1. recuperación secundaria (1)

RECUPERACIÓN SECUNDARIA

Inyección de agua

CONTENIDOq Razones para inyectar agua.q Administración integral de la inyección de agua.q Conceptos de la inyección de agua.q Integración de los datos de geociencia e ingeniería.q Información antes y durante la inyección.q Diseño de procesos de inyección de agua.q Vigilancia.q Pruebas piloto.q Ejemplo de campo.q Criterios de selección.q Recuperación secundaria en yacimientos carbonatados, PEP.q Recuperación secundaria en arenas, PEP.

Razones para inyectar agua (como proceso de recuperación adicional)

a.-Su abundancia. b.-Generalmente es disponible.b.-Facilidad de manejo y de inyección. c.-Buen agente eficiente para desplazar aceite ligeros y de densidad media.d.-Costo relativamente bajo en inversión y operación.

Es el método mas usado para recuperación adicional

Administración integral de la inyección de agua.

Proceso holístico

Estrategias de desarrollo y depresionamiento

Manejo, análisis y adquisición de datos.

Evaluación geológica y geofísica.

Predicción del comportamiento y modelado de yacimientos.

Requerimientos de instalaciones.

Evaluación económica.

El éxito depende de un cuidadoso monitoreo y vigilancia, una evaluación continua de su comportamiento y acciones proactivas oportunas. Los avances en tecnologías ayudan a maximizar la recuperación de hidrocarburos junto con un trabajo en equipo multifuncional.

Proceso holístico

En el pasado, la atención se enfocaba al yacimiento, ahora se incluyen las siguientes áreas :

Fuente de suministro.Planta de tratamiento de agua.Manejo de desechos de agua.Instalaciones para la inyección.Agua de inyección.

Pozos inyectores.Pozos productores.Separación de aceite y agua.Transporte y venta de hidrocarburos.

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

Volumen originalMecanismos de producciónCompresibilidad de la formación.Tamaño del acuíferoMecanismos de entrada de aguaEficiencias de barrido y desplazamientoPropiedades de la rocaPropiedades del fluidoCaracterización dinámica y límitesFuerzas viscosas, gravitacionales, capilaresContactos originales y actuales

Simulación

Recuperación Secundaria

Recuperación Mejorada

Proceso de explotación de yacimientos

ModeloEstático

Calidad y administración del yacimiento

Procesos que requieren mayor tiempo y costos, para disminuir el riesgo

Pronósticos de producción

SIMULACIÓNDEL PROCESO

IMPLANTACIÓN DE PROCESOS DE RECUPERACIÓNSECUNDARIA Y/O MEJORADA

CAMPOS

SCREENING

ESTUDIO DEFACTIBILIDAD

EVALUACIÓNECONÓMICAPRELIMINAR

PRUEBA PILOTO

IMPLANTACIÓN DELPROCESO

MONITOREO, EVALUACIÓNY ADECUACIÓN

TOMA DEINFORMACIÓN

Proceso de identificación ypreselección de campos

Selección y rankeo de loscampos con mejores

características

Selección delproceso

Jerarquización de las variablesque controlan el proceso

Escalamientodel proceso

Evaluación y control del riesgo de las variables

con mayor incertidumbre

Evaluación del proyecto para su

implantación

Administración de procesos de inyección

Objetivo.- maximizar las ganancias, optimizando la recuperación de hidrocarburos y minimizando la inversión y los gastos de operación. Los resultados deben de estar enfocados también a resultados a largo plazo.

La función de la administración del proceso es proveer información y conocimiento necesario para controlar las operaciones para obtener la recuperación máxima posible, esta información básicamente es :

Caracterizar el yacimiento.Estimar distribución de aceite recuperable.Analizar los patrones de inyección.Pruebas a pozos. Monitoreo de presión y fluidos.Base de datos.

Conceptos de la inyección de agua

Conceptos de la inyección de agua

La eficiencia de la recuperación total.

ERWF = ED EV ….(1)

EV, Eficiencia de barrido (Eareal Evertical) fracción del yacimiento barrido por el agua.

ED, Eficiencia de desplazamiento, Eficiencia de desplazamiento dentro del volumen

barrido.

oi

oi

or

or

oi

oi

D

BS

BS

BS

E−

=

Desplazamiento de Aceite por Inyección de Agua

Satter y Thakur, Integrated Petroleum

Reservoir Managment: A Team Approach, Penwell

Books (1994)



Books (1994)

Desplazamiento de Aceite por Inyección de Agua

Eficiencia de Barrido

Heterogeneidad del yacimiento (variaciones verticales y horizontales en porosidad, permeabilidad y propiedades de fluido).Permeabilidad direccional.Fallas, discontinuidades.Fracturas, dirección, intensidad.Profundidad.Tipo del patrón de inyección.Relación de movilidad aceite-agua (permeabilidad efectiva/viscosidad)

Factores que afectan la eficiencia

Eficiencia de desplazamiento (ED)

Viscosidades del aceite y agua (M)Factores de volumen al inicio y al fin del procesoSaturaciones al inicio y al fin del procesoCaracterísticas de la permeabilidad relativa.

Factores que afectan la recuperación por inyección de agua.(base del screening).

Variables primarias.

Saturación inicial de agua.Saturación residual de aceite (eficiencia de desplazamiento).Factor de volumenEficiencia de recuperación primaria.Eficiencia de barrido

Variables secundarias.

Porosidad primariaCaracterísticas de la permeabilidad absoluta y relativa.Viscosidad del aceite/aguaPresión inicialPresión de abandono después de la explotación primaria.Características estructurales.Heterogeneidades Tiempo del proceso de la inyección de agua.Factores económicos.Espaciamiento entre pozos, Profundidad del yacimiento, Precio del aceite,Disponibilidad del agua, Costos de operación.

Patrones de Inyección



Books (1994)

Patrones de Inyección (2)



Books (1994)




Books (1994)

Otras reglas simples para criterios de selección.

Determinar la saturación de aceite al inicio del desplazamiento

So = (1-Sw)(1-Np/N)(Bo/Boi)….(2) (ejem.40-70 %).

Checar drene por áreas y descartar zonas con mayor saturación del promedio.(áreas menores del 40 % de saturación residual no son muy interesantes).

Evaluar la saturación de gas, ya que deberá ser resaturado, y podría no ser producido.

En yacimientos gruesos con altas permeabilidades puede existir una distribución irregular de hidrocarburos y al iniciar el proceso canalizarse la inyección.

En general, los yacimientos de aceites viscosos pueden tener una respuesta pobre.

En yacimientos fracturados, es importante identificar la dirección de las fracturas, para diseñar el patrón.

Dirección del plano de fracturas

Integración de datos de geociencias e ingeniería

Integración de datos de geociencias e ingeniería

Efecto :Mayor control en la incertidumbre de la reserva.incremento en las reservas recuperables

El modelo estático es la base de los procesos de recuperación adicional.

Lograr la integración de geólogos, geofísicos y petroleros, bajo un mismo objetivo.(sinergia y equipo).

Información antes y durante la inyección de agua

Información antes y durante la inyección de agua

Datos de laboratorioPropiedades del fluidoPropiedades de la roca (mojabilidad, Pc, Kr).Propiedades de flujoSaturación de aceite residualCalidad del agua (Concentración de sólidos, compatibilidad, sensibilidad a la formación).Pruebas especiales

Datos de campoPruebas de inyectividadPerfiles de fluidos (registros a pozos).Pruebas de presiónTrazadores.

Variables que se necesitan evaluar previas a la inyección

Cantidad de volumen inyectado por volumen de poro con respecto a la eficiencia de recuperación.

Selección del momento de la inyección.Variación de la permeabilidad vertical (entre capas)Saturación de gasPermeabilidad vertical (Kv/Kh)

Otras alternativas para mejorar la eficiencia de recuperación total :(controlar la heterogeneidad, discontinuidad y conectividad)

Perforación de pozos de relleno.Yacimientos heterogéneos sin continuidad.

mejora la conectividad inyección-producciónPerforación de pozos horizontales.

Diseño de procesos de inyección de agua.

Diseño de procesos de inyección de agua. (cinco fases)

Fase I.- Diseño conceptual.

Identificar las oportunidades del negocio. (potencial económico).Reservas, explotación, reemplazamiento e incremento.Comportamiento del yacimiento, explotación primaria y secundaria.

Estudio de factibilidad de inyección de agua.Características del yacimiento, patrones de inyección, ritmos de presión

y producción, fuente de suministro, calidad, compatibilidad, vida del proyecto, información de pozos e instalaciones y estimaciones, factibilidad económica.

Fase 2.- Generación y Selección de alternativas.

Consolidar a detalle la información de la fase I con un equipo integral.

Descripción detallada del yacimiento.Análisis de pozos de producción y perforación.Predicción de la inyección de agua utilizando simulación o métodos clásicos.Integrar todo el sistema de inyección.Análisis de riesgo y económico.Estudio de pruebas piloto o pruebas de inyectividad.Revisar campos análogos.

Fase 3.-Desarrollar alternativas seleccionadas.

Evaluar detalladamente la alternativa de inyección de agua seleccionada.

Evaluación del yacimiento.(Caracterización y evaluación de la formación).

Escenarios de inyección de agua.(Arreglos, Espaciamientos, inyección acuífero).

Estimar ritmos de inyección/producción.Pronósticos de producción para escenario.Diseño preliminar de instalaciones.(volúmenes y gastos, tamaño,

sistemas de manejo, manejo aguas de deshecho).Estimar costos de inversión y operación.Análisis económico y análisis de decisiones.Identificar variables que causan incertidumbre (N, Eficiencias, gastos

de inyección, discontinuidades del yacimiento).

Fase 4.-Implementar y administrar el proyecto de inyección.

Terminar diseño y selección de materiales y equipo.Pozos a perforar y reparar.Estrategias de crecimiento de instalaciones.Sistemas artificiales.Plan y calendarios de operación del campo.Plan de monitoreo y vigilanciaSeleccionar el equipo de operación.

Fase 5.-Operar, monitorear y evaluar el proyecto.

Monitorear yacimiento, pozos e instalaciones.Mejorar el modelo dinámico.Revisar el proyecto y sus estrategias.Identificar nuevos planes de expansión.Planear la terminación del proyecto.

Pruebas piloto

El objetivo de las pruebas piloto es adquirir la información necesaria para interpretar el comportamiento del proceso, Maximizando nuestras posibilidades de obtener una interpretación significante.

Una prueba piloto no es :

Un proyecto que nos dará dinero a corto plazo.Una simulación de todo el campo.Un lugar grande para demostrar la teoría en acción.

Si es :

Un experimento, donde el campo es el laboratorio.Un lugar para evaluar variables del sistema.Un lugar para desarrollar los controles y los datos que se necesitarán para asegurar el éxito de un proyecto.

Tamaño, localización y tipo de arreglo.

Todos los yacimientos son únicos y pueden usar otro tipo de arreglos.

Es mejor buscar un arreglo que confine o controle el proceso, como los arreglos normales.

La simulación de las pruebas piloto nos permitirán definir el grado de confinamiento y el tamaño posible del arreglo.

Inyección de agua no exitosos.

Supuestos y estimaciones gruesas de algunos parámetros que no son disponibles.

Eficiencia pobre de barrido.Variaciones de permeabilidad vertical, fracturas y dirección preferencial,

interdigitación, relación pobre de movilidad, inyección desbalanceada, yacimientos gruesos con alta permeabilidad vertical.Inversiones no esperadas.

Reparaciones extensivas, falla de equipo y sobrediseño.Otros.

Saturaciones de aceite pequeños para formar bancos de aceite, resaturación del aceite de la capa de gas.

Jerarquizar variables que controlan el proceso y hacer sensibilidad de ellas con respecto a los resultados.

Vigilancia en los procesos de inyección de agua

Vigilancia en los procesos de inyección de agua

Proveer información y conocimiento necesario para obtener la recuperación económica máxima posible.

Debe estar enfocado a :

Yacimiento.Gastos, presiones, flujo fraccional, muestras de fluidos, gráficas Hall,

balance y rediseño de arreglos.

Pozos. Disparos, registros producción/inyección, trazadores, inyección de agua,

integridad de la cementación, daño, fracturamiento.

Instalaciones.Monitoreo del equipo de inyección y producción.

Sistema de agua.

Calidad, presencia de corrosivos, sólidos, bacterias, Ph, contenido de aceite, análisis de iones, etc.

Yacimiento

Comportamiento primarioproducciones acumuladas altas.

Curvas de producción.comportamiento de la inyección.

RGAdecrementos indican que el llenado a sido alcanzado.

Gráficas de burbuja. áreas no drenadas o con oportunidades.

rwb=rob(Sg/(Swbt-Swi)0.5

Swbt=Saturación de agua promedio atrás del frenterob=Radio del banco de aceite

Control de la inyección.La surgencia similar en un arreglo.

Balance de arreglos.Capturar la mayor cantidad de aceite posible, evaluar eficiencias y rearreglos.

Análisis de agua, surgencias.Perfiles de inyección.Canalizaciones, conificaciones, comunicación fracturas,

Programa de Evaluación y control enfocado a :

Caracterización del yacimiento.

Comportamiento del yacimiento :Historias de producción-inyección, eficiencias de barrido.Calidad de agua inyectada y producida.InstalacionesComportamiento del pozoAnálisis técnico-económicoBase de datos

Saturaciones de fluidos.Contactos de fluidos.Aceite recuperable.Daño de formación.

EJEMPLO DE CAMPO

Tamaulipas-constituciones

0

10000

20000

30000

40000

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60000

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80000

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100000

1955 1957 1959 1961 1963 1965 1967 1969 1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005

Gas

to A

ceit

e y

Ag

ua

(bp

d)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

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4000

4500

5000

RG

A (pcn/bn)

ACEITE AGUA Qw RGA

1956: Inicio de Producción1961: Producción Máxima - 19115 BPD1969: Producción Mínima - 5923 BPD1974: Inc. Producc por IA/ACT - 12856 BPD2004: Producción Actual - 5251 BPD

Producc. Aceite Acum. - 158.5 MMBProducc. Agua Acum - 126.9 MMBProducc. Gas Acum. - 216.3 MMMPC

Producción1968: Inicio Proyecto de Inyección - JSA1971: Inyección Máxima agua - 98 MBPD2004: Inyección Actual Agua - 29 MBPD

Inyección Agua Acumulada – 590 MMB

Inyección Actividad Física1956: Inicio de Actividad de Perforación

Se perforaron 517 pozos hasta 19621982: Campaña de pozos intermedios, JSA

Se Perforaron 124 pozos hasta 19922004: Actividad Total – 641 Pozos

Comportamiento Histórico del Yacimiento JSA

CAMPAÑA POZOS INTERMEDIOS

INYECCIÓN ACTUAL

MÁXIMAINYECCIÓN

INICIAP.I.A.

MÁXIMAPRDUCCIÓN

Selección de Arreglo de Campos

184CONSTITUCIONESTAMAULIPAS

TAMAULIPAS

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1.961.4 584

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2.5 855 538 460 267

1.02 1.6 912 887 526

1.5 1.4 1.5 959331

2.75.1 2.6 2.6 492

614377159

2.6 3.2 3.3 4.1 2.81.8 354 409

535 177

2.5 2.6 3.3 3.4 2.1 1.9 1.3

2.5 3.1 2.8 2.9 2.5 994

2.2 3.2 4.2 3.7 1.9 1.2 795 202

1.8 3.14.4 4.2 1.5 627 949 323

1.8 1.5 2.7 1.7 357 826 767

806555 1.3 761 1.5 1.4

490 896 1.7 1.6 624

567663 1.4 1.3 538

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806555 1.3 761 1.5 1.4

490 896 1.7 1.6 624

567663 1.4 1.3 538

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2627 28 29 30

3132

25933

34 35 36 37 3839 40 41

42 43

44 4546 47 48 49 50

51 52 53 54 55 56

57

65

58 59 60 61 62 63 64

6667 68 69 70 71 72

73

-D118-D

186193190-D139

75 149 151 153

147155

159

160

158

29

27

209

21

3-D

311

152156 110 147 131

153 160 141 150-D275

105 137 104 177

154 134 144 172-D 165

169-D 108-D 171 124

279

282

248

221 201 195

196 175125180

187

241

250212 217 199 119 211

224 204 210 236

23322910011281

54 65 82 95 106 121 268 309

67

90A

76

92

249263

1 2 3 4

5 6 78

9 10

11 12 13 14 15

16 17 18 1920

21 22 23 24 25

2627 28 29 30

3132

25933

34 35 36 37 3839 40 41

42 43

44 4546 47 48 49 50

51 52 53 54 55 56

57

65

58 59 60 61 62 63 64

6667 68 69 70 71 72

73 74 75 76 77 78 79

41-D80

81 82 83 84 85

86 87 88 89 90

9192 93 94 95

96 97

98

668 390391 513

1.961.4 584

624523 123

2.5 855 538 460 267

1.02 1.6 912 887 526

1.5 1.4 1.5 959331

2.75.1 2.6 2.6 492

614377159

2.6 3.2 3.3 4.1 2.81.8 354 409

535 177

2.5 2.6 3.3 3.4 2.1 1.9 1.3

2.5 3.1 2.8 2.9 2.5 994

2.2 3.2 4.2 3.7 1.9 1.2 795 202

1.8 3.14.4 4.2 1.5 627 949 323

1.8 1.5 2.7 1.7 357 826 767

806555 1.3 761 1.5 1.4

490 896 1.7 1.6 624

567663 1.4 1.3 538

533 817

487

ARREGLO

#1 592 273 524 585 536 757 518 229 21

10 16

0 - 500 Mb

500 - 999 Mb

> 1.0 MMb

PRODUCCION ACUMULADA ( NP )

0

ARREGLOSSELECCIONADOS

11

22

33

44

TAMAULIPAS

TAMAULIPAS

CONSTITUCIONES

CONSTITUCIONES

1010

66

7755

8899

T - 2 0 1T - 2 0 1

Arreglo núm. 27 - Pozo Inyector C 201COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION E INYECCION ARREGLO_27

0

500

1000

1500

2000

2500

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Gas

to d

e A

ceit

e_A

gua

prod

uc._

Agu

a In

yect

ada

(B/d

)

0

200

400

600

800

1000

GA

STO

DE

GA

S (

MP

ie3 /d)

ACEITE AGUAp AGUAi GAS

COMPORTAMIENTO DE PRESION ARREGLO_027

0

50

100

150

200

250

300

350

Feb-56 Ago-61 Ene-67 Jul-72 Ene-78 Jul-83 Dic-88 Jun-94 Dic-99 May-05

Pre

sión

(K

g/cm

2)

0

500

1000

1500

2000

2500

AG

UA

_IN

YE

CTA

DA

(B

/d)

TODAS C-117 C-118C-198 C-201 C-202C-205 C-226 C-557C-558 C-564 C-572C-559 PROMEDIO Qi

T-076 T-81D

Arreglo núm. 52 - Pozo Inyector T 081COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION E INYECCION

ARREGLO_052

0

500

1000

1500

2000

2500

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Gas

to d

e A

ceite

_Ag

ua-

P_A

gu

a-I (

B/d

)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Gas

to d

e G

as (M

pie

3 /d)

ACEITE AGUA_PRODUCIDA AGUA_INYECTADA GAS

COMPORTAMIENTO DE PRESION ARREGLO_052

0

50

100

150

200

250

300

350

1954 1957 1960 1962 1965 1968 1971 1973 1976 1979 1982 1984 1987 1990 1993 1995 1998 2001 2004

Pre

sión

(K

g/cm

2)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Agu

a In

yect

ada

(B/d

)

TODAS PROMEDIO Qi

Resumen de Arreglo SeleccionadosPUNTOS DE DRENE

ARREGLO ACEITE AGUA_PRODUC GAS AGUA_INYECT ACEITE AGUA_P GAS AGUA_IMM Bls MM Bls MMPie3 MM Bls TOTAL ACTIVOS INACTIVOS b/d b/d Pie3/d b/d

P O Z O S

P R O D U C C I O N A C U M U L A D A G A S T O A C T U A LREVISADOS

Información de Arreglos Evaluados

Pro

du

cc. A

cum

. (M

M B

ls/M

M P

ie)

ACEITE AGUA_PRODUCIDA GAS AGUA_INYECTADA

12345678910

59275258537551222116

9.19.07.87.87.87.24.54.03.32.3

8.38.57.56.23.68.03.32.75.16.0

5.65.04.53.96.96.81.93.01.91.3

3.79.810.614.99.97.37.84.413.88.8

1415141313128

10109

91111101076963

5433352146

33652337532830511820026818661

988904774788396305222

154179

185

23320112314514312075802736

13051272

8491395

68123671551

766811740

#

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Modelo de la PruebaEstimando Volumen Poroso por Arreglo. Arreglo 27

Bg (CO²) =0.6(By / M Pcn CO²(Tomado de Monograma Vol. 20 - SPE)

Para Py = 2800 psia y Ty = 192 °F

ÁREA DEL ARREGLO

A1/2t = 34641 mts 2

A1t = 69282 mts 2

AT = 415692 mts 2

TrapeciosA 1t = 207846 mts 2

A T = 415692 mts 2

Triángulos

m2 Km2 pie2 Acres

AT

415692 0.42 4E+06 103

400 mts

200

h

h = 346

DATOS DEL YACIMIENTO: ARREGLO # 027

Espesor (h)= 443 Pies

Porosidad (f)= 11 %

Sat. Aceite (Soi

)= 79.0 %

Sat. Agua (Swi

)= 21.0 %

AreaTotal (AT

)= 103 Acres

Factor Volum.(Boi)= 1.21 By/Bn

Sat. Aceite Res. (S or )= 62.5 %

VT

= AT

x h = 353.0 MM By

VT

= AT

x h / Bo = 291.7 MM Bn

V. Poroso (Vp) / Arreglo

Vp = AT x h x f = 38.8 MM By

Voi = AT x h x f x Soi = 30.7 MM By

Voi = AT

x h x f x Soi/Bo = 25.3 MM Bn

Producción Acumulada 10.9 MM Bn

Producción Acumulada 9.0 MM By

Factor de Recuperación 35.6 %

Sat. Aceite Res. (Sor

)= 64.4 %

I

PP

P

PP

P

400 MTS

Para la mayoría de los proyectos de inyección de CO² llenan 1 By(VP) normalmente, se utilizan entre 5 y 10 M Pcn de CO² (Total) para recuperar 1 Bn de aceite (P. Miscible

Vol. Aceite Inicial (Voi) / Arreglo

Vol. Aceite Residual (Vor) / Arreglo # 27

V. Total (Vt) / Arreglo

VOLUMEN TOTAL DE UN ARREGLO

T-068T-073T-080T-82TAT-083T-113T-114T-565T-567T-764T-786T-787T-798

PRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORINYECTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTORPRODUCTOR

ABIERTOABIERTOABIERTOABIERTOCERRADOCERRADOABIERTOCERRADOABIERTOABIERTOCERRADOABIERTOABIERTO

ARREGLO 059Selección del Área de la Prueba

Recuperación de Aceite vs Vol. Agua Inyectada - Arreglo - 059

0.10.20.30.50.71.01.21.51.82.12.42.83.13.43.74.14.65.25.66.16.46.7 7.1

7.7

9.1

10.010.9

11.512.2

13.013.8

14.415.1

15.616.0 16.3

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0 10 20 30 40 50 60 70Agua Inyectada (% Vp)

Fac

tor de

Rec

uper

ació

n A

ceite

(%)

TIPO EDO.POZOCRITERIOS DE SELECCIÓN

I . Disponibilidad de Información de:

NúcleosRegistros modernos de petrofisicaArchivos de Producción e InyecciónArchivos de Presión

II. Estudios de Trazadores

III. Caracterización de Fluidos “PVT”

COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION ARREGLO_059

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Pro

du

ccio

n A

ceit

e_A

gu

a-P

_Ag

ua-

I (B

/d)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

RG

A (P

ie3/

Bl)

Aceite Agua_Producida RGA

Análisis de datos de producción

Gráficas log-log de porcentaje de agua vs producción acumulada total y atribuible.

Permite estimar la recuperación esperada.

Gráficas log-log de reservas remanentes vs producción acumulada.Permite estimar la eficiencia del proceso.

Mapas de burbuja de :Agua inyectada.Agua producida.Acumulada total y atribuible.Gastos actuales de aceite.

Permite cambiar estrategias de inyección y barrido, identificar zonas invadidas.

Gráficas log-log de la derivada de flujo fraccional de agua vs la producción de aceite.

Permite identificar mecanismos de entrada al pozo.

Ánalisis de la RGA.Permite deducir el grado de llenado en las áreas de inyección.

Criterios de selecciónScreening

SIMULACIÓNDEL PROCESO

IMPLANTACIÓN DE PROCESOS DE RECUPERACIÓNSECUNDARIA Y/O MEJORADA

CAMPOS

SCREENING

ESTUDIO DEFACTIBILIDAD

EVALUACIÓNECONÓMICAPRELIMINAR

PRUEBA PILOTO

IMPLANTACIÓN DELPROCESO

MONITOREO, EVALUACIÓNY ADECUACIÓN

TOMA DEINFORMACIÓN

Proceso de identificación ypreselección de campos

Selección y rankeo de loscampos con mejores

características

Selección delproceso

Jerarquización de las variablesque controlan el proceso

Escalamientodel proceso

Evaluación y control del riesgo de las variables

con mayor incertidumbre

Evaluación del proyecto para su

implantación

OBJETIVOS DEL ESTUDIO DE FACTIBILIDAD

ü Estimar las variables que dominan el proceso.•Balance entre fuerzas viscosas, gravitacionales y capilares•Presión mínima de miscibilidad•Eficiencias de barrido y desplazamiento•Presión óptima de inyección

ü Entender el tipo de desplazamiento esperado.

ü Valorar el impacto de la incertidumbre de las propiedades del yacimiento y del fluido.

ü Eliminar combinaciones del proceso-yacimiento que no son técnicamente viables.

üEntender la distribución remanente del aceite§Aceite móvil§Incertidumbre

TÍPICA EVALUACIÓN DE CRITERIOS DE SELECCIÓN a

Miscible CO2 Flooding

No fracturing

Limited heterogeneity

> 20%Oil Saturation

>27 APIOil Gravity

> 2500 ftDepth

Steam Flooding

1000 – 4000 mDPermeability

10 - 36 APIOil Gravity

200 – 1000 cpOil viscosity

> 30 ftThickness

< 3000 ftDepth

a Ref. Maggie Thompson, ECL Group PLC, Effective Identification of EOR Opportunities Workshop 2004

CRITERIOS UTILIZADOS PARA LA PRESELECCIÓN DE UN CAMPO PARA UN PROCESO DE INYECCIÓN DE AIRE

Los criterios propuestos en la metodología utilizada por la Cía. TOTAL para la selección de los campos candidatos para el proceso de inyección de aire consideran los siguientes aspectos:1. Geometría, estructura, compartamentalización2. Petrofísica/Heterogeneidad3. Reactividad4. Status - Mecanismo de producción5. Otros procesos de recuperación mejorada6. Datos disponibles para fase 2 7. Status de pozos, seguridad8. Volumen y reservas

REVALORACIÓN DE PESOS ESPECÍFICOS

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

TOTAL PEP

Geometría del yacimiento

Petrofísica/Heterogeneidad

Reactividad

Status- Mecanismos deProducción

Otros procesos de Rec. Mejorada

Datos disponibles para la fase 2

Status de pozos, seguridad

Volumen y Reservas

Agua Fria

PEMEX TOTAL

Nota Global 2.5 2.6Nota Global sin Reactividad2.5 2.6Nota al 19/11/04 19.8 18.6

Nota por categoria

Nota por categoria

Geometría de yacimientos, estructura, compartamentalización 0.85 0.72Cierre estructural o estratigráfico 2 2Echado (<3°=2 - >3°=4) 2 2

5 4

Distribución de fluidos inicial (presencia de casquete de gas) 1 o 3 5 3Distribución de fluidos inicial (acuifero) 5 3Fallamiento (oui et connu=5 - oui et inconnu=1 - non=4) 5 4Tamaño de una unidad dinámica 2 4Continuidad de cuerpos reservorios 5 4

Petrofísica/Heterogeneidad 0.77 0.89Porosidad 3 3Swi 2 2Permeabilidades horizontales 2 2Heterogeneidad horizontal 2 4Permeabilidades verticales 1Heterogeneidad vertical 2 4Fracturamiento natural 4 3

Reactividad 0.47 0.56Temperatura 2 2Viscosidad 3 3API 3 3Saturación de agua / Acuífero 3 3Pi - Psat 2 4

Masivo (++proceso dominado por gravedad) o Espesor Delgado (++proceso dominado por viscosidad)

EJEMPLO DE RANKEO: CAMPO AGUA FRÍA

Pi - Psat 2 4

Status - Mecanismo de producción 0.13 0.17Presión actual / Vaciamiento 2 2Saturación de gas 1 2

Otros procesos de recuperación mejorada 0.10 0.10Sorg versus Sorw 3 3

Datos disponibles para fase 2 (incluyendo control de calidad) 0.11 0.10Sísmica 5 5Núcleos 5 4RegistrosEstudios IntegralesModelo estático 3DModelo dinámico 3D

Status de pozos, seguridad 0.03 0.03Número de pozosNúmero de disparos por pozoContexto geográficoCorrosión, cementación 3 3Fracturamiento hidráulicoNúmero de pozos taponados

Volumen y reservas 0.08 0.05Área de la prueba piloto 2Reservas en juego (incluyendo campos parecidos) 5 5

Notación sumarizada 2.54 2.62

Agua Fria

PEMEX TOTAL

Nota Global 2.5 2.6Nota Global sin Reactividad2.5 2.6Nota al 19/11/04 19.8 18.6

Nota por categoria

Nota por categoria

EJEMPLO DE RANKEO: CAMPO AGUA FRÍA

RANKING OF THE VARIOUS FIELDS

0

1

2

3

4

5

Agua Fria San Andres (SASup only)

Ogarrio (Block Aonly)

Sanchez Magallanes Tres Hermanos Cactus_Calcarena

SU

ITA

BIL

ITY

TO

AIR

INJE

CT

ION

(fro

m 0

to 5

) *

'

Volumen y reservas


Datos disponibles para fase 2

Otros procesos de recuperacion mejorada

Status - Mecanismo de produccion

Reactividad

Petrofisica/Heterogeneidad

Geometria, estructura, compartamentalizacion

5= very favorable

4= favorable

3= indifferent

2= unfavorable

1= very unfavorable

0= killing

GRAFICA DE RESULTADOS: RANKEO TOTAL

RANKING OF THE VARIOUS FIELDS

0

1

2

3

4

5

Agua

Fria

San A

ndres

(San

Andre

s Sup

only)

Ogarrio

(Bloc

k A on

ly)

Sanch

ez Maga

llanes

Tres H

ermano

s

Cactu

s_Calc

arena

Coyo

tes # S

oleda

d Nort

e

Cinco

Presi

dente

s

Cactu

s_Dolo

mia + Ni

spero

+ Rio N

uevo

Comoap

a

SU

ITA

BIL

ITY

TO

AIR

INJE

CT

ION

(fro

m 0

to 5

) *

'

Volumen y reservasStatus de pozos, seguridadDatos disponibles para fase 2 Otros procesos de recuperacion mejoradaStatus - Mecanismo de produccionReactividadPetrofisica/HeterogeneidadGeometria, estructura, compartamentalizacion

very favorable

favorable

indifferent

unfavorable

very unfavorable

killing

GRAFICA DE RESULTADOS: RANKEO PEP

REVALORACIÓN DE PESOS ESPECÍFICOSTOTAL PEMEX

PEPTOTALCRITERIO

0.02

0.06

0.06

--

0.25

0.18

0.26

0.16

0.02Volumen y Reservas

0.06Status de pozos, seguridad

0.06Datos disponibles para la fase 2

Pesos específicos de criterios

0.04Otros procesos de Rec. Mejorada

0.09Status- Mecanismos de Producción

0.18Reactividad

0.33Petrofísica/Heterogeneidad

0.22Geometría del yacimiento



0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

TOTAL PEP

Geometría del yacimiento

Petrofísica/Heterogeneidad

Reactividad

Status- Mecanismos deProducción

Otros procesos de Rec. Mejorada

Datos disponibles para la fase 2


Volumen y Reservas

CRITERIOS PROPUESTOS LA PRESELECCIÓN DE UN YACIMIENTO NATURALMENTE FRACTURADO

ü Geometría / Estructura / Compartamentalización

• Tamaño del campo

• Intensidad del fracturamiento

ü Petrofísica / Heterogeneidad

• Tipo de porosidad

• Cambios diagenéticos

• Posición de fracturas (Vertical, inclinada, horizontal)

• Relación de porosidad primaria / secundaria (vugular).

• Permeabilidad de la matriz, permeabilidad de la fractura

• Mojabilidad

ü Status / Mecanismo de producción

• Expansión del sistema (roca y fluido)

• Entrada de agua

• Segregación gravitacional (drene gravitacional)

• Gas en solución

• Expansión de la capa de gas

Recuperación secundaria en arenas, PEP.

Activo Cinco Presidentes (Rec. Sec.)

0

50

100

150

200

250

74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04

Mill

ares

Dias

BP

D qo [BPD]Iw [BPD]

Acumuladas

0

200

400

600

800

1000

1200

74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04

Dias

MM

BL

S

0

10

20

30

40

50

60

70

Np (Rec. Sec.)

Wip

Wpi/Np

0

2 5 , 0 0 0

5 0 , 0 0 0

7 5 , 0 0 0

1 0 0 , 0 0 0

1 2 5 , 0 0 0

1 5 0 , 0 0 0

1 7 5 , 0 0 0

2 0 0 , 0 0 0

2 2 5 , 0 0 0

2 5 0 , 0 0 0

7 4 7 5 7 6 7 7 7 8 7 9 8 0 8 1 8 2 8 3 8 4 8 5 8 6 8 7 8 8 8 9 9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4

T I E M P O

I w (

BP

D )

0

1 5 0

3 0 0

4 5 0

6 0 0

7 5 0

9 0 0

1 , 0 5 0

1 , 2 0 0

1 , 3 5 0

1 , 5 0 0

Wi (

MM

BLS

)

L a V e n t a

C i n c o P r e s i d e n t e s

C u i c h a p a

S á n c h e zM a g a l l a n e s

R o d a d o r

S a n R a m ó n

P u e n t e

B a c a l

O t a t e s

O g a r r i o

M o l o a c á n

0

2 5 , 0 0 0

5 0 , 0 0 0

7 5 , 0 0 0

1 0 0 , 0 0 0

1 2 5 , 0 0 0

1 5 0 , 0 0 0

1 7 5 , 0 0 0

2 0 0 , 0 0 0

2 2 5 , 0 0 0

2 5 0 , 0 0 0

7 4 7 5 7 6 7 7 7 8 7 9 8 0 8 1 8 2 8 3 8 4 8 5 8 6 8 7 8 8 8 9 9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4

T I E M P O

I w (

BP

D )

0

1 5 0

3 0 0

4 5 0

6 0 0

7 5 0

9 0 0

1 , 0 5 0

1 , 2 0 0

1 , 3 5 0

1 , 5 0 0

Wi (

MM

BLS

)

L a V e n t a


C u i c h a p a


R o d a d o r

S a n R a m ó n

P u e n t e

B a c a l

O t a t e s

O g a r r i o

M o l o a c á n

0

5 , 0 0 0

1 0 , 0 0 0

1 5 , 0 0 0

2 0 , 0 0 0

2 5 , 0 0 0

3 0 , 0 0 0

3 5 , 0 0 0

4 0 , 0 0 0

7 4 7 5 7 6 7 7 7 8 7 9 8 0 8 1 8 2 8 3 8 4 8 5 8 6 8 7 8 8 8 9 9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4

T I E M P O

Qo

( BP

D )

0

2 0

4 0

6 0

8 0

1 0 0

1 2 0

1 4 0

1 6 0

Np

(MM

BLS

)

L a V e n t a


C u i c h a p a


R o d a d o r

S a n R a m ó n

P u e n t e

B a c a l

O t a t e s

O g a r r i o

M o l o a c á n

0

5 , 0 0 0

1 0 , 0 0 0

1 5 , 0 0 0

2 0 , 0 0 0

2 5 , 0 0 0

3 0 , 0 0 0

3 5 , 0 0 0

4 0 , 0 0 0

7 4 7 5 7 6 7 7 7 8 7 9 8 0 8 1 8 2 8 3 8 4 8 5 8 6 8 7 8 8 8 9 9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4

T I E M P O

Qo

( BP

D )

0

2 0

4 0

6 0

8 0

1 0 0

1 2 0

1 4 0

1 6 0

Np

(MM

BLS

)

L a V e n t a


C u i c h a p a


R o d a d o r

S a n R a m ó n

P u e n t e

B a c a l

O t a t e s

O g a r r i o

M o l o a c á n

Aceite Extraido

0

200

400

600

800

1000

1200

BACAL

CINCO PRES

IDENTE

S

CUICHAPA

LA VE

NTA

MOLOACAN

OGARRIO

OTATE

S

PUEN

TE

RODADOR

S. MAGALL

ANES

SAN RAMON

C A M P O S

MM

BLS N

Np (Rec Sec.)Np (Primario)

Volúmenes Activo Cinco Presidentes [MMBLS]

1249.25

142.47

236.63

70.89

4216.53

Np (Primario)Np (Res. Sec.)Reserva Remanente (1P)Reserva Remanente (2P +)Recurso Potencial

Activo Cinco Presidentes

0.00

5000.00

10000.00

15000.00

20000.00

25000.00

30000.00

35000.00

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Np [MMBLS]

qo

[BP

D] a

trib

uibl

e

Reserva remanente para inyección de agua

La Venta

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]Puente

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

0.00 0.01 0.01 0.02 0.02 0.03 0.03 0.04 0.04

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

Sanchez Magallanes

0

50

100

150

200

250

0 5 10 15 20 25

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

Otates

0

5

10

15

20

25

30

35

0 1 2 3 4 5 6 7

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

Ogarrio

0

20

40

60

80

100

120

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]Cinco Presidentes

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 5 10 15 20 25

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

San Ramón

0

2

4

6

8

10

12

0 1 2 3 4 5 6 7

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

Rodador

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

Bacal

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 5 10 15 20 25 30

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]Cuichapa

0

50

100

150

200

250

300

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

Moloacan

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

Total

0

200

400

600

800

1000

1200

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

Total

0.1

1.0

10.0

100.0

1000.0

10000.0

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

Total

0.1

1.0

10.0

100.0

1000.0

10000.0

0.01 0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00

Np [MMBLS]

Wip

[MM

BLS

]

La Venta

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

0 5 10 15 20 25 30 35 40

% Vp (Agua Inyectada)

Fr

(%)

Puente

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0 2 4 6 8 10 12 14


Fr

(%)

Sanchez Magallanes

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

0 2 4 6 8 10 12 14 16


Fr

(%)

Otates

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

0 2 4 6 8 10 12


Fr

(%)

Ogarrio

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0 1 2 3 4 5 6 7


Fr

(%)

Cinco Presidentes

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

0 2 4 6 8 10 12


Fr

(%)

San Ramón

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8


Fr

(%)

Rodador

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3


Fr

(%)

Bacal

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

0 5 10 15 20 25


Fr

(%)

Cuichapa

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50


Fr

(%)

Moloacán

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0 1 2 3 4 5 6 7


Fr

(%)

Activo Cinco Presidentes

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50


Fr (%

)

La ventaPuenteSanchez MagallanesOtatesOgarrioCinco PresidentesSan RamónRodadorBacalCuichapaMoloacán

Recuperación secundaria en yacimientos carbonatados. PEP

Yanling Field, China

SPE 84459Quantification of Uncertanty in Recovery Efficent Predictions: Lessons Learning from 250 Mature Carbonate Field

Historia de producción de un yacimiento fracturado dolomitizadoadministrando la producción (manejo de plataforma),controlando la entrada de agua

Casablanca Field, España

Historia de producción de un yacimiento carbonatado dolomitizadocon buena conductividad

Existen condiciones favorables para el proceso de EOR, por lo que aproximadamentese produjo un barril de aceite por cada barril de agua inyectado

Jay Field, USA

Distribución de los factores de recuperación finales para yacimientoscarbonatados productores de aceites ligeros e intermedios

Campo Artesa

SPE 84459Quantification of Uncertanty in Recovery Efficent Predictions: Lessons Learning from 250 Mature Carbonate Field

Campo Poza Rica

IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓN

0

100

200

300

400

500

600

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35

AbkatúnArtesaCactus-CalcCactus-DoloPoza RicaSitio GrandeSamaria

0

5

10

15

20

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

0

20

40

60

80

Abkatún (I)Artesa (I)Cactus-Calc (I)Cactus-Dolo (I)Sitio Grande (I)Samaria (I)Poza Rica (D)

0

100

200

300

400

500

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

0

5

10

15

20

25

30

35AbkatúnCactus-Dolo (I)Poza Rica (I)Sitio Grande (I)Samaria (I)Cactus-Calc (D)

Tiempo (años)

ABKATÚN, N=5250 MMBLS, km= 15 md, 28 API

CACTUS DOLO, N=1880 MMBLS, km= 2 md, 37 API

ARTESA, N=220 MMBLS, km= 0.1 md, 28 API

SITIO GRANDE, N=1153 MMBLS, km= 6 md, 39 APICACTUS CALC, N=188 MMBLS, km= 6 md, 37 API

POZA RICA, N=4800 MMBLS, km= 20 md, 31 APISAMARIA, N=4583 MMBLS, km= 2 md, 39 API

0

100

200

300

400

500

600

0 5 10 15 20 25 30 35

0

10

20

30

40

0

5

10

15

20

0 5 10 15 20 25 30 35

0

2

4

6

8Abkatún (I)Cactus-Dolo (I)Poza Rica (I)Sitio Grande (I)Samaria (I)Artesa (D)Cactus-Calc (D)

0

100

200

300

400

500

0 5 10 15 20 25 30 35

0

5

10

15

20

25

30

35

AbkatúnCactus-Dolo (I)Poza Rica (I)Sitio Grande (I)Samaria (I)Cactus-Calc (D)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35

AbkatúnArtesaCactus-CalcCactus-DoloPoza RicaSitio GrandeSamaria

Tiempo (años)

ABKATÚN, N=5250 MMBLS, km= 15 md, 28 API



SITIO GRANDE, N=1153 MMBLS, km= 6 md, 39 APICACTUS CALC, N=188 MMBLS, km= 6 md, 37 API

POZA RICA, N=4800 MMBLS, km= 20 md, 31 APISAMARIA, N=4583 MMBLS, km= 2 md, 39 API


0

100

200

300

400

500

600

0 5 10 15 20 25 30 35

0

5

10

15

20

0 5 10 15 20 25 30 35

Abkatún

Poza Rica

Samaria

0

100

200

300

400

500

0 5 10 15 20 25 30 35

Abkatún

Poza Rica

Samaria

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35

Abkatún

Poza Rica

Samaria


ABKATÚN, N=5250 MMBLS, km= 15 md, 28 API, Vugular y Fracturado

SAMARIA, N=4583 MMBLS, km= 2 md, 39 API, Fracturado

POZA RICA, N=4800 MMBLS, km= 20 md, 31 API, Kárstico (debritas)

0

20

40

60

80

100

120

140

0 5 10 15 20 25 30 35

0

5

10

15

20

0 5 10 15 20 25 30 35

Artesa

Cactus-Calc

Cactus-Dolo

Sitio Grande

0

50

100

150

200

0 5 10 15 20 25 30 35

Cactus-Calc

Cactus-Dolo

Sitio Grande

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35

Artesa

Cactus-Calc

Cactus-Dolo

Sitio Grande



SITIO GRANDE, N=1153 MMBLS, km= 6 md, 39 API


CACTUS CALC, N=188 MMBLS, km= 6 md, 37 API

0

100

200

300

400

500

600

0 5 10 15 20 25

0

5

10

15

20

0 5 10 15 20 25

0

100

200

300

400

500

0 5 10 15 20 25

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25

IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO ABKATÚN

ABKATÚN, N=5250 MMBLS, km= 15 md, 28 APIVUGULAR Y FRACTURADO

0.000

0.001

0.010

0.100

1.000

10.000

100.000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Np/N (%)

Fw

(%)

INICIO DE INYECCIÓN DE

AGUA

EVALUACIÓN DEL PROCESO DE INYECCIÓN DE AGUACAMPO ABKATÚN

0

50

100

150

200

250

300

350

0 5 10 15 20 25 30 35

0

5

10

15

20

0 5 10 15 20 25 30 35

0

100

200

300

400

0 5 10 15 20 25 30 35

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35

PRESIÓ

N (P

SIA

)

IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO SAMARIA

SAMARIA, N=4583 MMBLS, km= 2 md, 39 API, Fracturado

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Np/N (%)

Fw

(%

)EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DE AGUA

CAMPO SAMARIA

INICIO DEINYECCIÓN DE

AGUA

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

0

20

40

60

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

0

100

200

300

400

500

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO POZA RICA

POZA RICA, N=4800 MMBLS, km= 20 md, 31 API, Kárstico (debritas)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Np/N (%)

Fw (

%)

EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DE AGUACAMPO POZA RICA


AGUA

0

20

40

60

80

100

120

140

0 5 10 15 20 25 30 35

0

5

10

15

20

0 5 10 15 20 25 30 35

0

50

100

150

200

0 5 10 15 20 25 30 35

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35

IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO CACTUS - DOLOMÍAS


0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Np/N (%)

Fw

(%)

EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DE AGUACAMPO CACTUS - DOLOMÍAS


AGUA

0

5

10

15

20

25

0 5 10 15 20 25 30 35

0

1

2

3

0 5 10 15 20 25 30 35

0

5

10

15

20

0 5 10 15 20 25 30 35

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35

IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO CACTUS - CALCARENAS

CACTUS CALC, N=188 MMBLS, km= 6 md, 37 API

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Np/N (%)

Fw

(%)

EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DE AGUACAMPO CACTUS - CALCARENAS


AGUA

0

20

40

60

80

100

120

140

0 5 10 15 20 25 30 35

0

5

10

15

0 5 10 15 20 25 30 35

0

50

100

150

200

0 5 10 15 20 25 30 35

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30 35

IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO SITIO GRANDE

SITIO GRANDE, N=1153 MMBLS, km= 6 md, 39 API

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Np/N (%)

Fw

(%)

EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE AGUACAMPO SITIO GRANDE

0

10

20

30

40

0 5 10 15 20 25 30

0

2

4

6

0 5 10 15 20 25 30

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5 10 15 20 25 30

IDENTIFICACIÓN DE LOS PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCCIÓNCAMPO ARTESA


AGUA INYECTADA

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Np/N (%)

Fw

(%

)EVALUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DE AGUA

CAMPO ARTESA

0

100000

200000

300000

400000

500000

0 500 1000 1500 2000

Np MMbls

Qo

bp

d

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0 500 1000 1500 2000 2500

Np MMbls

Py

psi

a

0.000

0.001

0.010

0.100

1.000

10.000

100.000

0 500 1000 1500 2000 2500

Np (MMBLS)

Fw (%)


AGUA

600000

700000

800000

900000

1000000

1100000

0 500 1000 1500 2000 2500

Np (MMBLS)

RGA (FT3/BL)


AGUA

Atribuible300-200 mmbls6-4%

RGA(pie3/bl)

Fw(% )

Reserva menor a60 mmb

1994-1995

600000

700000

800000

900000

1000000

1100000

0 500 1000 1500 2000 2500

Np (MMBLS)

RGA (FT3/BL)


AGUA

INYECCIÓN DE AGUA

0

100

200

300

400

500

0 500 1000 1500 2000 2500

Np (MMBLS)

AGUA INYECTA

DA (MBPD)

0

100000

200000

300000

400000

500000

0 500 1000 1500 2000

Np MMbls

Qo

bp

d

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0 500 1000 1500 2000 2500

Np MMbls

Py

psi

a

0.000

0.001

0.010

0.100

1.000

10.000

100.000

0 500 1000 1500 2000 2500

Np (MMBLS)

Fw (%)


AGUA

Wi(mbpd)

Fw(% )

1994-1995

600000

700000

800000

900000

1000000

1100000

0 500 1000 1500 2000 2500

Np (MMBLS)

RGA (FT3/B

L)


AGUA

INYECCIÓN DE AGUA

0

100

200

300

400

500

0 500 1000 1500 2000 2500

Np (MMBLS)

AGUA INYECTA

DA (M

BPD)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0 500 1000 1500 2000 2500

Np MMbls

Py

psi

a

18CARB.84.72558.0INY. AGUATAMAULIPAS-CONST.

29ARENA2.1230.2INY. AGUABACAL

30ARENA2.5452.6INY. AGUACUICHAPA

35ARENA34.5971.5INY. AGUACINCO PRESIDENTES

33ARENA79.7981.5INY. AGUAOGARRIO

28CARB.47.71422.0INY. AGUASAN ANDRÉS

29CARB.3.3258.5INY. AGUAHALLAZGO

30CARB.325.54809.7INY. AGUAPOZA RICA

34ARENA2.3213.8INY. AGUAOTATES

31ARENA48.5457.0INY. AGUASAN RAMÓN

33ARENA56.21030.6INY. AGUASANCHEZ MAGALLANES

31CARB / NF917.54583.0INY. AGUASAMARIA

CARB / NF

TIPO YAC.

30

API

308.69352.0INY. AGUAABKATUN-POL-CHUC

RES. REM. 2P (MMB)

N (MMB)

PROCESOPROYECTO

PROYECTOS EN EJECUCIÓN DE RECUPERACION SECUNDARIA

18CARB.1.1165.5INY. AGUABARCODÓN

35CARB.109.61039.8INY. AGUAARENQUE

29CARB.1.2191.0INY. AGUAREMOLINO

35ARENA32.5163.0INY. AGUARODADOR AREA NORTE

22ARENA6.2221.7INY. AGUAMOLOACÁN

s/dARENA0.0206.0INY. AGUALA VENTA

S / DARENA0.06.1INY. AGUAPUENTE

28ARENA5.9607.6INY. AGUAEL GOLPE

28CARB / NF5.9228.1INY. AGUAARTESA

33CARB / NF75.21152.6INY. AGUASITIO GRANDE

28CARB / NF283.33111.0INY. AGUACUNDUACÁN

CARB / NF

CARB.

TIPO YAC.

39

39

API

63.12068.6INY. AGUACACTUS (DOLOMÍA)

63.12068.6INY. AGUACACTUS (CALCARENITA)

RES. REM. 2P (MMB)

N (MMB)

PROCESOPROYECTO

PROYECTOS SUSPENDIDOS DE RECUPERACION SECUNDARIA

Comentarios

Los proyectos de recuperación adicional son las alternativas reales, después de la incorporación de reservas, de negocios futuros en PEP.

Es una actividad que requiere mayor inversión de tiempo y costos, trabajar en equipo de manera integral.

Su rentabilidad generalmente, es menor que la explotación primaria.

La planeación y el diseño de los procesos, necesitan un tiempo de madurez antes de implementarse, para tener control sobre el riesgo y la incertidumbre, por lo que se debe tener una visión de negocios.

1. recuperación secundaria (1)

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