UNIVERSIDAD VERACRUZANA EXAMEN FINAL DE LA ASIGNATURA

ADMINISTRACIÓN INTEGRAL DE YACIMIENTOS

Julio 2015

Profesor: Eduardo Islas Mejía

Nombre del alumno: Fecha:

Se tiene un campo con 16 años de historia de producción de hidrocarburos. Los datos generales se presentan en la

Tabla 1.

Tabla 1. Datos generales del campo. Datos geológicos Datos petrofísicos

Periodo y edad geológica: Jurásico Superior Kimmeridgiano Porosidad: 17.1%

Formación productora: San Andrés Permeabilidad: 10-100 mD

Área: 40 km2 Saturación inicial de agua: 15.9%

Tipo de roca: Carbonatos Saturación inicial de aceite: 84.1%

Tipo de trampa: Estructural-Estratigráfica Espesor bruto: 50-179 m

Profundidad media del yacimiento: 3,400 mvbnm Espesor neto: 11-114 m

Datos del fluido Volumen original

Tipo de Hidrocarburo: Aceite Negro Volumen original de aceite: 675 mmbls

Presión inicial: 600 kg/cm2 Volumen original de gas: 743 mmmpc

Presión actual: 350 kg/cm2 Condiciones actuales de explotación

Presión de saturación: 414 kg/cm2 Producción de aceite: 4.6 mbpd

Temperatura: 115°C Producción de gas: 28.2 mmpcd

Mecanismo de empuje: Gas en solución Producción de agua: 2.0 mbpd

Densidad API: 25°API Relación gas-aceite, RGA: 6,133 pc/bl

Viscosidad del aceite muerto: 4.5 cp Porcentaje de agua: 30%

Producción acumulada de aceite: 95.8 mmbls

Producción acumulada de gas: 139.8 mmmpc

Los datos históricos de producción de aceite, gas y agua se muestran en la Tabla 2.

Tabla 2. Datos históricos de producción.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Qo (mbpd) 22.7 25.0 27.5 25.7 25.8 25.2 19.7 17.9 15.8 12.8 10.2 9.1 7.7 6.8 5.7 4.6

Qg (mmpcd) 2.9 4.2 8.7 19.1 24.5 23.1 21.1 34.8 40.9 37.5 27.1 26.7 25.1 28.7 30.1 28.2

Qw (mbpd) 0.0 0.0 0.1 0.1 0.2 0.4 0.7 0.6 1.0 1.4 1.0 1.1 1.1 1.5 2.2 2.0

Actualmente se tiene la disyuntiva de continuar operando el campo hasta su agotamiento natural, o bien, implementar

un plan de desarrollo para obtener el mayor beneficio económico de su reserva. En este sentido, hay 2 Escenarios

técnicamente factibles: uno de ellos es implementar un plan de desarrollo, considerando un esquema de

Recuperación Primaria, que contempla la perforación y terminación de 30 pozos, 4 reparaciones mayores y la

implementación del sistema artificial óptimo, que en este caso es Bombeo Neumático. La siguiente tabla muestra los

pronósticos correspondientes a las producciones de aceite, gas y agua, de acuerdo a los resultados obtenidos del

modelo de simulación.

Tabla 3. Pronósticos de producción del Escenario de Recuperación Primaria.

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Qo (mbpd) 4.1 3.3 4.6 11.8 9.2 8.2 7.4 6.0 5.2 4.7 4.1 3.4 3.1 2.6 2.2 2.0 1.7 1.7 1.6 1.5

Qg (mmpcd) 34.1 30.6 29.7 36.3 45.6 55.3 53.8 45.7 39.2 36.1 28.4 22.4 18.9 15.3 13.6 12.3 11.7 11.2 11.2 10.0

Qw (mbpd) 2.0 2.2 2.2 1.6 1.3 1.8 1.9 1.7 1.4 1.8 1.8 1.6 1.5 1.4 1.3 1.4 1.4 1.3 1.2 1.2

Otro Escenario es implementar un proyecto de Recuperación Secundaria, a través de un proceso de inyección de gas

en un bloque del yacimiento. Se prevé la misma actividad de perforación y terminación de 30 pozos y se mantiene la

actividad de reparaciones mayores y menores planeadas.

La inyección de gas se efectuará a través de 4 pozos inyectores perforados para tal propósito y el volumen de gas

producido en el campo se reinyectará al yacimiento para mantenimiento de la presión, logrando maximizar el Factor

de Recuperación del campo. De acuerdo al modelo de simulación, los pronósticos de producción de aceite, gas y

agua se presentan a continuación:

Tabla 4. Pronósticos de producción del Escenario de Recuperación Secundaria.

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Qo (mbpd) 3.7 3.2 4.5 10.9 10.2 9.8 9.4 11.2 10.5 11.3 11.3 10.4 9.9 9.9 9.7 9.5 9.4 9.1 9.0 8.7

Qg (mmpcd) 28.9 27.4 27.4 34.5 46.0 53.1 54.8 49.9 49.8 52.7 50.3 44.4 39.0 38.6 38.8 38.0 37.6 37.8 38.2 38.7

Qw (mbpd) 2.0 2.0 2.0 1.9 3.8 4.7 6.3 6.6 5.8 6.1 5.8 5.0 5.0 5.2 4.8 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0

Estimado de Inversiones En función de las actividades contempladas, se generaron los requerimientos de inversión, que corresponden a:

Perforación y Terminación de pozos, Reparaciones Mayores, Reparaciones Menores, Instalaciones de Superficie e

Inversión Estratégica y Operacional complementaria. El detalle de estos perfiles de inversión se muestra a

continuación:

Tabla 5. Requerimiento de inversión correspondiente a la actividad de pozos (Escenario Recuperación Primaria), MMpesos.

Concepto 2016 2017 2018 2019 Total

Perforación y terminación de pozos 601 1,005 795 1,007 3,408

Reparaciones mayores 124 247 371

Reparaciones menores 56 284 340

Total 781 1,536 795 1,007 4,119

El estimado de inversión para instalaciones superficiales es de 2,461 MMpesos, y en la siguiente tabla se muestran

las inversiones calendarizadas. Cabe mencionar que las mismas incluyen tres plataformas de producción y la red de

Bombeo Neumático (ductos y planta de compresión de gas).

Tabla 6. Perfil de inversión para instalaciones superficiales, MMpesos.

Concepto 2016 2017 2018 2019 2020 Total

Instalaciones superficiales 198 992 930 238 103 2,461

El complemento de las inversiones estratégicas y operacionales (optimización de infraestructura, conservación de

pozos, abandono de campos, protección ecológica, entre otras) se muestran en la Tabla 7.

Tabla 7. Perfil de inversiones estratégicas y operacionales, MMpesos.

Inversión 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Total

Estratégica 503 415 74 53 62 78 63 62 79 53 66 75 63 61 72 72 72 72 72 72 2,139

Operacional 549 546 384 330 327 294 248 233 225 168 166 158 106 104 197 197 197 197 197 197 5,020

Total 1,052 961 458 383 389 372 311 295 304 221 232 233 169 165 269 269 269 269 269 269 7,159

Inversiones para el Escenario de Recuperación Secundaria En este escenario se consideró un proyecto de recuperación secundaria. Por lo tanto, se adiciona a las inversiones de

pozos (descritas en la Tabla 5) la perforación y terminación de 4 pozos inyectores de gas. En la Tabla 8 se muestra la

inversión correspondiente.

Tabla 8. Inversión requerida para pozos inyectores (Escenario Recuperación Secundaria), MMpesos. Concepto 2018 2019 Total

Perforación y terminación de pozos inyectores 180 540 720

En este escenario se adiciona a las inversiones de instalaciones superficiales (descritas en la Tabla 6), la construcción

e instalación de una planta de inyección de gas para recuperación secundaria, como se muestra a continuación:

Tabla 9. Perfil de inversión en instalaciones para Recuperación Secundaria, Mmpesos.

Concepto 2016 2017 2018 Total

Instalaciones de Recuperación Secundaria 103 515 412 1,030

La distribución de las inversiones estratégicas y operacionales se consideran las mismas de la Tabla 7.

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Instrucción. Determinar lo siguiente:

1. Estimar la eficiencia de recuperación actual, Er actual (valor 1 punto).

Er actual = 14.2%

2. Estimar el ritmo de declinación actual y la reserva remanente, en caso de que el yacimiento continúe su

declinación natural (Escenario Base) hasta un gasto límite de abandono de 500 bpd (valor 1 punto).

Declinación anual = 16.5%

Reserva = 9.1 mmbls

Er final = 15.5%

3. Calcular los indicadores económicos (año base 2015) para el pronóstico de producción del Escenario Base

(valor 1 punto). (Premisas: las inversiones estratégicas y operacionales se consideran las mismas de la Tabla 7. pero acotadas en el horizonte de análisis del Escenario Base) y la RGA actual se mantiene constante hasta el gasto límite de abandono)

VPN = 4,722 MMpesos

VPI = 3,567 MMpesos

VPN/VPI = 1.32 pesos/peso

4. Estimar indicadores económicos (año base 2015) para el Escenario de Recuperación Primaria, así como la

reserva de aceite y eficiencia de recuperación final que se obtendrá en el año 2035 (valor 2 puntos).

VPN = 13,922 MMpesos Reserva a recuperar = 32.3 mmbls

VPI = 9,065 MMpesos Er final = 19%

VPN/VPI = 1.54 pesos/peso

5. Estimar indicadores económicos (año base 2015) para el Escenario de Recuperación Secundaria, así como la reserva de aceite y eficiencia de recuperación final que se obtendrá en el año 2035 (valor 3 puntos).

VPN = 17,306 MMpesos Reserva a recuperar = 66.3 mmbls

VPI = 10,398 MMpesos Er final = 24%

VPN/VPI = 1.66 pesos/peso

6. Graficar los 3 Escenarios en una matriz de Rentabilidad vs Eficiencia de Inversión (valor 1 punto).

7. De acuerdo a los resultados obtenidos, ¿Cuál de los 3 Escenarios seleccionarías y por qué? (valor 1 punto).

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Premisas económicas

Precio del aceite = 84.1 usd/bl

Precio del gas = 3.7 usd/mpc

Tasa de descuento = 10%

Paridad = 15.8 pesos/usd

Factor de conversión a pce (BOE) = 4,557 pc/bl

Factor de gasto de operación y mantenimiento = 8 usd/bpce

“Invertir en conocimientos produce............ siempre los mejores beneficios”

Benjamín Franklin

BASE

REC. PRIMARIA

REC. SECUNDARIA

0

10,000

20,000

0 1 2

VPN,MMpesos

Eficiencia de Inversión, pesos/peso

Matriz de Rentabilidad vs. Eficiencia de Inversión