Metodología para la Estimación de Reservas en Campos Madurosmedia.arpel2011.clk.com.uy/rane/7/15RRodriguez.pdf · oMantener el balance de fluido, cerrar pozos con bajo caudal de

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ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES

EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE

Metodología para la Estimación de Reservas en

Campos Maduros

Ing. Rafael Rodríguez Andrade

Repsol Ecuador S.A.

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

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

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

Ubicación de Área de Estudio

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WATI

ZONA DEAMORTIGUAMIENTO

DABO

Bloque 16

Tivacuno Bloque 12

TERRITORIO WAORANI

PARQUE NACIONALYASUNI

ZONA INTANGIBLETAGAERI-TAROMENANE

NPF

SPF

AMO

IRO

DAIMI

GINTA

BOGICAPIRON

TIVACUNO SW

TIVACUNO

IRO-1

AMO-2

AMO-1

COWI-1

WATI-1

DAIMI-1

GINTA-1

DAIMI-2

ZAPARO-1

CAPIRON-1

DICARON-1

TIVACUNO-2TIVACUNO-1

ZAPARO CENTRO-1

DABO SUR-1 ST1

CAPIRON NORTE-1

340000

340000

360000

360000

380000

380000

9886

000

9886

000

9906

000

9906

000

9926

000

9926

000

0 105Km

PERÚ

SUDAMERICA

COLOMBIA

Inicio de Producción: 1994Yacimientos: BT, M-1, U, T, HollinAcumulado de Petróleo (sep/2014): 319 MMBO

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Columna estratigráfica

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Perforación – Plataformas de producción

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MiscellaneousSlot: Slot A Plan# : Ginta B-2 HM1C-RE1 Plan 9

Elev Ref: RKB(835.00ft above MSL)Date Drawn: 11:22:17AM 02-Jul-2002

Surface LocationLat: S1 2 36.864 Lon: W76 9 5.204

North: 9884628.97 m East: 371880.33 mGrid Conv: 0.0210° Scale Fact:0.9998

Magnetic ParametersModel: BGGM 2002

Dip: 21.247° Mag Dec: -2.703°Date: July 01, 2002 FS: 29645.8 nT

Ginta BSTRUCTURE

GintaFIELD

Ginta B-2 HM1A-RE1WELL

Repsol-YPF Ecuador S.A.

-4000 -2000 0 2000 4000 6000

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

-4000 -2000 0 2000 4000 6000

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000Grid North

Tot Corr ( W 2.72° )Mag Dec ( W 2.70° )Grid Conv ( E 0.02° )

Default Color Main Proposal Survey

Ginta B-27 HM-1C MWD

Ginta B-12U MWD

Ginta B-21 H-M1A MWD

Ginta B-26 MWD

Ginta B-20 HM-1A MWD

Ginta B-25 ST1 MWD

Ginta B-25 MWD

Ginta B-29 U MWD


Ginta B-3 EMS

Ginta B-6 EMS

Ginta B-1 MWD

Dabo-1 MWD

Dabo Sur-1 ST1 MWD

Dabo Sur-1 MWD

Ginta B-4H MWD

Ginta B-9 HM-1 MWD

Ginta B-10 MWD

Ginta B-8 HM-1 C MWD

Ginta B-5 EMS

Ginta B-7 EMS

Ginta B-2 EMS


Ginta B-14 MWD


Ginta B-18 WI MWD


Ginta B-24 MWD

Ginta B-13 MWD

Ginta B-11 MWD

Ginta B-23 MWD

Ginta B-2 HM1C-RE1 Plan 9

SPIDER VIEW

Scale (1 in = 2000 ft)

<<< SOUTH NORTH >>>

<<< WEST EAST >>>

Well Desplazamiento [feet]

Dabo-01 8.303Amo -C-24-H:M1 7.450Wati-01 7.370

Dabo Sur-01-ST1 7322Iro-07 7228Amo -C-22-H:M1 6.826Amo-C-14-H:M1 6142Amo -C-21-H:M1 6.051Iro-05 5654

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Completación pozos productores

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Horizontal Direccional13-3/8” Csg Shoe : 500 ft

9-5/8” Csg Shoe : 7000 ft

7”Liner shoe : 9000 - 10000 ft

Screen 5” : 1000 ft (Horizontal section)


Completación pozos inyectores (disposal)

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13-3/8” Csg Shoe : 500 ft

9-5/8” Csg Shoe : 7000 ft

7” Liner Shoe : 9000 - 10000 ft

Bar

rels

/ D

ay

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Balance de fluidos

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Pozos inyectores: 30

Presión inyección: +/- 2500 psi


IRO 1

IRO B GINTA A

North Production Facilities (NPF)Capacidad de Procesamiento de 250,000 bpd

NPF y plataformas de producción

8

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AMO AAMO B

AMO C

DAIMI B

South Production Facilities (SPF)

Capacidad de Procesamiento 750,000 bpd

SPF y plataformas de producción

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Características de los yacimientos principales

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Acuífero activo de fondo.

API, 12° - 15° sur y 16°- 20° norte.

Viscosidad, 40 - 150 cp cond.reservorio.

Petróleo subsaturado

GOR: 50 – 80 scf/stb,

Pb: 400 – 700 psia.

Rel.Mobilidad (M): 1 /100 (water/oil)

Permeabilidad (K) entre 1 a 10 darcies.

Porosidad entre 16 y 28%.

POZOS PERFORADOS

POZOS EN PRODUCION

POZOS CERRADOS

ABANDONADO TEMPORALMENTE

ABANDONADO DEFINITIVAMENTE

POZOS INYECTORES

254 138 65 19 2 30

Acumulada de petróleo: 319 MBbls

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Objetivo

� Identificar potencial adicional en reservas probables y posibles de lospozos existentes.

� Integrar información de perfiles de producción de cada pozo, plan deacción anual, estrategias de desarrollo, mantenimientos preventivos,etc., partiendo de la última estimación de reservas.

� Gestionar gran cantidad de información de producción, siendo flexibley robusta en sus reportes y gráficos, permitiendo un flujo continuo deinformación hacia nuestros clientes internos y externos.

� Desarrollar una metodología que permita trabajar de formatransparente y auditable, que tome en cuenta la realidad operativa,económica y estratégica de la empresa, para analizar el valor del activoen cualquier momento.


Por qué estimar reservas Probables y Posibles en pozos productores?

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� Porque se visualiza un potencial adicional que no se puede justificar comoreservas probadas.

� Para tener un portafolio de reservas a incorporar por mejor comportamientode pozos.

� La necesidad de obtener perfiles de producción más realistas (2P porejemplo) y manejar diferentes escenarios de producción para evaluarloseconómicamente y medir su rentabilidad.

� Analizar el manejo de fluido a futuro con un mejor comportamiento de pozos.

� Visualización de nuevas oportunidades de negocio.

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Procedimiento de Estimación de Reservas Probadas.

Declinación histórica


Procedimiento de Estimación de Reservas Probables.

1.Declinación más reciente 2.Promedio del Campo

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Procedimiento de Estimación de Reservas Posibles.

Declino mínimo del campo


Procedimiento de estimación de reservas.

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Aplicaciones prácticas

1. Campaña de perforación/Recompletación.

o Mantener el balance de fluido, cerrar pozos con bajo caudal de petróleo e ingresar el perfil de los pozos nuevos.

o Estimar las reservas a desincorporar por la perforación depozos nuevos.

o Realizar evaluación con el perfil de producción neto de petróleo y fluido.

2. Análisis de ampliación de facilidades de superficie.

3. Extensión del tiempo de contrato.

4. Plan de completaciones duales/inteligentes.


Seguimiento/Incorporación de reservas

Auditoría Externa vs Interna 2012

Extensión decontratos

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Manejo de Fluido

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FLUIDO

PETRÓLEO

1 Taladro de perforación.Año Perforación Recompletación2012 9 52013 4 52014 52015 52016 5Total 13 25

Diferencia Entre PerfilesFull vs Pan 4.2 Mbbl


Conclusiones

� Estimar un portafolio de reservas (Probables, Posibles).

� Estandarizar la forma de estimar reservas, basados enel plan de desarrollo vigente.

� Incluir en la evaluación económica el fluido adicional altener un mejor comportamiento de producción de lasreservas PD.

� Posibilidad de evaluar distintos escenarios deproducción incremental, manejo de fluido, extensión decontratos.

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