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Presentación Optimización de Yacimiento
Maduro CAPSA – DIADEMA
Jornadas IAPG
Comodoro Rivadavia
Agosto - 2012
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Introducción
• Ubicación Yacimiento Diadema-Argentina
• Producción Histórica (1977 Adquisición Grupo CAPSA)
• Producción Recuperación Secundaria (1988)
• Optimización de Recursos
• Resultados
• Conclusiones
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Ubicación en Cuenca del Golfo San Jorge
4
Mapa Yacimiento Diadema
Productores Primaria (19%): 91 pozos
Productores Secundaria (81%): 393 pozos
Inyectores: 267 pozos
5
Columna Estratigráfica
6
Historia de Producción Diadema
Shell CAPSA
Bruta
Neta
Inyección
Nro Productores
Nro Inyectores
100,000
10,000
1,000
100
7
Condiciones Actuales Yacimiento Diadema
Producción Neta : 1.7 Mm3/d (10.4 Mbbl/d)
Producción Bruta : 41.0 Mm3/d (250.5 Mbbl/d)
Producción Acum : 33.3 MMm3 (203.5 MMbbl)
Pozos Productores : 484 (393 Recup. Secundaria)
Pozos Inyectores : 267 (9 sumideros)
Pozos Perforados : 1621
Producción Recup. Secundaria: 1.3 Mm3/d ( 7.9 Mbbl/d)
Caudal Inyección: 39.4 Mm3/d (240 Mbbl/d)
Recup. Secundaria Acumulada: 10 MMm3 (61.1 MMbbl)
Inyección Acumulada: 207 MMm3 (1265 MMbbl)
Corte de Agua: 96.5 %
8
Historia de Producción Recuperación Secundaria
Bruta: 37 Mm3/d
Neta: 1.3 Mm3/d
Inyección: 39.4 Mm3/d
Nro Productores: 394
Nro Inyectores: 258
100,000
10,000
1,000
100
9
RAP vs Np Recuperación Secundaria
WORP[m³/m³]
1
10
100Recuperacion Secundaria
NpP[Mm³]
5000 7500 10000 12500 15000 17500 20000
De continuar esta tendencia
Hoy deberíamos tener Capacidad de
Tratamiento de mas de 70 Mm3/d
Perdiendo producción debido
a que los costos operativos superarían
el valor de venta del producto
10
RAP vs Np Recuperación Secundaria
WORP[m³/m³]
1
10
100Recuperacion Secundaria
NpP[Mm³]
5000 7500 10000 12500 15000 17500 20000
Incremento de
Reserva aprox.
3500 Mm3
11
Como lo logramos?
12
Mejoras Realizadas en Recuperación Secundaria
• Desarrollo de “Nuevas” Reservas (Perforaciones – Reparaciones). Mas de 30 Pozos Perforados Por año.
• Campaña Estimulaciones + Control de Arena
• Integridad de Pozos
• Inyección de Polímeros
• Incremento de Instalaciones Selectivas
• Mejoras en el Gerenciamiento de inyección – producción
• Optimización continua de Caudales de Inyección
13
Instalaciones Selectivas
Incremento de 74 a 134 instalaciones en los últimos 4 años
14
15
• Estudios integrales. Control de reservorios
• Meeting Producción
• Meeting Inyección
• Aumento de intervenciones de WL-SL (4 equipos, aprox. 60 iny./equipo)
• Optimización caudales de inyección por capa.
• Mediciones de Presión
Mejoras en el Gerenciamiento Producción - Inyección
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Mapa Proyecto G-10
17
Historia de Producción Proyecto G-10
Bruta: 20 Mm3/d (50%)
Neta: 550 m3/d (42%)
Inyección: 18.5 Mm3/d
Nro Productores: 169
Nro Inyectores: 107
18
RAP vs Ns Proyecto G-10
1
10
100Proyecto G-10
NpP[Mm³]
3000 3750 4500 5250 6000 6750 7500 8250
19
RAP vs Ns Proyecto G-10
1
10
100Proyecto G-10
NpP[Mm³]
3000 3750 4500 5250 6000 6750 7500 8250
Incremento de
Recurso de
aprox. 1000
Mm3
20
Ahorro Costos Producción - Inyección
Ahorro Costo de Producción Bruta Anual y Acumulado desde 2009
1.5%
10.9%
12.4%
15.1%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
2009 2010 2011 2012
Ahorro Anual
Ahorro Acumulado
21
Mapa Cateo G
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Historia de Producción Cateo G
Bruta: 5.6 Mm3/d
Neta: 85 m3/d
Inyección: 5 Mm3/d
Nro Productores: 41
Nro Inyectores: 29
23
RAP vs Np Cateo G
1
10
100Cateo G
NpP[Mm³]
0 300 600 900 1200 1500 1800
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RAP vs Np Cateo G
1
10
100Cateo G
NpP[Mm³]
0 300 600 900 1200 1500 1800
Incremento de
Recursos aprox.
150 Mm3
Por Pozo 3.6 Mm3
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Resumen y Conclusiones
26
Resumen Resultados Obtenidos
• Ahorro en Costos de Producción Bruta ( 15% en 3 años), que
permitió continuar con la explotación de gran cantidad de pozos
• Energía Eléctrica
• Productos Químicos en Planta
• Ahorro en costos de Inyección ( 12% en 3 años)
• Mantenimiento de Producción
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Conclusiones
Bajo la nueva metodología de gerenciamiento se produce un
efecto positivo en la optimización del yacimiento a través de:
• Reducción de Costos
• Mantenimiento de producción de petróleo
• Incremento en Recursos de aprox. 3500 Mm3
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Muchas Gracias
Preguntas?