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bonifacio-hernandez-lopez
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RECUPERACIÓN SECUNDARIA
Inyección de agua
CONTENIDOq Razones para inyectar agua.q Administración integral de la inyección de agua.q Conceptos de la inyección de agua.q Integración de los datos de geociencia e ingeniería.q Información antes y durante la inyección.q Diseño de procesos de inyección de agua.q Vigilancia.q Pruebas piloto.q Ejemplo de campo.q Criterios de selección.q Recuperación secundaria en yacimientos carbonatados, PEP.q Recuperación secundaria en arenas, PEP.
Razones para inyectar agua (como proceso de recuperación adicional)
a.-Su abundancia. b.-Generalmente es disponible.b.-Facilidad de manejo y de inyección. c.-Buen agente eficiente para desplazar aceite ligeros y de densidad media.d.-Costo relativamente bajo en inversión y operación.
Es el método mas usado para recuperación adicional
Administración integral de la inyección de agua.
Proceso holístico
Estrategias de desarrollo y depresionamiento
Manejo, análisis y adquisición de datos.
Evaluación geológica y geofísica.
Predicción del comportamiento y modelado de yacimientos.
Requerimientos de instalaciones.
Evaluación económica.
El éxito depende de un cuidadoso monitoreo y vigilancia, una evaluación continua de su comportamiento y acciones proactivas oportunas. Los avances en tecnologías ayudan a maximizar la recuperación de hidrocarburos junto con un trabajo en equipo multifuncional.
Proceso holístico
En el pasado, la atención se enfocaba al yacimiento, ahora se incluyen las siguientes áreas :
Fuente de suministro.Planta de tratamiento de agua.Manejo de desechos de agua.Instalaciones para la inyección.Agua de inyección.
Pozos inyectores.Pozos productores.Separación de aceite y agua.Transporte y venta de hidrocarburos.
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS
Volumen originalMecanismos de producciónCompresibilidad de la formación.Tamaño del acuíferoMecanismos de entrada de aguaEficiencias de barrido y desplazamientoPropiedades de la rocaPropiedades del fluidoCaracterización dinámica y límitesFuerzas viscosas, gravitacionales, capilaresContactos originales y actuales
Simulación
Recuperación Secundaria
Recuperación Mejorada
Proceso de explotación de yacimientos
ModeloEstático
Calidad y administración del yacimiento
Procesos que requieren mayor tiempo y costos, para disminuir el riesgo
Pronósticos de producción
SIMULACIÓNDEL PROCESO
IMPLANTACIÓN DE PROCESOS DE RECUPERACIÓNSECUNDARIA Y/O MEJORADA
CAMPOS
SCREENING
ESTUDIO DEFACTIBILIDAD
EVALUACIÓNECONÓMICAPRELIMINAR
PRUEBA PILOTO
IMPLANTACIÓN DELPROCESO
MONITOREO, EVALUACIÓNY ADECUACIÓN
TOMA DEINFORMACIÓN
Proceso de identificación ypreselección de campos
Selección y rankeo de loscampos con mejores
características
Selección delproceso
Jerarquización de las variablesque controlan el proceso
Escalamientodel proceso
Evaluación y control del riesgo de las variables
con mayor incertidumbre
Evaluación del proyecto para su
implantación
Administración de procesos de inyección
Objetivo.- maximizar las ganancias, optimizando la recuperación de hidrocarburos y minimizando la inversión y los gastos de operación. Los resultados deben de estar enfocados también a resultados a largo plazo.
La función de la administración del proceso es proveer información y conocimiento necesario para controlar las operaciones para obtener la recuperación máxima posible, esta información básicamente es :
Caracterizar el yacimiento.Estimar distribución de aceite recuperable.Analizar los patrones de inyección.Pruebas a pozos. Monitoreo de presión y fluidos.Base de datos.
Conceptos de la inyección de agua
Conceptos de la inyección de agua
La eficiencia de la recuperación total.
ERWF = ED EV ….(1)
EV, Eficiencia de barrido (Eareal Evertical) fracción del yacimiento barrido por el agua.
ED, Eficiencia de desplazamiento, Eficiencia de desplazamiento dentro del volumen
barrido.
oi
oi
or
or
oi
oi
D
BS
BS
BS
E−
=
Desplazamiento de Aceite por Inyección de Agua
Satter y Thakur, Integrated Petroleum
Reservoir Managment: A Team Approach, Penwell
Books (1994)
Satter y Thakur, Integrated Petroleum
Reservoir Managment: A Team Approach, Penwell
Books (1994)
Desplazamiento de Aceite por Inyección de Agua
Eficiencia de Barrido
Heterogeneidad del yacimiento (variaciones verticales y horizontales en porosidad, permeabilidad y propiedades de fluido).Permeabilidad direccional.Fallas, discontinuidades.Fracturas, dirección, intensidad.Profundidad.Tipo del patrón de inyección.Relación de movilidad aceite-agua (permeabilidad efectiva/viscosidad)
Factores que afectan la eficiencia
Eficiencia de desplazamiento (ED)
Viscosidades del aceite y agua (M)Factores de volumen al inicio y al fin del procesoSaturaciones al inicio y al fin del procesoCaracterísticas de la permeabilidad relativa.
Factores que afectan la recuperación por inyección de agua.(base del screening).
Variables primarias.
Saturación inicial de agua.Saturación residual de aceite (eficiencia de desplazamiento).Factor de volumenEficiencia de recuperación primaria.Eficiencia de barrido
Variables secundarias.
Porosidad primariaCaracterísticas de la permeabilidad absoluta y relativa.Viscosidad del aceite/aguaPresión inicialPresión de abandono después de la explotación primaria.Características estructurales.Heterogeneidades Tiempo del proceso de la inyección de agua.Factores económicos.Espaciamiento entre pozos, Profundidad del yacimiento, Precio del aceite,Disponibilidad del agua, Costos de operación.
Patrones de Inyección
Satter y Thakur, Integrated Petroleum
Reservoir Managment: A Team Approach, Penwell
Books (1994)
Patrones de Inyección (2)
Satter y Thakur, Integrated Petroleum
Reservoir Managment: A Team Approach, Penwell
Books (1994)
Patrones de Inyección (3)
Satter y Thakur, Integrated Petroleum
Reservoir Managment: A Team Approach, Penwell
Books (1994)
Patrones de Inyección (4)
Satter y Thakur, Integrated Petroleum
Reservoir Managment: A Team Approach, Penwell
Books (1994)
Otras reglas simples para criterios de selección.
Determinar la saturación de aceite al inicio del desplazamiento
So = (1-Sw)(1-Np/N)(Bo/Boi)….(2) (ejem.40-70 %).
Checar drene por áreas y descartar zonas con mayor saturación del promedio.(áreas menores del 40 % de saturación residual no son muy interesantes).
Evaluar la saturación de gas, ya que deberá ser resaturado, y podría no ser producido.
En yacimientos gruesos con altas permeabilidades puede existir una distribución irregular de hidrocarburos y al iniciar el proceso canalizarse la inyección.
En general, los yacimientos de aceites viscosos pueden tener una respuesta pobre.
En yacimientos fracturados, es importante identificar la dirección de las fracturas, para diseñar el patrón.
Dirección del plano de fracturas
Integración de datos de geociencias e ingeniería
Integración de datos de geociencias e ingeniería
Efecto :Mayor control en la incertidumbre de la reserva.incremento en las reservas recuperables
El modelo estático es la base de los procesos de recuperación adicional.
Lograr la integración de geólogos, geofísicos y petroleros, bajo un mismo objetivo.(sinergia y equipo).
Información antes y durante la inyección de agua
Información antes y durante la inyección de agua
Datos de laboratorioPropiedades del fluidoPropiedades de la roca (mojabilidad, Pc, Kr).Propiedades de flujoSaturación de aceite residualCalidad del agua (Concentración de sólidos, compatibilidad, sensibilidad a la formación).Pruebas especiales
Datos de campoPruebas de inyectividadPerfiles de fluidos (registros a pozos).Pruebas de presiónTrazadores.
Variables que se necesitan evaluar previas a la inyección
Cantidad de volumen inyectado por volumen de poro con respecto a la eficiencia de recuperación.
Selección del momento de la inyección.Variación de la permeabilidad vertical (entre capas)Saturación de gasPermeabilidad vertical (Kv/Kh)
Otras alternativas para mejorar la eficiencia de recuperación total :(controlar la heterogeneidad, discontinuidad y conectividad)
Perforación de pozos de relleno.Yacimientos heterogéneos sin continuidad.
mejora la conectividad inyección-producciónPerforación de pozos horizontales.
Diseño de procesos de inyección de agua.
Diseño de procesos de inyección de agua. (cinco fases)
Fase I.- Diseño conceptual.
Identificar las oportunidades del negocio. (potencial económico).Reservas, explotación, reemplazamiento e incremento.Comportamiento del yacimiento, explotación primaria y secundaria.
Estudio de factibilidad de inyección de agua.Características del yacimiento, patrones de inyección, ritmos de presión
y producción, fuente de suministro, calidad, compatibilidad, vida del proyecto, información de pozos e instalaciones y estimaciones, factibilidad económica.
Fase 2.- Generación y Selección de alternativas.
Consolidar a detalle la información de la fase I con un equipo integral.
Descripción detallada del yacimiento.Análisis de pozos de producción y perforación.Predicción de la inyección de agua utilizando simulación o métodos clásicos.Integrar todo el sistema de inyección.Análisis de riesgo y económico.Estudio de pruebas piloto o pruebas de inyectividad.Revisar campos análogos.
Fase 3.-Desarrollar alternativas seleccionadas.
Evaluar detalladamente la alternativa de inyección de agua seleccionada.
Evaluación del yacimiento.(Caracterización y evaluación de la formación).
Escenarios de inyección de agua.(Arreglos, Espaciamientos, inyección acuífero).
Estimar ritmos de inyección/producción.Pronósticos de producción para escenario.Diseño preliminar de instalaciones.(volúmenes y gastos, tamaño,
sistemas de manejo, manejo aguas de deshecho).Estimar costos de inversión y operación.Análisis económico y análisis de decisiones.Identificar variables que causan incertidumbre (N, Eficiencias, gastos
de inyección, discontinuidades del yacimiento).
Fase 4.-Implementar y administrar el proyecto de inyección.
Terminar diseño y selección de materiales y equipo.Pozos a perforar y reparar.Estrategias de crecimiento de instalaciones.Sistemas artificiales.Plan y calendarios de operación del campo.Plan de monitoreo y vigilanciaSeleccionar el equipo de operación.
Fase 5.-Operar, monitorear y evaluar el proyecto.
Monitorear yacimiento, pozos e instalaciones.Mejorar el modelo dinámico.Revisar el proyecto y sus estrategias.Identificar nuevos planes de expansión.Planear la terminación del proyecto.
Pruebas piloto
El objetivo de las pruebas piloto es adquirir la información necesaria para interpretar el comportamiento del proceso, Maximizando nuestras posibilidades de obtener una interpretación significante.
Una prueba piloto no es :
Un proyecto que nos dará dinero a corto plazo.Una simulación de todo el campo.Un lugar grande para demostrar la teoría en acción.
Si es :
Un experimento, donde el campo es el laboratorio.Un lugar para evaluar variables del sistema.Un lugar para desarrollar los controles y los datos que se necesitarán para asegurar el éxito de un proyecto.
Tamaño, localización y tipo de arreglo.
Todos los yacimientos son únicos y pueden usar otro tipo de arreglos.
Es mejor buscar un arreglo que confine o controle el proceso, como los arreglos normales.
La simulación de las pruebas piloto nos permitirán definir el grado de confinamiento y el tamaño posible del arreglo.
Inyección de agua no exitosos.
Supuestos y estimaciones gruesas de algunos parámetros que no son disponibles.
Eficiencia pobre de barrido.Variaciones de permeabilidad vertical, fracturas y dirección preferencial,
interdigitación, relación pobre de movilidad, inyección desbalanceada, yacimientos gruesos con alta permeabilidad vertical.Inversiones no esperadas.
Reparaciones extensivas, falla de equipo y sobrediseño.Otros.
Saturaciones de aceite pequeños para formar bancos de aceite, resaturación del aceite de la capa de gas.
Jerarquizar variables que controlan el proceso y hacer sensibilidad de ellas con respecto a los resultados.
Vigilancia en los procesos de inyección de agua
Vigilancia en los procesos de inyección de agua
Proveer información y conocimiento necesario para obtener la recuperación económica máxima posible.
Debe estar enfocado a :
Yacimiento.Gastos, presiones, flujo fraccional, muestras de fluidos, gráficas Hall,
balance y rediseño de arreglos.
Pozos. Disparos, registros producción/inyección, trazadores, inyección de agua,
integridad de la cementación, daño, fracturamiento.
Instalaciones.Monitoreo del equipo de inyección y producción.
Sistema de agua.
Calidad, presencia de corrosivos, sólidos, bacterias, Ph, contenido de aceite, análisis de iones, etc.
Yacimiento
Comportamiento primarioproducciones acumuladas altas.
Curvas de producción.comportamiento de la inyección.
RGAdecrementos indican que el llenado a sido alcanzado.
Gráficas de burbuja. áreas no drenadas o con oportunidades.
rwb=rob(Sg/(Swbt-Swi)0.5
Swbt=Saturación de agua promedio atrás del frenterob=Radio del banco de aceite
Control de la inyección.La surgencia similar en un arreglo.
Balance de arreglos.Capturar la mayor cantidad de aceite posible, evaluar eficiencias y rearreglos.
Análisis de agua, surgencias.Perfiles de inyección.Canalizaciones, conificaciones, comunicación fracturas,
Programa de Evaluación y control enfocado a :
Caracterización del yacimiento.
Comportamiento del yacimiento :Historias de producción-inyección, eficiencias de barrido.Calidad de agua inyectada y producida.InstalacionesComportamiento del pozoAnálisis técnico-económicoBase de datos
Saturaciones de fluidos.Contactos de fluidos.Aceite recuperable.Daño de formación.
EJEMPLO DE CAMPO
Tamaulipas-constituciones
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
1955 1957 1959 1961 1963 1965 1967 1969 1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005
Gas
to A
ceit
e y
Ag
ua
(bp
d)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
RG
A (pcn/bn)
ACEITE AGUA Qw RGA
1956: Inicio de Producción1961: Producción Máxima - 19115 BPD1969: Producción Mínima - 5923 BPD1974: Inc. Producc por IA/ACT - 12856 BPD2004: Producción Actual - 5251 BPD
Producc. Aceite Acum. - 158.5 MMBProducc. Agua Acum - 126.9 MMBProducc. Gas Acum. - 216.3 MMMPC
Producción1968: Inicio Proyecto de Inyección - JSA1971: Inyección Máxima agua - 98 MBPD2004: Inyección Actual Agua - 29 MBPD
Inyección Agua Acumulada – 590 MMB
Inyección Actividad Física1956: Inicio de Actividad de Perforación
Se perforaron 517 pozos hasta 19621982: Campaña de pozos intermedios, JSA
Se Perforaron 124 pozos hasta 19922004: Actividad Total – 641 Pozos
Comportamiento Histórico del Yacimiento JSA
CAMPAÑA POZOS INTERMEDIOS
INYECCIÓN ACTUAL
MÁXIMAINYECCIÓN
INICIAP.I.A.
MÁXIMAPRDUCCIÓN
Selección de Arreglo de Campos
184CONSTITUCIONESTAMAULIPAS
TAMAULIPAS
176
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282
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57
65
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184CONSTITUCIONESTAMAULIPAS
TAMAULIPAS
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18-D40-D
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250212 217 199 119 211
224 204 210 236
23322910011281
54 65 82 95 106 121 268 309
67
90A
76
92
249263
1 2 3 4
5 6 78
9 10
11 12 13 14 15
16 17 18 1920
21 22 23 24 25
2627 28 29 30
3132
25933
34 35 36 37 3839 40 41
42 43
44 4546 47 48 49 50
51 52 53 54 55 56
57
65
58 59 60 61 62 63 64
6667 68 69 70 71 72
73
-D118-D
186193190-D139
75 149 151 153
147155
159
160
158
29
27
209
21
3-D
311
152156 110 147 131
153 160 141 150-D275
105 137 104 177
154 134 144 172-D 165
169-D 108-D 171 124
279
282
248
221 201 195
196 175125180
187
241
250212 217 199 119 211
224 204 210 236
23322910011281
54 65 82 95 106 121 268 309
67
90A
76
92
249263
1 2 3 4
5 6 78
9 10
11 12 13 14 15
16 17 18 1920
21 22 23 24 25
2627 28 29 30
3132
25933
34 35 36 37 3839 40 41
42 43
44 4546 47 48 49 50
51 52 53 54 55 56
57
65
58 59 60 61 62 63 64
6667 68 69 70 71 72
73 74 75 76 77 78 79
41-D80
81 82 83 84 85
86 87 88 89 90
9192 93 94 95
96 97
98
668 390391 513
1.961.4 584
624523 123
2.5 855 538 460 267
1.02 1.6 912 887 526
1.5 1.4 1.5 959331
2.75.1 2.6 2.6 492
614377159
2.6 3.2 3.3 4.1 2.81.8 354 409
535 177
2.5 2.6 3.3 3.4 2.1 1.9 1.3
2.5 3.1 2.8 2.9 2.5 994
2.2 3.2 4.2 3.7 1.9 1.2 795 202
1.8 3.14.4 4.2 1.5 627 949 323
1.8 1.5 2.7 1.7 357 826 767
806555 1.3 761 1.5 1.4
490 896 1.7 1.6 624
567663 1.4 1.3 538
533 817
487
ARREGLO
#1 592 273 524 585 536 757 518 229 21
10 16
0 - 500 Mb
500 - 999 Mb
> 1.0 MMb
PRODUCCION ACUMULADA ( NP )
0
ARREGLOSSELECCIONADOS
11
22
33
44
TAMAULIPAS
TAMAULIPAS
CONSTITUCIONES
CONSTITUCIONES
1010
66
7755
8899
T - 2 0 1T - 2 0 1
Arreglo núm. 27 - Pozo Inyector C 201COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION E INYECCION ARREGLO_27
0
500
1000
1500
2000
2500
1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Gas
to d
e A
ceit
e_A
gua
prod
uc._
Agu
a In
yect
ada
(B/d
)
0
200
400
600
800
1000
GA
STO
DE
GA
S (
MP
ie3 /d)
ACEITE AGUAp AGUAi GAS
COMPORTAMIENTO DE PRESION ARREGLO_027
0
50
100
150
200
250
300
350
Feb-56 Ago-61 Ene-67 Jul-72 Ene-78 Jul-83 Dic-88 Jun-94 Dic-99 May-05
Pre
sión
(K
g/cm
2)
0
500
1000
1500
2000
2500
AG
UA
_IN
YE
CTA
DA
(B
/d)
TODAS C-117 C-118C-198 C-201 C-202C-205 C-226 C-557C-558 C-564 C-572C-559 PROMEDIO Qi
T-076 T-81D
Arreglo núm. 52 - Pozo Inyector T 081COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION E INYECCION
ARREGLO_052
0
500
1000
1500
2000
2500
1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Gas
to d
e A
ceite
_Ag
ua-
P_A
gu
a-I (
B/d
)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Gas
to d
e G
as (M
pie
3 /d)
ACEITE AGUA_PRODUCIDA AGUA_INYECTADA GAS
COMPORTAMIENTO DE PRESION ARREGLO_052
0
50
100
150
200
250
300
350
1954 1957 1960 1962 1965 1968 1971 1973 1976 1979 1982 1984 1987 1990 1993 1995 1998 2001 2004
Pre
sión
(K
g/cm
2)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Agu
a In
yect
ada
(B/d
)
TODAS PROMEDIO Qi
Resumen de Arreglo SeleccionadosPUNTOS DE DRENE
ARREGLO ACEITE AGUA_PRODUC GAS AGUA_INYECT ACEITE AGUA_P GAS AGUA_IMM Bls MM Bls MMPie3 MM Bls TOTAL ACTIVOS INACTIVOS b/d b/d Pie3/d b/d
P O Z O S
P R O D U C C I O N A C U M U L A D A G A S T O A C T U A LREVISADOS
Información de Arreglos Evaluados
Pro
du
cc. A
cum
. (M
M B
ls/M
M P
ie)
ACEITE AGUA_PRODUCIDA GAS AGUA_INYECTADA
12345678910
59275258537551222116
9.19.07.87.87.87.24.54.03.32.3
8.38.57.56.23.68.03.32.75.16.0
5.65.04.53.96.96.81.93.01.91.3
3.79.810.614.99.97.37.84.413.88.8
1415141313128
10109
91111101076963
5433352146
33652337532830511820026818661
988904774788396305222
154179
185
23320112314514312075802736
13051272
8491395
68123671551
766811740
#
0
2
4
6
8
10
12
14
16
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Modelo de la PruebaEstimando Volumen Poroso por Arreglo. Arreglo 27
Bg (CO²) =0.6(By / M Pcn CO²(Tomado de Monograma Vol. 20 - SPE)
Para Py = 2800 psia y Ty = 192 °F
ÁREA DEL ARREGLO
A1/2t = 34641 mts 2
A1t = 69282 mts 2
AT = 415692 mts 2
TrapeciosA 1t = 207846 mts 2
A T = 415692 mts 2
Triángulos
m2 Km2 pie2 Acres
AT
415692 0.42 4E+06 103
400 mts
200
h
h = 346
DATOS DEL YACIMIENTO: ARREGLO # 027
Espesor (h)= 443 Pies
Porosidad (f)= 11 %
Sat. Aceite (Soi
)= 79.0 %
Sat. Agua (Swi
)= 21.0 %
AreaTotal (AT
)= 103 Acres
Factor Volum.(Boi)= 1.21 By/Bn
Sat. Aceite Res. (S or )= 62.5 %
VT
= AT
x h = 353.0 MM By
VT
= AT
x h / Bo = 291.7 MM Bn
V. Poroso (Vp) / Arreglo
Vp = AT x h x f = 38.8 MM By
Voi = AT x h x f x Soi = 30.7 MM By
Voi = AT
x h x f x Soi/Bo = 25.3 MM Bn
Producción Acumulada 10.9 MM Bn
Producción Acumulada 9.0 MM By
Factor de Recuperación 35.6 %
Sat. Aceite Res. (Sor
)= 64.4 %
I
PP
P
PP
P
400 MTS
Para la mayoría de los proyectos de inyección de CO² llenan 1 By(VP) normalmente, se utilizan entre 5 y 10 M Pcn de CO² (Total) para recuperar 1 Bn de aceite (P. Miscible
Vol. Aceite Inicial (Voi) / Arreglo
Vol. Aceite Residual (Vor) / Arreglo # 27
V. Total (Vt) / Arreglo
VOLUMEN TOTAL DE UN ARREGLO
T-068T-073T-080T-82TAT-083T-113T-114T-565T-567T-764T-786T-787T-798
PRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORINYECTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTOR
ABIERTOABIERTOABIERTOABIERTOCERRADOCERRADOABIERTOCERRADOABIERTOABIERTOCERRADOABIERTOABIERTO
ARREGLO 059Selección del Área de la Prueba
Recuperación de Aceite vs Vol. Agua Inyectada - Arreglo - 059
0.10.20.30.50.71.01.21.51.82.12.42.83.13.43.74.14.65.25.66.16.46.7 7.1
7.7
9.1
10.010.9
11.512.2
13.013.8
14.415.1
15.616.0 16.3
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
0 10 20 30 40 50 60 70Agua Inyectada (% Vp)
Fac
tor de
Rec
uper
ació
n A
ceite
(%)
TIPO EDO.POZOCRITERIOS DE SELECCIÓN
I . Disponibilidad de Información de:
NúcleosRegistros modernos de petrofisicaArchivos de Producción e InyecciónArchivos de Presión
II. Estudios de Trazadores
III. Caracterización de Fluidos “PVT”
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION ARREGLO_059
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
Pro
du
ccio
n A
ceit
e_A
gu
a-P
_Ag
ua-
I (B
/d)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
RG
A (P
ie3/
Bl)
Aceite Agua_Producida RGA
Análisis de datos de producción
Gráficas log-log de porcentaje de agua vs producción acumulada total y atribuible.
Permite estimar la recuperación esperada.
Gráficas log-log de reservas remanentes vs producción acumulada.Permite estimar la eficiencia del proceso.
Mapas de burbuja de :Agua inyectada.Agua producida.Acumulada total y atribuible.Gastos actuales de aceite.
Permite cambiar estrategias de inyección y barrido, identificar zonas invadidas.
Gráficas log-log de la derivada de flujo fraccional de agua vs la producción de aceite.
Permite identificar mecanismos de entrada al pozo.
Ánalisis de la RGA.Permite deducir el grado de llenado en las áreas de inyección.
Criterios de selecciónScreening
SIMULACIÓNDEL PROCESO
IMPLANTACIÓN DE PROCESOS DE RECUPERACIÓNSECUNDARIA Y/O MEJORADA
CAMPOS
SCREENING
ESTUDIO DEFACTIBILIDAD
EVALUACIÓNECONÓMICAPRELIMINAR
PRUEBA PILOTO
IMPLANTACIÓN DELPROCESO
MONITOREO, EVALUACIÓNY ADECUACIÓN
TOMA DEINFORMACIÓN
Proceso de identificación ypreselección de campos
Selección y rankeo de loscampos con mejores
características
Selección delproceso
Jerarquización de las variablesque controlan el proceso
Escalamientodel proceso
Evaluación y control del riesgo de las variables
con mayor incertidumbre
Evaluación del proyecto para su
implantación
OBJETIVOS DEL ESTUDIO DE FACTIBILIDAD
ü Estimar las variables que dominan el proceso.•Balance entre fuerzas viscosas, gravitacionales y capilares•Presión mínima de miscibilidad•Eficiencias de barrido y desplazamiento•Presión óptima de inyección
ü Entender el tipo de desplazamiento esperado.
ü Valorar el impacto de la incertidumbre de las propiedades del yacimiento y del fluido.
ü Eliminar combinaciones del proceso-yacimiento que no son técnicamente viables.
üEntender la distribución remanente del aceite§Aceite móvil§Incertidumbre
TÍPICA EVALUACIÓN DE CRITERIOS DE SELECCIÓN a
Miscible CO2 Flooding
No fracturing
Limited heterogeneity
> 20%Oil Saturation
>27 APIOil Gravity
> 2500 ftDepth
Steam Flooding
1000 – 4000 mDPermeability
10 - 36 APIOil Gravity
200 – 1000 cpOil viscosity
> 30 ftThickness
< 3000 ftDepth
a Ref. Maggie Thompson, ECL Group PLC, Effective Identification of EOR Opportunities Workshop 2004
CRITERIOS UTILIZADOS PARA LA PRESELECCIÓN DE UN CAMPO PARA UN PROCESO DE INYECCIÓN DE AIRE
Los criterios propuestos en la metodología utilizada por la Cía. TOTAL para la selección de los campos candidatos para el proceso de inyección de aire consideran los siguientes aspectos:1. Geometría, estructura, compartamentalización2. Petrofísica/Heterogeneidad3. Reactividad4. Status - Mecanismo de producción5. Otros procesos de recuperación mejorada6. Datos disponibles para fase 2 7. Status de pozos, seguridad8. Volumen y reservas
REVALORACIÓN DE PESOS ESPECÍFICOS
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
TOTAL PEP
Geometría del yacimiento
Petrofísica/Heterogeneidad
Reactividad
Status- Mecanismos deProducción
Otros procesos de Rec. Mejorada
Datos disponibles para la fase 2
Status de pozos, seguridad
Volumen y Reservas
Agua Fria
PEMEX TOTAL
Nota Global 2.5 2.6Nota Global sin Reactividad2.5 2.6Nota al 19/11/04 19.8 18.6
Nota por categoria
Nota por categoria
Geometría de yacimientos, estructura, compartamentalización 0.85 0.72Cierre estructural o estratigráfico 2 2Echado (<3°=2 - >3°=4) 2 2
5 4
Distribución de fluidos inicial (presencia de casquete de gas) 1 o 3 5 3Distribución de fluidos inicial (acuifero) 5 3Fallamiento (oui et connu=5 - oui et inconnu=1 - non=4) 5 4Tamaño de una unidad dinámica 2 4Continuidad de cuerpos reservorios 5 4
Petrofísica/Heterogeneidad 0.77 0.89Porosidad 3 3Swi 2 2Permeabilidades horizontales 2 2Heterogeneidad horizontal 2 4Permeabilidades verticales 1Heterogeneidad vertical 2 4Fracturamiento natural 4 3
Reactividad 0.47 0.56Temperatura 2 2Viscosidad 3 3API 3 3Saturación de agua / Acuífero 3 3Pi - Psat 2 4
Masivo (++proceso dominado por gravedad) o Espesor Delgado (++proceso dominado por viscosidad)
EJEMPLO DE RANKEO: CAMPO AGUA FRÍA
Pi - Psat 2 4
Status - Mecanismo de producción 0.13 0.17Presión actual / Vaciamiento 2 2Saturación de gas 1 2
Otros procesos de recuperación mejorada 0.10 0.10Sorg versus Sorw 3 3
Datos disponibles para fase 2 (incluyendo control de calidad) 0.11 0.10Sísmica 5 5Núcleos 5 4RegistrosEstudios IntegralesModelo estático 3DModelo dinámico 3D
Status de pozos, seguridad 0.03 0.03Número de pozosNúmero de disparos por pozoContexto geográficoCorrosión, cementación 3 3Fracturamiento hidráulicoNúmero de pozos taponados
Volumen y reservas 0.08 0.05Área de la prueba piloto 2Reservas en juego (incluyendo campos parecidos) 5 5
Notación sumarizada 2.54 2.62
Agua Fria
PEMEX TOTAL
Nota Global 2.5 2.6Nota Global sin Reactividad2.5 2.6Nota al 19/11/04 19.8 18.6
Nota por categoria
Nota por categoria
EJEMPLO DE RANKEO: CAMPO AGUA FRÍA
RANKING OF THE VARIOUS FIELDS
0
1
2
3
4
5
Agua Fria San Andres (SASup only)
Ogarrio (Block Aonly)
Sanchez Magallanes Tres Hermanos Cactus_Calcarena
SU
ITA
BIL
ITY
TO
AIR
INJE
CT
ION
(fro
m 0
to 5
) *
'
Volumen y reservas
Status de pozos, seguridad
Datos disponibles para fase 2
Otros procesos de recuperacion mejorada
Status - Mecanismo de produccion
Reactividad
Petrofisica/Heterogeneidad
Geometria, estructura, compartamentalizacion
5= very favorable
4= favorable
3= indifferent
2= unfavorable
1= very unfavorable
0= killing
GRAFICA DE RESULTADOS: RANKEO TOTAL
RANKING OF THE VARIOUS FIELDS
0
1
2
3
4
5
Agua
Fria
San A
ndres
(San
Andre
s Sup
only)
Ogarrio
(Bloc
k A on
ly)
Sanch
ez Maga
llanes
Tres H
ermano
s
Cactu
s_Calc
arena
Coyo
tes # S
oleda
d Nort
e
Cinco
Presi
dente
s
Cactu
s_Dolo
mia + Ni
spero
+ Rio N
uevo
Comoap
a
SU
ITA
BIL
ITY
TO
AIR
INJE
CT
ION
(fro
m 0
to 5
) *
'
Volumen y reservasStatus de pozos, seguridadDatos disponibles para fase 2 Otros procesos de recuperacion mejoradaStatus - Mecanismo de produccionReactividadPetrofisica/HeterogeneidadGeometria, estructura, compartamentalizacion
very favorable
favorable
indifferent
unfavorable
very unfavorable
killing
GRAFICA DE RESULTADOS: RANKEO PEP
REVALORACIÓN DE PESOS ESPECÍFICOSTOTAL PEMEX
REVALORACIÓN DE PESOS ESPECÍFICOSTOTAL PEMEX
REVALORACIÓN DE PESOS ESPECÍFICOSTOTAL PEMEX
PEPTOTALCRITERIO
0.02
0.06
0.06
--
0.25
0.18
0.26
0.16
0.02Volumen y Reservas
0.06Status de pozos, seguridad
0.06Datos disponibles para la fase 2
Pesos específicos de criterios
0.04Otros procesos de Rec. Mejorada
0.09Status- Mecanismos de Producción
0.18Reactividad
0.33Petrofísica/Heterogeneidad
0.22Geometría del yacimiento
REVALORACIÓN DE PESOS ESPECÍFICOS
REVALORACIÓN DE PESOS ESPECÍFICOS
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
TOTAL PEP
Geometría del yacimiento
Petrofísica/Heterogeneidad
Reactividad
Status- Mecanismos deProducción
Otros procesos de Rec. Mejorada
Datos disponibles para la fase 2
Status de pozos, seguridad
Volumen y Reservas
CRITERIOS PROPUESTOS LA PRESELECCIÓN DE UN YACIMIENTO NATURALMENTE FRACTURADO
ü Geometría / Estructura / Compartamentalización
• Tamaño del campo
• Intensidad del fracturamiento
ü Petrofísica / Heterogeneidad
• Tipo de porosidad
• Cambios diagenéticos
• Posición de fracturas (Vertical, inclinada, horizontal)
• Relación de porosidad primaria / secundaria (vugular).
• Permeabilidad de la matriz, permeabilidad de la fractura
• Mojabilidad
ü Status / Mecanismo de producción
• Expansión del sistema (roca y fluido)
• Entrada de agua
• Segregación gravitacional (drene gravitacional)
• Gas en solución
• Expansión de la capa de gas
Recuperación secundaria en arenas, PEP.
Activo Cinco Presidentes (Rec. Sec.)
0
50
100
150
200
250
74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04
Mill
ares
Dias
BP
D qo [BPD]Iw [BPD]
Acumuladas
0
200
400
600
800
1000
1200
74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04
Dias
MM
BL
S
0
10
20
30
40
50
60
70
Np (Rec. Sec.)
Wip
Wpi/Np
0
2 5 , 0 0 0
5 0 , 0 0 0
7 5 , 0 0 0
1 0 0 , 0 0 0
1 2 5 , 0 0 0
1 5 0 , 0 0 0
1 7 5 , 0 0 0
2 0 0 , 0 0 0
2 2 5 , 0 0 0
2 5 0 , 0 0 0
7 4 7 5 7 6 7 7 7 8 7 9 8 0 8 1 8 2 8 3 8 4 8 5 8 6 8 7 8 8 8 9 9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4
T I E M P O
I w (
BP
D )
0
1 5 0
3 0 0
4 5 0
6 0 0
7 5 0
9 0 0
1 , 0 5 0
1 , 2 0 0
1 , 3 5 0
1 , 5 0 0
Wi (
MM
BLS
)
L a V e n t a
C i n c o P r e s i d e n t e s
C u i c h a p a
S á n c h e zM a g a l l a n e s
R o d a d o r
S a n R a m ó n
P u e n t e
B a c a l
O t a t e s
O g a r r i o
M o l o a c á n
0
2 5 , 0 0 0
5 0 , 0 0 0
7 5 , 0 0 0
1 0 0 , 0 0 0
1 2 5 , 0 0 0
1 5 0 , 0 0 0
1 7 5 , 0 0 0
2 0 0 , 0 0 0
2 2 5 , 0 0 0
2 5 0 , 0 0 0
7 4 7 5 7 6 7 7 7 8 7 9 8 0 8 1 8 2 8 3 8 4 8 5 8 6 8 7 8 8 8 9 9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4
T I E M P O
I w (
BP
D )
0
1 5 0
3 0 0
4 5 0
6 0 0
7 5 0
9 0 0
1 , 0 5 0
1 , 2 0 0
1 , 3 5 0
1 , 5 0 0
Wi (
MM
BLS
)
L a V e n t a
C i n c o P r e s i d e n t e s
C u i c h a p a
S á n c h e zM a g a l l a n e s
R o d a d o r
S a n R a m ó n
P u e n t e
B a c a l
O t a t e s
O g a r r i o
M o l o a c á n
0
5 , 0 0 0
1 0 , 0 0 0
1 5 , 0 0 0
2 0 , 0 0 0
2 5 , 0 0 0
3 0 , 0 0 0
3 5 , 0 0 0
4 0 , 0 0 0
7 4 7 5 7 6 7 7 7 8 7 9 8 0 8 1 8 2 8 3 8 4 8 5 8 6 8 7 8 8 8 9 9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4
T I E M P O
Qo
( BP
D )
0
2 0
4 0
6 0
8 0
1 0 0
1 2 0
1 4 0
1 6 0
Np
(MM
BLS
)
L a V e n t a
C i n c o P r e s i d e n t e s
C u i c h a p a
S á n c h e zM a g a l l a n e s
R o d a d o r
S a n R a m ó n
P u e n t e
B a c a l
O t a t e s
O g a r r i o
M o l o a c á n
0
5 , 0 0 0
1 0 , 0 0 0
1 5 , 0 0 0
2 0 , 0 0 0
2 5 , 0 0 0
3 0 , 0 0 0
3 5 , 0 0 0
4 0 , 0 0 0
7 4 7 5 7 6 7 7 7 8 7 9 8 0 8 1 8 2 8 3 8 4 8 5 8 6 8 7 8 8 8 9 9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4
T I E M P O
Qo
( BP
D )
0
2 0
4 0
6 0
8 0
1 0 0
1 2 0
1 4 0
1 6 0
Np
(MM
BLS
)
L a V e n t a
C i n c o P r e s i d e n t e s
C u i c h a p a
S á n c h e zM a g a l l a n e s
R o d a d o r
S a n R a m ó n
P u e n t e
B a c a l
O t a t e s
O g a r r i o
M o l o a c á n
Aceite Extraido
0
200
400
600
800
1000
1200
BACAL
CINCO PRES
IDENTE
S
CUICHAPA
LA VE
NTA
MOLOACAN
OGARRIO
OTATE
S
PUEN
TE
RODADOR
S. MAGALL
ANES
SAN RAMON
C A M P O S
MM
BLS N
Np (Rec Sec.)Np (Primario)
Volúmenes Activo Cinco Presidentes [MMBLS]
1249.25
142.47
236.63
70.89
4216.53
Np (Primario)Np (Res. Sec.)Reserva Remanente (1P)Reserva Remanente (2P +)Recurso Potencial
Activo Cinco Presidentes
0.00
5000.00
10000.00
15000.00
20000.00
25000.00
30000.00
35000.00
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Np [MMBLS]
qo
[BP
D] a
trib
uibl
e
Reserva remanente para inyección de agua
La Venta
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]Puente
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
0.00 0.01 0.01 0.02 0.02 0.03 0.03 0.04 0.04
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
Sanchez Magallanes
0
50
100
150
200
250
0 5 10 15 20 25
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
Otates
0
5
10
15
20
25
30
35
0 1 2 3 4 5 6 7
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
Ogarrio
0
20
40
60
80
100
120
0 1 2 3 4 5 6 7 8
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]Cinco Presidentes
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 5 10 15 20 25
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
San Ramón
0
2
4
6
8
10
12
0 1 2 3 4 5 6 7
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
Rodador
0
1
2
3
4
5
6
7
8
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
Bacal
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 5 10 15 20 25 30
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]Cuichapa
0
50
100
150
200
250
300
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
Moloacan
0
2
4
6
8
10
12
14
16
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
Total
0
200
400
600
800
1000
1200
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
Total
0.1
1.0
10.0
100.0
1000.0
10000.0
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
Total
0.1
1.0
10.0
100.0
1000.0
10000.0
0.01 0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00
Np [MMBLS]
Wip
[MM
BLS
]
La Venta
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
0 5 10 15 20 25 30 35 40
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
Puente
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0 2 4 6 8 10 12 14
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
Sanchez Magallanes
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
0 2 4 6 8 10 12 14 16
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
Otates
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
0 2 4 6 8 10 12
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
Ogarrio
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0 1 2 3 4 5 6 7
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
Cinco Presidentes
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
0 2 4 6 8 10 12
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
San Ramón
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
Rodador
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
Bacal
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
0 5 10 15 20 25
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
Cuichapa
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
Moloacán
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0 1 2 3 4 5 6 7
% Vp (Agua Inyectada)
Fr
(%)
Activo Cinco Presidentes
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
% Vp (Agua Inyectada)
Fr (%
)
La ventaPuenteSanchez MagallanesOtatesOgarrioCinco PresidentesSan RamónRodadorBacalCuichapaMoloacán
Recuperación secundaria en yacimientos carbonatados. PEP
Yanling Field, China
SPE 84459Quantification of Uncertanty in Recovery Efficent Predictions: Lessons Learning from 250 Mature Carbonate Field
Historia de producción de un yacimiento fracturado dolomitizadoadministrando la producción (manejo de plataforma),controlando la entrada de agua
Casablanca Field, España
Historia de producción de un yacimiento carbonatado dolomitizadocon buena conductividad
Existen condiciones favorables para el proceso de EOR, por lo que aproximadamentese produjo un barril de aceite por cada barril de agua inyectado
Jay Field, USA
Distribución de los factores de recuperación finales para yacimientoscarbonatados productores de aceites ligeros e intermedios
Campo Artesa
SPE 84459Quantification of Uncertanty in Recovery Efficent Predictions: Lessons Learning from 250 Mature Carbonate Field
Campo Poza Rica
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓN
0
100
200
300
400
500
600
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35
AbkatúnArtesaCactus-CalcCactus-DoloPoza RicaSitio GrandeSamaria
0
5
10
15
20
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75
0
20
40
60
80
Abkatún (I)Artesa (I)Cactus-Calc (I)Cactus-Dolo (I)Sitio Grande (I)Samaria (I)Poza Rica (D)
0
100
200
300
400
500
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75
0
5
10
15
20
25
30
35AbkatúnCactus-Dolo (I)Poza Rica (I)Sitio Grande (I)Samaria (I)Cactus-Calc (D)
Tiempo (años)
ABKATÚN, N=5250 MMBLS, km= 15 md, 28 API
CACTUS DOLO, N=1880 MMBLS, km= 2 md, 37 API
ARTESA, N=220 MMBLS, km= 0.1 md, 28 API
SITIO GRANDE, N=1153 MMBLS, km= 6 md, 39 APICACTUS CALC, N=188 MMBLS, km= 6 md, 37 API
POZA RICA, N=4800 MMBLS, km= 20 md, 31 APISAMARIA, N=4583 MMBLS, km= 2 md, 39 API
0
100
200
300
400
500
600
0 5 10 15 20 25 30 35
0
10
20
30
40
0
5
10
15
20
0 5 10 15 20 25 30 35
0
2
4
6
8Abkatún (I)Cactus-Dolo (I)Poza Rica (I)Sitio Grande (I)Samaria (I)Artesa (D)Cactus-Calc (D)
0
100
200
300
400
500
0 5 10 15 20 25 30 35
0
5
10
15
20
25
30
35
AbkatúnCactus-Dolo (I)Poza Rica (I)Sitio Grande (I)Samaria (I)Cactus-Calc (D)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35
AbkatúnArtesaCactus-CalcCactus-DoloPoza RicaSitio GrandeSamaria
Tiempo (años)
ABKATÚN, N=5250 MMBLS, km= 15 md, 28 API
CACTUS DOLO, N=1880 MMBLS, km= 2 md, 37 API
ARTESA, N=220 MMBLS, km= 0.1 md, 28 API
SITIO GRANDE, N=1153 MMBLS, km= 6 md, 39 APICACTUS CALC, N=188 MMBLS, km= 6 md, 37 API
POZA RICA, N=4800 MMBLS, km= 20 md, 31 APISAMARIA, N=4583 MMBLS, km= 2 md, 39 API
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓN
0
100
200
300
400
500
600
0 5 10 15 20 25 30 35
0
5
10
15
20
0 5 10 15 20 25 30 35
Abkatún
Poza Rica
Samaria
0
100
200
300
400
500
0 5 10 15 20 25 30 35
Abkatún
Poza Rica
Samaria
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35
Abkatún
Poza Rica
Samaria
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓN
ABKATÚN, N=5250 MMBLS, km= 15 md, 28 API, Vugular y Fracturado
SAMARIA, N=4583 MMBLS, km= 2 md, 39 API, Fracturado
POZA RICA, N=4800 MMBLS, km= 20 md, 31 API, Kárstico (debritas)
0
20
40
60
80
100
120
140
0 5 10 15 20 25 30 35
0
5
10
15
20
0 5 10 15 20 25 30 35
Artesa
Cactus-Calc
Cactus-Dolo
Sitio Grande
0
50
100
150
200
0 5 10 15 20 25 30 35
Cactus-Calc
Cactus-Dolo
Sitio Grande
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35
Artesa
Cactus-Calc
Cactus-Dolo
Sitio Grande
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓN
ARTESA, N=220 MMBLS, km= 0.1 md, 28 API
SITIO GRANDE, N=1153 MMBLS, km= 6 md, 39 API
CACTUS DOLO, N=1880 MMBLS, km= 2 md, 37 API
CACTUS CALC, N=188 MMBLS, km= 6 md, 37 API
0
100
200
300
400
500
600
0 5 10 15 20 25
0
5
10
15
20
0 5 10 15 20 25
0
100
200
300
400
500
0 5 10 15 20 25
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO ABKATÚN
ABKATÚN, N=5250 MMBLS, km= 15 md, 28 APIVUGULAR Y FRACTURADO
0.000
0.001
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Np/N (%)
Fw
(%)
INICIO DE INYECCIÓN DE
AGUA
EVALUACIÓN DEL PROCESO DE INYECCIÓN DE AGUACAMPO ABKATÚN
0
50
100
150
200
250
300
350
0 5 10 15 20 25 30 35
0
5
10
15
20
0 5 10 15 20 25 30 35
0
100
200
300
400
0 5 10 15 20 25 30 35
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35
PRESIÓ
N (P
SIA
)
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO SAMARIA
SAMARIA, N=4583 MMBLS, km= 2 md, 39 API, Fracturado
0.01
0.10
1.00
10.00
100.00
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Np/N (%)
Fw
(%
)EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DE AGUA
CAMPO SAMARIA
INICIO DEINYECCIÓN DE
AGUA
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75
0
20
40
60
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75
0
100
200
300
400
500
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO POZA RICA
POZA RICA, N=4800 MMBLS, km= 20 md, 31 API, Kárstico (debritas)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75
0.01
0.10
1.00
10.00
100.00
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Np/N (%)
Fw (
%)
EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DE AGUACAMPO POZA RICA
INICIO DEINYECCIÓN DE
AGUA
0
20
40
60
80
100
120
140
0 5 10 15 20 25 30 35
0
5
10
15
20
0 5 10 15 20 25 30 35
0
50
100
150
200
0 5 10 15 20 25 30 35
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO CACTUS - DOLOMÍAS
CACTUS DOLO, N=1880 MMBLS, km= 2 md, 37 API
0.01
0.10
1.00
10.00
100.00
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Np/N (%)
Fw
(%)
EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DE AGUACAMPO CACTUS - DOLOMÍAS
INICIO DEINYECCIÓN DE
AGUA
0
5
10
15
20
25
0 5 10 15 20 25 30 35
0
1
2
3
0 5 10 15 20 25 30 35
0
5
10
15
20
0 5 10 15 20 25 30 35
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO CACTUS - CALCARENAS
CACTUS CALC, N=188 MMBLS, km= 6 md, 37 API
0.01
0.10
1.00
10.00
100.00
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Np/N (%)
Fw
(%)
EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DE AGUACAMPO CACTUS - CALCARENAS
INICIO DEINYECCIÓN DE
AGUA
0
20
40
60
80
100
120
140
0 5 10 15 20 25 30 35
0
5
10
15
0 5 10 15 20 25 30 35
0
50
100
150
200
0 5 10 15 20 25 30 35
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO SITIO GRANDE
SITIO GRANDE, N=1153 MMBLS, km= 6 md, 39 API
0.01
0.10
1.00
10.00
100.00
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Np/N (%)
Fw
(%)
EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUACAMPO SITIO GRANDE
0
10
20
30
40
0 5 10 15 20 25 30
0
2
4
6
0 5 10 15 20 25 30
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30
IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO ARTESA
ARTESA, N=220 MMBLS, km= 0.1 md, 28 API
AGUA INYECTADA
0.01
0.10
1.00
10.00
100.00
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Np/N (%)
Fw
(%
)EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DE AGUA
CAMPO ARTESA
0
100000
200000
300000
400000
500000
0 500 1000 1500 2000
Np MMbls
Qo
bp
d
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
0 500 1000 1500 2000 2500
Np MMbls
Py
psi
a
0.000
0.001
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
0 500 1000 1500 2000 2500
Np (MMBLS)
Fw (%)
INICIO DE INYECCIÓN DE
AGUA
600000
700000
800000
900000
1000000
1100000
0 500 1000 1500 2000 2500
Np (MMBLS)
RGA (FT3/BL)
INICIO DE INYECCIÓN DE
AGUA
Atribuible300-200 mmbls6-4%
RGA(pie3/bl)
Fw(% )
Reserva menor a60 mmb
1994-1995
600000
700000
800000
900000
1000000
1100000
0 500 1000 1500 2000 2500
Np (MMBLS)
RGA (FT3/BL)
INICIO DE INYECCIÓN DE
AGUA
INYECCIÓN DE AGUA
0
100
200
300
400
500
0 500 1000 1500 2000 2500
Np (MMBLS)
AGUA INYECTA
DA (MBPD)
0
100000
200000
300000
400000
500000
0 500 1000 1500 2000
Np MMbls
Qo
bp
d
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
0 500 1000 1500 2000 2500
Np MMbls
Py
psi
a
0.000
0.001
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
0 500 1000 1500 2000 2500
Np (MMBLS)
Fw (%)
INICIO DE INYECCIÓN DE
AGUA
Wi(mbpd)
Fw(% )
1994-1995
600000
700000
800000
900000
1000000
1100000
0 500 1000 1500 2000 2500
Np (MMBLS)
RGA (FT3/B
L)
INICIO DE INYECCIÓN DE
AGUA
INYECCIÓN DE AGUA
0
100
200
300
400
500
0 500 1000 1500 2000 2500
Np (MMBLS)
AGUA INYECTA
DA (M
BPD)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
0 500 1000 1500 2000 2500
Np MMbls
Py
psi
a
18CARB.84.72558.0INY. AGUATAMAULIPAS-CONST.
29ARENA2.1230.2INY. AGUABACAL
30ARENA2.5452.6INY. AGUACUICHAPA
35ARENA34.5971.5INY. AGUACINCO PRESIDENTES
33ARENA79.7981.5INY. AGUAOGARRIO
28CARB.47.71422.0INY. AGUASAN ANDRÉS
29CARB.3.3258.5INY. AGUAHALLAZGO
30CARB.325.54809.7INY. AGUAPOZA RICA
34ARENA2.3213.8INY. AGUAOTATES
31ARENA48.5457.0INY. AGUASAN RAMÓN
33ARENA56.21030.6INY. AGUASANCHEZ MAGALLANES
31CARB / NF917.54583.0INY. AGUASAMARIA
CARB / NF
TIPO YAC.
30
API
308.69352.0INY. AGUAABKATUN-POL-CHUC
RES. REM. 2P (MMB)
N (MMB)
PROCESOPROYECTO
PROYECTOS EN EJECUCIÓN DE RECUPERACION SECUNDARIA
18CARB.1.1165.5INY. AGUABARCODÓN
35CARB.109.61039.8INY. AGUAARENQUE
29CARB.1.2191.0INY. AGUAREMOLINO
35ARENA32.5163.0INY. AGUARODADOR AREA NORTE
22ARENA6.2221.7INY. AGUAMOLOACÁN
s/dARENA0.0206.0INY. AGUALA VENTA
S / DARENA0.06.1INY. AGUAPUENTE
28ARENA5.9607.6INY. AGUAEL GOLPE
28CARB / NF5.9228.1INY. AGUAARTESA
33CARB / NF75.21152.6INY. AGUASITIO GRANDE
28CARB / NF283.33111.0INY. AGUACUNDUACÁN
CARB / NF
CARB.
TIPO YAC.
39
39
API
63.12068.6INY. AGUACACTUS (DOLOMÍA)
63.12068.6INY. AGUACACTUS (CALCARENITA)
RES. REM. 2P (MMB)
N (MMB)
PROCESOPROYECTO
PROYECTOS SUSPENDIDOS DE RECUPERACION SECUNDARIA
Comentarios
Los proyectos de recuperación adicional son las alternativas reales, después de la incorporación de reservas, de negocios futuros en PEP.
Es una actividad que requiere mayor inversión de tiempo y costos, trabajar en equipo de manera integral.
Su rentabilidad generalmente, es menor que la explotación primaria.
La planeación y el diseño de los procesos, necesitan un tiempo de madurez antes de implementarse, para tener control sobre el riesgo y la incertidumbre, por lo que se debe tener una visión de negocios.