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

1. 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.

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

39. Figure 20

40. Figure 21

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

44. Características y tendencias de los reservorios con impulsión por agua

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

48. Evaluación del rendimiento productivo de las áreas TA45 & TA58del campo Tambaredjo – Estado Surinam

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