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SOCIEDAD VENEZOLANA DE
INGENIEROS DE PETRÓLEO
"SITUACIÓN DE LOS POZOS DE
PETRÓLEO Y GAS NATURAL
INACTIVOS EN VENEZUELA"
Ing. Diego J. González CruzCaracas, martes 17 agosto 2010
http://www.svip.org/Detalle_charlas/D_Gonzalez_Pozos_Inactivos.html
"SITUACIÓN DE LOS POZOS DE PETRÓLEO Y GAS
NATURAL INACTIVOS EN VENEZUELA”
CONTENIDO:
Conceptos generales
Por qué hay pozos cerrados?
El petróleo no sale solo
Por qué es necesario reparar los pozos?
Estadísticas de pozos cerrados
Qué consecuencias tienen los pozos cerrados?
Había controles en las filiales
Antecedentes sobre el control del Ministerio de Energía
Oportunidades de inversión y de trabajo
La clasificación básica relacionada
con la explotación petrolera
CUENCA (4 principales)
CAMPO (más de 400)
BLOQUE (Lago, COL y PD, PRU)
YACIMIENTO (más de 3.000)
POZO (cerca de 48.000)
Toda la normativa sobre reservas y su relación
con los pozos está en este texto
Clasificación de las reservas y su relación con los pozos
PROBADAShan sido probadasinequívocamente
PROBABLESrequieren validación
vía producción
POSIBLESno hay certeza
de su existencia
POES: el petróleo original en sitio. Todos
los parámetros están relacionados con los pozos
- 13800'
Porosidad
AreaA
Espesorh
REGISTRO
Capa de Gas
Zona de Petróleo
Agua Agua
Zona de TransiciónPetróleo-Gas
Zona de TransiciónAgua-Petróleo
Distribución de Fluidosen un Yacimiento
Fuente: PDVSA, La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Tomo I, 1989
Ref.: BARRILES DE PAPEL No 21, ¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?, 2007
En cualquiera de estas fases los pozos
se dañan, y pasan a estar inactivos
Declinación primaria
Declinación secundaria
Declinación terciaria
El Concepto de Pozo-Zonas
COMPLETACION SELECTIVA
Empacadura
Camisa
Tubería de
Producción
(Tubing)
Revestidor
(Casing)
Cañoneo
FLUJO NATURAL
Zona 1
Zona 2
Zona 3
Zona 4
Este pozo tiene 4 zonas,
2 fueron probadas y está
produciendo por la Zona
4. Por el sistema de
“camisas” se puede
producir también las
Zonas 1 y 2
Tecnología de perforación horizontal
La tecnología hace los procesos de reparación
de pozos mas interesantes
El pozo es la unidad básica de producción. Hay que mantenerlo todo el tiempo en
operación y en las mejores condiciones. Todos los pozos sin excepción declinan en
producción por la caída de presión del yacimiento. Adicionalmente, puede declinar o
suspenderse su producción por razones físicas del mismo pozo y de la infraestructura
asociada a los mismos.
Ref.: BARRILES DE PAPEL No 21, ¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?, 2007
¿Por qué es necesario reparar los pozos?
Hay 10 razones principales, por las cuales los pozos dejan de producir:
1. Arenamiento (la arena del yacimiento tapona los pozos)
2.Comunicación entre diferentes zonas de agua y/o gas del pozo
3.Tuberías de producción o cabillas rotas por corrosión
4.Tuberías de producción o cabillas y bombas obstruidas
5.Intrusión de agua o gas (por efecto de conificación del agua o gas)
6.Falta de Instalaciones para levantamiento artificial (gaslift)
7.Falta de gas para levantamiento artificial (gaslift)
8.Facilidades de producción obsoletas y dañadas
9.Falta de equipos de superficie (el caso de los atraques para las lanchas!)
10.Falta de facilidades de superficie (electricidad, acceso, etc.)
Una empresa de la magnitud de PDVSA siempre tendrá
pozos cerrados capaces de producir, por simple razones de
jerarquización económica sobre donde hacer las inversiones
y gastos (los recursos económicos y técnicos son finitos).
En 1970 cuando Venezuela alcanzó su pico de producción de
3.708.000 barriles diarios, tenía 7.238 pozos cerrados
(37,4%). Hoy hay unos 20.000 pozos cerrados (por falta de
recursos humanos calificados (know-how) y falta de
planificación e inversiones).
Ref.: BARRILES DE PAPEL No 21, ¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?, 2007
Por qué hay pozos cerrados? (1)
PDVSA tenía un sofisticado simulador llamado elBúfalo (software utilizado para fines deplanificación de la Base de Recursos), el cualestablecía las prioridades de inversión enreparación de pozos y cortaba en un punto, porla limitación de recursos económicos.
Se reparaban los mejores pozos cerrados, enespecial por su calidad, es decir, las gravedadesAPI que producían, y por los requerimientos delmercado.
Ref.: BARRILES DE PAPEL No 21, ¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?, 2007
Por qué hay pozos cerrados? (2)
Siempre se repararán los mejores pozos y los peores
permanecerán cerrados, de allí la necesidad de empresas
pequeñas que se especializan en explotar campos y pozos
marginales. A los precios de hoy hay empresas que compran
campos abandonados para reactivarlos, o solicitar licencias para
trabajarlos, donde no sea legal lo primero.
La “Apertura”, con las 3 rondas de Convenios Operativos
lograron la reactivación de unos 3.400 pozos que estaban
cerrados., Eran empresas pequeñas, cuyo objetivo era producir
primeramente esos pozos inactivos. Al transformarse esos
Convenios en Empresas Mixtas, dirigidas por PDVSA (60% o
más) se cae de nuevo en la situación anterior de jerarquización
de los recursos, lo que conducirá a que continúe aumentando el
número de pozos cerrados.
Ref.: BARRILES DE PAPEL No 21, ¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?, 2007
Por qué hay pozos cerrados? (y 3)
Con respecto a la programación para reparar los
pozos inactivos siempre habrá una situación
que evitará reparar los programados
Pro
du
cció
n
No de pozo-zonas
C/A F/A
Pozo-zonas nuevos + reparaciones
De los mejores a los peores
Estudio de Yacimiento Perforación Manejo y
Tratamiento
Terminación y Métodos
de Producción
910
210
•Definición del marco
geológico y límites
•Cálculo de reservas y
factor de recobro
•Plan de desarrollo e
infraestructura
•Políticas de explotación
primaria
•Planes de recuperación
mejorada
•Pozos
– Avanzada
– Desarrollo
•Perforación
– Vertical
– Inclinada
– Horizontal
– Desviada
– Macollas
•Equipos
•Perfiles / pruebas de
formación
•Cementación y
revestimiento
•Características formación
•Pruebas de pozos
•Tipo de energía
•Aspectos económicos
•Terminación
– Sencilla
– Múltiple
•Métodos de Producción
– Flujo natural
– Levantam. Artificial
– Bombeo por gas
– B. Eletrosumergible
•Reparación / Estimulación
•Recolección /
Separación
•Estaciones Flujo
•Separadores gas
•Depuradores
•Tanques
•Tratamiento químico
•Bombeo/Medición
•Fiscalización
•Terminales
Explotación - Procesos de Trabajo
El petróleo NO sale solo, necesita el know-how!
CUENCA DE
MARACAIBO
FALCON
CUENCA
ORIENTAL
DE VENEZUELA
CUENCA
BARINAS - APURE
# Pozos Activos 11.365 (14.307)
# Pozos Inactivos 9.928
Producción:
Petróleo 1.079 (1.699) mbd
Gas 1.044 (2.110) Mpcd
# Pozos Activos 321 (433)
# Pozos Inactivos 230
Producción:
Petróleo 81 (145) mbd
Gas 38 (10) Mpcd
# Pozos Activos 4.894 (3.176)
# Pozos Inactivos 7.479
Producción:
Petróleo 2.797 (1.716) mbd
Gas 5.877 (4.860) Mpcd
Yacimientos activos: 2615 *
Pozos 31581
Pozos activos (17916) 16687
Oleoductos (Km) 6218
Gasoductos (Km) 3150
Producción:
Crudo, mbd (3560) 3254
Gas, Mpcd (6970) 6960
Total Venezuela
* Datos 1999 (PDVSA vieja) – 2008 (PODE)
En todas las áreas tradicionales hay pozos inactivos
La situación de los pozos inactivos por Jurisdicción
46,3% 81,83%
40,0%
61,3%56,9%
Hay mas pozos cerrados que produciendo
51,3%
Fuente: y cálculos propios
51,3%
Hay mas pozos cerrados que produciendo
Ojo!
DJGC
La realidad de la caída de la producción
1970 – 2008, Bls/día (Fuente: varios PODE)
CUENCA DE
MARACAIBO
CUENCA
ORIENTAL
CUENCA APURE
BARINAS
CUENCA
FALCON
YEAR
(21 grandes campos +
Otros)
(24 grandes campos
+ Otros) (9 campos) (6 campos)
1970 3.000.000 648.000 21.032 1.100
1985 1.288.000 366.000 9.634 265
1995 1.597.000 1.063.000 137.000 -
2008 1.078.000 2.094.000 81.000 890
miles bd 2008 % miles bd 1999 %
Extrapesados (0,0°-9,9°) 829 25,48 140 4,58
Pesados (10,0°-21,9°) 800 24,59 817 26,72
Medianos (22,0°-29,9°) 911 28,00 1.207 39,47
Livianos (30,0°- 38,9º) 579 17,79 857 28,02Condensados (42,0º y
más) 135 4,15 37 1,21
Total Venezuela 3.254 100,00 3.058 100,00
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR GRAVEDAD
(La cesta venezolana cada vez es más pesada)
31,3%50,1%
ESTUDIO DE PRODUCCION DE GAS EN EL LAGO
REF: PRUEBAS DE PRODUCCIÓN DEL SIMEP
SEGREGACION: LAGOMAR (BLQS. I/II)
PETROLEO GAS FORM GAS TOTAL RGP-PROM.
ESTACION BBLS MMPCND MMPCND PC/BBl N° DE POZOS
AS21C 56 0,62 1,06 11071 1
AP15C 2563 19,95 35,10 7784 26
APO7C 4439 34,38 55,17 7745 40
AP16C 3443 20,11 28,74 5841 23
AP19C 2714 13,32 25,68 4908 22
AP11C 4774 23,00 40,68 4818 37
AP18C 2708 12,68 20,60 4682 16
APO6C 645 2,97 6,79 4605 6
AP18CL 2469 10,72 17,39 4342 12
AP10C 6334 27,15 40,64 4286 27
AP14C 5055 20,70 38,27 4095 29
AS14C 4820 19,55 31,56 4056 21
AP21CL 6089 22,91 41,70 3763 29
AP17CL 5699 17,94 22,52 3148 16
AS21CL 4972 14,39 28,80 2894 19
APO3C 3676 10,58 22,69 2878 27
BP12C 4343 12,06 27,89 2777 20
AP17C 1622 3,58 6,80 2207 7
AS18CL 1255 2,34 7,59 1865 6
AS18C 1334 1,35 7,45 1012 8
69010 290,30 507 4207 392
LIMITE DE RGP , SEGUN EL PLAN DE NEGOCIOS = 1870 PC/BBL
Había controles
ESTUDIO DE PRODUCCION DE GAS EN EL LAGO
REF: PRUEBAS DE PRODUCCIÓN DEL SIMEP
TOTAL GENERAL
PETROLEO GAS FORM GAS TOTAL RGP-PROM.
BBLS MMPCND MMPCND PC/BBl N° DE POZOS
LAGOMAR 69010 290,30 507,12 4207 392
LAGOCINCO 94481 322,37 494,97 3412 163
LAGOTRECO 63459 149,14 373,64 2350 154
LAGOMEDIO (LAMA) 96764 191,86 367,78 1983 251
CEUTA 95910 179,95 339,67 1876 180
GRAN TOTAL 419624 1134 2083 2702 1140
Había controles
Antecedentes históricos
(Rol del Ministerio de Energía)
1948 - 1959 Gustavo Thery Fombona, Director de Hidrocarburos: instructivo para elaborar el
Informe anual de Actividades y el Informe de Potencial de Producción por Campos
1959 Luis Plaz Bruzual, Jefe División de Conservación: instructivo para fijar la tasa de producción
mas eficiente de los pozos recompletados
1968 Luis Plaz Bruzual, Director de Hidrocarburos: instructivo sobre definiciones de pozo-zonas,
estados de los mismos y métodos de producción
1971 Manuel Alayeto, Inspector Técnico: Normas para la estimulación de pozos por
levantamiento artificial por gas (gas-lift)
1972 Manuel Alayeto, Inspector Técnico: Instructivo para el envío de un Informe Mensual sobre
pozos cerrados potencialmente producibles (ver formato).
1973 Luis Plaz Bruzual, Director de Hidrocarburos: nuevo Informe Mensual de Potencial de
Producción por Segregación y por Campos (todas las formulas incluidas)
Antecedentes históricos
(Rol del Ministerio de Energía) y 2
1976 Arévalo G. Reyes, Director de Hidrocarburos: para abrir y cerrar
producción se requiere la autorización del Ministerio
1979 Rafael Marin, Jefe de Zona No 1, de la obligación de remitir en la
fecha indicada el Informe Mensual de Producción e Inyección de Fluidos
1979 Enrique Daboin, Director de Hidrocarburos: nuevo instructivo para
elaborar el Informe Mensual de Potencial (ver Formato)
1974 Oswaldo Sanchez, Inspector Adjunto: Forma T-1001, Informe
Mensual Estado de Pozos (ver formato)
1974 Arévalo Guzmán Reyes, Director de Hidrocarburos:
Complemento al Instructivo sobre Potencial de Producción y sobre las
Perdidas Operacionales (ver formato)
Informe Mensual de Potencial, 1974
El Oficio para la Forma T-1001, de 1974
Informe Mensual de Pozos Cerrados, 1972
Forma para presentar las perdidas de
producción por el cierre de pozos, 1974
Forma T-1001, 1974
Informe de Potencial, 1979
RESUMEN DE LOS ESTADOS DE POZOS – ZONAS
ESTABLECIDOS POR EL MINISTERIO DE ENERGIA
Referencia: OFICIO CIRCULAR No 1420 - HC, 19 de JULIO 1968
ABANDONO DE POZO -ZONAS
POZO – ZONA PRODUCIENDO
AE*, AG*, AM*, AO*, AU*, AW*, AY*
PAC, PAG, PAL, PAN, PBN, PCB, PCL, PDB, PEB, PEL, PGB, PHB, PIC, PIG, PILPIN, PLN, PMB, PNB, PNL, PP*, PRB, PRC, PRG, PRN, PSB, PTC, PTG, PTL, PTN
CIERRE DE POZO-ZONAS CON DISPONIBILIDAD INMEDIATA
CA*, CC*, CE*., CG*, CM*, CO*, CR*, CS*, CY*,
POZO SIN ARENA PRODUCTORA ASIGNADA PERO CON PETROLEO ACUMUADO
SAS, SCS, SPS, SSS, STS
CIERRE DE POZO-ZONA DE INYECCION
CAI, CGI, COI, CVI, CWI
POZO ZONA HIPOTETICO: ZCC, ZNC
POZO-ZONA DEVUELTO AL "ESTADO CONCEDENTE"
POZO OPERADO POR OTRA COMPANIA
DA*, DG*, DI*, DP*,DW
POZO TRABAJANDO: TP*, TR*, TS*
POZO - ZONA CERRADO CON DISPONIBILIDAD NO INMEDIATAEA*, EC*, ED*, EE*, EG*, EH*, EI*, EL*, EM*, EO*, ER*, ES*, ET*, EV*, EW*, EX*, EZ*
Pozos con estos estados tienen disponibilidad inmediata
Pozos con estos estados no tienen
disponibilidad inmediata
Continua
Pozos con estos estados no tienen
disponibilidad inmediata
United States Total 2008
http://www.eia.doe.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.
html
Distribution of Wells by Production
Número y Rendimiento de los pozos en los EE.UU
OPORTUNIDADES
Rango de Tasa de
Producción
Número de Pozos % de Pozos Producción
Anual, Mb
% de la
Producción
0 a 1 124,312 34.2 15.2 1.0
1 a 2 45,271 12.5 21.8 1.4
2 a 4 48,636 13.4 46.3 3.1
4 a 6 27,92 7.7 44.2 2.9
6 a 8 20,662 5.7 45.9 3.1
8 a 10 17,389 4.8 47.8 3.2
Sub total <=10 284,190 78.3 221.2 14.7
United States Total 2008
http://www.eia.doe.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.html
Número y Rendimiento de los pozos en los EE.UU
OPORTUNIDADES
Rango de
Tasa de
Producción
Número
de Pozos % de Pozos
Producción
Anual, Mb
% de la
Producción
10 a 12 12,253 3.4 42.8 2.8
12 a 15 12,313 3.4 52.1 3.5
Sub total <=15 308,756 85.0 316.1 21.0
15 - 20 14,032 3.9 76.3 5.1
20 - 25 8,764 2.4 61.1 4.1
25 - 30 6,406 1.8 53.4 3.6
30 - 40 7,185 2.0 73.4 4.9
40 - 50 4,152 1.1 54.6 3.6
50 - 100 8,131 2.2 158.7 10.6
100 - 200 3,066 0.8 114.0 7.6
200 - 400 1,359 0.4 97.1 6.5
Número y Rendimiento de los pozos en los EE.UUUnited States Total 2008
http://www.eia.doe.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.html
OPORTUNIDADES
Rango de Tasa de
Producción
Número
de Pozos
% de Pozos Producción Anual
Mb
% de la
Producción
400 - 800 700 0.2 99.9 6.6
800 - 1600 290 0.1 80.7 5.4
1600 - 3200 147 0.0 86.7 5.8
3200 - 6400 63 0.0 79.4 5.3
6400 - 12800 43 0.0 92.0 6.1
> 12800 13 0.0 60.8 4.0
Total 363,107 100.0 1,504.1 100.0
Número y Rendimiento de los pozos en los EE.UUUnited States Total 2008
http://www.eia.doe.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.html
OPORTUNIDADES
Fuente: Informe PDVSA 2009, 2da. Versión, pág. 56 y cálculos propios
El grueso de las reservas probadas de Venezuela
no están desarrolladas. Necesitan miles de
nuevos pozos
27,4%
18,2%
4,9%
7,1%
20,5%
8,8%
Oportunidades de producir
reservas no desarrolladas
(cifras en miles de barriles)
Referencia: Maraven, S.A., Estimación de Reservas de Petróleo, 1996
CAMPO
RESERVAS
PROBADAS DESARROLLADAS
NO
DESARROLLADAS %
Bachaquero 480.764 281.126 199.638 41,5
Lagunillas 810.464 243.110 567.354 70,0
Tia Juana 617.354 333.513 283.841 46,0
TOTAL 1.908.582 857.749 1.050.833 55,1
BARRILES DE PAPEL No 53La Salida de la PDVSA actual
Serie Barriles de Papel en Petroleum:
http://www.petroleum.com.ve/barrilesdepapel/
Muchas GraciasDiego J. González Cruz