Caso Cerro Dragón, Golfo de San Jorge

Presentación del tema: "Caso Cerro Dragón, Golfo de San Jorge"— Transcripción de la presentación:

1 Caso Cerro Dragón, Golfo de San Jorge
Manejo de Recursos y Reservas en Campos Maduros de Argentina Caso Cerro Dragón, Golfo de San Jorge Alejandro López Angriman - Pan American Energy Mendoza, Septiembre 2006

2 ¿Cuál es la estrategia para el Manejo de Recursos y Reservas?
Análisis ¿Porqué Cerro Dragón? ¿Cuál es la estrategia para el Manejo de Recursos y Reservas? ¿Pueden estos campos maduros contribuir a detener la caída de las reservas? ¿Cómo utilizamos la tecnología para manejar la progresión de las reservas? ¿Disponemos de los recursos humanos necesarios para seguir desarrollando este proceso? Voy a utilizar este espacio para compartir con ustedes porqué creemos que campos maduros como Cerro Dragón pueden contribuir al crecimiento de nuestras reservas. En este contexto analizaremos los siguientes puntos: Agenda Les pretendo mostrar que Podemos extender la vida útil de los yacimientos y podemos disminuir sino revertir su declinación. Para ello tenemos la tecnología necesaria que nos permite desafiar los límites conocidos. Tenemos una fuerza laboral capacitada y creativa El Estado tiene una clara visión del futuro de la industria y su rol en el desarrollo del país y las herramientas para posibilitar que esto ocurra.

3 Un campo con 46 años de historia...
Porqué Cerro Dragón Un campo con 46 años de historia... Al analizar el caso de Cerro Dragón tenemos la oportunidad de revisar una parte importante de la historia de la producción de hidrocarburos en la Argentina. PAE es titular del 40% de las reservas de petróleo en la cuenca con 68.9 MMm3 entre Santa Cruz y Chubut (60,8 MMm3 y 55%)

4 46 años de historia de Cerro Dragón
46 años de historia de Cerro Dragón 1970 1965 1975 1985 1990 1980 2005 2000 1995 1960 400 800 1200 1600 2.258 413 TOTAL DE POZOS EN PRODUCCION POZOS INYECTORES 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 16.000 12.000 8.000 4.000 14.533 6.101 6.364 PRODUCCION DE PETROLEO M3/D RECUPERACION SECUNDARIA M3/D VENTA GAS M3/D Cerro Dragón refleja el resultado de un modelo de gestión desafiante que ha intentado aprovechar al máximo las oportunidades que se le han presentado. Como área operativa es hoy la de mayor producción y reservas de petróleo de la Argentina. Prod acumulada; 129 MMm3, Reserva proved: 68,9 MMm3 (45% primaria y 55% secundaria), Reserva probable: 48.2 MMm3. Es además el motor de Pan American Energy, ya que representa el 90% de su producción neta de petróleo y el 30% de las ventas netas de gas. Es un área donde el crecimiento en producción de petróleo se ha basado en importantes inversiones para la expansión de sus proyectos de recuperación secundaria, un área donde el reemplazo de reservas proviene de un adecuado manejo del riesgo exploratorio y un área que ha experimentado un fuerte incremento en sus ventas de gas.

5 Evolución de los Recursos
No - Probadas NP4 Economic & Technical Barrier: Probadas NP4 NP 1 - 3 Existing Fields Campos existentes P2&P3 NP 1 - 3 XX MMBOE Barreras Barrier: 700 Economic & Economia & Tecnología Technical Existing Campos Campos 1000 1000 Existentes Fields Existentes PND PUD PD PD XX MMBOE XX MMBOE 2250 1220 Probadas Proved Probadas Proved NP1 - 3 New Fields P3&P2 NP1 - 3 Undeveloped No Desarr. En Desarr. Developed Grandes Descubrimientos Proyectos New Fields Nuevos Inventario de XX MMBOE Para alinearnos con el lema de este Congreso “Más Reservas un trabajo de todos” quisiera analizar el modelo de progresión de reservas que intentamos seguir para Cerro Dragón y que podría adaptarse a cualquier otro campo o unidad operativa (compañía, pais). Para sostener un modelo que contemple el Largo Plazo, la exploración debe generar un volumen de reservas que surjan de la investigación de prospectos existentes o deben recategorizarse recursos al superar barreras económicas o tecnológicas. El mediano plazo debe resguardarse por la progresión de reservas NP a reservas Probadas al incluir inversiones que contemplen la extensión de los campos y/o la exploración en áreas de desarrollo. Por último la salud del corto plazo está asociada a la progresión de reservas PUD que se pasan a PD y soportan los volúmenes de producción. Cómo utilizamos la tecnología para que este campo mantenga una equilibrada progresión de sus recursos… Prospectos Campos XX MMBOE Largo Plazo (>NP) Mediano Plazo (NP a PND) Corto Plazo (PND a PD) Exploración Extensión, Expl. de Bajo Riesgo Producción

6 Herramientas fundamentales en el proceso de progresión de reservas: Sísmica 3D
Tenemos 100% de los 3500 km2 de concesión cubiertos por 3D. Varias áreas han sido reprocesadas. Esta herramienta ha permitido reducir el riesgo de los proyectos: Mejora la visualización del subsuelo y permite ajustar los los límites de las trampas y la distribución de reservorios. Esto es utilizado tanto para definir posibilidades exploratorias como para ajustar diseños de proyectos de inyección. El volúmen de información es enorme. Los procesos de extracción de información avanzan constantemente...

7 Progresión de Recursos a Reservas: Evaluación de Prospectos profundos
Yacimiento Tres Picos Descubierto en 2001 en base a la interpretación de las anomalías de amplitud sísmica. Roca “no convencional” con alteración secundaria. Subyacente a una de las zonas más densamente perforada del área a ese momento. Se puede explorar en áreas maduras? En este caso sí. Como en varias zonas del flanco N de GSJ, los reservorios someros del Grupo Chubut presentan un estado de exploración madura; esta madurez decrece con la profundidad. Cerro Dragón presenta una de las más altas concentraciones de pozos que han investigado las posibilidades de D-129 en el flanco Norte. De los 55 pozos perforados a D-129, el 65% furon realizados entre el 2004 y 2006. La creatividad de los equipos multidisciplinarios ha permitido incorporar nuevos recursos definiendo nuevos estilos de entrampamiento e incorporando producción de reservorios no convencionales. De los 8MM de producción diaria, 4MM provienen de los reservorios de gas profundo.

8 Evolución de los Recursos
No - Probadas NP4 Economic & Technical Barrier: Probadas NP4 NP 1 - 3 Existing Fields Campos existentes P2&P3 NP 1 - 3 XX MMBOE Barreras Barrier: 700 Economic & Economia & Tecnología Technical Campos Existing Campos 1000 Fields Existentes 1000 Existentes PND PUD PD PD XX MMBOE XX MMBOE 2250 1220 Probadas Proved Probadas Proved NP1 - 3 New Fields NP1 P3&P2 - 3 Undeveloped No Desarr. Developed En Desarr. Grandes Descubrimientos Proyectos New Fields Nuevos Inventario de XX MMBOE Prospectos Campos XX MMBOE Largo Plazo (>NP) Mediano Plazo (NP a PND) Corto Plazo (PND a PD) Exploración Extensión, Expl. de Bajo Riesgo Producción

9 Progresión de Reservas NP a Probadas: Extensión del desarrollo en MEC
El análisis de atributos sísmicos ha permitido incorporar al desarrollo objetivos secundarios en MEC. En esta formación, por debajo de los horizontes más desarrollados en la cuenca, los reservorios se concentran siguiendo los ejes de mayor desarrollo de paleovalles. N

10 MRIL MEC Fm. Una vez identificados estos depocentros tenemos que identificar la calidad del reservorio. Hemos avanzado en la calibración del MRIL. Enfrentamos dos problemas: La baja salinidad del agua de Fm y la variación en el contenido tobáceo de los reservorios. Resolver estos problemas es crítico para incorporar reservas de la Fm MEC Vemos aquí varios ejemplos de zonas sin deflexión de SP y resistividad sin contraste con las arcillas. Estas zonas no eran identificadas por medio de perfiles convencionales. Además la mejora en las técnicas de fractura ha incrementado la producción de estos reservorios como la comunicación en los proyectos de inyección. Veamos los resultados….

11 Profundizaciones HGOR
Evaluación de Reservorios (MRIL) Modelo Geológico (Identificación de trampas y Paleovalles utilizando 3D) 40 pozos en HGOR 2006 Tratamiento y compresión gas de baja presión La aplicación de estas tecnologías ha permitido desarrollar reservas de gas en baja presión, conjuntamente con petróleo. Este proyecto, denominado “Desarrollo de pozos de Alta relación gas petróleo” es la respuesta a las necesidades y oportunidades que el mercado de gas presenta. En los dos últimos años se han perforado 40 pozos por año y se intenta continuar con este ritmo de desarrollo, incorporando en muchos casos reservorios de MEC que se producen en pozos infill, más profundos, perforados en las zonas más densamente perforadas para los reservorios tradicionales de Comodoro Rivadavia. Como mecanismos de levantamiento artificial, se ha invertido en múltiples sistemas de extracción: Bombeo mecánico con pump-off; Gas lift; Plunger Lift . Failures Nuevas áreas en evaluación Modelo de Paleovalles MEC

12 Evolución de los Recursos
No - Probadas NP4 Economic & Technical Barrier: Probadas NP4 NP 1 - 3 Existing Fields Campos existentes P2&P3 NP 1 - 3 XX MMBOE Barreras Barrier: 700 Economic & Economia & Tecnología Technical Campos Existing Campos 1000 Fields Existentes 1000 Existentes PND PUD PD PD XX MMBOE XX MMBOE 2250 1220 Probadas Proved Probadas Proved NP1 - 3 New Fields NP1 P3&P2 - 3 Undeveloped No Desarr. Developed En Desarr. Grandes Descubrimientos Proyectos New Fields Nuevos Inventario de XX MMBOE Prospectos Campos XX MMBOE Largo Plazo (>NP) Mediano Plazo (NP a PND) Corto Plazo (PND a PD) Exploración Extensión, Expl. de Bajo Riesgo Producción

13 Progresión de Reservas PND a PD: Producción y Recuperación Secundaria
Si bien un agresivo plan de inversiones en perforación permitió mantener la producción, es el gran crecimiento de los proyectos de inyección de agua lo que permite crecer en producción de petróleo. Se han creado proyectos nuevos, se ampliaron y optimizaron los existentes. La inyección de agua aumentó 156% y la producción de petróleo 127%. Ha sido el notable crecimiento en infraestructura (generación de energía, líneas, plantas de tratamiento, baterías) lo que ha permitido alcanzar estos resultados. Superados muchos cuellos de botella, estamos aumentando la inyección en m3/d por año.

14 Reservas de Recuperación Secundaria
Estimado Las reservas han dado un salto significativo aumentando más del 200% desde el 2000. Esto se debe tanto la continua incorporación de nuevos proyectos y a la mejora en en el barrido vertical lograda al inyectar selectivamente en hasta 16 capas por pozo Invirtiendo en electrificación, adecuando capacidad extractiva, utilizando ESP. Exigiendo los límites

15 Cómo nos comunicamos a través de las distintas etapas del proceso
Cómo nos comunicamos a través de las distintas etapas del proceso?. Bases de datos i-Choke Base de datos de inyección BDIEP INFOPROD Base de datos de Perforación y WO Base de datos de producciónPAE LANDMARK DYNA PACK SAHARA Base de datos geologica y geofisica Base de datos de estado de explotación Simulación y Gerenciamiento de reservorios Simulación de Nuevos Proyectos Cómo se comparte la información y se administra el conocimiento?. Hoy tenemos bases de datos relacionadas que nos permiten trabajar en equipo. Nos permiten tener información en tiempo real Pronosticos y Reservas Gerenciamiento de Proyectos Base de datos de Reservas Sistema de Planeamiento Presupuesto y Control de Gestion

16 ¿Qué factores concurren...?
Inversiones Perforación, infraestructura, electrificación del yacimiento, automatización Tecnología, soft y hard Sísmica 3D, Perfil de Resonancia Magnética (MRIL), bases de datos relacionadas , múltiples sistemas de extracción, etc. Procesos Excelencia Operativa, Integridad de Instalaciones, Eficiencia Energética, Identificación de barreras de producción (Choke Model, i-choke) Gente Nuevo Modelo Operativo, equipos interdisciplinarios, capacitación, Gerencia por Valores Hemos re-desarrollado el yacimiento, con fuertes inversiones. Utilizamos tecnología disponible y empujamos los límites de su utilización Empleamos equipamiento que no usábamos y desafiámos Adecuamos los procesos para responder a los nuevos desafíos. Esto nos fuerza a tener objetivos de mejora y a medirlos, el choke model que nos identifica la capacidad instalada y las restricciones desde el reservorio hasta el cliente. Extendimos horizontalmente los equipos de trabajo (proveedores, contratistas, universidades Gerenciamos por valores, confiamos en la gente y le delegamos responsabilidad.

17 Reflexiones finales Tenemos los recursos humanos necesarios y estamos listos para intentar extender nuestra experiencia a nuevas áreas... Un adecuado manejo de la progresión de recursos y reservas, permite a yacimientos maduros incorporar nuevas reservas y producción. La tecnología que permita extender los límites y la vida de estos campos está disponible Estamos adecuando nuestros procesos para encarar estos desafíos Necesitamos enfrentar el corto plazo con una clara visión de largo plazo.

18 Muchas Gracias