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recuperacion
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Recuperación Mejorada 2002
Taller Taller SobreSobre RecuperaciónRecuperación
Mejorada de CrudosMejorada de Crudos
ING ANDREINA RODRIGUEZING ANDREINA RODRIGUEZ
Recuperación Mejorada 2002
Recuperación Mejorada (RM) en PDVSA
Algunos Principios Básicos
Procesos de Recuperación no Convencional
Diseño de Proyectos de RM.
Esquema del TallerEsquema del Taller
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Recuperación Mejorada 2002
“Todos los procesos que incrementen económicamente el recobro de hidrocarburos, mediante la inyección de fluidos y/o energía al yacimiento.”
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Recuperación Mejorada 2002
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Métodos de Recuperación de Petróleo
Rendimiento original Rendimiento corregidoFlujo natural
Levantamiento artificialEstimulación, Acidificación
Polímeros, Espumas y Geles
Producción por energíadel yacimiento
Inyección de agua Inyección de gas
Procesos derecuperaciónconvencional
RECUPERACION SECUNDARIA
RECUPERACION PRIMARIA
RECUPERACION TERCIARIA
OtrosQuímicosGasesTérmicos
Inyección de vaporIny. agua caliente
Combustión en sitioElectromagnetismo
Aire
CO2
N2
WAGGases de Combustión
Polímeros (P)Surfactantes (S)
Alcalis (A)AP / SP /ASP
Espuma / Geles
MicroorganismosEmulsiones
Vibrosísmica
Procesos derecuperación
no convencional
Rec
up
erac
ión
Me
jora
da
de
Cru
do
s
Recuperación Mejorada 2002
POES de Crudos C/L/M (MMMBLS)
POES Sometido A Inyección de Agua y/o Gas
RM en PDVSA
ORIENTE59
28%72%
OCCIDENTE127
43%57%
TOTAL186
38%62%
Recuperación Mejorada 2002
Recobro por Tipo de Proceso
REMANENTE
ACTUAL
OCCIDENTE
52
4035
29
GAS A/F A/G A/P
N. DE MONAGAS51
46
GAS A/F
3 3 3 3
3.7 7.43.7 7.4
3 3 3 3
3.7 7.43.7 7.4
8 37 9 138 37 9 13
7.8 29.8 13.0 4.07.8 29.8 13.0 4.0
8 37 9 138 37 9 13
7.8 29.8 13.0 4.07.8 29.8 13.0 4.0
Proyectos
POESMMMBls
ORIENTEA. TRADICIONAL
46
35
GAS A/F
81 2881 28
4.4 0.44.4 0.4
81 2881 28
4.4 0.44.4 0.4
0
10
20
30
40
50
60
RE
CO
BR
O (
%)
RM en PDVSA
Recuperación Mejorada 2002
Proyectos y POES Asociado por Décadas
PO
ES
AC
UM
UL
AD
O (
MM
MB
LS
)
50´S 60´S 70´S 80´S 90´S
DECADAS
17
24 23 23
6
23
18
15
9
0
5
10
15
20
25
30
N°
DE
PR
OY
EC
TO
S
3
71 MMMBLS
0
20
40
60
80
N° PROYECTOS ORIENTE N° PROYECTOS OCCIDENTE POES ACUMULADO
RM en PDVSA
Recuperación Mejorada 2002
Comparación con proyectos de USA
0 10 20 30 40 50 60RECOBRO (%)
(1) PATRONES(2) FLANCOS
REMANENTE
TEXAS AGUA (1)
WYOMING AGUA (1)
LOUSIANA AGUA (1)
LOUSIANA AGUA (2)
TEXAS AGUA (2) 56
55
51
45
40
PDVSA GAS 50
PDVSA AGUA (2)
PDVSA AGUA (1) 29
39
TEXAS GAS 44
RM en PDVSA
Recuperación Mejorada 2002
PRODUCIDAS100%
PRIMARIAS = 9918
SECUNDARIAS = 7956
RES.REM.7135 90%
PRODUCIDAS821 10%
RES. RECUPERABLES= 17874
RES. PRIM.9918 56%
RES. SEC.7956 44%
SE TIENE UN POTENCIAL DE PETROLEO DE 1300 MBDGRACIAS A LA RECUPERACION SECUNDARIA
(CIFRAS A DIC. ‘98)
Reservas Recuperables en Proyectos de RM de Crudos C/L/M (MMBNP)
RM en PDVSA
Recuperación Mejorada 2002
Esquema del TallerEsquema del Taller
Recuperación Mejorada (RM) en PDVSA
Algunos Principios BásicosAlgunos Principios Básicos
Procesos de Recuperación no Convencional
Diseño de Proyectos de RM.
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Recuperación Mejorada 2002
Principios Básicos
DESPLAZAMIENTO MICROSCOPICO DE FLUIDOS INMISCIBLES
AGUA Y PETROLEO SON I NMISCIBLES BAJO CUALQUIER CONDICION DE YACIMIENTO O SUPERFICIE
PRINCIPIOS QUE GOBIERNAN LA INTERRELACION ROCA FLUIDOS
TENSION INTERFACIAL (INTERFASE FLUIDO - FLUIDO). MOJABILIDAD (INTERACCION ROCA - FLUIDO). PRESION CAPILAR ( MEDIDA DE LA CURVATURA DE DOS
FASES EN EL MEDIO POROSO.
GAS Y PETROLEO SON INMISCIBLES CUANDO LA PRESION DEL YACIMIENTO ES MENOR A LA NECESARIA PARA ALACANZAR MISCIBILIDAD INSTANTANEA O POR CONTACTOS MULTIPLES
Recuperación Mejorada 2002
K3
Eficiencia Areal de Barrido (Ea)
InyectorProductor
K2
Factores que Afectan la Recuperación de PetróleoFactores que Afectan la Recuperación de Petróleo
K1
Eficiencia Vertical de Barrido (Eh)
Eficiencia de Desplazamiento (Ed)
Principios Básicos
F.R. F.R. Ea x Eh x Ed Ea x Eh x EdF.R. F.R. Ea x Eh x Ed Ea x Eh x Ed
Recuperación Mejorada 2002
Ea = AREA CONTACTADA POR EL FLUIDO DESPLAZANTE
AREA TOTAL
Eficiencia Areal de Barrido
Eh = AREA SECCION CONTACTADA POR EL FLUIDO DESPLAZANTE
AREA TOTAL DE LA SECCION
Eficiencia Vertical de Barrido
BUCKLEY LEVERETT
COREFLOODS Ev = 1
Ev = VOLUMEN DE PETROLEO CONTACTADO POR EL FLUIDO DEZPLAZANTE
VOLUMEN DE PETROLEO ORIGINALMENTE EN EL YACIMIENTO
Eficiencia Volumétrica de Barrido
Ev = Ea x Eh
Principios Básicos
Ed = VOLUMEN DE PETROLEO CONTACTADO MOVILIZADO
VOLUMEN DE PETROLEO CONTACTADO
Eficiencia Microscópica de Desplazamiento
Recuperación Mejorada 2002
Heterogeneidad VerticalHeterogeneidad Vertical
Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de BarridoFactores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido
VVDPDP Coeficiente de Dykstra-Parsons Coeficiente de Dykstra-Parsons
Lc Coeficiente de Lorenz Lc Coeficiente de Lorenz
Varía entre 0 ( Homogéneo) y 1 (infinitamente heterogéneo)
Kc Parámetro de KovalKc Parámetro de Koval
Varía entre 1 ( Homogéneo) e infinito (infinitamente heterogéneo)
Principios Básicos
Recuperación Mejorada 2002
Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de BarridoFactores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido
Razón de Movilidad, Ms Volúmenes Porosos Inyectados, Vp
Ms = MOVILIDAD DEL FLUIDO DESPLAZANTE
MOVILIDAD DEL FLUIDO DESPLAZADO
Ms < 1 FAVORABLE
O
Ms =
K´rw
K´ro
Swf
Swi
w
Ms >> 1 DESFAVORABLE
PETRÓLEO
Principios Básicos
Recuperación Mejorada 2002
Arreglos de InyecciónArreglos de Inyección Volúmenes Porosos Inyectados, Vp
Patron P/I EA(%)*Linea Directa 1 56
Linea Alterna 1 76
5-Pozos Invertido 1 70
7-Pozos Invertido 2
Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de BarridoFactores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido
LINEA ALTERNA
Vp
LINEA DIRECTA
Vp
5- POZOS INV.
Vp
Principios Básicos
Recuperación Mejorada 2002
Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de BarridoFactores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido Perforación InterespaciadaPerforación Interespaciada
Espaciamiento (Acres)0 20 40 60 80
Rec
ob
ro A
dic
on
al (
%)
20
40
60
StreamlinesStreamlines
P
I
Principios Básicos
Recuperación Mejorada 2002
Factores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de BarridoFactores que Afectan la Eficiencia Volumétrica de Barrido Perforación InterespaciadaPerforación Interespaciada
40 Acres 20 Acres 10 Acres
40 60 80 100 120 140
5
10
15
20
Producción Acumulada (MBNP)Producción Acumulada (MBNP)
Tas
a d
e P
etr
óle
o (
MB
D)
Tas
a d
e P
etr
óle
o (
MB
D)
Espaciamiento Recobro Ev Espaciamiento Recobro Ev
(Acres) MBNP (Acres) MBNP (%)(%)
40 97 5940 97 59
20 119 7320 119 73
10 138 85 10 138 85
San Andres UnitSan Andres Unit
Principios Básicos
Recuperación Mejorada 2002
Propiedades del fluido desplazante
Fuerzas viscosas y capilares
Factores que Afectan la Eficiencia Microscópica DesplazamientoFactores que Afectan la Eficiencia Microscópica Desplazamiento
NVC = /w
ow
w = vicosidad del agua
ow = Tensión Interfacial entre
el fluido desplazante y el desplazado
= velocidad interticial
Tensiones super bajas Iny Agua Típico
La mayoría de los proyectos de
inyección de agua se realizan a bajos
de NVC, donde SOR es independiente de
este parámetro.
Aumentar NVC 2-4 ordenes de magnitud solo se puede lograr disminuyendo la tensión interfacial.
SOR disminuye al aumentar NVC
Principios Básicos
Recuperación Mejorada 2002
Miscibilidad: Condición física entre dos fluidos que les permite mezclarse en
todas las proporciones sin la existencia de interfase
Instantánea
Contactos Múltiples
Parámetros Clave : Presión Mínima de Miscibilidad
Enrriquecimiento Mínimo
Métodos de Medida: Pruebas en Tubos Delgados
Burbuja ascendente
Métodos de Estimación : Correlaciones P,T:
Cronquist,
Metcalfe, EOS30
40
50
60
70
80
90
1000 1500 2000 2500 3000
PRESION (LPC)
EF
ICIE
NC
IA D
E
DE
SPL
AZ
AM
IEN
TO
(%
)
Determinación de PMM
Tubos Delgados
PMM = 1900 lpc
@ 1.2 volúmenes Porosos
Recobro > 80 % Holm- Josendal
Recobro > 90 % Chevron
Principios Básicos
Recuperación Mejorada 2002
Miscibilidad al Primer Contacto
%C1
%C7+ %C2-C6
Línea conodal crítica
Petróleo
Gas
Principios Básicos
Recuperación Mejorada 2002
Vaporización
Miscibilidad por Contactos Múltiples
%C7+ %C2-C6
%C1
Línea conodal crítica
Principios Básicos
Petróleo
Miscibilidad al primer
contacto
GGMM
Gas de inyección
Recuperación Mejorada 2002
%C1
%C7+ %C2-C6
Condensación
Miscibilidad por Contactos Múltiples
Gas de inyección
Principios Básicos
Miscibilidad al primer contacto
Línea conodal crítica
Petróleo
Recuperación Mejorada 2002
Factores que Afectan la Recuperación de PetróleoFactores que Afectan la Recuperación de Petróleo
Producción/inyección
Razón de movilidad
Gravedad
Fuerzas Capilares
Fuerzas Interfaciales
Heterogeneidad
Permeabilidad Relativa
Patrón de Pozos
Espaciamiento
Areal
Fuerte
Fuerte
Poca
Poca
Poca
Moderada
Poca
Moderada
Moderada
Vertical
Moderada
Fuerte
Fuerte
Moderada
Poca
Fuerte
Poca
Poca
Moderada
Desplazamiento
Moderada
Poca
Moderada
Fuerte
Fuerte
Moderada
Fuerte
Poca
Poca
Sor
Poca
Poca
Poca
Fuerte
Fuerte
Moderada
Fuerte
Poca
Poca
Eficiencia
Principios Básicos
Recuperación Mejorada 2002
Esquema del TallerEsquema del Taller
Recuperación Mejorada en PDVSA
Algunos Principios Básicos
Procesos de Recuperación no ConvencionalProcesos de Recuperación no Convencional
Diseño de Proyectos de RM.
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Recuperación Mejorada 2002
Recuperaciónno
convencional
Métodosquímicos
• Alcali (A)
• Polímero (P)
• Surfactantes (S)
• Combinados:
(AP, AS, SP y ASP)
• Espumas, Geles,
Emulsiones
Gases(Misc. / Inmisc.)
• CO2
• Nitrógeno
• De combustión
• WAG o AGA
• Aire
Otros
• Micro-organismos
• Vibrosísmica
• Electromagnéticos
• Térmicos
Iny. de aguaRecuperación convencional
Iny. de gas
hidrocarburo
• Inmiscible
• Miscible
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Recuperación Mejorada 2002
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Clasificación general de procesos de RMClasificación general de procesos de RM
Procesos asociados al barrido volumétrico de petróleo en fracciones mayores del POES a partir de:
Mejora de la relación de movilidad del fluido desplazante con el desplazado.
Disminución de la tensión interfacial y mejora de la eficiencia de barrido.
Tratamientos con Tratamientos con bajos bajos volúmenes de fluidosvolúmenes de fluidos
Tratamientos con Tratamientos con altos altos volúmenes de fluidosvolúmenes de fluidos
Procesos asociados a la modificación del comportamiento de pozos (“Well conformance”):
Control de agua o gas de producción.
Modificación de perfiles de fluidos (agua/gas) de inyección.
Procesos de estimulación de pozos.
Recuperación Mejorada 2002
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
RM asociados a la modificación delRM asociados a la modificación delcomportamiento de pozos comportamiento de pozos
Control de agua o gas en pozos productores a través de la inyección de geles, geles espumados y espumas.
Modificación de los perfiles de inyección de gas o agua a través de la inyección de geles, emulsiones y espumas.
Control de agua por la inyección cíclica de gas.
Estimulación de pozos por aumento de la permeabilidad debido a la acidificación de pozos (HCl, HCl/HF, etc.), fracturamiento hidráulico e inyección de bacterias o microorganismos.
Entre los métodos comunmente empleados en la industria petrolera para el tratamiento de pozos, se destacan:
Recuperación Mejorada 2002
II.- Control frente de inyección
ANTES
DESPUES
I.- Control excesiva producción agua
ZONA PRODUCTORA
ZONA PRODUCTORA
FLUIDO PROTECTORGEL
Mejora la eficiencia volumétrica de barrido, Ev. Ahorros en manejo y tratamiento del agua producida. Optimización de costos de levantamiento. Incremento del recobro y extensión de vida de pozos/proyectos.
EMPAQUE DE ARENA
BENEFICIOS
Sistemas GelificantesSistemas Gelificantes
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Recuperación Mejorada 2002
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
PRE-TRATAMIENTO
BBPD = 3500 BPPD = 125 AyS = 95 %
SISTEMA APLICADO : MULTIGELTM UHT-S (2000 bbls), DISEÑADO PARA LAS CONDICIONES SEVERAS DEL CAMPO FURRIAL.
TÉCNICA : INYECCIÓN POR CABEZAL, EN 4 BACHES (09/07/99 AL 25/08/99).
CARACTERISTICAS : YACIMIENTO PROFUNDO (15170’- 346’ sel.), ALTA PRESIÓN / TEMPERATURA (7240 lpc / 295 °F).
POST-TRATAMIENTO (12/01/2000)
BBPD = 1325 BPPD = 1206 AyS = 9,0 %
DATOS DE PRODUCCIÓN
• AUMENTO DE PRODUCCIÓN DE 1081 BARRILES / DÍA (9 VECES MÁS) Y REDUCCIÓN DEL CORTE DE AGUA EN UN 85%.
• PRIMERA TECNOLOGIA PARA CONTROL DE AGUACONTROL DE AGUA QUE ES EVALUADA CON ÉXITO A LAS CONDICIONES SEVERAS DEL CAMPO FURRIAL.
• APLICACIONES EN YACIMIENTOS DE ALTA PRESIÓN / TEMPERATURA, CON UN POTENCIAL ESTIMADO DE 18 POZOS EN EL NORTE DE MONAGAS Y OPORTUNIDADES FUTURAS PARA CONTROL DE GAS.
°API = 23,4 Reductor = 3/8’’
APLICACIÓN PILOTO MULTIGEL UHTAPLICACIÓN PILOTO MULTIGEL UHTPozo productor FUC-28 (Fm. Naricual) / Campo FurrialPozo productor FUC-28 (Fm. Naricual) / Campo Furrial
Recuperación Mejorada 2002
• Emulsión de Crudo en Agua• Crudo Pesado 15° API• Particulas < 3 micrones• Emulsión de Bajo Costo
Que es una Emulsión?
r2 r1
PetroleoAgua
Flujo deAgua
• Taponamiento de la formación
Sellantes = Kabs
0.001
0.01
0.1
1
10
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Volumen de Fluido Inyectado (VP)
Iny.Agua
Emulsión
Indice de Inyecitividad Relativa, Ir
Mecanismo
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
EmulsionesEmulsiones
Recuperación Mejorada 2002
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Non perforated
0
0
21
5722
0 10 20 30 40 50 60 70
FLUIDO %
"D" Inf.
"D" Sup.
"C" Inf.
"C" Sup.
"B" Inf.
"B" Sup.
AR
EN
AS
Q= 4734 bwpd
0
0
7,523,5
68,7
0,3
0 10 20 30 40 50 60 70 80
FLUIDO %
"D" Inf.
"D" Sup.
"C" Inf.
"C" Sup.
"B" Inf.
"B" Sup.
AR
EN
AS
Q= 638 bwpd
Modificación del perfil de inyección de agua a partir de Modificación del perfil de inyección de agua a partir de la inyección de emulsiones O/W en el pozo LL-1901la inyección de emulsiones O/W en el pozo LL-1901
Inyección de 1000 bbl de emulsión O/W en la arena B a una tasa promedio de inyección de 1,6 bbl/min y presión de 780 lpc (Dic. 96).
La arena “D” (6070’-6080’) fue cañoneada el 06/01/97.
Distribución de fluidos antes y después de la inyección de emulsiones en el pozo LL-1901:
Recuperación Mejorada 2002
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Ejemplo de modificación de perfiles de inyección de gas
GAS
GAS
FOAMPIN
GAS
La espuma no es estable en zonas de baja permeabilidad
EspumasEspumas
Recuperación Mejorada 2002
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Bacterias / Microorganismos (MEOR)Bacterias / Microorganismos (MEOR)
EL EFECTO DE LOS MICROORGANISMOS EL EFECTO DE LOS MICROORGANISMOS
EN LA RECUPERACION MEJORADA Y LA EN LA RECUPERACION MEJORADA Y LA
ESTIMULACION DE POZOS SE BASA EN:ESTIMULACION DE POZOS SE BASA EN:
EL EFECTO DE LOS MICROORGANISMOS EL EFECTO DE LOS MICROORGANISMOS
EN LA RECUPERACION MEJORADA Y LA EN LA RECUPERACION MEJORADA Y LA
ESTIMULACION DE POZOS SE BASA EN:ESTIMULACION DE POZOS SE BASA EN:
• PRODUCCION DE COMPUESTOS CON PRODUCCION DE COMPUESTOS CON
ACTIVIDAD INTERFACIAL ACTIVIDAD INTERFACIAL
(SURFACTANTES Y ALCOHOLES) (SURFACTANTES Y ALCOHOLES)
CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA
CON LOS NUTRIENTES EN SU MEDIO CON LOS NUTRIENTES EN SU MEDIO
DE CULTIVO.DE CULTIVO.
• PRODUCCION DE BIOPOLIMEROS PRODUCCION DE BIOPOLIMEROS
CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA
CON EL PETROLEO EN EL CON EL PETROLEO EN EL
YACIMIENTO.YACIMIENTO.
• PRODUCCION DE COMPUESTOS CON PRODUCCION DE COMPUESTOS CON
ACTIVIDAD INTERFACIAL ACTIVIDAD INTERFACIAL
(SURFACTANTES Y ALCOHOLES) (SURFACTANTES Y ALCOHOLES)
CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA
CON LOS NUTRIENTES EN SU MEDIO CON LOS NUTRIENTES EN SU MEDIO
DE CULTIVO.DE CULTIVO.
• PRODUCCION DE BIOPOLIMEROS PRODUCCION DE BIOPOLIMEROS
CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA CUANDO LA BACTERIA INTERACTUA
CON EL PETROLEO EN EL CON EL PETROLEO EN EL
YACIMIENTO.YACIMIENTO.
Recuperación Mejorada 2002
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Yacimientos que han sido sometidos a inyección de Yacimientos que han sido sometidos a inyección de
bacterias en el Occidente del paísbacterias en el Occidente del paísYacimientos que han sido sometidos a inyección de Yacimientos que han sido sometidos a inyección de
bacterias en el Occidente del paísbacterias en el Occidente del país
LAGNA-23LAGNA-23LGINF-03LGINF-03LGINF-05LGINF-05B-3-X.02B-3-X.02B-3-X.07B-3-X.07B-3-X.40B-3-X.40B-3-X.43B-3-X.43
LAGNA-23LAGNA-23LGINF-03LGINF-03LGINF-05LGINF-05B-3-X.02B-3-X.02B-3-X.07B-3-X.07B-3-X.40B-3-X.40B-3-X.43B-3-X.43
B-5-X.01B-5-X.01B-5-X.06B-5-X.06B-5-X.07B-5-X.07B-5-X.52B-5-X.52B-6-X.03B-6-X.03B-6-X.10B-6-X.10B-6-X.14B-6-X.14B-7-X.07B-7-X.07B-7-X.10B-7-X.10
B-5-X.01B-5-X.01B-5-X.06B-5-X.06B-5-X.07B-5-X.07B-5-X.52B-5-X.52B-6-X.03B-6-X.03B-6-X.10B-6-X.10B-6-X.14B-6-X.14B-7-X.07B-7-X.07B-7-X.10B-7-X.10
YACIMIENTOSYACIMIENTOSYACIMIENTOSYACIMIENTOS
Recuperación Mejorada 2002
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
• NUMERO DE POZOS ESTIMULADOS:NUMERO DE POZOS ESTIMULADOS: 237237
• POZOS CON GANANCIAS ENTRE 0 Y 20 BPD:POZOS CON GANANCIAS ENTRE 0 Y 20 BPD: 129129
• POZOS CON GANANCIAS MAYORES A 20 BPD:POZOS CON GANANCIAS MAYORES A 20 BPD: 101101
• PRODUCCION ADICIONAL GENERADA (MBNPD) :PRODUCCION ADICIONAL GENERADA (MBNPD) : 5.15.1
• INVERSION APROXIMADA (MMMBS):INVERSION APROXIMADA (MMMBS): 3.53.5
• NUMERO DE POZOS ESTIMULADOS:NUMERO DE POZOS ESTIMULADOS: 237237
• POZOS CON GANANCIAS ENTRE 0 Y 20 BPD:POZOS CON GANANCIAS ENTRE 0 Y 20 BPD: 129129
• POZOS CON GANANCIAS MAYORES A 20 BPD:POZOS CON GANANCIAS MAYORES A 20 BPD: 101101
• PRODUCCION ADICIONAL GENERADA (MBNPD) :PRODUCCION ADICIONAL GENERADA (MBNPD) : 5.15.1
• INVERSION APROXIMADA (MMMBS):INVERSION APROXIMADA (MMMBS): 3.53.5
Pozos estimulados con bacterias en 1998Pozos estimulados con bacterias en 1998Pozos estimulados con bacterias en 1998Pozos estimulados con bacterias en 1998
Recuperación Mejorada 2002
• Alcali (A)
• Surfactantes (S)
• Combinados:
(AP, AS, SP y ASP)
• CO2
• Nitrógeno
• Gases de combustión
• WAG o AGA
• Térmicos
Ev - Ed
• Polímero (P)
• Espumas
• Geles
• Emulsiones
• Microorganismos
• Térmicos
Ev
Eficiencias de procesos de RM no ConvencionalEficiencias de procesos de RM no Convencional
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Recuperación Mejorada 2002
Inyector
Instalacionesde superficie
Productor
Bomba deinyección
Agua Zona deagua / petróleo
Banco de solución
polimérica
La inyección de polímeros provee un mejor desplazamiento mejorando la eficiencias de barrido areal y vertical, incrementado el recobro por el aumento de la viscosidad de agua, disminución de la movilidad de agua y contacto de un mayor volumen del yacimiento.
Inyección de polímerosInyección de polímeros
Procesos de RM no Convencional
Recuperación Mejorada 2002
Crudo:
Gravedad API > 25°
Viscosidad < 150 cp a C.Y.
Yacimiento:
So (% VP) > 50
Litología Areniscas preferiblemente
K (mD) > 100
Temp. (°F) < 200 (evitar degradación)
Rel. Movilidad 2 a 40
Salinidades Bajas (< 20g/l)
Condiciones favorables:
Yacimientos costa adentro
Bajo buzamiento estructural
Inyección de agua eficiente
Heterogeneidades moderadas
Cond. desfavorables:
Fracturamiento extensivo
Acuiferos activos
Presencia de capas de gas
Altos contrastes de permeab.
Problemas de inyectividad
Alto contenido de arcillas
Alta dureza del agua
Procesos de RM no Convencional
Criterios básicos para laCriterios básicos para lainyección de polímerosinyección de polímeros
Recuperación Mejorada 2002
Mecanismos
Reducción de la tensión interfacial Cambios en mojabilidad Disminución de la razón de movilidad agua/petróleo
Inyector Productor
AGUA
BANCO
DE
PETRÓLEO
ASP
Solución Diluída de Polímero
Resultados Pruebas de Campo
Formulación ($/bl ASP) 0,7 1,38 1,93 0,99
0,41 0,42 0,39 0,32
0,2 0,16 0,2 0,15
20 26 22 15
1,76 2,35 5,21 2,87
West Kiehl Cambridge Daqing VLA-6/9/21 (*)
Srow
SroASP
Recobro (% POES)
$/bl Incremental
(*) simulación
Inyección sistemas ASP (Alcali-Surfactante-Polímero)Inyección sistemas ASP (Alcali-Surfactante-Polímero)
Procesos de RM no Convencional
Recuperación Mejorada 2002
Crudo:
Gravedad API > 20°
Viscosidad < 35 cp a C.Y.
Yacimiento:
So (% VP) > 30
Litología Areniscas preferiblemente
K (mD) > 100
Temp. (°F) < 200
Rel. Movilidad 2 a 40
Salinidades < 20000 ppm
Dureza (Ca2+/Mg2+ ) < 500 ppm
Condiciones favorables:
Yacimientos homogéneos
Barrido por agua > 50%
Alta relación / h
Cond. desfavorables:
Fracturamiento extensivo
Acuiferos activos
Presencia de capas de gas
Altos contrastes de permeab.
Problemas de inyectividad
Alto contenido de arcillas
Adsorción de aditivos (S y P)
Procesos de RM no Convencional
Criterios básicos para laCriterios básicos para lainyección de sistemas ASPinyección de sistemas ASP
Recuperación Mejorada 2002
Inyección de mezclas ASP en el LIC LagomarInyección de mezclas ASP en el LIC Lagomar
Procesos de RM no Convencional
0
20
40
60
80
100
1 2 3 4 5 6
Pruebas
% R
eco
bro
Recobro incremental (ASP + P)
ASP
Iny. de agua
En vista de los excelentes recobros obtenidos (núcleos sencillos y radiales) con la nueva formulación ASP desarrollada para el LIC Lagomar, se planificó llevar a cabo la prueba piloto “single well” en el pozo VLA-1325 durante el primer semestre del año 2000.
Recuperación Mejorada 2002
Inyector
Instalacionesde superficie
Productor
Bomba deinyección
Zona deagua / petróleoCO2
Frentemiscible
La inyección de CO2 es un método de recuperación mejorada que puede ser miscible o inmiscible de acuerdo a las características del crudo y condiciones de P y T del yacimiento. Los aumentos de recobro por este método pueden atribuirse a fenómenos de hinchamiento, miscibilidad, disminución de viscosidad del crudo y de la tensión interfacial crudo-CO2 en regiones cernanas a la miscibilidad.
Inyección de dióxido de carbonoInyección de dióxido de carbono
Procesos de RM no Convencional
Recuperación Mejorada 2002
Crudo:
Gravedad API > 25° (pref. > 30°)
Viscosidad < 15 (pref. < 10)
Composición Alto % C5-C20 (pref. C5-C12)
Yacimiento:
So (% VP) > 25
Litología No crítico (N.C.)
K (mD) N.C.
Temp. (°F) Piny. aumentan con T (N.C.)
Aguas N.C.
Condiciones favorables:
Disponibilidad de CO2
Alto buzamiento o bajo espesor
Baja permeabilidad vertical
Formaciones homogéneas
Cond. desfavorables:
Fracturamiento extensivo
Acuiferos activos
Presencia de capas de gas
Altos contrastes de permeab.
Transporte y manejo de CO2
Crudos asfalténicos
Corrosión de productores
Procesos de RM no Convencional
Criterios básicos para laCriterios básicos para lainyección de COinyección de CO22
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
Inyección de NitrógenoInyección de Nitrógeno
Zona depetróleoN2
Frentemiscible /inmiscible
Inyector
Unidad de Generación
de N2
ProductorCompresores
Unidad de Separación
de N2
La inyección de N2 es un método de recuperación mejorada que puede ser miscible o inmiscible de acuerdo a las características del crudo y condiciones de P y T del yacimiento.
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
Ventajas de la utilización de Nitrógeno en RMVentajas de la utilización de Nitrógeno en RM
Separación criogénica Separación criogénica del airedel aire
Propiedades físicas favorables - densidad, Propiedades físicas favorables - densidad, viscosidad y factores volumétricosviscosidad y factores volumétricos
Compuesto inerte que no presenta efectos Compuesto inerte que no presenta efectos adversos de comportamiento de fases.adversos de comportamiento de fases.
No es corrosivo y no se requieren de grandes No es corrosivo y no se requieren de grandes modificaciones de las instalaciones.modificaciones de las instalaciones.
Fuente practicamente infinitaFuente practicamente infinita
Costos de generación más económicos que el Costos de generación más económicos que el gas natural (GN) y el COgas natural (GN) y el CO22..
Fácil separación de NFácil separación de N22 del GN en las corrientes del GN en las corrientes de producción.de producción.
Sustitución del GN incrementa oferta de gas y Sustitución del GN incrementa oferta de gas y flujos de caja.flujos de caja.
Compuesto no tóxico y ambientalmente Compuesto no tóxico y ambientalmente aceptable.aceptable.
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
0.1000
0.1100
0.1200
0.1300
0.1400
0.1500
0.1600
0.1700
0.1800
0.1900
0 200 400 600 800 1000 1200200 400 600 800 1000 12000.10
0.12
0.14
0.16
0.18COSTO DE SEPARACIÓN
DE N2 EN $/MPC
0.3000
0.4000
0.5000
0.6000
0.7000
0.8000
0.9000
1.0000
0 200 400 600 800 1000 1200Mmscfd N2
$/k
scf
of
N2
2100 psig
7100 psig
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
200 400 600 800 1000 1200
COSTO DE GENERACIÓN DE N2 EN $/MPC
Energía eléctricaEnergía eléctrica0,37 US$ MPC0,37 US$ MPC
Suministro de NSuministro de N22 a 80 lpc a 80 lpc
0,35 US$ MPC0,35 US$ MPC
Recomp. (80 a 1100 lpc)Recomp. (80 a 1100 lpc)0,18 US$ MPC0,18 US$ MPC
Costos de NCostos de N2 2 en el Campo Fordocheen el Campo Fordoche
( 80 MMPCD)( 80 MMPCD)
80 MMPCD
Costos de Generación de NitrógenoCostos de Generación de Nitrógeno
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
Factibillidad Técnica de Inyección de N2 Factibillidad Técnica de Inyección de N2
Estudios de simulación analíticaEstudios de simulación analítica
Occidente:
C-2-X, C-3-X, C-4-X, VLE-305,C-2-X, C-3-X, C-4-X, VLE-305,B-6-X.10, B-7-X.10, B-6-X.02,B-6-X.10, B-7-X.10, B-6-X.02,VLC-363 y Ceuta Area 2 Sur.VLC-363 y Ceuta Area 2 Sur.
Oriente:
El Furrial, Carito Central, CaritoEl Furrial, Carito Central, CaritoNorte y Carito Oeste.Norte y Carito Oeste.
Método actual
Iny. de N2
Inyección de 50 % VPHC se obtieneun incremento del recobro de 14%
durante el primer año de producción
Ceuta Area 2 Sur
Pruebas experimentales en desarrolloPruebas experimentales en desarrollo
Occidente:
VLC-363 y Ceuta Area 2 Sur .VLC-363 y Ceuta Area 2 Sur .
Oriente:
El Furrial y Carito CentralEl Furrial y Carito Central.
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
PRUEBA SLIM TUBE CRUDO ARENA C3 (319°F y 6000 lpc)PRUEBA SLIM TUBE CRUDO ARENA C3 (319°F y 6000 lpc)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 20 40 60 80 100 120 140
Vi/Vp
% R
ecu
pera
ció
n d
el
PO
ES
87% POES
69% POES
GN
N2
Gas Natural WILPROMetano 79,1 %Etano 10,9 %Propano 2,6 %CO2 5,4 %Otros 2,0 %
Se obtiene proceso miscible con GN (seco) e inmiscible con N2 a lascondiciones evaluadas, estimándose que la PMM con N2 es de 7000 a 7500 lpc.
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
Slim Tube Wilpro/FUL-74, Nitrógeno/FUL-74 Slim Tube Wilpro/FUL-74, Nitrógeno/FUL-74 @ 7000 lpcm y 300 °F@ 7000 lpcm y 300 °F
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150Vi/Vp
Re
cup
era
ció
n (
%)
Wilpro
Nitrógeno
Furrial: Formación CretáceoFurrial: Formación Cretáceo
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
Comparación pruebas Slim Tube de sistemas Wilpro/NComparación pruebas Slim Tube de sistemas Wilpro/N22 y mezcla y mezcla
(60% Wilpro y 40% N(60% Wilpro y 40% N22) en muestra de crudo del FUL-8) en muestra de crudo del FUL-8
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150
Vi/Vp
Rec
uper
ació
n (%
PO
ES
)
Nitrógeno
mezcla (60% Wilpro-40% Nitrógeno)
wilpro
Furrial: Formación NaricualFurrial: Formación Naricual
Recuperación Mejorada 2002
Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA o WAG)Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA o WAG)
ESQUEMA DEL PROCESO WAG
BANCO DE BANCO DE PETROLEOPETROLEO
( GAS MISCIBLE / INMISCIBLE )( GAS MISCIBLE / INMISCIBLE )
CICLOWAG
AGUA
INYECTOR PRODUCTOR
• Aumentar la eficiencia de barrido.
• Disminución de cortes de agua.
• Optimización del uso de gas.
• Mejorar economía de proyectos deinyección de gas.
• Incrementar recobro de petróleo.
• Satisfacer demandas de mercado degas.
Porque WAG o AGA?Porque WAG o AGA?
Inyección continua de gasInyector Productor
Procesos de RM no Convencional
Que es WAG o AGA?Que es WAG o AGA?
Es un proceso empleado con frecuencia en proyectos de inyección de gases (CO2, GH ó N2) para disminuir la canalización de gas e incrementar la estabilidad del frente desplazante.
Recuperación Mejorada 2002
MecanismosMecanismos
Control de movilidad del gas Control de movilidad del agua Disminución de las razones de movilidad agua/petróleo
y gas/petróleo Reduccón de la Sor (gas atrapado, miscibilidad) Segregación gravitacional
Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA)Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA)
PETRÓLEO
PE
TR
ÓL
EO
SLUG
SLUG
SLUG
ESTABLE
PETRÓLEO
INESTABLE
Procesos de RM no Convencional
Recuperación Mejorada 2002
C-2-X, C-3-X y C-4-X
VLE-305
B-6-X.10 y B-6-X.02
B-7-X.10
Simulación analítica(PRIze™)
WAG presenta F.U.N. de 2 a 3 veces mejores que los
procesos de inyección continua
VLE-305
B-6-X.02*; 10 y 22
VLC-363
Simulación numérica(ECLIPSE 100 y 300*)
Incrementos de F.R. > 8%con F.U.N. atractivos
respecto a la inyeccióncontinua de gas
U.E. La Salina
U.E. Centro/Sur Lago
U.E. Tía Juana
Intslaciones de superficie(Agua y Gas)
Factibilidad de implementaciónde proyectos WAG, basados
en infaestructura y capacidadesde compresión disponibles
Centro Lago
Tía Juana
La Salina
Sur Lago
Bloque III
Bloque IV
Bloque V Lamar
C-3-X y C-4-X
B-6-X.10 (LL-370)
B-6-X.14, 15, 18; B-7-X.10, 11, 13 (LL-453)
B-6-X.22
SLE-OLIG.1 + Cret.
Eoceno C (VLC-363)
Lagunillas Inferior
C2 VLE-305 (LIC Lagocinco)
Jerarquización de candidatos al proceso WAG en OccidenteJerarquización de candidatos al proceso WAG en Occidente
Procesos de RM no Convencional
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
AREA DEL PILOTO
st
st
P1
O1
O2 I(1,2)
P2
ComplejoLamargas
P3
0 340mtsESCALA GRAFICA
12183´
12134´
12158´
12312´
12240´
12218´
12341´
200 mts
200
mts
340 mts
1453
926
935
1122
1133
1247
092 099
101
103
105
107
212
305
339
346
357
369
370
378
437
489 514
558
575
611
616
621
653
656
664
665
666
676
687
689
690A
691
692
708
713
720 743
746
768
773
998 1020 1067
1093
1113
1138
104
575A
690
1069
1001
1168
1150 1254
1220
1206
1211 1255 1243 1123
1302
1451
1249
1460 1407 1404
1452 1464
1458
1459 1414
1448A1403
1412 1415
1605 1645
1657
1639
1825 1819
-12700'
-12600'
-12200'
01018
1609
1118
1256
1243 (ST)1229
334
1109
1463
1437
1410
1461
1413
1640
1638
343
346st
370st 1161
472
357st
424
733
373
106
878
102
1200
• 1 Arreglo hexagonal de 7 pozos invertidos.
• Caracterización detallada del área piloto UC23.
• Perforación de 1 pozo inyector múltiple agua / gas.
• Perforación de 2 pozos observadores (O1 con núcleo) y 3 pozos productores nuevos.
• Mediciones de saturaciones, resistividades de alta resolución, RMN y CWD, entre otros.
• Inicio de inyección AGA en Jun. 99 (combinada / variable).
• Monitoreo del proceso por inyección de trazadores, sensores de fondo y registros C/O.
Breve descripción: (Inicio 03/2000)Breve descripción: (Inicio 03/2000)
AGUA
GAS
WAG inmiscible: LIC Lagocinco (VLE-305)WAG inmiscible: LIC Lagocinco (VLE-305)
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
Inyección continua de vapor en CLMInyección continua de vapor en CLM
Aumento en el porcentaje de recobro
debido a destilación por arrastre de
vapor, desplazamiento del gas en
solución y calentamiento de zonas no
drenadas.
Mayores tasas de inyección de vapor y
respuesta mas rápida de los pozos
productores debido a la mayor
movilidad del crudo en el yacimiento.
Aprovechamiento de la infraestructura existente en el país para la generación de vapor y del relativo bajo costo de la energía.
Disminución de la viscosidad y posible
aumento en la gravedad API para
crudos de 20-30°API.
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
(N2)
Inyección continua de vapor en el Campo Yates (33° API)Inyección continua de vapor en el Campo Yates (33° API)
Yacimiento sometido a inyección de N2 en la capa de gas, ICV en el contacto gas-petróleo e inyección de surfactante en el contacto agua-petróleo
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
Campo Yates (Marathon Oil - Chevron)Campo Yates (Marathon Oil - Chevron)
Inyección de Nitrógeno inció a principios de los años 90.
Inyección continua de vapor se comenzo a principios del año 99.
Se espera iniciar la inyección de surfactantes a finales del año 2000.
Recuperación Mejorada 2002
Situación Actual Procesos no ConvencionalesSituación Actual Procesos no Convencionales
RM en PDVSA
OCCIDENTE ORIENTE
> 500 POZOS PRODUCTORES SELECCIÓN CANDIDATOSMICROORG.
PRUEBA PILOTO (1) PRUEBA PILOTO (1)EMULSIONES
PRUEBAS PILOTO (2)ESTUDIOS FACTIBILIDAD (5)
PRUEBA PILOTO (1)ESTUDIO FACTIBILIDAD (1)
AGA
DISEÑO DE PILOTOS (2) JERARQUIZACIÓN YAC.ASP
ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD
EVALUACIÓN DE FUENTES DE CO2
CO2
> 100 POZOS PRODUCTORES > 10 POZOS PRODUCTORESGELES
ESTUDIOS FACTIBILIDAD (3)ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD (4) N2
Recuperación Mejorada 2002
Esquema del TallerEsquema del Taller
Recuperación Mejorada (RM) en PDVSA
Algunos Principios Básicos
Procesos de Recuperación no Convencional
Diseño de Proyectos de RM.Diseño de Proyectos de RM.
RM de Crudos C/L/MRM de Crudos C/L/M
Recuperación Mejorada 2002
Diseño de proyectos de RMDiseño de proyectos de RM
Procesos de RM no Convencional
Análisiseconómico y leccionesaprendidas
Diseño,implantacióny monitoreode prueba
piloto
Criteriosbásicos
de selección
Análisiseconómico preliminar
TécnicosEconómicosGeográficos
Modelos analíticosSimulación conceptualComparación de métodosAnálisis de riesgo
Estudios desimulación numérica
Evaluación aescala
de laboratorio
Mejores prácticas implantadas
por otrascomunidades
ConceptualizaciónConceptualizaciónVisiónVisión
OperaciónOperación
Definición / EjecuciónDefinición / Ejecución
Nuevaestrategia deexplotación
Masificación
NO
SI
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
Criterios básicos de selección Criterios básicos de selección Comparación de propiedades básicas de yacimientos donde se han llevado a cabo los proyectos de RM a nivel internacional, permitiendo comparar sus características y propiedades de yacimientos con los potenciales candidatos del país. Tal es el caso para la evaluación de la factibilidad técnica de inyección de nitrógeno en el yacimiento VLC-363 de Lagotreco:
# ref inicio yacimiento Éxito (S/N) permeabilidad Gravedad presion yac. (psi) temperatura (°F) visc. Oil (cp)(mD) (°API) original /actual (inicial/enfriado)
1 1966 Block 31 Devonian 5.4 46 4250 act. 130 0.252 1974 Calliou Island 1000 33 4000e3 1977 Wilcox-8 8.6 44 10598 267 0.1264 1977 Wilcox-12 4.6 45 10800 274 0.1265 1977 Binger S 0.2 42 4500 190 0.36 1977 Bay St. Elaine 1480 36 4000e 164 0.6677 1977 Iberia 1600 31 4000e8 1978 Lake Barre S 95 36 4200 2789 1978 Venice 700 3110 1979 Leeville 1100 33 4000e11 1979 West Hackberry 1000 27 4000e12 1979 Lake Pelto 1600 32 4000e13 1979 East Hackberry 300 30 4000e14 1979 Levelland piloto 2.1 30 3000/1860 105 1.9315 1980 Painter S 4 46 4800 174 0.216 1981 Willesden Green (WAG) 5 39 4800/4300 16117 1981 Ryckman Creek 90.2 47 3000 14018 1981 Stone Bluff 300 39 100 8019 1981 Two Freds 33.4 36.2 1900 104 1.46720 1981 Paradis 700 36 4000 19821 1981 East Veelmoor 38 43 3500 15522 1982 Smackover/Jay/LEC (WAG) S 35.4 51 7850/6085 (1980/10) 285 0.1823 1982 Chunchula Field Wide S 10 54 9255/5000 325 0.0724 1982 Chunchula Field Wide S 10 54 5000 325 0.0725 1982 Anschutz Ranch East. 3 49 6200 21026 1982 Andector-Ellenberger s 2000 44 2000 13227 1982 Lisbon 0.555 52 3000 14028 1982 Blackjack Creek 112 48 7600 285 0.2729 1982 Wilmington 550 14 1000 13030 1982 North Headlee 0.5 48 5000 28631 1983 East Painter S 3 46 5000 185 0.232 1985 Yates 175 30 700 82 5.533 1985 Fanny Church 400034 1987 Hawkins(Woodbine-east) 2800 24 1700 act. 168 3.735 1994 St Ulrich-Hauskirchen s 32 1540/420-720 120 1.536 1994 Hawkins(Woodbine-west) 2800 24 168 3.737 2000 Akal/ Cantarell 12500 22 3840/1607 212 6.45238 Ekofisk 5.5 36 7135 26839 Brent 0.2740 Statfjord 0.175
0
10
20
30
40
50
60
0 5000 10000 15000 20000
Profundidad (pies)
°AP
I0
5
10
15
20
25
30
35
0 5000 10000 15000 20000
Profundidad (pies)
Po
ros
ida
d (
%)
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
PRIzeTM
Método actual
Iny. de N2Iny. de N2
SWORD
Simulaciones analíticas Simulaciones analíticas
Jerarquización de procesos de RM.
Estimación de los volúmenes requeridos de fluidos de inyección e incrementos de los factores de recobro de un proceso de RM determinado.
Identificación de potenciales variables críticas de los procesos evaluados.
Recuperación Mejorada 2002
Métodos de Predicción
Info
rmació
n, C
osto
, Co
mp
lejidad
Incertid
um
bre, R
iesgo
Método Aplicación
• Diseño pruebas piloto• Diseño de nuevos Proyectos• Reingeniería de Proyecto• Control y Seguimiento
Simulación
• Prospectos RM
• Jerarquización por FR
• Potencialidad
Volumetrico
N, Np, Er
• Duración y perfiles• Jerarquización económica• Potencialidad,VPN• Consistencia Infor.
EmpíricoArps,Bush& Halander,
Guerrero
• Evaluación periódica• Cambios menores en
esquemas del proyecto
DeclinaciónLog qo Vs t, Log AYS Vs Qo
R Vs X
• Diseño de proyectos pequeños• Evaluación de Pilotos y patrones individuales
AnalíticoDysktra-Parson, Stiles, Prats,
Buckley-Levert, Craig
Recuperación Mejorada 2002
SEGUIMIENTO Y CONTROL
1
MEJORAMIENTOCONTINUO
2
SI
NO
NO
SELECCIÓN/JERARQUIZACION YACIMIENTOS CANDIDATOS
PLANIFICACIÓN DEL PROYECTO
IMPLANTACIÓN ARRANQUE
NO
SI1
REALIZARPRUEBA PILOTO
SI PILOTOEXITOSO
NUEVOPROCESO
PROY. EN LINEACON PLAN
ESTA SIENDORENTABLE
SI
REQ. CAMBIOSAJUSTES MAY
NO1
SI
2AJUSTES MENORES
NO
2
Proceso de RMProceso de RM
FINALIZAR PROYECTO(POST-MORTEM)
NONO FACTIBLEREINGENIERIA
1
SI
INCORPORAR MEJORASSI
2
Diseño de Proyectos de RM
Recuperación Mejorada 2002
Procesos de RM no Convencional
Base de Recursos
Selección de tecnologías aplicables
JerarquizarYacimientos / Tecnologías
Realizar diseño conceptual
Pruebas laboratorio / Simulación
Abandonartecnología
Finalizar proyecto/Post Mortem
Rentabilidad
Tecnologíaprobada
Diseño prueba piloto
Implantación
Rentabilidad
Bajo Riesgo
Diseño agran escala
Bajo Riesgo
NO
NO
NO NOSI
SI
SI
Masificaciónpor etapas
NO
Evalu
ar
otr
a
tecn
olo
gía
SI
SI
Proceso de RMProceso de RM
Diagrama básico para considerar la evaluación de procesos de RM no convencionales en la corporación.
Recuperación Mejorada 2002
Elaboración de Post MortemElaboración de Post Mortem
LECCIONES APRENDIDASLECCIONES
APRENDIDAS
REAL Vs PLAN
• CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS.• COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN /
INYECCIÓN• TECNOLOGÍAS APLICADAS• INFRAESTRUCTURA / FACILIDADES• CONTROL Y SEGUIMIENTO
TÉCNICAS
• INVERSIONES• GASTOS• INGRESOS• INDICADORES
» VALOR PRESENTE NETO (VPN)» TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)» TIEMPO DE PAGO» EFICIENCIA INVERSIÓN
ECONÓMICAS / FINANCIERAS
DESVIACIONES
Diseño de Proyectos de RM
Recuperación Mejorada 2002
Máximo Recobro Por encima de la presión de
saturación en procesos inmiscible
Viscosidad del crudo mínima
Factor Volumétrico máximo
Mínimo gas libre Por encima de la presión mínima
de miscibilidad
Recobro > 80%
Por encima del umbral de
floculación
Evitar precipitación de
asfaltenos
So máximo
Inicio Temprano implica mayor incertidumbre, inversiones tempranas
Aplicación en etapa madura menor incertidumbre, pero menor recobro
¿Cuándo Iniciar un Proyecto de RM ?¿Cuándo Iniciar un Proyecto de RM ?
Diseño de Proyectos de RM
Recuperación Mejorada 2002
Criterios Económicos
Maximizar VPN
Maximizar Valor Económico Agregado
Maximizar Eficiencia de la Inversión
Maximizar TIR
Minimizar Tiempo de Pago
¿Cuándo Iniciar un Proyecto de RM ?¿Cuándo Iniciar un Proyecto de RM ?
Diseño de Proyectos de RM
Recuperación Mejorada 2002
Buena descripcion del yacimiento
Prediciones del comportamiento de producción
Métodos para estimar eficiencias de barrido y recobro de crudo a
varias etapas del proceso de agotamiento
Pozos inyectores y productores, sus tasas, presiones y perfiles de
fluidos
Calidad del agua y su tratamiento
Compatibilidad agua-yacimiento
Mantenimiento y performance de las facilidades
Programa de Monitoreo y ControlPrograma de Monitoreo y Control
Gerencia de Proyectos de RM
Recuperación Mejorada 2002
Programa de Monitoreo y ControlPrograma de Monitoreo y Control
Comparación mensual del comportamiento teórico vs real
Sistemas de manejo de información para monitoreo y control
Datos precisos de comportamiento por pozo, proyecto
Métodos de diagnóstico de problemas existentes/ Potenciales
y su solución
Revisión de la economía del proyecto
Trabajo en equipo
Gerencia de Proyectos de RM
Recuperación Mejorada 2002
Casos Históricos ExitososCasos Históricos Exitosos
Jay-/litle Escambiam Creek Field, USA
Hewit Unit,USA
Gullfasks, Noruega
LL-3, Venezuela
Laguna, Venezuela
Inyección de agua
Inyección de gas
Safah Field, Oman
Prudhoe Bay, Alaska
Lagunillas Inferior, Venezuela
Oseberg, Noruega
Gerencia de Proyectos de RM