GUIA GENERAL DE SUPERVISIÓN DEL MER · PDF fileposibilidades de perforar pozos “infill” y recuperación secundaria. 2.7. PRMS ( ^Petroleum Resources Management System) ó Sistema

GUIA GENERAL DE SUPERVISIÓN DEL MER DSHL

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GUÍA GENERAL DE SUPERVISIÓN DEL MER PARA RESERVORIOS / YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

UNIDAD DE EXPLORACION Y EXPLOTACION

DIVISION DE SUPERVISION DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

DICIEMBRE 2016


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GUÍA GENERAL DE SUPERVISIÓN DEL MER DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

TABLA DE CONTENIDO

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 6

1.1. Objetivo General ............................................................................................................ 6

1.2. Objetivos Específicos ..................................................................................................... 6

1.3. Alcance ........................................................................................................................... 7

1.4. Propósito ........................................................................................................................ 7

CAPÍTULO 2. DEFINICIONES PREVIAS ......................................................................................... 8

2.1. Yacimiento de Hidrocarburos ........................................................................................ 8

2.2. Reservorio ...................................................................................................................... 8

2.3. Recuperación máxima eficiente (MER = “Máximum Efficiency Recovery”) .................. 9

2.4. Caracterización Estática de Reservorios ........................................................................ 9

2.5. Caracterización Dinámica de Reservorios ...................................................................... 9

2.6. Seguimiento a la Historia de Producción ....................................................................... 9

2.7. PRMS (“Petroleum Resources Management System”) ó Sistema de Gestión de

Recursos de Hidrocarburos ................................................................................................... 9

2.8. Seguimiento a la Estimación de Reservas ...................................................................... 9

2.9. Indicadores de Gestión para la Evaluación del MER .................................................... 10

2.10. Informe Final de Supervisión del MER ....................................................................... 10

2.11. Lista de Verificación para la Evaluación del MER....................................................... 10

CAPÍTULO 3. CONCEPTOS DE GEOLOGÍA Y RESERVORIOS ....................................................... 11

3.0 Clasificación de los Reservorios de Hidrocarburos ....................................................... 11

3.1. Geología ....................................................................................................................... 11

3.1.1. Trampas Petrolíferas ................................................................................................. 11

3.2. Reservorios .................................................................................................................. 18

3.2.1. Mecanismo de Impulsión Natural ............................................................................. 18

3.2.2 Recobro para diferentes Tipos de Empuje ................................................................. 26

3.3. Clasificación de los Reservorios de Petróleo ............................................................... 26

3.3.1 De acuerdo a la Presión Inicial del Reservorio ........................................................... 26

3.4. Clasificación de Petróleos Crudos ................................................................................ 27

3.4.1. Petróleo Negro (“Black Oil”) ..................................................................................... 27

3.4.2 Petróleo Crudo con Bajo Encogimiento ..................................................................... 28

3.4.3. Petróleo Crudo Volátil ............................................................................................... 28

CAPÍTULO 4. MARCO LEGAL ..................................................................................................... 30


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4.1. Normas Legales Relacionadas con el Reservorio D.S-032-2004-EM/DGH .................. 30

4.2. Normas Legales respecto con el Pozo y Facilidades en Superficie .............................. 34

CAPÍTULO 5. PARÁMETROS TÉCNICOS PARA SUPERVISIÓN DEL MER ..................................... 37

5.1. El POES – Reservas Iniciales del Reservorio ................................................................. 37

5.2. Factor de Recobro Final (F.R.F) .................................................................................... 37

5.3. Plan de Manejo del Yacimiento/Reservorio al Inicio de su Desarrollo ........................ 37

5.4. Plan de Manejo del Yacimiento/Reservorio para el periodo de Supervisión del MER 37

CAPÍTULO 6. DETERMINACIÓN DEL POES/RESERVAS .............................................................. 38

6.1. Métodos Determinísticos............................................................................................. 38

6.2. Probabilísticos o Estocásticos ...................................................................................... 39

6.3. Métodos Específicos .................................................................................................... 39

6.3.1. Volumétricos ............................................................................................................. 39

6.3.2. Balance de Materiales ............................................................................................... 40

6.3.3. Curvas de Declinación de Producción ....................................................................... 40

6.3.4. Simulación Numérica de Reservorios ....................................................................... 41

6.3.5. Estimados por Analogía ............................................................................................. 42

6.4. Reservas ....................................................................................................................... 42

6.4.1. Información Geológica para clasificar las reservas ................................................... 44

CAPÍTULO 7. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO ..................................................... 46

7.1. Factores a considerar en la evaluación de la Recuperación Final de un reservorio. ... 46

7.1.1. Características del reservorio .................................................................................... 46

7.1.2. Mecanismo de impulsión del reservorio ................................................................... 46

7.1.3. Condiciones de los fluidos del reservorio. ................................................................ 46

7.1.4. Espaciamiento entre Pozos ....................................................................................... 46

7.1.5. Terminación/ Completación ..................................................................................... 46

7.1.6. Re-trabajos, rehabilitaciones y servicio de pozos ..................................................... 47

7.1.7. Historia de Producción de los Fluidos e Inyección. ................................................... 47

CAPÍTULO 8. ETAPAS DE EXPLOTACIÓN DEL RESERVORIO/YACIMIENTO ................................ 48

8.1. Recuperación Primaria ................................................................................................. 48

8.2. Recuperación Secundaria ............................................................................................ 48

8.3. Recuperación Mejorada ............................................................................................... 48

8.4. Grado de Explotación de un Campo de Petróleo ......................................................... 49

8.4.1. Campos Maduros ...................................................................................................... 49

8.4.2. Campo Marginal ........................................................................................................ 50


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CAPÍTULO 9. PLAN INICIAL DEL MANEJO DEL LOTE ................................................................. 51

9.1. Información del Campo (Lote) ..................................................................................... 51

9.1.1. Reservorios a desarrollar. ......................................................................................... 51

9.1.2. Perforación de pozos y espaciamiento entre ellos dependiendo del reservorio. .... 51

9.1.3. Tipo de Terminación / Completación de los pozos. .................................................. 51

9.1.4. Facilidades de Producción, Transferencia y Transporte. .......................................... 51

9.1.5. Proyectos planeados para lograr la Máxima Recuperación del Reservorio. ............ 51

CAPÍTULO 10. PLAN DE MANEJO DURANTE LA VIDA DEL LOTE PARA EL MER ........................ 52

10.1. Producción estimada de Fluidos para el próximo periodo del Informe MER ............ 52

10.2. Programas de Perforación, Re-trabajos, Estimulaciones u otra actividad a realizar . 52

10.3. Proyectos a implementar para mantener y/o Incrementar la producción ............... 52

CAPÍTULO 11. EVALUACIÓN Y SEGUIMIENTO DEL MANEJO DE LOS RESERVORIOS/

YACIMIENTOS POR LA CONTRATISTA U OPERADORA ............................................................. 53

11.1. Elaboración del plan y cronograma de Supervisión ................................................... 53

11.2. Reunión Inicial con contratista y recolección de Información ................................... 53

11.3. Análisis y evaluación del supervisor........................................................................... 55

11.3.1. Análisis de datos e información entregada por la Contratista................................ 55

11.3.2. Evaluación de la lista de verificación......................................................................56

11.3.3. Revisión de los resultados de la gestión de la Contratista…………………………..……….56

11.4. Elaboración de informe preliminar; retroalimentación de las Contratistas…………....56

11.5. Informe Final de la supervisión del MER ................................................................... 57

11.5.1. Resultados de los indicadores de evaluación del MER ........................................... 60

11.5.2 Recomendaciones finales para el Contratista ......................................................... 58

CAPÍTULO 12. DOCUMENTOS BASES PARA LA EVALUACIÓN Y SEGUIMIENTO DEL MANEJO DE

LOS RESERVORIOS/YACIMIENTOS POR LA CONTRATISTA U OPERADORA .............................. 60

12.1. Fuente Oficial de las Reservas de Hidrocarburos del País ......................................... 60

12.2. Análisis y evaluación del Informe entregado por la Contratista/Operadora ............. 60

12.3. Indicadores de Gestión para la evaluación del MER .................................................. 60

12.3.1. Índice de Depletación del Reservorio-Yacimiento .................................................. 61

12.3.2. Índice de Irrupción del Agua/Gas producido o inyectado en reservorios de Petróleo

............................................................................................................................................ 61

12.3.3. Índice de Cumplimiento del Monitoreo de los Reservorios ................................... 61

12.4. Indicadores de Impacto ............................................................................................. 61

12.4.1. Indice de Restitución de Reservas (IRR) .................................................................. 61


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12.4.1.1. Indice de Restitución Integral (IRI) ....................................................................... 62

12.4.1.2. Indice de Restitución de Reservas Probadas ....................................................... 62

12.4.1.3. Indice de Restitución por Descubrimientos ......................................................... 62

12.4.2. Índice de Comprobación de Reservas (ICR) ............................................................ 62

12.4.3. Índice de Desarrollo de Reservas (IDR) ................................................................... 63

12.4.4. Índice de Vida de las Reservas (RLI) ........................................................................ 63

12.4.5. Índice de Reducción de la Producción Diferida ...................................................... 63

CAPÍTULO 13. ESTRUCTURA DEL INFORME MER A PRESENTAR POR LAS CONTRATISTAS ...... 64

CAPÍTULO 14. LISTA DE VERIFICACION DE LA INFORMACION PARA LA EVALUACION DEL

INFORME MER ......................................................................................................................... 65

CAPÍTULO 15. ESTRUCTURA DEL INFORME DEL SUPERVISOR DEL INFORME MER ................. 70

CAPÍTULO 16. ANEXOS ............................................................................................................. 72

ANEXO I. DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE RESERVAS Y RECURSOS CONFORME AL

PETROLEUM RESOURCES MANAGEMENT SYSTEM (PRMS) ..................................................... 72

TABLA N° 1. CLASES Y LINEAMIENTOS DE RECURSOS RECUPERABLES ............................... 88

TABLA N° 2. DEFINICIÓN Y LINEAMIENTOS DEL ESTADO DE RESERVAS ............................. 92

TABLA N° 3. DEFINICIONES Y LINEAMIENTOS DE CATEGORÍAS DE RESERVAS ................... 93

ANEXO II. SIMULACIÓN ............................................................................................................ 96

ANEXO III. INSTALACIONES DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ............................................... 130

CAPÍTULO 17. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................... 178


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CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN

La Recuperación Máxima Eficiente (MER), la producción que se va obteniendo durante

la explotación de un yacimiento/reservorio, que permite alcanzar técnica-económica la

máxima recuperación de petróleo de un yacimiento/reservorio, tomando en

consideración los principios de conservación y manejo adecuado de las Reservas de

Hidrocarburos, usando las prácticas aceptadas internacionalmente por la Industria del

Petróleo.

El MER para un reservorio, considera la interacción de la Roca, Fluido y Energía.

Figura 1.1. Variables en el Comportamiento Productivo de Hidrocarburos.

Roca: ¿Qué tipo de ambiente sedimentario y cuáles son las propiedades de la roca?

Fluido: ¿Qué tipo de fluido se va a producir?

Energía: ¿Qué mecanismo de impulsión tiene el reservorio?

Es importante remarcar que el MER está directamente relacionado con el proceso de

extracción de los fluidos provenientes del pozo.

Extracción: Producción natural o surgente en el inicio de la vida productiva del pozo o en caso contrario asistido mediante el empleo de técnicas de levantamiento artificial, para luego continuar con otros procesos como el de separación y transporte.

1.1. Objetivo General

Proporcionar lineamientos que Supervisores del MER deben considerar para supervisar

y evaluar los Informes MER preparados y presentados por las Empresas

Contratistas/Operadoras, de los Lotes con yacimientos de hidrocarburos líquidos, a las

entidades gubernamentales: PERUPETRO y OSINERGMIN.

1.2. Objetivos Específicos

Revisar y evaluar la Información técnica por reservorio/yacimiento.

Información de las compañías Contratistas u Operadoras hayan adquirido y/o han

generado durante el periodo de Exploración/Explotación del Lote bajo su

administración.

Revisar las Reservas Probadas año por año de cada reservorio/yacimiento.


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Evaluar el índice de restitución y la variación de Reservas Probables y/o Reservas

Posibles a Reservas Probadas.

Evaluar el índice de Producción Diferida de cada reservorio/yacimiento.

Evaluar el Factor de Recobro Final primario y secundario.

1.3. Alcance

El alcance de esta Guía de Supervisión del MER son los reservorios/yacimientos de

hidrocarburos líquidos activos, que se encuentran en la etapa de Exploración y/o

Explotación.

1.4. Propósito

La Guía de Supervisión MER tiene el propósito de señalar lineamientos a los

supervisores, para que realicen una eficiente revisión y evaluación de las actividades

presentadas en los Informes MER, por las compañías contratistas/operadoras y

principalmente realizar una supervisión a sus actividades de explotación con el

propósito de que logren alcanzar la Máxima Recuperación Eficiente de sus

reservorios/yacimientos. Adicionalmente, coordinar e incentivar a las compañías

Contratistas/Operadoras a obtener los máximos recobros de sus

yacimientos/reservorios.


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CAPÍTULO 2. DEFINICIONES PREVIAS

2.1. Yacimiento de Hidrocarburos

Área de superficie bajo el cual existe uno o más Reservorios que estén produciendo o

que se haya probado que son capaces de producir Hidrocarburos. Parte de la cuenca de

donde se extrae hidrocarburos, en general está limitado por estructuras geológicas. Un

yacimiento puede ser clasificado como sigue:

Reservorio/Yacimiento Estratigráfico: Lentes de arena, cambios de facies, calizas

o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad.

Reservorio/Yacimiento Estructural: Fracturas en calizas o rocas ígneas,

discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos,

etc.

Reservorio/Yacimiento Combinado: Hace referencia a las posibles combinaciones

que se presenten entre los dos grupos anteriores.

Figura 2.1. Sistema de un Yacimiento de Hidrocarburos

2.2. Reservorio

Estrato o estratos en el subsuelo, que estén produciendo o que se haya probado que

sean capaces de producir Hidrocarburos, que tienen un sistema común de presión en

toda su extensión y que forman parte de un Yacimiento. Dentro de un Yacimiento

pueden existir uno o varios reservorios de los que se extrae hidrocarburos. Su

distribución es variable en extensión, profundidad y están superpuestos, son las

formaciones productivas formadas por roca almacén o reservorio que tiene que tener

porosidad efectiva.


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2.3. Recuperación máxima eficiente (MER = “Máximum Efficiency Recovery”)

Es la Producción Máxima recuperada técnico-económica de un yacimiento, de

conformidad con las prácticas aceptadas internacionalmente por la industria del

Petróleo.

2.4. Caracterización Estática de Reservorios

Proceso realizado por un equipo multidisciplinario para establecer un modelo del

reservorio que permita el entendimiento de su naturaleza geológica, la distribución,

movimiento de los fluidos en el medio poroso y determinación del Petróleo Original en

Sitio (POES).

2.5. Caracterización Dinámica de Reservorios

Evaluación de las condiciones y características responsables del flujo de fluidos en el

reservorio. Se evalúan variables como la capacidad de flujo, la energía del reservorio, el

comportamiento de los fluidos ante los cambios de presión y temperatura y de las

condiciones de operación.

2.6. Seguimiento a la Historia de Producción

Monitoreo de la historia productiva de cada uno de los reservorios, lo cual ayuda a su

caracterización. Cada nivel productivo o formación requiere no solo el cálculo de los

volúmenes originales sino también los volúmenes acumulados y las reservas por drenar.

Es también necesario tener las tendencias de drenaje de cada una de las formaciones,

posibilidades de perforar pozos “infill” y recuperación secundaria.

2.7. PRMS (“Petroleum Resources Management System”) ó Sistema de Gestión de Recursos

de Hidrocarburos

Es un sistema totalmente integrado, patrocinado por Society of Petroleum Engineers

(SPE), American Association of Petroleum Geologists (AAPG), World Petroleum Council

(WPC) y Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), que provee las bases para la

clasificación y categorización de las reservas y recursos de hidrocarburos. Además,

proporciona un consenso de la industria en principios básicos y guías de alto nivel, los

cuales, si se adoptan, ayudarán a las compañías a manejar mejor sus activos en la

industria de hidrocarburos.

2.8. Seguimiento a la Estimación de Reservas

Proceso realizado anualmente en el que se verifica los valores de reservas reportadas

por las contratistas, las cuales deben seguir alguna metodología estandarizada, como el

SPE-PRMS. A partir de este proceso, se construirán los indicadores de índices de


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restitución de reservas e índice de desarrollo de reservas.

2.9. Indicadores de Gestión para la Evaluación del MER

Medida cuantitativa para el control de la gestión del MER cuya finalidad es alcanzar la

máxima recuperación técnico-económica de un yacimiento.

2.10. Informe Final de Supervisión del MER

Informe que resume los indicadores de evaluación del MER, en el periodo establecido,

así como las recomendaciones para la mejora de la gestión de los yacimientos operados

por la contratista u operadora.

2.11. Lista de Verificación para la Evaluación del MER

Formato de verificación que contiene la información relevante para que el supervisor

haga seguimiento al cumplimiento de lo establecido en la Guía del MER. La lista de

verificación deberá incluir información tal como: Nivel de segregación de la producción

histórica, frecuencia de registro de datos de presiones dinámicas, Número de pruebas

de formación por pozo, Número de registros de producción y/o saturación corridos,

trabajos de perforación, re-habilitación, re-acondicionamientos, manejo del agua de

formación, balance de gas producido, gas quemado, etc. en el periodo de evaluación del

MER.


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CAPÍTULO 3. CONCEPTOS DE GEOLOGÍA Y RESERVORIOS

3.0 Clasificación de los Reservorios de Hidrocarburos

Los reservorios de hidrocarburos pueden ser clasificados por:

Trampas Petrolíferas.

Mecanismo de Impulsión

3.1 Geología

3.1.1. Trampas Petrolíferas

Una trampa es un obstáculo en el subsuelo que impide la migración del petróleo a la

superficie, y origina, por tanto, acumulaciones locales de petróleo. Las trampas pueden

ser:

Figura 3.1. Clasificación de Trampas Petrolíferas.

Trampas Estructurales: Originadas por procesos tectónicos, diapíricos, gravitacionales y

procesos de compactación; la trampa se forma después de la sedimentación y antes de

la migración del petróleo.

Trampas Petrolíferas

Trampas Estructurales

Trampas en Pliegues Compresionales/Compactacionales

Trampas por Fallas

Trampas en Diapíros (Domos Salinos)

Trampas Estratigráficas

Trampas en Secuencias Normales

Trampas Asociadas a Discordancias

Trampas Combinadas

Trampas Hidrodinámicas


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En Pliegues Compresionales: Encontrados cerca de márgenes activos (Trampas

Anticlinales).

Figura 3.2. Trampas en Pliegues Compresionales (Anticlinales).

En Pliegues Compactacionales: En cuencas con deriva continental (Sistema Horst –

Graben).

Figura 3.3. Trampas en Pliegues Compactacionales (Sistema Horst - Graben).

Trampas por Fallas: Se pueden dar como sellantes o comunicantes, en el caso de las

fallas de crecimiento son contemporáneas a la sedimentación.

i. Fallas Normales: Son fracturas a lo largo de la cual se ha producido el

deslizamiento de una de dos masas contiguas con respecto a la otra y donde el

plano de falla está por encima del bloque levantado.


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Figura 3.4. Fallas Normales.

ii. Fallas Inversas: Son fracturas a lo largo de la cual se ha producido el deslizamiento

de una de dos masas contiguas con respecto a la otra y donde el plano de falla

está por debajo del bloque levantado.

Figura 3.5. Fallas Inversas.

iii. Fallas Transcurrentes: Son fallas que a diferencia de las anteriores no tienen

movimiento vertical, sino horizontal, se clasifican en Dextrales y Sinextrales.


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Figura 3.6. Fallas Transcurrentes.

Trampas en Diapiros: El ascenso del diapiro deforma las capas intruidas elevándolas

a su alrededor, formando una estructura anticlinal. Ejemplo de estos son los Domos

Salinos, los cuales son una masa de sal casi vertical, que atraviesa las rocas hasta la

superficie de una capa profunda. La sal es impermeable al petróleo y al gas.

Figura 3.7. Formación de los Diapíros (Domos Salinos).


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Figura 3.8. Trampas en Diapíros (Domos Salinos).

Trampas Estratigráficas: La geometría de la trampa es inherente a la morfología

sedimentaria original de la serie; su geometría es producida por cambios de facies o

relacionadas con discordancias y con el ambiente sedimentario que controla los

depósitos sedimentarios.

Trampas en Secuencias Normales: Se pueden encontrar en Trampas Lenticulares,

Acuñamientos, Canales fluviales, Abanicos Submarinos y Arrecifes.

Figura 3.9. Trampas Lenticulares.

Trampas asociadas a Discordancias: Este tipo de trampa puede ser formada donde

los recientes depósitos impermeables cubren a las más antiguas e inclinadas

formaciones y actúan como sello en la trampa.

http://4.bp.blogspot.com/-JjhWsWdHSuM/VCy1yoJVAwI/AAAAAAAAACo/lRc0O8HmJag/s1600/Domo+Salino.jpg


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Figura 3.10. Trampas asociadas a Discordancias.

Trampas Combinadas, muchos reservorios de petróleo y/o gas se consideran

constituidos por combinación de trampas. En la Figura 3.11., se muestra una Trampa

lenticular con un plano de falla que actúa como trampa para los hidrocarburos. En la

Figura 3.12., se muestran Trampas Combinadas.

Figura 3.11. Trampa Combinada (Lenticular y Falla).

http://3.bp.blogspot.com/-KXdQWnv1XKQ/VCzD1EVjqBI/AAAAAAAAAC4/SsGNEQMxLYU/s1600/Trampa+Combinada.jpg


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Figura 3.12. Trampas Combinadas.

Trampas Hidrodinámicas: Originadas por el flujo de agua descendentemente a través

del almacén o del ¨carrier bed¨; Son importantes sólo en las cuencas de tipo foreland;

Existen también, trampas en ruta, que serían puntos concretos donde de modo

temporal se producirían condiciones de energía potencial mínima y donde la ruta de

migración del petróleo, se ve obstaculizada. Este tipo de trampa genera contactos agua-

petróleo o agua-gas inclinadas.

Figura 3.13. Trampas Hidrodinámicas.

Reservorios Compartimentalizados: Las estructuras geológicas del Noroeste Peruano,

son extremadamente falladas lo que ha generado que la mayoría de los reservorios sean

compartimentalizados (bloques de reservorios) similares a los que se muestran en la

Figura 3.14.


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Figura 3.14. Reservorios Compartimentalizados

Figura 3.15. Correlación Estructural de reservorios compartamentalizados.

Fuente: Geología del Petróleo, Tema 8 Reservorios, Victoria Mousalli, junio 2011.

3.2 Reservorios

3.2.1. Mecanismo de Impulsión Natural

El volumen original de petróleo que se recupera de los espacios porosos de una roca

reservorio es ocupado o invadido de alguna forma. Existen diferentes formas en la cual

el petróleo puede ser desplazado y producido desde un reservorio, estas son llamadas

mecanismos de impulsión y donde una de ellas tiene mayor dominio que las otras en el

reservorio.

Conforme la saturación de petróleo se reduce en el reservorio, la permeabilidad efectiva

de la roca hacia el petróleo también se reduce y la movilidad del gas o el agua aumenten

generando que la tasa de producción de crudo disminuya con el tiempo y las tasas de

producción de gas y agua aumenten.


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De acuerdo al mecanismo de empuje natural que se asocie, los reservorios se clasifican:

a) Gas en Solución, b) Capa de Gas, c) Expansión de la Roca y de los Fluidos, d) Empuje

Hidráulico, e) Segregación Gravitacional y f) Empuje Combinados.

i. Empuje por Gas en Solución, en este tipo de reservorios cuando la presión disminuye

debido a extracción de fluidos, el gas que está en solución comienza a liberarse del

crudo y una vez que la presión declina por debajo de la presión de burbuja el gas se

libera, se expande y desplaza al petróleo. Es decir, el incremento de los volúmenes de

fluido durante el proceso de reducción de la presión en el reservorio es equivalente a la

producción. En la Figura N° 3.16 un esquema de este mecanismo.

Lo anterior es particularmente cierto, en los casos donde el yacimiento es bajo saturado.

Es decir, se encuentra a una presión arriba de la presión de saturación o de burbuja, que

es como se le conoce.

La eficiencia de este mecanismo de impulsión está en función de la cantidad de gas en

solución, de las propiedades de las rocas, del petróleo y de la estructura geológica del

reservorio.

Características:

a) La presión del yacimiento declina en forma continua.

b) La relación gas-petróleo es al principio menor que la razón gas disuelto-petróleo a la

presión de burbuja, se incrementa hasta un máximo para después declinar y

c) el factor de recobro de este mecanismo esta entre 10% a 30%.


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Figura N° 3.16, EMPUJE DE GAS EN SOLUCION

Fuente: Yacimientos de Hidrocarburos, Clasificación-Blog publicado por Sergio Malavé,

set.2014

ii. Empuje por Capa de Gas. La Figura N° 3.17, ocurre en reservorios saturados cuyos

fluidos no están uniformemente distribuidos y la Presión es menor que la de Burbuja.

Bajo esta condición existirá una capa de gas encima de la zona de petróleo, la cual se

expandirá desplazando el petróleo hacia los pozos productores.


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Figura N°3.17, EMPUJE CAPA DE GAS


set.2014

En muchos casos, se ha determinado que ya existía una capa de gas al inicio de su

explotación, por lo que uno de los mecanismos de empuje se reconoce que es debido a

esta capa de gas.

Por otro lado, si el reservorio ha reducido su presión original hasta niveles por debajo de

la presión de saturación, se dice que el crudo contenido en el mismo se encuentra

saturado y, por tanto, se va a empezar a desprender gas libre en la formación;

dependiendo del espesor de la misma y del buzamiento que tenga el reservorio, se

puede generar una capa de gas que se conoce como casquete de gas secundario.

Características:

a) La presión del reservorio disminuye lentamente y en forma continua.

b) La relación gas-petróleo depende de la ubicación del pozo en el reservorio, en los

pozos ubicados en la parte alta de la estructura ira aumentando en forma continua y los

ubicados en la parte baja la relación gas-petróleo estará a nivel de la razón gas disuelto-

petróleo a la presión actual del yacimiento y

c) el factor de recobro se estima entre 20% a 40%.

iii. Empuje por Expansión de la Roca y de los Fluidos, tanto, la roca como los fluidos,

forman parte del sistema productor y se tiene la compresibilidad bruta de la roca y la

comprensibilidad del medio poroso intercomunicado. La reducción del volumen ocurre a

nivel del sistema poroso que es donde ocurren los cambios de presión.

La producción de fluidos en el reservorio, incrementara la diferencia entre la presión de

sobrecarga y la presión de poro, lo que originara una reducción del volumen poroso del

reservorio y la expansión de los fluidos presentes en el mismo. Esto genera que parte del

fluido en los poros sea desalojados y desplazado hacia las áreas de drenaje en los pozos

productores del reservorio.


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El efecto de este mecanismo de empuje se ha determinado mejor en reservorios más

bien superficiales y que se encuentran a menos de 2,000 metros de profundidad. De

tener solo este mecanismo se podría obtener cuando mucho un 4% de factor de

recobro.

iv. Empuje por Segregación Gravitacional, La Figura 3.18, es un mecanismo de empuje

muy lento, pero eficaz. Los pozos completados en reservorios que ya no tienen otra

energía que las gravedades se reconocen por que poseen tasas de producciones lentas y

constantes para periodos muy largos.

Usualmente trabaja en conjunto con otros mecanismos de empuje para incrementar su

eficiencia. Este empuje no es muy común que se presente en los reservorios, pero

cuando se tiene, es el mecanismo de producción más eficiente que se ha encontrado en

los reservorios.

Esencialmente, está relacionado con el empuje por capa de gas secundaria, ya que la

segregación gravitacional se relaciona normalmente con reservorios de grandes

espesores o que tienen un buzamiento considerable, lo que permite que por gravedad

los fluidos pesados vayan a ocupar las partes bajas del mismo y que el gas, al ser más

ligero tienda a ocupar la parte superior.

Al lograrse esto la capa de gas opera de manera muy eficiente, ya que hace el efecto de

un pistón que empuja el aceite y los fluidos más pesados hacia abajo. Se podría obtener

factores de recobro de alrededor del 60%.

Características:

a) Variaciones de la relación gas-petróleo aparente tendencia al tope de la estructura.

b) Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petróleo.

c) Aparente tendencia al mantenimiento de la presión.

Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40% a 80% del POES.


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Figura N° 3.18. EMPUJE DE MECANISMO POR SEGREGACION GRAVITACIONAL


set.2014

v. Empuje hidráulico (por efecto de un acuífero), La Figura N°3.19, el empuje natural

por efecto del acuífero, también llamado empuje hidráulico, ocurre en los reservorios

que tienen un acuífero asociado. El agua en el acuífero esta comprimida, pero a medida

que la presión en el reservorio se reduce debido a la producción de petróleo, se expande

y crea una invasión natural de agua en el límite reservorio-acuífero. Esta expansión del

agua producirá un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos en producción.

Este efecto se mantiene hasta que la capacidad expansiva del acuífero se agote.

Este mecanismo de empuje en los reservorios, es de los más eficientes. Los factores de

recobros son los más altos, llegan a 80%.

Características:

a) La declinación de presión del reservorio es relativamente suave y en el caso de

acuíferos de gran volumen esta permanece nula.

b) En los pozos cercanos al contacto agua-petróleo la producción de agua se inicia

relativamente temprano.

c) El factor de recobro en reservorios con este tipo de empuje varía entre 30 % a 80%.

La extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tiene

datos de la producción primaria a menos se cuente con información geológica. La

identificación de un contacto agua-petróleo se hace a través de los registros de pozos


24

Figura N° 3.19. EMPUJE HIDRAULICO


set.2014

vi. Mecanismo de Empuje Combinados, La Figura N° 3.20, en la mayoría de los

reservorios, durante su vida productiva, se presenta más de un tipo de empuje, bien sea

en forma alternada o simultánea. En ambos casos, se dice que el reservorio produce por

empujes combinados.

Por esta razón la mejor manera de monitorear un reservorio es obtener, lo más

temprano posible la información que permita definir el mecanismo de empuje que

domina el reservorio para aprovechar la energía en la etapa primaria del reservorio.

Figura N° 3.20. EMPUJES COMBINADOS


set.2014.

https://3.bp.blogspot.com/-ksorWI2Ll_s/VGUKwGQamYI/AAAAAAAAAGk/yBlb0CTU6-M/s1600/Empuje+Hidr%C3%A1ulico.jpg


25

vii. Características por Tipo de Mecanismo de Impulsión de Reservorios

El mecanismo Natural de Empuje de un reservorio puede identificarse por algunas de

sus características físicas como las mostradas en la Figura N° 3.21.

Figura N° 3.21. Características Físicas por el Tipo de Mecanismo del Fluido en el

Reservorio


set.2014

viii. Comportamiento de la Relación Gas–Petróleo y Gravedad API a través del tiempo

La Figura N° 3.22, muestra la evolución de la RGP y gravedad API durante el agotamiento

de los reservorios. Las variaciones observadas en la Relación Gas Líquido (RGL) de los

yacimientos de gas condensado corresponden a yacimientos sub-saturados. En este caso

se observa que el RGL aumenta cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la

presión de saturación. La RGL permaneces constante para un yacimiento de gas húmedo

y no hay formación de líquidos en el caso de un yacimiento de gas seco.

Figura N° 3.22. Comportamiento de la RGP y la Gravedad API a través del Tiempo


set.2014


26

La gravedad API, también aumenta a presiones por debajo de la presión de saturación,

siendo mayor este aumento en el caso de yacimientos de gas condensado debido a la

condensación retrógrada en el yacimiento, como se observa en la Figura N° 3.22.

3.2.2 Recobro para diferentes Tipos de Empuje

Los recobros de los reservorios además del tipo de estructura geológica dependen de los

mecanismos de impulsión, bajo esta consideración se ha generado curvas tipo de la

Presión vs el Recobro para los diferentes mecanismos de impulsión para la etapa de

recuperación Primaria, como se muestra en la Figura N° 3.23.

Figura N°3.23. Curvas Típicas de Presión vs Recobro para diferentes tipos de

Mecanismos de Producción Primaria

Fuente: Integrated Petroleum Management, Satter and Thakur, Pennwells Books, 1994

3.3 Clasificación de los Reservorios de Petróleo

3.3.1 De acuerdo a la Presión Inicial del Reservorio

Reservorio de Petróleo Bajo Saturado: Es cuando la presión inicial del reservorio es

mayor que la presión del punto de burbuja del fluido del reservorio.

Reservorio de Petróleo Saturado: Es cuando la presión inicial del reservorio es igual a la

presión del punto de burbuja del fluido del reservorio.

Reservorio con Capa de Gas: Si la presión inicial del reservorio está debajo de la presión

del punto de burbuja del fluido del reservorio, el reservorio es llamado Reservorio con

Capa de Gas o Reservorio de Dos Fases, las cuales son: la fase petróleo y la fase vapor o

gas.


27

Figura 3.24. Diagrama de fases de un reservorio de Petróleo.

3.4 Clasificación de Petróleos Crudos

Esta clasificación está esencialmente basada en las propiedades del petróleo crudo,

incluyendo: Relación Gas – Petróleo, composición, apariencia y los diagramas de fase.

3.4.1 Petróleo Negro (“Black Oil”)

Un típico diagrama de fase de Presión y Temperatura para un Petróleo Negro, se

muestra en la figura 3.25. Este diagrama de fase se caracteriza por tener las líneas de

calidad espaciadas aproximadamente iguales. Cuando se produce este tipo de petróleo

se obtiene las siguientes características:

Relación Gas-Petróleo entre 200 - 700 scf/STB.

Gravedad del petróleo crudo: 15 - 40 °API.

Color Marrón o verde oscuro en el tanque.


28

Figura 3.25. Diagrama P-T para un Petróleo Negro.

Fuente: Reservoir Engineering Handbook. Tarek Ahmed. 3ra Edición. 2006.

3.4.2 Petróleo Crudo con Bajo Encogimiento

Este diagrama de fase, Figura 3.26, se caracteriza porque las líneas de calidad

están cerradas y juntas cerca a la curva del punto de rocío. Las características de

este petróleo crudo son:

Factor del volumen de formación del petróleo menor que 1.2 bbl/STB.

Relación Gas-Petróleo menor de 200 scf/STB.

Gravedad del petróleo crudo menor que 35 ° API.

Color Negro Intenso.

Figura 3.26. Diagrama P-T para un Petróleo Crudo con Bajo Encogimiento.


3.4.3 Petróleo Crudo Volátil

El diagrama de fase para un Petróleo Crudo Volátil o con Alto Encogimiento está dado

por la figura 3.27. Se puede notar que las líneas de calidad están cerradas y juntas cerca

al punto de burbuja y son menos cerradas a bajas presiones. Este tipo de petróleo crudo

se caracteriza por una rápida volatilidad cuando baja del punto de burbuja. Otras


29

características de este petróleo crudo son:

Factor de volumen de formación menor que 2 bbl/STB.

Relación Gas-Petróleo entre 2000 - 3200 scf/STB.

Gravedad del petróleo crudo entre 45 – 55 ° API.

Baja recuperación de líquido a condiciones del separador (Punto G de la figura

3.27)

Color verdoso o Naranja.

Figura 3.27. Diagrama P-T para un Petróleo Crudo Volátil.



30

CAPÍTULO 4. MARCO LEGAL

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), el cual fue

creado en 1996 mediante Ley N° 26734, tiene entre otras funciones, fiscalizar el

cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios, supervisar y

fiscalizar que las actividades del sub sector hidrocarburos, entre las cuales se encuentra

la explotación de hidrocarburos líquidos, se desarrollen de acuerdo a los dispositivos

legales y normas técnicas vigentes y fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones

técnicas y legales relacionadas con la protección y conservación del ambiente en las

actividades de hidrocarburos líquidos. Asimismo, la Ley Orgánica de Hidrocarburos N°

26221, en el artículo N°34 de su reglamento establece que la explotación y la

recuperación económica de las reservas de Hidrocarburos se llevará a cabo de acuerdo a

los principios técnicos y económicos aceptados y en uso por la industria internacional de

hidrocarburos; sin perjuicio del cumplimiento de las normas de protección del medio

ambiente.

La Contratista u Operador tiene la obligación de operar el Reservorio(s) o Yacimientos

realizando su gerenciamiento de acuerdo a lo señalado en las normas legales

establecidas para el MER. Para esto deben hacer uso de las mejores prácticas de la

Industria del Petróleo, establecidas para el reservorio, pozo y equipos de superficie. En

El Informe Técnico de Evaluación de MER, debe presentar la Información señalada de en

punto IV y V y ser presentado de acuerdo con el Art. 210-DS-032-2004-EM/DGH.

Artículo 210.- Informe Técnico de Evaluación. Cada dos (2) años, en el mes de enero, posterior a los cinco (5) años de iniciada la

Producción de un Reservorio, el Contratista deberá presentar a PERUPETRO, con copia a

OSINERG, un informe técnico de evaluación en el que se demuestre que los Pozos

vienen produciendo a niveles de MER, o en caso contrario, deberá proponer las acciones

para que dichos niveles se obtengan en el próximo período de evaluación.

4.1 Normas Legales Relacionadas con el Reservorio D.S-032-2004-EM/DGH

Artículo 209.- Recuperación Máxima Eficiente (MER) El Contratista deberá producir los Pozos durante la fase de Explotación, de manera que


31

se obtenga la Recuperación Máxima Eficiente, tomando en consideración los principios

de conservación y un manejo adecuado de las Reservas de Hidrocarburos. Para ello,

debe evaluarse el comportamiento productivo de los Reservorios con el fin de

determinar en corto tiempo las características de la formación productiva, su

uniformidad, continuidad y configuración estructural; así como las propiedades de los

fluidos y su sistema de producción más apropiado, de acuerdo con las condiciones y

ubicación estructural de los Pozos. Los resultados de las evaluaciones deberán ser

comunicados a PERUPETRO con copia a OSINERG.

El Contratista podrá efectuar sus Operaciones haciendo uso de las técnicas que

considere más adecuadas, las cuales deberán ser concordantes con las buenas prácticas

de la industria petrolera, que conlleve a mantener la productividad de sus reservorios,

pudiendo realizar Operaciones de Inyección de cualquier fluido seleccionado

adecuadamente, tales como, nitrógeno, polímeros, Gas Natural Asociado o No Asociado,

que sea producido por él mismo o por un tercero y que no sea comercializado.

Asimismo, estas Operaciones podrán ser realizadas como parte de proyectos de

Recuperación Mejorada con la finalidad de incrementar el factor de recuperación de los

reservorios.

Artículo 211.- Deterioro de las Reservas Probadas por deficiente operación Si un Pozo o grupo de Pozos están siendo operados en condiciones que causen deterioro

en las Reservas Probadas, PERUPETRO podrá solicitar que el Contratista corrija la

situación y/o la justifique adecuadamente. Esta solicitud deberá ser puesta en

conocimiento de OSINERG. El Contratista corregirá el incumplimiento dando inicio a las

medidas que sean necesarias para la subsanación correspondiente, dentro de los

sesenta (60) días de recibida la comunicación, las que serán ejecutadas de manera

continuada y diligente. En caso de continuar el incumplimiento, OSINERG aplicará las

medidas correspondientes.

Artículo 212.- Deterioro de las Reservas Probadas por deficiente operación y cierre del

Pozo o Pozos por el OSINERG

El OSINERG podrá, en función a lo previsto en el artículo anterior, ordenar al Contratista

el cierre de dichos Pozos o de la parte de los mismos que está afectando las Reservas

Probadas, hasta que éste corrija o justifique la situación.

Si el Contratista no estuviera de acuerdo podrá interponer ante el OSINERG el recurso

administrativo correspondiente.


32

Artículo 213.- Espaciamiento entre Pozos

El espaciamiento entre los Pozos estará determinado por las características propias del

reservorio, por el mecanismo de impulsión del mismo, por el tipo de Pozo que se va a

perforar y por el volumen de producción económicamente recuperable.

Artículo 214.- Excepción

Si durante el desarrollo del orden establecido de espaciamiento los Pozos no producen

al MER, o existiera impedimento físico para su perforación, se podrá contemplar menor

espaciamiento, pero llevándose a cabo la evaluación correspondiente.

Artículo 246.- Regímenes de producción

Los regímenes máximos de producción a que puedan producirse los Reservorios de

Hidrocarburos estarán limitados por lo siguiente:

a) En Reservorios de Petróleo no se permitirá producir Hidrocarburos de Pozos que

produzcan con GOR mayor de cinco mil (5 000) pies3/bl. En esta situación el Contratista

estará obligado a cerrar dichos Pozos.

b) En caso ser conveniente, se podrá producir Reservorios de petróleo con Pozos de GOR

mayor de cinco mil (5 000) pies3/bl., si se ha instalado un sistema de recolección de Gas

Natural y de Re-inyección del mismo, que conlleve a un resultado en el que el GOR neto

total del reservorio no sea mayor de cinco mil (5 000) pies3/bl. El Contratista deberá

incluir este plan en su programa anual de trabajo para ser presentado y justificado ante

PERUPETRO, con la opinión favorable del OSINERG.

Cuando los Reservorios de Petróleo lleguen a una etapa de su vida productiva en que no

es posible producirlos de acuerdo a la limitación indicada en el literal b) anterior, se

podrá producir a niveles de GOR neto total mayor de cinco mil (5 000) pies3/bl., siempre

y cuando se utilice todo el Gas Natural producido. Para este tipo de producción no se

autoriza la quema ni venteo de Gas Natural, en esta situación el Contratista debe

presentar a OSINERG para su aprobación, el estudio técnico económico que lo justifique.

Artículo 256.- Recuperación Mejorada

Las Operaciones de Recuperación Mejorada se puede llevar a cabo mediante la

inyección de agua, polímeros, nitrógeno, Gas Natural o cualquier fluido que sea

adecuado de acuerdo con las prácticas de la industria petrolera.

Si en las Operaciones de Explotación de Hidrocarburos se requiere de grandes


33

cantidades de agua para proyectos de Recuperación Mejorada, el operador deberá

atenerse a los siguientes criterios:

a) Usar preferentemente la misma agua de formación o agua de mar.

b) Se podrá usar agua dulce de subsuelo o fuentes superficiales sólo cuando se cuente

con la autorización de la Autoridad Competente en materia de recursos hídricos. Copia

de la autorización debe ser remitida a PERUPETRO y a OSINERG por el Contratista.

Artículo 257.- Proyectos de Recuperación Secundaria - Sistema de Inyección

Si el Contratista desea efectuar un proyecto de Recuperación Secundaria debe

comunicarlo a PERUPETRO. El Sistema de Inyección deberá por lo menos llenar los

requisitos siguientes:

a) Sistema de Recolección, que está compuesto por una fuente de suministro del fluido

adecuado independiente, de reprocesamiento de agua producida o mixta.

d) Sistema de Inyección de volúmenes de fluidos adaptados al proyecto, compatibles

con los de la formación donde se inyectará y de corrosividad.

Artículo 253.- Registro de la Producción fiscalizada

El Contratista llevará un registro de la Producción de Hidrocarburos Fiscalizados y de la

Producción de campo. Las razones de las desviaciones deberán ser explicadas en el

informe Mensual de Producción

Artículo 244(*). - Uso de Gas Natural

(*) Artículo modificado por el Artículo 6 del Decreto Supremo N° 048-2009-EM,

publicado el 09 junio 2009, cuyo texto es el siguiente:

El uso de Gas Natural está determinado en el artículo 44 de la Ley, sin perjuicio de la

obligación del Contratista de cumplir con las disposiciones legales vigentes en materia

ambiental.

El Gas Natural que no sea vendido durante un período de valorización podrá ser

destinado a los siguientes fines, dentro o fuera del Área de Contrato, sin implicancia en

la determinación de la retribución o regalía:

1. Utilizado en operaciones de los Contratistas, de conformidad con lo establecido en el

artículo 40 de la Ley Nº 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos.

2. Reinyectado al reservorio.

3. Almacenado en reservorios naturales.

4. Quemado, de conformidad con lo establecido en el artículo 44 de la Ley Nº 26221, Ley


34

Orgánica de Hidrocarburos.

La reinyección, almacenamiento y/o quemado del Gas Natural podrá realizarse, incluso

después de ser procesado y/o habérsele extraído sus líquidos dentro o fuera del Área de

Contrato.

Los Programas de Quemado realizados para prueba de Pozos y de acuerdo a la

capacidad productiva de cada Pozo, batería y/o plataforma serán presentados a la

Dirección General de Hidrocarburos (DGH), para su aprobación por lo menos quince (15)

días hábiles antes de la prueba del Pozo. La DGH deberá aprobarlos o de ser el caso,

presentar las observaciones que estime pertinentes en un plazo no mayor de tres (03)

días hábiles, las cuales deberán ser levantadas por el Contratista en un plazo no mayor

de tres (03) días hábiles. En este último caso, la DGH contará con un plazo de tres (03)

días hábiles para emitir la correspondiente Resolución. Una vez aprobados dichos

programas, el Contratista deberá presentarlos al OSINERGMIN, por lo menos cinco (05)

días hábiles antes de la operación de quemado.”

4.2 Normas Legales respecto con el Pozo y Facilidades en Superficie

Artículo 221.- Inyección de Fluidos

La inyección, excepto para gas dulce o agua pura, debe ser programada para hacerse

normalmente por la Tubería de Producción. En estos casos, un empaque (packer) debe

asentarse sobre la formación operativa y el espacio entre las Tuberías de Producción y

de Revestimiento debe llenarse con fluido anticorrosivo. Las excepciones a esta norma

podrán justificarse técnicamente.

Artículo 222.- Equipos de Levantamiento artificial

Los equipos de levantamiento artificial deben tener la capacidad necesaria para producir

al MER el fluido de los Pozos, sin causar daño a las otras instalaciones, al Reservorio o al

propio Pozo. Los equipos de Producción activos serán mantenidos en buen estado, con

sus partes móviles debidamente protegidos con defensas de seguridad.

Artículo 223.- Equilibrio operativo de las unidades de bombeo

El equilibrio operativo de las unidades de bombeo mecánico debe ser verificado

mediante pruebas dinamométricas u otras por lo menos una vez al año, aunque la

eficiencia de la bomba fuera aceptable.

Artículo 241.- Recolección de Gas Natural y Petróleo


35

No debe operarse los Pozos con la válvula de la Tubería de Revestimiento abierta al aire.

El Gas Natural debe ser recolectado, usado o enviado a las Baterías de Producción.

Artículo 250.- Registro de producción por Pozo

El Contratista llevará por cada Pozo un registro de la producción de los fluidos, así como

la indicación de los servicios y eventos realizados durante su vida productiva.

Artículo 251.- Prueba de Pozos

Los Pozos se probarán en las Baterías de Producción lo más seguido posible, de acuerdo

a su importancia relativa en el sistema. La prueba durará lo necesario para ser

representativa de las características de los fluidos producidos por el Pozo. Lo

recomendable es hacer tres (3) mediciones de Pozo por mes.

Artículo 252.- Registro de Producción por Batería

En forma similar a los Pozos, el Contratista llevará un registro por cada Batería de

Producción y de la Producción total del Área de Contrato.

Artículo 254.- Confiabilidad de equipos en la Batería

Con la finalidad de preservar la integridad, confiabilidad y seguridad de los equipos y

mediciones en las Baterías de Producción, el Contratista deberá adoptar las acciones

mínimas siguientes:

a) Mantener los medidores en buen estado operativo.

b) Proteger adecuadamente los medidores de la posible interferencia de personas no

autorizadas y del ambiente.

c) Instalar válvulas en el “by-pass”, cuando exista éste en los medidores, que sellen en

forma efectiva el paso de los fluidos.

d) Cuando se abra el “by-pass” debe registrarse esta operación en la boleta de medición.

e) Debe proveer una forma de medida o registro de temperatura para incorporarlo al

sistema de medición.

f) Debe existir un procedimiento para estimar en forma razonable los volúmenes de Gas

Natural no medidos por deterioro accidental de sus medidores.

Artículo 255.- Instalación de medidores de orificio

La instalación de medidores de orificio se hará de acuerdo con las normas del API-

MPMS, al igual que lo referido en el artículo 288 de este Reglamento, y el Reporte Nº 3

de AGA.


36

Artículo 278.- Petróleo Fiscalizado

La medición y Fiscalización de los Hidrocarburos provenientes del Área de Contrato

deberá efectuarse en la frecuencia acordada en los Puntos de Fiscalización de la

Producción establecidos en el Contrato, mediante Aforo o Medición Automática. Los

Hidrocarburos Fiscalizados medidos se registrarán en las boletas respectivas.

Artículo 279.- Sistemas de Medición Automática

Cuando se utilice sistemas de Medición Automática, el Contratista deberá instalar dos

medidores, uno de los cuales será el operativo y el otro será de reemplazo, éstos

deberán estar equipados con impresor de boletas de medición que proporcionará por

escrito un registro diario del volumen de los Hidrocarburos Fiscalizados.

Artículo 280.- Prueba de medidores

Los equipos de Medición deberán ser probados una (1) vez por semana como mínimo y

comprobados periódicamente a solicitud de cualquiera de las Partes.

Artículo 226.- Diseño de Batería de Producción

La Batería de Producción debe estar diseñada de acuerdo a las características de la

mezcla de fluidos, y a los volúmenes producidos de Gas Natural y Líquidos a

recolectarse.

Artículo 227.- Sistema de separación

El sistema de separación de una Batería debe estar dotado de un sistema de medición

que permita conocer tanto el volumen total como el individual de Gas Natural y Líquidos

de los Pozos allí conectados.

Artículo 228.- Separadores

Los separadores deben ser los adecuados para las condiciones de operación que se

esperan. Deberán tener elementos de control para evitar su inundación por líquidos y

presión excesiva. Sus válvulas de seguridad deben estar calibradas para una presión no

mayor a la presión de diseño de los separadores y deberán ser inspeccionadas de

acuerdo a las especificaciones del fabricante.


37

CAPÍTULO 5. LINEAMIENTOS TÉCNICOS PARA SUPERVISIÓN DEL MER

5.1. El POES – Reservas Iniciales del Reservorio

POES es la cantidad de hidrocarburos inicial/original que se estima, a una fecha dada,

que está contenida en acumulaciones conocidas antes de su producción. Tan pronto

como sea posible de iniciada la vida del yacimiento-reservorio, se debe determinar el

volumen de petróleo en sito (POES) y gas original en sitio (GOES) y estimar las reservas

probadas a recuperar del reservorio a desarrollar. Con esta información y dependiendo

de las características geológicas y reservorios, se formulará el Plan para el manejo del

yacimiento-reservorio.

5.2. Factor de Recobro Final (F.R.F)

Con el POES y las reservas probadas determinadas se estima el Factor de Recobro Final

para el Reservorio, el cual se puede estimar en forma teórica o por analogía con un

reservorio de características similares. Durante la vida productiva del reservorio el Factor

de Recobro se va modificando con la producción acumulada del reservorio.

5.3. Plan de Manejo del Yacimiento/Reservorio al Inicio de su Desarrollo

Conocido el POES, las reservas probadas, el Factor de Recobro, el tipo de reservorio y las

características geológicas del yacimiento, se debe delinear un Plan Estratégico de

Explotación para manejarlo en forma eficiente y lograr el Máximo Recobro del

reservorio. El recobro depende en buena parte de la forma como se explote el

yacimiento. Este manejo debe ser formulado desde el inicio hasta el término de la vida

del yacimiento para conocer su viabilidad económica.

5.4. Plan de Manejo del Yacimiento/Reservorio para el periodo de Supervisión del MER

La supervisión del comportamiento del reservorio debe ser continua, la

Contratista/Operadora en su Informe del MER, tanto inicial como en los siguientes, debe

presentar su plan de explotación del yacimiento-reservorio para el periodo a desarrollar

hasta la presentación del próximo Informe MER.


38

CAPÍTULO 6. DETERMINACIÓN DEL POES/RESERVAS.

Un yacimiento en Exploración en el que se descubre petróleo comercial, tan pronto

como sea posible, se debe determinar el POES y Reservas, para tomar la decisión del

desarrollo del yacimiento y planear su explotación. En la Figura N° 6.1 se muestra la

determinación del POES y la estimación de las reservas.

Figura N° 6.1 Calculo de Reservas Recuperables

Fuente: Geología del Petróleo, Tema 8 Reservorios, profesora Victoria Mousalli, junio

2011

El estimado del POES y las Reservas, depende de la información de que se disponga,

estos pueden ser estimados por diferentes métodos como los señalados a continuación.

6.1. Métodos Determinísticos

Con este método se obtiene un solo valor para el mejor estimado del POES o las

reservas, basado en el conocimiento geológico (mapas estructurales e isópacos),

reservorios (petrofísicos y fluidos como porosidad, saturación de agua connata, espesor

y factor de formación) y datos económicos. Uno de estos métodos determinísticos es el

Volumétrico, en la Figura N°6.2 se muestra la fórmula para calcular el POES.

Figura N°6.2 Calculo volumétrico

Fuente: Astrid Morales, estudiante del sexto semestre de Ingeniería de Petróleo, UCV.


39

6.2. Probabilísticos o Estocásticos

Para este método se usa la información geológica, de reservorios y económicos, se

genera un rango de estimación de reservas y sus probabilidades asociadas. Dentro de

estas técnicas está el Método de Montecarlo. La Figura N° 6.3.

Figura N° 6.3 Probabilidad en el Volumen de Reservas de Hidrocarburos

Fuente: Analisis de Informacion de las Reservas de Hidrocarburos de Mexico a enero 2012

6.3. Métodos Específicos

Dentro de estos métodos tenemos: el Volumétrico, Balance de Materiales y Curvas de

Declinación de Producción.

6.3.1. Volumétricos

En el método volumétrico se utilizan las propiedades de la roca del reservorio y de los

fluidos; la geometría del reservorio y sus límites, mapas estructurales, mapas isópacos,

tipo de trampa, etc., en lo relativo a los fluidos, la presión y temperatura de los fluidos a

producir. Con la información indicada se calcula el POES y luego se estima el volumen de

hidrocarburo a recuperar del reservorio.

Mapas Estructurales y Mapas Isópacos, son fuentes que generan información para los


40

cálculos volumétricos. Del Isópaco se puede obtener la porosidad promedia del

reservorio y del Estructural su área. Figura N° 6.4

Figura N°6.4. Fuentes de Generación de Información, Mapa Isópaco y Mapa Estructura.

Fuente: Geología del Petróleo, Tema 8 Reservorios, profesora Victoria Mousalli. Junio

2011.

6.3.2. Balance de Materiales

Este método permite cuantificar el POES de hidrocarburos del reservorio para los

diferentes mecanismos de empuje de producción. El método requiere el historial de

presiones, propiedades de la roca y análisis de fluidos presentes, análisis de PVT,

historial de producción acumulada y actual. El método es la aplicación de la Ley de la

Conservación de la Energía y la Ley de la Conservación de la masa. La EBM=Volumen

Inicial-Volumen Producido + Volumen Remanente. El POES calculado permite

correlacionar los resultados obtenidos con los del método volumétrico.

6.3.3. Curvas de Declinación de Producción

Este método permite estimar las reservas remanentes de un reservorio, para lo cual se

extrapolan la curva del comportamiento de producción hasta su límite económico de

producción. Las curvas principales de declinación usadas son: Producción diaria versus

Tiempo o Producción Acumulada. En la Figura N° 6.5, muestra los diferentes tipos de

declinación que podría tener la producción de un pozo.


41

Figura N° 6.5. Tipos de Curvas de Declinación

Fuente: Nind T. E.W. Fundamentos de Producción de pozos petroleros, México 1987.

6.3.4. Simulación Numérica de Reservorios

Este método hace uso de modelos matemáticos con el propósito de simular el medio

poroso del reservorio, el compartimiento de los fluidos en este y la estimación de los

volúmenes de hidrocarburos “in situ”. Permite evaluar diversos escenarios de

desarrollo, producción y predecir el comportamiento del reservorio.

En la Figura N° 6.6 se muestra la información que se requiere para realizar una

Simulación de Reservorios y en la Figura N° 6.7 el resultado. La validez de la información

de una simulación que se obtenga, depende de la calidad de la descripción geológica y

de la caracterización del reservorio.

Figura N° 6.6 Información de Ingreso para una Simulación de Reservorios

Fuente: Aplicaciones a la Ingeniería de Reservorios, Schlumberger- 2009.


42

Figura N° 6.7 Mapa Petrofísico, resultado de una simulación


2011

6.3.5. Estimados por Analogía

Los estimados por Analogía se utilizan para la estimación de recursos, en particular en

las etapas de exploración y desarrollo, cuando la información de mediciones directa es

limitada. El método toma en consideración las características similares de reservorios de

yacimientos cercanos y los compara con el reservorio bajo estudio en términos de las

propiedades del reservorio y propiedades fluidos que controlan la recuperación final de

petróleo reservorios análogos.

6.4. Reservas

Reservas son aquellos volúmenes de hidrocarburos que se estiman que serán

recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada. Una vez

determinado el POES del reservorio, se estiman las reservas probadas a recuperar del

proyecto y luego durante su desarrollo ira cambiando tanto el volumen estimado como

en su categoría.

Las reservas estimadas siempre tienen algún grado de incertidumbre, la que depende

principalmente de la cantidad y calidad de la información geológica, geofísica,

petrofísica e ingeniería de reservorios. El nivel de incertidumbre puede ser usado para

clasificar como se muestra en la Figura N° 6.8.


43

Figura N° 6.8 Clasificación de la Reservas


2011

En el Figura N° 6.9 que sigue se muestra su clasificación y categorización

respectivamente de las reservas.

Figura N° 6.9 Tipos de proyectos y su relación con las categorías de reservas

Fuente: CNH México (Comisión Nacional de Hidrocarburos, México), enero 2012.

La Figura N° 6.9, muestra de manera cualitativa el nivel de incertidumbre que tienen los

proyectos de exploración y explotación.

En la Figura N° 6.10, se describen los elementos que intervienen en la estimación y

clasificación de recursos, considerando la cadena de valor de exploración y explotación,

así como la clasificación de reservas y recursos definida por el PRMS.


44

Figura N° 6.10 Elementos que intervienen en la estimación y clasificación de recursos

definidas por el PRMS

Fuente: CNH México con datos de la clasificación de reservas y recurso de la SPE- PRMS

2011, enero 2012.

6.4.1. Información Geológica para clasificar las reservas

Dependiendo de la ubicación del pozo en la estructura la clasificación de sus reservas

puede ser diferente como lo muestra las Figuras N° 6.11, 6.12 y 6.13.

Figura N°6.11 Áreas Delimitadas para Reservas Probadas Desarrolladas y No

Desarrolladas.


2011


45

Figura N° 6.12 Mapa Estructural con Área para Reservas Posibles.


2011

Figura N° 6.13 Mapa Estructural con Área para Reservas Probables


2011


46

CAPÍTULO 7. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO

El valor o estimación del factor de recuperación de un reservorio/yacimiento es función

del tiempo que tiene en producción, además es función de varios parámetros del mismo

reservorio, es función de la etapa de explotación en la que se encuentra y de las

prácticas operativas con las que se haya explotado el yacimiento. Así mismo tiene

relación con la tecnología que se emplea para su explotación y finalmente, influyen los

costos de producción y el precio del petróleo para obtener el máximo valor del factor de

recuperación. Es decir, el factor de recuperación final que se obtenga de un

reservorio/yacimiento depende en una buena parte de la forma en que se ha explotado

el reservorio. Además, de los ritmos de producción que se obtuvieron del mismo y de la

manera en que se aprovechó la energía natural que contenía el yacimiento, al momento

de descubrirlo.

7.1. Factores a considerar en la evaluación de la Recuperación Final de un reservorio.

Los factores a considerar en la evaluación de la Recuperación Final de un reservorio son

los siguientes:

7.1.1. Características del reservorio

Geometría del reservorio/yacimiento, continuidad de las arenas, homogeneidad,

litología, características petrofísicas, etc.

7.1.2. Mecanismo de impulsión del reservorio

Mecanismos de impulsión que tenga: a) Expansión de la roca y de los fluidos, b) Gas en

solución, c) Empuje por agua, d) Empuje por capa de gas, e) Combinación de gas-agua y

f) Segregación gravitacional.

7.1.3. Condiciones de los fluidos del reservorio.

Características de los Fluido, temperatura, presión, saturación de fluidos, etc.

7.1.4. Espaciamiento entre Pozos

La posición estructural de los pozos, continuidad de las arenas y buzamiento de los

estratos

7.1.5. Terminación/ Completación

Si es completado en un solo reservorio o en forma conjunta con otros reservorios,

estimulaciones, presión inicial y fluyente, produce solo un reservorio o en forma

conjunta, perfiles de producción y sistema de levantamiento artificial.


47

7.1.6. Re-trabajos, re-habilitaciones y servicio de pozos

Poner en producción nuevas arenas o re-balear, re-estimulaciones, aislar o perforar

tapones para aislar o poner en producción otras zonas, profundizar o levantar

instalaciones de levantamiento artificial del pozo(s).

7.1.7. Historia de Producción de los Fluidos e Inyección.

Historia de la producción de cada fluido producido e inyectado. Si se produce de más de

un reservorio, puede llevar la información de producción segregada.


48

CAPÍTULO 8. ETAPAS DE EXPLOTACIÓN DEL RESERVORIO/YACIMIENTO

El periodo de Explotación de un reservorio depende de la energía de la que disponga, de

acuerdo con esto se considera que existen tres etapas de explotación del reservorio que

son:

8.1. Recuperación Primaria

Esta etapa comienza desde el inicio de la explotación del reservorio/yacimiento y es en

ésta en la cual se aprovecha la energía natural con la que cuenta el reservorio. En esta

etapa se puede considerar el empleo de tecnologías, como el uso de sistemas artificiales

de producción, estimulaciones del reservorio y perforación de pozos horizontales y

multilaterales.

8.2. Recuperación Secundaria

Durante esta etapa, el objetivo es suministrar energía adicional al reservorio, ya sea a

través de inyección de agua o gas natural, ambos procesos para mantenimiento de

presión o como métodos de desplazamiento de fluidos dentro del reservorio. Durante

esta etapa, también se pueden emplear tecnologías como sistemas artificiales de

producción, fracturamiento hidráulico del reservorio, perforación de pozos horizontales

y/o multilaterales, etc.

8.3. Recuperación Mejorada

Es en esta etapa, en la que para continuar la explotación de un yacimiento o reservorio

se requiere implantar otros métodos, para aumentar los factores de recuperación de

aceite y gas, como: Térmicos (inyección de vapor o inyección de aire, para generar una

combustión in-situ en el reservorio), químicos (como inyección de polímeros o

surfactantes, para reducir la tensión interfacial), o gases miscibles (como CO2, gases

enriquecidos, gases exhaustos o nitrógeno, este último como proceso miscible o

inmiscible).

Estas tres etapas no son fáciles de identificar. Es más, en ciertos yacimientos se ha

encontrado que no existió la etapa primaria y fue necesario pasar a la secundaria e

incluso a la mejorada, sin haber ocurrido las anteriores. Como es el caso de reservorios

de crudo muy pesado y viscoso, que no puede ser producido en su etapa primaria ni

secundaria y solo se obtuvo crudo de ellos a través de la inyección de vapor, que se

consideraría ya como la etapa de recuperación mejorada.

En la Figura N° 8.1 se muestran los Mecanismos de Recuperación que denominan en

cada etapa de Explotación de un reservorio.


49

Figura N° 8.1 Etapas en la Vida de un Reservorio de Acuerdo al Mecanismo de

Recuperación

Fuente: CNH -Documento Técnico I (DT-1), Factores de Recuperación de Aceite y Gas en

México, junio 2010 (Sater and Takur)

8.4. Grado de Explotación de un Campo de Petróleo

Así como considerando el mecanismo de impulsión del reservorio se señalan etapas de

explotación de un reservorio, también por su producción o su rentabilidad del

yacimiento/reservorio se define como campos Maduros y campos Marginales. En la

Figura N° 8.2 se muestra el ciclo de vida con estas etapas.

8.4.1. Campos Maduros

De manera general se considera que un campo petrolero es Maduro, cuando la

tendencia de la producción muestra una declinación definida. También son definidos

como campos con rentabilidad por debajo del promedio estimado para la actividad,

pero que aún es lucrativo para sus operadores. Para los campos maduros, los

parámetros a utilizar estarían asociados a:

1) Volumen del recurso.

2) Producción acumulada.


50

Figura N° 8.2 Grado de Explotacion de un Campo Petrolero

Fuente: Retos y Oportunidades de la Reactivación de los Campos Maduros, XXVIII

Jornadas Técnicas. Pemex Exploración Producción.

8.4.2. Campo Marginal

Se define así cuando su rentabilidad no permite obtener una utilidad importante o

también cuando los ingresos obtenidos son iguales a los gastos, no existiendo por lo

tanto una rentabilidad mínima. Para estos campos los costos estarían relacionados a:

1) Costos de operación, tal como: gasto en tipo de energía usado en el campo,

mantenimiento, costo de separación y tratamiento.

2) Parámetros de comparación tal como rentabilidad media de otras compañías operando en el mundo y el pago de regalías e impuestos.


51

CAPÍTULO 9. PLAN INICIAL DEL MANEJO DEL LOTE

Determinado el POES, se debe elaborar el plan estratégico para desarrollar el Lote. El

monitoreo de Reservorios es un proceso continuo para la generación de oportunidades

que permita mejorar el desempeño del Reservorio. En la figura N°9.1, se muestra la

secuencia del monitoreo de un reservorio/yacimiento.

Figura N° 9.1 Diagrama de Monitoreo de Reservorios

J. Kikani Reservoir Surveillance – SPE Distinguished Lecturer Series

El monitoreo nos proporciona información y el conocimiento necesario para lo siguiente:

Comportamiento durante la vida del Reservorio.

Información básica sobre los parámetros del reservorio para mejorar la capacidad

de predicción.

Identificar los problemas en el cumplimiento de las predicciones y proporcionar

planes para mitigar el impacto.

Los parámetros claves para realizar un plan de monitoreo del reservorio/yacimiento:

9.1. Información del Campo (Lote)

9.1.1. Reservorios a desarrollar.

9.1.2. Perforación de pozos y espaciamiento entre ellos dependiendo del reservorio.

Trayectoria a desarrollar.

9.1.3. Tipo de Terminación / Completación de los pozos.

9.1.4. Facilidades de Producción, Transferencia y Transporte.

9.1.5. Proyectos planeados para lograr la Máxima Recuperación del Reservorio.


52

CAPÍTULO 10. PLAN DE MANEJO DURANTE LA VIDA DEL LOTE PARA EL MER

El plan de Manejo del Lote que la Contratista presente en su Informe MER, será el

soporte para supervisar el manejo del reservorio. La Contratista en su siguiente Informe

presentará la ejecución de este, explicando su cumplimiento o desviación. Además,

debe presentar la siguiente información:

10.1. Producción estimada de Fluidos para el próximo periodo del Informe MER

Preparación de los pronósticos de producción mensual de fluidos: petróleo, gas y agua

en BPD, para todo tipo de actividad proyectado hasta el final del contrato según

operación por lote (s).

10.2. Programas de Perforación, Retrabajos, Rehabilitación u otra actividad a realizar

Los programas y cronogramas de trabajo de desarrollo en el (los) lote (s) de explotación

a presentarse antes del inicio son bianuales para todas las actividades de perforación,

reacondicionamientos, rehabilitación, reactivación, etc.

10.3. Proyectos a implementar para mantener y/o Incrementar la producción

Los futuros proyectos tanto de desarrollo como de implementación de nuevas

tecnologías en el (los) lote (s) de explotación inherentes a la mejora y/o sostenimiento

de la producción deben presentarse antes del inicio de su ejecución.


53

CAPÍTULO 11. ETAPAS DE SUPERVISIÓN

Después que OSINERGMIN reciba el Informe Técnico de Evaluación en el que la empresa operadora reporte que los pozos / reservorios / yacimientos que opera se están produciendo o no se están produciendo a niveles de MER, las etapas que se deben realizar durante el proceso de Supervisión MER a la empresa operadora son las siguientes: Elaboración de plan y cronograma de Supervisión

I. Reunión Inicial con contratista y recolección de Información

II. Análisis y evaluación del supervisor

III. Elaboración de informe preliminar, retroalimentación de las contratistas

IV. Informe Final de la Supervisión

11.1. Elaboración de plan y cronograma de Supervisión

El Supervisor revisará oportunamente los informes técnicos de Evaluación MER

presentados por la empresa operadora, y los antecedentes históricos del

reservorio, yacimiento o campo a evaluar y solicitará a la empresa operadora

supervisada, en caso sea necesario, información adicional que será utilizada

durante el proceso de Supervisión.

El Supervisor preparará una lista de verificación de información de gabinete

como de campo sobre los aspectos que considere necesario evaluar en la

operación durante el proceso de Supervisión.

El Supervisor, considerando el Cronograma de Supervisión MER, previamente

aprobado debe coordinar oportunamente con el representante de la empresa

operadora a ser supervisada la fecha y hora de inicio del proceso de supervisión

tanto de gabinete como de campo, indicando los temas que serán supervisados

11.2. Reunión Inicial con contratista y recolección de Información

Inicio del proceso de Supervisión MER: al inicio de la labor de supervisión, el

Supervisor sostendrá una reunión de trabajo con el representante autorizado de

la empresa operadora supervisada. En lo posible se procurará que en esta

reunión participen los principales funcionarios de la empresa supervisada que

tengan responsabilidad en el desarrollo del MER a supervisar.

En la reunión se tendrá en consideración como mínimo los siguientes puntos:

- Temas a supervisar.

- Información adicional a la ya solicitada en la etapa de elaboración de

plan y cronograma de supervisión que le deberá proporcionar la

empresa operadora supervisada. El Supervisor durante la visita de

gabinete o de campo, podrá solicitar la información que requiera para el

desarrollo de la supervisión a su cargo. En la solicitud de información, el

Supervisor deberá precisar con claridad el tipo de información


54

requerida, los medios de envío (magnético, correo electrónico, etc.), los

formatos a utilizar.

- El cronograma de trabajos de gabinete e inspecciones a las operaciones,

campos o yacimientos y reservorios.

- La designación del (de los) representante(s) de la empresa operadora

que apoyará(n) en trabajo de gabinete o acompañará(n) en la visita de

campo al Supervisor.

- Otros aspectos que solicite el Supervisor.

Inspección y levantamiento de observaciones en campo: los Supervisores antes

de trasladarse al campo deben tener conocimiento de las operaciones de el/los

yacimiento/s, reservorio/s que supervisarán. En caso no tengan mucho

conocimiento de las operaciones de la empresa operadora a supervisar, deberán

revisar el proceso de operación antes de iniciar la Supervisión.

El Supervisor irá a la operación para recolectar evidencias de aspectos a ser

supervisados de acuerdo a la normatividad existente para el MER. Durante la

inspección, la empresa operadora supervisada podrá levantar una o más

observaciones. El Supervisor recopilará información durante las inspecciones de

campo utilizando como herramientas claves la observación y las pruebas,

entendiéndose como observación en este caso, el acto de recopilar información

a través de lo que se puede ver, escuchar o tocar. La evaluación del MER deberá

verificar que se estén realizando las pruebas correspondientes en forma

adecuada y en concordancia con la normatividad establecida y demás normas

técnicas aplicables. De manera general para la evaluación del MER, un

Supervisor puede usar: (i) observación visual; (ii) entrevistas o preguntas

dirigidas; (iii) análisis de documentos.

Medición y toma de muestras: en casos que se requiera, los Supervisores

podrán solicitar se efectúe mediciones y tomas de muestras, las que serán

comparadas con las exigencias o los estándares establecidos en la normatividad

aplicable y/o se verificará con la información incluida en el expediente; los

resultados de estas mediciones, conjuntamente con otros medios probatorios

tales como fotografías, avisos, documentos, de ser el caso, coordenadas UTM

del lugar y otros; y las constancias de carencia de aspectos que deberán estar

presentes, y/o evidencien los incumplimientos, acompañarán a las Cartas de

Visita y servirán de sustento para la recomendación y eventual acción de

OSINERGMIN frente a la empresa operadora supervisada.

Registro y selección de observaciones encontradas y/o levantamientos de

observaciones: el Supervisor debe anotar y registrar sus observaciones, y

guardar copia de documentos importantes para sus conclusiones.

El Supervisor identificará la ubicación y tomará vistas fotográficas a color de las

instalaciones inspeccionadas en las que se aprecie aspectos contrarios a las


55

normas y que merezcan ser ilustrados, así como de los lugares en los cuales se

detecte deficiencias respecto a lo que se exige en las normas.

Las vistas fotográficas que se acompañe a los informes deberán ser con cámara

digital y con dispositivo fechador. En caso las vistas fotográficas que acompañen

al informe sean impresas, se deberá mantener una alta calidad de resolución en

la impresión de modo que se pueda visualizar claramente los aspectos

contrarios a las normas.

Así mismo, las vistas fotográficas deberán contar con una sumilla que indique el

lugar y la observación que pretende mostrar.

Durante los procesos de verificación de levantamientos de observaciones, las

fotografías deberán mostrar el cumplimiento del levantamiento de

observaciones. De manera similar en los procesos de hallazgos de

observaciones, las fotografías deberán mostrar el incumplimiento normativo,

adicionalmente y según sea el caso se requerirá acompañar esta fotografía con

la documentación pertinente con el fin de tomar un mejor conocimiento de la

observación encontrada.

Las fotografías deben ser tomadas a una determinada distancia que permita

identificar la observación o su levantamiento, pero al mismo tiempo sin que el

acercamiento sea tal que no permita ver el entorno.

Cierre del proceso: cada visita de inspección debe dar origen a una Carta de

Visita, la cual debe ser firmada por el Supervisor y por el funcionario

responsable de la empresa operadora supervisada. Se debe entender

claramente que la suscripción de la Carta de Visita por el representante de la

empresa supervisada no significa la aceptación tácita de las eventuales

anotaciones, sólo que ellas han sido planteadas, pudiendo a su vez consignar las

eventuales objeciones o reservas del caso. Las Cartas de Visita son formularios

pre-impresos elaborados por OSINERGMIN, que son entregados al Supervisor

para el cumplimiento de su función. Dichos formularios están numerados y son

controlados por OSINERGMIN, por lo cual el Supervisor deberá retornar a

OSINERGMIN los formularios no usados e informar sobre aquellos formularios

que han sido malogrados, los que también deberán ser devueltos a

OSINERGMIN.

11.3. Análisis y evaluación del supervisor

El supervisor revisará, analizará y evaluará la información, la lista de verificación y resultados de la gestión.

11.3.1. Análisis de datos e información entregada por el Contratista


56

El análisis de datos e información entregada por el contratista o empresa operadora

se realizará de la toda información recolectada y de los resultados de pruebas y

tomas de muestras solicitadas y recibidas por parte de la empresa operadora. Las

evidencias recogidas deben ser evaluadas con criterios previamente definidos, con el

objetivo de identificar si hay cumplimiento con el MER o hay eventuales

incumplimientos con el MER.

11.3.2. Evaluación de la Lista de Verificación

La Lista de Verificación para la Evaluación del MER que se muestra en el Capítulo 14

debe ser completada por los Supervisores y posteriormente evaluada también por

los Supervisores según los resultados obtenidos en todos sus puntos descritos en la

lista. La evaluación considerará los puntos realizados por la empresa operadora,

puntos pendientes por realizar, puntos no realizados, y los comentarios de los

Supervisores sobre cada punto. Los puntos de la lista de verificación incluyen los

siguientes temas:

I. Presentación del MER por parte del Contratista a PERUPETRO con copia

a OSINERGMIN

II. Variaciones en Recuperación Final Estimada (EUR = Estimated Ultimate

Recovery)

III. Tipos de Reservorios puestos en producción – Verificación de la

siguiente información

IV. Reservas Probadas, Probables, Posibles

V. Mejoras en Sistemas de Producción

VI. Actividades para Incremento de Producción y Reservas

VII. Estado de los Pozos

VIII. Historial de Producción por Pozo, por Reservorio, por Yacimiento

IX. Quemado de Gas

X. Proyectos de Inyección por Reservorio

XI. Evaluación y Monitoreo del MER

11.3.3. Revisión de los resultados de la gestión del contratista

Sistematizar toda la información recabada sobre incumplimientos detectados /

subsanación de incumplimientos / recomendaciones y conclusiones; y determinar si

la empresa contratista operadora cumple o no con la Recuperación Máxima Eficiente

(MER) de los yacimientos y reservorios que opera.

11.4. Elaboración de informe preliminar; retroalimentación de las contratistas.

Preparación de Informe Preliminar de Supervisión: el Supervisor elaborará informes que resuman lo encontrado en la información proporcionada por la contratista operadora en evaluación de trabajos de Gabinete y verificado en el curso de las Visitas de Supervisión por cada uno de los reservorios, yacimientos o campos evaluados y visitados.


57

El Supervisor debe preparar un resumen escrito organizado y completo de los incumplimientos observados por lo que pondrá especial atención a lo siguiente:

a. De haber exactitud objetiva ya que los incumplimientos registrados serán la

base para demostrar que la empresa operadora supervisada incumple la

normatividad establecida para el MER y que a la vez será la base para que la

empresa operadora supervisada desarrolle sus planes de adecuación y

cumplimiento de la normatividad, es indispensable que cada incumplimiento

sea objetivamente descrito. El Supervisor deberá asegurarse de que la

descripción del incumplimiento contenga los hechos que comprueben cada

particularidad observada con respecto al incumplimiento de la normatividad

existente respecto a incumplimientos operativos que no hagan obtener la

Recuperación Máxima Eficiente (MER).

b. Los incumplimientos deberán ser descritos de manera: precisa, puntual,

claramente formulada y expresados en términos que tengan sentido tanto para

OSINERGMIN como para la empresa operadora supervisada.

c. En las recomendaciones, se deben especificar las acciones a seguir por

incumplimientos, sugerir y si es posible elaborar Informes Técnicos que sean

producto de las visitas y de las observaciones realizadas durante la Supervisión.

d. Una copia del Informe Preliminar de Supervisión será enviado por el Supervisor

a la empresa operadora supervisada y el cargo de recepción correspondiente

será entregado a OSINERGMIN, y así poder obtener retroalimentación de las

empresas contratistas operadoras.

11.5. Informe Final de la Supervisión del MER

La presentación de un Informes Final de Supervisión del MER será elaborado posterior a la retroalimentación que hubiese habido con la empresa contratista operadora a través de OSINERGMIN. Este informe final tendrá como conclusión si la contratista operadora está o no realizando y cumpliendo los términos de la Recuperación Máxima Eficiente de los Yacimientos y Reservorios que opera. El informe final debe cumplir los siguientes requisitos:

Debe contener todos los aspectos relevantes del proceso de Supervisión

Debe señalar todos los incumplimientos observados en la evaluación de

gabinete como durante la visita de inspección y los detectados en el análisis de

la documentación evaluada

Debe ceñirse a los requerimientos reglamentarios aplicables

Debe emplear los formatos, guías y tablas estandarizadas por el OSINERGMIN

Como se mencionado líneas arriba, el Informe Final contendrá el sustento y la información tanto de gabinete como de campo necesaria para acreditar el cumplimiento o incumplimiento de las normas aplicables al MER, guardando coherencia entre el análisis, la conclusión y las recomendaciones.


58

11.5.1. Resultados de los indicadores de evaluación del MER

11.5.2. Recomendaciones finales para el contratista

Las recomendaciones finales que se proporcionan al Contratista son las siguientes:

Ceñirse al Marco Legal mostrado en esta Guía en el Capítulo 4 y las normativas correspondientes en los cuales se establece que la explotación y la recuperación económica de las reservas de Hidrocarburos se llevará a cabo de acuerdo a los principios técnicos y económicos aceptados y en uso por la industria internacional de hidrocarburos; sin perjuicio del cumplimiento de las normas de protección del medio ambiente, y se especifica las obligaciones del Concesionario con respecto a Máxima Recuperación Eficiente (MER), y de los Alcances de la Supervisión realizada por OSINERGMIN. Es importante cumplir con los dispositivos técnicos y legales de Operaciones, Seguridad y Medio Ambiente para garantizar procedimientos de campo y recuperación de hidrocarburos eficiente.

En adición al Marco Legal mencionado en el punto anterior, tomar en cuenta los acápites del Contrato de Licencia para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos firmado entre la Contratista con Perupetro 1 en el que se menciona:

Cláusula Preliminar – Generalidades, Numeral II: “Los Hidrocarburos "in situ" son de propiedad del Estado. El derecho de propiedad sobre los Hidrocarburos extraídos es transferido por PERUPETRO al Contratista en la Fecha de Suscripción, conforme a lo estipulado en el Contrato y en el artículo 8º de la Ley N° 26221 (Ley Orgánica que norma las actividades de Hidrocarburos en el territorio nacional)”; Cláusula Segunda – Objeto del Contrato en sus ítems 2.1, 2.2, 2.3, 2.4 en los que menciona: “2.1 PERUPETRO autoriza al Contratista la realización de las Operaciones, de acuerdo con lo establecido en la Ley N° 26221, la legislación pertinente y las estipulaciones del Contrato, con el objeto común de descubrir y producir Hidrocarburos en el Área de Contrato.” “2.2 El Contratista tendrá el derecho de propiedad sobre los Hidrocarburos extraídos en el Área de Contrato, de conformidad con lo establecido en el Numeral II de la cláusula preliminar.” “2.3 El Contratista ejecutará las Operaciones de acuerdo a los términos que se estipulan en el Contrato y las llevará a cabo, directamente o a través de Subcontratistas. En caso de operaciones de campo fuera del Área de Contrato se requerirá aprobación de PERUPETRO.” “2.4 PERUPETRO ejerce la Supervisión de acuerdo a ley y de conformidad con el Contrato. OSINERGMIN ejecutará las acciones de Fiscalización de acuerdo a ley.”

Lograr una producción y recuperación máxima eficiente de hidrocarburos con operaciones óptimas y seguras, mínimos impactos ambientales, incluyendo el

1 PERUPETRO: “Modelo de Contrato de Licencia para la Exploración y Explotación de

Hidrocarburos”. Texto contenido en la página web de PERUPETRO en la ventana Modelo de Contrato,

año 2015


59

incremento de reservas probadas y el crecimiento del sector de manera responsable.

Cumplir con la determinación de los Indicadores para la Evaluación del MER tales como:

o Indicadores de Impacto que incluye los siguientes índices:

índice de Restitución de Reservas Probadas (PRR) Índice de Reducción de la Producción Diferida

o Indicadores de Gestión

Índice de Depletación de Reservorios / Yacimientos Índice de Empobrecimiento de los Reservorios / Yacimientos

de Gas Índice de Irrupción de los Reservorios / Yacimientos de Gas Índice del Cumplimiento del Monitoreo de Reservorios

Realizar el levantamiento y subsanación de Observaciones que pudieran haberse generado durante la Supervisión de OSINERGMIN. Este levantamiento y subsanación de observaciones debe realizarse en un tiempo oportuno y plazos establecidos, de tal manera que no queden observaciones pendientes; adicionalmente, el levantamiento y subsanación de Observaciones debe efectuarse de una forma eficiente de tal manera que no se generen nuevas observaciones.


60

CAPÍTULO 12. DOCUMENTOS BASES PARA LA EVALUACIÓN Y SEGUMIENTO DEL MANEJO DE LOS RESERVORIOS/YACIMIENTOS POR LA CONTRATISTA U OPERADORA

La información para la evaluación y seguimiento del manejo del Lote Administrado por

la Contratista u Operadora debe ser tomada de los informes periódicos presentados por

estas y del Libro de Reservas (Publicado por la DGH) elaborado a diciembre de cada año.

12.1. Fuente Oficial de las Reservas de Hidrocarburos del País

El Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos elaborado y publicado por la DGH-MINEM

es la fuente oficial de las reservas de Petróleo, Líquidos de Gas Natural y Gas Natural de

Perú, así como la cantidad de los recursos contingentes y recursos prospectivos,

tomando como referencia la Definición y Clasificación de Reservas – SPE-PRMS 20072.

Este Libro de Reservas tiene como objetivo dar a conocer las cifras oficiales de las

Reservas (Probadas, Probables y Posibles), Recursos Contingentes y Recursos

Prospectivos de Petróleo, Gas Natural y Líquidos de Gas Natural del Perú, las cuales son

estimadas a partir de la información proporcionada por las empresas Contratistas de los

Lotes en etapa de exploración y explotación, en sus respectivos Informes Anuales de

Reservas y Recursos. En cumplimiento con lo establecido en el Decreto Supremo Nº 031-

2007-EM, “Reglamento de Organización y Funciones del Ministerio de Energía y Minas”,

donde se ha normado entre las funciones de la DGH la de “Elaborar el Libro de Reservas

de Hidrocarburos” (Inciso m, Artículo 80 del D.S. Nº 031-2007-EM).

Para evaluar el desempeño de la Contratista u Operadora existen una serie de indicadores que se aplican en diferentes rubros de su operación y especialmente en lo relativo a las reservas de hidrocarburos estimadas. Estos indicadores evalúan el comportamiento de la compañía respecto al manejo de los recursos de su yacimiento.

12.2. Análisis y evaluación del Informe entregado por la Contratista/Operadora

Inicialmente se revisará que el Informe MER presentado, que consigne la información y

siga los lineamientos señalados en la Guía. Luego se evaluará la información presentada

bajo la premisa de alcanzar la máxima producción eficiente. Para ellos se determinan los

Indicadores de Gestión e Indicadores de Impacto.

12.3. Indicadores de Gestión para la evaluación del MER

Los indicadores de gestión del MER permitirán evaluar la eficiencia en el manejo de los

recursos hidrocarburíferos y todas las estrategias de desarrollo, orientadas a maximizar

el EUR, por reservorio, pozo y yacimiento. Dentro de los indicadores de gestión técnica –

operativa para los yacimientos de petróleo y gas natural asociado/no asociado se tienen

los siguientes:

2 DGH-MINEM. Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos al 31 diciembre del 2014. Resumen Ejecutivo. Perú,

diciembre 2014


61

12.3.1. Índice de Depletación del Reservorio-Yacimiento

Se refiere al monitoreo del grado de reducción de la presión de reservorio por unidad

de volumen extraído de hidrocarburos, en cada periodo de evaluación. Para monitorear

este indicador es preciso que la Operadora establezca la necesidad de realizar pruebas

de presión, con una periodicidad no menor a un año.

12.3.2. Índice de Irrupción del Agua/Gas producido o inyectado en reservorios de

Petróleo

Se refiere al monitoreo del grado de reducción del LGR (BL/MMPC) en cada ejercicio

mensual de fiscalización de la producción.

Se refiere al monitoreo del incremento del WGR (BL/MMPC) en cada ejercicio mensual

de fiscalización de la producción.

12.3.3. Índice de Cumplimiento del Monitoreo de los Reservorios

Se refiere al monitoreo del cumplimiento de las campañas de pruebas de presión y

producción, registros de producción e inyección, perfiles de temperatura, registros de

saturación u otras mediciones a nivel de reservorio, pozo y yacimiento que sean

necesarias hacer el seguimiento del cumplimiento del MER. Para aplicar este indicador

cualitativo, la Operadora deberá formular un plan en el Informe MER, con respecto a la

frecuencia con que se debe obtener las mencionadas mediciones.

12.4. Indicadores de Impacto

Dentro de los indicadores de impacto, que muestran los resultados de la gestión técnica

y operativa de una Contratista, así como de un país, se consideran el Índice de

Restitución de las Reservas Probadas, así como el Índice de la Producción Diferida.

Ambos además podrán ser usados como “Benchmarking” para evaluar la gestión entre

contratistas de reservorios similares, así como la eficacia de las entidades

gubernamentales en la supervisión del MER.

Los indicadores de mayor uso son, el índice de restitución de reservas (IRR), índice de

desarrollo de reservas (IDR), índice de comprobación de reservas (ICR) y el índice de vida

de las reservas (RLI).

12.4.1. Indice de Restitución de Reservas (IRR)

Este parámetro mide cuantos barriles han podido ser restituidos en comparación con los

barriles que han sido producidos en un cierto periodo de tiempo. Este indicador puede

ser expresado con dos metodologías:


62

12.4.1.1. Índice de Restitución Integral (IRI)

Se obtiene mediante la división el total de reservas 1P, 2P o 3P adicionadas en un

periodo, derivada de la actividad de incorporación exploratoria, delimitación de

reservorios, desarrollo de campos y revisiones entre el volumen producido en el mismo

periodo.

𝑇𝑅𝐼𝑛𝑡𝑒𝑔𝑟𝑎𝑙 = 𝐼𝑛𝑐𝑜𝑟𝑝𝑜𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 ± 𝐷𝑒𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 ± 𝐷𝑒𝑠𝑎𝑟𝑟𝑜𝑙𝑙𝑜 ± 𝑅𝑒𝑣𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑥 100

12.4.1.2. Índice de Restitución de Reservas Probadas

Mide la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan anualmente por

optimización del rendimiento de la producción, trabajos de rehabilitación y estimulación

de pozos, perforación “infill”, horizontal, multilateral y recuperación mejorada de

petróleo.

La restitución de las reservas probadas, entre 2 periodos consecutivos de evaluación,

puede ser determinada según indica la siguiente ecuación:

El índice de restitución de reservas probadas debería ser medido anualmente y

estimado por un periodo no mayor que 5 años.

12.4.1.3. Índice de Restitución por Descubrimientos

Se obtiene mediante el cociente entre el total de reservas 1P, 2P o 3P adicionadas en un

periodo, derivada de la actividad de incorporación exploratoria.

𝑇𝑅𝐷𝑒𝑠𝑐𝑢𝑏𝑟𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠 =𝐼𝑛𝑐𝑜𝑟𝑝𝑜𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑥 100

12.4.2. Índice de Comprobación de Reservas (ICR)

Indica que tanto del total de reservas (reservas 3P), ha sido reclasificado como reservas

probadas.

𝐼𝐶𝑅 = 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑎𝑠

𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 (𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑎𝑠 + 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠 + 𝑃𝑜𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒𝑠)


63

12.4.3. Índice de Desarrollo de Reservas (IDR)

Muestra el grado en el que se han venido desarrollando las reservas que han sido

clasificadas como probadas. Permite monitorear el cumplimiento de los planes de

inversión para poner en producción los volúmenes considerados como probados no

desarrollados.

𝐼𝐷𝑅 = 𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑎ñ𝑜

𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑎𝑠

12.4.4. Índice de Vida de las Reservas (RLI)

Indica el tiempo (años) que duraran las reservas probadas a la tasa de producción actual

sin que haya adiciones en ellas, o por lo menos la reposición de las cantidades

producidas. Depende de la etapa de desarrollo del campo.

Un alto valor de RLI representa carencia de estrategias en la generación de proyectos

para desarrollar recursos.

𝑅𝐿𝐼 = 𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑑𝑎𝑠 𝑎ñ𝑜 𝑋

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 𝐴c𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑎ñ𝑜 (𝑋 + 1)

Los Índices mencionados son frecuentemente calculados con valores de petróleo crudo equivalente. Para ello al volumen de crudo se suma el volumen de condensados, de los líquidos en planta y del gas seco equivalente a líquido, el gas seco se calcula en términos de poder calorífico de aceite crudo.

12.4.5. Índice de Reducción de la Producción Diferida

La producción diferida mide la variación de la producción real y estimada de un pozo o

reservorio, en un periodo de evaluación (podría ser mensual o anual). El resultado de

este indicador muestra que tan eficiente y eficaz ha sido el operador en atender el

mantenimiento y problemas operativos de sus pozos, ductos o facilidades de superficie.

Se medirá la reducción anual de la producción diferida hasta alcanzar un nivel óptimo de

diferida, acorde a los estándares internacionales y las mejores prácticas de la industria.


64

CAPÍTULO 13. ESTRUCTURA DEL INFORME MER A PRESENTAR POR LAS CONTRATISTAS

El Informe del MER que debe presentar la compañía Contratista u Operadora debe

seguir la siguiente estructura:

1. Resumen Ejecutivo.

2. Introducción.

3. Antecedentes.

4. Geología: Descripción del yacimiento-reservorio. Incluir mapas estructurales,

mapas de arenas, correlaciones estratigráficas, etc.

5. Reservorios: características Petrofísica de la roca y propiedades de los fluidos.

6. Historia de Explotación de los reservorios-yacimientos.

6.1 Perforación.

6.2 Espaciamiento.

6.3 Completación y Producción.

6.4 Historial de la Producción Diaria y Acumulada de los Fluidos producidos.

6.5 Inyección de gas, agua u otro fluido.

6.6 Historial de los Balances del Gas Natural Producido.

6.7 Disposición de agua de producción (“water disposal”).

6.8 Listado de los pozos y su estado a la fecha del Informe.

6.9 Historial de Presiones Estáticas y Dinámicas del reservorio.

6.10 Historial de Registros de Producción u otros perfiles en pozos productores e

inyectores de gas /agua.

6.11 Trabajos de Re-acondicionamientos, Re-activación y Re-habilitación. Incluir

resultados con reservas obtenidas en los casos que correspondan.

6.12 Facilidades de Producción, Recolección, Re-Inyección y Transporte.

(*) A cada uno de los ítems mencionados, incluyendo de ser necesario, se debe

emitir un comentario sustentando el por qué e incluir información relevante como

diagramas, gráficos, esquemas, mapas, fotografías etc.

7. Comparación del manejo del reservorio / yacimiento de los resultados logrados

respecto a lo programado para el mismo periodo. Si la compañía presento un MER

con programa de manejo del reservorio/yacimiento.

8. El MER debe incluir un programa de manejo de reservorio/yacimiento para el

periodo siguiente.

9. Volumen de Petróleo en sitio (POES), Reservas Probadas (en producción y no

producción), Probables, Posibles y Recursos.

10. Petróleo Acumulado, Reservas de Petróleo, Factor de Recuperación Final, Actual

por yacimiento/reservorio y EUR.

11. Pronóstico de producción de Petróleo/Gas para el siguiente periodo, mes por

mes, separando la producción de los pozos que entrarían en producción, de la

producción de los pozos a la fecha del Informe MER presentado.

12. Proyectos Implementados y Resultados.

13. Conclusiones.


65

CAPÍTULO 14. LISTA DE VERIFICACION DE LA INFORMACION PARA LA EVALUACION DEL INFORME MER

Se constata con una lista de verificación, la información presentada por la contratista u

operadora, para comprobar el cumplimiento del MER.

Lista de Verificación para la Evaluación MER - GFHL

Criterios de Evaluación Realizado Pendiente No

Realizado

Comentario

I. Presentación del MER por parte de la Operadora a PERUPETRO con copia a OSINERGMIN

Verificar que el Informe Técnico de Evaluación

del Yacimiento(s)/ Reservorio(s) presentado por

la Operadora, haya sido hecho conforme a ley:

1) El primer Informe MER se presentará a los

cinco (05) años de iniciado el desarrollo del

yacimiento/reservorio.

2) Los siguientes Informes MER se presentara

cada dos (02) años, en el mes de enero.

II. Verificación de la Información a consignar en el Informe

- Descripción Geológica del

yacimiento(s)/reservorio(s).

- Mapas Estructurales en el Tope del

reservorio(s) e Isópacos del reservorio(s)

- Secciones Estructurales y Estratigráficas del

yacimiento(s)/reservorio(s)

- Información Petrofísica y Fluidos de los

reservorios.

- Propiedades Petrofísicas: Porosidad,

Permeabilidad, saturaciones, Permeabilidad

Relativa y Presión Capilar (Análisis de

Núcleos, muestras de formación geológica de

los pozos).

- Propiedad de Fluidos: Análisis PVT (Presión,

Volumen y Temperatura) y Ecuación de

Estado para determinar las propiedades de

los fluidos de los reservorios.

Mecanismo de impulsión que predomina en los

reservorios en actual explotación.

Presiones iniciales y presiones actuales de

cada reservorio o bloque reservorio. Historial

de Presiones Estáticas.

- Registros para evaluar condiciones de pozo y

reservorio: Registros de Producción /

Inyección, Registros de Saturación, otros.

- Espaciamiento entre pozos perforados en el

reservorio(s).

- Grado de Depletación del Reservorio(s).


66

- En qué etapa del ciclo de vida se encuentran

los yacimientos de este Lote.?. Verificar esta

afirmación sobre etapa actual del ciclo de

vida.

- Historia de Producción del Reservorio(s)

- Volumen de Petróleo "in situ" (POIS),

producción acumulada y Reservas del

reservorio(s). Producción y Reservas para

cada año del periodo evaluado.

- Factor de Recobro Final y Factor de Recobro

Actual.

- Lista de Pozos Activos, Productores e

Inyectores, indicando formación(s)

productora (s) y tipo de levantamiento al

término del periodo en evaluación y la del

periodo previo.

- Planes de actividades, como perforación, re

trabajos, proyectos inyección, instalaciones

de levantamiento artificial, etc. para el

manejo de yacimiento/reservorio(s) y

pronósticos de producción para próximo

periodo de evaluación.

III. Reservas Probadas, Probables, Posibles y Recursos

- Metodología aplicada para estimar el POIS y el

estimado de reservas de petróleo y gas.

- Reservas de Petróleo Probadas, Probables,

Posibles, Recursos Contingentes y Recursos

Prospectivos.

- Historial de Reservas y Recursos año tras año.

- Comparación y consideración de la variación

Anual de Reservas 1P (Reservas Probadas)

N = Reservas 1P fines año (T-1) - Producción

del año T

Incremento de Reservas 1P = Reservas 1P

fines año(T-N)

- Análisis y monitoreo de los indicadores de

gestión de reservas. (IRR, ICR, IDR, RLI).

IV. Mejoras en Sistemas de Completación y Producción

a) Mejoras en Sistemas de Producción /

Levantamiento.

b) Tipos de completación por pozo y reservorio:

-Simples.

- Combinados (“commingled”). Cuáles son

las razones para producir reservorios en

forma “commingled”.


67

c) Mejoras aplicadas en Sistemas de Medición

de Hidrocarburos:

-Petróleo, gas y agua.

-Balance de gas.

- Inyección de Gas.

- Inyección de Agua.

- Disposición del agua de producción ("water

Disposal")

- Quema de gas.

- Producción de petróleo por suabeo.

V. Actividades para Incremento de Producción y Reservas

- Producción y reservas de los pozos existentes

en el periodo de evaluación.

- Producción y reservas de los pozos nuevos

perforados en el periodo de evaluación.

- Producción y reservas de los trabajos de

reacondicionamiento y servicio de pozos

realizados en el periodo de evaluación.

- Catálogo de reacondicionamientos con

reservas probadas en no producción y

probadas no desarrolladas.

- Catálogo de inventario de pozos con reservas

probadas no desarrolladas, probables y

posibles.

- Facilidades de Producción, Recolección y Re-

Inyección.

- Estudios de modelamiento de simulación del

reservorio(s) en este periodo pata optimizar

la producción.

VI. Estado de los Pozos

- Lista de Pozos Activos Productores indicando

formación(s) productora (s) y tipo de

levantamiento al término del periodo.

Lista de Pozos Activos Inyectores indicando

formación y tipo de Inyección, al término del

periodo.

- Lista de Pozos Inactivos indicando la

formación(s) y si son Productores o

Inyectores al término del periodo.

- Lista de Pozos Temporalmente Abandonados

(ATA) indicando si fueron Productores o

Inyectores, al término del periodo.

- Lista de Pozos Permanentemente

Abandonados (APA) indicando si fueron

Productores o Inyectores, al término del

periodo.

VII. Historial de Producción por Pozo, por Reservorio, por Yacimiento


68

- Verificar si la producción por pozo es por

reservorio individual o de varios reservorios

en conjunto (segregado).

- Gráficos de Historial de Producción

mostrando producción promedia diaria y

acumulada de fluidos producidos (petróleo),

y

- Relación de gas/petróleo y agua/líquidos

totales (hidrocarburos líquidos + agua).

- Datos y /o información relacionado al historial

de producción de los pozos.

VIII. Balance de Gas - Gas producido Quemado

- Distribución y usos del gas asociado

producido.

- Historial de volúmenes de gas quemado.

- Autorizaciones del volumen quema de gas, N°

de R. D. de la DGH.

- Acciones o planes para disminuir la quema de

gas.

IX. Proyectos de Inyección (gas, agua u otros fluidos) por Bloque(s) Reservorio(s)

- Mapa estructural en el tope de la

formación de interés, indicando el

bloque(s) reservorio(s) del proyecto(s)

pozos activos(s) e inyectores.

- Mantenimiento de Presión de bloque(s)

Reservorio(s).

- Número de Proyectos de Inyección y

fecha de inicio de cada proyecto.

Verificar si son proyectos de

mantenimiento de presión,

desplazamiento y/o almacenaje.

- Número de pozos inyectores por

proyecto.

- Número de pozos responsores por

proyecto.

- Inyección promedio diaria por año por

proyecto y por pozo.

- Inyección Acumulada por proyecto y por

pozo.

- Incremento de producción promedia

diaria por año por proyecto y por pozo.

- Incremento de Producción acumulada

por proyecto y por pozo.

X. Programa, Manejo y Acciones de desarrollo del Reservorio(s) / Yacimiento(s).

- Verificar si presentaron plan de manejo


69

del reservorio / yacimiento en el periodo

anterior.

- Comparar el manejo del reservorio /

yacimiento del presente periodo de

evaluación respecto a lo programado en

el periodo anterior.

- Verificar el incremento de reservas

adicionales.

XI. Variaciones en Recuperación Final Estimada (EUR = Estimated Ultimate Recovery)

- Verificar y evaluar el Incremento o

Disminución de Recuperación Final

Estimada (EUR) para el Reservorio(s),

Yacimiento(s) con respecto EUR´ s de

años anteriores y con respecto al EUR al

inicio del Contrato.

- Verificar y evaluar las razones que

considera la Operadora para el

Incremento o Disminución del EUR actual

del Reservorio(s), Yacimiento (s) con

respecto al EUR de años anteriores.

- Verificar si la Operadora elaboro el

pronóstico de producción para los

próximos dos años.

- Verificar que limite económico han

considerado para el pronóstico, en cada

reservorio / yacimiento.

XII. Evaluación del Informe MER presentado

Indicadores de Impacto

-Índice de restitución de Reservas

Probadas

- Índice de Reducción de la Producción

Diferida

Indicadores de Gestión

-Índice de Depletación de Reservorios /

Yacimientos

-Índice del cumplimiento del Monitoreo

de Reservorios.


70

CAPÍTULO 15. ESTRUCTURA DEL INFORME DEL SUPERVISOR SOBRE EL INFORME MER

1. OBJETIVO

2. ANTECEDENTES

2.1 Normas Legales.

3. ANÁLISIS

Ubicación e información del Lote y Yacimientos.

Geología, Reservorios, mapas, tablas, etc.

3.1 Análisis de la Recuperación Máxima Eficiente

3.2 Validación de volúmenes de hidrocarburos en sitio (POES)

3.3 Evaluación del comportamiento productivo

Historia producción fluidos, métodos de extracción, incumplimiento de las

normativas.

Declinación de la Presión Original.

3.4 Mejoras y Proyectos de Desarrollo

3.5 Revisión del Factor de recobro al EUR (Incluir Tablas)

Índice de Restitución de Reservas (PRR).

Índice de Producción Diferida (IPD).

3.6 Revisión de los estimados de reservas al 31 diciembre del año de evaluación

3.7 Perspectivas Futuras

4. CONCLUSIONES

5. RECOMENDACIONES


71

ANEXOS


72

CAPÍTULO 16. ANEXOS

ANEXO I. DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE RESERVAS Y RECURSOS CONFORME AL PETROLEUM RESOURCES MANAGEMENT SYSTEM (PRMS)

Las dos más usadas internacionalmente son:

• SPE – WPC – AAPG – SPEE (marzo 2007).

• SEC (enero 2010).

Para todas la Sociedades y para cualquier categoría, las Reservas deben cumplir cuatro

condiciones:

• Recuperables • Descubiertas • Comerciales (económicas para la SEC) • Futuras

En el caso de las reservas probadas, las definiciones utilizadas corresponden a las

emitidas por la Securities and Exchange Comisión (SEC), organismo estadounidense que

regula los mercados de valores y financieros de ese país y el Petroleum Resources

Management System (PRMS); mientras que para las reservas probables y posibles, se

emplean las definiciones emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la

American Association of Petroleum Geologists (AAPG), el World Petroleum Council

(WPC), y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y la Society of Exploration

Geophysicists (SEG).

La norma de la SPE – WPC – AAPG – SPEE, a partir de 2007, exige que cualquier tipo de

reserva sea respaldada por un proyecto que como mínimo justifique el desarrollo. La

norma de la SEC también especifica que las reservas deben poder desarrollarse

mediante un proyecto a implementarse en un yacimiento descubierto.

Ambas Sociedades exigen, para cualquier categoría, la existencia de razonable esperanza

en lo referente a la obtención de los permisos necesarios, al montaje de las instalaciones

correspondientes y a la existencia de apropiadas condiciones de mercado. La

diferencia entre comercial y económica es que para la primera condición se exige una

ganancia actualizada (VAN>0) y para la segunda tan solo una ganancia (debe haber

utilidad y no necesariamente VAN positivo).

La información concerniente a este tópico es tomada del Sistema de Gestión en

Recursos Petrolíferos publicado por la:

Society of Petroleum Engineers (SPE)

American Association of Petroleum Geologists (AAPG)

World Petroleum Council (WPC)

Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE)

1.0 Principios Básicos y Definiciones

La estimación de cantidades de recursos petrolíferos involucra la interpretación de

volúmenes y valores que cuentan con un grado inherente de incertidumbre. Estas


73

cantidades están asociadas con proyectos de desarrollo a diferentes etapas de diseño e

implementación. El uso de un sistema uniforme de clasificación mejora las

comparaciones entre proyectos, grupos de proyectos, y las carteras completas de

compañías de acuerdo con los pronósticos de perfiles de producción y recuperaciones.

Dicho sistema debe considerar tanto factores técnicos como comerciales que impactan

en la factibilidad económica del proyecto, su vida productiva, y los flujos de efectivo

relacionados.

1.1 Marco de Clasificación de Recursos Petrolíferos, el petróleo se define como una

mezcla de ocurrencia natural que consiste de hidrocarburos en las fases gaseosas,

líquidas, o sólidas. El petróleo también puede contener no hidrocarburos, cuyos

ejemplos comunes son dióxido de carbono, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno, y azufre.

En casos raros, el contenido no hidrocarburo puede superar el 50%.

Es la intención que el término “recursos”, como se usa aquí, incluya todas las cantidades

de petróleo de ocurrencia natural sobre o dentro de la corteza terrestre, descubiertas o

no descubiertas (recuperables y no-recuperables), además de aquellas cantidades ya

producidas. Además, incluye todas las clases de petróleo que actualmente se

consideran “convencional” o “no-convencional”.

La Figura 3-1 es una representación gráfica del sistema de clasificación de recursos de

SPE/WPC/AAPG/SPEE. El sistema define las clases principales de recursos recuperables:

Producción, Reservas, Recursos Contingentes, y Recursos Prospectivos, tanto como

Petróleo No Recuperable.

Figura N° 3.1 MARCO DE CLASIFICACION DE RECURSO

Fuente: Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos, SPE-AAPG-WPC &SPEE

En la Figura N°3.1, “Rango de Incertidumbre” refleja un rango de cantidades estimadas

potencialmente recuperables de una acumulación por un proyecto, mientras el eje


74

vertical representa la “Oportunidad de Comerciabilidad”, o sea, la oportunidad de que el

proyecto se desarrolle y llegue a un estado de producción comercial. Las siguientes

definiciones se aplican a las subdivisiones mayores dentro de una clasificación de

recursos:

Petróleo Total Inicialmente in situ, es una cantidad de petróleo que se estima que

existe originalmente en acumulaciones de ocurrencia natural. Esto incluye la cantidad

de petróleo que se estima, a la fecha dada, que está contenida en acumulaciones

conocidas antes de iniciar su producción además de aquellas cantidades estimadas en

acumulaciones aún a descubrir (equivalente a los “recursos totales”).

Petróleo Descubierto Inicialmente in situ, es la cantidad de petróleo que se estima, a

fecha dada, que está contenida en acumulaciones conocidas antes de iniciar su

producción.

Producción, es una cantidad acumulada de petróleo que ha sido recuperada en cierta

fecha. Mientras todos los recursos recuperables son estimados y la producción se mide

en términos de las especificaciones del producto de ventas, las cantidades de

producción bruta (ventas más no-ventas) también son medidas y son necesarias para

brindar soporte a los análisis de ingeniería basados en vaciamiento del reservorio (ver

Medición de Producción, sección 3.2).

Se pueden aplicar proyectos múltiples de desarrollo a cada acumulación conocida, y

cada proyecto recuperará una porción estimada de las cantidades inicialmente in situ.

Estos proyectos serán sub-divididos en Comerciales y Sub-Comerciales, con las

cantidades recuperables estimadas clasificadas respectivamente como Reservas y

Recursos Contingentes, como se define a continuación.

Reservas, son esas cantidades de petróleo que se anticipan como recuperables

comercialmente a través de la aplicación de proyectos de desarrollo a las acumulaciones

conocidas desde cierta fecha en adelante bajo condiciones definidas. Las reservas

deben, además, satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, recuperables,

comerciales, y remanentes (en la fecha de la evaluación) basado en el/los proyecto(s) de

desarrollo aplicado(s). Las reservas pueden además ser categorizadas de acuerdo con el

nivel de certeza asociado con las estimaciones y pueden ser sub-clasificadas basado en

la madurez del proyecto y/o caracterizadas por el estado de desarrollo y producción.

Recursos Contingentes, son aquellas cantidades de petróleo estimadas, a partir de una

fecha dada, a ser potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero el/los

proyecto(s) aplicados aún no se consideren suficientemente maduros para el desarrollo

comercial debido a una o más contingencias. Los Recursos Contingentes pueden incluir,

por ejemplo, proyectos para cuales actualmente no existen mercados viables, o donde

una recuperación comercial es dependiente de tecnología aún bajo desarrollo, o donde

la evaluación de la acumulación es insuficiente para claramente evaluar la

comerciabilidad. Los Recursos Contingentes se categorizar adicionalmente de acuerdo


75

con el nivel de certeza asociado con las estimaciones y pueden ser sub clasificados

basado en la madurez del proyecto y/o caracterizados por su estado económico.

Petróleo No Descubierto Inicialmente in situ, es aquella cantidad de petróleo estimada,

a fecha dada, de estar contenida dentro de acumulaciones aún a descubrir.

Recursos Prospectivos, son esas cantidades de petróleo estimados, a fecha dada, de ser

potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas a través de la aplicación

de proyectos futuros de desarrollo. Los Recursos Prospectivos tienen tanto una

oportunidad asociada de descubrimiento como una oportunidad de desarrollo. Los

Recursos Prospectivos son adicionalmente subdivididos de acuerdo con el nivel de

certeza asociado con estimaciones recuperables suponiendo su descubrimiento y

desarrollo y pueden sub-clasificarse basado en la madurez del proyecto.

No Recuperables, es esa porción de cantidades de Petróleo Descubierto o No

Descubierto Inicialmente In Situ que se estima, a fecha dada, de no ser recuperable con

proyectos futuros de desarrollo. Una porción de estas cantidades puede llegar a ser

recuperable en el futuro a medida que cambien las circunstancias comerciales u ocurran

desarrollos tecnológicos; la porción remanente nunca puede ser recuperada debido a

restricciones físicas/químicas representadas por la interacción en la sub-superficie de

fluidos y las rocas del reservorio.

La Recuperación Final Estimada (EUR), no es una categoría de recursos, sino un término

que puede aplicarse a cualquier acumulación o grupo de acumulaciones (descubierta o

no descubierta) para definir aquellas cantidades de petróleo estimadas, a fecha dada, a

ser potencialmente recuperables bajo condiciones definidas técnicas y comerciales

además de aquellas cantidades ya producidas (total de recursos recuperables).

En áreas especializadas, tales como estudios de potencial de cuencas, terminología

alternativa ha sido empleada; los recursos totales pueden llamarse Base Total de

Recursos o Dotación de Hidrocarburos. El total recuperable o EUR puede llamarse

Potencial de la Cuenca. La suma de Reservas, Recursos Contingentes, y Recursos

Prospectivos pueden llamarse “recursos recuperables remanentes”. Cuando se utilizan

dichos términos, es importante que también se provea cada componente de

clasificación de la suma. Además, estas cantidades no deben agregarse sin debida

consideración de los grados variantes de riesgo técnico y comercial involucrados con su

clasificación.

1.2 Evaluaciones de Recursos Basados en Proyectos

El proceso de evaluación de recursos consiste en la identificación de un proyecto, o

proyectos, de recuperación asociado con una acumulación de petróleo, una estimación

de las cantidades de Petróleo Inicialmente In Situ, una estimación de la porción de

aquellas cantidades in situ que pueden ser recuperadas por cada proyecto, y una

clasificación de los proyectos basada en su estado de madurez u oportunidad de

comerciabilidad.


76

Este concepto de un sistema de clasificación basado en proyectos se clarifica

adicionalmente al estudiar las fuentes principales de datos que contribuyen a una

evaluación de recursos netos recuperables (ver Figura 3.2) que puede describirse como

se ve a continuación,

Figura N° 3.2 EVALUACION DE RECURSOS BASADOS EN PROYECTO


• El Reservorio (acumulación): Atributos claves incluyen las clases y cantidades de

Petróleo Inicialmente In Situ y las propiedades de fluidos y rocas que afectan la

recuperación del petróleo.

• El Proyecto: Cada proyecto aplicado a un desarrollo de un reservorio específico genera

una producción y programa de flujo de efectivo que son únicos. Un proyecto puede

definirse en diferentes niveles y etapas de madurez; puede incluir uno o más pozos e

instalaciones asociadas de producción y procesamiento. Un proyecto puede

desarrollar muchos reservorios, o muchos proyectos pueden aplicarse a un reservorio.

• La Propiedad (concesión o área bajo licencia): Cada propiedad puede tener derechos y

obligaciones contractuales asociados que son únicos incluyendo los términos fiscales.

1.3 Pautas de Clasificación y Categorización

Para caracterizar los proyectos petrolíferos de forma uniforme, se deben llevar a cabo las

evaluaciones de todos los recursos dentro del contexto del sistema completo de

clasificación como se ve en la Figura 1.1. Estas pautas hacen referencia a este sistema

de clasificación y soportan una evaluación donde los proyectos son “clasificados” basado

en su oportunidad de comerciabilidad (el eje vertical) y las estimaciones de cantidades

recuperables y vendibles en el mercado que están asociadas con cada proyecto son

“categorizadas” para reflejar la incertidumbre (el eje horizontal).

1.3.1 Clasificación de Recursos

La clasificación básica requiere el establecimiento de criterios para un descubrimiento

petrolífero y a partir de allí la distinción entre proyectos comerciales y sub-comerciales

en acumulaciones conocidas (y de ahí entre Reservas y Recursos Contingentes).

1.3.1.1 Determinación del Estado de Descubrimiento

Un descubrimiento es una acumulación de petróleo, o una serie colectiva de

acumulaciones de petróleo, para el cual uno o varios pozos exploratorios han

establecido a través de ensayo, muestreo, y/o perfilaje la existencia de una cantidad


77

significativa de hidrocarburos potencialmente movibles.

Las cantidades recuperables estimadas dentro de dicha acumulación descubierta

(conocida) inicialmente se clasificarán como Recursos Contingentes pendiente una

definición de los proyectos con una oportunidad suficiente de desarrollo comercial para

reclasificar todas, o una porción, de las Reservas. Donde se identifican hidrocarburos in

situ pero que no se consideran recuperables actualmente, dichas cantidades pueden

clasificarse como Descubiertas No Recuperables, si se considera apropiada para

propósitos de gestión de los recursos; una porción de estas cantidades puede llegar a ser

recursos recuperables en el futuro a medida que las circunstancias comerciales cambien

u ocurran desarrollos tecnológicos.

1.3.1.2 Determinación de Comerciabilidad

Los volúmenes descubiertos recuperables (Recursos Contingentes) pueden considerarse

producibles comercialmente, y por lo tanto Reservas, si la entidad que afirma

comerciabilidad ha demostrado una intención firme en proceder con el desarrollo y

dicha intención se base en todos los siguientes criterios:

• Evidencia para soportar un plazo razonable de tiempo para el desarrollo.

• Una evaluación razonable que la parte económica futura de dichos proyectos de

desarrollo satisfarán criterios definidos de inversión y operación.

• Una expectativa razonable que habrá un mercado para todas las cantidades de

producción, o por lo menos las cantidades esperadas de ventas, requeridas para

justificar el desarrollo.

• Evidencia que las instalaciones necesarias de producción y transporte están

disponibles o puede llegar a estar disponibles.

• Evidencia que asuntos legales, contractuales, ambientales, y otras de índole social y

económica permitirán la implementación real del proyecto de recuperación que se

evalúa.

Para ser incluido en la clase de Reservas, un proyecto debe estar definido

suficientemente para establecer su viabilidad comercial. Debe haber una expectativa

razonable de que todas las aprobaciones requeridas internas y externas llegarán, y que

hay evidencia de una intención firme para proceder con el desarrollo dentro de un

marco razonable de tiempo. Un marco razonable de tiempo para la iniciación del

desarrollo depende de las circunstancias específicas y varía de acuerdo con el alcance

del proyecto. Mientras que se recomiendan 5 años como punto de referencia, un marco

más extendido de tiempo podría aplicarse en el que, por ejemplo, los desarrollos de los

proyectos económicos se defieran a la opción del productor por, entre otras cosas,

motivos relacionados con el mercado, o para satisfacer objetivos contractuales o

estratégicos. En todos los casos, la justificación para la clasificación como Reservas debe

documentarse con claridad.

Para ser incluido en la clase de Reservas, debe haber un alto nivel de confianza en la

producibilidad comercial del reservorio como lo soporta la producción real o los ensayos


78

de la formación. En ciertos casos, se pueden asignar Reservas basado en los análisis de

perfiles de pozos y/o de testigos que pueden indicar que el reservorio bajo estudio porta

hidrocarburos y es análogo a otros reservorios en la misma área que están produciendo

o que han demostrado la capacidad de producir en los ensayos de la formación.

1.3.1.3 Estado del Proyecto y Riesgo Comercial

Los evaluadores tienen la opción de establecer un sistema más detallado para informar

la clasificación de recursos que también puede proveer la base para la gestión de una

cartera al subdividir el eje de oportunidades de comerciabilidad de acuerdo con la

madurez del proyecto. Dichas sub-clases puede caracterizarse con descripciones

estándares del nivel de madurez del proyecto (cualitativas) y/o por la oportunidad

asociada de llegar al estado de producción (cuantitativas).

A medida que un proyecto avanza a un nivel más alto de madurez, habrá un aumento en

oportunidad de que la acumulación pueda desarrollarse comercialmente. Para Recursos

Contingentes y Prospectivos, este puede adicionalmente expresarse como una

estimación de oportunidad cuantitativa que incorpora dos componentes subyacentes

claves de riesgo:

La oportunidad de que la acumulación potencial resultará en el descubrimiento de

petróleo. Esto se llama la “oportunidad de descubrimiento”.

Una vez descubierta, la oportunidad que la acumulación se desarrolle

comercialmente se llama la “oportunidad de desarrollo”.

Por lo tanto, para una acumulación no descubierta, la “oportunidad de comerciabilidad”

es el producto de estos dos componentes de riesgo. Para una acumulación descubierta

donde la “oportunidad de descubrimiento” es un 100%, la “oportunidad de

comerciabilidad” llega a ser el equivalente de la “oportunidad de desarrollo”.

1.3.1.3.1 Sub-Clases de Madurez del Proyecto

Como se ve en la Figura 3.3, los proyectos de desarrollo (y sus cantidades recuperables

asociadas) puede ser sub-clasificados de acuerdo con los niveles de madurez del

proyecto y las acciones asociadas (decisiones comerciales) requeridas para mover un

proyecto hacia una producción comercial


79

Figura N° 3.3, Sub-Clases Basado en la Madurez del Proyecto


Reservas: En Producción, Aprobado para Desarrollo, Justificado para Desarrollo

Recursos Contingentes: Desarrollo Pendiente, Desarrollo No Clarificado o En Espera

Recursos Prospectivos: Prospecto, Lead = Pita Play y Objetivo de Prospección

Las decisiones dentro de la clase de Reservas están basadas en aquellas acciones que

lleven un proyecto hasta las aprobaciones finales para la implementación e iniciación de

producción y ventas de producto.

Para Recursos Contingentes, el análisis de soporte debería focalizarse en la recopilación

de datos y los análisis necesarios para clarificar y después mitigar aquellas condiciones

claves, o contingencias, que previenen el desarrollo comercial.

Para Recursos Prospectivos, estas acumulaciones potenciales son evaluadas de acuerdo

con su oportunidad de descubrimiento y, suponiendo un descubrimiento, las cantidades

estimadas que se recuperarían bajo proyectos apropiados de desarrollo. La decisión en

cada fase es la de encargar más adquisición de datos y/o estudios diseñados para

avanzar el proyecto a un nivel de madurez técnica y comercial donde se puede tomar

una decisión para proceder con las perforaciones exploratorias.

Los evaluadores pueden adoptar sub-clases alternativas y modificadores de madurez

del proyecto, pero el concepto de oportunidades en aumento de comerciabilidad

debería ser un elemento clave en la aplicación del sistema completo de clasificación y la

administración de soporte de la cartera.


80

1.3.1.3.2 Estado de Reservas

Una vez que los proyectos satisfacen los criterios de riesgo comercial, las cantidades

asociadas son clasificadas como Reservas. Estas cantidades pueden ser repartidas entre

la siguiente sub-divisiones basado en los fondos y el estado operacional de pozos e

instalaciones asociadas dentro del plan de desarrollo del reservorio.

Las Reservas Desarrolladas, son las cantidades esperadas a ser recuperadas de los

pozos e instalaciones existentes.

Las Reservas Desarrolladas en Producción, son las que se espera recuperar de los

intervalos de terminación que están abiertos y en producción en el momento de

hacer la estimación.

Las Reservas Desarrolladas No en Producción, incluyen las Reservas en pozos

cerrados y detrás del revestimiento.

Las Reservas No Desarrolladas, son las cantidades que se espera recuperar a través

de inversiones futuras.

Donde las Reservas se mantienen no desarrolladas más allá de un plazo razonable de

tiempo, o se han mantenido sin desarrollo debido a postergaciones repetidas, se

deberían revisar las evaluaciones con criterio para documentar los motivos de las

demoras en iniciar el desarrollo y justificar la retención de estas cantidades dentro de la

clase de Reservas. Mientras que hay circunstancias específicas donde se justifica una

demora extendida, se considera un plazo razonable de tiempo menor de 5 años.

1.3.1.3.3 Estado Económico

Los proyectos pueden caracterizarse adicionalmente por su Estado Económico. Los

proyectos actualmente clasificados como Recursos Contingentes pueden dividirse

ampliamente en dos grupos: Recursos Contingentes Marginales son aquellas

cantidades asociadas con proyectos de factibilidad técnica que son económicos

actualmente o que tienen una proyección de ser económicos bajo mejoras

razonables pronosticadas en las condiciones comerciales, pero no están

comprometidas para el desarrollo debido a una o más contingencias.

• Los Recursos Contingentes Sub-Marginales son aquellas cantidades asociadas con

descubrimientos para los cuales el análisis indica que los proyectos técnicamente

factibles de desarrollo no serían económicos y/u otras contingencias no quedarían

satisfechas bajo las mejoras actuales o razonables pronosticadas en las condiciones

comerciales. Estos proyectos de todas formas deberían retenerse dentro del

inventario de recursos descubiertos pendiente cambios importantes no previstos en

las condiciones comerciales.

Donde las evaluaciones están incompletas de tal forma que es prematuro definir

claramente la oportunidad final de comerciabilidad, es aceptable hacer la observación

de que el estado económico está “sin determinar.”

1.4 Categorización de Recursos

El eje horizontal en la Clasificación de Recursos (Figura 3.1) define el rango de

incertidumbre en las estimaciones de las cantidades de petróleo recuperable, o


81

potencialmente recuperable, asociadas con un proyecto. Estas estimaciones incluyen

componentes de incertidumbre tanto técnicos como comerciales, como se describe a

continuación:

• El petróleo total remanente dentro de la acumulación (recursos in-situ).

• Aquella porción del petróleo in situ que puede recuperarse al aplicar un proyecto o

proyectos definidos de desarrollo.

• Variaciones en las condiciones comerciales que pueden impactar en las cantidades

recuperadas y vendidas (por ejemplo, disponibilidad en el mercado, cambios

contractuales).

Donde las incertidumbres comerciales son tales que hay un riesgo significativo de que el

proyecto completo (como se definió inicialmente) no procederá, se aconseja crear un

proyecto separado clasificado como Recursos Contingentes con una oportunidad

apropiada de comerciabilidad.

1.4.1 Rango de Incertidumbre

El rango de incertidumbre de los volúmenes recuperables y/o potencialmente

recuperables puede representarse por escenarios deterministas o por una distribución

de probabilidad.

Cuando el rango de incertidumbre se representa con una distribución de probabilidad,

se proveerá una estimación baja, mejor, y alta de tal forma que:

Debería haber por lo menos una probabilidad de 90% (P90) que las cantidades

realmente recuperadas igualarán o excederán la estimación baja.


realmente recuperadas igualarán o excederán la mejor estimación.


realmente recuperadas igualarán o excederán la estimación alta.

Al usar el método de escenario determinista, típicamente deberá también haber

estimaciones bajas, mejores, y altas, donde dichas estimaciones se basan en

evaluaciones cualitativas de incertidumbre relativa usando pautas uniformes de

interpretación. Bajo una metodología determinista incremental (basado en riesgos), las

cantidades de cada nivel de incertidumbre se estiman en forma discreta y separada.

Estas mismas metodologías para describir incertidumbre pueden aplicarse a Reservas,

Recursos Contingentes, y Recursos Prospectivos, independientemente de tal riesgo o

consideración de la clase de recurso donde se asignarán las cantidades.

1.4.2 Definiciones y Pautas de las Categorías

Los evaluadores pueden evaluar las cantidades recuperables y categorizar los resultados

por incertidumbre usando el enfoque determinista incremental (basado en riesgo), el


82

enfoque de escenario determinista (acumulativo), o métodos probabilísticos. En muchos

casos, se utiliza una combinación de enfoques.

El uso de terminología uniforme (Figura 3.1) promueve claridad en la comunicación de

resultados de evaluación. Para Reservas, los términos acumulativos generales de

estimación baja/mejor/alta son mencionados como 1P/2P/3P, respectivamente. Las

cantidades incrementales asociadas se mencionan como Comprobadas, Probables, y

Posibles. Las Reservas son un sub-conjunto de, y deben ser vistas dentro del contexto

de, el sistema completo de clasificación de recursos. Mientras que los criterios de

categorización son propuestos específicamente para Reservas, en la mayoría de los

casos, pueden aplicarse igualmente a Recursos Contingentes y Prospectivos

condicionalmente hasta que puedan satisfacer los criterios para descubrimiento y/o

desarrollo.

Para Recursos Contingentes, los términos acumulativos generales de estimaciones

bajas/mejores/altas son mencionados como 1C/2C/3C, respectivamente. Para los

Recursos Prospectivos, los términos acumulativos generales de estimaciones

bajas/mejores/altas aún se aplican.

Sin información técnica nueva, no debe haber un cambio en la distribución de

volúmenes técnicamente recuperables y sus límites de categorización cuando se

satisfacen las condiciones de forma suficiente para re-clasificar un proyecto de Reservas

Contingentes a Reservas. Todas las evaluaciones requieren la aplicación de un conjunto

uniforme de condiciones de pronóstico, incluyendo la suposición de costos y precios

futuros, tanto para la clasificación de proyectos como la categorización de cantidades

estimadas recuperadas por cada proyecto.

Las Reservas Comprobadas son aquellas cantidades de petróleo, que, con el análisis de

datos de geociencia y de ingeniería, pueden estimarse con certeza razonable a ser

recuperables comercialmente, desde una fecha dada en adelante, de reservorios

conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación, y reglamentación

gubernamental definidas. Si se utilizan métodos deterministas, la intención de certeza

razonable es de expresar un alto grado de confianza que las cantidades serán

recuperadas. Si se utilizan métodos probabilísticos, debería haber por lo menos una

probabilidad de 90% que las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán la

estimación.

Las Reservas Probables, son aquellas Reservas adicionales donde un análisis de los

datos de geociencia y de ingeniería indica que son menos probables a ser recuperadas

comparadas a Reservas Comprobadas, pero más ciertas a ser recuperadas comparado a

las Reservas Posibles.

Es igualmente probable que las cantidades remanentes reales recuperadas sean

mayores o menores que la suma de las Reservas estimadas Comprobadas más Probables

(2P). En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilísticos, debería haber por lo

menos una probabilidad de 50% que las cantidades reales recuperadas igualarán o


83

excederán la estimación de 2P.

Las Reservas Posibles son aquellas reservas adicionales donde el análisis de datos de

geociencia y de ingeniería sugiere que son menos probables a ser recuperadas

comparadas a las Reservas Probables. Las cantidades totales finalmente recuperadas

del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma de Reservas Comprobadas

más Probables más Posibles (3P), que es equivalente al escenario de estimación alta. En

este contexto, cuando se utilizan los métodos probabilísticos, debería haber por lo

menos una probabilidad de 10% que las cantidades reales recuperadas igualarán o

superarán la estimación 3P.

Basado en datos adicionales e interpretaciones actualizadas que indican un aumento en

certeza, porciones de las Reservas Posibles y Probables puede re-categorizarse como

Reservas Probables y Comprobadas.

La incertidumbre en estimaciones de recursos es comunicada mejor al informar un

rango de resultados potenciales. Sin embargo, si el requerimiento es de informar un

sólo resultado representativo, se considerar la “mejor estimación” como la evaluación

más realista de las cantidades recuperables. Generalmente se considera que representa

la suma de las estimaciones Comprobadas y Probables (2P) cuando se usa un enfoque

de escenario determinista o de evaluación probabilística. Se debe notar que bajo el

enfoque determinista incremental (basado en riesgos), se preparan estimaciones

discretas para cada categoría, y no debe agregarse sin consideración debida de su riesgo

asociado.

1.5 Incrementales

La evaluación inicial de recursos se basa en la aplicación de un proyecto inicial definido

de desarrollo. Los proyectos incrementales están diseñados a mejorar la eficiencia de

recuperación y/o para acelerar la producción a través de la realización de cambios en los

pozos o instalaciones, perforaciones “infill”, o recuperación mejorada. Dichos proyectos

deberían clasificarse de acuerdo con los mismos criterios de los proyectos iniciales. Las

cantidades incrementales relacionadas se categorizar de la misma manera en términos

de certeza de recuperación. El aumento proyectado en recuperación puede incluirse en

las Reservas estimadas si el grado de compromiso es tal que el proyecto se desarrolla y

se pone en producción dentro de un plazo razonable.

Se deberían documentar claramente las circunstancias donde el desarrollo se demorará

significativamente. Si existe un riesgo significativo relacionado con el proyecto, se

pueden categorizar las recuperaciones incrementales pronosticadas de una forma

similar, pero se deberían clasificar como Recursos Contingentes.

1.6 Límite Económico

Límite económico es definido como la tasa de producción más allá de la cual los flujos

netos de efectivo de las operaciones de un proyecto, en el que puede ser un pozo

individual, una concesión, o yacimiento entero, son negativos, un punto en el tiempo

que define la vida económica del proyecto. Los costos de operación, se deberían basar


84

en la misma clase de proyecciones usadas en pronosticar los precios. Los costos de

operación deberían considerar aquellos costos que son incrementales para el proyecto

en el cual se está calculando el límite económico (o sea, solamente aquellos costos de

efectivo que realmente se eliminarán si se para la producción del proyecto deberían

considerase en el cálculo de límite económico).

Los costos operativos deberían incluir gastos fijos específicos para esa propiedad si

estos son costos incrementales reales atribuibles al proyecto y cualquier producción e

impuestos sobre la propiedad, pero, para los propósitos de calcular el límite económico,

deberían excluir costos de depreciación, abandono, y reclamo, e impuestos a las

ganancias, tanto como cualquier gasto fijo por encima de lo requerido para operar la

propiedad de interés. Los costos de operación pueden reducirse, y por lo tanto extender

la vida del proyecto, a través de una variedad de enfoques de reducción en costos y

mejoramiento de los ingresos, tales como compartir instalaciones de producción,

combinando contratos de mantenimiento, o las ventas de no-hidrocarburos asociados

Flujos negativos netos interinos de efectivo de un proyecto pueden acomodarse en

períodos cortos de precios bajos del producto o problemas operacionales de

importancia, siempre y cuando los pronósticos a largo plazo aún indican un aspecto

económico positivo.

1.7 Procedimientos Analíticos

Los procedimientos analíticos para estimar las cantidades recuperables entran dentro de

tres categorías amplias: (a) analogías, (b) estimaciones volumétricas, y (c) estimaciones

basadas en desempeño, que incluyen un balance de materiales, declinación en

producción, y otros análisis de desempeño de producción. Se puede usar una

simulación de Reservorio en los análisis volumétricos o basados en desempeño.

Típicamente se llevan a cabo evaluaciones previas al descubrimiento y tempranas en el

pos-descubrimiento con datos análogos de yacimientos y proyectos y estimaciones

volumétricas.

1.7.1 Análogos

Se utilizan análogos ampliamente en la estimación de recursos, en particular en las

etapas de exploración y desarrollo, cuando se encuentra limitada la información de

mediciones directas. La metodología se basa en la suposición que el reservorio análogo

es comparable con el reservorio bajo estudio en términos de las propiedades del

reservorio y propiedades fluidos que controlan la recuperación final de petróleo. Al

seleccionar análogos apropiados, donde los datos de desempeño en planes comparables

de desarrollo (incluyendo clase de pozo, espaciamiento de los pozos, y estimulación) se

encuentran disponibles, se puede pronosticar un perfil similar de producción.

Se definen los reservorios análogos por características que incluyen, pero no quedan

limitadas a, profundidad aproximada, presión, temperatura, mecanismo de empuje del

reservorio, contenido original de fluido, gravedad del fluido del reservorio, tamaño del

reservorio, espesor bruto, espesor neto, relación de neto con bruto, litología,

heterogeneidad, porosidad, permeabilidad, y plan de desarrollo. Los reservorios


85

análogos son formados por los mismos procesos, o muy similares, en términos de

sedimentación, diagénesis, presión, temperatura, historia química y mecánica, y

deformación estructural.

Una comparación con diferentes análogos puede mejorar el rango de incertidumbre en

las cantidades recuperables estimadas del reservorio bajo estudio. Mientras que los

reservorios en la misma área geográfica y de la misma edad típicamente proveen

mejores análogos, dicha proximidad solo puede no ser la consideración principal. En

todos los casos, los evaluadores deberían documentar las similitudes y diferencias entre

el reservorio/proyecto análogo y él bajo estudio. Una revisión del desempeño del

reservorio análogo es útil en el aseguramiento de calidad de las evaluaciones de

recursos en todas las etapas de desarrollo.

1.7.2 Estimación Volumétrica

Este procedimiento utiliza las propiedades de la roca del reservorio y de los fluidos para

calcular los hidrocarburos in situ y después estimar aquella porción que se recuperará

con proyectos específicos de desarrollo. Incertidumbres claves que afectan los

volúmenes in situ incluyen:

• Geometría del reservorio y límites de trampas que impactan en el volumen bruto de

roca.

• Características geológicas que definen la distribución del volumen poral y de

permeabilidad.

• La elevación de los contactos de fluido.

• Combinaciones de calidad de reservorio, clases de fluidos, y contactos que controlan

las saturaciones de fluido.

El volumen bruto de roca de interés es aquello para el reservorio total. Mientras que la

distribución espacial y la calidad del reservorio impactan en la eficiencia de

recuperación, el cálculo de petróleo in situ muchas veces utiliza valores promedios de la

relación de neto versus bruto, porosidad, y saturaciones de fluido. En reservorios más

heterogéneos, puede ser necesaria una mayor densidad de pozos para evaluar y

categorizar los recursos con confianza.

Las estimaciones de cantidades recuperables deben reflejar incertidumbres no

solamente en el petróleo in situ sino también en la eficiencia de recuperación de los

proyectos de desarrollo aplicados al reservorio específico bajo estudio.

1.7.3 Balance de Materiales

Los métodos de balance de materiales para estimar cantidades recuperables involucran

el análisis de comportamiento de presión a medida que se extraen los fluidos del

reservorio. En situaciones ideales, tales como reservorios con depleción por empuje de

gas en rocas de un reservorio homogéneo y de alta permeabilidad y donde se

encuentran disponibles datos de presión de alta calidad, cálculos basados en balance de

materiales pueden ofrecer estimaciones altamente confiables de la recuperación final a

diferentes presiones de abandono.


86

En situaciones complejas, tales como aquellas que involucran la afluencia de agua,

compartamentalización, comportamiento multifásico, y reservorios multicapa o de baja

permeabilidad, las estimaciones de balance de materiales por si solas pueden brindar

resultados erróneos. Los evaluadores deberían tomar cuidados para acomodar la

complejidad del reservorio y su respuesta de presión a la depleción en el desarrollo de

perfiles de incertidumbre para el proyecto aplicado de recuperación.

Es una herramienta muy útil para entender los mecanismos de producción que

existen en el reservorio.

Permite determinar el petróleo y gas originalmente en sitio.

Caracteriza el acuífero asociado al reservorio en caso de existir.

Modelos computarizados de reservorios o simulaciones de reservorios pueden

considerarse como una forma sofisticada de análisis de balance de materiales.

1.7.4 Análisis de Desempeño de Producción (curvas de declinación)

Los análisis del cambio en caudales de producción y las relaciones de fluidos de

producción versus tiempo y versus producción acumulativa a medida que se extraen los

fluidos del reservorio brindan información de valor en la predicción de cantidades

finales recuperables. En algunos casos, antes de una declinación aparente en caudales

de producción, las tendencias en los indicadores de desempeño tales como la relación

de gas y petróleo (GOR), la relación de agua y petróleo (WOR), la relación de

condensado y gas (CGR), y las presiones de fondo o de flujo pueden extrapolarse a una

condición de límite económico para estimar las reservas.

1.8 Métodos Determinísticos y Probabilísticos

Sin importar el procedimiento analítico usado, se pueden preparar estimaciones de

recursos usando métodos deterministas o probabilísticas. Una estimación determinista

es un escenario discreto dentro de un rango de resultados que podría derivarse con un

análisis probabilístico.

1.8.1 Método de Agregación

Las cantidades de petróleo y gas generalmente son estimadas y categorizadas de

acuerdo con la certeza de recuperación dentro de reservorios individuales o porciones

de reservorios; esto se llama una evaluación de “nivel de reservorio”. La distribución de

incertidumbre de las estimaciones individuales en cada uno de estos niveles puede

contar con variaciones amplias, de acuerdo con los ambientes geológicos y la madurez

de los recursos. Este proceso de sumas acumulativas generalmente se llama

“agregación”.

Diferentes técnicas se encuentran disponibles para agregar los resultados deterministas

y/o probabilísticas de una evaluación de un yacimiento, propiedad, o proyecto para los

análisis detallados de unidades de negocios o carteras corporativas donde los resultados

incorporan los beneficios del tamaño y diversificación de la cartera categoría


87

correspondiente de recursos. Se deriva un resultado simple de las cantidades

recuperables para cada incremento o escenario determinista.

Con el método Probabilístico, el evaluador define una distribución que representa el

rango completo de valores posibles para cada parámetro de entrada. Se puede sacar

muestras aleatorias de estas distribuciones (típicamente utilizando un software de una

simulación Monte Carlo) para calcular un rango y distribución completos del resultado

potencial de los resultados de cantidades recuperables. Se aplica este enfoque la

mayoría de las veces a cálculos de recursos volumétricos en las fases tempranas de un

proyecto de explotación y desarrollo.

Las pautas de Categorización de Recursos incluyen criterios que proveen límites

específicos a parámetros asociados con cada categoría. Adicionalmente, el análisis de

recursos debe considerar incertidumbres comerciales. Por consiguiente, cuando se usan

métodos probabilísticos, pueden ser necesarias restricciones sobre parámetros para

asegurar que los resultados no quedan fuera del rango impuesto por las pautas

deterministas de categoría y las incertidumbres comerciales.

Con el método Determinístico, se calculan volúmenes para incrementos discretos y

escenarios definidos. Mientras que las estimaciones deterministas pueden contar con

niveles de confianza de interpretación amplia, no cuentan con probabilidades asociadas

de definición cuantitativa. Sin embargo, los rangos de las pautas de probabilidad

establecidos para el método probabilística (ver Rango de Incertidumbre, sección 2.2.1)

influyen en la cantidad de incertidumbre generalmente interpretada en la estimación

derivada del método determinista.

Ambos métodos deterministas y probabilísticas pueden usarse en combinación para

asegurar que los resultados de los dos métodos son razonables.

1.8.1.1 Agregación de las Clases de Recursos

Las cantidades de petróleo clasificadas como Reservas, Recursos Contingentes, o

Recursos Prospectivos no deberían agregarse entre sí sin debida consideración de las

diferencias significativas en los criterios asociados con su clasificación. En particular,

puede haber un riesgo significativo que las acumulaciones que contienen Recursos

Contingentes y/o Recursos Prospectivos no lograrán una producción comercial.

Donde los riesgos asociados de descubrimiento y comerciabilidad han sido definidos

cuantitativamente, se pueden aplicar las técnicas estadísticas para incorporar

estimaciones de riesgo de proyectos individuales en el análisis de volumen y valor de la

cartera.


88

TABLA N° 1. CLASES Y LINEAMIENTOS DE RECURSOS RECUPERABLES


89


90


91


92

TABLA N° 2. DEFINICIÓN Y LINEAMIENTOS DEL ESTADO DE RESERVAS


93

TABLA N° 3. DEFINICIONES Y LINEAMIENTOS DE CATEGORÍAS DE RESERVAS


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95


96

ANEXO II. SIMULACIÓN

2.0 GENERACIÓN, PROCESO Y CONTROL DE UN MODELO DE SIMULACIÓN

2.1 Caracterización Estática de Reservorios

La etapa inicial de un proceso de caracterización de yacimiento consiste en la generación

de un modelo estático inicial.

Los estudios de los yacimientos petroleros involucran diversas fuentes de información.

Desde que se inicia la exploración, posteriormente con la perforación de los pozos y a lo

largo de la vida productiva del yacimiento, se realizan diversas actividades que

proporcionan información valiosa para la caracterización del yacimiento. Entre las

fuentes de información utilizada en la caracterización de los yacimientos, se tienen datos

de perforación de pozos, muestras de roca, registros eléctricos de pozos, datos sísmicos

y pruebas de formación y de variación de presión.

La caracterización estática de reservorios es un proceso realizado por un equipo

multidisciplinario para establecer un modelo estático del reservorio que permita el

entendimiento de su naturaleza geológica, la distribución de arenas, distribución y

movimiento de los fluidos en el medio poroso y determinación Petróleo Original en Sitio

(POES).

Los modelos son usados para simular el comportamiento de los fluidos en el reservorio

bajo diferentes condiciones de operación y encontrar las condiciones técnicas que

permitan maximizar la producción y los beneficios económicos. Para obtener un modelo

estático es necesaria la adquisición de datos e información de los yacimientos,

reservorios y pozos para luego ser procesados e interpretados.

2.2 Modelo Estático

Los Modelos Estáticos 3D, conocidos comúnmente como modelos geocelulares, tienen

la finalidad de proporcionar la representación más precisa de la estructura geológica y

las propiedades del reservorio, tomando en consideración sus variaciones laterales y

verticales. Es una plataforma que integra todos los elementos geológicos, geofísicos,

petrofísicos y sus interacciones, contabilizando todas las posibles incertidumbres y sus

impactos.3

Además de esto, los modelos estáticos permiten hacer un cálculo de los volúmenes de

hidrocarburos in-situ, y comparar los resultados con las cifras estimadas por métodos

volumétricos tradicionales. Para ello, se requiere de la siguiente información de entrada:

mapas estructurales, mapas de espesor total, mapas de arena neta petrolífera, mapas

3 MEPO Presentation and Training Course Handouts, Schlumberger Singh, V., Yemez, I., and

Sotomayor, J.: “Integrated 3D Reservoir Interpretation and Modeling: Lessons Learned and Proposed

Solutions,” The Leading Edge (November 2013) 1340-1353.


97

de propiedades de reservorio, ecuación de estado o tablas PVT, presiones capilares y

presiones estáticas a un datum para cada reservorio; de esta manera se obtendrá como

resultado el POES (Petróleo Original en Sitio), para cada reservorio como lo muestra la

Figura 2.1.

Description Inputs Outputs Output Detail

Determinar

Volúmenes en

Sitio por

métodos

volumétricos

Mapas de espesores

útiles.

Mapas de

propiedades de

reservorio.

Información PVT

POES:

Petróleo

Original en

Sitio de cada

reservorio.

Mapas de

índice de

hidrocarburos

de cada

reservorio.

Volúmenes

por área-

reservorio.

Conocimientos requeridos para la tarea

• Cálculo Volumétrico

• Soporte software a utilizar en el proceso

• Geología del Reservorio a modelar

• Conocimientos de Ingeniería de Reservorios

Figura 2.1 Salida del Modelo Estático: Cálculos Volumétricos

Posteriormente se preparan Mapas de Índice de Hidrocarburos de cada reservorio y los

Volúmenes por área-reservorio. Actualmente, existen muchas plataformas informáticas

robustas y flexibles para la construcción de los Modelos Estáticos 3D más

representativos posibles.

La elaboración de un Modelo Estático considera las siguientes etapas:

2.3 Modelo Estructural

Los aspectos estructurales son resultados de la deformación de las rocas, tales como:

Plegamientos: tipo, geometría, dimensiones, orientación, relieve y cierre de las

estructuras, buzamiento de las capas.

Fallamientos: tipo, echado, rumbo y alcance estratigráfico de las fallas.

Fracturamiento: características de las fracturas.

Los aspectos estructurales más importantes incluyen el tipo de la estructura

almacenadora, su origen, la época de su formación, su geometría y su relación con otras

estructuras existentes en el área.

Esta información se puede obtener construyendo e interpretando configuraciones y

secciones transversales estructurales de correlación geológica del área en estudio.


98

Mediante secciones estratigráficas se puede obtener la siguiente información:

Cimas (dimensión, relieve y cierre de la estructura).

Bases.

Espesores.

Fallas o sistemas de fallas (tipo, buzamiento, alcance estratigráfico).

Con planos estructurales es posible obtener:

Cimas (dimensiones, geometría y orientación de la estructura; relieve y cierre de

la estructura).

Bases.

Isópacas, y

Fallas o sistemas de fallas (tipo, rumbo, distribución).

Para una buena evaluación estructural de los campos productores se deben tener en

cuenta los siguientes parámetros:

Características de las estructuras productoras.

Fracturas y sus características.

Fallas geológicas.

Bloques estructurales.

El Modelo Estructural genera la siguiente información:

Sección Estructural Regional.

Base de datos: Topes de arenas de los pozos.

Secciones Estructurales por Reservorios – Identificación de Tipo de trampa y

sellos.

Mapa Estructural.

Mapa de Arena Neta por Reservorio.

Revisión por Reservorio de la interpretación de Líneas Sísmicas 2D.

Revisión por Reservorio de la interpretación de Líneas Sísmicas 3D.

Actualización y Validación de Mapas Estructurales por Reservorio.

2.4 Modelo Estratigráfico - Sedimentario

La estratigrafía es la ciencia que trata del estudio e interpretación de los estratos (de

cualquier litología); sus relaciones espaciales, en sentido vertical y horizontal

(correlación de las unidades estratigráficas) y sus relaciones temporales (edad de la

roca). Es el estudio de las relaciones temporales y espaciales de las rocas estratificadas.

Los aspectos estratigráficos son de gran importancia para conocer, describir e interpretar

las principales características de las secuencias de roca estratificada de origen

sedimentario, con interés hidrocarburífero.

La estratigrafía puede ser dividida en tres fases:

Descripción de los estratos como se presentan en secuencias locales.

Correlación entre secuencias locales de estratos.


99

Interpretación de las secuencias estratigráficas correlacionadas, tanto litológica

como paleontológicamente.

Los objetivos de la estratigrafía son los siguientes:

a. Identificación de los materiales.

b. Delimitación de unidades lito-estratigráficas.

c. Ordenación relativa de las unidades (secciones estratigráficas).

d. Interpretación genética de las unidades.

e. Levantamiento de secciones estratigráficas.

f. Correlación.

g. Introducción de la coordenada tiempo.

h. Análisis de cuencas

Con lo anterior es posible obtener la siguiente información relacionada con aspectos

estratigráficos:

Espesor, calidad, edad y distribución de las rocas.

Columna estratigráfica.

Variaciones laterales en espesor y calidad de las rocas (cambio de facies).

Discordancias, áreas de acuñamiento de los estratos.

Horizontes índice o clave.

Horizontes productores.

Empleando secciones transversales se obtiene:

Continuidad vertical (estratigrafía) y horizontal,

Cambios de facies horizontalmente

Discordancias.

Dentro del tipo de Aspectos Sedimentológicos lo que principalmente se obtiene es lo

siguiente:

Origen del sedimento.

Ambiente sedimentario.

Geometría del cuerpo sedimentario.

Extensión y distribución areal del cuerpo sedimentario.

Secuencias verticales de las características internas del cuerpo sedimentario.

Un aspecto importante para la caracterización de reservorios es determinar el ambiente

sedimentario en el que se originó la roca, ya que se tendría un marco de referencia

básico para poder establecer sus características distintivas, necesarias para evaluar y

explotar los yacimientos en forma apropiada.

Un cuerpo sedimentario es el resultado de todos los procesos físicos, químicos y

biológicos que operan dentro de un marco geomórfico, siendo éste el conjunto de

rasgos que conforman una parte específica de la superficie de la Tierra, en la que se

realiza un proceso sedimentario. Los ambientes sedimentarios, llamados también


100

ambientes de depósito, pueden ser clasificados o agrupados en tres grupos principales:

continentales, transicionales y marinos, que comprenden un número grande de tipos de

sub-ambientes, cada uno con sus propias características.

El Modelo Estático - Sedimentario genera la siguiente información:

Correlación Estratigráfica Regional

Correlaciones Estratigráficas del Reservorio/Yacimiento

Columna Estratigráfica del Reservorio/Yacimiento

Definición de unidades estratigráficas a partir de respuesta de registros eléctricos

apoyados en datos de litología, micropaleontología y palinología

Mapas Sedimentarios o de Facies por Reservorio basado en Registros Eléctricos

2.5 Análisis Petrofísico

El conocimiento de las características de las rocas de un yacimiento es indispensable

para comprender su naturaleza y su comportamiento.

La caracterización petrofísica se realiza mediante la integración de datos que se

obtienen de núcleos, registros eléctricos de pozos y pruebas de presión, principalmente.

Una correcta correlación de esta información aporta datos para determinar propiedades

físicas del medio poroso, como son: la porosidad, permeabilidad absoluta, la

compresibilidad, así como también aspectos relacionados con la textura de la roca,

como: la forma, el tamaño, la clasificación y el empaquetamiento de los granos.

Sistema Roca

Al estudiar el sistema roca, deben tenerse en cuenta los siguientes aspectos ya que son

de suma importancia para posteriormente evaluar la capacidad de almacenamiento y de

flujo del yacimiento. Dichos aspectos son:

Tamaño de Grano

Forma del Grano

Empacamiento de los Granos

Características del Sistema Poroso: Porosidad, Densidad, Tortuosidad,

Permeabilidad

Compresibilidad

Sistema Roca – Fluidos

Para realizar la caracterización del sistema roca-fluidos, es necesario recopilar, procesar

y analizar, en forma combinada, información que proviene de muestras de roca con sus

fluidos saturantes, de registros eléctricos de pozos, de pruebas de formación y de

pruebas de variación de presión, para determinar, entre otros parámetros:

Permeabilidad Efectiva.

Permeabilidad Relativa a un Fluido.


101

Saturación de Fluidos.

Presión Capilar.

Mojabilidad.

Tensión Interfacial.

Cabe señalar que resulta muy importante realizar una identificación de las unidades

hidráulicas de flujo y “rock types” en el análisis petrofísico.

“rock types”: unidades de roca depositadas bajo condiciones similares de procesos

diagenéticos que resultan en una única de relación porosidad – permeabilidad, perfil de

presión capilar y distribución de saturación de agua en un reservorio4

Unidades de Flujo: es un intervalo continuo de propiedades similares de reservorio que

honran el marco geológico y mantienen características de “rock types”5. También, las

unidades de flujo se definen como la porción mapeable del reservorio dentro de la cual,

las propiedades geológicas y petrofísicas que afectan el flujo de fluidos son consistentes

y distintas de aquellas de otras porciones de reservorio6.

El Análisis Petrofísico genera la siguiente información:

Base de datos: Análisis de Núcleos y Registros Eléctricos

Clasificación de Información por zona

Interpretación petrofísica definiendo en Arcillosidad (VCL = Volume Clay),

Porosidad Efectiva (Phie), Saturación de Agua (Sw = Water Saturation), Volumen

aparente de agua (BVW = Bulk Volume Water)

Modelo Petrofísico basado en análisis de núcleos y registros eléctricos

Identificación de niveles: Contacto Hidrocarburo / Agua (HWC = “Hydrocarbon /

Water Contact”), o Nivel de Hidrocarburo más Bajo Conocido (LKH = “Lowest

Known Hydrocarbon”)

Determinación de extensión lateral de los reservorios

Relaciones Permeabilidad - Porosidad – Saturaciones. Parámetros Roca – Fluido

Identificación de Unidades Hidráulicas de flujo y Tipos de Roca ó “Rock Types”.

Mapas Petrofísicos: Espesor Neto con Hidrocarburos = “Net Pay”, Mapa de

Porosidad, Mapa de Arcillosidad, Mapa de Índice de Hidrocarburos.

2.6 Geo-modelación – 3D

La información sísmica es un dato relevante para la caracterización de reservorios, ya

que permite obtener una imagen de las variaciones laterales de las formaciones de

4 Archie, G.E., 1950. Introduction to Petrophysics of Reservoir Rocks: AAPG Bulletin V.34, P.

943-961 5 Gunter, G.W., Finneran J.M., Hartmann D.J. and Miller J.D., 1997. Early Determination of

Reservoir Flow Units Using and Integrated Petrophysical Method. 6 Ebanks, W. J. Flow Unit Concepts - Integrated Approach for Engineering Projects” AAPG

Annual Convention, 1987.


102

estudio. Su aspecto fundamental lo representa el cubrimiento en un espacio 2D y 3D, y

más recientemente en 4D, mientras que su principal limitación es su baja resolución

vertical, con lo que sólo las grandes variaciones serán identificadas por los datos

sísmicos.

La interpretación de los datos sísmicos parte de un modelo geológico conceptual del

área en estudio. El modelo es una simplificación de la realidad, en el que los únicos

elementos incluidos son los que se espera que influyan de manera importante en la

interpretación del área en estudio. Toda sísmica tiene una resolución definida la cual

depende de las técnicas de adquisición, del procesamiento de los datos y de las

características del área en estudio. Cuando se tiene información con una resolución

sísmica adecuada, se puede realizar un estudio detallado del yacimiento, en cuanto a su

estructura, fallas y limites externos. Por otro lado, cuando la calidad de los datos es

inadecuada, es difícil identificar las características estructurales y estratigráficas

importantes.

La Geo- modelación 3D genera la siguiente información:

Interpretación por Reservorio de Líneas Sísmicas 3D.

Comparación de evaluación de Registros Litológicos y Registros Eléctricos.

Mapas 3D y 4D por Reservorio con definición de estructuras, ubicación de pozos

distribución de fluidos, cambios de Saturaciones y Presiones.

Construcción de Mapas de Propiedades: Modelo de Porosidad – Distribución

Espacial de Porosidad.

Método Volumétrico: Cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES).

2.6.1 Análisis de Incertidumbres y Evaluación del Riesgo

Existen límites en la obtención de información que pueden crear incertidumbre en los

análisis. Estos límites pueden ser:

Límites al nivel de resolución de la sísmica

Límites al nivel de correlación de pozo

Límites Dinámicos sobre la base de los resultados de los PLT y los análisis de

núcleos

La interpretación petrofísica depende claramente de la calidad de los registros,

presentándose problemas por los derrumbes en los hoyos al nivel de los

reservorios, que influenciaron negativamente en la interpretación de la porosidad

a partir de los perfiles sónicos y densidad.

Dificultades:

Información insuficiente y/o no representativa

Cambio de escala: de núcleo a celda del modelo

Como toda disciplina estadística depende considerablemente de decisiones

subjetivas del experto


103

2.6.2 Análisis de Incertidumbre y Volumétricos

La incertidumbre en la Caracterización de Reservorios y Modelado es causada por la

incertidumbre en la exactitud de los datos de entrada y de la incertidumbre relacionada

con la inferencia de datos para la interpretación. A lo largo de la Integración de datos de

subsuelo, la importancia de la captura de la incertidumbre relacionada con los datos de

entrada es muy importante.

Lo mismo se ha hecho para el proceso de ampliación de la escala de registro. Es

fundamental considerar la incertidumbre para ambos casos, para los datos de entrada,

así como, para la interpretación inferida de los datos.

Una vez que los principales escenarios y los hechos más importantes han sido

cualitativamente definidos y los escenarios de Caso Base y de Caso No Base han sido

construidos, se podría iniciar el análisis de la incertidumbre y el cálculo volumétrico

estocástico.

Escenario de Caso Base.

El análisis de incertidumbre estático y el cálculo estocástico volumétrico se inician con el

cálculo volumétrico técnicamente más confiable. Esto incluye el escenario más confiable

y el conjunto de estimaciones de parámetros preliminares más confiables. El objetivo es

tener los primeros estimados volumétricos estocásticos y comprender el impacto del

avance de la evaluación hasta este punto.

Clasificación de Parámetros de Incertidumbre Cuantitativos.

Una vez que el escenario de Caso Base volumétrico ha sido calculado y el impacto del

avance de la evaluación ha sido entendido, el siguiente paso es clasificar

cuantitativamente los parámetros de incertidumbre. El siguiente procedimiento es

necesario para un control de calidad para la clasificación cualitativa previamente

realizada:

Asegúrese de que la clasificación cualitativa no pasó por alto ninguno de los

parámetros claves de incertidumbre.

Repetir el mismo procedimiento, pero esta vez cuantitativamente.

Los resultados de volúmenes serán clasificados y los escenarios estáticos y estimaciones

se re-definirán si es necesario. La variable y / o variables que tienen un impacto

importante en la volumetría, pero no como impacto fundamental en escenarios de

desarrollo, son considerados como estimaciones. La mayoría de las veces, la clasificación

cuantitativa confirma la clasificación de incertidumbre cualitativa de parámetros para

escenarios volumétricos. Sin embargo, una clasificación diferente de los parámetros de

incertidumbre a nivel de estimaciones debe ser esperada.


104

Volumétricos Estocásticos de Caso Base.

De la misma forma en que hace el impacto de la volumetría del caso base, se calcula

estocásticamente la volumetría para el escenario más confiable (el caso base) junto con

los parámetros de incertidumbre (cuantitativamente) de menor puntuación. La

incertidumbre representada por los parámetros de menor rango se captura a través de

funciones de probabilidad como normales, de forma triangular, uniforme, log normal,

etc. Debido a esto, el resultado será un conjunto de estimaciones probables de

volumetría no iguales, a menos que se apliquen sólo distribuciones uniformes (no

recomendado) para cada parámetro de incertidumbre, lo que sería difícil de sustentar.

Escenarios Volumétricos para Casos No Base.

Después de calcular la volumetría para el escenario de Caso Base, el siguiente paso es

calcular la volumetría de los escenarios No- Base. El resultado será una distribución de

las estimaciones volumétricas que representan la incertidumbre relacionada con cada

uno de los escenarios de casos No Base.

Resumen de Volumétricos.

Después que los Escenarios Volumétricos del Caso Base y del Caso No-Base han sido

calculados estocásticamente, el siguiente paso es seleccionar los casos a ser simulados.

NOTA: El Caso del Modelo Base es el caso de referencia y debe ser el primer modelo

estático a simular de forma dinámica.

NOTA: El caso P50 resultante podría ser considerado para la simulación dinámica (o

incluso como la referencia HCIP para la simulación), si la diferencia entre el Caso Base y

el Caso P50 de la distribución resultante son relevantemente diferente con respecto a la

volumetría y la heterogeneidad del reservorio.

NOTA: Los escenarios de Caso No Base también debe ser simulado dinámicamente.

NOTA: El P10, P50 y P90 de la distribución volumetría agrupada debe ser considerada

para la simulación dinámica si se produce un desajuste entre ellos y los escenarios de

referencia de volumetría (Escenarios de Volumetría de Caso Base y Caso No Base).

2.6.3 Escalamiento del Modelo

De la Escala Geológica que implica el Modelo Estructural y Estratigráfico, Modelo de

Litofacies, Modelo de Porosidad / Permeabilidad, Modelos de la geometría y petrofísica

se hace un escalamiento para tener una Escala de Simulación en la cual se hará la

simulación de flujo y reproducción de la historia de producción.

El Escalamiento en el modelado de un reservorio es el proceso que transforma una

rejilla más fina a una rejilla más gruesa, donde se mantienen geología, volumetría, y la

dinámica de flujo, y el tiempo de simulación de gestión es mucho más corto.

Dependiendo del número de celdas y la complejidad geológica de un modelo de rejilla

fina, el objetivo de un proyecto, y los recursos informáticos disponibles, el modelo de

rejilla fina puede o no puede ser escalonada.


105

Un adecuado escalonamiento puede capturar propiedades estáticas y comportamientos

dinámicos de modelos de rejilla fina (incluyendo varios millones de celdas). Siempre es

mejor construir modelos estáticos finos y detallados y con escalamiento, en lugar de

construir modelos estáticos simplificados para evitar escalamientos. El Escalamiento

implica el escalamiento de geometría y propiedad; QC es también esencial. Lo mejor es

realizado por los ingenieros de reservorios y geólogos de manera integrada e interactiva.

Escalamiento Geométrico

El Escalamiento Geométrico es un proceso que reduce el número de celdas de la

cuadrícula. Este escalamiento incluye escalado areal y escalado vertical. Dependiendo

del software utilizado, el escalamiento de áreas y escalamiento vertical se pueden hacer

de manera conjunta o secuencialmente.

Escalamiento Areal

Escalamiento Areal significa rejilla de rediseño areal. La finura o la grosura de un modelo

de rejilla dependen de las características geológicas, los comportamientos de fluido y

flujo, y los objetivos del modelo de cuadrícula. Es común que un modelo estático de

rejilla fina use tamaño de la cuadrícula areal de 25 m a 100 m, mientras que un modelo

grueso usa un intervalo de aproximadamente 100 m a 400 m.

La idea es reducir el número de celdas de la cuadrícula lateral al considerar los

siguientes factores:

Geometría de las características estructurales y geológicas del depósito (fallas,

discordancias, tamaño del cuerpo geológico, etc.)

propiedades estáticas (porosidad, NTG, Sw, etc.)

permeabilidad del reservorio

viscosidad del fluido y el comportamiento de flujo de fluido

mecanismo de recuperación y el método

espaciamiento de pozos, tipo y número de pozos, etc.

Áreas importantes del reservorio usa pequeñas celdas de la cuadrícula; éstas

incluyen:

áreas principales de hidrocarburos

áreas con productores e inyectores

áreas con características geológicas principales o que cambian rápidamente (es

decir, zonas altamente heterogéneas)

áreas con comportamientos complejos o que cambian rápidamente de flujo

(presión, saturación, temperatura, etc.) (por ejemplo, cerca de la pared de pozo,

inyección de vapor, etc.)

Áreas menos importantes utilizan celdas de cuadrícula de mayor tamaño; éstas incluyen:

áreas que no son de hidrocarburos (por ejemplo, los acuíferos lejos de las áreas

de hidrocarburos)

áreas sin pozos


106

áreas con pocos o lentos cambios de características geológicas (es decir, áreas

homogéneas)

áreas con comportamientos de flujo simples o que cambian lentamente (presión,

saturación, temperatura, etc.) (por ejemplo, lejos de los pozos, etc.)

Escalamiento Vertical

Un desafío común en el escalamiento vertical de la rejilla es tener en cuenta las

propiedades estáticas y dinámicas del modelo de escala fina. El escalamiento vertical se

puede hacer después del escalamiento areal. La idea es reducir el número de celdas de

la cuadrícula vertical mediante la combinación de ellos y teniendo en cuenta los mismos

factores mencionados en la zonificación y estratificación del modelado estático:

Permitir suficiente resolución vertical de la rejilla para capturar adecuadamente

las propiedades estáticas y el comportamiento de flujo de fluido.

Las celdas de grillado no deben ser más de la mitad del espesor del geocuerpo

más pequeño.

Capas con diferentes contrastes de permeabilidad, capas delgadas, y / o barreras

de esquisto o lutitas

Capas con variaciones de propiedades distintas reflejadas en presiones, núcleos

Evitar la combinación de capas de diferentes zonas.

Considerar el mecanismo y el método de recuperación

Utilizar al menos tres celdas entre la terminación del pozo y el contacto fluido

(GOC, OWC, etc.)

Utilizar celdas de cuadrícula más fina en la parte inferior del reservorio para el

proceso de drenaje por gravedad para modelar el flujo de la película de petróleo

Utilizar celdas de cuadrícula muy fina en la parte superior del reservorio para el

proceso térmico para modelar el vapor sobre-corriente.

Propiedad de Escalamiento

La propiedad de escalamiento es un proceso que transforma las propiedades de una

malla más fina a una grilla gruesa. Incluye escalado de propiedad discreta, escalado de

propiedad continua y escalado de propiedad de fracturas. La porosidad, la saturación y

permeabilidad son propiedades intrínsecas del sistema de roca y fluidos roca. Estas son

todas propiedades continuas. NTG podría ser derivada de otras propiedades como una

propiedad discreta en el modelo de escala fina y escalada después como una propiedad

continua en el modelo de simulación. También podría ser poblada en el modelo

escalado más fino como una propiedad continua.

Índices de unidades de flujo como FZI, RQI, R35, etc. son parámetros continuos. Estos

son definidos por porosidad y permeabilidad.

Facies es una propiedad discreta, y - en función de la práctica seleccionada - pueden o

no necesitan ser escaladas.


107

Índice de unidad de flujo discretizado calculado en el modelo a escala fina que define el

número de unidad de flujo es una propiedad discreta. Este parámetro debe ser re-

definido (no escalado) en el modelo de mejora de la resolución o escalado.

Propiedad de Escalamiento Discreta

Las facies se utilizan en el modelado estático para acondicionar propiedades petrofísicas

(por ejemplo, porosidad) y también se pueden usar en el modelado dinámico para

algunas tareas específicas (por ejemplo, la asignación de diferentes Kr a celdas que

tienen mismo índice de Unidades de flujo, pero diferentes facies).

Propiedad de Escalamiento Continuo

Escalamiento correcto de propiedades continuas como relación NTG (“Net to Gross” –

Neto a Bruto), porosidad y saturación de agua (Sw) son necesarios para preservar la

volumetría. Se recomiendan los métodos adecuados a continuación:

NTG continuo - promedio aritmético, ponderado por volumen aparente.

Porosidad - método aritmético promedio, ponderado por volumen neto.

Saturación de agua.

Una vez que la propiedad Sw se ha determinado correctamente (Sw ~ Pc, tipo de roca)

en un modelo de rejilla fina, se puede mejorar la resolución utilizando el método

siguiente:

Saturación - método promedio aritmético, ponderado por volumen de poro

Un modelo de derivada Sw (calculado en el modelo de escalamiento que usa la PC

y el modelo de unidad de flujo) también es una práctica aceptada. Se recomienda

comparar el impacto de estos dos procedimientos en volumetría para garantizar la

coherencia.

Permeabilidad

La permeabilidad es una propiedad petrofísica más estrechamente relacionada

con la dinámica de flujo. Al elegir el escalamiento de permeabilidad es necesario

entender su fondo y aplicabilidad adecuada.

Escalamiento de permeabilidad de base de flujo usando NTG y la porosidad es

recomendada para escalamiento de permeabilidad.

Escalamiento de Propiedad de Fracturas.

- Escalamiento DFN

El escalamiento del DFN (“Discrete Fracture Network” = Red de Fractura Discreta) calcula

parámetros de fractura equivalentes (porosidad, permeabilidad fractura de la fractura y

del factor sigma) para cada celda de la cuadrícula gruesa. Estos parámetros equivalentes

están integrados en el modelo de simulación de reservorio y describen las propiedades

de la red de fracturas en los modelos de doble porosidad.


108

- Método ODA (Estadística)

El método ODA estima permeabilidad, basado en el área total, la altura y la densidad de

las fracturas para cada celda. Este método asume que todas las fracturas están

conectadas y contribuyen al flujo y aunque es rápido, no se recomienda en los

reservorios de fractura pobremente conectados, ya que sobreestima la permeabilidad

de la fractura.

- Escalamiento de Tensor de Flujo Base

El escalamiento numérico de base-de flujo crea una rejilla de elementos finitos para

cada celda de la cuadrícula y simula flujo en estado estacionario en las tres direcciones

principales bajo un gradiente de presión lineal para calcular la permeabilidad en cada

dirección. La principal limitación es grande el tiempo computacional; sin embargo, es

más preciso y apropiado en sistemas de fracturas pobremente conectados.

- Factor Sigma

El factor sigma se refiere a la organización espacial entre la matriz y la fractura en cada

celda de simulación. El factor sigma asume que los bloques de matriz para cada celda

son paralelos, tienen el mismo tamaño y se corta a través de la celda. Un máximo de 3

series se toma en cuenta. La ecuación de estado pseudo-estacionario es una expresión

derivada analíticamente para sigma (forma) factor en términos de espaciamiento de

fractura (L) a las direcciones x, y, z en una celda dada. Mientras más pequeños sean x, y,

z, mayor es la densidad de la fractura.

Preservación de Transmisibilidad

Mantenimiento de la conectividad y dinámica de flujo del reservorio

Preservación transmisibilidad es un paso necesario después de la propiedad de

escalamiento. El diseño óptimo de capa y una adecua da propiedad de escalamiento son

necesarios, pero no suficientes, para preservar la dinámica de transmisibilidad y de flujo.

Control de Calidad del Escalamiento (QC)

QC Durante y después del escalamiento.

QC es una parte esencial de cada paso del escalamiento y pos-escalamiento. Dos

criterios claves se deben cumplir durante el proceso de escalamiento QC:

1. preservación volumétrica.

2. preservación dinámica de flujo.

La geología del reservorio y la preservación de heterogeneidad se reflejan mejor en la

preservación de dinámica del flujo.

QC de la Geometría

La consistencia geométrica de grillado de escalamiento debe ser de calidad controlada y

comprobado después del proceso de escalamiento de la geometría. Se recomiendan

variar lo siguiente:


109

Una revisión visual 3D sencilla del escalamiento de la geometría podría ayudar a

detectar artefactos de geometría, especialmente en los modelos con

complejidades estructurales severas.

Búsqueda de celdas invertidas, negativas utilizando el proceso de modelo

geométrico (celdas de adentro hacia afuera, el ángulo de la celda, el volumen de

celda).

Comparar el volumen aparente en rejilla fina y rejilla escalada. Volumen aparente

debe permanecer sin cambios después de escalamiento. Un pequeño error

(menos de 0,3 %) se puede derivar de cálculo computacional.

QC de las Propiedades Petrofísicas

QC en cada paso del escalamiento incluye la comparación de cada propiedad (es decir,

porosidad, permeabilidad, Sw, NTG, etc.) en la rejilla fina y modelos escalados por

reservorio (zona) y el bloque (segmento). Algunos QC de propiedades de escalamiento

se muestran a continuación:

Revisión visual de cada propiedad

Estadísticas de Propiedades (histogramas, medias)

Mapas promedio, tendencias, crossplots

QC de la Volumetría

El QC después del escalamiento incluye una comparación entre la rejilla fina y modelos

de escalamiento por reservorio, por bloques y por totales para las siguientes

propiedades resultantes:

Volumen de Roca (BV)

Volumen Porosos (PV)

Volumen Poroso de hidrocarburos (HCPV)

Hidrocarburo en sitio (HCES)

La diferencia en PV, HCPV y HCES entre los modelos de escalamiento y grillado fino debe

ser inferior a 1% en los reservorios con alto NTG (≥0.8) y menor al 3% en reservorios de

bajo NTG (<0,5). Una pequeña diferencia en PV, pero grande en HCPV puede indicar falta

de coherencia en el modelado de saturación inicial de fluidos (Presión Capilar).

Una pequeña diferencia en PV y HCPV, pero grande en HCES puede indicar falta de

coherencia en las propiedades del fluido de modelado (tal como los factores de volumen

formación de fluidos).

2.7 Caracterización Dinámica de Reservorios

La Caracterización Dinámica de Reservorios es la evaluación de las condiciones y

características generadoras del flujo de fluidos en el reservorio: Capacidad de flujo,

energía del reservorio, comportamiento de los fluidos ante los cambios de presión y

temperatura, así como las condiciones de operación. Los productos del modelo

dinámico son:


110

Determinación de los volúmenes de fluidos producidos (petróleo, gas y agua) en

cada uno de los reservorios.

Determinación de los volúmenes técnicamente recuperables. Reservas por

categoría ó recursos y pronósticos de producción.

Posibilidades de desarrollo adicional, evaluación de nuevas tecnologías,

volúmenes recuperables de hidrocarburos y pronósticos de producción.

Análisis de incertidumbres y cuantificación del riesgo.

La construcción del modelo dinámico 3D requiere hacer un escalamiento del modelo

geocelular estático 3D, a un tamaño apropiado para las corridas eficientes de la

simulación numérica y hacer una carga de la información dinámica tal como: las

ecuaciones de estado (modelo termodinámico), permeabilidades relativas, historial de

presiones estáticas y dinámicas e historial de producción.

Preliminarmente, se requiere realizar una validación del cálculo de los volúmenes in-

situ, estimados tanto por el método volumétrico (mapas y parámetros petrofísicos

promedio), el modelo estático 3D y el estimado por el modelo dinámico en la

inicialización. Cabe señalar que este cálculo volumétrico inicial (GOES, GCOES y COES)

deberá actualizarse en la medida que se complemente la siguiente información durante

la vida productiva del yacimiento:

Historia de producción e inyección de fluidos

Propiedades PVT (Modelo termodinámico de hidrocarburos)

Historia de presiones, estáticas y dinámicas

Cabe señalar que, con la información arriba mencionada se obtiene, además del GOES,

GCOES y COES validados, los índices de producción por mecanismo de drenaje.

Finalmente, se elaborarán los Pronósticos de Producción para la determinación de

volúmenes recuperables.

Particularmente, en los yacimientos de gas y gas condensado, se necesita la siguiente

información para construir los pronósticos de producción:

Metodología de cálculo del pronostico

Plan de Desarrollo

Esquema y capacidades de las instalaciones de superficie (Instalaciones de

producción)

Instalación de producción en el subsuelo

Sistemas de extracción

Capacidad de procesamiento

Contratos de venta

De esta manera, se obtienen los productos del modelo dinámico, los cuales tienen la

flexibilidad de poder incluir sensibilidades a distintos escenarios de desarrollo.


111

Modelo Dinámico

La elaboración de un Modelo Dinámico considera las siguientes etapas:

2.7.1 Análisis del Comportamiento de Fase y Ecuación de Estado

La caracterización del comportamiento de fase es una de las tareas más difíciles en el

modelo dinámico. El comportamiento termodinámico de los hidrocarburos no es fácil de

predecir aun en reservorios de Black Oil y gas húmedo; esto resulta aún más difícil

cuando se caracterizan reservorios de petróleo volátil y de gas condensado, debido a

que la composición del fluido depende de la presión y temperatura.

Los procedimientos rigurosos de muestreo para conseguir muestras de fluidos

representativas en reservorios de petróleo volátil y gas condensado deben seguir la

norma API 44-20037. La representatividad de las muestras de fluido puede ser alcanzada

si se aseguran las condiciones siguientes8.

Los hidrocarburos deben ser muestreados alejados de los contactos de gas-agua

(GWCs) o contactos petróleo-agua (OWCs).

Los periodos de muestreo deben ser a condiciones estabilizadas (temperatura y

presión en cabeza de pozo, tasa de producción de fluidos, temperatura y presión

del separador).

Los hidrocarburos deben ser obtenidos de los pozos sin o con bajo corte de agua,

alto índice de productividad y un reducido daño de formación.

Muestreo en el fondo del pozo solo en condiciones de una fase; las muestras del

separador y procesos de recombinación son recomendados cuando la presión del

reservorio es un poco más alta que la presión de saturación.

Muestras del fondo del pozo, y a veces, a condiciones de cabeza de pozo son

sugeridas en reservorios de petróleo volátil para evitar la precipitación de

asfáltenos.

Una vez que se verifica la representatividad de las muestras, un conjunto completo de

pruebas de PVT debe llevarse a cabo de acuerdo con el comportamiento de fase; es una

práctica común ejecutar los experimentos de liberación flash y diferencial en los

yacimientos de petróleo, mientras que los experimentos de expansión a composición

constante (CCE), así como, el agotamiento a volumen constante (CVD) sean aplicados en

yacimientos de gas; las propiedades de los fluidos, tales como: densidad, peso

específico, viscosidad, compresibilidad del gas, el poder calorífico, los factores de

volumen de formación, la relación de gas en solución, rendimiento del líquido,

saturación de líquido retrógrado, el factor Z entre otros. Además, se realizan algunas

pruebas de separador, así como algunos de aseguramiento de flujo para determinar la

eficiencia de separación (y optimizar la separación de líquidos), el GOR de campo, así

7 Sampling Petroleum Reservoir Fluids. (2003). API RECOMMENDED PRACTICE 44 SECOND

EDITION. 8 Rojas, G. (2000). Ingeniería de Yacimientos de Gas y Gas Condensado.


112

como, para evaluar los riesgos potenciales de formación de hidratos, parafina y

deposición de asfáltenos, así como el riesgo de corrosión.

Se han preparado algunos criterios para validar la consistencia de experimentos PVT en

función de comportamiento de fase9,10,11. En caso de reservorios de petróleo negro, gas

húmedo y gas seco, se sugieren las siguientes pruebas a realizar:

Prueba de Densidad

Función "Y"

Prueba de balance de materiales

Función de la desigualdad

PVT Combinada

Por otro lado, en caso de yacimientos de gas condensado y petróleo volátil, se

recomiendan las siguientes pruebas:

La recombinación matemática

Balance Molar en condiciones de separación y etapas de presión CVD

Criterio de Hoffman

Dependiendo de cierta tolerancia en cada uno de los criterios definidos por los

evaluadores, los experimentos pueden ser consistentes o inconsistentes. Si son

consistentes, los resultados serán utilizados ya sea para preparar una tabla PVT (sin

tener en cuenta los cambios de composición de fluidos), o calibrar una ecuación de

estado (EOS), como un entregable para la simulación numérica. La Figura 2.2 muestra el

flujograma de trabajo para modelar el comportamiento termodinámico de una muestra

de hidrocarburos.

9 Danesh, A. (1998). PVT and Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Elsevier.

10 Ahmed, T. (2007). Equations of State and PVT Analysis. Gulf Publishing Company.

11 Whitson, C. & Brulé M. (2000). Phase Behavior. SPE Monograph.


113

Figura2.2 Diagrama de Flujo del Modelado del Tipo de fluido

2.7.2 Propiedades de Roca y Fluidos12

La caracterización de la roca es un proceso importante en el modelamiento estático y

dinámico integrado del reservorio. El modelamiento de la mayoría de propiedades (e.g.

porosidad, permeabilidad, saturación inicial de agua, curvas Kr Pc, etc.) está

íntimamente ligado al tipo de roca. Caracterizar una roca requiere en primer lugar

identificar las facies y tipos de roca (a partir de la integración de perfiles de pozo con el

análisis de roca y estudios de los ambientes deposicionales); seguidamente, se establece

una relación de estos tipos de roca con las propiedades de roca (por ejemplo: porosidad,

permeabilidad, saturaciones irreducibles, etc.) a partir de algunos parámetros (diámetro

de la garganta poral, indicador de zonas de flujo, etc.); finalmente, se agregan los tipo de

roca en las unidades hidráulicas de flujo, los cuales se constituyen en los reservorios

efectivos.

En el modelamiento dinámico, la caracterización de la roca es usada para modelar y

controlar la calidad de los modelos de permeabilidad relativa y presión capilar (modelos

12

Kralik, J.G, Guisse, K., Meissner, J.P. (2010). Exxon Mobil Upstream Research Company, Houston.

Methods and Tools for the Development of Consistent Reservoir Rock Type Based Relative

Permeability and Capillary Pressure Models for Reservoir Simulation. SPE-137357.

Validación de Muestreo y

Selección de Muestra

Consistencia del PVT

Selección de

otra muestra

Descartar

muestra

Definición de Tipo de

Hidrocarburo

Cercano al Punto

Crítico

Alejado del Punto

Crítico

Ecuación de Estado

(EOS)

Tabla PVT Propiedades de

Fluido vs. P y T

Si

Si

Si

No

No

NoValidación de Muestreo y

Selección de Muestra

Consistencia del PVT

Selección de

otra muestra

Descartar

muestra

Definición de Tipo de

Hidrocarburo

Cercano al Punto

Crítico

Alejado del Punto

Crítico

Ecuación de Estado

(EOS)

Tabla PVT Propiedades de

Fluido vs. P y T

Si

Si

Si

No

No

No


114

Kr-Pc), las tendencias y valores de los “end-points”, así como la histéresis Kr-Pc. Todas las

curvas y tendencias de Kr-Pc necesitan ser consistentes con el tipo de roca y

propiedades roca asociadas.

Es fundamental para la simulación numérica contar con curvas consistentes y

representativas de Kr-Pc, que incluyan la trayectoria y los valores de “end-points”

apropiados a partir de ensayos de laboratorio o de correlaciones representativas para

cada tipo de roca. La simulación es usualmente afectada por la no representatividad de

las curvas Kr., especialmente cuando se escalan los valores medidos en laboratorio a

condiciones de reservorio.

2.7.2.1 Generación de curvas Kr y Pc

A continuación, se describe un procedimiento para generar curvas Kr-Pc para cada tipo

de roca, las cuales se incorporarán al modelo de simulación.

Determinar la Swirr de la curva de Pc de drenaje del sistema agua-gas y calibrar los

valores de Swirr de laboratorio con los registros eléctricos y de resonancia magnética.

Determinar la Scrw de la curva de presión capilar de imbibición primaria para el

sistema condensado-agua.

Determinar la Scrg de la curva de presión capilar de drenaje primario del sistema gas-

condensado.

Determinar la curva de Pc de imbibición primaria del sistema gas-condensado.

Definir las curvas de imbibición primaria Krw, Krg para el sistema de gas-agua.

Determinar la Swirr.

Definir las curvas de imbibición primaria Krw, Kro para el sistema de condensado-

agua. Determinar la Scrw.

Definir las curvas de drenaje primario Krg, Krog para el sistema de gas-condensado

(con Swirr) y encontrar Sgrc.

Este procedimiento ha sido adaptado para un sistema gas-condensado-agua aplicable a

un reservorio de gas condensado retrogrado. Cabe señalar que el modelo de Kr-Pc debe

representar correctamente el proceso de histéresis que ocurre en el reservorio, a fin que

las corridas de simulación sean consistentes.

En términos generales, las presiones capilares pueden representarse mediante la

siguiente ecuación13:

𝑃𝑐 = 𝑃𝑐𝑡ℎ + 𝑃𝑐𝑚𝑎𝑥 (1−𝑆𝑤𝑛

1+𝐾𝑑𝑟𝑆𝑤𝑛), donde:

Kdr =Parámetro de Regresión

Pcth = Presión Umbral

𝑆𝑤𝑛 = (𝑆𝑤 − 𝑆𝑤𝑖𝑟1 − 𝑆𝑤𝑖𝑟

)

En adición, se agregan las siguientes correlaciones de Corey14 para construir el modelo

de curvas de permeabilidades relativas de imbibición para el sistema agua-gas, y

drenaje, para el sistema gas-condensado.

13

Honarpour M.M.L. et. al. (2004)


115

Permeabilidades Relativas de Imbibición:

𝑘𝑟𝑔 = 𝐾𝑟𝑔𝑒𝑛𝑑 (1 − 𝑆𝑤 − 𝑆𝑜𝑟

1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑟)𝑁𝑔

𝑘𝑟𝑤 = 𝐾𝑟𝑤𝑒𝑛𝑑 (𝑆𝑤 − 𝑆𝑤𝑖

1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑟)𝑁𝑤

Permeabilidades Relativas de Drenaje:

𝑘𝑟𝑐 = 𝐾𝑟𝑐𝑒𝑛𝑑 (1 − 𝑆𝑔 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑟

1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑟)𝑁𝑐

𝑘𝑟𝑔 = 𝐾𝑟𝑔𝑒𝑛𝑑 (𝑆𝑔 − 𝑆𝑔𝑐

1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑟 − 𝑆𝑔𝑐)𝑁𝑔

Finalmente, en los yacimientos de gas condensado es preciso establecer una relación

entre las permeabilidades relativas de imbibición y miscibilidad en función del número

capilar (Nc)15, cuando este excede su valor umbral (Ncb).

𝐾𝑟 = 𝑟1

𝑛𝐾𝑟𝑏 + (1 − 𝑟1

𝑛)𝐾𝑟𝑚

Donde:

Krb: Permeabilidad Relativa de Imbibición

Krm: Permeabilidad Relativa de Miscibilidad

𝑟 = 𝑁𝑐𝑏𝑁𝑐

14

Eclipse Reference Manual and Technical Description, Schlumberger 15

Barker, J.W. (2005). Total S.A. Experience with Simulation of Condensate Banking Effects in

Various Gas Condensate Reservoirs. IPTC 10382.


116

2.7.3 Inicialización del Modelo de Simulación

La inicialización del Modelo de Simulación define las condiciones iniciales para las etapas

posteriores, en donde los fluidos (gas, petróleo y agua) están en equilibrio hidrostático, y

las composiciones en equilibrio termodinámico.16

QC de la Inicialización del Modelo

Las distribuciones iniciales de saturación, presión y composición proporcionan una

estimación volumétrica de fluidos in place, la cual debe ser comparada con las

estimaciones volumétricas calculadas realizados a mano17. Estos valores deben

converger dentro de cierto margen de error debido a la diferencia de resolución usada

por ambos métodos. Una diferencia de un 5% por encima o por debajo del valor

calculado a mano es aceptable18.

Para diferencias mayores será necesario revisar y corregir las desviaciones encontradas

en cualquier de los siguientes parámetros:

PVT (Bo, Rs, Co, etc.) / Ajustar EOS

Porosidad

Saturación de fluidos

Presiones Capilares

Tamaño de la capa de gas

Tamaño del acuífero

Presiones iniciales

Profundidades de CAP, CGP

Dimensiones de los Bloques

Espesores Netos de los bloques

Bloques fuera de Estructura19

Prueba de Equilibrio de Modelo

Consiste en realizar corridas de simulación de 6 meses a 2 años sin ninguna producción

o inyección para observar si el modelo está en verdadero equilibrio (la presión y

saturación no deberían variar durante este periodo de tiempo).

16

Eclipse Reference Manual and Technical Description, Schlumberger 17

Fanchi, J. (2001). Principles of Applied Reservoir Simulation. Gulf Publishing Company 18

Vaca, P. Ramones, M. Urrucheaga, K. Ríos, E. Simulación de Yacimientos de Petróleos Negros.

PDVSA CIED 19

Prof. Toyo, D. Introducción a la Simulación de Yacimientos. Universidad del Zulia Escuela de

Petróleo


117

Hacer Corridas sin

Caudales de

Producción/

Injección

Verificar la Validez

de la Corrida

Verificar Errores

de los Datos

¿Están correctos los

volúmenes iniciales?

¿Están los fluidos

Equilibrados?

Ajustes Volumétricos,

PVT, EOS

Identificar

problema,

Corregir

Ajuste de

Saturaciones

Ajuste

Productividad

por Pozo

Predicciones

Ajuste de

Presiones

SI

NO

SINO

Figura 2.3 Diagrama de Prueba de Equilibrio de Modelo

2.7.4 Historial de Producción

La producción y la inyección de datos precisa es un “deber” en la caracterización

dinámica del yacimiento. Estos datos se analizan y se comparan con las suposiciones

hechas durante la construcción del modelo de yacimiento y permite a los ingenieros que

hacen algunos "ajustes" de las características geológicas y / o propiedades del

yacimiento sobre la base de datos de rendimiento.

Dos formas de datos de producción e inyección podrían ser utilizados en el modelado de

yacimientos: las tasas de producción medidas y datos de pozo entubado-producción-

registro. Las tasas de producción se utilizan durante el proceso de ajuste histórico,

mientras que los datos de registro de producción podrían ser utilizados en ambos, la

construcción de modelos y la historia de cotejo. La tasa de la producción y la

información de inyección incluye: Tasas de petróleo, tasas de agua, tasas de gas,

registros de producción (PLT), presión fluyente en el fofo del pozo y en la cabeza del

pozo, la presión del yacimiento estática, las tasas de inyección (de gas o agua), registros

de inyección (ILT), etc.

Por ajuste de la historia, los datos de producción deben ser lo más detallado posible. Es

deseable que estos datos deben ser medidos para cada intervalo de perforación, o al

menos por cada unidad de flujo, pero no es posible en la mayoría de los casos, cuando


118

sólo tasas brutas del pozo (o tasas de campo a veces brutos), así como las que se

registran en boca de pozo y las presiones de fondo de pozo.

Si sólo se dispone de datos sobre el terreno, las tasas necesarias se asignan de nuevo a

los pozos y reservorios individuales. Esto se puede hacer estrictamente por

acoplamiento de un sistema de red de superficie para el modelo dinámico, o mediante

un procedimiento prorrateada basada ya sea en índices más probado recientemente

clasificación o la productividad del pozo.

Datos de los registros de producción son una valiosa fuente de información para apoyar

el modelado dinámico. Se aplican generalmente para asignar las tasas a las nuevas

unidades individuales de flujo; índices de productividad proporcionados por los modelos

de simulación se ajustan a los resultados del PLT para que coincida con el rendimiento

real de producción; por lo tanto, si los tipos de unidades de depósito individuales se

pueden combinar, en lugar de limitarse a nuevas tasas. Más confianza se puede obtener

en el comportamiento del yacimiento predicho. Además, el uso del PLT es muy crítico

para tener éxito en la historia de los pozos, al hacer los ajustes correctos a los

volúmenes de fluido adecuados que entran en los intervalos geológicos

correspondientes.

Vale la pena señalar que algún tipo de sistema de base de datos de la producción se

debe implementar para registrar de forma automática y el almacenamiento de

información de pozos de producción e inyección (tasas de flujo, presión y temperatura);

control de calidad y aseguramiento de la calidad (QC/QA) de los datos de producción

son esenciales para la ejecución de programas de modelado y caracterización de

yacimientos geológicos exitosos.

2.7.5 Historial de Presiones Estáticas y Dinámicas por Reservorio

Los datos de presión son una fuente muy importante de información de modelado de

yacimientos y caracterización. Probadores de formación de “wireline” han evolucionado

significativamente en los últimos años, y que son capaces de obtener mediciones

representativas de los datos de presión y gradientes de fluidos durante todo el espesor

neto del reservorio; en algunas condiciones favorables, pueden obtener muestras de

una sola fase de hidrocarburos (con un analizador de fluido apropiado) que se utilizarán

para el análisis PVT y predicción del comportamiento de fase.

Por otro lado, las pruebas “Drawdown” y Build Up generalmente se fusionan para medir

la presión de fondo del pozo que fluye y que prevalece la presión estática; esta fuente

inicial de los datos de presión es relevante para inicializar los modelos de simulación

numérica (presión estática del depósito), para evaluar la productividad inicial de los

pozos (presiones de fondo dinámico), para fijar las tasas de producción iniciales y definir

la estrategia de seguimiento del reservorio.


119

Los datos de presión, registrados durante las pruebas, deben ser corregidos a un datum

o punto de referencia, antes de ser utilizados durante la inicialización de un modelo de

simulación; se sugiere que ambas fuentes de datos de presión (pruebas de “wireline” y

mediciones DSTs = “Drillstem Tests”) deben compararse para verificar la consistencia.

Después de esta prueba de campo al principio, es una buena práctica definir un plan de

adquisición de datos de presión como parte de la estrategia de monitoreo de

yacimientos, con el fin de registrar la presión continuamente en el fondo del pozo

durante la producción. Además, parte de la producción con pruebas de Build Up se

puede programar en algunas campañas (por lo menos cada dos años, de acuerdo con la

opinión de expertos) para monitorear la evolución de la presión promedio del

yacimiento y el rendimiento de entrada en el tiempo. En el caso, dos o más reservorios

que producen “conmingled” en un solo pozo, en las campañas de los registros de

producción se deben añadir al plan de monitoreo del reservorio.

Por último, como parte del monitoreo de yacimientos, se recomienda aplicar un

algoritmo de deconvolución adecuado para analizar registros de presión, con el fin de

predecir mecanismo de accionamiento (una fuente potencial de intrusión de agua),

identificar las características geológicas no sísmicas, y el radio de drenaje precisa el

espaciamiento entre pozos.

2.7.6 Historial de Completación, Re-trabajos, Servicios de Pozos

Resulta de mucha importancia hacer un registro de todos los eventos desarrollados en

cada pozo productor e inyector desde su Completación inicial.

Se requiere la información de la completación de un pozo como: profundidad de la

instalación de subsuelo, de los sensores permanentes, intervalos baleados y

estimulados, intervalos aislados con trabajos de “cement squeeze” (cementación a

presión), trabajos de recompletación, entre otros datos, sean convenientemente

registrados en la historia del pozo y validados (con las diferentes fuentes de información)

previamente antes que la información sea cargada en los modelos de simulación.

Cabe señalar que, en adición a lo indicado, es necesario registrar e incluir el historial de

presiones estáticas y dinámicas como resultado del monitoreo del campo, así como los

parámetros de reservorio (skin, índice de productividad, etc.) como un evento del pozo,

dentro del cronograma de actividades (“Schedule”) de la simulación numérica.


120

2.7.7 Ajuste de Historia

El ajuste de historia es un proceso de estimación se realiza con los datos arrojados por

un simulador, los cuales generan un comportamiento del yacimiento similar a los datos

reales en el campo.20

Algunas veces es llamado problema inverso, debido a que se inicia con la solución (datos

reales de campo) y se prueba para definir el problema (descripción del yacimiento). Para

realizar el ajuste de historia se realizan las siguientes consideraciones:21

Los datos reales de campo son usualmente los caudales de producción/inyección y

presiones de restauración de pozo.

Los datos reales de campo pueden tener un error, sin embargo, se asumirá que los

datos reales de campo son exactos.

Algunas veces se convierten en un problema mayor el obtener un ajuste histórico

aceptable.

Un ajuste no es único.

otras fuentes de datos pueden ser analizadas, tales como registros de pozos, pruebas

de producción, análisis de núcleos, interpretaciones geológicas, etc.

La mayoría de ajustes históricos usan una aproximación de ensayo y error por medio de

análisis y juicios para modificar los datos de yacimiento y entonces volver a correr el

simulador. Durante este proceso, se ajustan las presiones medidas en campo con las

presiones del simulador.22

Parámetros de Control

Producción de líquido

Relaciones agua/ petróleo y gas /petróleo

Presiones estáticas: de pozos ensayados y de observación

Presiones dinámicas fondo/boca en pozos

Otros datos de control menos frecuentes; tiempo de caída de presión y restauración

de presión durante un ensayo de “Drawdown” o ” Buildup”

Parámetros de Ajuste

Permeabilidad

Contactos Gas Agua, Petróleo-Agua; Gas-Petróleo

Transmisibilidad Areal y Vertical

Barreras de Flujo

Kr’s y Pc’s

Entrada de Acuíferos

Factores de Daño

Volúmenes Porales

Estrategias para realizar ajuste de historia

20

Fanchi, R. Applied Reservoir Simulation. Gulf Professional Publishing 21

Ezekwe, N. (2011). Petroleum Reservoir Engineering Practice. Prentice Hall. 22

Islam, R. Moussavizadegan, S. Mustafiz, S Abou-Kassem, J Advanced Petroleum Reservoir

Simulation


121

No existe una estrategia universal para realizar el ajuste de historia, se considera tanto

un arte como una ciencia debido a la complejidad del problema. Sin embargo, hay

algunas pautas generales que pueden ayudar a realizar con éxito el ajuste de historia.23.

Etapa Observación

I - Ajustar volúmenes con balance de materia e identificar parámetros de

empuje como acuíferos.

II

- Ajustar Presión de Reservorio.

- La presión puede ser ajustada a nivel global como local.

- El ajuste de la presión promedio de campo establece la calidad global del

modelo como el balance de materiales general.

- La distribución de presión obtenida por los resultados de pruebas de pozo en

determinados puntos en el tiempo muestra la variación espacial asociada a la

variabilidad local del comportamiento del campo.

III

- Ajuste de variables dependientes de saturación.

- Relación agua-condensado (WCR), relación gas-condensado (GCR), porque

proveen información acerca de presión de depletación y avance de frentes.

IV - Ajustar Presiones Fluyentes

Tabla 2.1 Pautas Generales para Ajuste de Historia

Parámetros Clave para el Ajuste de Historia

Uno de los conceptos fundamentales del Ajuste de Historia es definir la “Jerarquía de

Incertidumbre”, el cual consiste en una clasificación de calidad de los datos de entrada

del modelo que permite determinar qué datos son más o menos fiables. Determinar la

confiabilidad de los datos la cual se determina cuando se colectan los datos y se evalúa

la integridad y validez de los datos. 24

Se muestran a continuación los parámetros clave más influyentes en el ajuste de presión

y saturación.

Tabla 2.2 Parámetros clave de Influencia para Ajuste de Historia

* Evitar cambiar si es posible

2.7.8 Análisis de Incertidumbres y Evaluación del Riesgo

23

Ertekin, T. et al. (2001). Basic Applied Reservoir Simulation. SPE Textbook. 24

Sepulveda, J, Escobar, F. Simulación de yacimientos: principios, conceptos y construcción de mallas.

Parámetros Ajuste de Presión Ajuste de Saturación

Volumen de Poro

*

Capacidad de Flujo

Permeabilidad Relativa No usado

Compresibilidad de Roca * No usado

Presión de Burbuja

*


122

La incertidumbre y el riesgo son dos palabras que muchos autores no han acordado en

sus definiciones25. En términos generales, la incertidumbre se referirá a la gama de

resultados posibles (de variables clave, por ejemplo), mientras que el riesgo se describe

la ganancia o pérdidas asociadas con resultados particulares potenciales (de

recuperación de gas, por ejemplo).

El análisis de riesgos tiene una gran cantidad de aplicaciones en la industria de petróleo:

las reservas de la estimación de los campos en desarrollo o producción, las fases

tempranas, el análisis de la cartera en los campos de exploración, el análisis comparativo

de las inversiones alternativas, la estimación de costes no productivos y los tiempos en

las operaciones de perforación, etc.

Además del análisis determinista convencional de los proyectos de petróleo, hay dos

tipos adicionales de modelos, que, por el contrario, son capaces de hacer frente a la

incertidumbre y la evaluación de riesgos, el análisis de escenarios y el enfoque

estocástico.

La estadística descriptiva es la disciplina más adecuada para describir las incertidumbres

y evaluar el riesgo. Se pretende desarrollar características de los datos o de

distribuciones de probabilidad26. Cuatro tipos comunes de gráficos se utilizan para

relacionar las variables del modelo de probabilidad: diagramas de Pareto, histogramas,

funciones de densidad de probabilidad (PDF) y distribuciones acumulativas (CDF).

Además, las medidas de tendencia central, media, mediana y moda, así como, los

percentiles P90, P50, y P10, se utilizan con frecuencia para entender estos gráficos y

evaluar el riesgo; no menos importante, las medidas de dispersión y la simetría,

varianza, desviación estándar, se necesitan error estándar de la media (SEM)27 y la

asimetría para describir cómo se dispersan o se extienden hacia fuera de la "tendencia

central" los datos, y, de hecho, cómo las medidas de tendencia central son

representativos de toda la población de los datos.

Aplicación de la estadística descriptiva sería inútil sin tener muestras representativas de

datos. Las funciones de densidad de probabilidad deben "encajar" con los datos reales

de cada variable de entrada para asegurar la consistencia de los modelos (la bondad de

ajuste suele ser representado por el valor de "chi-cuadrado"). En caso que el ajuste de

datos de las distribuciones no es posible, sería necesario la opinión de expertos para

decidir cuál es la distribución a utilizar para representar un parámetro dado. La siguiente

lista proporciona directrices para el uso de algunas distribuciones comunes28:

25

Murtha, James. (2008). Decisions involving uncertainty. Palisade Corporation. 26

Murtha, J. Peterson, S. Adams, W. (2007). Petroleum Engineering Handbook. Volume VI, Emerging

and Peripheral Technologies, Chapter 10, Risk and Decision Analysis. 27

Murtha, J. Ross, J. (2009). Uncertainty and the Volumetric Equation. SPE-JPT September 2009. 28

Murtha, J. Peterson, S. Adams, W. (2007). Petroleum Engineering Handbook. Volume VI, Emerging

and Peripheral Technologies, Chapter 10, Risk and Decision Analysis.


123

Distribuciones normales. - que se utiliza a menudo para representar variables, que sí

son sumas (agregaciones), de la media de otras variables, de acuerdo con el teorema del

límite central29. Las aplicaciones más populares son:

La producción de campo, que es una suma de varios pozos y reservorios.

Las reservas para una unidad de negocio, lo que significa que la agregación de las

reservas de diversos campos.

Costo total, que es la suma de los costos de toda la operación.

Porosidad promedio de una estructura dada

La saturación media de una estructura dada

Espesor neto promedio y el factor de volumen de formación de un reservorio.

Distribución Log-Normal. - la distribución log-normal es el más utilizado en la industria

del petróleo y el gas, porque surge en el cálculo de recursos y reservas. De ello se sigue

del teorema del límite central30 que los productos son de aproximadamente log-normal.

Las aplicaciones más populares son:

Los volúmenes de las reservas y / o recursos de un solo yacimiento.

Áreas de estructuras en una obra de teatro.

Las tasas de producción (ecuación de Darcy)

Tiempo para alcanzar el estado Pseudoestable.

Permeabilidad efectiva

Distribución Triangular. - Ellos son ampliamente utilizados por la gente que simplemente

quiere describir una variable por su rango y un modo de (mínimo, máximo y los valores

más probables); el mínimo y máximo son casi improbable que ocurra.

2.8 Seguimiento a la Historia de Producción e Inyección

El análisis detallado de la historia de producción e inyección ayuda a la caracterización y

reevaluación de los reservorios por lo que es importante tener la historia de producción

por reservorio y por pozo lo que conlleva a tener la historia por yacimiento o campo.

Toda esta información ayudará a determinar la contribución de producción primaria y

secundaria en una determinada área en adición a la estimación de las reservas probadas

en producción remanentes31.

La historia de producción y de inyección generalmente está dada y graficada en el

tiempo con los siguientes datos: Producción de Gas, Producción de Líquidos

(Hidrocarburos Líquidos), Producción de Agua, Relación Liquido/Gas, Volúmenes de

Inyección de Fluidos.

Para las evaluaciones económicas de comercialidad, cada nivel productivo, formación

productiva o reservorio requerirá del cálculo de los volúmenes originales, los volúmenes

acumulados y de las reservas por drenar. Para estas evaluaciones es también necesario

29

Murtha, J. (2004). Risk Analysis for the Oil Industry. HART’s E&P Magazine. 30

Murtha, J. (2004). Risk Analysis for the Oil Industry. HART’s E&P Magazine. 31

Del Castillo Rodriguez, L. – Performance de pozos productores de petróleo y gas – Universidad

Nacional de Ingeniería, Programa Editorial Eduardo de Habich – Textos UNI, 2009


124

tener las tendencias de drenaje de cada una de las formaciones o reservorios y las

posibilidades de perforar pozos “infill”, futura recuperación secundaria.

2.8.1 Historia de Producción e Inyección por Reservorio

La historia de producción e inyección de un reservorio es muy importante para poder

realizar la proyección de reservas probadas en producción. Una historia de producción o

inyección puede ser larga o corta, e involucrar varios pozos, los que a su vez pueden

producir conjuntamente de varios reservorios verticalmente independientes entre sí o

ser inyectores en uno o más reservorios. La interpretación de la historia de producción e

inyección es hecha usualmente por una o varias de las siguientes razones:

Verificación de las condiciones originales de reservorio y las características de los

hidrocarburos originales en sitio.

Definición de la fuente de energía natural de cada reservorio, la que finalmente

influenciará en la eficiencia de la recuperación primaria y secundaria.

Re-cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES) y su distribución por reservorio, los

cuales deben concordar con los valores del cálculo volumétrico para validar el

modelo geológico.

Determinación de las presiones actuales y las saturaciones de hidrocarburos por

reservorio, las que justificarían el desarrollo adicional del reservorio, y sus

pronósticos de producciones y recuperaciones futuras de hidrocarburos tales como:

(i) re-completaciones de pozos existentes, (ii) perforación de pozos (“infill” y/o de

extensión areal), (iii) compresión de gas, y/o (iv) implementación de proyectos de

inyección.

La interpretación de una historia de producción e inyección se hace por medio de la

simulación de reservorios. Ésta puede ser con distintos métodos, desde los modelos

numéricos hasta los cálculos clásicos de balance de materiales y de desplazamiento,

adecuadamente planteados para representar el problema.

Uno de los objetivos de la ingeniería de reservorios es la estimación del petróleo original

en sitio (POES), el cálculo del porcentaje de recobro (%R), la predicción del

comportamiento futuro de producción y la evaluación de alternativas para mejorar la

recuperación32.

La realización de los estudios de reservorios está basada en la mecánica que rige el flujo

de fluidos a través de medios porosos, en el comportamiento termodinámico de los

fluidos del reservorio (expansión, compresión, cambios de fase) y en la mecánica de las

rocas del reservorio (compresibilidad de la formación, compactación).

La estimación del POES y reservas de un reservorio se puede hacer por los métodos:

Cálculo del POES por Método Volumétrico

Cálculos de Balance de Materiales

32

G. Rojas – Ingeniería de Reservorios de Gas Condensado, 2003.


125

Curvas de Declinación de la Producción

Simulación Numérica de Reservorio

Aplicar un método o combinar estos depende de la información existente al momento

de hacer la evaluación del reservorio. Una vez descubierto un reservorio de gas es

necesario hacer un estimado de reservas. Conocer rápidamente el POES luego de

perforar el primer pozo es necesario para planificar la perforación de otros pozos, la

construcción de las facilidades de superficie, los contratos de venta de gas, etc. Como

inicialmente no se tiene historia de producción y presión a ese momento, el único

método para hacer la estimación del POES es el volumétrico. Como inicialmente no se

conoce con precisión la extensión areal de reservorio, este método solo permite calcular

el POES por acre de área o por acre-pie de volumen. Una vez que se desarrolla el

reservorio, se puede definir sus límites y calcular el volumen en una forma más exacta.

Tan pronto como se disponga de datos e historia de producción e inyección, en caso se

esté realizando inyección de algún fluido al reservorio, y datos e historia de presiones, se

podrá aplicar el método de balance de materiales para validar el POES volumétrico.

Cálculo del POES por el Método Volumétrico:

Se emplean dos métodos para determinar el volumen bruto:

Trapezoidal 𝑉 = ℎ ∗ ( 0.5 ∗ 𝐴0 + 𝐴1 + 𝐴2 + 𝐴3 + 0.5 ∗ 𝐴4)

Piramidal 𝑉 = ℎ

3(𝐴0 + 4 ∗ 𝐴1 + 2 ∗ 𝐴2 + 4 ∗ 𝐴3 + 𝐴4)

La ecuación general para el cálculo volumétrico del GOES tiene la forma siguiente:

𝑃𝑂𝐸𝑆 = 7758∫ ∫ɸ(1 − 𝑆𝑤𝑖)

𝐵𝑜𝑖

ℎ

𝑤

𝐴

𝑤

𝑑ℎ𝑑𝐴

Donde:

POES= petróleo original en sitio, STB

ɸ= porosidad, fracción

Swi= saturación inicial de agua, fracción

Boi= factor volumétrico de formación de Petróleo Inicial a Pi y Tf.


126

H= espesor, pies

A= área, acres

Pi= presión inicial del reservorio, psi

Tf= temperatura de reservorio, ° R

Cualquier interpretación de una historia de producción e inyección debe proveer y ser

compatible con el conocimiento de las curvas de funcionamiento, tanto de pozos

productores como de inyectores. Antes de recomendar mejoras en la explotación, se

deben conocer y evaluar los problemas de baja productividad o inyectividad, asociados

tanto a la baja permeabilidad, al daño, al tipo de completación, etc. También se deben

identificar los fenómenos reales que influencian la caída de productividad o inyectividad

antes de recurrir a cualquier solución alternativa, si ésta existe.

Cuando la historia de producción de un reservorio de hidrocarburo incluye un periodo

de inyección, su interpretación se ve considerablemente enriquecida si se conoce la

distribución del fluido inyectado. En este caso la simulación debe ser capaz de ajustar

ambos ciclos de vida bajo distintos mecanismos de empuje. La inyección de fluido no

puede ser evitada o ignorada, ni estar sujeta a una estimación del modelo. Poco después

de comenzada la inyección de fluido, la misma se convierte en el mecanismo de empuje

más importante del reservorio. Los volúmenes porales de fluido inyectados

caracterizarán esencialmente el estado del desplazamiento del hidrocarburo en una

determinada parte de un reservorio. Éste es el dato más importante en la interpretación

de la historia, para diagnosticar el estado actual, y en consecuencia para planear

cualquier futura mejora del proyecto de inyección de fluidos.

En ciertos casos, un reservorio en estudio está conectado a otros reservorios vecinos o

pozos que están produciendo o han producido del mismo reservorio, el que está en

comunicación directa a través de las secciones con hidrocarburos, o comparten un

acuífero en común. El ajuste histórico de esos casos requiere del conocimiento de

algunas características físicas de la interferencia externa (generalmente de otro

reservorio). De otra manera, éstas podrían ser deducidas a partir del comportamiento

del reservorio simulado. Pronosticar adecuadamente la producción bajo cualquier

condición de operación futura, requerirá de un conocimiento apropiado de las

características de dicha comunicación. Sus interacciones podrán ser estudiadas una vez

que se conozcan esas características.

Curvas de Declinación de la Producción

Las curvas de declinación de la producción se usan ampliamente en todas las zonas

productoras de la industria de hidrocarburos para evaluar cada pozo en forma individual,

estudiar el comportamiento actual del reservorio y predecir el futuro del mismo.33

Cuando las estimaciones se basan en técnicas matemáticas o gráficas para el análisis de

las curvas de declinación de la producción, debe recordarse siempre que este análisis se

33

Nind, T.E.W. – Fundamentos de Producción y Mantenimiento de Pozos Petroleros. LIMUSA,

México 1987, Copyright 2010


127

usa por facilidad, es decir, es un método que acepta un tratamiento gráfico o

matemático y no se basa en las leyes físicas que gobiernan el flujo de gas y petróleo a

través de la formación. Estas curvas se pueden trazar para cada pozo en particular, un

grupo de pozos de un reservorio en particular o todos los pozos del mismo reservorio.

Las curvas de declinación son fáciles de usar, y se mantienen actualizadas generalmente

en la oficina de campo, dando información rápida y confiable sobre las expectativas para

los siguientes meses, e indicando en forma gráfica cuáles son los pozos (o grupo de

pozos) que producen menos de lo esperado, de manera que se puedan planear los

programas de reparación y reacondicionamiento.

Las curvas de declinación de Producción pueden ser Exponencial, Hiperbólica o

Armónica como se muestra en la Figura 2.4.

Figura 2.4 Tipos de Curvas de Declinación

Las curvas de declinación de producción (exponencial, armónica o hiperbólica) son

simples herramientas de cálculo que permiten hacer extrapolaciones del

comportamiento futuro o predecir la producción para un pozo, un reservorio o un

yacimiento.

Simulación Numérica de Reservorio

La ingeniería de reservorios al inicio evalúa con la descripción inicial y trata al reservorio

como un todo, donde las variables se promedian, por lo tanto, no es posible tener en

cuenta variaciones de los parámetros que caracterizan al sistema roca-fluido. Pero, los

parámetros cambian tanto en el espacio, como en el tiempo, por lo que la simulación

numérica permite efectuar un estudio detallado mediante la división del reservorio en


128

pequeñas celdas y la aplicación a cada celda, de principios básicos, como la

conservación de la masa y la ley de Darcy.

La ventaja de comparar valores calculados con la historia pasada hace que la simulación

de reservorios sea una herramienta sumamente eficiente ya que permite confirmar, y en

muchos casos mejorar, la descripción inicial del sistema. Esto se logra mediante un

proceso iterativo conocido como ajuste de historia. Una vez concluido este proceso y

obtenida una descripción confiable, se utiliza un simulador para investigar el

comportamiento del reservorio ante distintas alternativas de operación. La siguiente

figura muestra un diagrama simplificado de flujo de un estudio de yacimiento efectuado

con un simulador numérico.

Las siguientes son algunas de las respuestas que puede dar una simulación numérica:

Efecto de distintas fuentes de energía (empuje de acuífero natural, inyección de agua

y/o gas, etc.)

Tipo de inyección a usar

Dónde perforar más pozos

Número óptimo de pozos

Espaciamiento de pozos más efectivo

Efecto del caudal de producción en la recuperación final

2.9 Seguimiento a los Ejercicios de Estimación de Reservas de los operadores en

Concesiones de Gas y/o Gas Condensado.

El seguimiento a los ejercicios de estimación de reservas de los operadores en

concesiones de gas y/o gas condensado es uno de los puntos fundamentales para

constatar los volúmenes de incrementos o disminuciones de reservas y recursos, las

razones de estos incrementos y disminuciones, y de esta verificar y comprobar si los

reservorios están siendo o no producidos y operados bajo condiciones MER.

Las reservas son cifras estimadas más que resultados de medidas de cantidades

precisas34. Asimismo, la cantidad exacta de reservas de hidrocarburos sólo puede

determinarse cuando a base de estudios de ingeniería de reservorios y de producción se

tenga como resultado que los reservorios considerados productivos ya no cuentan con

volúmenes de hidrocarburos que puedan recuperarse. Con respecto a las condiciones

económicas, el nivel de reservas depende del precio actual y futuro de los

hidrocarburos. En particular, el precio es un factor determinante al momento de

establecer sistemas de producción mejorados que puedan incrementar de manera

apreciable los factores de recuperación. Un incremento sustancial de los precios haría

posible el desarrollo de áreas que demanden inversiones mayores.

El Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos publicado por la DGH-MINEM contiene

cifras oficiales de las reservas de Petróleo, Líquidos de Gas Natural y Gas Natural de

34

Energy Information Administration -USA, “Annual Survey of Domestic Oil and Gas Reserves”,

Survey Year 2014


129

Perú, así como la cantidad de los recursos contingentes y recursos prospectivos,

tomando como referencia la Definición y Clasificación de Reservas – SPE-PRMS 200735.

35

DGH-MINEM. Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos al 31 diciembre del 2014. Resumen

Ejecutivo. Perú, Dic. 2014


130

ANEXO III. INSTALACIONES DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

3.0 El Sistema de Producción

El sistema de producción de un reservorio lo conforma: el reservorio, la instalación de

terminación (completación), el pozo y las facilidades de superficie. El reservorio es una

o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza,

mientras que la terminación (perforaciones o baleo/cañoneo), el pozo y las facilidades

de superficie es infraestructura construida para la extracción, control, medición,

tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos.

Como se muestra en la Figura N°4.1, el Esquemático de un Sistema Simple de

Producción.

Figura 4.1 Sistema Simple de Producción

Fuente: Elaborado por Schlumberger

3.1 El Proceso de producción

El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos

desde el radio externo de drenaje en el reservorio hasta el separador de producción en

la estación de flujo. En la Figura 4.1 se muestra el sistema completo de cuatro

componentes: Reservorio, Terminación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial. En este

proceso existe una presión de partida de los fluidos que es la presión estática del

reservorio, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la

estación de flujo, Psep. En el recorrido desde el reservorio al separador ocurren caída de

presiones como:


131

∆P1=Pws- Pwf = Perdida de presión en el reservorio

∆P2=Pwf-Pwtp = Perdida de presión en TP

∆P3=Pwth-Pe = Perdida de presión en el estrangulador

∆P4=Pe-Ps = Perdida de presión en la línea de descarga

Al inicio de la vida del pozo este puede producir con su propia energía natural; sin

embargo, si esto no es posible porque la presión solo alcanza para terminar de subirlos a

la superficie, entonces es necesario equipar al pozo con un sistema de levantamiento

artificial para de esta manera continuar extrayendo el petróleo y lo mismo ocurre

conforme se va agotando la energía natural del reservorio o con el propósito de manejar

todo el volumen de fluido producido, con el fin lograr alcanzar el máximo recobro del

reservorio. Entre los métodos de levantamiento artificial tenemos: a) Bombeo

Mecánico, b) Bombeo Neumático (Gas lift), c) Pistón Accionado por Gas (Plunger Lift), d)

Bombeo Hidráulico, d) Bomba de Cavidad Progresiva y e) Bombeo Electrosumergible,

como se muestra en la Figura 4.2

Figura 4.2 Sistemas de Levantamiento Artificial

Cada sistema de levantamiento artificial tiene sus propios rangos de operación, ventajas

y desventajas, y su selección depende de una serie de factores, que van desde la

geometría del pozo hasta las propiedades del fluido, por esta razón cada pozo debe ser

estudiado en forma individual.

El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos

de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de


132

presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos

sin que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento,

conificación de agua o gas, etc.

Figura 4.3 Curvas IPR.

3.2 Bombeo Mecánico

Es un sistema de levantamiento artificial que utiliza una unidad de bombeo en superficie

para comunicar un movimiento reciprocante a una sarta de varillas.

La sarta de varillas luego produce un desplazamiento positivo en una bomba colocada

en el fondo del pozo cerca de la formación productiva.

La bomba eleva el fluido desde el nivel dinámico y no desde la profundidad donde está

asentada; por lo tanto, el trabajo desarrollado será mayor cuanto más bajo se encuentre

dicho nivel. Por ejemplo, si la bomba está asentada a 1600 metros, pero el nivel

dinámico del pozo es de 500 m, el trabajo desarrollado por la bomba será elevar el

fluido desde los 500 m hasta la superficie, más la altura equivalente a la presión de

bombeo (flow line).

Para una eficiente extracción será indispensable bajar el nivel de fluido tanto como sea

posible (a fin de evitar aplicar una contrapresión a la formación) sin que ello provoque

un llenado parcial del barril de la bomba que disminuya su rendimiento y cause el golpe

de fluido.

BOMBAS DE PROFUNDIDAD

a. PARTES COMPONENTES. Las bombas están compuestas por el barril, el pistón, la

válvula de pie (standing valve), la válvula viajera (travelling valve) y los accesorios: jaula

de válvulas, adaptador del pistón, vástago con conectores especiales en ambos

extremos, guía del vástago (rod guide), cupla del vástago (rod coupling), etc.

b. FUNCIONAMIENTO. En la carrera ascendente el peso del fluido cierra la válvula

viajera (T.V.) y es desplazado por el pistón hacia la superficie. El ascenso del pistón causa

una disminución de presión sobre la válvula de pie, por lo que esta se abre, permitiendo

el ingreso de fluido de la formación a la bomba. En la carrera descendente el

movimiento del pistón incrementa la presión en la cámara entre ambas válvulas, lo que


133

provoca la apertura de la válvula viajera (T.V.) y el cierre de la válvula de pie (S.V.). El peso

de la columna de fluido se transfiere de las varillas al tubing y el fluido que pasa a través

de la válvula viajera será elevado en la próxima carrera ascendente del pistón.

Figura 4.4 Partes de Sistema de Bombeo Mecánico.


134

Figura 4.5 Componentes de las Bombas de Subsuelo.

Factores a Considerar:

Introducción:

Para una buena selección del equipo a utilizar es necesario conocer datos que soporten

la decisión, entre estos datos podemos citar: la tasa de producción esperada, las cargas

a soportar por las cabillas, las cargas en la caja de engranajes de la unidad de bombeo,

costos de energía, aporte del yacimiento, etc. A continuación, se describen algunos de

los factores más importantes a considerar:

Bomba de subsuelo

Las bombas de subsuelo pertenecen a la familia de bombas de desplazamiento positivo,

del tipo reciprocante. Estas bombas son colocadas en el fondo del pozo, a profundidades

que oscilan entre 200 y 7000 pies. La bomba de subsuelo es el primer elemento que se

debe considerar al diseñar una instalación de bombeo mecánico para un pozo, ya que,

de acuerdo al tipo, tamaño y ubicación, se dimensiona el resto de los componentes del

sistema.

Tasa de producción

Se presenta el trabajo mostrado por J.D. Clegg titulado “High-Rate Artificial Lift” en

donde se observa los caudales manejados por bombeo mecánico en función de la


135

profundidad. En él se muestra que la cantidad de fluido manejado es inversamente

proporcional a la profundidad, estamos hablando que a 1000 pies de profundidad

estaríamos en capacidad de manejar hasta 4000 barriles de fluido por día, en cambio

para profundidades por encima de 7000 pies, apenas manejaríamos hasta 500 barriles

de fluido diario.

Figura 4.6 Tasa de Producción en Función de la Profundidad.

Manejo de sólidos

Los sólidos pueden generar efectos indeseables en la bomba, llegando al punto de

paralizar el movimiento del pistón en el barril y a su vez crear incrementos de esfuerzos

en cabillas y en la unidad de bombeo. Esto es debido a que la bomba de subsuelo es un

conjunto de componentes metálicos en movimiento con un ajuste específico.

Profundidad y Sarta de Cabillas

La sarta de cabillas es el medio de transporte de la energía desde el equipo de superficie

hacia la bomba de subsuelo. Por supuesto, esta transmisión de energía está influenciada

por el comportamiento de la sarta, que a su vez depende de la profundidad. De manera

sencilla podemos representar la sarta de cabillas como un elemento de alta esbeltez,

siendo la esbeltez la relación que existe entre la longitud del elemento y el ancho de su

sección transversal, es decir, la longitud de la sarta de cabilla es mucho mayor que su

diámetro, por ejemplo, los órdenes de magnitud están en el orden de 2000 pies para la

longitud de la sarta comparado con 1 pulgada (0.083 pies) para el diámetro. Esto hace

que la sarta de cabillas se comporte como un cuerpo flexible y su movimiento este

influenciado por la inercia que se genera a partir del movimiento transmitido desde la

unidad de bombeo. En este sentido el sistema de bombeo mecánico es sensible a la

profundidad, y se debe tomar en cuenta al momento de diseñar.

Un ejemplo de cómo influye la profundidad en los costos de inversión, a su vez con la

tasa de flujo manejado. En la gráfica se observa que a medida que aumenta la

profundidad los costos se incrementan, eso debido a que se tiene una sarta más larga y

a su vez se requieren de unidades de bombeo de mayor capacidad para poder manejar

una sarta de mayor peso, longitud y mayor demanda hidráulica. Por consiguiente, a


136

medida que se tiene una profundidad mayor la carrera efectiva de la bomba de subsuelo

se reduce, debido a la elongación de la sarta de cabillas y de la tubería (si ésta no está

anclada), por lo tanto, pierde parte del movimiento efectivo de la unidad de bombeo al

convertirse este en elongación a lo largo de la sarta. Este gráfico es tomado del artículo

“Here are Guidelines for Picking and Artificial Lift Method” escrito por L. D. Johnson y

presentado en "Oil And Gas Journal" el 26 de agosto de 1968.

Figura 4.7. Costos de Inversión en Función de la Profundidad.

Costos de inversión

El análisis económico soporta el diseño de un sistema de levantamiento artificial; Como

ejemplo, comparar los costos de inversión de tres tipos de levantamiento artificial

(bombeo mecánico, bombeo hidráulico y bombeo electrosumergible) con respecto a la

tasa de flujo manejada y a una profundidad común de 5000 pies. De esta gráfica se

puede decir que el Bombeo Mecánico se encuentra en ventaja, desde punto de vista

económico, con respecto a los otros métodos de levantamiento para un rango de

producción hasta 300 barriles por día, caudales mayores a este valor, es preferible

utilizar otro sistema de levantamiento, en este caso bombeo hidráulico, y para el manejo

de caudales por encima de 800 barriles por día, la mejor opción es el bombeo

electrosumergible. Este gráfico es tomado del artículo “Here are Guidelines for Picking

and Artificial Lift Method” escrito por L. D. Johnson.

Figura 4.8 Comparación de los Costos de Inversión para tipos de Levantamiento


137

Artificial.

Cargas en las cabillas y en la caja de engranajes.

Estos factores darán dimensión al equipo de superficie y a la sarta de cabilla. Los mismos

se calcularán a partir del potencial del pozo, la cantidad de flujo manejado y el diámetro

de la bomba.

Costos de la energía y eficiencia del sistema.

Cuando se realiza un diseño en levantamiento artificial es importante tomar en cuenta

cual debe ser la prioridad de diseño, es decir, si se requiere una configuración para la

máxima producción de fluidos, o si se necesita una configuración con el óptimo

consumo de energía. Esto es válido cuando los costos de energía afectan de manera

sensible la rentabilidad del proyecto. Por ejemplo, si la prioridad es minimizar los costos

de energía, se puede utilizar bombas más grandes y velocidades de bombeo menor,

pero a su vez, bombas más grandes incrementan las cargas en las cabillas y los torques

en la caja de engranaje, por lo tanto, se requiere de unidades de bombeo más grande,

por supuesto incide en los costos de inversión. Por otra parte, si se quiere utilizar

bombas de menor dimensión, pero con igual producción, es necesario aumentar la

velocidad y la carrera de bombeo, esto incrementa el consumo de energía, pero podría

reducir el requerimiento del tamaño de la unidad de bombeo. Básicamente se tiene un

compromiso entre eficiencia, carga en la cabilla y el tamaño de la unidad de bombeo.

Análisis Nodal con Sensibilidad a la Velocidad de Bombeo (spm).

Se observa el aumento de la producción y la disminución de la presión de fondo fluyente

a medida que aumenta la velocidad de bombeo.

Velocidad de Bombeo

(Stroke por Minuto)

Presión de fondo

fluyente (psi)

Producción neta

(Barriles por día)

5 334 157

6 286 178

7 243 193

8 206 205

Figura 4.9 Análisis Nodal con Sensibilidad a la Velocidad de Bombeo.


138

Análisis Nodal con Sensibilidad a la Longitud de la Carrera.

El mismo ejemplo, pero esta vez variando la longitud de la carrera, de 72 pulgadas hasta

120 pulgadas. Los puntos de operación son los siguientes:

Longitud de la Carrera

(pulgadas)

Presión de fondo

fluyente (psi)

Producción neta

(barriles por día)

72 334 157

80 305 170

100 240 195

120 188 211

Figura 4.10 Análisis Nodal con Sensibilidad a la Longitud de la Carrera.

DINAMÓMETROS:

Introducción:

Optimizar el funcionamiento de un sistema de extracción por bombeo mecánico, es

lograr un funcionamiento que asegure extraer del pozo la máxima cantidad de fluido

que los reservorios puedan aportar, con el mínimo consumo energético y costo

operativo; mantener el régimen de operación equilibrado, ni sobredimensionado ni sub-

dimensionado; tener en cuenta las dificultades de la extracción, la presencia de gas, de

arena, de parafinas, agresividad del fluido, etc.

Mediciones Físicas:

En el caso de pozos equipados con bombeo mecánico como sistema de extracción, se

entiende por “Mediciones Físicas” al registro de dinamómetros (de superficie y de

fondo) y de ecómetros con el fin de observar el funcionamiento del AIB, de la bomba de

profundidad, esfuerzos a las varillas etc.; las posiciones de los niveles estáticos y/o

dinámicos del pozo y evaluar el comportamiento del sistema.

El registro de ecómetro con el fin de conocer la posición del nivel (estático y/o dinámico)


139

es aplicable no solo a pozos de bombeo mecánico sino también a otros sistemas, tales

como el bombeo con bombas de cavidad progresiva P.C.P y E.S.P.

Equipo Dinamómetro:

El dinamómetro tal como lo expresa su nombre, es un equipo medidor de fuerzas (o del

peso de determinado elemento) y se lo utiliza en el sistema de bombeo mecánico para

registrar la carga aplicada en el vástago de bombeo y a la columna de barras a lo largo

del recorrido de la misma.

La carga instantánea aplicada al vástago será registrada en una carta o gráfico en forma

continua en diferentes posiciones a lo largo de todo el desarrollo del ciclo de bombeo,

dibujando una curva dinamométrica de la carga en función del recorrido. Las lecturas

mencionadas, tomadas todas en superficie, permiten deducir el comportamiento físico

de todos los restantes elementos que integran el sistema.

Para comenzar el análisis de un gráfico dinamométrico tipo, se debe tener presente el

funcionamiento de una bomba mecánica de profundidad, y considerar por ahora que se

desprecian los efectos de todas las cargas dinámicas.

Sobre el eje horizontal (abscisa) se representa el desplazamiento del vástago, en función

de la carrera del aparato, y sobre el eje vertical (ordenada) se representan las cargas

sobre el vástago, obteniendo así en un gráfico cerrado, una curva teórica ideal.

Figura 4.11 Carta Dinamométrica para un Sistema de Bombeo Ideal.

Figura 4.12 Distintas Determinaciones en un Dinamómetro de Superficie.


140

Dinamómetro Electrónico:

Se basa en el desarrollo de un modelo matemático que represente la instalación de las

varillas de bombeo. Registrando la magnitud de las cargas sobre el vástago y midiendo

los desplazamientos en la superficie del mismo, el programa calcula valores de carga y

desplazamientos en distintos puntos a lo largo de la sarta de varillas y en la bomba de

subsuelo dibujando diagramas de carga-desplazamiento en la superficie y en puntos

deseados a lo largo de la sarta de varillas y un diagrama de la bomba de subsuelo. Esto

se efectúa asumiendo que la columna de barras es un sistema de comunicación que

transmite, desde el fondo hasta la superficie, impulsos instantáneos de fuerza a la

velocidad de propagación del sonido en el acero.

En el fondo de las varillas actúan una serie de esfuerzos originados por las variaciones de

la carga del fluido impulsado por la bomba, durante la carrera ascendente y

descendente, además de otras fuerzas que aparecen en la misma bomba y a lo largo de

las varillas como resultado de aceleraciones, vibraciones de la columna, fricciones, etc.

De esta interpretación surgen entonces representaciones gráficas de los esfuerzos y

desplazamientos producidos en el pistón de la bomba, constituyendo los

“dinamómetros de fondo”.


141

Figura 4.13 Cartas Dinamométricas Características.


142

Figura 4.14. Dinamómetro Electrónico:

Los parámetros más importantes para conocer cómo está funcionando un sistema de

bombeo mecánico, pueden dividirse en tres grupos principales:

Relacionados a la bomba de profundidad: carrera bruta del pistón y carrera aparente,

velocidad del pistón, caudal bruto desplazado, rendimiento volumétrico de la bomba,

nivel dinámico, sumergencia, presión de fondo de admisión, peso del fluido,

escurrimiento, pérdidas en válvulas, porcentaje de llenado.

Relacionados a las varillas de bombeo y tubería: cargas máximas y mínimas,

tensiones máximas y mínimas, tensiones en Goodman, esfuerzos de compresión por

flotación, estiramientos, sobre - recorrido, estiramientos del tubing, anclaje correcto

o no.

Relacionados al motor e instalación de superficie. Cargas máximas, torque máximo y

curva de torque, balanceo del equipo, consumos y potencias del motor, rendimientos

generales.

3.3 Bombeo Neumático

Este sistema de levantamiento artificial trabaja mediante inyección continua o

intermitente de gas a alta presión, con el propósito de aligerar la columna de petróleo,

mediante la disminución de la densidad del fluido de producido o desplazarlo por

“baches” la columna formada.

Este tipo de Método de levantamiento artificial permite manejar grandes volúmenes de


143

producción, incluyendo la producción de agua y sedimentos y también volúmenes

reducidos; además cuenta con la flexibilidad de distribuir gas a varios pozos con una sola

planta de compresión y de recuperar las válvulas con wireline o tubería.

Figura 4.15. Sistema de Levantamiento Artificial por Bombeo Neumático.

En el Levantamiento Artificial por Bombeo de Gas, existen básicamente dos tipos de

sistemas, Gas Continuo y Gas Intermitente los que vamos a describir.

El sistema de extracción Gas Lift tiene la siguiente aplicación:

Permitir que un pozo que no surge naturalmente produzca.

Incrementar la producción de pozos surgentes.

Descargar el líquido acumulado en los pozos de gas.

Producir pozos de agua de gran caudal.

Producir gas y petróleo de manera simultánea.

Levantamiento Artificial por Gas Continúo

Existen dos subtipos de LAG continuo: tubular y anular

LAG continuo tubular: En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el espacio anular

existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, y se levanta

conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a través de la tubería de

producción.


144

LAG continuo anular: En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la tubería de

producción y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a

través del espacio anular antes mencionado.

Figura 4.16 Tipos de Levantamiento Artificial por Gas Continuo.

DIAGNÓSTICO DE PROBLEMAS OPERACIONALES EN LAG CONTINÚO

El diagnóstico de pozos que producen en levantamiento artificial por gas continuo puede

ser sumamente complicado. Esto se debe a la gran cantidad de posibilidades que

pudiesen ocurrir en la operación de un pozo: válvula dañada, interferencia entre

válvulas, comunicación entre la tubería y el anular, etc. Existen complicaciones que

hacen del diagnóstico una tarea muy difícil de realizar:

- Dificultad de obtener las curvas de afluencia de los pozos debido a la complejidad de

los yacimientos.

- Poca precisión de correlaciones para predecir la presión de los fluidos en la tubería

de producción o en flujo anular.

- Grandes profundidades de los pozos: esto incrementa el número de válvulas a

diagnosticar y las posibilidades de interferencia entre ellas.

- Condiciones de operación que auspician problemas de inestabilidades: altos cortes

de agua, pequeños volúmenes de almacenamiento de gas de inyección entre la

válvula de control del caudal de inyección y la válvula de LAG, grandes áreas de flujo

y condiciones de operación del sistema de compresión, entre otras.

- Uso de válvulas de fluido

- Deposición de sólidos orgánicos e inorgánicos


145

Metodología del diagnóstico:

El objetivo fundamental del diagnóstico del levantamiento artificial por gas es el de

determinar el posible punto, o puntos, de inyección de gas para el caso de un pozo que

recibe gas de inyección, o para pozos que no reciben gas, determinar la razón por la cual

el pozo no recibe.

La calidad del diagnóstico depende de la cantidad y calidad de la data de campo

disponible. El primer paso de todo diagnóstico consiste en recopilar la información que

se tenga sobre la operación del pozo a lo largo de su historia:

- Discos de presiones de inyección de gas y de los fluidos producidos en el ámbito de

cabezal (CHP y THP).

- Propiedades de los fluidos: ° API, RGL de formación, punto de burbuja, gravedad

específica del gas de formación y de levantamiento.

- Producción de líquido, corte de agua, gas total producido diariamente y gas inyectado

en la historia completa del pozo en forma general y, en forma muy detallada, para los

últimos meses de producción del pozo.

- Datos del yacimiento tales como presión estática y curvas de afluencia.

- Datos de la completación y de las válvulas de subsuelo instaladas (diseño de las

válvulas actuales y diseños anteriores).

- Trabajos realizados en el pozo tales como: apertura de mangas de circulación,

limpiezas mecánicas, estimulaciones, cambios de válvulas, etc.

- Resultados de registros de presión y temperatura de fondo.

Presiones de producción/inyección (THP/CHP):

Las presiones THP y CHP se obtiene con el medidor de dos plumas. Este equipo utiliza

dos elementos (resortes tipo “Bourdon”) que se mueven por acción de la presión del

fluido en el cabezal del pozo (Pwh o THP), y la presión del gas inyectado en el cabezal del

revestidor de producción (Pcasing o CHP). Este movimiento es registrado, a través de

unas plumillas, en una carta o disco el cual se mueve por un mecanismo de relojería de

tal forma que en dicho disco queda dibujado en forma continua el comportamiento de

la presión del fluido en la tubería de producción aguas arriba de la caja del reductor, y la

presión del gas en el revestidor aguas abajo del regulador o “choke” ajustable.


146

Figura 4.17. Medidores de Flujo y Presión (Tipo Bourdon).

Registros de presión y temperatura fluyentes:

Este tipo de registro es la forma más exacta de determinar el comportamiento de

presión y temperatura fluyente en función de la profundidad para un pozo de

levantamiento Artificial por Gas, los sensores o elementos registradores de la presión y

temperatura son bajados con el pozo abierto a producción, realizando paradas encima y

debajo de cada válvula de Levantamiento Artificial por Gas y en otras profundidades de

acuerdo al criterio del programador del registro. Con este registro puede determinarse

la siguiente información:

- Profundidad del punto o puntos de inyección de gas.

- Presión fluyente en el fondo, frente a las perforaciones.

- Índice de productividad del pozo, si se dispone de una presión estática y de los

resultados de la prueba de flujo del pozo tomada durante la corrida del registro.

- Localizar fuga en la tubería dentro del rango de paradas.

- Tener una base de referencia del comportamiento normal del pozo para identificar

problemas futuros.

- Provee información valiosa de temperatura para considerarla en futuros rediseños de

la instalación de Bombeo Neumático, especialmente cuando se utilizan válvulas

operadas por presión de inyección.


147

Discos de comportamiento normal de las dos presiones:

Figura 4.18. Discos Medidores de Presión.

Levantamiento artificial por gas intermitente

El Levantamiento artificial por gas intermitente consiste en inyectar cíclica e

instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción con

el propósito de desplazar, hasta la superficie, el tapón de líquido que aporta el

yacimiento por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa la

inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello el

aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de inyección.

La siguiente figura ilustra el ciclo de levantamiento con gas en flujo intermitente:

Figura 4.19. Ciclo de Levantamiento con Gas en Flujo Intermitente.


148

¿LAG Continuo o Intermitente?

En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones de flujo continuo en

la tubería ya que la baja velocidad de ascenso de la fase líquida favorece la aparición del

fenómeno de deslizamiento. Este fenómeno desestabilizaría el comportamiento del

pozo y para minimizarlo o eliminarlo se requiere aumentar sustancialmente la tasa de

inyección de gas, por ejemplo, inyectar entre 500 a 800 Mpcd para levantar solamente

de 50 a 100 bpd. Una manera de reducir el consumo de gas de levantamiento es detener

la inyección de gas para darle chance al yacimiento de aportar un tapón de líquido por

encima de la válvula operadora y luego inyectar rápidamente solo el gas requerido para

desplazar el tapón hasta la superficie, la frecuencia de los ciclos de inyección dependerá

del tiempo requerido para que la formación aporte un nuevo tapón de líquido a la

tubería de producción.

Este tipo de LAG reduciría sustancialmente el consumo diario de gas de levantamiento,

por lo general, se reduce a la mitad o a las dos terceras partes de lo que se consumiría

diariamente en un levantamiento continuo ineficiente. Obviamente si el aporte de gas

de la formación es alto, probablemente sea mejor producir en forma continua ya que el

gas de levantamiento requerido será bajo. En los pozos donde ambos tipos de LAG

produzcan aproximadamente la misma tasa con similar consumo de gas se recomienda

el uso del LAG Continuo ya que requiere de menor supervisión, control y seguimiento.

Figura 4.20 Fenómenos de Deslizamiento y Fricción.


149

Figura 4.21. Disco de comportamiento normal de las dos presiones.

CHAMBER LIFT

El Chamber Lift o Levantamiento con cámara de acumulación es una modificación del

Gas Lift, que opera cíclicamente, permitiendo alternadamente el ingreso de crudo a la

cámara y la inyección de gas desde superficie para desplazar el crudo acumulado.

Esquema de instalación para Chamber Lift.

Figura 4.22 Partes de un Sistema de Levantamiento Artificial Chamber Lift.

a. Cuando la válvula de control en superficie está cerrada, el pozo produce en la

cámara a través del orificio de la válvula estacionaria. La válvula igualadora permite


150

que los niveles del fluido en el interior y exterior del tubo “mosquito” permanezcan

iguales. Conforme la producción se acumula en el interior de la cámara, la

contrapresión de la formación aumenta, de manera que la tasa de producción de la

formación disminuye constantemente.

b. A un tiempo preseleccionado, el cual, es ajustado mediante un temporizador en

superficie en ciclos regulares, se abre la válvula de control y se inyecta gas dentro

del espacio anular entre el casing y el tubing arriba del empacador. La presión en el

casing se eleva y alcanza finalmente un nivel con el cual la válvula de operación se

abre. Así se permite que el gas baje por el espacio anular entre el tubo mosquito

(stinger) y el tubing. La válvula igualadora y la válvula estacionaria se cierran

bruscamente debido al alto diferencial de presión. El gas impulsa el líquido que está

en la cámara hacia el tubo mosquito, el cual a su vez lo introduce dentro del tubing.

c. Para un segundo intervalo de tiempo preseleccionado, la válvula de control se

cierra y el bache de líquidos es forzado hacia la superficie por la expansión del gas

en el espacio anular entre el casing y el tubing. La presión en el tubing cae, y la

válvula de operación se ajusta de tal forma que se cierre en cuanto el bache de

líquido alcance la superficie, o inmediatamente después. De esta forma se completa

el ciclo.

Ventajas

Sistema apropiado para pozos con índices de productividad bajos.

Requiere de bajos costos de instalación y operación.

Permite la producción de tasas bajas.

Maneja contenidos de gas y agua relativamente altos, siempre y cuando los ciclos

de apertura y cierre, se manejen cuidadosamente

Desventajas

Presenta problemas por la caída o retroceso del fluido que permanece en contacto

con las paredes de la tubería tras la salida del bache de crudo (Fallback).

Requiere de espacio suficiente dentro del revestimiento para la instalación de la

cámara de acumulación.

Su eficiencia disminuye al disminuir la presión estática.

Es importante tener en cuenta que existe una frecuencia óptima de los ciclos de

apertura y cierre de las válvulas para una serie de condiciones dadas, la cual, produce la

mayor eficiencia del sistema. Para periodos cortos de inyección de gas

(aproximadamente de 10 minutos), la frecuencia óptima esta entre los 20 y 40 ciclos por

día. Para ciclos más largos (superiores a 25 minutos), la frecuencia óptima se reduce a

alrededor de 10 a 20 ciclos por día. En ambos casos, el valor está directamente

relacionado con el IP.


151

3.4 Plunger Lift

El sistema de extracción “Plunger Lift” es un sistema ampliamente utilizado en la

extracción de líquidos acumulados en pozos productores de gas y condensado que

producen por debajo de su caudal crítico. Esta condición se alcanza cuando la velocidad

del gas en el tubing no es suficientemente elevada para arrastrar las partículas líquidas

que consecuentemente terminan acumulándose en el fondo del pozo (proceso

denominado Load up). Si esta situación no se corrige a tiempo, inevitablemente se

alcanzará el ahogue definitivo del pozo.

Figura 4.23. Partes de un Sistema de Levantamiento Artificial Plunger Lift.

Aplicaciones del Plunger lift.

Cualquier pozo que tengan una tendencia para producir fluidos del pozo


152

Reduce fallback en pozos producidos con levantamiento de gas intermitente

Mejora la producción en pozo que tengan una alta relación de gas a líquido.

Evita la acumulación de parafina, sal en pozos que producen sólidos.

Incrementa la producción en pozos con problemas de emulsión

Problemas operativos:

Ahogue:

Una particularidad operativa es que este tipo de pozos de reservorios multicapa se

ahoga durante un periodo de cierre prolongado, contrariamente a lo que ocurre

con los pozos netamente gasíferos, en donde el ahogue se produce durante el

periodo de fluencia, cuando disminuye la velocidad de gas, causando la

acumulación de líquidos en el fondo.

En los pozos en donde se producen reservorios de petróleo y gas simultáneamente,

los problemas de ahogue se deben a las diferentes presiones estáticas de las capas,

permitiendo el Flujo entre Capas (Cross-Flow). Este último deriva en variaciones de

las permeabilidades relativas de los reservorios, las capas de gas depletadas de baja

presión estática, permiten el ingreso de líquido, cambiando la saturación de fluido

en ellas y por ende la facilidad de movimiento del gas dentro de la roca.

Maniobras:

Arranque a tanque ecológico:

Si el pozo presenta un problema de ahogue, se puede arrancar nuevamente

produciendo a un tanque ecológico, favoreciendo la surgencia debido a que bajo este

escenario no se tiene la contrapresión del sistema de captación.


153

Figura 4.24 Ciclo de Producción del Sistema de Levantamiento Artificial Plunger Lift.

A continuación, se detallan los problemas más comunes cuando se opera un pozo de

Plunger Lift:

Roturas en el tubing (se detecta por una igualdad entre la presión de tubing y

casing)

Pérdidas en válvula neumática originadas por erosión del asiento.

No apertura de la válvula neumática por baja presión en el gas de instrumento a

causa de la formación de hidratos o presencia de líquido.

Mal funcionamiento en los sensores de presión.

Problemas en el sensor de arribo, imposibilitando el comienzo del afterflow debido

a una no detección del pistón.

No arribo del pistón por excesivo desgaste del mismo, cuando esto sucede el pistón

pierde capacidad de sello dejando escapar una gran parte del gas de levantamiento.

Configuración incorrecta de las variables de operación, por ejemplo: Afterflow, Shut

in, etc.

3.5 Bombeo Hidráulico Tipo Pistón

El bombeo hidráulico tipo pistón (Hydraulic Pistón Pumping, HPP) es una variante del

bombeo mecánico, con la diferencia de que en este caso se utiliza un medio hidráulico

como mecanismo de operación de la bomba de subsuelo.


154

En un sistema típico de levantamiento hidráulico (bien sea, tipo pistón o tipo jet) el

fluido utilizado para la operación de la bomba es llamado fluido de potencia o fluido

motriz, y generalmente es petróleo crudo o agua. Este fluido es entregado a alta presión

a la bomba de superficie; puede entrar en contacto con el fluido producido si el sistema

de circulación es abierto, o nunca tocarlo, si el sistema es cerrado. En el diseño de HPP,

el fluido motriz es el que activa el motor que le da movimiento a la bomba.

Esquema típico bombeo hidráulico tipo Pistón o Jet.

Figura 4.25 Partes de un Sistema de Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico

tipo Pistón o Jet.

La bomba hidráulica tipo pistón es un sistema reciprocante, es decir, que succiona y

expulsa fluido alternadamente, el cual es forzado a entrar y salir de un par cilindros por

la acción de cada uno de los pistones, el pistón del motor está unido a una varilla que lo

conecta con el pistón de la bomba. Un juego interno de válvulas cheque y válvulas de

puente controla los movimientos hacia delante en reversa de los pistones, y permiten la

entrada y salida del fluido bombeado. Existen diseños de bomba de acción simple y

doble, aunque generalmente son más usados los de acción doble, ya que proporcionan

mayor eficiencia. Esto se debe a que el pistón motor y el pistón bomba intercambian

papeles al pasar de una carrera a otra, permitiendo de esta forma bombear el fluido de

producción tanto en la carrera ascendente como en la descendente, dándole así, un

mayor aprovechamiento a la energía suministrada.


155

Figura 4.26 Estructura interna de una bomba hidráulica tipo pistón.

Ventajas

Buena eficiencia volumétrica.

No requiere de ningún tipo de conexión eléctrica.

Opciones de recuperarlo por cable o por circulación de fluido.

Tasa de producción fácil de ajustar, lo cual, es especialmente útil ante la declinación

del pozo.

Aplicable en pozos profundos y desviados.

No ocupa grandes espacios en superficie (excepto por el requerido para las

facilidades de tratamiento de fluido).

La fuente de poder para la compresión del fluido motriz puede ser eléctrica o con

motor a gas.

Permite alcanzar muy bajas presiones de fondo.

Aplicable a completamientos múltiples y a plataformas costa afuera.

Permite controlar la corrosión en sistemas cerrados y reducción de viscosidad con

fluidos calientes en sistemas abiertos.

Se puede aplicar en altas temperaturas.

Su diseño permite ser aplicado a grandes profundidades.

Desventajas

Funciona con movimiento mecánico; por lo tanto, presenta desgaste y rompimiento

de las partes móviles.

Baja tolerancia a la presencia de sólidos, tanto en el fluido de potencia como en el

fluido de producción.

Solo permite manejar tasas de producción de medias a bajas.

Riesgo de incendio al usar aceite como fluido de potencia y de explosión por las

elevadas presiones que se manejan en superficie.


156

Requiere de grandes cantidades de aceite para ser utilizado como fluido de

potencia, lo que lo hace poco rentable.

Los costos de operación pueden ser elevados.

Dificultad para el manejo de gas libre, ya que no puede ser venteado en un

completamiento convencional. Para tal fin requiere de un tubing adicional, lo que

incrementa los costos.

Dificultad para descubrir fallas en la bomba y para obtener resultados confiables en

pruebas de pozo a baja tasa.

Requiere de dos líneas de tubería, una para el manejo del fluido motriz y otra para

el fluido producido.

Requiere de facilidades para el tratamiento del agua, cuando esta es utilizada como

fluido motriz.

Las bombas hidráulicas tipo pistón permiten alcanzar drawdowns más bajos que los

alcanzados por las tipo jet, por lo tanto, en las etapas finales de la producción de un

yacimiento, cuando este alcanza presiones de fondo muy bajas, se pueden reemplazar

las bombas tipo jet instaladas por bombas tipo pistón, para aprovechar el

completamiento y las facilidades instaladas, y continuar con la explotación del

yacimiento bajo las nuevas condiciones, alcanzando un mayor grado de depleción y el

tiempo de abandono.

3.6 Bombeo Hidráulico Tipo Jet

La bomba hidráulica tipo jet es el método técnicamente más sencillo de todos los

sistemas de levantamiento artificial. El sistema consta de una bomba tipo Venturi, la cual

consta de una boquilla, una garganta y un difusor; a la boquilla es bombeado el fluido a

altas presiones y bajas velocidades, originándose un diferencial de presión y un aumento

de velocidad.

De ahí, el fluido de potencia pasa por la garganta y luego por del difusor en donde se

mezcla con el fluido formación y se produce un incremento de presión. Esta bomba es

instalada de forma temporal o permanente en el completamiento del pozo.

Figura 4.27 Componentes de la bomba hidráulica tipo jet.

Los componentes principales de un sistema de bombeo hidráulico tipo jet (Hydraulic Jet

Pumping, HJP) son básicamente los mismos que para el HPP, con la única diferencia de

que, en lugar de la bomba de desplazamiento positivo, lleva la bomba tipo jet.

El fluido motriz es bombeado hacia la sección de la boquilla de la bomba. La corriente de


157

fluido de potencia a alta presión es entonces convertida en un chorro de alta velocidad.

Este chorro sale de la boquilla y entra en contacto con el fluido producido dentro de la

sección de la garganta de la bomba. A medida que los fluidos se mezclan en la sección

de la garganta, ocurre una transferencia de impulso (momentum) entre el fluido de

potencia y el de producción, lo que causa que este último sea transportado hasta la

superficie. En la sección del difusor de la bomba, se reduce la velocidad de la mezcla de

fluidos, mientras su presión aumenta.

Teniendo en cuenta que la clave en el éxito de este SLA radica en un correcto balance

entre la conversión de presión a energía cinética en la boquilla y de energía cinética a

presión en la garganta y el difusor, se debe realizar un adecuado diseño y selección del

tamaño de estas partes; especialmente en sus diámetros internos, para asegurar una

alta eficiencia de funcionamiento del sistema.

Debido, a que las bombas tipo jet no tienen ninguna pieza móvil, son muy seguras de

operar. El único factor restrictivo sobre la vida operativa de la bomba es a menudo el

equipo auxiliar y el modo de operación en el pozo. El fluido motriz puede ser obtenido,

bien sea, de una fuente conveniente de alta presión, tal como un sistema de inyección

de agua o de una unidad de bombeo en superficie destinada exclusivamente a este fin

Generalmente, se utiliza agua (agua de mar o agua producida) o crudo muerto como

fluidos de potencia. El fluido motriz puede ser enviado hacia la bomba a través del

tubing y regresar con la producción por el anular (a esto se le conoce como circulación

normal) o bien se puede hacer en sentido opuesto (circulación inversa).

Usualmente, la bomba es ubicada en profundidad enviándola junto con el fluido de

potencia en circulación normal y es recuperada mediante una circulación inversa,

aunque existen bombas recuperables mediante wireline.

Ventajas

No tiene partes sólidas.

Tolera cierto contenido de sólidos en la sarta de producción y en la de potencia.

Permite múltiples formas de sentar y recuperar la bomba.

No tiene problemas con pozos tortuosos o desviados.

No ocupa grandes espacios en superficie, lo que lo hace aplicable en locaciones

semiurbanas y costa afuera.

Permite aplicar fácilmente tratamientos de inhibición de corrosión y contaminantes,

ya que estos pueden ser bombeados junto con el fluido de potencia.

Buena tolerancia a relaciones gas-liquido relativamente altas (Aproximadamente

3000 scf/bbl).

Costos de reemplazo de las bombas relativamente bajos.

El fluido de potencia no debe estar tan limpio como en el HPP.

Desventajas

Baja eficiencia volumétrica (30 a 35 %).

Requiere de un cierto grado de sumergencia en el fluido de producción.


158

El diseño de las facilidades de superficie es más complejo, debido a las líneas de

inyección y recolección.

Transferencia de energía limitada.

Sensibilidad a la contrapresión del pozo.

Requiere de sistemas de contingencia para las facilidades de superficie.

Peligro de incendio al manejar aceite como fluido de potencia y riesgo de explosión

por los fluidos a alta presión en superficie.

La bomba puede presentar cavitación bajo ciertas condiciones.

3.7 BORS (Balance Oil Recovery System)

En yacimientos con pozos de baja productividad, los sistemas convencionales no

resultan económicos para extraer producciones menores de 3 a 4 barriles de petróleo

por día, razón por la cual, los operadores se ven en la necesidad de contar con sistemas

extractivos de menores costos operativos que puedan reducir los índices económicos de

extracción con la finalidad de seguir extrayendo el petróleo rentablemente (menor

límite económico).

En la búsqueda de un sistema de extracción alternativo de menor costo operativo, se ha

desarrollado el Equipo BORS.

Es considerado una buena alternativa de extracción para utilizar en pozos someros y de

muy bajos caudales a un costo operativo menor que los sistemas de extracción

convencionales.

Funcionamiento

El Equipo BORS es un sistema de extracción de petróleo que no utiliza accesorios

convencionales, ya que su instalación se realiza sobre la superficie, directamente

conectado al casing.

La extracción se realiza por medio de una manguera que es transportada dentro del

casing por medio de una cinta hasta la columna de fluido del pozo.

Luego de un cierto tiempo de espera, la manguera es levantada para descargar el fluido

dentro del tanque de almacenamiento y enviado a las baterías por medio de una bomba

de transferencia.


159

Figura 4.28 Esquema del sistema BORS.

Características de Selección del Pozo:

Las características mínimas que debe tener un pozo para que el equipo BORS descrito

funcione correctamente son los siguientes:

Capacidad de extracción máxima de 10 bpd.

Profundidad de trabajo máxima de 3000 ft.

Diámetro del Casing mínimo de 4 1/2” el cual no debe tener problemas mecánicos.

Ideal para pozo con problemas de intervenciones repetitivas de varilleo, con la

finalidad de reducir los costos operativos que tienen con el sistema de bombeo

mecánico, más aún si son de muy bajas producciones.

Evitar que el pozo esté ubicado cerca de centros poblados o muy alejados del

centro operativo como prevención a los robos.

Mínima o nula producción de gas, ya que el equipo no capta el gas.

3.8 Bombeo de Cavidad Progresiva

A fines de los años 20, Rene Moineau desarrolló el concepto para una serie de bombas

helicoidales. Una de ellas tomó el nombre con el cual hoy es conocido como Progressing

Cavity Pump (Bomba de Cavidad Progresiva).


160

La bomba de cavidad progresiva está constituida por dos piezas longitudinales en forma

de hélice, una que gira en contacto permanente dentro de la otra que está fija,

formando un engranaje helicoidal:

El rotor metálico, es la pieza interna conformada por una sola hélice.

El estator, la parte externa está constituida por una camisa de acero revestida

internamente por un elastómero(goma), moldeado en forma de hélice enfrentadas

entre sí, cuyos pasos son el doble del paso de la hélice del rotor.

En 1979, algunos operadores de Canadá, de yacimientos con petróleos viscosos y alto

contenido de arena, comenzaron a experimentar con bombas de cavidades progresivas.

Muy pronto, las fábricas comenzaron con importantes avances en términos de

capacidad, presión de trabajo y tipos de elastómeros.

Algunos de los avances logrados y que en la actualidad juegan un papel importante, han

extendido su rango de aplicación que incluyen:

Producción de petróleos pesados y bitúmenes (< 18ºAPI) con cortes de arena hasta

un 50 %.

Producción de crudos medios (18-30 º API) con limitaciones en el % de H2S.

Petróleos livianos (>30º API) con limitaciones en aromáticos.

Producción de pozos con altos % de agua y altas producciones brutas asociadas a

proyectos avanzados de recuperación secundaria (por inyección de agua).

En los últimos años las PCP han experimentado un incremento gradual como un método

de extracción artificial común. Sin embargo, las bombas de cavidades progresivas están

recién en su infancia si las comparamos con los otros métodos de extracción artificial

como las bombas electrosumergibles o el bombeo mecánico.

Generalidades:

Los sistemas PCP tienen algunas características únicas qua los hacen ventajosos con

respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades más

importantes es su alta eficiencia total. Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y

60%. Otras ventajas adicionales de los sistemas PCP son:

Producción de fluidos altamente viscosos.

Producción de fluidos con altas concentraciones de arena.

Ausencia de válvulas o partes reciprocantes evitando bloqueo por gas o desgaste de

las partes móviles.

Muy buena resistencia a la abrasión.

Bajos costos de inversión inicial.

Bajos costos de energía.

Demanda constante de energía (no hay fluctuaciones en el consumo).

Simple instalación y operación.

Bajo mantenimiento.

Equipos de superficie de pequeñas dimensiones.


161

Los sistemas PCP también tienen algunas restricciones en comparación con los otros

métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades de

desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la compatibilidad de los

elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de

componentes aromáticos.

Instalación típica:

Las PCP son bombas de desplazamiento positivo la cual consiste, como se explicó

anteriormente, en un rotor de acero de forma helicoidal y un estator de elastómero

sintético moldeado dentro de un tubo de acero.

El estator es bajado al fondo del pozo formando parte del extremo inferior de la

columna de producción (tubings), mientras que el rotor es conectado y bajado junto a

las varillas de bombeo. La rotación del rotor dentro del estator es transmitida por las

varillas de bombeo, cuyo movimiento es generado en superficie por un cabezal.

Figura 4.29 Instalación con Sistema de Automatización y Transmisión de Datos.


162

Figura 4.30 Instalación de fondo.

3.9 Bombeo Electrosumergible

Generalmente se considera a las bombas electrosumergibles equipos de bombeo

artificial para grandes volúmenes de fluido, sin embargo, se construyen en varios

tamaños para ofrecer un amplio rango de caudales. En la industria petrolera, cuando se

supera el límite de capacidad de extracción de las unidades de bombeo mecánico

(dependiendo de la profundidad de la instalación), se recurre frecuentemente al sistema

de bombeo electrosumergible.

La energía eléctrica para alimentar el motor, proveniente en algunos casos de una moto

generadora individual, es acondicionada mediante un transformador y un panel de

control (switchboard) para suministrar el voltaje correcto y las protecciones adecuadas.

Todos estos equipos forman parte de las instalaciones de superficie y están ubicadas en

la locación del pozo.

La energía eléctrica es transmitida desde superficie al motor de fondo a través de un

cable eléctrico de tres conductores engrampado con zuncho al tubing.

Muchas compañías proveedoras utilizan formularios tipos u hojas de trabajo en el

diseño de una instalación, donde figuran los datos de configuración de los elementos y

equipos seleccionados para un pozo.


163

El correcto diseño y dimensionamiento del equipo de fondo, es de suma importancia

para la obtención de una instalación satisfactoria. El conocimiento de las características

de performance de cada una de las partes componentes de este equipo, permite un

mejor diseño de la instalación.

Figura 4.31 Partes de un Sistema de Levantamiento Artificial por Bombeo

Electrosumergible.

INSTALACIONES DE SUPERFICIE:

CABEZA DE POZO

La cabeza de pozo para una instalación (ESP) está diseñada para soportar la tubería, la

unidad de bombeo y proveer un sello alrededor de la tubería y el cable conductor.

TABLERO DE COMANDO

La energía eléctrica es comandada por un panel de control (switchboard) que contiene

un contactor de vacío, un seccionador manual, elementos de medición y protección, y

registrador amperométrico. El panel cumple las siguientes funciones:

Poner en marcha y parar la unidad.

Interrumpir el suministro eléctrico por alto o bajo consumo (desbalances,

protecciones)

Registrar en una carta las fluctuaciones de la corriente del motor.


164

VARIADOR DE FRECUENCIA (VSD)

Al igual que el tablero, el VSD se encarga de comandar la energía eléctrica que se

entrega al equipo. Este por sí mismo para brindar funciones de medición y protección y

se encuentra equipado al igual que los tableros con el registrador amperométrico.

EL VSD cumple con las siguientes funciones:

Poner en marcha y detener la unidad

Interrumpir el suministro de energía por alto o bajo consumo, protecciones, etc.

Permite variar la velocidad como así también la tensión aplicada al equipo.

Permitiendo esto distintos planes de trabajo como condiciones de arranque.

Registrar en una carta las fluctuaciones de la corriente del motor.

USO DE VARIADORES DE FRECUENCIA EN BES.

Es posible impulsar la bomba con alimentación eléctrica que tenga frecuencia variable.

Esto permite modificar el comportamiento de la bomba a voluntad ajustando el caudal

de producción, altura de elevación al valor optimo del equipo y del pozo.

La variación de frecuencia, como dijimos anteriormente, modifica el comportamiento de

la bomba. Los cambios producidos en el caudal de extracción, altura de elevación y

potencia de consumo de la bomba están ligados al cambio de frecuencia por las

denominadas LEYES DE AFINIDAD.

El caudal producido por la bomba varía proporcionalmente con el cambio de frecuencia.

La altura de elevación varía proporcionalmente con el cuadrado del cambio de la

frecuencia.

El consumo de la bomba en HP (brake horse power) varía proporcionalmente con el

cubo del cambio de frecuencia.


165

Figura 4.32 Software usado para el Bombeo Electrosumergible.

Límites de frecuencia de las BES

La frecuencia mínima con la que un equipo BES puede ser alimentado estaría dado por

aquella en la cual se genere un caudal que no asegure la refrigeración del motor. Esto

produciría su sobrecalentamiento excesivo y reducción de la vida útil. La frecuencia

máxima es aquella en la cual la bomba consume una potencia tal que el motor no la

pueda mover. En otras palabras, sería que el torque resistente de la bomba supera el

disponible por el motor. Esto puede terminar en un bloqueo del motor o en la rotura de

su eje.

REGISTROS TIPO

Estos registros (cartas amperométricas) reflejan las condiciones de trabajo de las

unidades (ESP) y permiten determinar problemas y anormalidades en el funcionamiento

de las mismas. En esta sección se indicarán distintos registros tipo que muestran las

diversas condiciones de operación de la unidad.


166

Figura 4.33 Registros Tipo.

Descripción del Equipo de Bombeo Electrosumergible de Fondo:

Guía del Motor

Estructura metálica, normalmente de hierro dulce o de acero según las condiciones del

pozo lo requieran; Su función principal es orientar el equipo sumergible dentro de la

tubería de revestimiento y evitar el bamboleo del aparejo. Se encuentra conectado al

final del último motor o del Sensor de fondo.

Sensor de Fondo.

Dispositivo electrónico capaz de soportar altas presiones y de enviar señales a superficie

a través del cable eléctrico que suministra potencia al equipo BES. Se conecta al motor

de fondo a través de un cable de alimentación y un cable de señal.

Este sensor, no solamente detecta presiones de succión y descarga también es capaz de

interpretar las temperaturas del aceite dieléctrico del motor y de la succión (intake),


167

vibración, corriente de fuga, y flujo.

Motor Electrosumergible.

Resiste altos esfuerzos de torsión de arranque permitiendo que llegue a su velocidad de

operación en menos de 15 ciclos, impidiendo de esta manera la sobrecarga prolongada

de la línea eléctrica.

La profundidad de colocación se limita normalmente por encima del fluido entrante y en

zonas donde se tenga una sección con desviaciones uniformes y sin alta pata de perro

(dogleg). Cuando se instala frente a las perforaciones, se debe usar camisa de motor.

Bajo condiciones normales de operación, el motor opera aproximadamente a 3500 rpm

a 60 Hz, 2915 a 50 Hz.

Camisa de motor en operaciones BES.

El enfriamiento se obtiene mediante la transferencia de calor al fluido del pozo que pasa

por el motor a través de un aceite altamente refinado que además provee resistencia

dieléctrica, lubricación y buena conductividad térmica. Para los casos en que la tubería

de revestimiento es grande y la productividad del pozo es pequeña, la alternativa es usar

camisa de motor (motor jacket) para incrementar la velocidad del fluido y obtener mejor

enfriamiento.

Sección Sellante.

Parte vital del ensamble del equipo sub-superficial. Conecta la flecha del motor con la de

las bombas, entre sus funciones tiene la de evitar la migración del fluido de pozo dentro

de los motores a través de una serie de sellos.

Permite y absorbe la expansión del aceite dieléctrico que se encuentra en el motor

resultado de las gradientes de temperatura.

Separador de Gas.

Un pozo debe producirse con una presión de sumergencia superior a la presión de

burbujeo, para mantener los gases en solución a la entrada de la bomba. Esto no es

normalmente posible, por lo que se instala un separador de gas en la succión de la

bomba, de modo que no se vea afectada en su capacidad de extracción.

Bomba Electrosumergible.

Son del tipo centrífugo de múltiples etapas, cada etapa consiste de un impulsor

(dinámico) y un difusor (estático). El número de etapas determina la carga total

generada y la potencia requerida.


168

Figura 4.34 Bomba Electrosumergible.

Cabeza de Descarga

No es más que un adaptador ente las bombas electrosumergibles y la tubería de

producción.

Cable de Potencia

El trifásico, transmite la energía eléctrica al sistema, los conductores son de tipo sólido o

trenzado. El cable representa una parte considerable de la inversión total en la unidad

de bombeo eléctrico y es diseñado y fabricado para condiciones de diferentes

temperaturas.

Empacador para aplicaciones BES

La función del empacador es aislar el espacio anular de la sarta de producción. La

continuación de la alimentación de la energía del sistema BES es a través del penetrador

del empacador y la liberación del gas al espacio anular es a través de la válvula de

venteo.

Válvula de Tormenta

La válvula de tormenta o también conocida como válvula de seguridad se instala encima

del empacador.


169

Válvula de Venteo

La instalación de la válvula de venteo se realiza al mismo tiempo cuando se instala el

penetrador del empacador. La función de la válvula de venteo es facilitar la migración

del gas libre del fondo del pozo al espacio anular.

La válvula de venteo siempre abierta durante la operación del sistema BES junto con la

válvula de tormenta.

Penetrador del Empacador

Las características de este dispositivo son solamente las de conexión de una etapa del

aparejo a la siguiente manteniendo aislado ambos lados de la conexión.

El penetrador no es más que un dispositivo tubular con 3 fases eléctricas tipo enchufe

trifásico a largo de todo el cuerpo, aisladas con una resina epóxica con determinado

coeficiente di-eléctrico.

ACCESORIOS:

Los accesorios de la instalación de profundidad que utilizamos en algunos pozos en

nuestra operación son los que se indican:

Válvula de retención: Tiene por finalidad prevenir el escurrimiento de la columna de

fluido a través de la bomba evitando la rotación inversa de la unidad al detenerse el

motor.

Válvula de drenaje: Permite vaciar la cañería de producción evitando así sacar los tubing

con fluido en una intervención del pozo.

Desarenador (SANDTRAP): Se utiliza para separar sólidos abrasivos de los fluidos antes

de entrar en la bomba. De esta forma se extiende la vida útil de las bombas.

El fluido entra por la ranura de admisión y fluye hacia abajo a través de un espiral

dirigiéndose hacia la bomba.

Debido a la acción centrifuga del fluido, los sólidos son empujados fuera del vórtice

del flujo. Los sólidos sedimentan en el mud anchor.

El fluido limpio se dirige hacia la bomba.

PROBLEMAS, DIAGNOSTICOS, ANÁLISIS DE FALLA Y RECOMENDACIONES DURANTE LA

OPERACION DEL EQUIPO BES:

Introducción.

La evaluación del punto de comportamiento de la bomba es muy importante durante la

operación del equipo de bombeo electrosumergible ya que nos permitirá ver los

resultados de la operación a las condiciones en que está operando tales como:


170

Correlacionar la parte teórica del diseño del equipo con los datos que nos arrojan

las pruebas de producción.

Verificar en la curva de comportamiento de la bomba, en que zona está el equipo

operando, debido a que el fabricante proporciona un rango de operación que no

necesariamente todos los puntos que pertenecen a ese rango son los óptimos.

Analizar los diferentes parámetros eléctricos e hidráulicos para realizar una

evaluación integral del sistema que está operando tales como: carga sobre el motor,

frecuencia de operación, voltaje de operación, factor de potencia, porcentaje de

gas libre en la bomba, la carga dinámica total, presión en el tubing, presión en el

casing, porcentaje de desbalance de corriente, porcentaje de agua a las condiciones

actuales, correlaciones que se usan en el diseño, capacidades de los equipos

superficiales, etc...entre otros parámetros.

Punto de comportamiento de la bomba Vs Diagnóstico y Prevención de Fallas

Prematuras:

La evaluación constante del punto de comportamiento de la bomba es mucha

trascendencia debido a que del análisis que arroje la evaluación, nos permitirá realizar

ciertos ajustes o correcciones para evitar las fallas prematuras que impactan

negativamente en la economía del proyecto.

1. Si estamos produciendo normalmente y se incrementa la producción de sólidos, la

alternativa en este caso será de bajar frecuencia para no acelerar el efecto abrasivo y

erosivo en las etapas de la bomba, más aún si el material de fabricación de los

impulsores es standard, ya que para pozos que producen arena hay otras alternativas

de optimización referente al material de fabricación más resistente y al tipo de

bomba que se debe de diseñar.

2. Si intempestivamente hay mayor producción de gas de lo esperado y se refleja en la

carta amperimetrica, lo que se tiene que actuar inmediatamente es en hacer los

ajustes en los parámetros de operación, control y protección del variador de

frecuencia y parámetros hidráulicos.

3. Si hay un represionamiento repentino en el sistema y la presión en el tubing

comienza a subir muy rápido, esto significa que también se está incrementando la

carga sobre el motor y depende a que porcentaje lo tengamos cargado (No permitir

que se supere el 100%), lo que tenemos que hacer es reducir inmediatamente la

frecuencia hasta un cierto límite que tampoco no afectemos la velocidad del fluido a

través del motor para el adecuado enfriamiento, etc.

Repercusión del punto de comportamiento en la vida útil del equipo BES de fondo:

Todos los diseños de los equipos BES están orientados a que trabajen durante la

operación de la mejor forma óptima, independientemente de que material estén

usando, las modificaciones en la nueva construcción, optimización de componentes, etc.


171

Pero hay situaciones difíciles o condiciones que no se esperaban al inicio de la operación

BES tales como:

Producción de sólidos.

Incremento del GOR.

Mayor viscosidad de la que esperaban.

Valor del índice de productividad menor del que esperaban.

Incremento rápido del corte de agua.

Caída brusca de la presión estática del reservorio.

Problemas de represionamiento en el sistema.

Problemas de generación con múltiples interrupciones eléctricas.

Problemas de producción menor a la que esperaban.

Cierre de producción por problemas de coyuntura de la industria de petróleo

respecto al precio del barril de petróleo, como ha ocurrido en los últimos meses del

año.

Problemas de corrosión.

Problemas de deposición de asfaltenos, parafinas, etc. entre otras condiciones u

problemas que se presentan en este tipo de operaciones BES.

Curva de comportamiento de la bomba

Las curvas de comportamiento de las bombas de los diferentes fabricantes ya vienen

publicadas en sus catálogos bajo los siguientes criterios técnicos:

Las curvas vienen hechas para una sola etapa o 100 etapas.

Frecuencia 50 y 60 HZ.

Vienen clasificadas en diferentes series tales como 540, 562, 650, 400, etc.

Vienen clasificadas para diferentes diámetros de tubería de revestimiento.

Gravedad específica = 1 (Agua).

Las curvas que aparecen en la curva de comportamiento son el TDH (Carga

dinámica total), eficiencia de la bomba y la cura de requerimientos de potencia

Figura 4.35 Curvas de Comportamiento de la Bomba.


172

Carga dinámica total (TDH)

La carga dinámica total en el sistema BES está dado por la suma del nivel de fluido

dinámico más la pérdida de fricción de la tubería más la presión de descarga (Presión del

tubing)

𝑻𝑫𝑯 = 𝑵𝒊𝒗𝒆𝒍 𝒅𝒊𝒏á𝒎𝒊𝒄𝒐 (𝑵𝑫) + 𝑭𝒓𝒊𝒄𝒄𝒊ó𝒏 𝒅𝒆𝒍 𝒕𝒖𝒃𝒊𝒏𝒈 (𝑭𝒕)

+ 𝑷𝒓𝒆𝒔𝒊ó𝒏 𝒅𝒆 𝒅𝒆𝒔𝒄𝒂𝒓𝒈𝒂 ( 𝑷𝒅 )

Cálculo del número de etapas

Para calcular el número de etapas requeridas, se divide la carga dinámica total entre el

levantamiento en pies que tiene cada etapa.

𝑵ú𝒎𝒆𝒓𝒐 𝒅𝒆 𝒆𝒕𝒂𝒑𝒂𝒔

= 𝑪𝒂𝒓𝒈𝒂 𝑫𝒊𝒏á𝒎𝒊𝒄𝒂 𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 / 𝑳𝒆𝒗𝒂𝒏𝒕𝒂𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 𝒅𝒆 𝒄𝒂𝒅𝒂 𝒆𝒕𝒂𝒑𝒂

Cálculo de los HP requeridos

Después que se ha calculado el máximo número de etapas, se procede a calcular los HP

requeridos para el total de etapas:

𝑯𝑷 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍𝒆𝒔 = 𝑯𝑷/𝑬𝒕𝒂𝒑𝒂 𝒙 𝑵𝒐 𝑬𝒕𝒂𝒑𝒂𝒔 𝒙 𝑮𝒓𝒂𝒗𝒆𝒅𝒂𝒅 𝑬𝒔𝒑𝒆𝒄í𝒇𝒊𝒄𝒂

Curva de comportamiento de una bomba electrosumergible para diferente número de

etapas.

Las curvas de comportamiento de las bombas electrosumergibles para diferente número

de etapas, se forman tomando como punto de partida la curva base a una etapa o 100

etapas y a 60 Hz mostrada en los manuales de los fabricantes. De dicha curva se

obtienen los diferentes rates de producción con sus respectivos TDH y HP,

posteriormente estos valores se llevan al número de etapas requeridas por regla de tres

simple.

Figura 4.36 Curva de comportamiento de una bomba electrosumergible para diferente

número de etapas.


173

Seguidamente, estos valores se llevan a diferentes frecuencias obteniendo para ello los

nuevos rates, TDH y HP aplicando las leyes de afinidad:

𝑵𝒖𝒆𝒗𝒐 𝒓𝒂𝒕𝒆 𝒅𝒆 𝑷𝒓𝒐𝒅𝒖𝒄𝒄𝒊ó𝒏 = 𝑵𝒖𝒆𝒗𝒂 𝒇𝒓𝒆𝒄𝒖𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂/𝟔𝟎 𝑯𝒁 𝒙 𝑹𝒂𝒕𝒆 𝒂 𝟔𝟎 𝑯𝒁.

𝑵𝒖𝒆𝒗𝒐 𝑻𝑫𝑯 = (𝑵𝒖𝒆𝒗𝒂 𝒇𝒓𝒆𝒄𝒖𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 𝟔𝟎 𝑯𝒁 )𝟐 𝒙 𝑻𝑫𝑯 𝒂 𝟔𝟎 𝑯𝒁

𝑵𝒖𝒆𝒗𝒐 𝑯𝑷 = (𝑵𝒖𝒆𝒗𝒂 𝒇𝒓𝒆𝒄𝒖𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 𝟔𝟎 𝑯𝒁 )𝟑 𝒙 𝑯𝑷 𝒂 𝟔𝟎 𝑯𝒁

Con todos estos valores se llevan a un mismo gráfico:

𝑻𝑫𝑯 𝒗𝒔 𝑩𝒂𝒓𝒓𝒊𝒍𝒆𝒔 𝒓𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗𝒐𝒓𝒊𝒐 𝒑𝒐𝒓 𝒅í𝒂

𝑯𝑷 𝒗𝒔 𝑩𝒂𝒓𝒓𝒊𝒍𝒆𝒔 𝒓𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗𝒐𝒓𝒊𝒐 𝒑𝒐𝒓 𝒅í𝒂

Para graficar el rango óptimo se toman los rates mínimo y máximo de la curva base, de

igual manera se convierten a diferentes frecuencias como en el caso anterior.

Criterio de Operación en la curva de comportamiento proporcionada en los catálogos.

Todos los fabricantes de los equipos de bombeo electrosumergible publican en sus

catálogos los diferentes tipos de bombas, protectores, motores, separadores de gas,

intake, equipo de superficie, entre otros equipos

Para el caso específico de las bombas se tiene una curva de comportamiento en donde

aparecen las variables y las zonas de operación que las clasifican en:

Figura 4.37 Curva de Comportamiento de una Bomba Electrosumergible de acuerdo a

los Fabricantes

Eje Vertical: Carga dinámica total (TDH)

Eje Horizontal: Barriles por día a condiciones de reservorio


174

Zona A: Rango óptimo de operación de la bomba: La zona óptima está delimitado por los

puntos rojos de la curva, es la zona de acuerdo al fabricante que la bomba puede operar

sin ningún problema y sin ningún empuje axial que afecte su comportamiento.

Punto B: Punto de Máxima eficiencia de la bomba: Es el pico de la más alta eficiencia de

la bomba

Zona C: Zona de empuje ascendente (Upthrust operation): Es la zona donde la bomba

está levantado mayor fluido de la que fue diseñado y construido. Por ejemplo, si fue

diseñada para trabajar entre 2000 y 3500 barriles y trabaja la bomba levantando 42000

barriles de fluido por día.

Zona D: Zona de empuje descendente (Downthrust operation): Es la zona donde la

bomba está levantando menos fluido del que fue diseñado y construido. Por ejemplo, si

la bomba fue diseñada para levantar entre 1500 y 3000 barriles de fluido por día y

trabaja la bomba levantando 800 barriles de fluido por día.

De acuerdo a lo enunciado anteriormente, el criterio de diseño en muchas operaciones

se basa en que el punto inicial de operación debe de ubicarse en el medio de la curva

de comportamiento que presentamos como ejemplo, pero del análisis teórico y las

simulaciones que se hacen con los softwares comerciales a los resultados prácticos y

reales en la operación, difiere mucho y esto hace que el punto inicial de

comportamiento de la bomba inicialmente propuesto se desplace hacia la derecha o a la

izquierda, dependiendo de los factores y condiciones del pozo que hacen la variación.

Este criterio de diseño a lo largo del tiempo se ha estado estudiando, se han hecho

proyectos de investigación, optimización de diseños, optimización en la construcción de

las bombas, etc. Basándose principalmente en los diseños teóricos y los resultados de

las inspecciones y reparaciones que se realizan en los talleres de los fabricantes de

equipo BES.

Ventajas del Bombeo Electro Centrifugo.

Es un método flexible para producir en un amplio rango de tasas de flujo de bajas a

altas.

Puede manejar altas tasas de flujo, mayores a 100,000 bfpd y altos cortes de agua.

La ausencia de derrames en superficie hace de este método el de menor impacto

ambiental.

Puede ser automatizado para la supervisión y control.

Es aplicable en pozos direccionales y horizontales (dependiendo el ángulo de

construcción menor a 97/100 pies).

Limitaciones del Sistema Electro Centrifugo

El costo inicial es relativamente alto.


175

Su aplicación se limita a pozos de profundidad media, principalmente por la

degradación del aislamiento del cable y por las limitaciones de temperatura del

motor y del sello.

Necesita una fuente de electricidad estable y confiable.

El rendimiento de la bomba se ve afectado significativamente por el gas libre y

después de cierto límite puede ocurrir un bloqueo por gas, de modo que este

sistema no es recomendable para pozos con alto GOR.

Para reparar cualquier componente del equipo de fondo, se requiere sacar toda la

completación del pozo (reacondicionamiento).

Aunque existen equipos especiales, el tiempo de vida esperando se ve afectado

severamente por la producción de arena de la formación.

3.10 Método de extracción por Pistoneo o Swab

Esta operación consiste en succionar la columna de fluido petróleo o petróleo-agua que

se encuentra en la tubería de producción, desde una profundidad determinada hasta la

superficie utilizando un cable de acero enrollado o winche.

Figura 4.38 Método de extracción por Pistoneo o Swab.

Equipo de superficie.

Los componentes principales de la unidad son: El motor a diésel, un malacate, una

pluma, sistema hidráulico de estabilización, cable 9/16”, lubricador, manguera de

producción y tanque de almacenamiento.

Equipo de subsuelo.

Los principales componentes del equipo de subsuelo son los siguientes:

Copas de Swab:


176

Las copas de Swab, generalmente de caucho y algunas combinadas con metal, son

utilizadas con el propósito de extraer o succionar el fluido de la tubería de producción y

ejercer un sello con las paredes del tubing.

Portacopas:

Son acoples donde se ubican las copas, van colocados en el extremo inferior del varillón

y están disponibles al diámetro de la tubería de producción.

Standing valve:

Es una válvula de control de flujo asentada en una cruceta o asiento de bomba, no

permite que el fluido retorne hacia el pozo. El standing puede ser asentado por medio

de un cable de acero, o soltándolo de la superficie para que baje libremente hasta la

profundidad de la cruceta.

Procedimiento operativo

La unidad de extracción por pistoneo se ubica en la locación, es estabilizada por unos

mandos hidráulicos, una vez cuadrada se levanta la pluma para iniciar la operación de

extracción. Luego se coloca una reducción para que el fluido que se recuperará del pozo

se dirija al tanque de almacenamiento de la unidad. El siguiente paso es soltar el

standing valve por caída libre hasta la cruceta, si el pozo no tuviera standing fijo, esto

ahorra significativamente tiempo en las labores de producción. Luego se baja el cable,

que incluye el varillón copas y portacopas.

Una vez alcanzado el nivel de fluido, se efectúan carreras ascendentes y descendentes

que generan succión permitiendo al fluido que entre por la válvula de retención

(standing) y luego sobre las copas. El peso del fluido hace que las copas se hinchen y

produzcan un sello para que el petróleo no retorne al fondo. Cuando el operador

considere oportuno, levantará el conjunto de Swab hasta la superficie y la producción se

canaliza por la manguera de producción hasta el tanque de almacenamiento

Problemas operacionales de Swab

Cuando se interviene un pozo podemos encontrarnos con cualquier tipo de problema

que dificulta la intervención. A continuación, se menciona algunos problemas

operacionales:

Rotura del tubo (por el rozamiento de la bajada del conjunto de swab, o

deteriorado por la presencia de carbonato).

Presencia de lodo de perforación.

Herramientas presas.

Daños en el lubricador hidráulico (pérdida de tiempo).

Desgaste y rotura de cable.


177

CAPÍTULO 17. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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GUIA GENERAL DE SUPERVISIÓN DEL MER · PDF fileposibilidades de perforar pozos “infill” y recuperación secundaria. 2.7. PRMS ( ^Petroleum Resources Management System) ó Sistema