10/10/2014

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ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES

EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE

Impacto en el Factor de Recuperación por Perforación Adicional e Inyección de

Fluidos en Yacimientos Turbidíticos(Caso de estudio)

Angel Humberto Villasmil Bermúdez

Weatherford

86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) “Gestión de Reservorios”

6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina

86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina 2

Contenido

Introducción

Características del Yacimiento

Comportamiento de Producción

Modelo Estático – Áreas de Oportunidad

Modelo de Simulación Numérica

Cotejo Histórico

Casos de Predicción

Base

DesarrolloInyección de CO 2

Inyección de Agua

Plan de Explotación

Perfil de Producción – Opción seleccionada

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Introducción

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o Fluido: Ligero – Mediando - Pesado

o Gravedad del aceite: (13 – 37) °API

o Presión Original: 390 kg/cm2

oPresión de saturación: 273 kg/cm2

o:Presión actual: 226 kg/cm2

o Profundidad : 2300 metros

o Temperatura: 100 °C

o βo @ Ps y Ty: 1.4767 m3/m3

o Rsi: 156.3 m3/m3

o % Mol H2S: 0.0 % Mol CO2: 2.92

o Rocas: Areniscas y Carbonatos

o Porosidad: (7 -10) %

o Permeabilidad: 0.05 – 0.7 mD

o Espesor neto: (1.5 – 16) mts.

o Saturación de Agua: (45- 80)%

Características de Yacimiento

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Comportamiento de Producción

0

10

20

30

40

50

60

70

80

01-52 06-57 12-62 06-68 12-73 05-79 11-84 05-90 10-95 04-01 10-06 04-12

Pozos

Activ

os

Laboratorio de Campo Presidente Alemán

1

10

100

1000

10000

01-52 06-57 12-62 06-68 12-73 05-79 11-84 05-90 10-95 04-01 10-06 04-12

Qo

(BPD

)

Tiempo (años)

Dt = 68.4%De = 38.2%Dm = 30.2%

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Modelo Estático – Áreas de Oportunidad

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Información General

Celdas de la Grilla: 100x94x212

Número total de celdas: 1.992.800

Dimensiones de las celdas: aprox.

75 mts x 75 mts.

Espesor de celdas: 1.5 mts

Modelo de Simulación Numérica

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Modelo de Simulación Numérica

8NORTE-SUR ESTE-OESTE

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Cotejo Histórico

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Casos de Predicción

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Caso Base

Np Base @ 01/2032: 7.87 MMBls

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Caso de Desarrollo

Incremento:4.078 MMBls

Np Desarrollo @ 01/2032:11.947 MMBls

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Diseño de Pozos No Convencionales

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PA133

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PA1382PA1384

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PA1387

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PA291PA292 PA293

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PA342 PA343

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668000 669000 670000 671000 672000 673000 674000 675000 676000 677000 678000

668000 669000 670000 671000 672000 673000 674000 675000 676000 677000 67800022

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4900

022

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225

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700

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225

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520

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5300

02

254

000

225

500

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2560

0022

570

00

0 1000m

1:20000

.

.

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Diseño de Pozos No Convencionales

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PA1462 PA1463 PA1465

PA1481PA1482 PA1483PA1484

PA1792PA1794

PA461

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PA1651PA1652 PA1653

PA1670PA1673

PA1389 PA1486PA1488

PA1635 PA1637

PA1655 PA1657

PA1675 PA1677PA1679

PA1697

PA1776PA1778

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PA1718

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PA1736

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PA1382PA1384

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PA1325 PA1327 PA1329

PA1343 PA1345 PA1347 PA1349

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PA1412PA1414

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PA1432

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PA1611PA1614PA1616PA1618

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PA1641 PA1643 PA1645

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PA1729

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PA1599

PA202

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PA221PA222

PA223

PA231PA232PA233PA234

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PA281

PA291PA292 PA293

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PA346

PA361

PA362

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PA381PA382PA383PA384PA386

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668000 669000 670000 671000 672000 673000 674000 675000 676000 677000 678000

668000 669000 670000 671000 672000 673000 674000 675000 676000 677000 67800022

4800

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0 1000m

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VOLUMEN DE FRACTURA POR CAMISA.

Camisa No. Hydroprop 40/80 Carbolite 20/4090% HCl 15% - 10% Ácido

Acético

1 @ 2823.09 m 700 scs 1800 scs 15 m³

2 @ 2764.12 m 900 scs 700 scs 15 m³

3 @ 2705.83 m 800 scs 1800 scs 7 m³

4 @ 2604.95 m 900 scs 1800 scs 7 m³

5 @ 2536.02 m 900 scs 1800 scs 7 m³

6 @ 2467.17 m 900 scs 100 scs 7 m³

7 @ 2394.46 m 2900 scs 7 m³

Diseño de Pozos No Convencionales

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Comportamiento de Producción

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Comportamiento de Producción (cont..)

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Comportamiento de Producción (cont..)

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Inyección de CO 2: Propósito y Ventajas

Propósito:

• Evaluar la efectividad del CO2• Determinar el área de penetración del gas• Inferir la existencia de flujo miscible• Dimensionar la zona de transición

Ventajas:

• Prueba poco costosa• Rápida ejecución, reducción de viscosidad• Barrido del Aceite (disolución del CO2 en el crudo)• Remoción del daño en la cercanías del pozo• Vaporización de los componentes mas livianos por CO2• Reducción de la permeabilidad relativa al agua y gas en la fase de puff• Reducción de la tensión interfacial• Cada ciclo de CO2 penetra mas y mas distancia

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Desarrollo + Inyección de CO2: 4.59 MMBls

Caso de Desarrollo + Inyección de CO 2

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Inyección de Co 2 : Continua vs. Cíclica

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Injection time Shutting time Production timeHUFF SOAK PUFF

CO2

Injection

Viscous oil block

Diffusion zone

Diffusion zone

Convection zone

CO2 injected

Viscous oil block

Viscous oil block

CO2 interaction

Convection and diffusion zone

Proceso de Huff and Puff

CO2 dissipation in the oil

Fluidsproduced

Sweptoil

Swept zone by CO2Modified Oil

CO2 interaction

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Inyección de CO 2: Diseño

Ciclo 1

Inyección deCO2

Remojo Producción

10 dias 30 días 5 meses

Ciclos 2 … 4

Proceso Sincronizado

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• Pozos tienen un incremento entre 40 - 180 bpd con inyección de CO2

Comportamiento de producción vs. Inyección de CO 2

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Cambios en Viscosidad por efecto de la Inyección de CO2

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Inyección de CO2 630 bls/d Np @ May 2016: 62875.035 bls

Inyección de CO2 3145 bls/d Np @ May 2016: 64228.316 bls

Comportamiento de Producción (ambos casos)

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Producción Incremental sobre el caso base

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Inyección de CO 2: Reducir incertidumbre

• Análisis SARA (Saturados, Aromáticos, Resinas and Asfaltenos)

• Pruebas de desplazamientos en muestras de núcleos de las diferentes unidadesde producción.

• Pruebas de “tubos delgados” para definir Presión Mínima de Miscibilidad

• Pruebas de desplazamiento a condiciones de miscibilidad en muestras denúcleos para determinar la eficiencia del huff and puff.

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•Un patrón de inyección en líneaalterna ajustada en función de laorientación del fracturamientohidráulico.

•La inyección de agua se evaluóconsiderando inyección en una solaarena, dependiendo de su calidad yespesor.

•Se estima la incorporación de 24pozos inyectores (14 conversiones y10 inyectores nuevos) y 43 pozosproductores.

Premisas:

Inyec. Inyec. Inyec.Prod.

Arena nueva Arena

Prod.

Inyección de Agua: Diseño del proyecto

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Desarrollo + Inyección de agua: 3.721 MMBls

Base + inyección de agua: 7.79 MMBls

Caso de Desarrollo + Inyección de Agua

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Inyección de Agua: Diseño del proyecto

Comportamiento del flujo defluidos con Fracturamiento

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CAPAN (Bls) @ FEB

1973

N (Bls) @ SEP

2012

NP (Bls) @ SEP

2012

% Factor de Recobro

@ SEP 2012

N (Bls)

@enero 2032

% Factor de Recobro

@ SEP 2012-2032

%Factor de

Recobro Final

NP (Bls)@

2032

NP (Bls)@

2032

Desarrollo

Np (bls) @

2032 BASE

Incremento

Caso Base-

Inyeccion de

agua

Incremento

Caso Desarrollo-

Inyeccion de

agua

FPR 5 (1) 71,959,374 70,931,959 1,027,415 1.43% 67,943,322 4.21% 5.58% 4,016,052 3,280,877 2,788,986 1,227,066 735,175

FPR 10 (2) 81,289,268 79,999,145 1,290,123 1.59% 77,548,026 3.06% 4.60% 3,741,242 3,478,615 2,681,660 1,059,582 262,626

FPR 20(3) 111,262,521 109,620,113 1,642,407 1.48% 105,608,213 3.66% 5.08% 5,654,307 4,656,412 3,490,227 2,164,081 997,896

FPR 30 (4) 5,416,470 5,347,230 69,240 1.28% 5,210,598 2.56% 3.80% 205,872 190,738 162,156 43,716 15,134

FPR 40 (5) 57,488,870 57,068,384 420,487 0.73% 54,748,173 4.07% 4.77% 2,740,698 2,047,980 1,339,223 1,401,475 692,718

FPR 50 (6) 50,731,297 50,368,502 362,795 0.72% 48,479,710 3.75% 4.44% 2,251,587 1,837,693 1,151,963 1,099,624 413,895

FPR 60/70 (7) 15,957,095 15,621,825 335,270 2.10% 14,318,179 8.35% 10.27% 1,638,916 904,666 765,499 873,417 734,251

FPR<5 (9) 492,400 473,838 18,562 3.77% 467,932 1.25% 4.97% 24,468 23,135 21,116 3,353 1,333

TOTAL 394,597,294 389,430,996 5,166,298 1.64% 374,324,152 3.86% 5.44% 20,273,142 16,420,114 12,400,829 7,872,312 3,853,028

Inyección de Agua: Recobros

S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

S1

S2

S3

S4

S5

S6

S7

S<S1

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Inyección de Agua: Limitaciones

Fuente de Agua

• El agua de mar es una posible solución. La inversión en la construcción de unaacueducto desde el mar hasta la locación del campo requiere de una inversiónsignificativa, esta solución pudiera no ser económicamente sostenible.

• El agua de los ríos es una de las mejores alternativas para el fluido de inyeccióndebido están más cerca del lugar de inyección.

• El agua producida desde las formaciones es una posibilidad. Lo más probablees reducir el costo de la tubería principal de manera significativa. Un efecto nodeseado es que removiendo el agua del yacimiento se puede agotar la reserva dela zona donde se produce el agua. No obstante, esta pudiera mezclarse con elagua de mar.

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Case N(MMBls)

RR(MMBls)

Incremento(MMBls)

FR(%)

Incremento(%)

Base

394.6

7.87 - 1.99 -

Desarrollo 11.95 4.07 3.03 1.04

Inyección de Agua 15.67 (*) 3.72 3.97 0.94

Inyección de CO2(Huff & Puff)

16.54 (*) 4.59 4.19 1.16

Plan de Explotación

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Perfil de Producción

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Muchas Gracias por su atención………..

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