PROPUESTA PARA AUMENTAR LA PRODUCCIÓN EN CAMPOS PETROLEROS

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1 PROPUESTA PARA AUMENTAR LA PRODUCCIÓN EN CAMPOS PETROLEROS Bucaramanga, Septiembre de 2010

2 Índice Página Introducción 3 OP 3. Optimización de Producción en Pozos de bajo Potencial. 3 Generalidades Ventajas del OP Disminución de Costos Operativos usando el OP PIS. Polimerización In Situ. 5 Introducción. 5 Ventajas del PIS.. 7 OP 3. Objetivo Específico. 8 OP 3. Oportunidad. 8 OP 3. Campos de Producción OP 3. Producción pozos de bajo potencial... 8 OP 3. Producción incremental Potencial... 8 OP 3. Costo y tiempo de implementación OP 3. Generación de empleos calificados OP 3. Tiempo de recobro de la inversión.. 9 OP 3. Tasa interna de retorno OP 3. Inversión Inicial Descripción de la Operación del sistema OP Componentes del sistema OP OP 3. Análisis de la información OP 3. Detección de fallas PIS. Objetivo Específico PIS. Oportunidad PIS. Producción Incremental PIS. Costo y tiempo de implementación PIS. Generación de empleos calificados PIS. Tiempo de recobro de la inversión PIS. Tasa interna de retorno PIS. Inversión Inicial Descripción de la Operación de Inyección de Polímeros En pozos inyectores PIS.. 19 Referencias. 20 Anexos 21 2

3 Introducción ASOCIACIÓN DE EMPRESAS DE AFILIADOS A CAVIPETROL PROYECTOS PARA AUMENTAR LA PRODUCCIÓN EN CAMPOS PETROLEROS La presente propuesta pretende motivar a La Junta Directiva, a la Alta Dirección y a los Directivos de Cavipetrol, para que inviertan en proyectos que lidera la Asociación de Empresas de Afiliados a Cavipetrol ECAV a través de sus empresas afiliadas. Consientes de la necesidad de aumentar la producción en los Campos de Producción de Petróleo, ECAV ha reunido a empresas cuyos promotores tienen una buena experiencia en el manejo de campos de producción de petróleo y que han desarrollado tecnologías de alta relación beneficio costo, con el fin de impulsar sus empresas dentro del programa de Desarrollo Empresarial que viene impulsando Cavipetrol, con la creación de más de 500 proyectos exitosos en todo el País. Dando así el paso siguiente de especialización de algunas empresas en temas relacionados con el aumento de la productividad de los campos petroleros. Es así que ponemos a consideración de Ustedes los siguientes proyectos: OP3. Optimización de Producción en Pozos de bajo Potencial Generalidades Objetivo General: Aumentar la producción de petróleo en campos marginales con sistemas confiables de monitoreo y de bajo costo. Tecnología: Monitoreo en tiempo real de las unidades de bombeo mecánico. Proceso: Adquisición de información, autodiagnóstico, ajuste de la capacidad de extracción. Generación de alarmas. Reportes y toma de decisiones automáticamente (parada de la unidad de bombeo al detectar fugas y/o malfuncionamiento). Experiencia: En el campo Cocorná se instaló un sistema en el segundo semestre del año 2006, durante 6 meses, con excelentes resultados. El sistema instalado monitoreaba el comportamiento de la unidad de bombeo (extracción o pumping off) y permitía hacer control remoto en la velocidad de la unidad de bombeo. Se detenía la unidad al detectar bajo nivel de fluido dentro del pozo e iniciaba bombeo al detectar un buen nivel de fluido sobre la bomba. 3

4 Ventajas del OP3 Optimiza el tiempo de trabajo de la unidad de bombeo. Produce más cuando hay mayor nivel de fluido sobre la bomba. Para la unidad de bombeo cuando detecta que el nivel de fluido sobre la bomba es muy bajo o cuando se detectan fugas. Permite aumentar la extracción hasta en un 10% y reducir los consumos de energía eléctrica hasta en un 25%. Se puede correr el análisis desde un computador común y corriente y desde cualquier parte que esté conectada a Internet. Disminución de Costos Operativos usando el OP3 Los sensores son de alto rango de trabajo, alrededor de ciclos. Los equipos de control son diseñados para trabajar en condiciones extremas de frió, calor y humedad. Se disminuye el costo de combustibles para desplazar el personal de supervisión de los pozos. Se disminuye el costo del personal de bomberos que dan asistencia personalizada a los pozos. El comportamiento de los pozos se puede monitorear desde un punto central en cualquier parte del mundo. Se puede programar el trabajo de la unidad en horas de bajo consumo eléctrico en la región. 4

5 PIS. Polimerización In Situ Introducción ASOCIACIÓN DE EMPRESAS DE AFILIADOS A CAVIPETROL En los procesos de recuperación secundaria por inyección de agua se presentan inconvenientes con la heterogeneidad del yacimiento lo que no permite obtener una buena distribución del agua dentro de las formaciones que contienen petróleo (ver figura Nº 1). Figura Nº 1. Intervalo canalizado. Se toma el 100% del agua que se inyecta por la cabeza del pozo inyector. Para determinar por donde se está yendo el agua que se le inyecta el pozo desde la superficie, periódicamente se toman registros de trazadores radiactivos; de estos registros se determinan los intervalos que presentan inyección normal, intervalos bloqueados (por donde no entra el agua), e intervalos por donde se va una gran cantidad de agua (intervalos canalizados). De este seguimiento, se generan los trabajos de reacondicionamiento mediante los cuales se busca mejorar los perfiles de inyección (hacer la inyección de agua mas uniforme, ver figura 2), aumentando de esta manera la eficiencia del barrido y como consecuencia aumentar el recobro de petróleo. 5

6 Figura Nº 2. Buena Eficiencia de barrido. Todos los intervalos en el pozo están tomando agua en proporción similar. Existen muchas técnicas para lograr el mejoramiento de los perfiles de inyección. Una de esas técnicas es la inyección de polímeros que busca modificar el perfil de inyección de agua dentro del pozo y dentro del yacimiento, disminuyendo la permeabilidad (rellenando los canales preferenciales de flujo) al agua en zonas de muy alta permeabilidad. Al restringir el paso del agua por las zonas canalizadas, se distribuye en mejor forma el agua y algunos intervalos inician su inyección de agua empujando el petróleo hacia los pozos productores (ver figura 3). 6

7 Figura Nº 3. Modificación de perfiles en pozos de inyección de agua. Objetivo: disminuir los costos de inyección de agua en los pozos inyectores, aumento de la producción de crudo y disminución de la producción de agua en pozos productores en un sistema de inyección de agua como método de recobro secundario. Tecnología: Uso de polímeros desarrollados en ECOPETROL (bajo Costo). Proceso: Inyección de polímeros dentro de los intervalos que presenten mayores inyectabilidades, para mejorar los perfiles de inyección de agua en Pozos Inyectores en procesos de recobro de petróleo con Inyección de Agua (Waterflooding). Experiencia: Esta tecnología se aplicó a cerca de 50 pozos inyectores en el campo Casabe entre , generando más de barriles adicionales de crudo (hasta mediados de 1996), con costos de 0.8 US/bl. Ventajas del PIS Es una técnica económica para reducir la permeabilidad de intervalos canalizados en pozos inyectores de agua. Mediante la inyección de polímeros se busca distribuir uniformemente la inyección de agua en los pozos inyectores y así mejorar la eficiencia de barrido vertical de los modelos Inyección-Producción. Se aumenta el recobro de petróleo de los yacimientos como consecuencia de mejorar los perfiles de inyección de agua en los pozos inyectores. Se disminuye el BS&W de los pozos productores pertenecientes a los modelos de Inyección Producción a los cuales se les han inyectado polímeros. 7

8 Es de fácil aplicación. No hay que intervenir el pozo, los polímeros se inyectan desde la cabeza del pozo inyector de agua. 8

9 OP 3. Optimización de Producción en Pozos de bajo Potencial OBJETIVO ESPECÍFICO: Aumentar la producción de pozos de bajo potencial (< 10 BOPD) en un 7% y disminuir el consumo de corriente eléctrica en un 20%. Oportunidad: En ECOPETROL S.A. existen más de pozos con producciones diarias de petróleo menores a 10 BOPD; de los cuales se pueden considerar candidatos para implementar sistemas de mejoramiento de producción a cerca de pozos. Campos de producción: En primera instancia los campos objetivo son los campos del Valle Medio del Magdalena tales como: Casabe, La Cira, Infantas, Lisama, Colorado, Peñas Blancas, Cantagallo, Yarigui, Aguas Blancas, Galán San Silvestre, Llanito Gala, Tesoro, Peroles, Nutria, Tenerife, Lebrija, Bonanza, entre otros. Posteriormente se evaluará la implementación de estos sistemas en otros campos como los de Tibú, Putumayo y así sucesivamente. Producción de los pozos de bajo potencial: se estima que los pozos de bajo potencial candidatos a mejoramiento de la producción actualmente producen aproximadamente 7500 Barriles de petróleo por día. Producción incremental Potencial: con los sistemas de Optimización de Producción en Pozos de bajo Potencial, se puede alcanzar una producción incremental cercana a los 500 barriles de crudo por día. Costo y tiempo de implementación: El costo total de implementación de estos sistemas a precios de 2010 ($/US 1800) es de 18.6 millones de dólares (incluye: sensores de superficie, instalación y montaje, puesta en funcionamiento, captura y almacenamiento de datos, software de diagnóstico, control, informes, capacitación y entrenamiento, etc.), distribuidos en cinco años así: año Sistemas OP 3 Pozos Costo Sistema (US) ,861, ,861, ,723, ,584, ,584,860 Tabla Nº 1. Costo y cantidad de sistemas OP 3 por año Generación de empleos calificados: Primer año 10 9

10 Segundo año 15 Tercer año 20 Cuarto año 25 Quinto año 30 Tiempo de recobro de la inversión: Con base en un precio del barril de crudo de entre US/bl y un costo de energía de 0,20 US/ KWH, el tiempo de recobro de la inversión esta alrededor de los 16 meses para cada pozo en el cual se haya instalado el OP 3. Tasa interna de retorno: Al hacer el análisis económico del proyecto a 5 años obtendremos una tasa interna de retorno del 145% Inversión Inicial: La inversión inicial que tendrá que hacer Ecopetrol es de US 1.19 millones de dólares, durante el primer año, ya que ha medida que se instalen los sistemas OP 3, se recupera la inversión para la instalación de los sistemas restantes en los años siguientes. La tabla 2 resume lo mencionado anteriormente Sistemas OP 3 Producción Precio Barril Costo Ingreso (US) Año Pozos BOPD Anual US/bl Sistema (US) Bruto Neto , ,861, ,000-1,186, , ,861,620 2,025, , , ,723,240 5,400,000 1,676, , ,584,860 11,970,000 6,385, , ,584,860 12,600,000 7,015, , ,700,000 11,700, , ,700,000 11,700, , ,800,000 10,800, , ,800,000 10,800, , ,800,000 10,800,000 Total ,359,000 18,616,200 88,470,000 69,853,800 Tabla Nº 2. Análisis económico de implementación sistemas OP 3 en pozos de bajo potencial. 10

11 Descripción de la Operación del sistema OP 3 El sistema durante su operación, sigue la siguiente secuencia: Adquisición de la información Envío de la información al servidor satelital Bajada de la información al servidor de ECP Análisis de la información Subida de las recomendaciones al servidor satelital Bajada de las recomendaciones desde el servidor satelital Ajuste de parámetros para la optimización Detección del malfuncionamiento de la unidad de bombeo Almacenamiento de la información histórica Adquisición de la información del pozo Esta parte del OP 3 consiste en ubicar sensores en la unidad de bombeo mecánico y en el controlador de la unidad. Estos sensores almacenan temporalmente la información en la memoria temporal del OP 3. Subida de la información al servidor Una vez se haya adquirido la información, se envía vía satélite a los servidores del prestador del servicio satelital Bajada de la información al servidor de ECP Al llegar la información al servidor satelital, esta se deriva al servidor que requiera ECP Análisis de la información Se lleva a cabo el análisis de la información recogida en el servidor que requiera ECP, El OP 3 hace las recomendaciones que se requieran para optimizar los parámetros de la unidad de bombeo mecánico Subida de las recomendaciones al servidor satelital Las recomendaciones de ajuste de los parámetros, se sube al servidor del prestador del servicio satelital Bajada de las recomendaciones desde el servidor satelital 11

12 Posteriormente los parámetros que se deben ajustar de la unidad de bombeo, se bajan del servidor del prestador del servicio satelital y se almacenan en la memoria temporal del OP3 en el pozo Ajuste de parámetros para la optimización Al momento más adecuado del ciclo de bombeo, los ajustes se introducen en el controlador de la unidad de bombeo mecánico Detección del malfuncionamiento de la unidad de bombeo Si el sistema detecta un malfuncionamiento de la unidad, para la unidad Almacenamiento de la información histórica En el servidor requerido por ECP, se almacenan tanto los datos obtenidos del comportamiento del pozo, como el análisis que se haya realizado y las recomendaciones de los ajustes para la unidad de bombeo Componentes del sistema OP 3 El sistema esta compuesto por: Sensores en el pozo, que son los encargados de tomar la información Software para almacenamiento temporal de la información Software y aparato de telecomunicaciones vía satélite Servidor de almacenamiento de la información Software de análisis de la información en la localidad del servidor La figura Nº 4 muestra los componentes del sistema OP 3 12

13 Figura Nº 4. Componentes del Sistema OP 3. Análisis de la información El sistema toma la información del servidor y compara los resultados en cada una de las tomas de información, si la eficiencia es baja, ajusta los parámetros para aumentar la extracción, tal y como se observa en la figura Nº 5 13

14 Figura Nº 5 Ciclo de optimización de la extracción de fluidos del pozo Detección de fallas El OP 3 compara los dinagramas con modelos conocidos (base de Modelos) ver figura Nº 6, para detectar si hay falla en la operación de la unidad de bombeo. Si se detecta falla, automáticamente se detiene la unidad de bombeo. Figura Nº 6. Comparación del dinagrama con la base de modelos predeterminados, para definir si hay malfuncionamiento de la unidad de bombeo. Verificación visual del funcionamiento de la unidad de bombeo El OP 3 permite verificar el funcionamiento de la unidad de bombeo en tiempo real, tal y como se indica en la figura Nº 7 14

15 Figura Nº 7. Señales en tiempo real de la toma de datos de los sensores para determinar si la unidad está funcionando. 15

16 PIS. Polimerización In Situ ASOCIACIÓN DE EMPRESAS DE AFILIADOS A CAVIPETROL OBJETIVO ESPECÍFICO: Aumentar la producción de pozos productores de petróleo en los yacimientos sometidos de recuperación secundaria por inyección de agua. Teniendo en cuenta la experiencia que tenemos en este tipo de operaciones, se puede aumentar la producción del campo hasta en un 10%. Oportunidad: ECOPETROL S.A. tiene varios campos en proceso de recobro secundario por inyección de agua (waterflooding) tales como los campos de la Cira, Casabe, Cantagallo, Tibu, entre otros. Existen otros campos como Yaguará, Rio Ceibas en el Valle Superior del Magdalena que también están en condiciones similares. Producción incremental: con las aplicaciones de esta tecnología, se han alcanzado aumentos de producción de hasta 980 barriles de petróleo por día 1 (se anexa referencia). Costo y tiempo de implementación: El costo promedio de aplicación por pozo estaba alrededor de US 6.200, esta información es basada en las aplicaciones que se hicieron en el Campo Casabe entre los años 1992 a 1994, en donde se invirtieron US y se realizaron 40 trabajos de este tipo (ver tabla Nº 3 tomada de la referencia 2). Al indexar los costos desde 1994 hasta el presente, el costo por pozo tratado puede estar alrededor de US Generación de empleos calificados: Primer año 3 Segundo año 3 Tercer año 3 Cuarto año 3 Quinto año 3 Tiempo de recobro de la inversión: Con base en un precio del barril de crudo alrededor de 70 US/bl, inyectando polímero a 30 pozos por año, el tiempo de recobro de la inversión para el cliente esta entre 10 y 20 días. Para el Inversionista, está alrededor de 30 meses. Tasa interna de retorno: Al hacer el análisis económico del proyecto a 5 años obtendremos una tasa interna de retorno del 33% Inversión Inicial: La inversión inicial que tendrá que hacer Cavipetrol es de US 125 mil dólares, para adquirir el camión de bombeo, durante el primer año. 16

17 Tabla Nº 3. Costo del tratamiento de Inyección de Polímeros por pozo 2 17

18 Tabla Nº 4. Aumento de Producción pozos influenciados por la Inyección de Polímeros 2 18

19 Tabla Nº 5. Recobro de petróleo por pozo influenciado por la inyección de polímeros 2 19

20 La tabla 6 resume lo anterior año Ingresos y Egresos Proyectados PIS (Millones de pesos) Ingresos Netos Valor Personal Materiales Ingresos brutos Impuestos Cavipetrol ECAV Totales 925 2,430 4,050 1, ,171 Tabla Nº 6. Ingresos y Egresos Proyectados por la Inyección de Polímeros. Distribución de los Ingresos 20% Cavipetrol y 80% ECAV. 20

21 Descripción de la Operación de Inyección de Polímeros en Pozos Inyectores PIS El desarrollo de las operaciones tiene la siguiente secuencia (ver figura 8): Arribo del camión de bombeo a la localización del pozo a tratar Arribo de los materiales a utilizar Cierre de la válvula de la cabeza del pozo (el pozo se aísla del sistema de inyección de agua) Conexión de las mangueras de inyección de polímeros (Camión bomba cabeza del pozo) Mezclado de los polímeros en superficie Inyección de los polímeros Cierre de la cabeza del pozo Desconexión de las mangueras de inyección Lavado de los tanques del camión Apertura de la válvula de la cabeza del pozo (se conecta el pozo al sistema de inyección de agua) Limpieza de la localización (se recoge todo el material sobrante y los desperdicios) Retiro de los equipos de la localización del pozo inyector de agua Figura Nº 8. Fotografía de camión de bombeo en un pozo inyector de agua 21

22 Referencias 1. Polimerización In Situ Campo Casabe. Silva de Jesús Bernardo, Gómez Vicente, Prada Alvaro. Ingepet 96. INGP Polimerización In Situ Pre-Evaluación Pozos Tratados. Eduardo Torres, Efraín Sandoval, Vicente Gómez. Ecopetrol, Casabe Septiembre

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