metodología para la estimación de reservas en campos...
TRANSCRIPT
10/10/2014
1
ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES
EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE
Metodología para la Estimación de Reservas en
Campos Maduros
Ing. Rafael Rodríguez Andrade
Repsol Ecuador S.A.
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
Ubicación de Área de Estudio
2
")
")
!Ò
!Ò
!Ò
!Ò
!Ò
!Ò
!Ò
!Ò
!Ò
!Ò
!Ò
!Ò
!Ò!Ò
!Ò
!Ò
WATI
ZONA DEAMORTIGUAMIENTO
DABO
Bloque 16
Tivacuno Bloque 12
TERRITORIO WAORANI
PARQUE NACIONALYASUNI
ZONA INTANGIBLETAGAERI-TAROMENANE
NPF
SPF
AMO
IRO
DAIMI
GINTA
BOGICAPIRON
TIVACUNO SW
TIVACUNO
IRO-1
AMO-2
AMO-1
COWI-1
WATI-1
DAIMI-1
GINTA-1
DAIMI-2
ZAPARO-1
CAPIRON-1
DICARON-1
TIVACUNO-2TIVACUNO-1
ZAPARO CENTRO-1
DABO SUR-1 ST1
CAPIRON NORTE-1
340000
340000
360000
360000
380000
380000
9886
000
9886
000
9906
000
9906
000
9926
000
9926
000
0 105Km
PERÚ
SUDAMERICA
COLOMBIA
Inicio de Producción: 1994Yacimientos: BT, M-1, U, T, HollinAcumulado de Petróleo (sep/2014): 319 MMBO
10/10/2014
2
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Columna estratigráfica
3
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Perforación – Plataformas de producción
4
MiscellaneousSlot: Slot A Plan# : Ginta B-2 HM1C-RE1 Plan 9
Elev Ref: RKB(835.00ft above MSL)Date Drawn: 11:22:17AM 02-Jul-2002
Surface LocationLat: S1 2 36.864 Lon: W76 9 5.204
North: 9884628.97 m East: 371880.33 mGrid Conv: 0.0210° Scale Fact:0.9998
Magnetic ParametersModel: BGGM 2002
Dip: 21.247° Mag Dec: -2.703°Date: July 01, 2002 FS: 29645.8 nT
Ginta BSTRUCTURE
GintaFIELD
Ginta B-2 HM1A-RE1WELL
Repsol-YPF Ecuador S.A.
-4000 -2000 0 2000 4000 6000
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
-4000 -2000 0 2000 4000 6000
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000Grid North
Tot Corr ( W 2.72° )Mag Dec ( W 2.70° )Grid Conv ( E 0.02° )
Default Color Main Proposal Survey
Ginta B-27 HM-1C MWD
Ginta B-12U MWD
Ginta B-21 H-M1A MWD
Ginta B-26 MWD
Ginta B-20 HM-1A MWD
Ginta B-25 ST1 MWD
Ginta B-25 MWD
Ginta B-29 U MWD
Ginta B-19 HM-1A MWD
Ginta B-3 EMS
Ginta B-6 EMS
Ginta B-1 MWD
Dabo-1 MWD
Dabo Sur-1 ST1 MWD
Dabo Sur-1 MWD
Ginta B-4H MWD
Ginta B-9 HM-1 MWD
Ginta B-10 MWD
Ginta B-8 HM-1 C MWD
Ginta B-5 EMS
Ginta B-7 EMS
Ginta B-2 EMS
Ginta B-15 HM-1A MWD
Ginta B-14 MWD
Ginta B-16 HM-1A MWD
Ginta B-18 WI MWD
Ginta B-17 HM-1A MWD
Ginta B-24 MWD
Ginta B-13 MWD
Ginta B-11 MWD
Ginta B-23 MWD
Ginta B-2 HM1C-RE1 Plan 9
SPIDER VIEW
Scale (1 in = 2000 ft)
<<< SOUTH NORTH >>>
<<< WEST EAST >>>
Well Desplazamiento [feet]
Dabo-01 8.303Amo -C-24-H:M1 7.450Wati-01 7.370
Dabo Sur-01-ST1 7322Iro-07 7228Amo -C-22-H:M1 6.826Amo-C-14-H:M1 6142Amo -C-21-H:M1 6.051Iro-05 5654
10/10/2014
3
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Completación pozos productores
5
Horizontal Direccional13-3/8” Csg Shoe : 500 ft
9-5/8” Csg Shoe : 7000 ft
7”Liner shoe : 9000 - 10000 ft
Screen 5” : 1000 ft (Horizontal section)
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Completación pozos inyectores (disposal)
6
13-3/8” Csg Shoe : 500 ft
9-5/8” Csg Shoe : 7000 ft
7” Liner Shoe : 9000 - 10000 ft
Bar
rels
/ D
ay
10/10/2014
4
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Balance de fluidos
7
Pozos inyectores: 30
Presión inyección: +/- 2500 psi
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
IRO 1
IRO B GINTA A
North Production Facilities (NPF)Capacidad de Procesamiento de 250,000 bpd
NPF y plataformas de producción
8
10/10/2014
5
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
9
AMO AAMO B
AMO C
DAIMI B
South Production Facilities (SPF)
Capacidad de Procesamiento 750,000 bpd
SPF y plataformas de producción
9
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Características de los yacimientos principales
10
Acuífero activo de fondo.
API, 12° - 15° sur y 16°- 20° norte.
Viscosidad, 40 - 150 cp cond.reservorio.
Petróleo subsaturado
GOR: 50 – 80 scf/stb,
Pb: 400 – 700 psia.
Rel.Mobilidad (M): 1 /100 (water/oil)
Permeabilidad (K) entre 1 a 10 darcies.
Porosidad entre 16 y 28%.
POZOS PERFORADOS
POZOS EN PRODUCION
POZOS CERRADOS
ABANDONADO TEMPORALMENTE
ABANDONADO DEFINITIVAMENTE
POZOS INYECTORES
254 138 65 19 2 30
Acumulada de petróleo: 319 MBbls
10/10/2014
6
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Objetivo
� Identificar potencial adicional en reservas probables y posibles de lospozos existentes.
� Integrar información de perfiles de producción de cada pozo, plan deacción anual, estrategias de desarrollo, mantenimientos preventivos,etc., partiendo de la última estimación de reservas.
� Gestionar gran cantidad de información de producción, siendo flexibley robusta en sus reportes y gráficos, permitiendo un flujo continuo deinformación hacia nuestros clientes internos y externos.
� Desarrollar una metodología que permita trabajar de formatransparente y auditable, que tome en cuenta la realidad operativa,económica y estratégica de la empresa, para analizar el valor del activoen cualquier momento.
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Por qué estimar reservas Probables y Posibles en pozos productores?
12
� Porque se visualiza un potencial adicional que no se puede justificar comoreservas probadas.
� Para tener un portafolio de reservas a incorporar por mejor comportamientode pozos.
� La necesidad de obtener perfiles de producción más realistas (2P porejemplo) y manejar diferentes escenarios de producción para evaluarloseconómicamente y medir su rentabilidad.
� Analizar el manejo de fluido a futuro con un mejor comportamiento de pozos.
� Visualización de nuevas oportunidades de negocio.
10/10/2014
7
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Procedimiento de Estimación de Reservas Probadas.
Declinación histórica
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Procedimiento de Estimación de Reservas Probables.
1.Declinación más reciente 2.Promedio del Campo
10/10/2014
8
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Procedimiento de Estimación de Reservas Posibles.
Declino mínimo del campo
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Procedimiento de estimación de reservas.
10/10/2014
9
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Aplicaciones prácticas
1. Campaña de perforación/Recompletación.
o Mantener el balance de fluido, cerrar pozos con bajo caudal de petróleo e ingresar el perfil de los pozos nuevos.
o Estimar las reservas a desincorporar por la perforación depozos nuevos.
o Realizar evaluación con el perfil de producción neto de petróleo y fluido.
2. Análisis de ampliación de facilidades de superficie.
3. Extensión del tiempo de contrato.
4. Plan de completaciones duales/inteligentes.
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Seguimiento/Incorporación de reservas
Auditoría Externa vs Interna 2012
Extensión decontratos
10/10/2014
10
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Manejo de Fluido
19
FLUIDO
PETRÓLEO
1 Taladro de perforación.Año Perforación Recompletación2012 9 52013 4 52014 52015 52016 5Total 13 25
Diferencia Entre PerfilesFull vs Pan 4.2 Mbbl
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Conclusiones
� Estimar un portafolio de reservas (Probables, Posibles).
� Estandarizar la forma de estimar reservas, basados enel plan de desarrollo vigente.
� Incluir en la evaluación económica el fluido adicional altener un mejor comportamiento de producción de lasreservas PD.
� Posibilidad de evaluar distintos escenarios deproducción incremental, manejo de fluido, extensión decontratos.
20
10/10/2014
11
21