario e
importante, antes de cualquier etapa de masificación, garantizando que
sólo las recomendaciones exitosas sean implantadas.
3 años 20 años
Masificación Laboratorio
Adiestramiento en Campos Maduros
El objetivo de la prueba piloto de campo es el de diseñar un plan que
permita identificar, transferir, adecuar, implantar, evaluar y masificar
oportuna y sistemáticamente las mejores prácticas y tecnologías que
agreguen valor a los procesos de perforación, terminación y
productividad de pozos, y a los procesos de incorporación y
recuperación de reservas.
23/10/2012
267
Adiestramiento en Campos Maduros
Los Laboratorios Integrados de Campo o Pruebas pilotos de campo,
constituyen una estrategia para:
Acelerar y optimizar el proceso de adopción de tecnologías en un
yacimiento.
Permitir la evaluación cruzada de tecnologías y mejores prácticas.
Adecuación a la realidad de cada campo, y la comprobación en la
práctica, de las promesas de valor planteadas hasta ahora como hipótesis
de trabajo.
Conceptualización
Adiestramiento en Campos Maduros
Para la definición de un proyecto piloto deberán considerarse algunos
aspectos claves como:
Ejecutarse sobre un área o una fracción importante del POES del
reservorio.
Seleccionar un área representativa del tipo de reservorio, bajo la
premisa de que todas las tecnologías, procesos y/o estrategias integrales
de explotación allí evaluadas, pueden ser aplicadas sin mayores
modificaciones en todo el Activo.
Debe ser una actividad multidisciplinaria y el resultado de una sinergia
de esfuerzos entre las diferentes disciplinas técnicas y organizaciones o
gerencias involucradas.
Debe convertirse en un centro focalizado en la evaluación intensiva de
tecnologías.
Conceptualización
23/10/2012
268
Adiestramiento en Campos Maduros
Se deben validar en forma cruzada las diferentes tecnologías o mejores
prácticas; considerando, el reservorio, el pozo y las instalaciones.
Se deben evaluar tecnologías con resultados a corto plazo, como
aquellas aplicadas a pozos, y otras, como los procesos de desplazamiento,
cuya duración viene determinada por la velocidad de movimiento de los
frentes de fluidos en el yacimiento y el espaciado entre pozos. Esta última,
puede requerir periodos de evaluación de más de un año (alternativa de
perforación con espaciamiento reducido).
Para la ejecución del proyecto deben estructurarse equipos virtuales de
trabajo conformados por especialistas de diversas disciplinas.
Es necesario que este tipo de proyecto tenga un presupuesto protegido
que garantice la ejecución de las actividades planificadas, principalmente la
adquisición de la información necesaria para lograr una evaluación efectiva
de los procesos y tecnologías.
Conceptualización
Adiestramiento en Campos Maduros
La prueba piloto de campo, está orientada a mejorar la certidumbre de los
modelos del activo y por ende la certidumbre del plan de desarrollo.
Los objetivos claves para una eventual prueba piloto de campo son:
Mejor definición de los modelos estáticos y dinámicos, a través de la
toma de información sedimentológica, de los fluidos y del reservorio.
Mejor control y monitoreo de los reservorios y los proyectos de
recuperación secundaria o terciaria. Mejora de perfiles de producción e
inyección. Control de movilidad.
Mejora en los esquemas de perforación y terminación de pozos.
Optimización en la logística operacional de perforación de pozos.
Incremento en la productividad de pozos. Disminución daño a la
formación
Mejora en los métodos de levantamiento artificial.
23/10/2012
269
Adiestramiento en Campos Maduros
Evaluar el factor de recobro en el campo de interés.
Establecer el efecto de la geología en el comportamiento del proceso,
particularmente en la eficiencia de barrido.
Mejorar los pronósticos de producción y reducción del riesgo.
Obtener datos para calibrar el modelo de simulación para los pronósticos
del campo.
Identificar aspectos operacionales importantes para el desarrollo del
campo completo.
Evaluar el efecto de opciones de desarrollo como espaciamiento entre
pozos, tasas de inyección – producción y completaciones.
Adiestramiento en Campos Maduros
El área del proyecto piloto debe
considerar lo siguiente:
Características geológicas,
estratigráficas y petrofísicas
representativas al resto del bloque.
Zona poco afectada por la
inyección de agua.
Área ubicada en zona de
reservas probadas.
Selección del área
Densidad de pozos adecuada para evaluar las tecnologías. (existentes y
nuevos).
La ubicación debe ser cercana a infraestructura existente como plantas
de inyección de agua o gas, estaciones de flujo, facilidades eléctricas, vías
de acceso, oleoductos, gasoductos y otras facilidades de superficie.
23/10/2012
270
Adiestramiento en Campos Maduros
Definir el patrón a utilizar que mas se adapte al yacimiento, realizando
sensibilidades con el modelo de simulación (espaciamiento, selectividad,
terminación, canalizaciones, etc.).
Definir Tasas de Inyección con Modelo de Simulación.
Inyección de trazadores químicos para determinar tiempo de irrupción,
Canales preferenciales, canalizaciones, monitoreo del frente de inyección.
Inyección de geles para modificar el perfil de inyección para uniformizar
el frente de Inyección.
Perforación de pozos observadores para el monitoreo de la presión, para
evaluar cambios en la Saturación de petróleo y frentes de Inyección.
Diseño patrones de inyección
Adiestramiento en Campos Maduros
Pozos Inyectores: Instalar sensores de presión y temperatura por cada zona.
Medidores del caudal de inyección.
Pozos Productores: Instalar sensores de presión y de temperatura por cada zona
En caso de no selectivar, colocar sensores de presión y temperatura
en el revestidor o en la tubería de producción.
Pozos observadores:
Se recomienda un pozo observador por cada arreglo de Inyección.
Completar el pozo con sensores de presión y de temperatura en las
arenas de interés (en las arenas mas continuas ).
Monitoreo de So con registro de resistividad a hoyo entubado y/o
carbono oxigeno para seguimiento de los frentes de Inyección.
Tomar núcleo para la caracterización del arreglo de inyección.
Instrumentación
23/10/2012
271
Adiestramiento en Campos Maduros
Reservorios
Sísmica mientras se perfora (Seismic While Drilling)
VSP´s
Corte de coronas preservadas
Análisis especiales de coronas
Geomecánica de rocas
Registros a hoyo entubado
Registros de resonancia magnética
Registros gamma ray espectral
Toma de muestras especiales de PVT
Sistemas de producción y productividad de pozos
Bombas electro sumergibles (BES) con Y-tool
Fracturamiento hidráulico- Coil frac
Geles, microgeles y polímeros
Caracterización del nivel de daño
Reductores de viscosidad a nivel de fondo de pozo
Nuevas Tecnologías
Adiestramiento en Campos Maduros
Monitoreo
PLT en pozos de Bombeo mecánico
Trazadores
Instrumentación inteligente
Geoquímica de producción
Fibras ópticas
Recuperación Secundaria
Inyección optimizada de agua
Inyección de polímeros
Caracterización de agua de inyección
Nuevas tecnologías
23/10/2012
272
Adiestramiento en Campos Maduros
Construcción de Pozos
Optimización arquitectura de pozos.
Perforación en clusters.
Sistemas de fluidos limpios.
Perforación direccional.
Sistema hidráulico de trépanos.
Punzados bajo balance.
Cementos livianos de alto desempeño.
Liner drilling.
Perforación cercana al balance.
Liner ranurado.
Logística movimiento de taladros
Terminación con coiled tubing.
Nuevas Tecnologías
Adiestramiento en Campos Maduros
Barreras para implantar Innovaciones Tecnológicas
Temor ante lo desconocido
Expectativas milagrosas
Desencanto prematuro
Islas de conocimiento
Desconfianza recíproca
Desnutrición tecnológica en los planes
Falta de mercadeo de ideas
23/10/2012
273
Adiestramiento en Campos Maduros
Proceso de adopción de tecnologías
Propuesta de
adopción
Propuesta de
evaluación
Proyecto de
transferencia
Plan de
masificación
Adiestramiento en Campos Maduros
Implantación Estratégica de Tecnologías y Mejores Prácticas
• Identificar Oportunidades Tecnológicas. Formular y Gerenciar proyectos
tecnológicos, asegurando su transferencia y masificación.
• Garantizar el desarrollo, uso y masificación de Mejores Prácticas.
• Preservar y consolidar la memoria técnico - operacional.
Asesor Técnico de los Procesos
Posicionamiento de la Organización y Desarrollo del Capital Humano
• Identificar brechas de competencias individuales y organizacionales.
Implantar estrategias de Cierre de Brechas.
• Asesorar a la alta gerencia en la Planificación y Desarrollo de Carrera del
personal asociado al proceso
Proceso de adopción de tecnologías
23/10/2012
274
Adiestramiento en Campos Maduros
Análisis de Brechas tecnológicas
Consiste en:
Determinar la madurez tecnológica
Nivel de dominio
debilidades y/o amenazas asociadas a tecnologías en
desarrollo de una empresa
Adiestramiento en Campos Maduros
Análisis de Brechas tecnológicas
Representan oportunidades de negocio apalancadas por
la tecnología
Toma decisiones estratégicas para el posicionamiento
definitivo de la empresa
Cerradas estas brechas:
23/10/2012
275
Adiestramiento en Campos Maduros
Términos básicos para el análisis
Madurez
Se refiere al grado de
disponibilidad de una
Tecnología
Se divide en tres Etapas:
Embrionaria
Comercialmente Disponible
Comercialmente Madura.
Comercialmente
Disponible
Adiestramiento en Campos Maduros
Términos básicos para el análisis
Nivel de dominio
Identifica la experiencia del
usuario en la aplicación de una
tecnología
Se divide en tres etapas:
Incipiente
Masivo
Dominio
Está representado por el
cuadrado para la empresa que se
analiza y el triángulo para el
competidor
23/10/2012
276
Adiestramiento en Campos Maduros
Términos básicos para el análisis
Impacto
Herramienta de apoyo en la
toma de decisiones, asociada
a la materialización de una
oportunidad de negocios
Consiste en la determinación:
Importancia (I)
Urgencia (U)
Riesgo ( R )
Creación de Valor (V)
Adiestramiento en Campos Maduros
Términos básicos para el análisis
Importancia
Está asociada al Tamaño de la Oportunidad
expresada en Reservas a producir y
Rentabilidad Económica
Está relacionada a Estrategias Corporativas
asociadas a la Producción
Urgencia Es un Indicador para la Viabilidad futura de
la Empresa, ¿Qué ocurriría en la Empresa
de no incorporarse la Tecnología ?
Riesgo Está directamente asociado a la Madurez
y el Dominio de la Tecnología
Creación del Valor
Estos parámetros se definen a través de los perfiles bajo (B),
bajo medio (BM), medio (M), medio alto (MA) y alto (A), los
cuales son determinados a través de juicios de expertos
23/10/2012
277
Adiestramiento en Campos Maduros
Matriz de análisis de brechas
Las dos del extremo superior
derecho
Mayor riesgo de pérdida de
competitividad
Alertas de posicionamiento
futuro oportuno
Baja Baja
MediaMedia Alta
Baja
Baja
Media
Media
Media
Alta
Alta
Media
AltaBre
ch
a r
esp
ecto
a l
os
Co
mp
eti
do
res
Brecha respecto a la tecnología
Análisis de Brechas
La tercera (no sombreada)
Zona de bajo riesgo
Acciones de posicionamiento
pueden adoptarse con
suficiente tiempo
Consta de tres áreas:
Adiestramiento en Campos Maduros
23/10/2012
278
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
23/10/2012
279
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Prospectos RM
Jerarquización por FR
Potencialidad
Duración y perfiles
Jerarquización económica
Potencialidad, VPN
Consistencia información
Evaluación periódica
Cambios menores en
esquemas del proyecto
Diseño de proyectos
pequeños
Evaluación de pilotos y
patrones individuales
Diseño pruebas pilotos
Diseño de nuevos proyectos
Reingeniería de proyecto
Control y seguimiento
Volumétrico
N, Np, Er
Empírico
Arps
Bush y Helander
Declinación
Log qo vs t
Log AyS vs qo
Analítico
Dystra-Parson, Stiles, Prats,
Buckley-Leveret, Craig
Simulación
Métodos de predicción
Método Aplicación In
form
ació
n, c
osto
, co
mp
lejid
ad
In
ce
rtid
um
bre
, ri
esg
o
23/10/2012
280
Adiestramiento en Campos Maduros
Métodos de predicción del comportamiento de proyectos de inyección de agua
Métodos de predicción
Empíricos
Eficiencia de barrido areal
Estratificación del yacimiento
Mecanismos de desplazamiento
Numéricos
Adiestramiento en Campos Maduros
Métodos de predicción
Flujo
Permeabilidades relativas
Frente de crudo – Crudo detrás del frente
Saturación inicial de gas o gas inyectado
Patrón de pozos
Efectos de hetrogeneidad
Variabilidad areal y vertical de la permeabilidad
Flujo cruzado
Barreras de flujo
Efecto de la relación de movilidad en barrido areal
Efectos de gravedad, capilares y viscosos
23/10/2012
281
Adiestramiento en Campos Maduros
Preselección de yacimientos candidatos a inyección de agua
Ko / µo ˃ 0,1 mD/mPa.s
µo < 2000 mPa.s
Saturación de crudo ˃ 50%
RAP < 10
Sin acuífero activo
Condición de gas libre / saturación de agua móvil
(1 – Swi – So)2 * µo < 0,5
Cuando existe, aplica la condición de capa de gas no agotada
Pact / Pi ˃ 0,7
Adiestramiento en Campos Maduros
Volumen, tasa y presión de inyección de agua
Balance de volumen: la mayoría de los métodos de pronósticos de
factor de recuperación asumen que el volumen de fluido inyectado
es igual al producido.
Qwi = (Qo * βo + Qw * βw + Qg * βg) * 1,2
Método teórico
qwi = 0,0144 * k * h * ΔP / µo * (ln (d/rw) – 0,619)
Donde:
qwi: tasa de inyección, m3/día
k: permeabilidad efectiva al crudo a
saturación de agua connata, mD
h: espesor del yacimiento, m
ΔP: Diferencia de presión entre pozos
inyectores y productores
d: distancia del productor al inyector, m
rw: radio efectivo del pozo, m
23/10/2012
282
Adiestramiento en Campos Maduros
Volumen, tasa y presión de inyección de agua
Método empírico
qwi = IF * (k * h) * (Psf/1000)
Donde:
qwi: tasa de inyección, Bls/día
k: permeabilidad, mD
h: espesor neto del yacimiento, pies
Psf: presión de inyección en el fondo del pozo, psi
IF: Índice de inyectividad que se obtiene de correlación empírica con la permeabilidad
promedio de los núcleos
Adiestramiento en Campos Maduros
Volumen, tasa y presión de inyección de agua
Tasa de inyección en la práctica
23/10/2012
283
Adiestramiento en Campos Maduros
Volumen, tasa y presión de inyección de agua
La tasa de inyección es clave para:
Estimar las dimensiones de los equipos de inyección y de las
bombas.
Recobro económico.
No debe ocasionar que la Pinyección ˃ Pfracturamiento
La inyectividad: tasa de inyección de fluido por unidad de
diferencia de presión entre el pozo inyector y el productor.
Depende de:
k, ko, krw, µo, µw, h
Área de barrido
Movilidad de los fluidos en las zonas barridas y no barridas
Patrón, espaciamiento, radio de pozos
Adiestramiento en Campos Maduros
Pronóstico del Factor de recobro
Eficiencia de desplazamiento
Ed = 1 - Soi
Sorw
Eficiencia volumétrica
Ev = M
1 – v2 El parámetro v es el factor de heterogeneidad de
Dikstra-Parson, que es 1 para yacimientos
totalmente heterogéneos y 0 para yacimientos
homogéneos.
Bush-Helander Modificado
FR = Soi
Soi - Sorw * UOR UOR: Último recobro
23/10/2012
284
Adiestramiento en Campos Maduros
Pronóstico del Factor de recobro
Guthrie-Greenberger, 1955
ER = 0,2719 log k + 0,25569 Sw - 0,1355 log µo –
1,538 Φ – 0,0003488 h + 0,11403
La correlación predice en 50 % de los casos el factor de
recobro con diferencias menores al 6,2 % del real y en el 75
% de los casos dentro del 9%.
Estudiaron 73 yacimientos de areniscas con empuje por
agua o combinado gas - agua
Adiestramiento en Campos Maduros
Pronóstico del Factor de recobro
Arps, 1967, API Subcommitte on recovery eficiency
ER = 54,898 * (Φ * (1 - Sw) /βoi) 0,0422 * (k * µwi /µoi)
0,077 *
(Sw) -0,1903 * (Pi/Pa) -0,2159
La correlación es poco útil en inyección de agua
Analizaron estadísticamente 312 yacimientos desarrollando
correlaciones para arenas con empuje por agua y arenas y
carbonatos con empuje por gas en solución.
Pa: presión de abandono, psi
Pi: presión inicial, psi
k: permeabilidad, Darcies
23/10/2012
285
Adiestramiento en Campos Maduros
Pronóstico del Factor de recobro
Bush-Helander, 1968
TCWR = MOV * UOR
Presenta mayor error que los métodos teóricos
Analizaron estadísticamente 86 proyectos exitosos de
inyección de agua en yacimientos de crudo liviano (56
campos, 23 arenas) con pozos horizontales y verticales.
TCWR: recobro total acumulado por inyección a condiciones de yacimiento, m3
MOV: Volumen de petróleo movible
UOR: Último recobro
FR = Soi
Soi - Sorw * UOR
Adiestramiento en Campos Maduros
Pronóstico del Factor de recobro
Bush-Helander, 1968
MRC: M ≤ 1; VDP ≤ 0,67 UOR = 0,65
ARC: M ≤ 10; VDP ≤ 0,77 UOR = 0,60
mRC: M ˃ 10; VDP ˃ 0,77 UOR = 0,55 µo < 30 mPa s
UOR = 0,44 µo < 120 mPa s
UOR = 0,35 µo < 600 mPa s
UOR = 0,28 µo < 2000 mPa s
MRC: Caso máximo recobro
ARC: Caso recobro promedio
mRC: Caso recobro mínimo
VDP: Variabilidad Dystra-Parson
23/10/2012
286
Adiestramiento en Campos Maduros
Pronóstico del Factor de recobro
Bush-Helander, 1968
Crudo acumulado
durante el periodo de
incremento de
producción:
MRC: 0,4 TCWR
ARC: 0,29 TCWR
mRC: 0,13 TCWR
Tiempo de primera
respuesta:
MRC: 0,11 TVP
ARC: 0,083 TVP
mRC: 0,05 TVP
Máxima producción:
MRC: 0,310 Qwi
ARC: 0,226 Qwi
mRC: 0,12 Qwi
Tiempo de vida del
proyecto (TVP):
MRC: 1,25 PV / 30,4 Qwi
ARC: 1,5 PV / 30,4 Qwi
mRC: 1,7 PV / 30,4 Qwi
Adiestramiento en Campos Maduros
Porosidad en Yacimientos naturalmente fracturados
Matriz
Micro-fracturas
Fracturas
Vúgulos interconectados
Micro-vúgulos
Vúgulos aislados
23/10/2012
287
Adiestramiento en Campos Maduros
Objetivos de la RM en Yacimientos naturalmente fracturados
Atrapado en la matriz por capilaridad
microscópica.
En macro zonas no drenadas.
Atrapado debido a equilibrio entre
fuerzas capilares y gravitatorias, en
rocas mojadas por petróleo o poco
mojadas por agua.
Recuperar el hidrocarburo:
Adiestramiento en Campos Maduros
Mecanismos principales
Agua Petróleo Gas
CGP
CAP
CGP
CAP
Drenaje por gravedad
Difusión
Re-imbibición
Imbibición
Empuje por gas
Empuje por agua
23/10/2012
288
Adiestramiento en Campos Maduros
Generalidades
Usualmente la matriz tiene permeabilidad muy baja, pero gran
volumen poroso. Las fracturas lo contrario.
Son sistemas de doble porosidad.
El alto contraste de capilaridad entre la matriz y las fracturas es
la principal causa de las diferencias con los yacimientos no
fracturados.
Adiestramiento en Campos Maduros
Generalidades – Características de producción.
Debido a la alta transmisibilidad de las fracturas, las caídas de
presión son pequeñas en los pozos productores y los gradientes
de presión no juegan un papel importante. La producción está
controlada por la transferencia matriz – fractura.
La declinación de presión por barril es menor que en yacimientos
convencionales. La expansión de fluidos, drenaje gravitacional e
imbibición permiten aportes continuos de los bloques de matriz a
las fracturas.
En yacimientos de petróleo la RGP suele ser baja. El gas liberado
fluye a través de las fracturas hacia al tope de la estructura, en
lugar de horizontalmente hacia pozos vecinos.
23/10/2012
289
Adiestramiento en Campos Maduros
Generalidades – Características de producción.
Los contactos petróleo – agua –gas son abruptos. La alta
permeabilidad de las fracturas permite el rápido re-equilibrio de
los contactos de fluidos.
Los cortes de agua dependen fuertemente de la tasa de
producción. En mucho menor grado de la petrofísica o del PVT.
En general ocurre circulación convectiva. Por lo que los PVT son
relativamente constantes y, por ejemplo, la presión de burbujeo
varía poco en la columna de petróleo.
Adiestramiento en Campos Maduros
Mecanismos en inyección de agua.
Imbibición espontánea si la matriz es mojada por agua. Es
efectiva en bloques pequeños.
Desplazamiento viscoso bajo el gradiente de presión
generado por flujo en fracturas.
Efectos gravitatorios debido a las diferencias de densidad
petróleo - agua.
Desplazamiento con miscibilidad directa: difusión molecular,
transferencia masa petróleo – gas:hinchamiento y
vaporización, drenaje gravitacional.
Desplazamiento con miscibilidad por múltiples contactos.
23/10/2012
290
Adiestramiento en Campos Maduros
Adiestramiento en Campos Maduros
Planta Compresora Clientes
Tanques
PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN
Planta de Inyección de Agua Pozo Generico
Gas
Agua
Petróleo
Múltiples LAG
Múltiples de Iny. De Gas
Proceso
23/10/2012
291
Adiestramiento en Campos Maduros
PIRÁMIDE DE AUTOMATIZACIÓN ( Hardware, Software, Mediciones, Datos, Información)
Adquisición de datos / autonomía local sensores, transmisores y actuadores, PLC y RTU
Control de Procesos
Optimización en línea Servidores de aplicaciones Sistemas expertos, redes neurales
Optimización
Integración
Sistemas de información corporativos Ambiente integrado de información Plataforma intranet y extranet
Supervisión y control remoto Scada Control Supervisorio
NIVEL OPERACIONAL
NIVEL TÁCTICO
NIVEL ESTRATÉGICO
PROCESO
Adiestramiento en Campos Maduros
Dispositivos y Elementos Típicos en Control de Procesos Componentes de Hardware y Software
Función: Medición de Parámetros Operacionales
Sensores, Transmisores, Analizadores, Medidores especializados, Interruptores, Sensores de Fondo de
Pozo, Medidores Multifásicos
Función: Control de Parámetros Operacionales
Actuadores, Otros Elementos Finales de Control
Función: Adquisición y Procesamiento de Datos
Controladores Programables(PLC´s), Unidades Terminales Remotas(RTU´s), Computadores de Flujo
Función: Transporte de señales, interconexión de señales
Cableado convencional, Redes digitales de campo
Función: Suministro ininterrumpido de energía Eléctrica
Generadores, Bancos de batería, rectificadores, inversores, etc.
OBJETIVO: Adquisición de Datos / Autonomía Local de los Procesos Control de procesos
Campo
VM
Sistema de
Medición de
Tanques
Brazos de
carga
Mezclador Válvulas Medidor de Calidad de
Productos
en línea
Bombas Medidores
de Flujo
Deshidratación
y Drenaje
Automático
VM TX
23/10/2012
292
Adiestramiento en Campos Maduros
Proceso de producción
Ejemplo sistema automatizado de prueba de pozos
Adiestramiento en Campos Maduros
Tiempo Real
Bus de integración
Corporativas
Suite de aplicaciones
operaciones
subsuelo superficie
Suite de aplicaciones
Productividad
Suite de aplicaciones
Planificación
desarrollo de activos
Suite de aplicaciones
Gerencia integrada
de activos
Ejemplo de integración
23/10/2012
293
Adiestramiento en Campos Maduros
y su Gente
Factores clave de éxito - Asegurar balance del sistema durante la transformación
La Organización RESULTADOS
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores clave de éxito
Asegurar Balance del Sistema durante la Implantación
Alcance y cobertura Visión de todo el proceso de producción Visión de impacto en los niveles operacionales, tácticos y estratégicos Visión Gente, Tecnología y Procesos Soluciones integradas de Automatización, Informática y Telecomunicaciones Servicios integrados de Automatización, Informática y Telecomunicaciones Funcionalidad integral
Control y protección de los procesos = autonomía de la infraestructura Captura de datos Transformación de datos en información y conocimiento
Estrategia de negocio
Estimación y cuantificación de valor agregado directo al negocio
Transformación de los procesos de trabajo
Capacitación técnica y actitudinal del personal
Rendición de cuentas
23/10/2012
294
Adiestramiento en Campos Maduros
Factores clave de éxito - Asegurar Balance del Sistema durante la
Transformación
Gerenciar el cambio exitosamente requiere ….
Visión Pericias Incentivos Recursos Plan de
Acción Cambio
Pericias Incentivos Recursos Plan de
Acción Confusión
Incentivos Recursos Plan de
Acción Ansiedad
Recursos Plan de
Acción Cambio
Gradual Plan de
Acción Frustración
Visión Pericias Incentivos Recursos
Visión Pericias Incentivos
Visión Pericias
Visión
Comienzo
falso
Adiestramiento en Campos Maduros
Gente - Procesos - Tecnología
t
85% EXITO
GENTE
Cantidad
Competencia
Capacidad de aprendizaje
individual y en equipo
Creativo e Innovador
PROCESOS
Capacidad
Organizacional
Flujo de Trabajo
TECNOLOGIA
(I&D=>MASIFICACIÓN)
Metodologías
Equipos y Herramientas
PRODUCTIVIDAD
(+INGRESOS
CON MENOS COSTOS)
CADENA DE SUMINISTRO
Insumos( Bienes, Servicios)
Capital Intelectual de los
proveedores
GERENCIA DE CONOCIMIENTO
• Aprender haciendo,
a la medida, a tiempo
y orientado a Resultados
GERENCIA INTEGRADA
DE ACTIVOS
Riesgo y Confiabilidad
Datos e Información
Costo Total en la vida
del yacimiento
23/10/2012
295
Adiestramiento en Campos Maduros
Identificación de valor agregado al negocio
Extracción, manejo y transporte
Reducir producción diferida o libranza
Optimizar Producción de gas y aceite
Optimizar costo por actividad
Reducir tiempo de espera de buques
Reducción diferencia buque – Tierra
Asegurar Productos en especificaciones
Seguridad, higiene y ambiente Minimizar accidentes/incidentes
Minimizar derrames/emisiones contaminantes
Mejorar condiciones de trabajo
Mantenimiento
Incrementar Confiabilidad/ Disponibilidad de equipos y sistemas
Mantenimiento centrado en confiabilidad
Optimizar costo por actividad
Infraestructura
Optimizar procesos de superficie
Maximizar factor de utilización de infraestructura ( activos)
Maximizar integridad de la infraestructura
Incremento de Producción
(Eficiencia de Producción)
Imagen
Suplidor
confiable
Seguridad
Protección
Ambiental
Incremento de productividad
Resultados Esperados
(Oportunidades)
Optimización
de Costos
Adiestramiento en Campos Maduros
Fuentes de beneficios
23/10/2012
296
Adiestramiento en Campos Maduros
Fuentes de beneficio Soporte a la reducción del ciclo de explotación de yacimientos
Reducir daños a la formación
Control de arenamiento
Control de deposición de asfaltenos
Control de migración de finos
Evaluación en línea de daños a la formación (Build-up automático)
Modelo del yacimiento Reducción del tiempo de validación
Optimizar plan de perforación
Optimizar explotación
Garantizar el cumplimiento de los factores de recobro. Completación conjunta de arenas
Monitoreo, diagnóstico y control de fluidos de inyección
Monitoreo, diagnóstico y control en tiempo real de producción
Optimización de la productividad en tiempo real del sistema yacimiento, área de drenaje-
pozo y superficie.
Adiestramiento en Campos Maduros
Solución técnica - Medición y supervisión de parámetros clave
Funciones
• Medición de parámetros clave
• Control y protección local
• Detección temprana de desviaciones de proceso (volumen de producción de la batería, corte de agua, presión y temperatura de separación) con identificación oportuna del origen (pozo con desviación, esquema de control o equipo de procesos con desviación) y reducción de tiempo de implantación de acciones correctivas
• Mantenimiento predictivo de equipos de proceso con reducción de paros no programados
Incremento Confiabilidad Productividad
(PD/PT)
Reducción de producción
diferida
SG
PLC/RTU
AT FT
PT TT FT
LSH
LT
LSL
Fluido Bifasico
Gas
Petroleo
Separador Petróleo / Gas Baterías de Producción
Datos de
Proceso
AMBIENTE DE OFICINA
SCADA
CAMPO
CENTRO DE OPERACIONES
AUTOMATIZADAS
Concentrador
23/10/2012
297
Adiestramiento en Campos Maduros
Solución técnica - Optimización en línea
Funciones Calculo y control en línea
de los fluidos de
producción óptimos de
crudo y gas, por pozo o
grupo de pozos de un
área de producción, sobre
la base de modelos de
optimización que
consideran las
condiciones de proceso
del área y variables
económicas del negocio
preestablecidas. Incluye
prueba automática de
pozos
Confiabilidad
Productividad
(PD/PT)
PLT
PHT
TT
PLC/RTU
SCADA
POZO
EF (PRUEBA DE POZO)
M
PT
FT
MLAG
PLC/RTU
FT FT TT
LT
LSL
LSH
AT
PT
SP
Área de Producción por
Levantamiento Artificial por Gas
Datos
de
Proceso Datos
de
Proceso
Datos
de
Proceso
CAMPO AMBIENTE DE OFICINA
concentrador
Servidor de aplicaciones
CENTRO DE OPERACIONES AUTOMATIZADAS
Incremento
de
Productividad
Adiestramiento en Campos Maduros
Solución técnica - Supervisión en línea de subsuelo
AMBIENTE DE OFICINA
SCADA
concentrador
Funcionalidad • Control y protección local
• Detección temprana de
desviaciones de proceso (flujo,
presión y temperatura fluidos en
superficie y temperatura y presión
de fondo de pozo) con
identificación oportuna del origen
(pozo con desviación, esquema
de control o equipo de procesos
con desviación, yacimiento con
potencial daño ) y reducción de
tiempo de implantación de
acciones correctivas
• Mantenimiento predictivo de
equipos de proceso con
reducción de paros no
programados
Confiabilidad
Productividad
(PD/PT)
(Índice de productividad)
(Factor de recobro)
DATOS DE
PROCESO
Supervisión Parámetros de Pozo
(Sub Suelo y Superficie)
23/10/2012
298
Adiestramiento en Campos Maduros
Solución técnica - Medición fiscal en tanques de almacenamiento
Funcionalidad
Medición fiscal automatizada
a nivel de tanques de
almacenamiento
Control drenajes automático
de drenajes de tanques de
almacenamiento
Supervisión y control
automático en hornos,
bombas, válvulas y
oleoductos.
Confiabilidad
Productividad
Eficiencia
Transparencia CAMPO
AMBIENTE DE OFICINA
SCADA
concentrador
Centro de operaciones automatizadas
Almacenamiento
A
Arteson
Sensor de Agua en
Crudo
Entrada y Salida de Crudo
PDT
LT Nivel
TT
Temperatura
API
PDT
Medidor de agua libre
Almacenamiento
A
Arteson
Sensor de Agua en
Crudo
Entrada y Salida de Crudo
PDT
LT Nivel TT
Temperatura
API
PDT
Medidor de agua libre
Adiestramiento en Campos Maduros
SOLUCION TECNICA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA - UNIDAD LACT
(LEASE AUTOMATIC CUSTODY TRANSFER) Funcionalidad
Medición de volumen y
corrección por presión y
temperatura con totalización
de Volúmenes a través de
Computador de caudal
electrónico Determinación de
calidad mediante análisis de
laboratorio.
Trazabilidad de ensayos y
patrones de calibración. de
acuerdo con API.
Monitoreo en tiempo real de
todos los valores medidos,
calculados y acumulados a
través de sistemas de
telemetría.
Confiabilidad Productividad
Eficiencia Transparencia
BOMBA
I/O
PT TT DT
FCV
LT
RTU/PLC Computador
de flujo
M
AMBIENTE DE OFICINA
SCADA
concentrador
CAMPO
Centro de operaciones
automatizadas
23/10/2012
299
Adiestramiento en Campos Maduros
SOLUCION TECNICA DETECCIÓN AUTOMÁTICA DE FUGAS EN OLEODUCTOS, GASODUCTOS Y POLIDUCTOS
Aplicación de Detección de Fugas
Sistema Telecom
PT FT TT
RTU
PT FT TT
RTU
PT FT TT
RTU
Funcionalidad • Medición automática de flujo y presión de
alta repetibilidad (1% liq, 1.5-2% gas)
• Detección automática de fugas por método
estadístico SPRT: Statistical Probability
Ratio Tes, algoritmo de reconocimiento de
patrones de cambios de flujo y de presión
• Monitoreo en tiempo real de todos los
valores medidos, calculados y acumulados
a través de sistemas de telemetría.
Beneficios • identificación temprana de acciones
vandálicas y/o de saboteo
• Prevención de daños a comunidades y
personal por riesgo de explosiones
• Prevenir daños a la infraestructura de la
Industria Petrolera e industrias conexas
• Evitar Paradas bruscas de plantas y
refinerías
• Evitar fallas de energía en industrias y
poblaciones criticas
• Evitar daños al medio ambiente, Parques
Nacionales, contaminación de fuentes de
agua
• Evitar daños por afectación de
comunidades y personas aledañas
Confiabilidad Eficiencia
Transparencia AMBIENTE DE OFICINA
SCADA
concentrador
Centro de operaciones automatizadas
campo
perfil de flujo
perfil de presion
x Aguas Arriba
fuga
Aguas Abajo
Antes de la fuga
Antes de la fuga
Fuga en Desarrollo
Fuga en Desarrollo
Fuga completamente desarrollada
Fuga completamente desarrollada
Perfil de presión y flujo
Adiestramiento en Campos Maduros
Optimización pozos
BES/BCP/BM
Diseño, Análisis , Simulación
y Control
Obtener la máxima productividad del pozo
Diagnosticar oportunamente las posibles fallas
Lograr mayor eficiencia en el proceso de
extracción del crudo
Minimizar los tiempos de parada por
mantenimiento
Extender la vida útil de los equipos involucrados
Diagnosticar y/o analizar el estado operacional
actual de los equipos y predecir el
comportamiento futuro del pozo
Objetivos
Aplicación: Herramienta que permite realizar el
diseño, análisis, simulación y control para sistemas
de bombeo
Solución técnica - Sistema integrado de aplicaciones
23/10/2012
300
Adiestramiento en Campos Maduros
Variables de Observación
Carta Dinagráfica
Frecuencia del Motor - RPM
Temperatura del Cabezal
Presiones de Cabezal
Inyección de Diluente
Variables a Controlar
Velocidad del Balancín (SPM)
Encendido/Apagado
Inyección de diluente
Objetivo:Detectar, corregir y aminorar los efectos de:
Baja entrada fluido Interferencia gas Cabillas partidas Bomba dañada Sobrecarga de equipos Filtración en las válvulas Fluidos viscosos
Optimización pozos por bombeo mecánico
Solución técnica - Sistema integrado de aplicaciones
Adiestramiento en Campos Maduros
Integrar tecnologías cooperantes (datos, aplicaciones y procesos)
Integración Yacimiento-Hoyo-Superficie-Cliente
Integración de datos y aplicaciones para toma de decisiones
Computadores y comunicaciones de alto rendimiento
Gerencia Integrada de Yacimientos “just-in-time”
Simplificar operaciones
Instrumentación permanente
Automatización superficie
Realidad virtual,
visualización
Inteligencia artificial
Meta-datos
YACIMIENTO INTELIGENTE
Desarrollar competencias
Ingeniero de integración
Emplea auto-aprendizaje
Habla con múltiples suplidores
Utiliza las mejores prácticas
Operador integral
Incrementar eficiencia volumétrica y mecánica de pozos
Perforación geológicamente optimizada
Mejores prácticas en construcción de pozos
Pozos multilaterales y radiales
Mejores prácticas en productividad de pozos
Soluciones para el Yacimiento de la actualidad Factores clave de éxito
23/10/2012
301
Adiestramiento en Campos Maduros
Concepto Automatización Integral Pozo - Superficie
Nuevos esquemas de medición y control en pozo-superficie, con el objetivo de
aumentar la productividad del negocio de producción, apoyando la Gerencia
integrada de Activos, incorporando instrumentación de fondo en pozos, control
de producción e inyección selectiva en subsuelo integrado a la tecnología de
automatización de superficie
TECNOLOGIAS COOPERANTES
E INTEGRABLES
Adiestramiento en Campos Maduros
Incremento disponibilidad
Maximizando aprovechamiento activos (pozo)
Incremento flexibilidad operacional
Asegurando integridad del pozo (up/down)
Reducción de costos operacionales
A través de nuevos esquemas operacionales
soportados en criterios de confiabilidad operacional
Velocidad de respuesta para responder a
cambios de escenarios
Acierto de acciones basado en
información precisa y oportuna
Maximizar valor de los activos
Requerimientos
de la
estrategia
Pozo
Estación Múltiple
Tecnología de automatización - Soportando las Estrategias del Negocio
Ganancia = Volumen * ( Precio de ventas – Costo de Producción)
23/10/2012
302
Adiestramiento en Campos Maduros
Oficina Campo Centros de
Control
Nuevo esquema operacional - Alcance global
Producción de fluidos
Operaciones de gas
Transporte y manejo de fluidos
Soporte operacional
Adiestramiento en Campos Maduros
Versión Actual
(Estadio 0)
Horizonte Actual
(Estadio N)
Tecnologías de
Proceso
Tecnologías de
Sistemas
Estrategia de implantación
ACTIVO
del
Futuro
ACTIVO
Actual
Visión integral con metas y objetivos definidos
Implantación progresiva, transformación progresiva, beneficios progresivos
23/10/2012
303
Adiestramiento en Campos Maduros
Designación de responsable líder del plan a “champión del negocio de producción” (ascendencia en el personal de los activos)
Integración de las funciones de Automatización, Telecomunicaciones y Tecnología de Información, a través de la designación de un responsable de las soluciones y servicios integrados de ATTI.
Establecimiento de la Visión Corporativa, regional y por activo
Definición de alcance en los tres vectores fundamentales: Gente-procesos y tecnología
Establecimiento de criterios, soluciones y equipos homologadas
Establecimiento de indicadores de gestión y valor agregado con estricto seguimiento
Establecimiento de estrategias de implantación (contratación) no convencionales
Ejecución de Proyecto Integral para el desarrollo de la plataforma común de Telecomunicaciones,
SCADA y Aplicaciones
Ejecución de Proyectos anuales para la automatización de la infraestructura de control de procesos y escalamiento de Aplicaciones, Plataforma SCADA y Plan de Recursos Humanos, por cada área de activo, jerarquizado por beneficios.
Estrategia de implantación
Transformación de los procesos de trabajo y capacitación organizacional como factores clave
Estructuración de un Plan Maestro de Automatización, que considere:
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Estrategia de implantación
Visión
Misión
Factores clave de éxito
Análisis FODA
(Oportunidades de agregación de valor)
Cadena de valor
Planificación estratégica
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Estrategia de implantación
Desarrollo de suficiente información estratégica del proyecto, para que el
propietario identifique los riesgos y si decide comprometer recursos, lo haga
con un máximo de probabilidades de éxito
CONCEPTUALIZAR OPERAR IMPLANTAR DEFINIR VISUALIZAR
DSD
D2 D3 D4 D1
DSD DSD DSD
Front End Loading (FEL)
Índice FEL
Aprobación para Ejecución
Metodología de Gerencia de Proyectos
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Estrategia de implantación - Información base del Plan
Cadena de valor
Plan estratégico del negocio, de TI y de Telecomunicaciones
Estructura organizativa del negocio, de TI
Plan Estratégico y Base de Recursos del negocio y de Telecomunicaciones
Estructura operativa del Activo
Descripción de la arquitectura de sistemas y la infraestructura de TI y
telecomunicaciones disponible
Descripción del nivel de Automatización actual de las operaciones de
producción del Activo.
Estadísticas y Pronósticos de Niveles de Producción del Activo
Estadísticas de indicadores de gestión del Activo (Costo de producción,
diferida, costos de mantenimiento, entre otros),
Estadísticas de accidente e incidentes del Activo (Indicadores de Seguridad,
Higiene y Ambiente),
Inventario de Instalaciones con sus características y proyectos programados y
en progreso
Distribución del personal en los procesos operativos ( profesional, técnico,
artesanal, obrero)
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• Incorporación del nivel de automatización definido, para cada una de las instalaciones de producción existentes, basada en criterios técnicos /económicos de selección y jerarquización.
• Toda nuevas instalación / pozo deben contemplar la infraestructura de automatización requerida desde el nivel de control de procesos hasta el de integración y justificarla desde el punto de vista económico.
• Estandarización de soluciones, equipos y sistemas, considerando el parámetro de ‘evolución tecnológica consistente”.
• Inteligencia tecnológica y pruebas pilotos de tecnologías emergentes como actividades básicas para la posterior masificación
• Concentrar las inversiones en aquellas áreas que generen mayor valor y beneficio para el negocio, de acuerdo a los indicadores de valor agregado acordados.
• Iniciar tempranamente con proyectos de optimización integrada pozo-superficie, utilizando herramientas de modelaje, como estrategia para el cambio cultural
Lineamientos bases del Plan
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• Consolidar expectativas sobre la Imagen objetivo de la Corporación, Región y Activos a ser alcanzada en un horizonte de tiempo dado y consolidar los requerimientos estratégicos – VISION y OBJETIVOS.
• Desarrollar análisis FODA considerando los tres vectores fundamentales Gente, Procesos y Tecnología
• Definir los indicadores de valor agregado al negocio.
• Definir los criterios de jerarquizacion de oportunidades
• Definir el modelo de relaciones tecnología-negocio. • Identificar oportunidades de agregación de valor • Analizar experiencia de la Corporación y del Activo en la implantación
de soluciones de Automatización; considerando los tres vectores Gente, Procesos y Tecnología
La metodología planteada, considera como actividad central, la
ejecución de Talleres con personal clave de dirección y técnico del
negocio, con los Objetivos siguientes:
Metodología para la estructuración del plan maestro de automatización
subsuelo - superficie
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• Identificar, evaluar factibilidad y planificar el aprovechamiento de
soluciones de automatización implantadas, no operativas o no
utilizadas, como parte de las “Victorias Tempranas”.
• Identificar y planificar la operacionalización de proyectos de
optimización integral pozo superficie, que permitan obtener “Victorias
Tempranas”.
• Visualizar y conceptualizar el alcance del Plan, en el ámbito de los
tres vectores fundamentales gente, procesos y tecnología.
• Calcular estimados de costo clase V de oportunidades
• Calcular rentabilidad de oportunidades
• Jerarquizar oportunidades
• Desarrollar la estructura y alcance del Plan
La metodología planteada, considera como actividad central, la
ejecución de Talleres con personal clave de dirección y técnico del
negocio, con los Objetivos siguientes:
Metodología para la estructuración del plan maestro de automatización
subsuelo - superficie
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MONITOREO
DETECCIÓN
INTEGRACIÓN DE
INFORMACIÓN
ANÁLISIS Y
DIAGNOSTICO
RECOMENDACIONES
MODELAJE
POZO GRUPO DE
POZOS
RED DE
CRUDO
RED
DE
GAS
SIMULADOR NODAL
MANEJO ANOMALÍAS
CARACT. DE POZOS
OPTIMIZADOR DE GAS
OPTIMIZADOR DE PRUEBAS
SCADA
BASE DE DATOS
GEOMETRÍA DEL SISTEMA
INTEGRACIÓN SUBSUELO SUPERFICIE
ASOCIACIÓN E
IMPACTO
EVALUACIÓN Y
VALIDACIÓN
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La palabra SCADA significa “Supervisory Control And Data Adquisition” , o
mejor conocido como Sistema de Control y Adquisición de Datos. El
sistema permite obtener y procesar información de procesos industriales
dispersos y actuar en forma remota sobre los mismos. Esto significa que
puede supervisar simultáneamente procesos e Instalaciones remotas,
tales como oleoductos, campos petroleros, sistemas eléctricos, entre otros.
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Sistema de control y supervisión
Elementos básicos del SCADA
Unidad terminal remota
Unidad interfaz de campo
Unidad terminal maestra
Interfaz hombre máquina
Comunicaciones
Centro de control
Aplicaciones del SCADA según tipo de instalación
Control de flujo en levantamiento artificial por gas
Control de presión y distribución de gas
Control y supervisión de estaciones de flujo
Red Ethernet
PLC/RTU
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CAPTURA DE DATOS
Y
CONTROL
OPTIMIZACION
MODELAJE
TRANSPORTE DE LA
INFORMACION
E
INTEGRACION DE
APLICACIONES
Integración de sistemas
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SPE 67187
Control de
Proceso
Central de Control
Optimización
Sistema corporativo
Aplicación en línea
RTU/PLC
Optimizador
Base de
datos
SCADA
Entrada Salida
Entrada Salida
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Necesidades / Tendencias
Control de calidad: sismica 2D/3D
Modelaje geoquímico
Sísmica en áreas complejas
Sísmica multi-componentes
Estimulación de yacimientos
Simulaciones
Iluminación del yacimiento Micro-sísmica del yacimiento
Reservoir Conductivity Mapping
Automatización
Sistemas expertos de inferencia y predicción
en tiempo real
Medición / procesamiento y transmisión de datos
Procesamiento digital de imágenes
Supervisión y control inteligente del yacimiento
Medición de parámetros significativos : presiones,..
Visualización especializada
Integración subsuelo-superficie