Optimización en Zonas Bajo Recuperación …...Optimización en Zonas Bajo Recuperación Secundaria Madura. En el período 2000-2007 se perforaron 13 pozos productores y 7 pozos inyectores

El Trebol Escalante - CHUBUT

Optimización en Zonas Bajo Recuperación Secundaria Madura.

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INDICE


GONZALEZ – MINNI / AGOSTO 2012

INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

UBICACIÓN

DIAGNÓSTICO DEL ÁREA

CONSIDERACIONES GEOLÓGICAS

ANTECEDENTES

ALCANCE

PRODUCCIÓN Y RESERVAS

RIESGOS

CONCLUSIONES

3

INTRODUCCIÓN

• La explotación de El Trébol-Escalante inició en la década del 30 y durante 50 años produjo

exclusivamente por primaria.

• La recuperación secundaria en el área inicia en la década del 80, actualmente se encuentran

implementados 13 proyectos de recuperación secundaria con una producción que representa un 70% de

la producción total del área.

• El proyecto surge desde operaciones, del seguimiento y monitoreo de cada uno de los proyectos en la

aplicación Sahara y se complementa con una revisión de cada proyecto en ejecución en conjunto con los

grupos de estudio.



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INDICE



INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

UBICACIÓN



ANTECEDENTES

ALCANCE


RIESGOS

CONCLUSIONES

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OBJETIVOS

El presente proyecto tiene como finalidad:

• Mejorar la eficiencia vertical de la inyección.

• Maximizar el volumen poral contactable en los diferentes niveles productivos.

• Disminuir el corte de agua.

• Incrementar la producción.

• Incrementar las reservas y recursos.

• Disminuir la incertidumbre en los modelos actuales.

• Mejorar la rentabilidad.

La implementación de este proyecto es el paso inicial para futuras optimizaciones

(cambios de patterns, perforación de pozos in fill y EOR).

Se trata de un proyecto plurianual que consta de las siguientes acciones:

• Reparación de pozos activos.

• Reparación de pozos inactivos.

• Perforación de pozos reemplazo.

• Conversión de pozos.

• Estudios especiales.



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INDICE



INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

UBICACIÓN



ANTECEDENTES

ALCANCE


RIESGOS

CONCLUSIONES

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ESCALANTE

EL TRÉBOL

UBICACIÓN



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INDICE



INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

UBICACIÓN



ANTECEDENTES

ALCANCE


RIESGOS

CONCLUSIONES

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Secundaria madura (zonas bajo inyección hace más de 35 años)

La producción de secundaria representa un 70% de la producción total.

Altos costos operativos

Altos cortes de agua (Wcut promedio > 95%)

Alto porcentaje de pozos con instalaciones de inyección > 5 años de antigüedad.

Importante cantidad de pozos con inyección defectuosa > 50% de los pozos activos

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Secundaria madura (zonas bajo inyección hace más de 35 años)

La producción de secundaria representa un 70% de la producción total.

Altos costos operativos

Altos cortes de agua (Wcut promedio > 95%)

Alto porcentaje de pozos con instalaciones de inyección > 5 años de antigüedad.

Importante cantidad de pozos con inyección defectuosa > 50% de los pozos activos

Porcentaje elevado de pozos inactivos que salieron del total principalmente por problemas mecánicos debido a la antigüedad de los mismos.

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INDICE



INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

UBICACIÓN



ANTECEDENTES

ALCANCE


RIESGOS

CONCLUSIONES

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Los principales reservorios

del área de estudio son las

arenas pertenecientes a la

Formación El Trébol

(complejo II) y sección

superior de la Formación

Comodoro Rivadavia

(complejo III), sin embargo

existen proyectos de

inyección que alcanzan la

sección basal de la

Formación Comodoro

Rivadavia y Mina El Carmen

(complejo IV).

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INDICE



INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

UBICACIÓN



ANTECEDENTES

ALCANCE


RIESGOS

CONCLUSIONES

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ANTECEDENTES



En el período 2000-2007 se perforaron 13 pozos productores y

7 pozos inyectores en zonas de secundaria.

Con la información y resultados de estos antecedentes asumimos

los siguientes parámetros:

• Se realiza un análisis volumétrico y declinatorio de cada

propuesta para estimar la producción y reservas.

• Se descuenta la producción de secundaria que ya haya

acumulado el pozo.

• Se asumen los parámetros de los estudios de secundaria

originales.

• Se adopta un Sor de los datos de la corona de uno de estos

pozos, un poco mayor que el Sor de los estudios originales.

• Se deberá garantizar la inyección programada para poder

recuperar las reservas estimadas, sin soporte de inyección no se

acumulan las reservas prometidas.

• Se elaboró un pozo tipo promedio para la estimación de

producción asociada a la perforación de los pozos reemplazos

visualizados.

Pozos perforados en zonas bajo inyección 2000-2007.

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INDICE



INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

UBICACIÓN



ANTECEDENTES

ALCANCE


RIESGOS

CONCLUSIONES

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ETAPA 1

2012 2013

VALIDACIÓN AJUSTE

ETAPA 2

2014 2015

ALCANCE



El Proyecto incluye acciones sobre un total de 264 pozos entre inyectores y

productores a ejecutar en el período comprendido entre los años 2012-2015.

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ALCANCE



La Etapa I del proyecto incluye acciones sobre un total de 81 pozos entre

inyectores y productores a ejecutar en el período comprendido entre los años

2012-2013.

Las acciones están distribuidas entre todos los proyectos de secundaria y son

variadas de manera de abarcar todo tipo de problemática y acción de optimización:

• Reparación de pozos con inyección defectuosa.

• Reparación de inyectores para apertura/cierre de capas.

• Conversión de pozos.

• Reparación de pozos productores inactivos que salieron del total por problemas

mecánicos.

• Reparación de pozos productores inactivos que salieron del total por baja

producción, optimización.

• Reparación de pozos productores activos para apertura/cierre de capas.

• Reemplazo de pozos inyectores.

• Reemplazo de pozos productores (incluye perforación de pozos en zonas de

secundaria interespaciados o en zonas con mayor potencial).

ETAPA 1

2012 2013

VALIDACIÓN AJUSTE

ETAPA 2

2014 2015

ETAPA I DETALLE DE ACTIVIDAD FÍSICA

TIPO SUBTOTAL

REEMPLAZO PRODUCTOR 18 26

REEMPLAZO INYECTOR 8

WO PRODUCTOR 31 55

WO INYECTOR 24

TOTAL ACCIONES 81 81

20

ALCANCE



En la primera etapa se contemplaron los siguientes estudios adicionales:

• Trazadores entre pozos para caracterización del reservorio.

• Testigos laterales y/o rotados.

• Ensayos de capas individuales de larga duración.

• Perfiles de producción.

• Perfiles a pozo abierto.

• Perfiles a pozo entubado.

(con la respectiva comparación con los perfiles originales)

• Gradientes de presión estática.

• Campaña con equipo de Swabbing.

ETAPA 1

2012 2013

VALIDACIÓN AJUSTE

ETAPA 2

2014 2015

TCII

TCIII

TCIV

A su vez se evaluarán los

resultados de las acciones

realizadas contra la

producción y reservas

comprometidas para

validar/ajustar los actuales

modelos en Sahara.

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ALCANCE



La Etapa II del proyecto incluye acciones sobre un total de 183 inicialmente

visualizadas a partir de la situación actual de los proyectos a ejecutar en el

período comprendido entre los años 2014-2015.

Cabe destacar que esta selección no es estática sino que depende de la performance

de la Etapa I y de la evolución de los proyectos en el tiempo.

ETAPA 1

2012 2013

VALIDACIÓN AJUSTE

ETAPA 2

2014 2015

ETAPA II DETALLE DE ACTIVIDAD FÍSICA

TIPO SUBTOTAL

REEMPLAZO PRODUCTOR 55 67

REEMPLAZO INYECTOR 12

WO PRODUCTOR 88 116

WO INYECTOR 28

TOTAL ACCIONES 183 183

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INDICE



INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

UBICACIÓN



ANTECEDENTES

ALCANCE


RIESGOS

CONCLUSIONES

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La implementación del proyecto de optimización permitirá incrementar la producción de tal manera que la declinación del área

cambaría de un 14% a un 5% anual durante 4 años (sin tener en cuenta el resto de la actividad prevista para el área)

A su vez significará un incremento del 45% de las reservas y recursos.

32%

33%

28% 54%

24%

179% 43% 900%

46% 52%

21% 80%

TNO TBIII TC TCE TN G-3 ELM ECBN ECS ENOI EN EPD

Incremento de reservas por proyecto

RESERVA CIERRE 2011 RESERVA INCREMENTAL OPT

INCREMENTO DE RESERVAS [%]

14%

5%

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INDICE



INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

UBICACIÓN



ANTECEDENTES

ALCANCE


RIESGOS

CONCLUSIONES

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RIESGOS



RIESGO MITIGACIÓN

Presencia de quintas, mallines, topografía y rutas.

Se ha previsto realizar las acciones sobre los pozos de manera de

minimizar el impacto en el medio ambiente y garantizando la

seguridad de las operaciones. Para esto se ha contemplado realizar

perforación de pozos dirigidos de ser necesario.

Riesgo mecánico. Se contemplaron 3 reemplazos cada 20 reparaciones en

base a estadísticas del área.

Repercusión negativa en el estado actual de los

proyectos de secundaria.

Se continuará con el monitoreo y seguimiento detallado de los

reservorios a través de la actualización continua de los modelos en

Sahara.

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INDICE



INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

UBICACIÓN



ANTECEDENTES

ALCANCE


RIESGOS

CONCLUSIONES

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CONCLUSIONES

• Se destaca la importancia del trabajo interdisciplinario de monitoreo y seguimiento de cada uno de los

proyectos de RS implementados, puntapié inicial de toda esta propuesta de optimización y el éxito de la

misma depende de que se continúe con esta metodología de trabajo.

• La implementación de este proyecto es el paso inicial para futuras optimizaciones

(cambios de patterns, perforación de pozos in fill y EOR).

• A pesar de que gran parte del área ya se encuentra bajo recuperación secundaria existen grandes

oportunidades asociadas a la misma, lo que prolonga la expectativa de vida de un campo con más de 80

años en producción.



Muchas gracias

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