rafael guerrero altamirano cajb2
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Avances en la estabilización de la producción base del
Complejo Antonio J. BermúdezIng. Rafael Guerrero Altamirano
Ing. Héctor Agustín Mandujano SantiagoIng. Rafael Pérez Herrera
11 noviembre 2011
Contenido
I. Generalidades del proyecto
II. Situación actual del proyecto
III. Mejores prácticas
IV. Pronósticos de producción cierre 2011 yproyección 2012
V. Conclusiones
Antecedentes
Oxiacaque
Cunduacán
Platanal
Samaria
Íride
Campos: Samaria, Íride, Cunduacán, Oxiacaque y Platanal
Inició Producción: Junio 1973
Pozos perforados: 387
Pozos operando: 105
Máxima Producción (Febrero 79):Aceite: 693 mbpd
Gas: 745 mmpcd
Producción acumulada (Julio 2011):Aceite: 2,814 mmbls
Gas: 4,163 mmmpcCosto de producción: 10.41 Dls/BPCE
Producción al 31/10/2011:Aceite: 57,118 BPD
Gas: 207.5 mmpcd
Alcance 2012 - 2026
Objetivo
Cunduacán
OxiOeste
CunEste
Íride Este
OxiNuevo
OxiCentral
OxiEste
Íride
Samaria 2CSamaria 2AB
PlatanalPlatanal B
Objetivo y alcance proyecto CAJB
Atenuar la declinación de la producción base
Mantenimiento de Presión por inyección de fluidos 190 mmpcd de Nitrógeno (campos Oxiacaque y
Cunduacán) (2024)
60 mmpcd de Gas Contaminado con N2 (Oxiacaque) 60 mmpcd de GASA, hasta 2014 (Íride) 75 mbpd de Agua Residual (redistribución en Samaria y
Cunduacán)
Diversificación de sistemas artificiales de producción (BN, BNA, BEC, BH)
Perforación complementaria (15) y RMA´s (115)
Construir Unidad recuperadora de nitrógeno NRU
Diseñar e implementar procesos de Rec. Mejorada
Optimizar la extracción de 340 mmbls de aceite y 1,125mmmpc de gas, a través de la aplicación de unaestrategia integral de explotación para incrementar elfactor de recuperación de 34 a 38% (2050).
Área: 200.2 km2
Tipo: Naturalmente fracturado
Roca: Calizas y Dolomías
Porosidad: 4 - 6 %
Permeabilidad: 10 - 250 mD
Espesor bruto: 1,500 - 2,000 m
Espesor neto: 600 - 800 m
Profundidad: 3,100 - 5,000 m
Tipo de fluido: Aceite Negro ligero
Densidad de aceite: 28 - 31 °API
Rsi: 225 m3/m3
Presión:
Inicial: 533 kg/cm2
Saturación: 318 kg/cm2
Actual: 140 kg/cm2
Temperatura: 125 °C
Núcleo Samaria 145
Yacimiento maduro (38 años), altamente depresionado
Características del yacimiento
KS
KM
KI
JST
JSK
GR ILD
318
313
90
31
253
KS
KM
KI
JST
JSK
JSO
SAMARIA CUN-IRIDE-OXIAC.-PLAT
SAMARIA CUN-IRIDE-OXIAC. -PLAT
CUENCA
CUENCA
RAMPA EXTERNA-CUENCA
AMBIENTES SEDIMENTARIOS
RAMPA EXTERNA-CUENCA
RAMPA INTERNA (PLANICIE DE MAREA)
NM
NM
NM
NM
NM
SAMARIA-CUN-IRIDE-OXIAC.
CUN-IRIDE-OXIAC.
CUN-IRIDE-OXIAC.
PLAT
PLAT
Np, MMBLS @Jul 2011
538
1192
935
79
64
6
• KS - Mayormente formado porsedimentos de cuenca conalgunos flujos de escombros ypor lo tanto, propiedadespetrofísicas de menor calidad(Cunduacán y Oxiacaque).Presenta casquete de gas.
• KM - Mejor tipo y calidad deroca, por tratarse mayormente desedimentos de plataforma, quecubre todo el Campo Samaria yparte sur de Íride.
• KI - Sedimentos de cuenca conalgunos flujos de escombros alnorte y al sur. La roca no tienevalores altos de porosidad ypermeabilidad, sin embargo elalto grado de fracturamientocontribuye a la producción.
• JST - Rocageneradora, principalmentecompacta por tratarse desedimentos de cuenca. Cuandose encuentra raramentefracturada hacia la cima esproductor de hidrocarburos.
• JSK - Solo se conoce en losCampos Íride, Cunduacán yOxiacaque, siendo productor enestos dos últimos campos, dondese encuentra dolomitizado yfracturado.2814
Columna estratigráfica tipo
Producción
Etapa 6 (2006-2011) Mtto. de PresiónInyección gas 60 mmpcd (Nov-06)Inyección N2 190 mmpcd (Jul-08)Inyección de agua 50 mbpdReinyección gas contaminado con N260 mmpcd (Jul-09)Pozos no convencionales
Etapa 1 (1973-1979)Desarrollo inicialProducción máxima 693 mbpdInició inyección de agua
Etapa 2 (1980-1983)Formación del casquete de gasFuerte declinaciónInyección de agua de 460 mbpd
Etapa 3 (1984-1994)Plataforma de producción en 150 mbpd hasta finales de 1992
Etapa 4 (1995-2001)2da Etapa de desarrolloImplementación del bombeo neumático profundo
Etapa 5 (2002-2005)Inició proyecto Pidiregas3era Etapa pozos intermediosInyección agua residual 38 mbpd
Pi= 533 kg/cm2
Pb= 318 kg/cm2
Plano de Referencia@ 4,200 m
Pactual= 140 kg/cm2
Cronología de explotación
0
100
200
300
400
500
600
0
150
300
450
600
750
900
1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Qw
, Qw
i (m
bp
d),
No
. Po
zos
Qo
(mb
pd
), Q
g (m
mp
cd
)
Qo (mbpd)Qg (mmpcd)Qw (mbpd)Qwi (mbpd)No.Pozos Operando
0
100
200
300
400
500
600
1973 1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Pres
ión
(Kg/
cm2 )
CUNDUACANÍRIDEOXIACAQUESAMARIA
1 2 3 4 5 6
Comportamiento de la tendencia de declinación 2009-2011 PICAJB
Miles de barriles por día
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2009 2010 2011
FD = 14.7 %
Base
96.4
72.974.5
55.860.3
51.4
96.6
80.775.8
62.860.3
56.5
Incremental
-3.8 Mbpd
FDa = 16.5 % FDa = 17.1 % FDa = 6.3 %
FDa = 25.1 %FDa = 24.5%
-15.9 Mbpd -13 Mbpd
RMA: 5 C/Eq 28 S/EqTerm: 8
Est 142RMA: 8 C/Eq 14 S/EqTerm: 9
Est 81
Pozos operando 118
Qo prom/pozo (bpd) 753
Qg prom/pozo (mmpcd) 2.46
Qw prom/pozo (bpd) 237
RGA prom/pozo (m3/m3) 582
Pozos operando 112
Qo prom/pozo (bpd) 597
Qg prom/pozo (mmpcd) 2.59
Qw prom/pozo (bpd) 234
RGA prom/pozo (m3/m3) 771
Pozos operando 101
Qo prom/pozo (bpd) 570
Qg prom/pozo (mmpcd) 2.25
Qw prom/pozo (bpd) 281
RGA prom/pozo (m3/m3) 753
33 RMA: 82 bpd prom/interv8 Term: 400 bpd prom/pozo
22 RMA: 63 bpd prom/interv9 Term: 346 bpd prom/pozo
Etapa 6 mantenimiento de presión
500
600
700
800
900
1,000
1,100
1,200
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
QwRGA
180
210
240
270
300
330
360
390
420
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
QoQg
Efecto global de la administración de la presión
Qg
(mm
pcd)
Qo
(bpd
)
RG
A (m
3 / m
3 )
Qw
(bpd
)
Inicio de la administración de la presión
PozoFecha cierre
/apertura
Qo(bpd)
QgT(mmpcd)
N2 (%)
Cun-15 30-ago-10 245 9.0 16.8
Cun-17 30-ago-10 352 13.5 2.9
Cun-212 17-oct-10 94 6.2 30.4
Cun-25 20-oct-10 50 7.4 25.8
Cun-35 23-oct-10 113 3.8 24.0
Cun-5023 24-oct-10 88 5.6 58.0
Cun-29 11-nov-10 220 6.9 25.7
Cun-33 11-nov-10 289 11.1 36.4
Iri-166 12-nov-10 / 20-jul-11 277 5.9 53.8
Cun-23 15-nov-10 / 24-dic-10
18-feb-2011697 18.1 72.1
Iri-1166
27-ago-10 / 26-oct-10 22-dic-10 / 26-may-11
775 22.0 80.7
Oxi-1001 05-jul-11 113 14.3 71.6
Iri-164 13-oct-11 250 16.5 68.7
Total 3,563 140.3 50.8
Qo: 57,118 BPD
Qg: 207.5 mmpcd
Qw: 27,625 BPD
RGA: 648 m3/ m3
Nitrógeno (N2):190 MMpcd durante 15 años (jul-2008)
6 pozos en Oxiacaque y 2 en Cunduacán
Ampliar la inyección en forma areal enCunduacán y Oxiacaque.
Gas amargo (GASA):60 mmpcd (nov-2006)
2 pozos en Íride
Ampliar la inyección en Íride para reforzarmantto. de presión en ese campo y Samaria.
Gas contaminado (GASA+N2):60 mmpcd ( jul-2009)
2 pozos en OxiacaqueIncrementar según el avance del N2
Agua:50 mbpd ( sep-1977))
6 pozos en Samaria y 3 en CunduacánInyectar perpendicular a sistema de fracturas.
Objetivo:Mantener la presión del yacimiento (130kg/cm2) mediante la inyección de fluidos paraayudar a incrementar el factor derecuperación de aceite.
Situación actual del mantenimiento de presión en el CAJB
Oxi-12
Oxi-11Oxi-4
Oxi-14
Oxi-34
Sam-252B
Oxi-24 Oxi-2Cun-44
Cun-45
Cun-27
Sam-80A
Cun-60
Sam-290
Sam-100
Sam-118
Sam-65
Iri-146
Iri-146D
Oxi-1
Complejo Antonio J. Bermúdez
SimbologíaIny Nitrógeno (N2)
Iny Gas Amargo (GASA)
Iny Gas Contaminado
Iny Agua
Propuesta iny. de agua
Propuesta iny. GASA + N2
Cun-36
Resumen proyectos inyección
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
05 06 07 08 09 10 11 12
Fact
or d
e R
eem
plaz
o
Gas ContN2GASAAguaWe
Nitrógeno
15 jul 2008 (3.3 años)
185.7 mmpcd promedio
98% de eficiencia sobre 190mmpcd
26.5 mmpcd / pozo (7 activos)
199 Kg/cm2
174.5 mmmpc acumulado
1.8% de Vp CAJB inyectado
30 sep 1977 (34.1 años)
57,270 bpd promedio
7,159 bpd / pozo (8 activos)
1,226.8 mmbls acumulado
27 jul 2009 (2.3 años)
45.4 mmpcd promedio
76% de eficiencia sobre 60 mmpcd
15.1 mmpcd / pozo (3 activos)
152 Kg/cm2
36.5 mmmpc acumulado
0.6% de Vp CAJB inyectado
Producción @ c.s. :
Qo 57.1 mbpd
Qg 207.5 mmpcd
Qw 26.2 mbpd
Producción @ c.y. :
Qo 73.8 mbpd (18%)
Qg 302.6 mbpd (75%)
Qw 27.5 mbpd (7%)Total
404.0 Mbpd
Total 608.8 Mbpd @ c.y.Agua
GASA + N2
GASA
Prom
edios octubre 2011
322.1 Mbpd
60.1 Mbpd
59.2Mbpd
135.2 Mbpd
We31.4 Mbpd @ c.y. 8 nov 2006 (5.0 años)
53.6 mmpcd promedio
89% de eficiencia sobre 60 mmpcd
26.8 mmpcd / pozo (2 activos)
148 Kg/cm2
77.9 mmmpc acumulado
0.7% de Vp CAJB inyectado
* No toma en cuenta la producción delcampo Platanal
Fr150%
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
0.0
1.5
3.0
4.5
6.0
7.5
9.0
jul-08 ene-09 jul-09 ene-10 jul-10 ene-11 jul-11
Np (
MM
b)
Qo (M
bpd)
Qo (bpd)
Np (mb)
El gasto de aceite atribuible al proyecto de mantenimientode presión por inyección de gas es de 5,765 bpd.
La irrupción de N2 en los pozos se da através de las fallas principales.
Aceite atribuible
Resultados de la Inyección
Existe unatendencia demantenimiento depresión en loscampos Cunduacány Oxiacaque.
Oxiacaque 5044
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
ene/07 mar/07 may/07 jul/07 sep/07 nov/07 ene/08 mar/08 may/08 jul/08 ago/08 oct/08 dic/08 mar/09 may/09 jul/09 ago/09
Qo(
bpd)
0
2
4
6
8
10
12
14
Qg
(mm
pcd)
Qo Qg
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
ene/07 mar/07 may/07 jul/07 sep/07 nov/07 ene/08 mar/08 may/08 jul/08 ago/08 oct/08 dic/08 mar/09 may/09 jul/09 ago/09
RG
A (
m3 /m
3 )
0
12
24
36
48
60
72
84
Fw (%
)
RGFA Fw
0
20
40
60
80
100
120
140
ene/07 mar/07 may/07 jul/07 sep/07 nov/07 ene/08 mar/08 may/08 jul/08 ago/08 oct/08 dic/08 mar/09 may/09 jul/09 ago/09
(% m
ol)
Red de BN N2 Yacimiento N2
La inyección de gases en el CAJB ha provocado cambios enel comportamiento de producción en 45 pozos (actualmente30 productores), generando un aceite atribuible.
Datos actualizados al 30 septiembre 2011
Campo Np(mb)
Qo prom(bpd)
EfectoPositivo
EfectoNegativo
Pozos conEfecto
Cunduacán 478 396 12 5 17
Íride 3,581 2,964 17 2 19
Oxiacaque 1,846 1,528 6 3 9
Total 5,905 4,888 35 10 45
5.9
MMb
Qo prom: 4,888 bpd
Perfil uniforme de flujo
Cedazo
Área de flujo
Gasto de aceite (bpd)
boquilla
Empacador hinchable
Samaria 6111 con desplazamiento de 1090m., navegando 721 m dentro del KS2, condistribución final de 7 empacadores y 21ICD’S actualmente con una producción deQo= 849 bpd, Fw= 0.7%
Samaria 6101 con desplazamiento de 760m, navegando 328 m dentro del KS3, condistribución final de 4 empacadores y 13ICD’S con una producción final de Qo= 962bpd, Fw= 35%
Samaria 7092 con desplazamiento de 1130m, navegando 730 m dentro del KS2, condistribución final de 6 empacadores y 15ICD’S con una producción final de Qo= 931bpd, Fw= 2%
Samaria 7022 con desplazamiento de 1120m, navegando 640 m dentro del KS2 yKS3, con distribución final de 5empacadores y 17 ICD’S. Actualmente conuna producción de Qo= 962 bpd, Fw= 0%
La compartamentalización de la sección horizontal y la configuración del ICD, resulta en la aportación
uniforme de flujo y retraso del agua
TWR Packer 6133 ft
3 ICD 3 ICD 1 ICD
Lateral 23 7/8" Openhole
BullPlug7559 ft
TD=7732 ft
3 7/8" Hole
Swell Packer7498 ft
Swell Packer7404 ft
Swell Packer7132 ft
1 ICD
Swell Packer7009 ft
Swell Packer6731 ft
3 ICD
Swell Packer6575 ft
3 ICD
Lateral 13 7/8" Openhole
TD=7481 ft
6682 ft
7101 ft
• Diseño mas precisos de terminación con ICD´s utilizando el proceso de modelado con el Software NETool
• Secciones horizontales compartamentalizadas con empacadores hinchables, para un aporte uniforme de
las zonas alta y baja permeabilidad
• Retardar los efectos de conificación de agua y gas por la contrapresión generada en el fondo del pozo
con ICD´s
Multilateral con brazos cortos en ADMultilateral con brazos largos en AD
Multilateral con un dos brazos con ICD
Nuevas propuestas de pozos multilaterales con empacadores hinchables y ICD´s configurados para ecualizar el flujo del yacimiento, retrasando la irrupción de fluidos no deseados
Íride 3,940 m
Cunduacán 3,700 m
4,525 mbnm
5,050 mbnm
Nivel Agua Aceite Original
Nivel Agua Aceite Actual
Samaria 4,220 m
4,350 mbnm
100 m espesor neto
150 m espesor neto 80 m espesor neto
Contacto de fluidos a octubre/2011
Debido a la naturaleza delyacimiento (fracturado) y alas condiciones actuales deexplotación es necesarioseguir monitoreando elmovimiento de los fluidos
IR-7041
IR-146 InyectorIR-1148 Proyect.
KS
KM
KI
JST
Inyector de gas amargo
Pozo productor
Inyector de gas amargo
NESW
Intervalo cerrado
Intervalo abierto
Pozo cerrado
Qo – GformaciónSW%
(fecha)
1006 – 0.43 %
(17-10-11)
Configuración KI
Abierto en agujero descubierto
Intervalos cerrados por agua
Intervalos productores
Qo=28.9 mmpcdPresión 158 kg/cm”
Sección estructural Íride 7041
Intervalo abierto(Productor)Intervalo cerrado
Sección estratigráfica Oxiacaque 1022
KS
KM
KI
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
3500
3550
3600
3650
3700
(3750)
(3781)
3118
SSTVD1:2369
0.00 100.00GR
Abierto
Intervalos 0.20 2000.00RP
KS
KM
KI
OX-1001 [SSTVD]
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
3500
3550
3600
3650
(3700)
(3750)
(3781)
3118
SSTVD1:2369
0.00 100.00GR
Abierto
Intervalos 0.20 2000.00RP
KS
KM
KI
OX-0026 [SSTVD]
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
3500
3550
3600
3650
3700
(3750)
(3781)
3118
SSTVD1:2369
0.00 100.00GR
Abierto
Abierto
Abierto
Intervalos 0.20 2000.00RP
KS
KM
KI
OX-1022 [SSTVD]
3150
3200
3250
3300
3350
3400
3450
3500
3550
3600
3650
3700
(3750)
(3781)
3118
SSTVD1:2369
0.00 100.00GR
Abierto
Abierto
Intervalos 0.20 2000.00RP
KS
KM
KI
OX-5003 [SSTVD]
KS
KM
KI
OX-1022OX-26OX-1001 OX-5003
Intervalo abiertoIntervalo abierto co alto RGA
Pozo propuesto para profundizar hasta la base del KI
Intervalos obturados
Pozo cerrado por alto RGA
Sección Estratigráfica OX-1022
Intervalo abierto/Productor
Qo – GformaciónSW%
(fecha)
1,200 – 1.0.42 %
(30 -10 -10 )
887 – 13.50 %
(05 -11 -11 )
1,856 – 27.50 %
(19-07 -09)
43 – 14.40 %
(14-08 -09)
363 – 26 .30 %
(25-09 -08)
Cerrado por alto RGA
Cerrado por alto RGA
ProductorProductor
Se anexo Intervalo
Histórico de operación de pozos intervenidos con el sistema BEC y programa
Pozos actualmente operandoPozo Qo (bpd)
Sam 162B 75Cund 55 107Sam 101 19Sam 124 403
Oxi 21 151Íride 1138 415Íride 1166 7617 pozos 1,931
Programa de pozos Dic 2011
Pozo Estado actual Inicio deproducción
Gasto esperadoQo
(bpd)Qg
(mmpcd)Samaria 74 Pozo cerrado con oportunidades en KS 15-dic-11 148 0.2
Samaria 107 Pozo cerrado con oportunidades en KS 20-dic-11 150 0.4
Samaria 97 Pozo cerrado con oportunidades en KS 25-dic-11 138 0.3
436 0.9
Reactivación de pozos cerrados y operación de intermitentes
0
10
20
30
40
50
60
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
Np
(M
bls
)
Qo
(b
ls)
Producción acumulada de pozos cerrados 2009-2011
Antes
DespuésEDF-JET 28/64”
EDF-JET 30/64”
EDF-JET 34/64”
EDF-JET 32/64”
EDF-JET 36/64”
EDF-JET 64/64”
• Realiza una mezcla homogénea del gas disuelto liberado conel aceite (Patrón de flujo), por encima del mejorador.
MPFV
Herramienta PozosQo(bpd)
Valvula Nova 5 138
EDF venturi 12 1,262
TOTAL 17 1,400
Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV)
# Pozo Qo (bpd)
Agua (%)
Qbpd
Fecha prog.
1 Samaria 2119 243 63 30 Oct 11
2 Cunduacán 10A 216 16 30 Oct 11
3 Samaria 6117 104 75 25 Nov11
TOTAL 115
Programa de EDF Venturi 2011
Instalación de mejoradores de patrón de flujo estranguladores de fondo tipo Venturi
Realizado
• Minimiza y/o elimina el
comportamiento inestable debido
a la disminución del colgamiento
de líquidos y al área de flujo.
Profundización del punto de inyección con sarta de velocidad
Colgamiento
# Pozo Qo (bpd)
Agua (%)
Qbpd
Fecha prog.
1 Cunduacan 10A 314 50.5 100 Nov 11
2 Samaria 117 535 22.7 70 Dic 11
3 Samaria 1075 0 -- -- Ene 12
TOTAL 170
Programa de instalación de TF
Pozo Diametro("Ø)
Profundidad (m)
Qo(bpd)
Samaria 124 1 ½ 4,500 403
Samaria 1183 1 ½ 4,100 365
Íride 1108 1 ½ 4,200 226
Samaria 101 1 ½ 2,850 19
TOTAL 1,013
Pozos con sarta de velocidad
Profundización de puntos de inyección en BN (tubería flexible)
• Eliminación de ángulos rectos en elárbol de producción para minimizarlas caídas de presión.
• Prolongar la vida productiva de lospozos con bajo índice deproductividad.
Con bajante convencional Con bajante de gran radio
Resultados:
PozoAntes Después Qo
(bpd)Fecha de
instalaciónPrograma de sustituciónQo (bpd) Pc kg/cm2 Qo (bpd) Pc kg/cm2
Sam-5081 2,032 4 2,167 2 135 25-01-11 Feb-2012
Sam-2129 516 15 877 1 361 14-02-11 Feb-2012
Sam-7128 211 4 275 1 64 21-02-11 Mar-2012
Íri-1128 164 16 323 1 159 22-02-11 Mar-2012
Sam-5104 715 6 742 1 27 25-02-11 Mar-2012
Sam-2126 458 5.5 556 2 98 04-03-11 Abr-2012
TOTAL 847
Minimizar caídas de presión en bajantes de gran radio
Pozo Samaria 5081
Antes Después
Un ambiente integrado de datos y aplicaciones donde se generan análisis e ingeniería demanera rápida y eficiente.
Integra y captura datos desde la fuente que los genera, como los Aforos.
Visualización de mediciones de pozos y otros parámetros en tiempo real a diferentes frecuencias.
Visualización de reporte de producción del Activo e histórico.
Mapas de producción y acumuladosToma de acciones correctivas y documentación.
Vigilancia y alarmas
Monitoreo continuo de alarmas. Genera reportes integrales con datos de diferentes fuentes.
Diagnóstico Procesos y análisis nodal
Estudios de ingeniería que apoyan la toma de decisiones.
MedicionesMonitoreo del ActivoMapas de IngenieríaAcciones correctivas a tiempo
Monitoreo de explotación del yacimiento
Integración de datos
Sala de monitoreo
Misión:
Lograr el éxito geocientifico y mecánico delos pozos, con el fin de contribuir alcumplimiento de los programas deperforación en tiempo y forma.
Visión:
Ser un centro especializado de excelenciaen el monitoreo de intervenciones a pozosen tiempo real, brindando soporte técnicoy preventivo a la Coordinación de Diseño ya las unidades operativas del Activo deProducción Samaria – Luna.
Sala de monitoreo en tiempo real
En el Centro de Monitoreo del ASL se da seguimiento las 24 hrs a los parámetros críticos a través de una interfase que integra las principales variables y sus
valores de alarma
Monitoreo en tiempo real de variables críticas en el Activo Samaria Luna
Variables que se monitorean:
Compresoras•Presión de succión y descarga en módulos de gas amargo y unidades de B.N.
Baterías •Presiones en Gasoductos, Oleogasoductos, Colector de grupo, cabezales de medición y separadores•Presión en Patín de Medición.
Bombeo Neumático•Presión de succión, descarga y flujo en unidades de BN en compresoras, presión estática y flujo instantáneo en trampa la isla y volumen de gas inyectado y paro de los motocompresores.
CromatografíaPorcentaje de Nitrógeno en líneas de envío.
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Inyección de fluidos
Perforación no convencional
Rma´s/Rme´s
Administración de la Energía
Planta de Trata-miento de agua
Planta NRU
Nuevas tecnologías
N2GASA
GASA+N2Agua
1
2
3
4
5
6
7
209 MMM PesosMáximo ValorEconómico
Los 7 elementos de la estrategia de ejecución
Comportamiento de la tendencia de declinación y proyección 2012
Miles de barriles por día
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Ene Fe
bM
arA
brM
ay Jun
Jul
Ago
Sep Oct
Nov Dic
Ene Fe
bM
arA
brM
ay Jun
Jul
Ago
Sep Oct
Nov Dic
Ene Fe
bM
arA
brM
ay Jun
Jul
Ago
Sep Oct
Nov Dic
Ene Fe
bM
arA
brM
ay Jun
Jul
Ago
Sep Oct
Nov Dic
FD = 14.7 %
Base
96.4
72.9 74.5
55.860.3
51.4
96.6
80.7
75.8
62.8 60.3
54.0
Incremental
-6.3 Mbpd
FDa = 25.1 %FDa = 24.5%
-15.9 Mbpd -13 Mbpd
Pozos operando 118
Qo prom/pozo (bpd) 753
Qg prom/pozo (mmpcd) 2.46
Qw prom/pozo (bpd) 237
RGA prom/pozo (m3/m3) 582
Pozos operando 112
Qo prom/pozo (bpd) 597
Qg prom/pozo (mmpcd) 2.59
Qw prom/pozo (bpd) 234
RGA prom/pozo (m3/m3) 771
Pozos operando 101
Qo prom/pozo (bpd) 570
Qg prom/pozo (mmpcd) 2.25
Qw prom/pozo (bpd) 281
RGA prom/pozo (m3/m3) 753
55.8
45.7
55.6 52.9
FD = 17.7 %
-2.7 Mbpd
Pozos operando 101
Qo prom/pozo (bpd) 510
Qg prom/pozo (mmpcd) 2.05
Qw prom/pozo (bpd) 312
RGA prom/pozo (m3/m3) 773
2009 2010 2011 2012
FDa = 16.4 % FDa = 17.1 % FDa = 6.3 % FDa = 4.8 %
Conclusiones
Se a disminuido la declinación total del Complejo Antonio J. Bermúdez de 17.1 % anual en el 2010 a 6.3 % anual para el 2011 y con una proyección de 4.8 % anual para el 2012.
Lo que ha representado mantener una plataforma de producción en el último año de 57,300 bpd y con una proyección promedio para el 2012 de 54,800 bpd.
Factores claves que han contribuido a la disminución de la declinación base es el empleo de nuevas tecnologías como son: Pozos horizontales con terminación semi inteligentes, reparaciones mayores y reentradas en la base del yacimiento, administración de la presión mediante el cierre de pozos con lata RGA, el mantenimiento de la presión con la inyección de fluidos, uso del bombeo electrocentrífugo entre otros.
11 Noviembre 2011
Avances en la estabilización de la producción base del Complejo
Antonio J. Bermúdez
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