Ing. CIP Rigoberto Rojas G.

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1 Ing. CIP Rigoberto Rojas G.
Foro Producción de Petróleo, Refinería, Gas Natural y Petroquímica en el Perú Del 02 al 04 Mayo 2013 Incremento de la Producción de Hidrocarburos en Reservorios con Impulsión por Agua Ing. CIP Rigoberto Rojas G.

2 Agenda Breve Historia y Situación Actual del Perú en la Recuperación de Hidrocarburos. Concepto de Las Escalas de Observación y modelos Estático y Dinámico en la Recuperación de Hidrocarburos. Caso Estudio del Campo Tambaredjo – Estado Surinam para Incrementar la Recuperación de Petróleo.

3 Breve Análisis General del Perú
Perú es actualmente un importador neto de petróleo y un exportador de gas natural. Con una creciente exploración y aumento del desarrollo se puede aumentar la producción y eventualmente lograr exportaciones de petróleo. A pesar de una disminución en la producción de petróleo crudo, la producción total de petróleo líquido ha aumentado en los últimos años como resultado del aumento de la producción de líquidos de gas natural. Perú es autosuficiente en gas natural y comenzó a exportar gas natural licuado en el 2010.

4 Reservas de Petróleo Gran parte de las reservas probadas de petróleo del Perú están en tierra (onshore), y la mayoría de estas reservas están localizadas en la Amazonía. Reservas Probadas MMSTB Enero, 2012 582 Enero, 2011 533 Incremento 49

5 Máximo Aprovechamiento de Campos Maduros
Los factores de recuperación de petróleo varían considerablemente entre las diferentes regiones del mundo y entre los distintos yacimientos, oscilando de menos de 5% a más del 80%. Una estimación razonable del factor de recuperación de petróleo promedio es de aproximadamente 37%.

6 Máximo Aprovechamiento de Campos Maduros (2)
La geología y las propiedades de los fluidos inciden en la recuperación final de cada yacimiento y estas propiedades son difíciles de modificar salvo en las vecindades del pozo.

7 Máximo Aprovechamiento de Campos Maduros (3)
Transcurridos varios años de producción Generación de distribuciones complejas de fluidos y presiones en el yacimiento. Principal desafío La comprensión de la distribución y el flujo de fluidos existentes dentro del yacimiento.

8 Máximo Aprovechamiento de Campos Maduros (4)
Evaluar Nuevas tecnologías Registros de producción modernos Instalaciones de superficie actualizadas (automatizadas). Uso de mecanismos de levantamiento adecuados con fines específicos. Estudios de sísmica adquiridos con la técnica de la repetición.

9 Figure 1. Influencia de los mecanismos primarios de recuperación en la presión del yacimiento y en la eficiencia de recuperación de aceite.

10 Idealized Production Cycle of Oil and Gas Fields
Figura 2. Source: Höök et al. (2009) The evolution of giant oil field production behaviour, Natural Resources Research, Volume 18, Number 1, March 2009, Pages 39-56

11 Comportamiento de Producción de un Pozo de Petróleo

12 Escalas de Observación
Para maximizar la recuperación de hidrocarburos, es fundamental primero tener una representación clara de las propiedades estáticas y el comportamiento dinámico del sistema de hidrocarburos en diversas escalas, que van desde la escala de poro a la escala de yacimiento, como se ilustra en la Figura 3.

13 Different Scales Involved in Hydrocarbon Production.
Figure 3

14 Figure 4

15 Figure 5

16 Figure 6

17 Figure 7

18 Figure 8

19 Cross-section Showing the Geologic Complexity
Figure 9

20 Estrategias de Optimización de la Producción
Figure 10 Fuente: Schlumberger

21 Estrategias de Optimización de la Producción (2)
Figure 11 Fuente: Schlumberger

22 Herramientas de Estudio y Optimización de Operaciones
Estas herramientas se vinculan fuertemente con el modelo geológico, dado que la magnitud y ubicación de las heterogeneidades condicionan la importancia de las fuerzas capilares y definen una parte importante del re-acomodamiento espontáneo de las saturaciones en el reservorio.

23 Modelo Estático Un yacimiento, desde el punto de vista sistémico, es una totalidad percibida cuyos elementos (Roca-fluidos) se “aglomeran” porque se afectan recíprocamente a lo largo del tiempo y operan con un propósito común.

24 Modelo Estático (2) La gran complejidad de la composición del petróleo y del gas refleja el combinado efecto de todos los procesos involucrados en el origen de la acumulaciones de los hidrocarburos, y su destino durante largos periodos de tiempos geológicos.

25 Diagram of Petroleum Accumulations
Figure 12. 1) petroleum generation in source rocks; 2) primary migration of petroleum; 3) secondary migration of petroleum; 4) accumulation of petroleum in a reservoir trap; 5) seepage of petroleum at the Earth’s surface as a consequence of a fractured cap rock.

26 Estudio del Modelo Estático
Modelo estructural (geofísica, mapas, fallas, etc.) Modelo estratigráfico (registros eléctricos, correlaciones, estudio de cores, etc.) Modelo litológico (tipos de litología, facies básicas, sedimentología, petrofísica). Modelo petrofísico (porosidad, saturación de agua y permeabilidad). Calibración de la interpretación con ayuda de los estudios de cores.

27 Modelo Dinámico El comportamiento dinámico actual del yacimiento obedece a las interdependencias de los elementos del sistema (roca-fluidos-mecanismo-depletación). Existe una gran variedad de los programas de depletación (explotación), algunos de los cuales conducen a cambios profundos y otros a cambios superficiales dentro del yacimiento (sistema).

28 Modelo Dinámico (2) Los programas de depletación producen resultados deseados, sin embargo, e inevitablemente, también producen algunas consecuencias no deseadas en otra parte del yacimiento. El reto (el arte) de las empresas y sobretodo de los profesionales involucrados consiste, entre otras cosas, es evaluar las consecuencias del programa de depletación que se escoge.

29 Descripción del Reservorio
Algunas de las preguntas típicas en la evaluación de reservorios ¿Cómo es el reservorio-geometría y continuidad del espacio poroso y de fluidos? ¿Tiene el reservorio una efectiva impulsión natural de agua? ¿Cual es la geometría, continuidad y potencia del acuífero? ¿Donde deberían estar localizados las plataformas y los pozos? ¿Como deberían ser completados los pozos (cañoneos)? ¿Las recuperaciones serán mejores mediante el desplazamiento de agua o de gas? ¿Se necesitarán inyección de agua o gas y cuando? ¿Se necesitarán procesos de recuperación mejorada (EOR) y cuando?

30 Modelo Conceptual Un enfoque exitoso para la simulación de reservorios es mantener un modelo conceptual, el cual debe incluir: La forma y locación del reservorio. El tipo de fluido(s) en el reservorio. Propiedades de flujo de fluidos de las rocas. Mecanismos de impulsión. Visualización de los patrones de flujo (curvas de producción).

31 Cuencas Productoras –Sudamérica
Figure 13

32 Mapa de las Cuencas Sedimentarias del Perú (18)
Figure 14

33 Breve Historia de los Lote X, 1AB & 8

34 Figure 15

35 Mapa de Locación Lote X Figure 16

36 Historia del Lote X Fuente. Petrobras Figure 17

37 Figura 18. Curva de inyección (celeste-azul), de producción de petróleo (verde) y producción de líquido (negro) del bloque B1 del Yacimiento Somatito. Se observa también la extrapolación de la curva por primaria al momento del reinicio de la inyección. Este proyecto de reinyección de excelente resultado ya ha pagado su inversión inicial.

38 Mapa de Locación Lotes 1AB & 8
Yanayacu Corrientes Chambira Pavayacu Valencia Nva. Esperanza Pipeline LOTE:1-AB 50 Km Perú Ecuador Mapa de Locación Lotes 1AB & 8 Figure 19

39 Figure 20

40 Figure 21

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43 Incremento de la Producción de Hidrocarburos en Reservorios con Impulsión por Agua

44 Características y tendencias de los reservorios con impulsión por agua
Presión del reservorio Se mantiene alta Relación gas–petróleo (GOR) Se mantiene baja Producción de agua Empieza temprano y aumenta a cantidades apreciables Comportamiento de los pozos Fluyente hasta que la producción de agua sea excesiva Recuperación esperada de crudo 35 a 75 por ciento

45 Producción de agua Un problema mayor en el agotamiento de hidrocarburos es la producción de agua asociada. La producción de agua en reservorios con impulsión por agua es inevitable. La producción de agua puede venir en forma de una lengua, cono, cúspide o una combinación de los tres elementos. La producción de agua depende de la ubicación, magnitud y dirección del movimiento del agua.

46 Inconvenientes debido a la producción de agua
Disminución de la tasa de flujo de aceite. Aumento en el volumen de agua a tratar, lo que aumenta el costo de las instalaciones de superficie. Reducción de la eficiencia en el mecanismo de agotamiento (aceite de “bypass”). Aumento en el costo del agua de disposición, ya que el agua producida es a menudo corrosiva. Abandono temprano del pozo afectado, y la disminución del factor de recobro total del campo.

47 Perfil de Producción Pozo 10A13
Oil recovery by reservoir mechanism and water underruning Oil recovery is a function of water underruning Water fingering tbt (365 days) End of bypassed oil process Coning development. (1217 days) Perfil de Producción Pozo 10A13 WCut trend 1 WCut trend 2 Fluid Oil

48 Evaluación del rendimiento productivo de las áreas TA45 & TA58 del campo Tambaredjo – Estado Surinam

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50 Presión promedia actual del reservorio
500 to 620 psi Presión promedia actual del reservorio 280 to 480 psi 150 to 250 psi TA45 & TA58 Areas Distribución de las estructuras deposicionales en Tambaredjo

51 Campo Tambaredjo Columna Estratigráfica

52 Parámetros principales de reservorio de la arena T del Paleoceno en el campo Tambaredjo
Profundidad del reservorio ft. Presion del 1000 ft. datum 433 psi (hydrostatic) Temperatura del reservorio °F Porosidad % (log derived) Permeabilidad Absoluta Darcys Mecanismos de producción Pressure depletion, compaction and bottom water drive in South Edge water drive in the North and East close to OWC. Compresibilidad microsips (10-6 psi-1 = 1 microsips) Gravedad API 16° API (biodegraded oil) Viscosidad del petroleo muerto °F Factor de volumen de formación del petróleo 1.014 rb./stb. Relación gas – petróleo (GOR) scf./stb. Composición promedia del gas 95 mol % CH4 03 mol % N2 02 mol % CO2

53 Parámetros principales de reservorio de la arena T del Paleoceno en el campo Tambaredjo
Área de drenaje por pozo 10 acres (wells drilled on 200 m. grid) Factor de recuperación (RF) estimado 23 % (from decline curve analysis) STOOIIP (reservas probadas) 633 MMSTB Petróleo acumulado a Dic 2005 57 MMSTB (RF = 9.0%) Mecanismo de entrampamiento Sands pinch-out in the South, East and West OWC in T-1 sand in North. Tipo de roca reservorio Unconsolidated sands Espesor de arena bruta (Gross sand) ft. Espesor de arena neta (Net pay) ft. formación Saramacca Zona productora T - sand Edad Paleocene Salinidad del agua del reservorio PPM

54 Objetivos del trabajo Evaluar el desempeño de la producción de los pozos antes y después de la instalación de las bomba de alto volumen (HVP). Determinar la tasa de producción del pozo para conseguir la recuperación máxima de petróleo. Proponer una estrategia para optimizar el rendimiento de la producción actual de los pozos Seleccionar pozos candidatos para instalar nuevas bombas de alto volumen.

55 Cluster Area (Acres) TA45 666.5 TA58 888.3 Total 1554.8

56 TA45 & TA58 Arena T1 Mapa Estructural

57 TA45 & TA58 Áreas - Total de Pozos Perforados
Prod. ATA TA45 65 60 5 TA58 91 84 7 156 144 12 Objetivo: Maximizar la producción de petróleo con mínima producción de agua

58 TA45 & TA58 – T1 Mapa de Espesor Bruto de Arena

59 TA45 & TA58 – T2 Mapa de Espesor Bruto de Arena

60 WCut Fluid Water Oil TA45 Start Drilling Campaign, Feb 2000
TA58 Start Drilling Campaign, Aug 1996 TA45 Start Drilling Campaign, Feb 2000 12 HVP Installed

61 TA45 & TA58 Petróleo Acumulado vs. Corte de Agua
17.8 MMSTB (RF = 20%) 93.0 %

62 TA45 & TA58 Variación de la Producción Antes y Después de la Instalación de Bombas de Alto Volumen
Parámetros de producción Ene 2008 * Nov 2012 Rate de Variación % de Variación Rate Total (BFPD) 24,675 28,493 +3,818 + 15.5 Rate de petróleo (BOPD) 1,731 1,568 -163 - 9.4 Rate de agua (BWPD) 22,944 26,925 +3,981 +17.4 Corte de agua (%) 93.0 94.5 +1.5 +1.6 WOR (BWPD/BOPD) 13.3 17.0 +3.7 +27.8 *fecha de inicio de instalación de bombas de alto volumen

63 TA45 & TA58 Áreas Mapa de Distribución de Petróleo Acumulado a Octubre 2012

64 TA45 & TA58 Áreas Mapa de Distribución de “Water Breakthrough Time” a 30% Corte de Agua

65 TA45 & TA58 Áreas Mapa de Distribución de Corte de Agua a Octubre 2012
WCut

66 TA45 & TA58 Mecanismo de Impulsión y Presión del Reservorio
El mecanismo de impulsión principal en las áreas TA45 TA58 ha sido identificado como de empuje de agua lateral o de flanco. La Presión promedia del reservorio sigue siendo alta a 628 psi.

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68 Características de los Reservorios con Impulsión de Agua Lateral o de Flanco
Las delgadas capas de agua que se mueven a lo largo de la parte inferior del reservorio pueden provocar altos cortes de agua. Hasta un 95% de aceite movible, puede dejarse en el reservorio al ocurrir la irrupción de agua y un 63% en el momento del abandono. La irrupción de agua ocurre tempranamente. Después de la irrupción de agua la recuperación de crudo es ineficiente con cortes de agua aumentando gradualmente. La recuperación de crudo después de la irrupción de agua puede requerir 33 veces más que el tiempo de la irrupción.

69 Ejemplo de la Evaluación del Rendimiento Productivo

70 POZO 9D05 – HVP (TA58)

71 Datos del Pozo 9D05 Fecha de inicio de la producción Junio 1999
Tipo de pozo y de completación Pozo Vertical- Open hole Área/Reservorio TA58/T1 Sand Arena bruta 22 ft (Net pay = 14 ft) Distancia aproximada al acuífero (m.) 1200 Fecha de instalación de la HVP Enero 2008 Acumulado de petróleo a Enero 2008 (MBO). 203.2

72 Bypassed Oil Recovery WBT, May 2001
HVP Installation, Jan 2008 Bypassed Oil Recovery WBT, May 2001 End of Water Coning Development Nov 2002

73 Datos de Producción del Pozo 9D05
Inicial A la irrupción de agua (Mayo 2001) Al final del desarrollo de la conificación (Nov 2002) Actual Tasa Total de Producción (BFPD) 230 318 468 1885 Tasa de Petróleo(BOPD) 228 200 45 26 BOPD/feet 10.4 9.1 2.0 1.2 WCut (%) 1.1 30.0 94.7 98.6 WOR (BWPD/BOPD) 0.01 0.6 9.4 71.5 Acumulado de Petróleo (MBO) 120 .0 167.5 259.6 Estimación del RF (%) 5 11

74 Bypassed Oil Recovery 94.7% 167.5 MBO 203.2 MBO 120.0 MBO 30.0%
End of Water Coning Development Bypassed Oil Recovery Water Cut Measurements Noise After HVP Installation, when Oil Cum = MBO 203.2 MBO Water Breakthrough and Start of Water Coning Development 120.0 MBO 30.0%

75 Parámetros de Producción de 8 pozos con HVP
TA45 & TA58 Áreas Parámetros de Producción de 8 pozos con HVP

76 Impacto y Aprendizaje de las instalaciones de HVP
Estos pozos han demostrado capacidad para producir grandes volúmenes de líquido de hasta 3000 BFPD. La producción de estos pozos, en algunos casos han probado las tasas de petróleo hasta 137 barriles al día. FBHP han sido mantenidas a valores elevados (alrededor de 450 psi).

77 Impacto y Aprendizaje de las instalaciones de HVP (2)
Se ha probado la gran potencia del acuífero ubicado en el norte del área TA45. El efecto combinado del mecanismo del agua lateral y la movilidad del aceite de “bypass” permiten obtener una mayor recuperación de petróleo.

78 Estrategia de Producción para Incrementar la Recuperación de Petróleo

79 TA45 & TA58 Estrategia de Producción
Con el fin de obtener una estrategia de producción, se ha revisado el modelo conceptual del sistema reservorio-acuífero, que incluye: La forma y la localización del reservorio El tipo de fluido del reservorio Propiedades de flujo de fluido de la roca Mecanismos de impulsión y La visualización de los patrones de flujo.

80 TA45 & TA58 Estrategia de Producción (3)
Area TA45 TA58 Pozos productores 60 84 Pozos con irrupcion de agua 56 (93.3%) 76 (90.5%) Presion promedia del reservorio Permanece alta a 628 psi. Respuesta de la producción Variaciones en las tasas de petróleo y fluctuaciones de las mediciones de cortes de agua.

81 Datos de Producción de los Pozos del Área TA45

82 Datos de Producción de los Pozos del Área TA45 (Cont.)

83 Datos de Producción de los Pozos del Área TA58

84 Datos de Producción de los Pozos del Área TA58 (Cont.)

85 Gráfico de recuperación de crudo de las áreas TA45 & TA58 -T1T2 mostrando la relación de la tasa de crudo versus la relación entre la tasa total y el espesor de la arena bruta del reservorio.

86 Calculo de las tasas de Petróleo

87 Correlación entre de la Tasa de Petróleo vs. WOR
Perfil del Corte de agua Rango Ideal del WOR Caso C Caso B Caso A

88 Lista de Pozos Candidatos Para Optimizar la Recuperación de Petróleo

89 Conclusiones El rendimiento de la producción de los pozos de las áreas TA45 TA58 esta siendo afectada por la combinación del agua corriendo abajo de la estructura y la conificación de agua en la mayoría de los pozos. El mecanismo de producción principal es por impulsión de agua lateral. La recuperación optima de petróleo depende básicamente del manejo del agua producida.

90 Conclusiones (2) Tasas de petróleo entre 25 y 50 BOPD se logran cuando la relación entre el flujo total y el espesor de la arena bruta registran valores alrededor de 30 BFPD/ft. Para relaciones mayores a 60 BFPD/ft, la recuperación del petróleo no mejora de manera significativa, probablemente debido al espaciamiento entre pozos y/o a la incertidumbre de las mediciones de la corte de agua durante la prueba de producción de los pozos.

91 Conclusiones (3) En caso de conificación de agua, y del agua corriendo abajo de la estructura es una parte integral de la capacidad de flujo del pozo y, no puede ser detenida o reducida sin disminuir el flujo de petróleo. La terminación parcial de los pozos no es eficaz en estructuras con tendencia al agua corriendo abajo de la estructura/conicidad, ya que no mejora la eficiencia de barrido del agua al tiempo que aumenta la caída de presión.

92 Conclusiones (4) La recuperación de petróleo posterior a la irrupción de agua es muy lento y produce una gran cantidad de agua. Este resultado analítico proporciona un punto de partida antes de embarcarse en un estudio de simulación completo o de desarrollo del campo.

93 Recomendaciones Incrementar la tasa de flujo en cincuenta (50) pozos como el programa de IOR, el aumento esperado del petróleo es de alrededor de 609 barriles al día. También se recomienda mantener constante la nueva tasa de flujo. Revisar la metodología utilizada en la medición de los cortes de agua y aplicar un procedimiento para garantizar la precisión de los cortes de agua.

94 Referencias Identification of Bypassed Oil For Development in Mature Water-Drive Reservoirs, Tan Teck Chonn, SPE, Sarawak Shell Berhad, 2007 SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference. Jakarta, Indonesia, November 2007. Oil Bypassing by Water Invasion To Well: Mechanisms and Remediation, Chapter 4, Oil Bypassing Prediction, J. C. Hernandez, Louisiana State University, Department of Petroleum Engineering, August 2007.

95 Referencias (2) Qualification of Unrecovered Reserves Due to Production Process Dynamics in Water Drive Reservoirs, J.C. Hernandez, A.K. Wojtanowicz, Louisiana State University, June 2005. Production Well Water Coning – Is There Anything We Can Do?, F.B. Thomas, E. Shtepani, G. Marosi, D.B. Bennion, Petroleum Society’s Canadian Petroleum Conference 2002, Calgary, Alberta, Canada June 2002.

96 Referencias (3) Water Control, Bill Bailey, Mike Crabtree, Jeb Tyrie (Aberdeen, Scotland), Jon Elphick (Cambridge, England), Fikri Kuchuk (Dubai, United Arab Emirates), Christian Romano (Caracas, Venezuela) and Leo Roodhart (Shell International Exploration and Production, The Hague, The Netherlands), Spring 2000. Water Control Diagnostic Plots, K.S. Chan Schlumberger, SPE Annual Technical Conference, Dallas, USA, October, 1996.

97 Gracias Rigoberto Rojas G. Reservoir Engineer
Dunia Technology Solutions 4801 Woodway Drive, Suite 300E Houston Texas 77056