Metodología para la Estimación de Reservas en Campos Maduros

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1 ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DEL SECTOR 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 BuenosAires, Argentina Ubicación de Área de Estudio Tivacuno Bloque 12 COLOMBIA CAPIRON NORTE-1 TIVACUNO-1 TIVACUNO TIVACUNO-2 BOGI TIVACUNO SW CAPIRON-1 CAPIRON ") NPF PARQUE NACIONAL YASUNI Bloque 16 DICARON-1 ZAPARO-1 ZAPARO CENTRO TERRITORIO WAORANI PERÚ AMO-1 ZONA DE AMORTIGUAMIENTO COWI-1 AMO AMO-2 SUDAMERICA ZONA INTANGIBLE TAGAERI-TAROMENANE SPF DAIMI-1 ") DAIMI DAIMI-2 GINTA-1 DABO DABO SUR-1 ST1 IRO IRO-1 GINTA WATI Km WATI Inicio de Producción: 1994 Yacimientos: BT, M-1, U, T, Hollin Acumulado de Petróleo(sep/2014): 319 MMBO 2 1

2 WELL Ginta B-2 HM1A-RE1 Magnetic Parameters Model: BGGM 2002 Dip: Mag Dec: Date: July 01, 2002 FS: nt 0 Ginta B-3 EMS FIELD Ginta Surface Location Lat: S Lon: W North: m East: m Grid Conv: Scale Fact: STRUCTURE Ginta B Miscellaneous Slot: Slot A Plan# : Ginta B-2 HM1C-RE1 Plan 9 Elev Ref: RKB(835.00ft above MSL) Date Drawn: 11:22:17AM 02-Jul Ginta B-21 H-M1A MWD Ginta B-29 U MWD Default Color Main SPIDER VIEW Scale (1 in = 2000 ft) Ginta B-23 MWD Proposal Survey Ginta B-13 MWD Ginta B-14 MWD Ginta B-24 MWD Ginta B-18 WI MWD Ginta B-8 HM-1 C MWD Ginta B-2 EMS Ginta B-7 EMS Ginta B-12U MWD Ginta B-6 EMS Ginta B-15 HM-1A MWD Ginta B-27 HM-1C MWD Ginta B-25 MWD Ginta B-16 HM-1A MWD Ginta B-25 ST1 MWD Ginta B-5 EMS Ginta B-2 HM1C-RE1 Plan 9 Dabo-1 MWD Dabo Sur-1 MWD Ginta B-9 HM-1 MWD Ginta B-26 MWD Ginta B-19 HM-1A MWD Ginta B-20 HM-1A MWD Ginta B-4H MWD Ginta B-10 MWD Ginta B-1 MWD Grid North Tot Corr ( W 2.72 ) Mag Dec ( W 2.70 ) Grid Conv ( E 0.02 ) Dabo Sur-1 ST1 MWD <<< WEST EAST >>> Ginta B-11 MWD Ginta B-17 HM-1A MWD /10/2014 Columna estratigráfica 3 Perforación Plataformas de producción <<< SOUTH NORTH >>> Repsol-YPF Ecuador S.A. Well Desplazamiento [feet] Dabo Amo-C-24-H:M Wati Dabo Sur-01-ST Iro Amo-C-22-H:M Amo-C-14-H:M Amo-C-21-H:M Iro

3 Completación pozos productores Horizontal 13-3/8 CsgShoe: 500 ft Direccional 9-5/8 Csg Shoe : 7000 ft 7 Liner shoe : ft Screen 5 : 1000 ft (Horizontal section) 5 Completación pozos inyectores(disposal) 13-3/8 CsgShoe : 500 ft 9-5/8 Csg Shoe : 7000 ft Barrels / Day 7 LinerShoe : ft 6 3

4 Balance de fluidos Pozos inyectores: 30 Presión inyección: +/ psi 7 NPF y plataformas de producción North Production Facilities (NPF) Capacidad de Procesamiento de 250,000 bpd IRO B GINTA A IRO 1 8 4

5 SPF y plataformas de producción AMO A AMO B AMO C South Production Facilities(SPF) Capacidad de Procesamiento 750,000 bpd DAIMI B 9 9 Características de los yacimientos principales Acuífero activo de fondo. API, sur y norte. Viscosidad, cp cond.reservorio. Petróleo subsaturado GOR: scf/stb, Pb: psia. Rel.Mobilidad (M): 1 /100(water/oil) Permeabilidad (K) entre 1 a 10 darcies. Porosidad entre 16 y 28%. Acumulada de petróleo: 319 MBbls POZOS PERFORADOS POZOS EN PRODUCION POZOS CERRADOS ABANDONADO TEMPORALMENTE ABANDONADO DEFINITIVAMENTE POZOS INYECTORES

6 Objetivo Identificar potencial adicional en reservas probables y posibles de los pozos existentes. Integrar información de perfiles de producción de cada pozo, plan de acción anual, estrategias de desarrollo, mantenimientos preventivos, etc., partiendo de la última estimación de reservas. Gestionar gran cantidad de información de producción, siendo flexible y robusta en sus reportes y gráficos, permitiendo un flujo continuo de información hacia nuestros clientes internos y externos. Desarrollar una metodología que permita trabajar de forma transparente y auditable, que tome en cuenta la realidad operativa, económica y estratégica de la empresa, para analizar el valor del activo en cualquier momento. Por qué estimar reservas Probables y Posibles en pozos productores? Porque se visualiza un potencial adicional que no se puede justificar como reservas probadas. Para tener un portafolio de reservas a incorporar por mejor comportamiento de pozos. La necesidad de obtener perfiles de producción más realistas (2P por ejemplo) y manejar diferentes escenarios de producción para evaluarlos económicamente y medir su rentabilidad. Analizarel manejodefluidoafuturoconunmejor comportamiento depozos. Visualización de nuevas oportunidades de negocio. 12 6

7 Procedimiento de Estimación de Reservas Probadas. Declinación histórica Procedimiento de Estimación de Reservas Probables. 1.Declinación más reciente 2.Promedio del Campo 7

8 Procedimiento de Estimación de Reservas Posibles. Declino mínimo del campo Procedimiento de estimación de reservas. 8

9 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 de pozos 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 Extensión de contratos Auditoría Externa vs Interna

10 Manejo de Fluido FLUIDO 1 Taladro de perforación. Año Perforación Recompletación Total PETRÓLEO Diferencia Entre Perfiles Full vs Pan 4.2 Mbbl 19 Conclusiones Estimar un portafolio de reservas(probables, Posibles). Estandarizar la forma de estimar reservas, basados en el plan de desarrollo vigente. Incluir en la evaluación económica el fluido adicional al tener un mejor comportamiento de producción de las reservas PD. Posibilidad de evaluar distintos escenarios de producción incremental, manejo de fluido, extensión de contratos

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