Embed Size (px)
Citation preview
Module:
Lecturer:
Course: MESA 1
ASPECTOS TECNOLÓGICOS
Coordinador: Emilio Carro
Coordinador General: Miguel Ángel Remón Adjunto: Alberto Carbajo
Evolución de conceptos y técnicas en la exploración de
hidrocarburos
I JORNADAS
Desafíos y polémicas en el sector del petróleo‐gas en el mundo: el caso español
6 – 7 mayo
MESA 1:Aspectos Tecnológicos
Ponente:Pedro Cámara
Los inicios de la exploración se basaron en geología de superficie, y en la gravimetría.
Mapas de carga sedimentaria (Surlyk et al., 2003), y de anomalíagravitatoria (Sandwell & Smith, 1997) del Mar del Norte.
Max SteinekeStandard Oil Chief Geologist
GahwarMapa estructural inicial
•Tamaño: 3.280 Km2 (280 Km x 25 Km)•Descubierto en 1948. Produce desde 1951•Reservas originales: 100 Billones de bbl.•Producción: 5 Millones bbl./d. (Jurásico)•226 Millones de m3/d. (Paleozóico)
Conceptos importantes que han influido notablemente en la exploración de hidrocarburos: Tectónica de placas y Estratigrafía secuencial.
En 1977 Peter Vail y Robert Mitchum (Exxon) coordinan lapublicación de la Memoria 26 de la AAPG con la asunciónde que los reflectores sísmicos representan líneas tiempo,siendo la base de la estratigrafía secuencial moderna.
Evidencia estratigráfica y
estructural en la reconstrucción de
cuencas de Gondwana
Se considera a Gus Archie el padre de la interpretación de registros. En 1947, Shell recomendó el abandono del pozo Walter´s‐1 en Oklahoma al no mostrar indicios de hidrocarburos.Gus, ploteando la SP vs. Resistividad, sugirió una litología uniforme de granito meteorizado con varias zonas que podrían contener hidrocarburos. Después de realizarse las pruebas, se descubrió uno de los mayores campos de gas de Shell en los 50´s, Elk City.
Los registros representaron desde su inicio, la técnica fundamental en la evaluación de la litología y petrofísica de las formaciones.
Actualmente la toma de registros durante la perforación (LWD) es la técnica mas frecuente
El mayor avance en la exploración de hidrocarburos llegó con la adquisición de sísmica 2D, y sobre todo de 3D. Actualmente el procesado de atributos ha mejorado las imágenes.
El análisis de los diferentes atributos sísmicos permite una mejor interpretación de las imágenes sísmicas
Componentes de las ondas
Las variaciones AVO (Amplitude vs. Offset) permite identificar tipos de fluidos existentes
Interpretación sísmica usando atributos
Fracture Delineation 3. CURVATURE 4. WAVEFORM
Fault DelineationChannel Delineation 2. COHERENCY1. AMPLITUDE
Facies Delineation
Seismic Response & it’s Attributesare linear combination of 3 variables
AMPLITUDE
FREQUENCY
PHASE
Sand quality NTG Porosity Fluid & Lithology
Resolution Thin beds/Tunning Channel detection Coal bed discrimination
Seismic well match Discontinuity faults Unconformity
NEAR ( 5 – 15 DEG ) FAR ( 25 – 40 DEG )
SPEC-DECOMP --- AVO
RISING AVO HC INDICTOR : GAS DISCOVERY
Las técnicas recientes optimizan tiempo, coste, y mejoran las imágenes : “Multi azimut”, “Broadband”, 4D
La adquisición Broadband combina hidrófonos, geófonos y streamers a profundidades variables, pudiendo registrar frecuencias mas bajas.
Time–lapse, o 4D es la adquisición, procesado e interpretación de adquisiciones sísmicas sucesivas sobre un campo en producción
Mapa de maduración del Lías inf. en la plataforma burgalesa. Diagrama de enterramiento de Ayoluengo‐1 (Beroiz, et al., 2011)
Modelado general de cuenca con estimación de hidrocarburos generados in place
El modelado de cuencas y sistemas petroleros determina si las condiciones pasadas fueron adecuadas para la existencia de yacimientos de hidrocarburos.
Modelado litológico en una cuenca subsidente fallada.
Major Deep Water Basins
Major World Deltas
El avance de los conceptos exploratorios y tecnología condujo a buscar modelos sucesivamente en: “on‐shore”, “shallow‐water”, “deep water”
Deep WatersDeep Waters
Gas Oil
La búsqueda de petróleo en aguas profundas frente al gas de aguas someras, representó un cambio en los modelos precedentes
La exploración de los principales deltas fue un modelo exitoso en la mayoría de los casos.
Artic Basin Resources
El futuro: “Shale gas”, Ártico, ?, etc …
La producción total de hidrocarburos podrá aumentar en el futuro, sobre todo no‐convencionales. Dependerá de factores como demanda, política internacional, y tecnología.
(Exxon)
MBD
OE
MBO
ED
Producción mundial de petróleo
?
?
La evolución de conceptos y técnicas en la exploración de hidrocarburos
• Las innovaciones tecnológicas han ido en paralelo a la evolución de los conceptos exploratorios.
• Históricamente se desarrollaron principalmente en dos etapas: a partir de 1920, y de 1970, siendo el preámbulo de épocas de grandes descubrimientos.
Gracias por su atención
I JORNADAS
Desafíos y polémicas en el sector del petróleo‐gas en el mundo: el caso español
6 – 7 mayo
Ponente: Félix Castañeda
MESA 1:
Producción de hidrocarburos : De no convencionales a las aguas profundas
Impacto de la tecnología e Innovación
2
Ensayo y ErrorMitchel Energy
vision
Tecnología e innovación.
Mas Tecnología e innovación
Perf. Horizontal & “Frac” no es nuevo
Primer horizontal:1930’s
Primer “Frac”:experimento en 1947. Comercial en 1950
El comienzo
1970‐1990
• Proyectos de investigación (DOE).
• Pozos horizontales
• Gelled Frac (agua“espesa”)
• Frac. con espuma
2000‐2010
• Pozos horizontales mas extensos
• Plataformas multi‐pozo
• Frac. en etapas múltiples
• Agua sin “espesante”
• Iny.de aditivos “verdes”
2010
• Frac. de alta densidad.
• Pozos con ramas laterales.
• Énfasis en geo‐mecánica
• Uso de agua de retorno/agua salada
• Sistema de bombeo con GNC/LNG
Hitos tecnológicos- Hidrocarburos no convencionales
3
Acuífero agua dulce
Acuífero agua salada
Shale Gas
2000
1000
100
7100
Prof
undi
dad
en
pie
s
Superficie
Fuente: U.S. Department of Energy, Abril 2009
Completación avanzada
Tecnología en no convencionalesPerforación Horizontal y Fracturación Hidráulica
Fuente: Halliburton(No a escala real)
13.000(4.000m)
(2.160m).
4
Tecnología de Pozos multilaterales Minimiza el impacto en superficie Optimizan el drenaje del yacimiento al aumentar el área de contacto con el
mismo
200 m
Calgary (Canada)
‐ 1 ‐ 513Ejemplo real del impacto de los hitos tecnológicos en la evolución de la producción de hidrocarburos.
Sistema petrolero de Bakken entre los años 1980 – 2011 (USA & Canadá)
Tecnología en no convencionales:Los hitos tecnológicos recientes y el impacto en la producción de hidrocarburos
Pozos horizontales y fracturación
Pozos horizontales sin fracturación
Pozos horizontales y fracturación en etapas
Num
ero
de p
ozos
Prod
ucci
ón d
iaria
de
petr
óleo
en
num
ero
de b
arril
es
Plataforma multipozo
6
Fracturación hidráulica
6
Ejemplo de composición porcentual del volumen de un fluido de fracturación
Fuente: U.S. Department of Energy, Abril 2009
(Diluido al 15%)
Fluido de fracturación
Agua y sostenedor de fractura (proppant) 99,51%
Los aditivos del fluido de fracturación deben de cumplir con el Reglamento REACH (Reglamento (CE) nº 1907/2006 del Parlamento Europeo y del Consejo.
En vigor desde 1 de junio de 2007, no se puede comercializar ninguna sustancia química que no se encuentre registrada, evaluada y autorizada
‐ 7
Aditivos utilizados en FracturamientoUso doméstico en la actividad diaria
8
9
Induced micro‐seismicity
Measurements (thousands) of the energy ofmaximum microseismicity induced by hydraulicfracturing in major North American shale basins1;compared to a magnitude +3 earthquake whichfeels similar to the passing of a nearby truck. 2
Source: API
.1. Warpinski, N.R., Du, J. and Zimmer, “U. Measurements ofHydraulic‐Fracture Induced Seismicity in Gas Shale's.” PaperSPE 151597 presented at the SPE Hydraulic FractureTechnology Conference, The Woodlands, Texas. 6‐8 February2012.
2. USGS Earthquake web site, 2012, Link:http://earthquake.usgs.gov/learn/topics/mag_vs_int.php
La fig. muestra la máxima energía medida en el estudio. En la mayoría de las cuencas la energía inducida por el “fracking” varia entre 10.000‐1.000.000 veces menor que la de un seísmo de magnitud 3,0
Foot print of shale gas vs renewable resourcesSimilar quantity of energy delivered
Shale gas pad Wind farm Solar park
(10 wells)87 turbines,
174 MW capacity1,520,000 panels,380 MW capacity
Energy delivered over 25 years
9.5 TWh 9.5 TWh 9.5 TWh
(chemical) (electric) (electric)
Number of tall things 1 drilling rig 87 turbines None
Height 26 m 100 m 2.5 mLand area occupied by hardware, foundations, or access roads
2 ha 36 ha 308 ha
Land area of the whole facility
2 ha 1450 ha 924 ha
Area from which the facility can be seen
77 ha 5200-17,000 ha 924 ha
Truck movements 2900-20,000 7800 3800 (or 7600*)
Impacto en superficie de shale gas vs. energías renovablesSimilar cantidad de energía producida
Ref: Prof. D. MacKay Universidad de Cambridge y asesor del gobierno británicoAnálisis basado e n datos de UK ( Farr windfarm)
Sismicidad e impacto en superficie
10( )
• Nueva generación de plataformas de perforación.
• Posicionamiento dinámico
• Automatización
• MPD/DGD(control de presión)
• Cabezas submarinas/BOP (20K)
• Aleaciones ligeras de nuevos materiales mas resistentes
• Diseños.
• Flexibles/híbridos
• Nuevos materiales mas resistentes yligeros
• Soportar alta presión
• Flexibles
• Alta velocidad de fibra óptica
• Separación• Compresión• Inyección• Bombeo multi-
fasico• Aseguramiento
de flujo
Perforación
Desde los años80 en aguassomeras
RisersUmbilicals &Cables
Procesado de fondo
Hasta aguas ultra‐profundas (3.000m.+ de lamina de agua y 10.000m. de perforación
Evolución de la Tecnología Offshore
11
Evolución de la lamina de agua
‐ 1 ‐ 12
Tecnología OffshoreAlgunos ejemplos de instalaciones
Tecnología Offshore
‐ 1 ‐ 13
Algunos ejemplos de instalaciones
14
115MB/D89MB/D en 2010
En 2040, 45% de la producción sera de otrasfuentes no “convencionales”
Ref: Exxon 2015 outlook for energy a view to 2040
Producción de líquidos‐Oferta hacia 2040
I JORNADAS
Desafíos y polémicas en el sector del petróleo‐gas en el mundo: el caso español
6 – 7 mayo
Ponente: Félix Castañeda
MESA 1:
Gracias por su atención
‐ 1 ‐ 16
Anexos
‐ 1 ‐ 17
•Necesidad total de agua: 20.000 m3 por pozo•Operación minima de un pozo: 2 años
•Superficie de un pozo: 1,3 ha•Consumo equivalente: 7.692 m3/ha año
Impacto en la Cuenca del Ebro
Uso del agua: algunos ejemplosOtros ejemplos
‐ 1 ‐ 18
MESA 1:
‐ 1 ‐ 19
‐ 1 ‐ 20
MESA 1:
‐ 1 ‐ 21
MESA 1:
‐ 1 ‐ 22
Some worldwide breakeven estimated costs
• When they will be economic?
MESA 1:
‐ 1 ‐ 23
MESA 1:
24
Hitos tecnológicos‐ Gas no convencional
MESA 1:
25
MESA 1:
26
MESA 1:
‐ 1 ‐ 27
MESA 1:
‐ 1 ‐ 28
MESA 1:
‐ 1 ‐ 29
‐ 1 ‐ 30
‐ 1 ‐ 31
I JORNADAS
Desafíos y polémicas en el sector del petróleo‐gas en el mundo: el caso español
6 – 7 mayo
Ponente: Valentín Álvarez Cortina
MESA 1: Aspectos Tecnológicos
Tecnologías de
Producción para Crudos Extrapesados
Indice1. Yacimientos de Crudos pesados y extrapesados. 2. Producción de Crudos extrapesados. 3. Equipos de Bombeo Crudos extrapesados. 4. Principales acumulaciones Crudos extrapesados. 5. Recursos Mundiales Crudos extrapesados.6. Tecnologías de recuperación Crudos extrapesados. 7. Recuperación con Minería a cielo abierto.8. Recuperación en frio y en caliente. 9. Recuperación con Drenaje gravitacional y vapor (SAGD). 10. Faja del Orinoco.11. Faja del Orinoco Evolución de la Productividad.12. Faja del Orinoco Producción Actual.13. CONCLUSIONES.
- Las acumulaciones de crudos pesados y extrapesados, se asocian aformaciones jóvenes. La mayoría son yacimientos somerossupergigantes, con rocas sellos de baja eficiencia.
- Crudo pesado se define como de 20 º API o inferior (d +0,933 ) y extrapesado de 10 ºAPI o inferior.
- La Biodegradación, es la causa principal de formación de crudospesados y extrapesados. Produce la oxidación del petróleo, reduciendola relación gas/petróleo (GOR) e incrementando la densidad y laviscosidad.
- La viscosidad del petróleo es la propiedad que mas afecta a la Producibilidad.
- La viscosidad o fluidez de estos crudos es muy alta, entre 20 y 1.000.000 de centipoises.
- La viscosidad se reduce al aumentar la temperatura. (PVT) MDT
1. Yacimientos Crudos pesados y extrapesados
2. Producción de Crudos extrapesados
- El hidrocarburo más viscoso, el Bitumen, es sólido a temperaturaambiente y se ablanda fácilmente si se calienta.
- La aplicación de métodos de mejora en el Yacimiento aumenta la extracción: Temperatura Diluyente
- Cuando se perforan arenas no consolidadas, la pared del sondeo esinestable.
- Para lograr éxito en la perforación es necesario mantener la estabilidadde la formación. El tipo de Completación de Pozo es primordial paraevitar el arenamiento del pozo durante el mayor tiempo posible.
3 Equipos de bombeo: PCP y BES
PCPBombas de cavidad progresiva‐Rotor metálico y estator de elastómero ‐Motor en superficie o en fondo ‐Caudal ajustable por rotación
BES Bomba Electrosumergible‐Altos Volúmenes ‐Puede acoplarse sensor “P” Fondo‐Lifting cost $/STOB bajo para altos V
4. Principales acumulaciones Crudos extrapesados
1. Faja del Orinoco, Venezuela.
2. Arenas petrolíferas de Athabasca, Alberta – Canadá.
3. Campo Kern River, California – US.
4. Campo Duri, Sumatra – Indonesia.
5. Reservas mundiales de Crudos
Crudos extrapesados en la producción mundial
El total estimado de los recursos de petróleo del mundo es de 9 a 13 x 10^12 (billones) de barriles.
El crudo convencional representa un 30% aprox. de ese total, siendo el resto Crudo Pesado, Extrapesado y Bitumen.
% de Reservas de crudo en el mundo
- Convencional: 30 %- Pesado: 15%- Extrapesado: 25%- Arenas Bituminosas: 30%
6. Tecnologías de Recuperación de Crudos pesados, extrapesados y bitumen
7. Recuperación de crudo pesado en FrioMinería a cielo abierto
Extracción con Camiones y excavadoras
Arena + Bitumen
Celdas de extracción de bitumen en ArenasAgua caliente separa el Bitumen de la Arena El bitumen se diluye con HC livianos
Hidrocarburos Liquidos
Volumen estimado in situ 176,000 MM BBlsProducción 1.000.000 BPD ( 2005 )
Instalaciones de recuperación crudo pesado CANADA
8. Crudos pesados y extrapesados Recuperación en Frío y en Caliente
CHOPS(Cold Heavy Oil Production with Sand)
La arena sin consolidar es producidacon hasta 10% de arena . Se separanpor gravedad .
CSS (Cyclic Steam Stimulation Process)
VAPEX (Vapor Extraction Process)Extracción de Petróleo con un disolvente miscible para reducir la viscosidad.En Canadá en laboratorios y pruebas piloto .
THAI (Toe Heal Air Injection)Combustion “in situ “ Pozo inyector vertical y productor horizontal .Pruebas pilotos en Mc Murray Alberta , Canadá.
Fire FloodingCombustión en sitio: Frente de Producción iniciado en un pozo de inyecciónde aire se propaga hasta un pozo de producción Proceso inestable.Campo Suplacu Rumania .
9. Drenaje Gravitacional asistido por vapor (SAGD)
Se perforan dos pozos Horizontales paralelos uno encimadel otro (a 5‐7 m) con longitud horizontal de 500‐1000 m.Se inyecta vapor por el pozo superior para calentarel petróleo pesado, reduciendo su viscosidad .La gravedad hace que el petróleo fluya hacia abajoen dirección al pozo productor .FR 50‐70%. En Canadá en Christina Lake y MacKay River.
10. Faja del Orinoco Crudo Extrapesado
ÁREA TOTAL FAJA:(650x55)
ÁREA ACTUAL EN EXPLOTACIÓN:
ÁREA A CUANTIFICAR:
ÁREA REMANENTE:(Parque Nacional y Áreas Reservadas)
Km2
11.593
18.220
55.314
25.501
T O T A LMMMBLS
POESRESERVAS P (2014)POESRESERVAS P (2014)
557557 8787 227227 1360316
1360316
489489
MACHETEBoyacá JunínCarabobo
Ayacucho
11. Evolución Histórica de Productividad en la Faja del Orinoco con Tecnología
Innovadora
1975 1985 1995 2005 2015 2025
1000
2000
3000
4000
100 ‐ 200400 ‐ 600
600 ‐ 12001000 ‐ 2000
1000 ‐ 3000
3000 ‐ 4000Pozos Verticales,OHGP en arenas basal
OHGP – Open Hole Gravel PackBES – Bombas Electro‐SumergiblesBCP – Bombas Cavidad Progresivo
OHGP a todo la formación,optimización del bombeomecánico
Pozos Direccionales & Horizontales 1500’, BES, inyección de diluente,inyección alterna de vapor
Pozos Horizontales 4000‐5000’, Producción en Frío,BES, BCP de alta capacidad,
Pozos Horizontales Multilaterales, BES, BCP
Pozos Horizontales Multilaterales >5000’, BCP de diseño
bbls/día por Pozo
$US 2.30 / bbl($US 14.5 / mt3)
$US 0.80 / bbl($US 5.0 / mt3)
L C
Reservas P: 316.000 Millones (2014)
Producción crudo: 1,300.000 BOPD (2015)
Mejoradores de Crudo de Carabobo y de Junín en FEED.
Cabruta
Caicara
Uverito
Soledad484 Ha.
Palital830 Ha.
Chaguaramas160 Ha.
12. Faja del Orinoco Producción Actual
13. Producción de Crudos Extrapesados. Conclusiones
- La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo, el 70 %corresponde a crudos no convencionales (pesados, extrapesados ybitumen), pero los crudos convencionales dominan la producción.
- Los crudos extrapesados no se han desarrollado como recursoenergético debido a las dificultades técnicas y altos costosasociados a su Producción y Mejoramiento.
- Gran parte de las investigaciones tecnológicas en el área petrolera,van orientadas a innovar tecnológicamente poner en marcha estascuantiosas reservas.
- La creciente demanda de petróleo, la declinación de los yacimientos de petróleo convencionales, y la necesidad de restituir reservas producidas, hace que la industria esté aplicando nuevas tecnologías para el estudio y desarrollo de Yacimientos de crudos extrapesados.
I JORNADAS
Desafíos y polémicas en el sector del petróleo‐gas en el mundo: el caso español
6 – 7 mayo
Ponente: Valentin Alvarez Cortina
MESA 1: Aspectos Tecnológicas
Tecnologías de
Producción para Crudos Extrapesados
!!!!!!! MUCHAS GRACIAS !!!!!
!!!! MUCHAS GRACIAS !!!!!
- 1 -
I JORNADAS
Desafíos y polémicas en el sector del petróleo‐gas en el mundo: el caso español
6 – 7 mayo
Ponente: Fernando Pendás Fernández
MESA 1: Tecnología
AGUA Y EXPLORACION DE
HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES.
LA SITUACION EN ESPAÑA.LINEA DE BASE
El Ciclo del agua en la Fracturación Hidráulica (EPA)
Las causas de 40 incidentes (EPA)
Plano de permisos en la Plataforma Burgalesa y límites de la Masa de Agua de los Páramos Sedano‐La Lora
Esquema Geológico. Esquema Estructural
