Manual Adiestramiento en CM

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


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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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


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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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.


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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“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


Retorno de la inversión

Optimización de costos

Altos factores de recobro

Extensión de la vida útil del activo

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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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Áreas de atención en las diferentes etapas del desarrollo

Horizonte de tiempo


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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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


Procesos claves del negocio de Explotación

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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


Costo del ciclo de vida del activo

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Costo del ciclo de vida del activo


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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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


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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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.


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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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


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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Mejores prácticas

Costos de ciclos de

vida

Alineación de estrategias con

objetivos de negocio

Optimización costo / riesgo /

desempeño

Empowerment del personal y contratistas

Características


A

B

Del punto A al punto B A

B

Propósito

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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


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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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


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


Estructura

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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)



Organizacionales

Requerimiento

Producto

Sub-gerencia 2 Sub-gerencia 3

Gerencia

Sub-Gerencia 1

Estructura

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Tradicional

Flexible

Adquisición Exploración Desarrollo Producción Disposición

Plan

Administrador

Exploración

Desarrollo

Producción

Adquisición Disposición


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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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


Procesos


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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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


Procesos


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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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


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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• 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


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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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


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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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


Elaborar estrategias

Desarrollar un plan

Implantarlo

Realizar seguimiento

Evaluación

Procesos

Completación

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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


Incrementar

reservas

Incorporación de

nuevas áreas

Reinterpretación petrofísica

Mejoras del factor

de recobro

Revisión geológica

Reinterpretación sísmica

Revisión petrofísica

N2

CO2


WAG

Métodos de

levantamiento

Iny. agua

Iny. gas Recuperación adicional

Recuperación mejorada

Nuevas proyecciones

Presión de abandono

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Maximizar

potencial de

producción

Cambios en arquitectura de drenaje


Control de producción de arena

Control de producción de agua

Perforación de nuevos pozos

Cambios en métodos de levantamiento



Minimizar

la declinación

Mantenimiento de presión

Control de producción de agua

Control de depositación de sólidos

Mejoras en métodos de levantamiento


Inyección de fluidos

BES

LAG

Escamas

Asfaltenos

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Mejorar costos

de operación

y mantenimiento

Costos basados en actividades

Mejoras eficiencia operacional

Reducción intervenciones en pozos

Disminución del consumo eléctrico




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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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.



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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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.



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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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.



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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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).


Procesos

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Procesos

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Procesos


Geociencias Perforación / RTP

Desarrollo de

yacimientos Operaciones de

yacimientos Producción Presupuesto

Ingeniería

Tiempo

1 Ciclo de análisis

Procesos

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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


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



Pozos abandonados





Inyección / pozo


Inyectores activos



Pozos abandonados





Inyección / pozo


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

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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


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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?


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

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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

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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


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.

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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).


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


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.)


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


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.


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


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.


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


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.


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


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 :


CREACIÓN DE VALOR

Gente de primera, preparada y motivada

OPERACIONES CAPITAL TECNOLOGIA

Líderes Inspirados

Sabiduría,

Innovación, competitividad

23/10/2012

44



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




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


23/10/2012

46



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




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


23/10/2012

47


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



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


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



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


23/10/2012

49


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



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


23/10/2012

50


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



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


23/10/2012

51


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


Yacimientos

Tecnología de Producción

Simulación de Yacimientos

Mapeo

Petrofísica

Geología

Geofísica

Por Yacimiento

(Actualizada en tiempo real)

Base

de

datos


23/10/2012

52


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



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


23/10/2012

53


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



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


23/10/2012

54


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



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


23/10/2012

55


• Adquisición de datos para mejorar descripción inicial y durante la

vida del yacimiento, para reducir las incertidumbres

• Métodos y procesos para transformarlos en información



23/10/2012

56


¿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


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


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



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



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.


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.


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:


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


¿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


¿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


¿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


Uso de los Registros de producción

Monitoreo de saturación con tiempo

Mapa de saturación con tiempo

23/10/2012

61


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


Revisión del factor de recobro

23/10/2012

62


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.



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)



23/10/2012

63


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



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

rma

D.G

.

Modificado por Lixiviación al aire

Pla

tafo

rma A

bie

rta G

.S.

Pla

tafo

rma R

estr

ingid

adel C

reta

cic

o G

.S.

Pla

tafo

rma A

bie

rta

E.H

., E

.C.

Ma

rge

nd

eP

lata

form

aG

.S.

Pla

tafo

rma R

estr

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a

del P

ale

ozo

ico G

.S.

Rela

tivo a

la

Dis

co

rda

nc

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


23/10/2012

64


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:



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


Fr = βgi -βgr βgi

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65


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


Fr = βgi Sgi - βgr Sgr

βgiSgi

Influjo de agua parcial

Fr = Sgi - Sgr

Sgi

Influjo de agua total


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


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 %


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


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


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


23/10/2012

68


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.



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.


23/10/2012

69


¿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


¿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


23/10/2012

70


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?



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


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


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


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


Revisión de las reservas – Comparación de técnicas


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


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



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


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



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



• Revertir declinación con recuperación secundaria o mejorada

Campo marginal



• Revertir declinación con recuperación secundaria o mejorada

• Tecnología para revertir declinación


23/10/2012

75


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



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


23/10/2012

76


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


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


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

gia

Exp

lora

tori

a (C

uen

cas / P

lays d

e In

tere

s)

¿A

pro

bar

reco

men

dacio

nes p

ara

Ad

qu

isic

ion

de la C

on

cesió

n?

¿A

pro

bar

Pla

n E

xp

lora

tori

o y

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

Facilidades / Perforación


• Valor esperado


• Perforar pozo exploratorio • Adquisición de concesión

• Descripción del Yacimiento

• Desarrollo del programa perforación

• Evaluación de Riesgos


• Estimación de Reservas

• Valor esperado


Operaciones

Instalaciones

RegulacióndelCumplimiento

FacilitiesEngineer

ConstrucciónDe Pozos

Aprobación y Contratación

EvaluaciónEconómica

Plan deAgotamiento

GeophysicsDescripciónDel YacimientoGeophysicsDescripciónDel Yacimiento

Operaciones

Instalaciones


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento


Operaciones

Instalaciones


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento




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

neació

n y

co

mp

rom

iso

de p

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



• Valor esperado


• Perforar pozos delineación


• Desarrollo programa de

perforación

• Evaluación de riesgo



• Valor esperado


• Plan detallado de

perforación

• Ingenieria preliminar de las

instalaciones


actualizado

• Valor esperado



• Plan agotamiento

• Plan de perforación

• Plan conceptual de instalaciones

• Plan de ejecución

• Plan SIASPA

• Plan operativo

• Valor esperado


¿D

esarr

oll

o A

pro

bad

o?

7

Operaciones

Instalaciones


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento


Operaciones

Instalaciones


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento


Operaciones

Instalaciones


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento



23/10/2012

78


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


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento


Operaciones

Instalaciones


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento


Operaciones

Instalaciones


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento




•

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


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento


Operaciones

Instalaciones


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento


Operaciones

Instalaciones


FacilitiesEngineer




Plan deAgotamiento



23/10/2012

79


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



Planificación

del negocio

Selección de

escenarios

Diseño del

proyecto

Construcción

del proyecto

Operación de

la instalación

Esfu

erz

os


23/10/2012

80


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



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


23/10/2012

81


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


Estudios Integrados

Construcción de pozos

Instalaciones de producción

Monitoreo y control

Gerencia de la estrategia

de explotación,

Mantenimiento de potencial

e instalaciones



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 !!!!


23/10/2012

82


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



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

23/10/2012

83


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 ? )



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


23/10/2012

84


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.



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.


23/10/2012

85


Tasa de producción:

Reservas

Ta

sa

de

pe

tró

leo

Recobro

teórico

Recobro acumulado

Límite

económico

Baja tasa

Alta tasa




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



23/10/2012

86


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.




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.



23/10/2012

87


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




Efectos del límite económico: Espaciamiento de pozos

Presión original

Presión promedio de abandono

Un sólo pozo Interespaciado

sencillo Interespaciado

múltiple



23/10/2012

88


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.




Facilidades y restricciones:

Petróleo acumulado

Producción

de petróleo

Restringido

Restringido

Capacidad de instalaciones de fluidos



23/10/2012

89


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




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 !


23/10/2012

90


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


DELINEACIÓN DESARROLLO PRODUCCIÓN

Adquisición

de datos

SÍSMICA

REGISTROS Eléctricos

Especiales

NÚCLEOS

PRESIONES

PVT

PRUEBAS ESPECIALES

MONITOREO CONTINUO

Estrategia de Explotación – Áreas de atención

23/10/2012

91


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



Correcciones al plan

primario


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


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?


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


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


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


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


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

95


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)


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


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


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


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


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


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.


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


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


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


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


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.


23/10/2012

101


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 :



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 :


23/10/2012

102


Costos unitarios:

Son los costos totales asociados a cada unidad producida.

Bl

VariablesFijosCostosUnitarioCosto /$

PeríododeloducciónPr



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 ) :


23/10/2012

103


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



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.


23/10/2012

104


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).



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

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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


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%)

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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


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

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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.


Flujograma para la Evaluación Económica

23/10/2012

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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


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


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


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

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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”.



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).


23/10/2012

111




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


23/10/2012

112


3. Aparece un recuadro donde se selecciona Categoría de la

función: Financieras

4. Nombre de la Función: TIR y clic en aceptar



5. Aparece el siguiente recuadro:


23/10/2012

113


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



8. Luego al tomar dichos valores clic aceptar y se obtiene la

TIR


23/10/2012

114


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%



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


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)


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


23/10/2012

116


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



Determinar para el proyecto:

Datos técnicos y económicos

Flujo de caja anual


Fortalezas y debilidades

Viabilidad económica

Indicadores económicos – Resumen

23/10/2012

117


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


¿ 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


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


¿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


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


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


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


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


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


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

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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


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.

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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”.


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

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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


Modelo de jerarquización de portafolio de proyectos

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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.


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.


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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



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.


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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.

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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


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.

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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


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.

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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.


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.

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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)


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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


Evaluación geológica y Modelo de Yacimientos

Secciones transversales

Mapas estructurales

Registros de saturación

Diagramas de panel

Mapas isópacos

Datos petrofísicos y de fluidos

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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


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

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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


Historia del pozo

X-43

Información de revestidores

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135


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


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



Comportamiento de producción del yacimiento

BBPD

BNPD

AyS

RGP

23/10/2012

137


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


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


Inicio inyección periférica Inyección infill

Po

zo z

on

a


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


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


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


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


Mapas de Iso-acumulados de producción

Petróleo Agua Gas

23/10/2012

140


Comportamiento de Presión Mapas isobáricos


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


Comportamiento de Presión


Gráficos de Hall

23/10/2012

142


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


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


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.


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


Gráficos de Hall – Ejemplos


Gráficos de Hall – Ejemplos

23/10/2012

145



Producción

de Agua

Yacimientos

Completación

Mecanismos de producción de agua

23/10/2012

146


Producción de agua

Causas

Producción de agua

Prevención


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


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


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


Permeabilidades

Vertical

Horizontal

Lenticularidad

Barreras

Permeabilidades relativas



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


23/10/2012

149


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.


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


Rotura en el revestidor


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


Flujo detrás del revestidor (Canal)



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.


23/10/2012

152


Parámetros que afectan el sello durante una cementación

primaria



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



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


23/10/2012

154


Agua del fondo



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



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


Conificación de agua

23/10/2012

156




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


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.


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


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.



Predicciones Generales

Qc ≈ h3

h: distancia entre los intervalos cañoneados y el contacto

tirrup = h3

q


23/10/2012

158


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


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


Capa de alta permeabilidad sin

flujo transversal

Capa de alta permeabilidad con

flujo transversal

Canalización de agua



Alta

permeabilidad en

contraste con el

Yacimiento

Perforación parcial

Estimulación

Bloqueo parcial

4

Tiempo

Cort

e d

e a

gu

a


23/10/2012

160


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.



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


Reducción de la Permeabilidad

Fluidos perjudiciales inyectados en zonas de alta

permeabilidad

Taponamiento parcial

Prevención de la canalización de agua


Comunicación entre inyector y productor

23/10/2012

162



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



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.


23/10/2012

163


Fisuras o fracturas y una capa de agua subyacente


Barrido areal deficiente

23/10/2012

164


Capa segregada por gravedad


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


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


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



Tipo de Prueba

Antes de la completación

DST

RFT/ MDT

Durante la vida productiva

Estáticas

BuildUp

Drawdown

Falloff

Especiales

23/10/2012

167


¿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


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


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


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


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


Pruebas convencionales (flujo después de flujo)

Pruebas Isocronales

Pruebas Isocronales modificadas

Pruebas en Pozos de Gas

23/10/2012

170


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)


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


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.


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


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?


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


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


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


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


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


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)


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


Barreras verticales Barreras horizontales

Identificación de Barreras de Flujo Probador de Presión de Formación (RFT)


Identificación de estructuras complejas


23/10/2012

177


Identificación de flujo cruzado



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


23/10/2012

178


Productorr Productor

Inyector

Observador Observador

Interfaces de

monitoreo con usuario

Sensores Permanentes


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



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


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.


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


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


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


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


Fullbore Spinner Centralizador

Inline Spinner CCL

Temperatura

Densidad

Presión

Gamma Ray

Herramientas de PLT

23/10/2012

183


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.



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?

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184


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?


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?


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


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185


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.




Utilizar la data de densidad o

capacitancia para identificar los tipos

de fluido y retención de agua en el

pozo.



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186



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.



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.


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187


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


El informe integral debe tener:


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.

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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.


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.

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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.


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).

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190


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


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

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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


Caudalímetros (Flowmeters) - Medidores de Flujo

Fullbore

Spinner

Continuous

Spinner

Inline

Spinner Basket

Flowmeter

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Registro de Producción combinado

Flowmeter

Manómetros de presión

Sensores de temperatura

Gradiomanómetro

Acelerador


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”)

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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.


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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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.


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.

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195


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.


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


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.


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

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197


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



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


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198


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.



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.


23/10/2012

199



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


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

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200


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.


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.

23/10/2012

201


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:


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)

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202


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


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


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.


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203


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



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


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.


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204


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.



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205


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.


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


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.


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


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.


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


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.



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.

23/10/2012

209



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.


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.

23/10/2012

210


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.


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.

23/10/2012

211



Recuperación primaria

Recuperación a través del aprovechamiento de la energía

natural del yacimiento.


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

23/10/2012

212


Al descubrir

el yacimiento

Después

de recuperaciónprimaria

Después

de recuperaciónsecundaria

aguapetróleo

petróleo

agua

gas

petróleoagua

Distribución del Petróleo



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

23/10/2012

213


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.


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


23/10/2012

214


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



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


23/10/2012

215


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



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


23/10/2012

216


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.



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.


23/10/2012

217


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


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


23/10/2012

218


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



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


23/10/2012

219


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



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


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


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


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.


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


¿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


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


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).


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



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


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



Heterogeneidad vertical

Razón de movilidad, M

Arreglos de inyección

Volúmenes porosos inyectados, Vp


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


Efecto de las arcillas

La permeabilidad de areniscas varía cuatro órdenes de magnitud

sin mayores cambios de la porosidad

23/10/2012

226


Efecto de las arcillas

Caolinita Clorita Ilita


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


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



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


23/10/2012

228


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



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


23/10/2012

229


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



Presión capilar


23/10/2012

230


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




Krg Kro

23/10/2012

231



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.



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


Eficiencias de procesos de Recuperación Mejorada no convencional

Inyección de agua Inyección de polímero

SPE 91787



Desplazamiento con agua

Desplazamiento con polímero

23/10/2012

233



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


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


Factores que afectan la eficiencia volumétrica de barrido

Cambios laterales y verticales en facies (geometría, porosidad,

permeabilidad.

Barreras estructurales (fallas, fracturas, buzamiento)


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


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


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


23/10/2012

237


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.


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


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.


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


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


Criterios de selección

Factores favorables:

Disponibilidad del gas

Alto buzamiento

Alto espesor


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


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


Bueno RegularMas

difícilSin Factibilidad

Bueno RegularMas


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


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


Posible

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Método Profundidad (Pies)


Miscible

Nitrógeno

Iny. de CO2


Alcalinos

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

0 2000 4000 6000 100008000

Prof. necesaria para la Presión Requerida


Profundidad necesaria para la Presión Optima

Limitado por Temperatura

Zona PreferencialAlto

Consumo


Profundidad necesaria para la Presión Requerida

Rango Normal (Posible)

Limitaciones de la Profundidad para la Aplicación de EOR


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


K ( mD ) N.C.

Temp . (°F) P iny . aumentan con T (N.C.)

Aguas N.C.


Disponibilidad de CO2

Alto buzamiento o bajo espesor


Formaciones homogéneas


Fracturamiento extensivo

Acuíferos activos

Presencia de capas de gas

Altos contrastes de permeabilidad .

Transporte y manejo de CO2

Crudos asfalténicos

Corrosión de productores


23/10/2012

246


Tipos de procesos de inyección de químicos

Invasión con polímeros (P).

Invasión con surfactantes (S).

Invasiones alcalinas (A).

Combinaciones (AP, AS, ASP)


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




Condiciones apropiadas para

la inyección de agua

Alto h

Alto saturación petróleo móvil


Fracturas extensivas

Empuje fuerte de agua

Alto contraste de permeabilidad

Capa de gas

Problema de inyectividad

°APIVISCOSIDAD


TIPO DE

FORMACION

ESPESOR

NETO (pies)

PERMEABILIDAD

PROM. (Md)

PROFUNDIDAD

(pies)

TEMPERATURA

(°F)

METODOS DE

INYECCION DE GAS


Calizas

Delgado/Buza

miento 45-80°N.C.

> 1000 (LPG) a >

5000 (HPG)N.C.

Nitrogeno y Gas

Combustion

> 24 >

35 for NO2


Calizas

Delgado/Buza

miento 10-45°N.C. > 4500 N.C.


CO2


Calizas

Delgado/Buza

miento 45-80°N.C. > 2000 N.C.


Calizas

Delgado/Buza

miento 10-45°N.C. > 3900 N.C.



METODOS QUIMICOS

Surfactantes/

Polimeros> 25 < 150 N.C. > 35

Preferible

AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160


Intermedio> 10

Perf. Arenisca/

Pos. CalizaN.C.

> 10



Acido Organico

Sat. Res.

Iny. Agua

Preferible

AreniscaN.C. > 20 < 9000 < 200


AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160


imeros> 24 <150 N.C. > 35

Preferible

AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160


AreniscaN.C. > 500 < 9000 < 160


°APIVISCOSIDAD


TIPO DE

FORMACION

ESPESOR

NETO (pies)

PERMEABILIDAD

PROM. (Md)

PROFUNDIDAD

(pies)

TEMPERATURA

(°F)

METODOS DE

INYECCION DE GAS


Calizas

Delgado/Buza

miento 45-80°N.C.

> 1000 (LPG) a >

5000 (HPG)N.C.

Nitrogeno y Gas

Combustion

> 24 >

35 for NO2


Calizas

Delgado/Buza

miento 10-45°N.C. > 4500 N.C.


CO2


Calizas

Delgado/Buza

miento 45-80°N.C. > 2000 N.C.


Calizas

Delgado/Buza

miento 10-45°N.C. > 3900 N.C.



METODOS QUIMICOS

Surfactantes/

Polimeros> 25 < 150 N.C. > 35

Preferible

AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160


Intermedio> 10

Perf. Arenisca/

Pos. CalizaN.C.

> 10



Acido Organico

Sat. Res.

Iny. Agua

Preferible

AreniscaN.C. > 20 < 9000 < 200


AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160


imeros> 24 <150 N.C. > 35

Preferible

AreniscaN.C. > 50 < 9000 < 160


AreniscaN.C. > 500 < 9000 < 160


N.C.= Not critical

LPG = Low Pressure Gas

HPG = High Pressure Gas



“Referencia SPE 12069”



Miscible

Nitrógeno

Iny. de CO2


Álcali

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

1 10 100 1000 10000




Posible

Posible

Posible

Posible


Posible

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial



Nitrógeno

Iny. de CO2


Álcali

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

1 10 100 1000 10000




Posible

Posible

Posible

Posible


Posible

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial



Nitrógeno

Iny. de CO2


Alcalinos

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

0 2000 4000 6000 100008000






Consumo







Nitrógeno

Iny. de CO2


Alcalinos

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

0 2000 4000 6000 100008000






Consumo





Método

Hidrocarburo

Miscible


0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000

Nitrógeno

Iny. de CO2


Alcalinos

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor


Bueno Mas difícil


Bueno RegularMas


Bueno RegularMas





Agua

Met. Térmicos



Minera

Sin


Método

Hidrocarburo

Miscible


0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000

Nitrógeno

Iny. de CO2


Alcalinos

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor


Bueno Mas difícil


Bueno RegularMas


Bueno RegularMas





Agua

Met. Térmicos



Minera

Sin


Método

Hidrocarburo

Miscible


0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000

Nitrógeno

Iny. de CO2


Alcalinos

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor


Bueno Mas difícil


Bueno RegularMas


Bueno RegularMas





Agua

Met. Térmicos



Minera

Sin





Miscible

Nitrógeno

Iny. de CO2


Álcali

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

1 10 100 1000 10000




Posible

Posible

Posible

Posible


Posible

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial



Nitrógeno

Iny. de CO2


Álcali

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

1 10 100 1000 10000




Posible

Posible

Posible

Posible


Posible

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial

23/10/2012

248


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.


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)


Yacimientos costa adentro

Bajo buzamiento estructural

Inyección de agua eficiente

Heterogeneidades moderadas



Acuíferos activos


Altos contrastes de permeabilidad .

Problemas de inyectividad

Alto contenido de arcillas

Alta dureza del agua

23/10/2012

249


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.


Criterios básicos para proyectos de inyección de Alcalinos

Crudo:

Gravedad API 13 - 25°


Yacimiento:

So (% VP) Después de Iny. agua


K ( mD ) > 20

Temp . (°F) < 200

Espesor No Critico


Yacimientos parcialmente

mojados por petróleo.

Saturación alta de petróleo

móvil.


Fracturas extensas

Capas grandes de gas

Altos contrastes de permeab.

Concentración alta de SO4 en

el agua.

23/10/2012

250


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


Criterios básicos para proyectos de inyección de mezclas ASP

Crudo:

Gravedad API > 20°


Yacimiento:

So (% VP) > 30


K ( mD ) > 100

Temp . (°F) < 200

Rel . Movilidad 2 a 40

Salinidades < 20000 ppm

Dureza (Ca 2+

/Mg 2+

) < 500 ppm


Yacimientos homogéneos

Barrido por agua > 50%

Alta relación ɸ h



Acuíferos activos


Altos contrastes de permeabilidad

Problemas de inyectividad


23/10/2012

251



Tipos de procesos térmicos

Inyección de vapor.

Inyección de agua caliente.

Combustión en sitio.

Inyección de aire.

23/10/2012

252


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.




Alto h

Bajo costo combustible

Alto espesor

Alta densidad de pozos

Alta calidad del agua


Fuerte empuje de agua

Capa grande de gas

Fracturas extensas

Fracción de arena total baja

°APIVISCOSIDAD


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


23/10/2012

253




Método Valor de la Viscosidad (cps)

0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000

Nitrógeno

Iny. de CO2


Alcalinos

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor


Bueno Mas difícil


Bueno RegularMas


Bueno RegularMas





Agua

Met. Térmicos



Minera

Sin



Método Valor de la Viscosidad (cps)

0.1 1.0 10 100 1000 10000 100000 1000000

Nitrógeno

Iny. de CO2


Alcalinos

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor


Bueno Mas difícil


Bueno RegularMas


Bueno RegularMas





Agua

Met. Térmicos



Minera

Sin





Nitrógeno

Iny. de CO2


Álcali

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

1 10 100 1000 10000




Posible

Posible

Posible

Posible


Posible

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial




Nitrógeno

Iny. de CO2


Álcali

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

1 10 100 1000 10000




Posible

Posible

Posible

Posible


Posible

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial

Zona Preferencial




Nitrógeno

Iny. de CO2


Alcalinos

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

0 2000 4000 6000 100008000






Consumo








Nitrógeno

Iny. de CO2


Alcalinos

Iny. dePolímero

Iny. de Aire

Iny. de Vapor

0 2000 4000 6000 100008000






Consumo






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


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.


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


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)


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


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.


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


Limitaciones del proceso (SAGD)

Máxima longitud factible de la sección horizontal:

La longitud está influenciada por la caída de presión dentro del pozo.


23/10/2012

258


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.


Rivera José, Prácticas de ingeniería de yacimientos petrolíferos.

Gases de las bacterias

Gases de las bacterias


Estimulación de producción en pozos

23/10/2012

259


Rivera José, Prácticas de ingeniería de yacimientos petrolíferos.



Criterios básicos para proyectos de inyección de microorganismos

Crudo:

Gravedad API 15° - 27°

Yacimiento:

Porosidad (%) 20 - 30


K ( mD ) 300 - 500

Temp . (°F) < 90°

Profundidad (pies) N.C. (Ver temp .)

Espesor (pies) 20 - 400

Arena/sedimentos (%) 8 - 40


Crudos medianos y livianos

Altas presiones de yacimiento

Salinidades < 10% peso/ vol .

Condiciones desfavorables:


Bacterias sulfato-reductoras

Bajas permeabilidades

23/10/2012

260


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.



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


Generador

Eléctrico

Controlador Diagnóstico

Generador RF

Monitor

Línea de Transmisión


Plataforma


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


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


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.


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


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


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


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


Recobro adicional por métodos de recuperación mejorada - Ejemplo

Tomado de la página Web CNN Expansión


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


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


Estrategia para la evaluación de tecnologías, metodologías y

mejores prácticas ……. que permita evaluarlas, adecuarlas y

masificarlas, oportuna y sistemáticamente.

23/10/2012

266


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


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


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


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


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


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


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.


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


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


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


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


Monitoreo

PLT en pozos de Bombeo mecánico

Trazadores

Instrumentación inteligente

Geoquímica de producción

Fibras ópticas


Inyección optimizada de agua

Inyección de polímeros

Caracterización de agua de inyección

Nuevas tecnologías

23/10/2012

272


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


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


Proceso de adopción de tecnologías

Propuesta de

adopción

Propuesta de

evaluación

Proyecto de

transferencia

Plan de

masificación


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


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


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


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



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



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)



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


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:


23/10/2012

278



23/10/2012

279



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


Métodos de predicción del comportamiento de proyectos de inyección de agua


Empíricos

Eficiencia de barrido areal

Estratificación del yacimiento

Mecanismos de desplazamiento

Numéricos



Flujo


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


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


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



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



Tasa de inyección en la práctica

23/10/2012

283



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


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



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



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



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



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



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


Porosidad en Yacimientos naturalmente fracturados

Matriz

Micro-fracturas

Fracturas

Vúgulos interconectados

Micro-vúgulos

Vúgulos aislados

23/10/2012

287


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:


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


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.


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


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.


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



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


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


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


Proceso de producción

Ejemplo sistema automatizado de prueba de pozos


Tiempo Real

Bus de integración

Corporativas

Suite de aplicaciones

operaciones

subsuelo superficie


Productividad


Planificación

desarrollo de activos


Gerencia integrada

de activos

Ejemplo de integración

23/10/2012

293


y su Gente

Factores clave de éxito - Asegurar balance del sistema durante la transformación

La Organización RESULTADOS


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


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


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


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


Fuentes de beneficios

23/10/2012

296


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.


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


Oficina Campo Centros de

Control

Nuevo esquema operacional - Alcance global

Producción de fluidos

Operaciones de gas

Transporte y manejo de fluidos

Soporte operacional


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


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.


Transformación de los procesos de trabajo y capacitación organizacional como factores clave

Estructuración de un Plan Maestro de Automatización, que considere:



Visión

Misión

Factores clave de éxito

Análisis FODA

(Oportunidades de agregación de valor)

Cadena de valor

Planificación estratégica

23/10/2012

304



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


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)

23/10/2012

305


• 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


• 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

23/10/2012

306


• 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


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

23/10/2012

307


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.


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

23/10/2012

308


CAPTURA DE DATOS

Y

CONTROL

OPTIMIZACION

MODELAJE

TRANSPORTE DE LA

INFORMACION

E

INTEGRACION DE

APLICACIONES

Integración de sistemas


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

23/10/2012

309



23/10/2012

310



23/10/2012

311



23/10/2012

312


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

Manual Adiestramiento en CM

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