CONFERENCIA DE PETRÓLEO Y GAS ARPEL2015. Cómo mejorar los factores de recuperación de las reservas existentes? Francisco Paz V.

Transcripción

1 CONFERENCIA DE PETRÓLEO Y GAS ARPEL2015 Cómo mejorar los factores de recuperación de las reservas existentes? Francisco Paz V.

2 Introducción. Etapas de Recuperación. Recuperación Primaria. Mecanismos Recuperación secundaria y mejorada. Factores de Recuperación en el Mundo Talento Humano. Qué hacemos actualmente? Conclusiones.

3 Demanda de petróleo en el Mundo 3

4 Factor de recuperación Introducción El concepto moderno de la administración de yacimientos petroleros en el mundo, requiere, inicialmente, un conocimiento inicial de los volúmenes de aceite y gas que se encuentran en el subsuelo, OOIP/OGIP Además es necesario conocer cuánto de esos volúmenes se pueden extraer de forma comercial (Reservas).

5 1. 5

6 2. Prácticas operativas para producir y explotar un yacimiento El factor de recuperación final que se obtenga de un yacimiento dependerá, en una buena parte, de la forma en que se lo ha explotado. Además, de los ritmos de producción del mismo y de la manera en que se aprovechó la energía natural que contenía el yacimiento al momento de descubrirlo. Caso 1: Yacimientos subsaturados. Caso 2: Yacimientos con un casquete de gas. Caso 3: Yacimientos con presencia de un acuífero. Caso 4: Yacimientos degas y condensado. Caso 5: Falta de aplicación de Recuperación Secundaria y/o Mejorada. 6

7 3. Recuperación Primaria por tipo de yacimiento

8 4. Parámetros importantes de los yacimientos que afectan la recuperación final de hidrocarburos. Los factores de recuperación final tienden a ser mayores a 40% en los siguientes casos: Campos de aceite ligero, con densidad en grados API superiores a 25º. Campos o yacimientos de gran tamaño, en términos de su volumen original, ya sean gigantes o supergigantes. Relacionado con lo anterior, yacimientos de gran espesor. Formaciones productoras con permeabilidades altas, sobre 300 md. Formaciones productoras con porosidades entre el 6 y el 15%, para areniscas y de 3 a 10% para carbonatos. El factor de recuperación depende prioritariamente de la geología del yacimiento. La tecnología no puede cambiar la geología. 8

9 5. Recuperación secundaria en Yacimientos La recuperación secundaria es un proceso de inyección de agua y/o gas encaminado a mantener o incrementar la energía y/o recuperación de hidrocarburos del yacimiento. Inyección de agua - WF Método de recuperación secundaria que consiste en un desplazamiento inmiscible, en el cual el agua inyectada forma un frente de separación, respecto al petróleo remanente en el yacimiento. Tiene tres etapas: (1) período de respuesta inicial, (2) período de inclinación, (3) período de declinación, que constituye la disminución en la producción de petróleo, mientras que se incrementa el corte de agua.

10 Inyección de Agua: Incremento de la Recuperación Se puede decir que a través de la inyección de agua, como método de recuperación secundaria, es posible aumentar la recuperación final de aceite en la mayoría de los campos o yacimientos, ya sean de arenas, areniscas o carbonatos. La inyección de agua es el método de recuperación secundaria más común utilizado en el mundo, debido al bajo costo del agua, a su disponibilidad y a su efectividad en desplazar el aceite dentro de los yacimientos. El incremento en el factor de recuperación en yacimientos donde se ha empleado inyección de agua después de la explotación primaria del campo, es del orden del 6 al 20%. Esta cifra puede ser mayor, si el campo presenta características muy favorables desde el punto de vista de su geología y de la relación de movilidad entre el aceite y el agua. 10

11 6. Recuperación mejorada en Yacimientos La recuperación mejorada busca optimizar los procesos de recobro secundario aumentando: Inyección de agua mejorada La eficiencia de barrido Disminuyendo la saturación residual de petróleo En ambos casos se presenta un incremento de recuperación de petróleo. Método que consiste en realizar una invasión al agua de inyección con tapones de químicos (polímeros, surfactantes, álcali) de alto peso molecular, para que mejore la razón de movilidad agua-petróleo y permitir un desplazamiento y barrido más eficiente respecto a la inyección deagua convencional. 11

12 Cómo se hace recuperación mejorada? Estudio de Factibilidad Técnico Económica. Evaluar a nivel experimental y por simulación las condiciones de aplicación de Recobro Mejorado, al tiempo que evaluar su economía. Laboratorio Determina el tipo de químicos (polímeros, Surfactantes, Álcalis) Establece la formulación óptima para el mayor recobro de Petróleo Definen los tiempos o volúmenes a inyectar Simulación Determina el arreglo de pozos (inyectores-productores) a afectar, Confirma el recobro de petróleo Evalúan estrategias de implementación Análisis Financieros Define la estrategia de implementación Implementación y evaluación del piloto

13 Cómo se hace recuperación mejorada? Chemical Flooding diagram courtesy of DOE

14 Por qué se hace recuperación mejorada? Las tecnologías de Recobro Mejorado, permiten aumentar el factor de recobro de yacimientos maduros sometidos a inyección contínua de agua y/o gas. Las aplicaciones de métodos de recuperación mejorada son particulares y no se pueden generalizar de un yacimiento a otro yacimiento, inclusive con características similares de rocas y fluidos. Cada yacimiento debe evaluarse en forma particular, con estudios piloto para asegurar su aplicación y economía antes de una masificación. La masificación de este tipo de tecnologías no se realiza como la inyección de agua, la cual puede ser masiva en todo el yacimiento, sino a través del desarrollo por etapas. Recuperación Mejorada es una forma de acelerar la producción e incrementar las reservas de un yacimiento.

15 7. Factores de recuperación en el Mundo

16 Factor de recuperación versus el índice de complejidad del yacimiento Permeabilidad promedio Contraste de permeabilidad Fracturas Complejidad estructural Continuidad estratigráfica lateral Comunicación horizontal y vertical del yacimiento Echado del yacimiento Volumen original in-situ (STOOIP) Densidad original de la roca Viscosidad del aceite [cp] Tendencia a la conificación Mecanismo de empuje Compactación y mecanismo de empuje por gas disuelto Presión del yacimiento/empuje Parámetros de aseguramiento de flujo Temperatura Tirante de agua 16

17 8. Talento Humano Fortalecer las capacidades y habilidades del Recurso Humano La Operadora necesita: Fortalecer las capacidades del personal para mejorar el rendimiento operativo. Fortalecer una cultura orientada a los resultados en la creación de valor. Identificar una estructura organizativa de un tamaño razonable y costo. Acciones 1. Integrar los procesos y herramientas que permiten la gestión de las necesidades futuras en materia de recursos humanos. 2. Atraer, desarrollar y retener a personal calificado clave. 3. Definir los procesos que permiten a las áreas que los requisitos existentes se pongan en correlación con las habilidades del personal. 4. Fortalecer, vincular y dar transparencia a los procesos de evaluación, recompensa económica y la promoción del personal. Disciplinas Críticas: geología, geofísica, petrofísica, ingeniería de reservorios, operaciones, diseño de facilidades, construcción en áreas sensibles.

18 SPE: 70% de factor de recuperación es posible? Los numerosos saltos tecnológicos y avances en exploración y producción de petróleo han incrementado los niveles de recuperación en muchos yacimientos no profundos de petróleo pesado desde menos del 10% a más de 70% con la inyección de vapor. Muchos operadores están mejorando la eficiencia de recuperación por ser innovadores, incluyendo más tecnología y conocimiento, aumento de capital, y el trabajo con los reguladores. No es difícil imaginar que la aplicación de tecnologías avanzadas de IOR y EOR puede crear un cambio radical para este recurso cada vez más difícil de extraer. 18

19 Qué hacemos actualmente en Petroamazonas? Estimar la última recuperación por Recuperación Primaria. Evaluar oportunidades alternativas de Recuperación: Pozos Adicionales de Desarrollo Pozos Horizontales Reacondicionamientos, recompletaciones Fracturamientos Hidráulicos Implementar proyectos piloto de inyección de agua. Estudios de laboratorio utilizando cores para recuperación mejorada.

20 Activo Auca Producción de Petróleo Nuestra meta: Incremento del FR en Campos Maduros Incremental 2013 : 18,000 bppd (36%) 20

21 Conclusiones: El desafío que debemos enfrentar es cómo acelerar la innovación y el desarrollo de la tecnología esencial. La comercialización de la tecnología en el mercado del petróleo y el gas es costoso y requiere mucho tiempo, con una media de unos 16 años desde el concepto hasta la adopción comercial generalizada. La clave es una mayor colaboración en Investigación y Desarrollo, compartir innovaciones entre la industria, los gobiernos y las instituciones académicas, así como con científicos fuera de la industria de Exploración y Producción. 21

22 Conclusiones: Los yacimientos maduros son importantes para la incorporación de nuevas reservas La tecnología que permita extender los límites y la vida de estos campos está disponible, pero es aplicada para cada necesidad. Necesitamos enfrentar el corto plazo con una clara visión de largo plazo Fortalecer el Talento Humano de la Empresa: El desafío humano es mucho mas grande que el desafío tecnológico.

23 Gracias Petroamazonas Petroamazonas EP Petroamazonas EP