Metodología de análisis e incertidumbre y riesgo del volumen original de aceite esperado y medidas de mitigación aplicado a un

campo maduro de la RMNE.

Contenido:

Introducción................................................................................................1

Metodología.................................................................................................3

Conclusiones y recomendaciones..........................................................17

Agradecimientos:......................................................................................17

Introducción.

La incertidumbre geológica, la heterogeneidad y la información incipiente

asociada a campos nuevos o con desarrollo inicial, en yacimientos carbonatados

con porosidad primaria y/o naturalmente fracturados, se hace necesario aplicar

un método Geoestadístico, que considere toda la información de campos

análogos, preferentemente aledaños, apoyados con correlaciones matemáticas

entre las principales variables que impactan al volumen de hidrocarburos

(área, espesor neto, porosidad, saturación de agua, factor de volumen,

exponentes de cementación y de saturación de agua, resistividad en seno de

hidrocarburos y de agua irreductible), para obtener las variables con valores

adecuados, para estimar los volúmenes originales de aceite esperado de los

yacimientos maduros, en desarrollo inicial y en los recursos prospectivos con la

mayor certidumbre.

En función de lo planteado, es necesario realizar el análisis de datos directos e

indirectos que se obtienen de los pozos de los diferentes yacimientos. Para

poder llevar a cabo el análisis geoestadístico, de la estimación de volumen

original de aceite esperado en yacimientos y los recursos prospectivos,

relacionándolos al “Play” con sus características específicas, para la toma de las

decisiones más acertadas y que en consecuencia las inversiones sean eficientes.

Dependiendo de la cantidad de pozos perforados que se tengan y que para el

caso de las regiones marinas cuenta con una cantidad considerable de ellos,

actualmente existen un numero infinitos de datos, asociados a las diferentes

formaciones geológicas y unidades productivas de todos los yacimientos

petroleros, respaldados en el gran inventario de información y experiencias de

todas las cuencas petrolera del país.

Debido a la gran cantidad y dispersión de la información, se requiere realiza el

agrupamiento de los mismos de una manera metodológica y con diferentes

criterios. Aspecto que se muestra en este trabajo.

La Geoestadística es el uso de la probabilidad y estadística dentro de las

matemáticas aplicada en este caso a conceptualizar las variables geológicas, que

permita determinar rangos de distribución con certidumbres aceptables para la

toma de decisiones y programar estudios enfocados a la optimización de de

inversiones para alcanzar los objetivos, planes y programas, tanto técnicos como

económicos, que se establecen en función de la demanda y compromisos

internos y externos, del suministro de energéticos fósiles.

En el presente trabajo, describe la aplicación de una metodología (inédita) para la

estimación del volumen original de aceite probabilístico (Esperado), manejado

con las siglas (VOAE), aplicado a un campo maduro de la de la RMN, para analizar

la congruencia o calibración de la metodología.

La metodología es el resultado de los conocimientos, experiencia, criterios y

esfuerzo de un grupo multidisciplinario de especialistas y personal de apoyo de

las diferentes disciplinas de goeciencias, con esto se soporta un análisis de

congruencia de los datos.

Metodología.

La ecuación con la que se estima el volumen original de aceite se observa en la

parte superior de la figura 1:

VOA 6.2898*V * N / B **(1Sw)

BoiVOAE FORMULA DETERMINISTA

6.2898 *

=* * * (1 - )

METODO DE SIMULACION MONTE CARLO

VOA = VOLUMEN ORIGINAL DE ACEITE (mmbpce)V VOLUMEN DEL YACIMIENTO (m3)N/B = RELACION NETO A BRUTO (a dimensional)Φ = POROSIDAD EFECTIVA TOTAL DEL YACIMIENTO (%) Sw = SATURACION DE AGUA (V/V)Boi = FACTOR DE VOLUMEN ( a dimensional)

Figura 1. Ecuación determinista y probabilística de la estimación del volumen original de aceite (VOA) y del volumen original de aceite esperado (VOAE), correspondientemente.

Con la ecuación determinista, difícilmente pudiéramos tener un resultado que nos

oriente a la realidad, del volumen original de aceite, por la condición del manejo

de las variable implícitas en la formula, que al darle un valor a cada una de ellas y

si al menos uno es erróneo, la estimación da un resultado también erróneo,

viéndolo desde este punto de vista, solo tenemos una oportunidad, de que el

valor de cada una de de las cinco variables ya mencionada, sea el correcto, por lo

que la incertidumbre y el riesgo son muy altos.

Por lo cual el método de simulación “Monte Carlo” se lleva a cabo primeramente

la simulación de cada una de las cinco variables, como se observa en la figura 1.

Esta metodología, está en función de un modelo físico (gráficos con las

relaciones de dos variables), de la información directa e indirecta obtenida de los

pozos y de un análisis matemático de la misma, hasta obtener el algoritmo y sea

simulado con el método “Monte Carlo”, controlado por los modelos geológicos

(petrofísico, sísmicos) e ingeniería de yacimientos, para asegurar que un

Dentro de la formación cretácico se llevo a cabo el análisis subdividiendo en 10unidades litoestratigráficas con el objeto de hacer una estimación a detalle de las propiedades petrofísicas e importancia económica:

BTP-KS esta constituido a grandes rasgos de brecha calcárea polimíctica malclasificada fracturada y dolomitizada, proximales, intermedio y distales con porosidades efectivas dentro de los intervalos que van del 5 al 12%, una saturación de agua del 10 al 23 %, un neto a bruto del 90 al 96%, un espesor de 60 a 80 m por unidad, excepto la unidad 11 (9 a11m).

Cretácico Medio esta constituido por Mudstone arcilloso ocasionalmente seencuentra dolomitizado se observa abundante pedernal, las porosidades efectivas dentro de los intervalos que van de 4 al 11 %, una saturación de agua del 20 al 35 %, un neto a bruto del 88 al 95%, un espesor de 60 a 80 m por unidad.

Cretácico Inferior Mudstone bentonitico color gris olivo, se observa e partesdolomitizado constituyendo dolomías criptocristalinas, cretoso y con estilolitas,las porosidades efectivas dentro de los intervalos que van de 1 al 9 %, una saturación de agua del 35 al 70 %, un neto a bruto del 30 al 75%, un espesor de 90 a 140 m por unidad.

resultado en la estimación del volumen original de aceite esperado (VOAE) sea

representativo del sistema petrolero.

Para hacer un análisis más detallado del yacimiento, que solo fue productor en

Cretácico Superior, se detallo a nivel de unidades litoestratigraficas, siendo

cuatro las unidades analizadas figura 2, limitada esta formación en la unidad

litoestratigrafica C-11, por el contacto agua aceite, con el objetivo de visualizar en

que unidad se tiene la mayor carga de hidrocarburos por sus propiedades

petrofísicas.

BT

P-K

S

BP0

C23

C22

C21

C11

KM

C9C7C5

KI C3

C1

Figura 2. Columna dividida en 10 unidades litoestratigráficas de la de la formación Cretácico RMNE.

Análisis del volumen (V) de la ecuación de la simulación “Monte Carlo” de la primera unidad litoestratigráfica (U.L.) productora C-23 KS nomenclatura de la RMNE* Figura 2.

Para obtener las dimensiones físicas aproximadas, de un yacimiento, se hace a

través de los resultados obtenidos de la interpretación sísmica, con varios

modelos de velocidades, cuyos productos son: el volumen de roca bruta en m3 y

el área m2, con esto se obtiene el espesor en m, figura 3.MODELO DE VELOCIDADES VOLUMEN (m

3) AREA (m

2 ) ESPESOR (m)

C23_1 1,019,170,000 16,615,100 61

1,400,000,000SIN CORRELACION CON CORRELACION

1,200,000,000

1,000,000,000

800,000,00016,000,000

16,400,000 16,800,000 17,200,000AREAS (m2) C-23 K

.

C23_4 976,200,000 16,162,000 60C23_6 1,001,770,000 16,398,500 61C23_7 1,218,230,000 17,035,000 7223_9 1,218,310,000 17,035,000 72C23_10 1,218,240,000 17,035,000 72C23_ori 952,060,000 16,521,800 58

Figura 3. 7 modelo de velocidades para determina volumen y área de la unidad litestratigrafica C-23 Campo maduro.

Se obtiene el análisis estadístico figura 4.

EVALUACION ESTADISTICA3

VOLUMEN m2

AREA m ESPESOR mminimo 952,060,000 16,162,000 58promedio 1,086,282,857 16,686,057 65maximo 1,218,310,000 17,035,000 72Desv. Estand. 125,189,504 354,642 6

Figura 4. Análisis estadístico de volumen, área y espesor de la U.L. C-23 Campo maduro.

El modelo físico se obtiene graficando el volumen de roca vs el área, para obtener la correlación

deseada, como se observa en la figura 5. Cuando no se controla la variable del volumen de roca con

alguna correlación se observa una dispersión.

Figura 5. Modelo físico de los volúmenes vs área de los 7 modelos de velocidades de la U.L. C-23 Campo maduro.

En figura 5 se tiene:

Modelo físico del volumen vs área de los 7 modelos de velocidades. Ajuste medio de los 7 modelos de velocidades.Variación mínima de los 7 modelos de velocidades. Variación máxima de los 7 modelos de velocidades. Simulación ‘Monte Carlo” del volumen de roca.

+ Simulación ‘Monte Carlo” sin correlación y sin sentido geológico petrolero.

La simulación “Monte Carlo” del volumen que se obtuvo con el algoritmo al que se llego del modelo físico de área vs volumen, es el esperado, con sus límites optimistas y pesimistas, lo cual se ilustra en la figura 6,

VOLU

MEN

ES(m

3 ) C-

Sup =17,035,000 m2

Figura 6. Simulación “Monte Carlo” del volumen con el algoritmo diseñado para este caso.

La representación del plano base para el área, máxima, promedio y mínima se muestra en la figura 7:

Figura 7. Plano base correspondiente al área a la superficie máxima, esperada y mínima.

Análisis de la relación neto a bruto (N/G) de la ecuación de la simulación “Monte Carlo” de la primera unidad litoestratigráfica (U.L.) C-23 nomenclatura de la RMNE* Figura 2.

Es normal, que la relación neto a bruto (N/G),se tome como una cte. sin darle alguna variación o como una distribución con cortes y sin correlación, en la figura 8 se puede observar la simulación con y sin correlación, ahora bien conforme a los datos directos de los pozos se observan la existencia de variaciones, ya que el yacimiento no es homogéneo ni isotrópico, a lo cual dentro de la metodología que se presenta, se modela esta variable con la correlación de espesores vs relación neto a bruto, de la siguiente manera.

sup. promedio=16,686,057 m2

Sup. simul =16,685,779 m2 Sup =16,162,000 m2

Se grafica, espesores vs N/G (correlacionándolas), que viene siendo el modelo físico, después se desarrolla una serie de ecuaciones para obtener el algoritmo con el que se simula con el método “Monte Carlo” y cuyo resultado se observa en la figura 8.

CON CORRELACION SIN CORRELACION1

0.95

0.9

0.85

50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

ESPESOR m C-23 K CAMPO CONOCIDO

POZOESPESORBRUTO

m2

N/GESPESORNETOm2

162 89 0.98 87182 96 0.91 87184 77 0.94 72

2192 79 0.94 742 60 1 60

Figura 8. Tabla con datos de 5 pozos con valores de espesor con su correspondiente (N/G) y grafica de la distribución de acuerdo a la correlación de espesores vs N/G de la unidad litoestratigráfica (U.L.) C-23 nomenclatura de la RMNE*.

.

En la figura 8 se tiene:

Modelo físico del espesor vs relación neto a bruto (N/G). Ajuste medio de los 5 pares de valores.Variación mínima de los 5 pares de valores. Variación máxima de los 5 pares de valores.Simulación ‘Monte Carlo” del algoritmo matemático correlacionando espesor

vs N/B.+ Simulación ‘Monte Carlo” sin correlación y sin sentido geológico petrolero.

La simulación “Monte Carlo” de la relación N/B que se obtuvo, fue el esperado,

con sus límites optimistas y pesimistas, lo cual se puede observar en la figura 9,

con el algoritmo que se obtuvo del modelo físico del espesor vs N/B, lo que nos

sitúa en un rango de incertidumbre alta, ya que se está considerando la variación

cercana a lo real, de la unidad estratigráfica C-23 por medio de la información de

los cinco pozos, distribuidos en el yacimiento.

N

Figura 9. Simulación “Monte Carlo” de la relación N/B con el algoritmo diseñado para este caso.

Análisis de saturación de agua (Sw) y la porosidad efectiva (phite) de la ecuación de la simulación “Monte Carlo” de la primera unidad litoestratigráfica (U.L.) C-23 nomenclatura de la RMNE*.

El modelado de la saturación de agua, es otra de las variables que impacta, en su

concepción y modelado y en consecuencia afecta fuertemente a los volúmenes

originales de aceite esperado, ya que un modelo erróneo no sitúa en un rango

divergente de la realidad.

El modelado de la saturación de agua y consecuentemente de la porosidad

efectiva, se propone a través de de la ecuación de Archie, dado que los

yacimientos analizados contienen mínima arcilla dispersa, (a excepción de la

base de brecha).

Con la información de saturación de agua y la porosidad efectiva de los cinco

pozos del campo maduro figura 10 (U.L. C-23 KS).

Well Start MD Zone log SW NTG PHIE RTpozo-1 3423 Zone BTPKS_23 0.09 0.98 0.08 339pozo-2 3683 Zone BTPKS_23 0.11 0.91 0.07 439pozo-3 3638 Zone BTPKS_23 0.20 0.94 0.05 277pozo-4 3877 Zone BTPKS_23 0.14 0.94 0.06 179pozo-5 3498 Zone BTPKS_23 0.16 1.00 0.06 104

Figura 10. Propiedades petrofísicas de 5 pozos correspondientes al campo maduro.

min Promedio max min Promedio max min Promedio max min Promedio max0.026 0.028 0.030 100 199 254 1.4 1.65 1.7 2.1 2.10 2.12

Rw Rt m n

1.000.900.800.700.600.500.400.300.200.100.00

Sw m=1.4, n=2.1Sw m=1.7, n=2.12 Sw m=1.65, n=2.1simul Sw C-23 campo naduro (Archie)+ Simul Sw C-23 CAM. MADURO SOFT.PROB. DATO DE POZO

Φ C - 2300.050.10.150.2

15

El análisis estadístico figura 11.

Rt C-23 CAMP. MADURO

Ø C-23 CAMP. MADURO

Sw C-23 CAMP. MADURO

NTG C-23 CAMP. MADURO

min 104 0.05 0.09 0.91med 267 0.07 0.13 0.96max 439 0.08 0.20 1.00desv.estand. 132 0.010 0.05 0.04

Figura 11. Análisis estadístico de las propiedades petrofísicas obtenidas a través de los cinco pozos del campo maduro.

Se realiza la simulación con lo que se plantea el modelo físico, los escenarios

mínimo, esperado y máximo, variando los exponentes de matriz (m) y la de

saturación de agua(n), se obtiene el algoritmo para este caso y también se ilustra

en la misma figura, la simulación que hace el software probabilístico figura 12.

Figura 12. Modelo físico, los escenarios mínimo, esperado, máximo, la simulación con el algoritmo que se llego para este caso y la simulación que hace el software probabilístico de la saturación de agua y consecuentemente la porosidad efectiva,

Del análisis de la figura 12, se observa en el caso del algoritmo el cual se obtuvo,

cumple con todo lo planteado en el modelo físico, con la simulación “Monte

Carlo” (círculos azules) y la simulación que se llevo a cabo con la correlación por

medio del software probabilístico (puntos rosas en la grafica), no llega a los limite

S

Rt C-23 CAM.MADURO

Ø C-23 CAMP.MADURO

Sw C-23 CAM.MADURO

NTG C-23 CAM.MADURO

min 104 0.05 0.09 0.91med 267 0.07 0.13 0.96max 439 0.08 0.20 1.00desv.estand. 132 0.01 0.05 0.04

фDAT

O DE POZ

OSw

DATO DEPOZ

OSw0.01

0.02

0.03

0.04

0.05 0.200.06 0.16

0.140.07 0.1

10.08 0.090.09

0.1

0.11

0.12

0.13

0.14

0.15

0.16

0.17

0.18

optimista ni pesimista y no considerando la información de los pozos que se

tomaron como base para el modelo físico.

Los pronósticos de la saturación de agua (Sw) figura 13, que se simulo con el

modelo de Archie, con las distribuciones truncadas de las variables implícita

(resistividad del agua, porosidad efectiva, resistividad verdadera, variación de los

exponentes de matriz y de saturación de agua, información situada en la parte

alta de la figura 12), una vez obtenida, se despeja la porosidad de la ecuación y se

estima los pronósticos de la porosidad efectiva figura 14.

Figura 13. Pronósticos de la Sw. Figura 14. Pronósticos de PHIE.

Análisis del factor de formación (Boi) de la ecuación de la simulación “Monte Carlo” de la primera unidad litoestratigráfica (U.L.) C-23 nomenclatura de la RMNE*.

De la información de Ingeniería de yacimientos y la distribución truncada figura

15.

Figura 15. Información de Ingeniería de yacimientos y su análisis probabilístico con su grafico y truncamiento del factor de volumen.

FACTOR DE VOLUMEN DEL CAMPO MADURO UNIDAD C-23 (KS)

POZO FECHA FORM.GEOL INTERVALO (m) Boi (M3/M3)

POZO-162 11/6/1990

BTPKS 3430-3400 1.228

POZO-2196 9/23/1992

BTPKS 3855-3875 1.46

POZO-1 8/18/1975

BTPKS 1.231

POZO-2 2/1/1978

BTPKS 1.297

POZO-2 2/1/1978

BTPKS 1.29

MINIMO 1.228

PROMEDIO 1.262MAXIMO 1.297

DESV.ESTAND. 0.03

Se obtiene el modelo físico, grafica grados °API vs Boi, con los valores que

encuentran la en la parte alta figura 16, para la variable del factor de volumen

(Boi), así como el algoritmo del modelo físico obtenido, con lo que se pronostica

los escenarios de esta variable con y sin correlación, figura 16

Figura 16. Modelo físico, los escenarios mínimo, esperado, máximo, la simulación con el algoritmo que se llego para este caso (con correlación) y la simulación que hace el software probabilístico del factor de volumen (sin correlación) (Boi),

En la figura 16 se tiene:

Modelo físico de la densidad API y factor de volumen (Boi). Ajuste medio de la densidad API y factor de volumen (Boi). Variación mínima de la densidad API y factor de volumen (Boi). Variación máxima de la densidad API y factor de volumen (Boi).Simulación ‘Monte Carlo” del algoritmo matemático correlacionando de la

densidad API y factor de volumen (Boi).+ Simulación ‘Monte Carlo” sin correlación y sin sentido geológico petrolero.

La simulación “Monte Carlo” para el factor de volumen (Boi) que se obtuvo, fue el

esperado, con sus límites optimistas y pesimistas, lo cual se puede observar en la

figura 17.

Figura 17. Simulación “Monte Carlo” del factor de volumen (BOI), con el algoritmo diseñado para este caso.

Resultado de la estimación del volumen original de aceite esperado con “Monte Carlo” de la primera unidad litoestratigráfica (U.L.) C-23 nomenclatura de la RMNE* figura 2.

Con todas las variables analizadas y llevado a cabo los pronósticos de cada una

de ellas, se lleva a cabo la estimación o pronósticos del volumen original de

aceite esperado con sus rangos bajos y altos con el método de “Monte Carlo”de

solo la unidad litoestratigrafica C-23 Cretácico Superior figura 18.

Figura 18. Volumen original de aceite esperado de la unidad litoestratigrafica C-23 KS del campo maduro en análisis.

Resultado de la estimación del volumen original de aceite esperado con “Monte Carlo” total, sumando todas las unidades litoestratigraficas fuera del contacto agua aceite del campo maduro en análisis.

El procedimiento que se llevo a cabo a la unidad litoestratigrafica C-23, fue

aplicado a todas las unidades que se tienen en el campo maduro en análisis,

figura 19 con la suma de las medias.

CAMPO MADURO DE LA RMNE

UNIDAD LITOESTRATIGRAFICA VOLUMEN ORIGINAL DE ACEITE ESPERADO (VOAE) (EN BPCE)

VOAE CAMPO MADURO C-23 (KS) 293,100,931VOAE CAMPO MADURO C-22 (KS) 188,094,818VOAE CAMPO MADURO C-21 (KS) 73,011,280VOAE CAMPO MADURO C-11 (KS) 4,231,149

VOAE CAMPO MADURO KS TOTAL 558,438,177

Figura 19. Volumen original de aceite esperado por unidad litoestratigrafica del campo maduro en estudio, sumado en las medias de cada una de ellas.

Al tener la suma de las medias se lleva el ejercicio con el método “Monte Carlo”

de la suma y el comparativo con la cedula oficial actualizada al 2012, del campo

maduro en análisis, figura 20.

Figura 20. Pronósticos del volumen original de aceite esperado total del campo maduro en estudio y su comparativo con la cedula oficial actualizada a 2012.

Se obtiene la grafica acumulativa, donde se observa que el valor determinista del

volumen original de aceite se sitúa en el percentil 38 con un 5 % menos a lo

simulado con esta metodología en el esperado o medio, figura 21.

VOAE CAMPO MADURO TOTAL KS POR UNIDADES

450,000,000 550,000,000 650,000,000

11.-Ø C-23 CAMPO CONOCIDO K8.-AREAS C-23 CAMPO CONOCIDO K

1.-Rw C-23 CAMPO CONOCIDO K3.-m C-23 CAMPO CONOCIDO K4.-n C-23 CAMPO CONOCIDO K2.-Rt C-23 CAMPO CONOCIDO K

12.-ESPESORES X POZO (N/G) CAMPO…Sw C-23 campo conocido c-23 NTG C-23 campo conocido Boi campo conocido C-23

0.0616,273,148

0.0816,927,020

0.0291.802.06

0.0271.692.11144.9866.010.120.921.31

MinimumMaximum

Figura 21. Pronósticos del volumen original de aceite esperado total del campo maduro en estudio y su comparativo con la cedula oficial actualizada a 2012 en un grafico de la frecuencia relativa acumulada.

Grafica de tornado:

En este grafico ordena las variables que impactan de mayor a menor, en rango de valores de las

variables implícitas en la ecuación de la estimación del VOAE y se observa que la variables que

mayormente impactan (figuras 22 y 23), son la porosidad efectiva y el área del yacimiento de la

unidad litoestratigrafica C-23, las demás variables no presentan algún impacto importante y en

función de esta guía, se apoya el grupo de especialistas para dar las medidas de mitigación, que

para el caso en la primera variable se recomendaría un estudio a detalle del modelo de

sedimentológico y en el segundo una sísmica a detalle tres dimensiones acimutal, las otras tres

unidades litoestratigraficas C-22, C-21 y C-11, se aplico la misma metodología e incidieron

prácticamente en la incertidumbre de las mismas variables con sus respectivas porosidades

efectivas y aéreas, que para fines prácticos solo se presenta el análisis de la primera unidad

litoestratigrafica C-23.

Figura 22. Gráfico de tornado C-23 KS campo maduro.

Cuantificación del gráfico de tornados figura 23. Se observa el valor de la variación del rango,

para cuantificar el grado de incertidumbre en la estimación que se tiene para este caso.

Figura 23. Tabla de valores y variaciones en función del caso base, de cada una de las variables implícitas en la ecuación de la estimación del VOAE.

VOAE CAMPO MADURO TOTAL KS POR UNIDADES InputVariable Minimum Maximum Range Minimum Maximum Base Case

11.-Ø C-23 CAMPO CONOCIDO K 513,173,354 600,459,872 87,286,518 0.06 0.08 0.078.-AREAS C-23 CAMPO CONOCIDO K 527,214,810 586,635,806 59,420,996 16,273,148 16,927,020 16,601,6631.-Rw C-23 CAMPO CONOCIDO K 557,068,773 557,068,773 0 0.027 0.029 0.0283.-m C-23 CAMPO CONOCIDO K 557,068,773 557,068,773 0 1.69 1.80 1.774.-n C-23 CAMPO CONOCIDO K 557,068,773 557,068,773 0 2.11 2.06 2.092.-Rt C-23 CAMPO CONOCIDO K 557,068,773 557,068,773 0 144.98 144.98 269.7612.-ESPESORES X POZO (N/G) CAMPO CONOCIDO K 557,068,773 557,068,773 0 66.01 66.01 82.43Sw C-23 campo conocido c-23 557,068,773 557,068,773 0 0.12 0.12 0.14NTG C-23 campo conocido 557,068,773 557,068,773 0 0.92 0.92 0.95Boi campo conocido C-23 557,068,773 557,068,773 0 1.31 1.31 1.32

**Note: Minimums/Maximums were used instead of Downsides/Upsides because some of the dependencies were not monotoni

Conclusiones y recomendaciones

La fortaleza de la aplicación de la metodología esta soportada con información:

sísmica, el modelo en Petrel con 7 modelos de velocidades, petrofísica de pozos

perforados en campos análogos con amplia historia de producción, por lo cual la

calibración efectuada con núcleos, laminas delgadas, muestras de canal,

ingeniería de yacimientos y la aportación en conocimiento, experiencia y criterios

de un grupo de especialistas – multidisciplinario en geociencias, lo que nos

permiten clasificar esta metodología como probada y la aplicación de la misma en

campos nuevos, lo cual asegura estimar una aproximación con alta certidumbre.

El tener volúmenes estimados con alta precisión nos asegura la realización de un

programa de explotación optimizado en el aspecto técnico-económico.

Se recomienda la aplicación de esta metodología como parte de la estimación del

volumen original de aceite esperado (VOAE) y reservas en a los campos maduros,

en proceso de desarrollo y localizaciones exploratorias.

Agradecimientos:

Hago un reconocimiento y agradecimiento, por el apoyo que brindaron con sus conocimientos, experiencia, criterios, facilidades y uso en los insumos requeridos para el presente trabajo a las siguientes personas:

M.I. Enrique Ortuño Maldonado.M.I. Cesar Cabrera Cuervo.M.I. Carlos A. Gonzales Morales.Ing. Elieser Perez Alvis (Integración). Ing. Eloísa Téllez García (Petrofísica). Ing. Lenin Zea Cortés (Petrofísica).Técnico Manuel de la Paz (T. I.).

Bibliografía de formación académica no de consulta para este trabajo (inédito):

Berlanga G., Juan Manuel Obregón., Juan José (1981), GEOESTADISTICA Apuntes del Curso, Facultad de Ingeniería, UNAM (TEXTO VASE).

Aitchison, J. y Brown, J.A.C. (1957), THE LOGNORMAL DISTRIBUTION,Cambridge University Press, London.

Clark, Isobel (1979), PRACTICAL GEOSTATISTICS, Applied Science Publisher´s Ltd, London.

David, Michel (1977), GEOSTATISTICAL ORE RESERVE ESTIMATION,Developments in Geomathematics 2, Elsevier Scientific Publishing Company, Amsterdam.

Journel, André G. y Huijbregts, Charles J. (1978), MINING GEOSTATISTICs, Academic Press, New York.

Krige, Danie G. (1978), LOGNORMAL – DE WIJSIAN GEOSTATSTICS FOR OREEVALUATIONS, South African Institute of Mining and Metallurgy Monograph Series, Johannesburg.

Matheron, Georges (1971), THE THEORY REGIONALIZED VARIABLES AND ITSAPPLICATIONS, Les Cahiers du Centre de Morphologie Mathematiqué, ENMP, Paris.

Rendu, Jean Michel M. (1981) AN ONTRODUCTION TO GEOSTATISTICALMETHODS OF MINERAL EVALUATION, South African Intitute of Minng and Metallurgy Monograph series, Johannesburg.

Royle, Allen Graham (1975), A PRACTICAL INTRODUCTION TO GEOESTATICS,Course of the University of Leeds, Dept. of Mining and Mineral Scieneces.

1

Compartimoslas mismas metas.En Grupo Altavista más que proveedores de soluciones, nos consideramos extensiones de nuestros clientespor lo que constantemente estamos desarrollando soluciones a la medida de sus necesidades que a su vez, también son nuestras.

Integradores de Tecnología y Coopsa conforman nuestra división de Oil & Gas. Ambas compañías participan en diversas etapas del proceso de exploración y extracción de crudo y gas.

Nuestro vasto conocimiento en administración de proyectos junto con nuestras alianzas estratégicas alrededor del mundo, nos permiten asegurar la exitosa ejecución de proyectos y la reducción de costos de implementación y riesgos. A la fecha somos el proveedor líder en la implementación de SCADAen Pemex.

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Desarrollo de sistemas químicos especializados para dar soluciones a problemas específicos

Coagulantes Floculantes AntiespumantesSecuestrantes de oxígeno Solventes de incrustación Inhibidores de corrosión Microbicidas

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Optimización de proyectos en la adquisición

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Equipos de perforación marinosAutores:

Rolando Ascencio Martinez Gerencia de Programación y Evaluación

Juventino de Jesús Presuel Cu

Con el propósito de seleccionar las mejores condicio- nes económicas para la adquisición de equipos de perforación marinos, se analizaron dos alternativas de compra con base en el Costo Anual Equivalente (CAE). Adicionalmente estas alternativas se compa- raron con la modalidad de Arrendamiento Puro, para enfatizar la importancia de la adquisición de las plataformas y los ahorros signiicativos generados por el proyecto, lo que se traduce en beneicios inancieros y operativos.

El Costo Anual Equivalente (CAE) es un indicador económico que expresa todos los costos de un proyecto en términos de una cuota anual. Se usa para comparar alternativas que producen el mismo resultado y beneicios pero que diieren en su costo.

Este costo corresponde a la anualidad de un conjunto de variables que suceden en distinto momento de tiempo.

Con el propósito de seleccionar las mejores condiciones económicas para la adquisición de equipos de perforación marinos, se analizaron dos alternativas de compra con base en el Costo Anual Equivalente (CAE). Adicionalmente estas alternativas se compararon con la modalidad de Arrendamiento Puro, para enfatizar la importancia de la adquisición de las plataformas y los ahorros signiicativos generados por el proyecto, lo que se traduce en beneicios inancieros y operativos.

El Costo Anual Equivalente (CAE) es un indicador económico que expresa todos los costos de un proyecto en términos de una cuota anual. Se usa para comparar alternativas que producen el mismo resultado y beneicios pero que diieren en su costo. Este costo corresponde a la anualidad de un conjunto de variables que suceden en distinto momento de tiempo.

Descripción del proyecto

la Unidad de Negocio de Perforación (UNP) tiene como iniciativa estratégica “Modernizar la infraestructura de equipos de perforación y reparación de pozos” con la inalidad de optimizar sus procesos y reducir costos de perforación, mediante la adquisición y modernización de equipos de perforación de nueva tecnología con incorporación de componentes automatizados y eiciencia energética.

La estrategia de adquisición de equipos de perforación marinos es reducir la dependencia del mercado y las altas tarifas de rentas que se paga, principalmente de equipos de perforación marino tipo Autoelevables (A/E), las cuales son rentadas en su totalidad.

Esta estrategia incluye la adquisición de equipos de perforación marinos de nueva tecnología los cuales se distinguen por poseer las siguientes características:

• Motores diesel de última generación.• Changuero robotizado.• Llaves hidráulicas automatizadas• Malacates con motor eléctrico VCA, transmisión directa y frenos de

disco.• Cabina del perforador automatizada.• Impulsor superior (Top drive).• Sistema para el manejo e instalación de preventores.• Sistema robotizado para el manejo de tuberías.• Sistema inteligente de protección de la corona.

Estas características descritas de los equipos que se pretenden adquirir contribuyen en asegurar la calidad de los resultados, minimizar los problemas operativos durante la perforación, incrementar la disponibilidad de equipos al año, reducir el

consumo de energía e impacto ambiental, reducir el riesgo de accidentes personales e industriales, reducir costos dándole mayor sustento a los proyectos de PEP al incrementar la rentabilidad de los mismos.

La estrategia de adquirir equipos de perforación marinos está enfocada en el cumplimiento de las expectativas de PEP y atender los requerimientos de actividades que demanda los Activos de PEP en las áreas marinas, por lo que en un escenario

mínimo de actividades, la UNP requiere contar en propiedad con un mínimo de 11 plataformas tipo A/E y 27 equipos empaquetados de perforación marinos . Lo anterior en función del comportamiento histórico de utilización de equipos de perforación marinos como se muestra en la siguiente Gráica 1:

Gráica 1: Proyección de requerimiento de equipos de perforación marinos

Alternativas de adquisición

Para emprender la estrategia de adquisición de equipos requeridos, en una primera etapa se analizó la mejor alternativa de adquisición para 2 plataformas A/E y 4 equipos empaquetados, mediante el análisis Costo Beneicio basado en el Costo Anual Equivalente (CAE) y Valor Presente de los Egresos (VPE). Las alternativas analizadas fueron las siguientes:

a) Arrendamiento inanciero.b)Compra de contado.c)Arrendamiento puro.

Arrendamiento inanciero

En este esquema PEP adquiere los equipos mediante un Arrendamiento Financiero, el cual implica conseguir un inanciamiento a través de una institución bancaria solvente por un periodo de 10 años, a la cual PEP pagará una renta mensual que cubrirá el valor del bien principal (equipos), con una tasa de inanciamiento más un costo por el anticipo durante el periodo de construcción (24 meses A/E y 18 meses empaquetados). Al inal del arrendamiento PEP ejercerá la opción de compra por un monto simbólico. Durante la operación del proyecto PEP cubrirá los costos de mantenimiento y operación de los equipos, seguros, la mano de obra y combustible.

La tasa de interés asumida para el periodo de arrendamiento es de

5.5%, mientras que el costo total de inanciamiento durante el periodo de construcción se asume del 5% del valor total del activo que se sumará al capital del arrendamiento inanciero.

Los costos estimados de mantenimiento integral representan el 3% y los seguros el 2% del valor del Activo. Los costos de mano de obra y consumo de combustibles no se consideran, porque son constantes en todas las alternativas.

Compra de contado

Se considera adquirir los equipos a precio de mercado con recursos de inversión programable, en la cual el bien pasa a ser propiedad de PEMEX Exploración y Producción en forma inmediata.

Esta opción tiene como desventaja que el pago debe realizarse en 3 exhibiciones, la primera al ordenar los equipos deberá anticipar el 40% del valor de la plataforma, 40% durante la construcción y el 20% restante a la entrega, no existe inanciamiento durante este periodo.

Este esquema implicaría asumir un alto costo de oportunidad debido a los proyectos cuya tasa de rentabilidad es superior al costo del financia- miento que se dejarían de realizar por la erogación de 400 millones de dólares por el pago de las dos plataformas auto elevables más 360 millo- nes de dólares por los empaquetados. En este caso de igual manera se tienen que cubrir los costos de mantenimiento, primas de seguros, mano de obra y combustibles, en los mismos montos y periodos que en el arren- damiento financiero.

Arrendamiento puro

El arrendamiento puro sin opción a compra, considera los mismos pe- riodos de análisis (10 años) que los equipos de perforación marinos, se rentan a los precios que existen actualmente en el mercado incluido el mantenimiento para poder cumplir con las actividades de perforación y mantenimiento de pozos requeridos por los Activos de PEP.

Las tarifas de renta consideradas para este proyecto son de 125,000 dó- lares diarios, prevalecientes a la fecha de este análisis en el mercado de renta de plataformas, incluido el mantenimiento, es decir contratos REMI (Renta con Mantenimiento Integral).

Para esta alternativa se consideró el mismo valor de las dos alternativas anteriores. Las primas de los seguros también son pagadas en esta alter- nativa debido a que la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público obliga a PEP a comprar seguros de bienes que estén bajo arrendamiento.

Premisas técnicas económicas del proyecto

Las premisas técnicas económicas para las plataformas auto elevables (A/E) sedescriben en la siguiente Tabla 1:

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Tabla 1. Premisas técnicas económicas del proyecto para plataformas A/E.

Las premisas técnicas económicas para los equipos empaquetados se describenen la siguiente Tabla 2:

Tabla 2. Premisas técnicas económicas del proyecto para empaquetados.

Análisis económico

El resultado del análisis económico realizado mediante el CAE deine que la mejor alternativa para la adquisición es el arrendamiento inanciero, además posee la ventaja de que en la medida que se amortiza la deuda el bien pasa a propiedad de PEP. Adicionalmente se cumple con el artículo 149 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria referente al numeral 5 de los “Lineamientos para que las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal celebren y registren como inversión los contratos de arrendamiento inanciero”. Como se muestra las tablas siguientes, en la cual se presentan las tres alternativas

estudiadas:

Tabla 3. Resultado del análisis económico de plataforma A/E (millones de dólares).

Tabla 4. Resultado del análisis económico empaquetados (millones de dólares).

La alternativa de arrendamiento inanciero resulta ser la de menor CAE y VPE en los dos casos, además posee la ventaja de que en la medida que se amortiza la deuda el bien pasa a propiedad de PEP. Como se puede observar en la tablas 3 y 4, el proyecto de arrendamiento inanciero representa un ahorro de 36.7% y 44.7% respectivamente con relación al arrendamiento puro, que es superior al 20% requerido por la citada normatividad.

Alternativa seleccionada

De acuerdo a los resultados obtenidos del análisis económico, se concluye que la mejor alternativa para la adquisición de los cuatro equipos modulares de perforación es el Arrendamiento Financiero.

El proyecto tendrá una duración de 12 años (144 meses), para A/E y 11.7 años (138 meses), para los equipos empaquetados, el inanciamiento se cubre en 10 años, ya que PEP empezará a pagar la mensualidad una vez que las plataformas sean entregadas, 2 y 1.7 años respectivamente después del inicio de su construcción.

El Arrendamiento Financiero (AF) permite adquirir los equipos de perforación marinos sin ejercer presión directamente en los techos presupuestales con cargo a los proyectos que afecten las metas de

producción e incorporación de reservas. El AF representa un ahorro sustancial, ya que representa el menor VPE como se muestra en el siguiente esquema:

Esquema 1. Identiicación de ahorros mediante AF.

El AF además presenta las siguientes ventajas:

• Se pueden conseguir inanciamiento con bajo interés, con instituciones crediticias.

• Permite el pago del bien a largo plazo.• Representa menor CAE y ahorro en VPE comparado con otras

alternativas.• El resultado es robusto ante cambios de escenarios.• Se minimizan los tiempos por procesos licitaros y gastos no

recuperables.• Se garantiza una mejor selección de los equipos a comprar.• Se restringe la participación de intermediarios.

Procedimiento de Arrendamiento Financiero

La regulación especíica del AF requiere cumplir con los lineamientos establecidos por la SHCP y el Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria Articulo149; y Lineamientos para que Dependencias y Entidades celebren y registren como inversión contratos de arrendamiento inanciero. El proceso de autorización contempla lo siguiente:

• Registrar proyecto ante SHCP, acreditando mediante documento Costo y Benei- cio que el AF representa un ahorro ≥ 20% respecto al arrendamiento puro.• Registrar proyecto ante la Unidad de Inversiones de la SHCP.• Obtener autorización de la SHCP con la clave de registro del proyecto.

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• Elaborar PICS, plurianualidad y calendario de pagos.• Realizar subasta con al menos 3 instituciones crediticias y asignar

contrato deAF a quien ofrezca las mejores condiciones.

• Ejecutar contrato de crédito y crear Fideicomiso.• Seleccionar astillero que cumpla con los requerimientos a través de un

comitétécnico para evaluar las propuestas.• Actualizar estudio de Costo-Beneicio y solicitar autorización de

contrato inal ala SHCP.• Formalización del contrato Ingeniería procura y construcción (EPC).

La alternativa de AF conlleva riesgos asociados, de los cuales se identiican lossiguientes:

• Restricción en la asignación presupuestal durante la ejecución del proyecto.

• Incremento en los costos de los equipos de perforación debido a variaciones en

los precios de los insumos requeridos para la construcción de los equipos.• Retrasos en los tiempos de construcción.• Mayores riesgos operativos.• Riesgos de obsolescencia tecnológica.• Riesgos cambiarios.

Estos riegos asociados al proyecto de adquisición, pueden representar cambios en la rentabilidad del proyecto, pero el resultado económico de la alternativa de adquisición a través de AF es robusto ante cambios de estos supuestos. El procedimiento de AF se representa en el siguiente esquema:

Conclusiones

Esquema 2. Resumen del procedimiento de AF

Con la adquisición de los equipos de perforación marinos (2 auto

elevables y 4 empaquetados), se obtendrán beneicios importantes para PEMEX, tanto en eiciencia operativa, como en la reducción de los costos de perforación de los pozos y de los índices de seguridad e impacto ambiental de la UPMP.

Esta estrategia permitirá a PEP y a la UNP contar con equipos de perforaciónpropios, en el mediano y largo plazo, para atender los requerimientos mínimos de

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perforación y reparación de pozos, coadyuvando en el cumplimiento de objetivos y rentabilidad de los proyectos de PEP.

El Esquema de Arrendamiento inanciero representa la mejor alternativa para la adquisición de equipos de perforación marinos, ya que se identiican ahorros signiicativos para PEP del orden de 456 MMUSD en VPE comparado con el Arrendamiento Puro en un periodo d 10 años.

Terminación de Pozos horizontales en el

Complejo Antonio J.BermúdezAutores:

Luis A. Juárez CelisProyecto de Explotación CAJB

Rafael Guerrero Altamirano Coordinador del Proyecto de Explotación CAJB

El Complejo Antonio J. Bermúdez es un yacimiento clasiicado como súper gigante en la formación Meso- zoico de carbonatos naturalmente fracturados, tipo 2 de acuerdo a la clasiicación de Nelson. Está dividido en 5 campos mayores: Samaria, Cunducán, Oxiaca- que, Íride y Platanal.

Dado la complejidad tectónica y estructural, la ausencia de tecnologías disponibles para perforar y terminar pozos horizontales combinado con la falta de expe- riencia en perforación horizontal, resultó que este campo desde su descubrimiento en el año 1973 y hasta el 2006 se había desarrollado con perforación y terminación de pozos verticales y convencionales tipo J ó S.

Fig. 1. Trayectorias de pozos perforados en el campo Samaria

A partir del 2007 el desarrollo del campo Samaria del proyecto Antonio J. Bermú- dez contempló la perforación y terminación de pozos horizontales pero debido a la ausencia de terminaciones avanzadas en estos pozos, fueron terminados con- vencionalmente con liner ranurado, resultando en un importante incremento de producción comparado con los pozos de otras trayectorias.

Con la inclusión de las nuevas tecnologías a la fecha se han instalado seis termi- naciones avanzadas, resultando en un mejor control del avance del agua, produc- ción de aceite estable, una mayor vida productiva y mayor eiciencia de recupera- ción.

Deinición del problema y/o exposición de la teoría

Los pozos verticales y convencionales tipo J y S, representaron en su momento la mejor estrategia para el desarrollo del campo samaria, pero este tipo de geo- metría genero un disturbio en la distribución de los contactos, esto porque se observó que pozos en posición estructuralmente alta fueron invadidos por agua y los pozos nuevos que se perforaron en la misma posición estructuralmente no resultaron invadidos, se traduce en un avance irregular de los luidos, caracte- rístico de campos con coniicación de agua o gas; esta condición resulta en baja productividad, baja eiciencia y menor factor de recuperación.

En la siguiente sección estructural se muestra lo anterior, en la cual se observa el pozo vertical Samaria 111 el cual está invadido por agua hasta el intervalo supe- rior, y del otro lado se observa el pozo vecino Samaria 5111 el cual es horizontal y se localiza en la misma formación del Samaria 111, este hecho comprueba la coniicación del campo.

Fig. 2. Seccion estructural muestra la coniicación causada por los pozos verticales

Se inició la estrategia de perforación y terminación de pozos horizontales, durante el periodo 2007-2010 se terminaron 7 pozos,

pero estos fueron terminados convencional- mente con liner ranurado, lo cual en términos de producción de aceite se observó un incremento de producción pero a tiempos cortos se invadieron por agua.

Tabla 1. Resumen de los pozos horizontales del 2007-2010

A continuación se muestra la tabla resumen de los pozos perforados en este periodo.

Tabla 1. Resumen de los pozos horizontales del 2007-2010

Fig.3. Historia de producción del pozo Sam- 1075 terminado con liner ranurado

Fig. 4 Historia de producción del pozo Sam- 5111 terminado con liner ranurado

El efecto de irrupción del agua en los pozos horizontales terminados convencio- nalmente, causó baja de productividad, menor factor de recuperación e inversiones no económicas.

Las variables a considerar que están teniendo un impacto signiicativo en el rendimientode los pozos horizontales en general son las siguientes:

I. Peril de permeabilidad.II. Caída de presión en el espacio anular (entre la formación y el liner de

producción).III.Fricción en la sección horizontal.IV. . La relación de movilidades entre luidos.V. La variación vertical de presión en la trayectoria horizontal del pozo.

Al estar presente alguno o varios de estos parámetros se genera el efecto punta talón resultando en un peril de lujo irregular de la formación al pozo, provocando que en unas zonas avance prematuramente el agua.

Estos cinco parámetros van a estar dominando el desempeño de los luidos del medio poroso hacia la sección horizontal, por lo que hay que tratar de entender- los, manejarlos y una vez entendidos ver como convivir con ellos y optimizarlos.

Se ha identiicado que estos parámetros generan básicamente 4 tipos de peril de producción irregular; el modelo del caso 1 considera un yacimiento homogéneo, con mayor fricción en el espacio anular, producto de la viscosidad o del gasto, resultando que vamos a mover mayor luido hacia el talón porque vamos a tener mayor fricción, a medida que el luido entra al espacio anular, el luido se va acu- mulando, a mayor volumen acumulado genera más fricción, esto va a provocar mayor caída de presión en el talón y de esta manera va a generar mucho más aporte de luido del talón. Generar más aporte de luido a través de esa zona, signiica que voy a mover más rápido los luidos con mayor velocidad (agua o gas).

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Fig. 5 Comportamiento del caso 1 yacimiento homogéneo

En modelo del caso 2, se presenta cuando se tiene más permeabilidad hacia el talón y no hacia la punta. Esta condición va a generar mayor producción del talón y menor producción de las otras zonas con menor permeabilidad y a tiempos cortos el avance del agua será más pronto del talón que de las otras zonas.

Fig. 6 Comportamiento del caso 2 mayor permeabilidad en el talón

Similar pasa en el modelo del caso 3 cuando se identiica que tenemos mayor permeabilidad hacia la punta no hacia el talón, en este caso vamos a generar más aporte de luidos de esta zona (punta) y menor luido del talón, por lo tanto en la punta se tendrá un rápido el avance del agua.

Fig. 7 Comportamiento del caso 3 mayor permeabilidad en la punta

Un escenario más complejo el cual es característico del campo Samaria, es modelo del caso 4, con un contraste de permeabilidades de yacimiento heterogéneo, el luido es aportado por las zonas que tienen menor resistencia al lujo en el medio poroso, es decir las zonas donde tengo la mayor permeabilidad. En samaria es característico principalmente por el intenso fracturamiento y micro-fracturamiento combinado con la baja

permeabilidad de la matriz, por lo que hay zonas con mayor aporte de luidos en cualquier zona de la sección horizontal.

Fig. 8 Comportamiento del caso 4 yacimiento heterogéneo

Esto debido a la heterogeneidad del campo, observada en los periles de per- meabilidad de los pozos horizontales, además no se consideró que el lujo va estar viajando por el espacio anular entre la formación y el liner de producción, sin embargo el luido va a tomar el camino que tenga menos resistencia al lujo y el espacio anular es un medio que tiene una permeabilidad ininita, en realidad lo que estaba pasando, que el luido del medio poroso entra al espacio anular e inmediatamente toma el camino con menos resistencia al lujo y esto provoca un movimiento de luidos a lo largo del espacio anular y se presenta más severo en el talón del pozo porque se combina con las caídas de presión a lo largo de la sección horizontal, lo cual genera un peril de lujo irregular, siendo más severo en el talón.

Fig. 9 Peril de permeabilidad de pozo horizontal del campo Samaria

Dada esta problemática, la aplicación de terminaciones avanzadas minimiza es- tos escenarios, sin distinción de la variable predominante que este ocasionando el peril de lujo irregular, es decir no importa si el lujo irregular es ocasionado por la distribución de la permeabilidad, la presencia de fricción, la relación

de movili- dades o por los cambios de presión de yacimiento, cualquiera de estas variables serán balanceadas con la terminación avanzada.

Solución y procedimientos de análisis o descripción de equipos y procesos

Aplicación de terminaciones avanzadas

El concepto de terminación avanzada es generar un aporte de luidos uniforme, controlando las zonas de mayor permeabilidad y favoreciendo el lujo de zonas con menor permeabilidad, retrasando el avance de luidos no deseados (agua o gas), resultando con mayor producción de aceite, menor producción de agua y mayor vida productiva del pozo.

La terminación avanzada consiste en el liner de producción con la instalación detres elementos: controlador de lujo, cedazo y empacador hinchable.

Fig. 10 Elementos de la terminación avanzada

Controladores de lujo

Esta tecnología tiene el objetivo en una sección horizontal generar entrada de lujo uniforme, resultando en un control del avance de luidos desde el fondo, con una distribución de presión a lo largo de la sección horizontal a manera de poder garantizar esa producción uniforme y como resultado de esta aplicación se va a reducir el avance de los luidos no deseados y por ende mayor factor de recupe- ración y una mayor vida productiva de los pozos.

Hay dos tipos de controladores de lujo, pasivo y activo. Desde el punto de vista pasivo, estos son mecanismos de caída de presión independientemente del control hu- mano, es decir que tienen un diseño de geometría para el paso del lujo, que genera una caída de presión en función de las propiedades del luido y gasto. Por el contrario los otros controladores de lujo activos, adicionalmente tienen un mecanismo de control (camisa), con la cual es posible regular la apertura o cierre del controlador de lujo a manera de tener menor o mayor gasto.

Cada controlador de lujo pasivo tiene un cierto rendimiento dependiendo de su diseño único. Hay diferentes mecanismos para generar caída de presión, pero todos se basan en la geometría a la que el lujo estará sometido.

Hay diferentes mecanismos para generar caída de presión, pero todos se basanen la geometría a la que el lujo estará sometido.

Los dispositivos de control de lujo disponibles en el mercado, los clasiico de acuerdo al diseño de geometría de lujo en cuatro tipos: Helicoidal, Oriicio, Tubo-canal y modelos Híbridos que combinan geometrías de los primeros 3 tipos.

La geometría más sencilla es simplemente disminuir el área de lujo con un oriicio o boquilla, generar caída de presión con un oriicio, es decir el lujo del medio poroso al tubo se encontrara con un oriicio que tienen un área de lujo muy pequeña, después de pasar el lujo por esta boquilla la velocidad va a incrementar, si la velocidad incrementa hay probabilidad de erosionar el material.

La geometría con diseño más elaborado es tipo helicoidal, esta surgió por el criterio de evitar los problemas de erosión o taponamiento es decir tratar de disminuir la velocidad de lujo a lo largo del controlador y la manera de disminuir la velocidad es incrementando el área de lujo,

sin embargo este controlador de lujo a tiempos largos pierde eiciencia porque en la tortuosidad del camino helicoidal tienda a depositarse restos de aceite con alta viscosidad, lo cual disminuye el rendimiento de caída de presión.

Recientemente han salido dos controladores de lujo con geometrías hibridas, es decir combinan las geometrías anteriores, con la principal ventaja que optimizan el efecto de erosión, taponamiento y caída de presión al agua, por esto ofrecen una mayor control del agua. Varias compañías ofrecen los diferentes tipos de controladores y cada una tiene su nombre comercial.

Fig. 11 Controladores de lujo

Entre los eventos que sufre el controlador de lujo destaca su desgastamiento natural es decir su erosión, por lo cual cada compañía de servicios ha realizado pruebas de erosión con el objetivo de identiicar los límites físicos de los equipos.

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Empacadores hinchables

La aplicación de empacadores hinchables tiene el objetivo de forzar que todo el luido que viene del medio poroso pase directamente a la tubería y la manera forzar es evitar que el luido viaje en el espacio anular y la manera de evitar que el luido viaje en el espacio anular es dividiendo la sección horizontal.

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Con esto el luido ahora le toca pasar directamente del medio poroso al espacio anular (entre el medio poroso y el liner de producción) después el lujo deberá pasar por el mecanismo de caída de presión y es la salida del controlador de lujo que existirá el control de lujo de la formación al pozo.

Si no existiera el empacador, entonces el mecanismos de caída de presión o controlador de lujo lo que va a controlar es el luido que está viajando en el espacio anular más no el luido que viene del medio poroso.

Lo que vamos a controlar es el luido que viaja en el anular más no el luido que viene directamente desde de la formación. Por esto es que entre más compar- timientos se tengan en la sección horizontal resultara en un mejor control de la entrada de lujo.

Cedazo

Otro dispositivo que se instala para el buen funcionamiento de los controladores de lujo es un cedazo o rejilla dependiendo del tipo de yacimiento es la selección del tamaño de la rejilla. Con esta rejilla forzamos a que todo el lujo que provenga del medio poroso antes de ingresar al controlador de lujo, primero tendrá que pa- sar a través del cedazo o rejilla iltrando solo el paso de líquidos y de esta manera se evita el taponamiento del controlador de lujo.

Diseño terminación avanzada

El diseño de terminaciones avanzadas se basa en simulaciones del modelo de lu- jo del yacimiento al pozo, sensibilizando los principales parámetros de los cuales depende el comportamiento del lujo:

I. Peril de permeabilidad del sistema matriz-fractura.II. Peril de presión del yacimiento en el pozo.III.Profundidad del contacto agua-aceite y gas-aceite.IV. Coniguración del controlador de lujo.V. Cantidad de compartimientos.

La caracterización del comportamiento de los luidos a condiciones de yacimiento o estudio PVT de los fluidos con el cual se obtiene la viscosidad, el factor de solubilidad (Rs), las densidades del aceite, gas y agua, el factor volumétrico del aceite y del gas por otro lado debo tener una caracterización un entendimiento básico de cómo se mueven los luidos en el medio poroso, esto sería la permea- bilidad.

Hay dos tipos de diseño de terminación avanzada esto en función a la conigura- ción del controlador de lujo: un diseño de caída de presión uniforme es decir utilizar la misma restricción de caída de presión para toda la sección horizontal y el otro es diseño de

caída de presión variable es decir ajustado al valor de permeabilidad; ambos diseños están en función al rendimiento del controlador de lujo.

Estos diseños de terminación avanzada son ajustados con la información de cada

pozo después de terminar la perforación: peril de trayectoria del agujero, iden- tiicar sumideros, diámetro del agujero o caliper, registros geofísicos, zonas de pérdidas de luidos y zonas de manifestaciones.

Para analizar el beneicio de los pozos horizontales y del tipo de terminación, se realizaron los siguientes gráicos.

Primeramente se determinó el impacto de los pozos horizontales vs los pozos de otra trayectoria, por lo que el análisis fue comparar la producción de los pozos horizontales vs pozos de otra trayectoria. Graicando la producción total de 34 pozos de otra trayectoria vs 12 pozos horizontales, se observó que la producción de los pozos verticales es superior a los pozos horizontales; resultando en menor producción de aceite en los pozos de otra trayectoria y mayor producción de aceite por pozo horizontal.

Fig. 12 Producción de aceite de 12 pozos horizontales vs 34 pozos otra trayectoria

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Fig. 13 Graica de producción promedio por pozo.

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Posteriormente se procedió a comparar el comportamiento de los pozos horizon- tales de acuerdo al tipo de terminación convencional vs avanzada. Por lo que se comparó el gasto de producción de aceite y el corte de agua de cada de tipo de terminación.

Fig. 14 Producción aceite y corte de agua pozos horizontales c/terminación convencional

Fig. 15 Producción aceite y agua pozos horizontales c/terminación avanzada

Se identiica claramente que el corte de agua de los pozos con terminación convencional en periodos cortos es mayor menor, por el contrario los pozos con terminación avanzada muestra una tendencia a mantenerse y al inal de la gráica de estos pozos se observa un incremento del corte del agua.

Discusión e interpretación de los datos y resultados

Las terminaciones avanzadas proveen aporte de lujo uniforme, por la distribución de presión a lo largo de la sección horizontal y como resultado de esta aplicación se reduce el avance de los luidos no deseados y por ende mayor factor de recu- peración y una mayor vida productiva de los pozos.

Cada uno de los controladores de lujo disponibles en el mercado, tienen sus propias características de rendimiento de caída de presión en función al paso de lujo.

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Al incorporar nueva tecnología el proceso natural de adaptación al inicio en las primeras aplicaciones se tiene un alto índice de incertidumbre, con esta se diseña la terminación en un pozo donde todavía no se conoce la información, es ahí don- de juega un papel importante el conocimiento del desempeño del controlador de lujo, el controlador que genere más o menos caída de presión en función al luido.

Conclusiones

Los pozos horizontales terminados con tubería ranurada contaron un gasto de producción de aceite altos al inicio y posteriormente tuvo una irrupción temprana de agua (de los 7 pozos 4 han sido reparados). Los pozos horizontales con ter- minaciones avanzadas se ha observado un mejor control en el lujo fraccional de agua

Es necesario evaluar las terminaciones avanzadas para deinir el uso de la tecnología y su aplicabilidad en los futuros pozos.El beneicio principal de po- zos horizontales con terminaciones avanzadas es producir el aceite remanente y conseguir retrasar la irrupción temprana del agua, con el in de incrementar la productividad y eiciencia de recuperación.

En Complejo Antonio. J. Bermúdez es necesario continuar con la aplicación de nuevas tecnologías para mitigar la problemática de irrupción temprana del agua por la comunicación del agua a través de la red fracturas-fallas.

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Sensores depresión-temperatura

de alta resolusión en el campo Pijije, una herramienta poderosa para el análisis dinámico de yacimientos

El campo Caparroso-Escuintle-Pijije fue descubierto en 1982 e inició su explotación en mayo de 1987, fue productor en el JSK en rocas calizas doolomitizadas y actualmente en el cretácico en calizas naturalmente fracturadas.

La presión inicial del campo fue de 822 kg/cm2, pro- ductor de aceite de alto valor comercial de 39-41° API. Las porosidades promedio del yacimiento oscilan alrededor de 0-3% en la matriz, siendo el sistema de fracturas y micofracturas el medio que almacena y produce hidrocarburos.

Se tiene un volumen original el campo de 806 mmbls y 2,172 mmmpc de gas asociado. Actualmente se cuenta con una reserva remanente de 86 mmbls y 234 mmmpc de los cuales el 70% se encuentra en el bloque norte del campo Pijije.

De acuerdo al balance de materia el yacimiento cuenta con un acuífero de activo de dimensiones de regulares a grandes, el cual reponía el 80 % de la energía perdida debido a su explotación para los años 2006-2008, debido a la entrada a explotación del bloque norte la relación de

vaciamiento disminuyó hasta un 30% y asociado a las altas caídas de presión en el fondo favorecieron a la formación de conificaciones en zonas de producción importantes (Figura 1)

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Figura 1. Gráica de vaciamiento del Campo Caparroso-Escuintle-Pijije

Este trabajo muestra la importancia de tener un monitoreo continuo del compor- tamiento de presión-temperatura de los yacimientos a través de la instalación de sensores de fondo de alta presión y alta temperatura en yacimientos naturalmente fracturados.

El entender el movimiento de luidos en el medio poroso a través de una análisis dinámico en los yacimientos petroleros es de suma importancia para establecer un adecuado plan de explotación, encontrar zonas de oportunidad no drenadas y obtener un volumen original de hidrocarburos; no obstante de manera paradójica es notable que la mayoría de los campos de alta productividad no cuentan con la información necesaria para llevar a cabo esto.

Una forma de mitigar la carencia de información en los yacimiento del PEDG ha sido el con la instalación de manera permanente de sensores de fondo de alta presión y temperatura en los pozos de desarrollo y en algunas ocasiones en reparaciones mayores.

Hoy en día existen softwares especializados en los cuales podemos manejar gran volumen de información, así como hacer nuestros análisis sin tener que hacer el iltrado de datos

Desarrollo

El pozo pijije 31 inició su producción en agosto del año 2012, productor en agujero descubierto de 4 1/8” en la formación del cretácico superior, con un gasto inicial de aceite de 3,140 bpd y 8.41 mmpcd por estrangulador de 5/8” sin presencia de agua.

Para el análisis del comportamiento dinámico del campo Pijije se han instalado de forma estratégica sensores permanentes de presión-temperatura de alta resolución que trasmite los parámetros en tiempo real.

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Estas ampliaciones al lujo provocaron disturbios de presión del yacimiento que fueron monitoreados por el sensor de alta resolución de presión-temperatura y pudieron ser interpretados como curvas de decremento de presión observando la respuesta del yacimiento con lujo radial y fronteras existentes en el yacimiento.

A continuación se muestra el ajuste que se obtuvo en el segundo decremento de presión al abrir el pozo por estrangulador de 5/8” después del cierre de 8 hrs durante del abatimiento del mástil para mover el equipo de perforación, se pudo conirmar el modelo radial homogéneo con frontera de fallas paralelas a una distancia de 487 y 305 metros y se corroboro el daño observado en el primer decremento un daño de 7.

Figura 2. Análisis de decremento de presión de ampliación 5/8” después del cierre del pozo

De igual manera tenemos el ajuste que se obtuvo en el tercer decremento de presión al ampliar el pozo por estrangulador de 5/8” a 7/8”, aunque no se pudo obtener un ajuste tan coniable como los dos eventos anteriores se conservó el modelo del yacimiento y se obtuvo un valor de daño positivo de 20, muy proba- blemente este valor este elevado debido a que este asociado a un daño por turbulencia. De estos tres eventos se pudo concluir que el pozo presentaba un daño signiicativo y se decidió a realizar una estimulación acida bombeado 120 m3 de ácido a la formación.

Figura 3. Análisis de decremento de presión de ampliación 5/8” a 7/8” por TP

Se realizó un tratamiento de estimulación (igura 7) en donde se utilizaron 70m3 de ácido. Durante la operación se logra generar una mejor comunicación con el yacimiento a un casto constante de 10 bls/min se observa el abatimiento de presión en TP. De este tratamiento se incrementó la producción a 820 bpd de aceite y 4.78 mmpcd de gas asociado con respecto a los que estaba produciendo el pozo.

Figura 4. Estimulación ácida pozo Pijije 31

Con los datos de presión del sensor de fondo se pudo realizar un análisis nodal con mayor certidumbre igura 8 en el cual se observó que podríamos optimizar las caídas de presión en el fondo del pozo a través de incrementar el área de lujo de esta haciendo la inversión de lujo de TP 7/8” a TR 7/8”. Este pulso de presión generado en la inversión de lujo también pudo analizarse de forma coniable y ajustó los parámetros del yacimiento obtenidos, así como la distancia a las fallas observada, esto por tener mayor radio de investigación reduciendo los efecto del almacenamiento e inerciales que surgen en el pozo.

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Figura 4. Análisis de decremento de presión de la inversión de lujo TP 7/8” a TR 7/8”

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Resultados y conclusiones

- Con la colocación de sensores de presión-temperatura de alta resolución en el fondo nos ha permitido evaluar aquellos disturbios de presión generados por las ampliaciones y cierres en los pozos del campo Pijije que muy difícilmente se pudieran observar bajando sonda de presión-temperatura de alta resolución debido a la producción diferida que implica al estrangular el pozo para bajar esta.

-Se pudo determinar el modelo del yacimiento y los parámetros de este en los tres eventos surgidos durante la explotación del pozo. Ainando las distancias a las fallas del modelo estático y la corroboración de un alto daño en el pozo.

- Se llevó a cabo un buen diseño de estimulación utilizando los parámetros obtenidos de las interpretaciones con el sensor de fondo y no inferirlas de un pozo vecino como son la presión del yacimiento, daño y permeabilidad, parámetros fundamentales para el diseño y éxito de una estimulación. Se incrementó 820 bpd de aceite y 4.78 mmpcd de gas asociado

- El contar con sensores de presión-temperatura en forma permanente nos han permitido interpretar los disturbios de presión durante eventos no programados como son ampliaciones.

Planeación Operativa Integral

POI Fase IIEscenarios y seguimientoAutores:

Ing. José Luis Chávez Suárez Gerente de Programación y EvaluaciónSubdirección de Producción Región Sur

Ing. Miguel Ángel Méndez GarcíaAdministrador del Activo de Producción Bellota - Jujo Activo de Producción Bellota Jujo

Ing. Jesús Rojas Palma Coordinador de Programación RegionalGerencia de Programación y EvaluaciónRegión Sur

El proceso de Planeación Operativa Integral (POI) aplicado a proyectos de inversión permite la genera- ción de escenarios considerando diferentes variables, seleccionar aquel que tenga mayor factibilidad de ejecución, identiicar las soluciones de los posibles restricciones logísticas, ambientales y sociales que se puedan presentar durante la ejecución del proyecto, así como identiicar de manera rápida el estatus de las localizaciones, líneas e instalaciones ya en ejecu- ción con lo cual se asegura el cumplimiento oportuno de los programas.

Al lograr que los proyectos pasen por el proceso del POI y que las decisiones sean tomadas en equipo y de manera oportuna, la planeación pasa a ser de reactiva a preventiva disminuyendo la brecha entre planear y realizar, todo a través de:

• Objetivo común y visión compartida.

• Trabajo en equipo.

• Ambiente colaborativo.

• Decisiones colegiadas.

• Dimensionar el entorno social, ambiental y económico.

• Apoyo en sistemas de información.

• Imágenes satelitales e información cartográica.

• Liderazgo.

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La aplicación del sistema POI permite tener una

eicaz comunicación entre el equipo directivo, el Activo y las áreas de apoyo.

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La POI nos permite seleccionar la mejor alternativa utilizando una interfaz colabo- rativa (portal web), capas de información georeferenciadas, creación de escena- rios y seguimiento a las variables críticas de proyectos una vez en ejecución con el in de lograr proyectos y programas operativos con alta factibilidad de ejecución

Portal WEB

El objetivo de portal web es disponer de una herramienta informática, práctica y lexible, sus principales características son:

• Sistema modular con funciones de consulta y acciones operativas.• Visualizador web con herramientas de sistemas de información

geográica.• Mecanismos de validación y retroalimentación desde otras bases de

datosoperativas, para su integración y consulta desde un sólo punto de acceso.• Herramientas de administración (usuarios, roles, catálogos, datos)• Mecanismos de seguridad capaz de otorgar conidencialidad e integridad de los datos mediante autentiicación de usuarios.

Capas de información

Una componente muy importante para poder crear escenarios son las capas de información georefenciadas, las cuales se agrupan en cartográicas, sociales, ambientales y técnicas.

La información de la capas es tanto nacional como local, es importante aclarar que cualquier actualización locales se realiza de manera automática en el visua- lizador del portal web.

Figura 1- Esquema de capas de información

Creación de escenarios

Se puede realizar la generación rápida de escenarios alternos (en papel) que permiten visualizar de una manera integral todas las variables (técnicas, ambien- tales, sociales y cartográicas) que impactan en el desarrollo de un proyecto.

• Con apoyo de las capas de información se pueden anticipar los problemas y

soluciones al mismo.• Se puede tener un panorama del programa de trabajo a largo plazo, y

realizarproyectos con un mayor índice de factibilidad.

Seguimiento Operativo

La POI permite dar seguimiento antes y durante de la ejecución de las actividadescríticas que permitan asegurar el cumplimiento de los programas operativos.

Para poder realizar este seguimiento todas las áreas involucradas mantienen actualizada su información dentro del portal con el in de poder tomar decisiones más concretas al momento de programar la actividad física.

Esta etapa permite realizar las siguientes acciones:

• Semaforizar un estatus global de la localización, ducto o instalación en base a todos los trámites previos a su construcción.• Consultar un resumen del estatus de cada trámite.• Revisar comentarios realizados sobre los problemas en la obtención de

permisosy por consecuencia, retrasos de las obras.• Semaforizar un estatus global de la localización, ducto o instalación

durante suconstrucción.• Consultar el avance de los pozos en perforación.

Teniendo oportunamente conocimiento del problema se puede anticipar la solu- ción a éste.

Deinición del problema y/o exposición de la teoría

Teniendo oportunamente conocimiento del problema se puede anticipar la solución a éste. A continuación se muestran algunos casos de ejemplo de las situaciones que se enfrentan las áreas durante la planeación y ejecución de un proyecto.

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Caso 1 (creación de escenarios):

En la igura 2 se muestra el Pozo Cárdenas 901 y la programación de la posible perforación del Cárdenas 902, para lo cual se requiere ampliar la pera existente. El problema que se deriva es que dicha ampliación se encuentra en una zona de uso intensivo, donde predomina una plantación de cacao.

Figura 2. Localización Cárdenas 901.

Caso 2 (creación de escenarios):

En la igura 3 se muestra la propuesta de localización del pozo Tupilco 204, la cualse encuentra en una zona de riesgo social medio.

Figura 3. Propuesta de localización Tupilco 204