3ra. reunión del grupo de trabajo sobre crudo pesado Natural Resources Canada
México, D.F.19 de abril de 2012
Avances del proyecto de explotación de crudo pesado y extra pesado
en el Activo de Producción Samaria Luna
Localización: A 20 km NW de Villahermosa, Tabasco
Campos: 4Samaria, Íride, Carrizo, Platanal
Descubrimiento: 1960Samaria 2 (94 bpd, 14 °API)
Pozos perforados: 110(71 en la nueva etapa, desde ago/07)
Pozos operando: 7059 crudo pesado y 11 crudo extra pesado
Tabasco
SamariaLuna
South Region
El Proyecto Samaria Somero tiene como objetivo extraer las reservas de crudo pesado y extra pesado en yacimientos de la Región Sur
515,000 bpd de aceite1,600 mmpcd de gas
Condiciones actuales *Np Gp RRA RRG Fro a Frg a
Campo (mmb) (mmmpc) (mmb) (mmmpc) (%) (%)
Samaria Pes 21 26 25 21 12 13Samaria Extra 3 2 113 6 0.5 0.7Carrizo 15 10 51 6 5 16Iride Ter ----- ----- 62 5 ----- -----Platanal Ter ----- ----- 8 0.4 ----- -----
Total 39 38 259 38 3 7
Condiciones inicialesN G ROA ROG Fro t Frg t
Campo (mmb) (mmmpc) (mmb) (mmmpc) (%) (%)
Samaria Pes 202 166 36 28 18 17Samaria Extra 649 324 128 61 20 19Carrizo 309 64 65 15 21 23Íride Ter 283 16 62 5 22 31Platanal Ter 39 2 8 0.4 21 20
Total 1,482 572 298 109 20 19
Al 1° de Enero 2012
RES
ERVA
S R
EMA
NEN
TES
DE
AC
EITE
(M
MB
)
RES
ERVA
S R
EMA
NEN
TES
DE
GA
S (M
MM
PC)
Las reservas 3P en el Proyecto Samaria Somero ascienden a 259 mmb de aceite considerando un factor de recuperación final del
20%
Etapa 1 (1964-1976) 20 pozosDesarrollo inicialProducción máxima 2.8 mbpd
Etapa 2 (1977-1979) Descubrimiento del MesozoicoCierre del Campo
Etapa 3 (1980-2006) 17 pozosReparación de pozosPicos de hasta 2.9 mbpdFuerte declinación por aguaMantenimiento de pozos
Etapa 4 (2007-2012)
Perforación de 71 pozos
74 reparaciones mayores
SAP y mejoradores de flujo
Inyección de vapor a partir de
2009
Más de 20,000 bpd a dic-2012
En 2007 inició la reactivación del desarrollo del Campo Samaria incrementando la producción de 500 a 14,000 bpd
1 2 3 4
12.0mmb
11.9 mmb
Crudo pesado (9,232 bpd)
Crudo extra pesado (4,768 bpd)
14,000 bpd
2 0 1 2
Extra pesado Pesado
Tipo de fluido Extrapesado Aceite Pesado y Mediano
Viscosidad 6,000 – 45,000 (cp) 200 – 2,000 (cp)
Densidad del aceite 5– 10 °API 12 – 18 °API
RGA 1 – 10 (m³/m³) 60 – 120 (m³/m³)
Extra pesado PesadoTipo de yacimiento Aceite negro viscoso Aceite negro
Litología Arenas no consolidadas Arenas no consolidadas
Formación Paraje Solo Paraje Solo, Filisola
Espesor bruto 300 - 500 (m) 400 – 600
Espesor neto 120 – 150 (m) 150 – 200
Porosidad 20 - 40 (%) 20 – 40 Saturación de agua 10 - 20 (%) 10 – 30
Permeabilidad 3,000 – 5,000 (mD) 400 – 4,000
Extra pesado PesadoÁrea (Km²) 7.9 4.4
P ini. (Kg/cm²) 97 200 – 150
P act. (Kg/cm²) 97 170 – 120
P sat. (Kg/cm²) 84 (A6) 105 (A8) 158 (A12)
T yac. (°C) 45 – 47 60 – 80 Profundidad (mbNM) 600-900 1,100 - 2,200
Tipo de empuje Expansión de roca- fluidos
Expansión de roca- fluidos, Empuje hidráulico
Generales
Fluidos
Petrofísicas
Otros campos
La extracción de crudo extra pesado en el Campo Samaria se realiza mediante la inyección alternada de vapor
S-14
MR. 23.66
PT 1,700 m
S-814
MR. 31.93
S-40
MR. 23.15
S-840
MR. 31.61
S-36
MR. 23.47
S-38
MR. 23.54
PT 1,274 m PT 2,160 m PT 1,546 m PT 2,305 m PT 2,300 m
Ambiente fluvial
Ambiente fluvial
Ambiente lagunar
Ambiente lagunar
ProfundoMio 1Mio 2Mio 3
2,100 m
Pesado
Extra pesado
A-8
A-6
A-4A-1
A-12A-16
Plio 1
500 m
1,000 m
A-0
Sección esquemática mostrando profundidad de arenas de interés con crudo pesado y extra pesado en el Campo Samaria
5 – 10 °API
12 – 18 °API
> 20 °API
Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
Canal: 10.5%Dique: 1.97%Abanicos: 0.9%Barras: 0.65%
A partir las características geométricas conceptuales de las facies fluviales, se actualizó el modelo geológico de forma probabilista
Canal: 19.4%Dique: 3.22%Abanicos: 1.9%Barras: 1.1%
Canal: 30%Dique: 4.1%Abanicos: 3.3%Barras: 1.4%
Porosidad Volumen de ArcillaSaturación de Agua
L-1 con mini vibros
L-2 con carga sismográfica
Sam 828
Líneas paramétricas 2D de alta densidad y resolución para definir fuente sismográfica adecuada para la adquisición 3D
Analizar la factibilidad técnica y operativa de un levantamiento sísmico 3DHD, que apoye en definir la distribución geométrica de los cuerpos arenosos (canales) de al menos 10 m de espesor, en profundidades entre 500 y 2000 m
SA-823 SA-828
Cubo AJBermúdez (2005), versión PSTM 2011
Línea 2DHD sismográfica
SA-823 SA-828
S N
S N
Se identifican hasta 3 eventos en un intervalo de 100 ms.
Se identifican hasta 10 eventos en un intervalo de 100 ms.
130 m
100 m
En la línea 2DHD, se aprecia mayor contenido de frecuencias, densidad de trazas y cobertura, dando una mejor imagen sísmica que permitirá conocer con mayor exactitud la distribución de las arenas impregnadas y definir áreas aún no drenadas.
Es posible identificar hasta 3 eventos en un intervalo de 100 ms
Sección sísmica PSTM del cubo Bermúdez con objetivo Mesozoico respecto a la línea paramétrica 2DHD entre 400 y 900 ms
SA-823 SA-828
Es posible identificar hasta 3 eventos en un intervalo de 100 ms
Es posible identificar hasta 10 eventos en un intervalo de 100 ms.
Cubo AJ Bermúdez (2005), versión PSTM 2011
Línea 2DHD sismográfica
S N
S N
100 m
130 m
Sección sísmica PSTM del cubo Bermúdez con objetivo Mesozoico respecto a la línea paramétrica 2DHD entre 900 y 1400 ms
AREA 118 KM2
X Y491,000 1,996,000499,000 1,996,000499,000 1,988,000495,000 1,988,000495,000 1,985,000486,000 1,985,000486,000 1,994,000491,000 1,994,000
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES - SAMARIA - IRIDE HD3D
FASES MES 1 MES 2 MES 3 MES 4 MES 5 MES 6 MES 7
TOPOGRAFÍA
PERFORACIÓN
OBSERVACIÓN
0.5 KM
97 KM2118 KM2
SAMARIA
IRIDE
S-828
Se adquirirán 118 km2 de sísmica 3DHD dando cobertura a los campos que almacenan crudo pesado y extra pesado
Pesado Extra-pesado
Tipo de fluido Aceite Pesado y Mediano Extra-pesado
Densidad del aceite 12 – 23 °API 5– 10 °API
RGA (m³/m³) 60 - 120 1 – 10
Pesado Extra-pesadoTipo de yacimiento Aceite negro Aceite negro
viscoso
Litología Arenas no consolidadas
Arenas no consolidadas
FormaciónParaje Solo
Filisola Paraje Solo
hn (m) 1 – 53 2 – 48
PHI (%) 18 – 30 25 – 32
Sw (%) 17 – 57 15 – 50
Pesado Extra-pesado
Área del campo (Km²) 4.8 7.1
Pini (Kg/cm²)
Pact (Kg/cm²)
Psat (Kg/cm²)
Tyac (°C)
Prof. media (mbNM) 1,500 1,000
En marzo inició la reactivación del Campo Íride para cerrar con diez pozos en este año y al menos 20 localizaciones más para 2013
603
Pozo taponado
Pozo productor
Pozo cerradoLongitud Total= 8 Km
• Sísmicamente se observa que los limites de las secuencias
tienen una buena correlación lateral, mientras que las arenas
contenidas dentro de estas secuencias presentan discontinuidad
• Los espesores netos impregnados son mayores de 50 m
• Las Secuencias 4 y 5 contienen las arenas con mayor
impregnación de hidrocarburos en el área.
El estudio de caracterización estática permitió definir las principales secuencias de arenas en el Campo Íride que van entre 400 y 1,700 m
Cima Secuencia 6 1400-1500 m
Cima Secuencia 2 500-700 m
Cima Secuencia 3 700-800 m
Cima Secuencia 4 880-1150 m
Cima Secuencia 5 1150-1400 m
Las secuencias 4 y 5 muestran mayor continuidad de las arenas así como mayor índice de hidrocarburos
• Profundidades entre 545 y 1,285 m
• Tres muestreos exitosos
• Presiones entre 755 y 1,847 psi
• Temperatura máxima 64.7 °C
El pozo Íride 754 confirmó las secuencias interpretadas y se adquirió información para plantear adecuadamente el esquema de explotación
1,140 m
1,130 m
1,120 m
Movilidad mD/cP
Presiónpsia
Consolidación de las arenas
Pesado Extra-pesado
Tipo de fluido Aceite negro
Densidad del aceite 18 – 24 °API
RGA (m³/m³) 48.2
Pesado Extra-pesado
Tipo de yacimiento Aceite negro Aceite negro
viscoso
Litología Arenas de cuarzo arcillosas, poco consolidadas
Formación Paraje Solo Paraje Solo
hn (m) 1 – 23 0.75 – 32
PHI (%) 18 – 22 24
Sw (%) 35 35
Pesado Extra-pesado
Área del campo (Km²) 3.2 4.3
Pini (Kg/cm²) 135
Pact (Kg/cm²) ---
Psat (Kg/cm²) 139
Tyac (°C) 80 50
Prof. media (mbNM) 2,000 800
El Campo Carrizo fue licitado para operarse mediante contratos integrales y su producción se reactivará a fines de este año
Pesado Extra-pesado
Tipo de fluido
Densidad del aceiteRGA (m³/m³)
Pesado Extra-pesado
Área del campo (Km²) 2.0 1.3
Pini (Kg/cm²)
Pact (Kg/cm²)
Psat (Kg/cm²)
Tyac (°C)
Prof. media (mbNM) 1,500 1,000
Pesado Extra-pesado
Tipo de yacimiento Aceite negro Aceite negro
viscoso
Litología Arenas no consolidadas
Arenas no consolidadas
Formación Paraje Solo Paraje Solo
hn (m) 3 – 35 1 – 24
PHI (%) 14 – 34 17 – 38
Sw (%) 18 – 57 26 – 53
El Campo Platanal es el que menores yacimientos presenta y actualmente se analiza la factibilidad de su explotación
Resumen de la prueba pilotode inyección alternada de vapor
A-0-1C
A-0-1BA-0-2C
A-0-2BA-0-3C
A-0-3BA-1-1C
A-1-1BA-1-2C
A-1-2BA-1-3C
A-1-3BA-4-1C
A-4-1BA-4-2C
A-4-2BA-4-3C
A-4-3BA-4-4C
A-4-4BA-4-5C
A-4-5BA-6-1C
A-6-1BA-6-2C
A-6-2B
478.9
1027.5
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1000
A-0-1C
A-0-1BA-0-2C
A-0-2BA-0-3C
A-0-3BA-1-1C
A-1-1BA-1-2C
A-1-2BA-1-3C
A-1-3BA-4-1C
A-4-1BA-4-2C
A-4-2BA-4-3C
A-4-3BA-4-4C
A-4-4BA-4-5C
A-4-5BA-6-1C
A-6-1B
477.8
1026.3
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1000
A-0-1C
A-0-1BA-0-2C
A-0-2BA-0-3C
A-0-3BA-1-1C
A-1-1BA-1-2C
A-1-2BA-1-3C
A-1-3BA-4-1C
A-4-1BA-4-2C
468.4
1017
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1000
A-0-1C
A-0-1BA-0-2C
A-0-2BA-0-3C
A-0-3BA-1-1C
A-1-1BA-1-2C
A-1-2BA-1-3C
A-1-3BA-4-1C
A-4-1B
468.4
1017
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1000
A-0-1C
A-0-1BA-0-2C
A-0-2BA-0-3C
A-0-3BA-1-1C
A-1-1BA-1-2C
A-1-2BA-1-3C
A-1-3BA-4-1C
A-4-1BA-4-2C
A-4-2BA-4-3C
A-4-3BA-4-4C
A-4-4BA-4-5C
A-4-5BA-6-1C
A-6-1B
468.4
1017
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1000
A-0-1C
A-0-1BA-0-2C
A-0-2BA-0-3C
A-0-3BA-1-1C
A-1-1BA-1-2C
A-1-2BA-1-3C
A-1-3BA-4-1C
468.2
1016.8
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1000
A-0-1C
A-0-1BA-0-2C
A-0-2BA-0-3C
A-0-3BA-1-1C
A-1-1BA-1-2C
A-1-2BA-1-3C
A-1-3BA-4-1C
A-4-1BA-4-2C
A-4-2BA-4-3C
A-4-3BA-4-4C
A-4-4BA-4-5C
A-4-5BA-6-1C
A-6-1BA-6-2C
A-6-2BA-6-3C
A-6-3BA-6-4C
A-6-4BA-6-5C
A-6-5B
468.4
1017
500
550
600
650
700
750
800
850
900
950
1000
S-922 [MD]MD
1:2208 32.50 gAPI 165.82GR
0.2000 ohm.m 100.0000
ILD
Color fill
S-948 [MD]MD
1:2208 34.14 gAPI 175.99GR
0.2000 ohm.m 100.0000
ILD
Color fill
S-929 [MD]MD
1:2208 1.19 gAPI 119.83GR
0.2000 ohm.m 100.0000
AT90
Color fill
S-907 [MD]MD
1:2208 30.57 gAPI 141.83GR
0.2000 ohm.m 100.0000
AT90
Color fill
S-908 [MD]MD
1:2208 16.70 gAPI 109.17GR
0.2000 ohm.m 100.0000
AT90
Color fill
S-904 [MD]MD
1:2208 18.51 gAPI 103.38GR
0.2000 ohm.m 100.0000
AT90
Color fill
S-906 [MD]MD
1:2208 32.39 gAPI 162.47GR
0.2000 ohm.m 100.0000
RLA5
Color fill
Potencial de crudo extra pesado en el Campo Samaria
Comportamiento del pozo Samaria 948 con dos ciclos de inyección acumulando más de 400 mb en dos años sin problemas de sólidos
Todos los pozos verticales de la prueba piloto rebasaron por mucho las expectativas iniciales, no así los pozos horizontales
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
Pro
du
cció
n c
um
ula
da N
p (b
ls)
Qo
(bls
)
Samaria 922
Qo
Np
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
450,000
500,000
0200400600800
1,0001,2001,4001,6001,8002,0002,200
Pro
du
cció
n c
um
ula
da N
p (b
ls)
Qo
(b
ls)
Samaria 901
Qo
Np
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
200,000
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
6‐M
ay‐09
6‐Jun‐09
6‐Jul‐09
6‐Aug‐09
6‐Sep‐09
6‐Oct‐09
6‐Nov‐09
6‐Dec‐09
6‐Jan‐10
6‐Feb‐10
6‐M
ar‐10
6‐Apr‐10
6‐M
ay‐10
6‐Jun‐10
6‐Jul‐10
6‐Aug‐10
6‐Sep‐10
6‐Oct‐10
6‐Nov‐10
6‐Dec‐10
6‐Jan‐11
6‐Feb‐11
6‐M
ar‐11
6‐Apr‐11
6‐M
ay‐11
6‐Jun‐11
6‐Jul‐11
6‐Aug‐11
6‐Sep‐11
6‐Oct‐11
6‐Nov‐11
6‐Dec‐11
6‐Jan‐12
6‐Feb‐12
Pro
du
cció
n c
um
ula
da N
p (b
ls)
Qo
(b
ls)
Samaria 916
Qo
Np
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
0
250
500
750
1,000
1,250
1,500
1,750
Producción acumulada Np (bls)
Qo (bls)
Qo
Np
Samaria 913H
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
200,000
0
200
400
600
800
1,000
1,200
Producción acumulada Np (bls)
Qo
(bls
)
Samaria 915H
Qo
Np
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
100,000
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
1‐Dec‐10
11‐Dec‐10
21‐Dec‐10
31‐Dec‐10
10‐Jan‐11
20‐Jan‐11
30‐Jan‐11
9‐Feb‐11
19‐Feb‐11
1‐M
ar‐11
11‐M
ar‐11
21‐M
ar‐11
31‐M
ar‐11
10‐Apr‐11
20‐Apr‐11
30‐Apr‐11
10‐M
ay‐11
20‐M
ay‐11
30‐M
ay‐11
9‐Jun‐11
19‐Jun‐11
29‐Jun‐11
9‐Jul‐11
19‐Jul‐11
29‐Jul‐11
8‐Aug‐11
18‐Aug‐11
28‐Aug‐11
7‐Sep‐11
17‐Sep‐11
27‐Sep‐11
7‐Oct‐11
17‐Oct‐11
27‐Oct‐11
6‐Nov‐11
16‐Nov‐11
26‐Nov‐11
6‐Dec‐11
16‐Dec‐11
26‐Dec‐11
5‐Jan‐12
15‐Jan‐12
25‐Jan‐12
4‐Feb‐12
14‐Feb‐12 P
rod
ucció
n c
um
ula
da N
p (b
ls)
Qo
(b
ls)
Samaria917H
Qo
Np
Durante el segundo ciclo de inyección, el comportamiento de la mayoría de los pozos muestra un potencial similar al primer ciclo
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
0 100 200 300 400 500 600
Prod
ucción
acumulada (Bls)
Dias
Pozo Samaria 901
Producción en Frio 1er ciclo
2do ciclo
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
0 100 200 300 400
Prod
ucción
acumulada (Bls)
Días
Pozo Samaria 913-H
Producción en frío1er ciclo2do ciclo
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0
Prod
ucción
acumulada (Bls)
Dias
Pozo Samaria 916
Producción en frío 1er ciclo
2do ciclo
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Prod
ucción
acumulada (Bls)
Días
Pozo Samaria 948
Producción en frío 1er ciclo 2do ciclo
Se ha producido cerca de 2 mmb de crudo extra pesado en 2 años de la prueba piloto mediante estimulación alternada de vapor
Espesor Densidad ViscosidadMax
ProducciónProducción acumulada
Vapor inyectado
Max Producción
Producción acumulada
Vapor inyectado
Max Producción
Producción acumulada
m °API cp (c.y.) bpd bls Ton bpd bls Ton bpd bls bls
Sam‐916 A‐4 51 9 6,329 252 2,755 2,477 906 163,622 5,760 767 100,181 266,558
Sam‐948 A‐4 y A‐6 41 9 8,638 101 12,794 4,955 1233 193,965 4,985 1,032 215,215 421,974
Sam‐922 A‐6 30 8 13,818 107 11,190 3,930 1170 178,354 4,088 648 67,803 257,347
Sam‐913H A‐1 326 SH 5 23,234 151 16,725 8,730 1566 160,163 6,620 849 80,855 257,743
Sam‐901 A‐1 y A‐4 38 9 4,505 365 42,978 8,096 1252 348,530 7,316 667 76,078 467,586
Sam‐915 A‐1 y A‐4 88 8 17,691 233 11,441 6,620 503 38,645 7,440 434 2,617 52,703
Sam‐915H A‐4‐2 322 SH 10 1,948 434 24,115 7,824 623 157,843 181,958
Sam‐917H A‐6‐1 231 SH 8 17,000 233 20,788 8,215 396 43,871 64,659
Sam‐929 A‐1 y A‐4 26 2,738
Sam‐907 A‐1 33 8 16,402 4,799 453 13,008 13,008
Sam‐908 A‐4 40 9 6,971 4,717 786 48,196 48,196
Sam‐906 A‐6 27 9,266 3,392 755 22,703 22,703
Sam‐904 A‐1 13 2,880
Sam‐905 A‐4 18
Sam‐946 A‐6 24
Total 235 142,786 877 1,368,900 733 542,749 2,054,435
Producción acumulada
total
Producción en frío Primer ciclo de inyección Segundo ciclo de inyección
Pozo Arena
La prueba piloto de inyección de vapor durante dos años, demostró su eficacia y se adquirió experiencia para iniciar la masificación
8 pozos perforados
Diferentes geometrías de pozo (4 verticales, 3 horizontales y 1 direccional)
Pruebas con 2 sistemas artificiales (BCP-BM)
Uso de mejoradores de flujo
Acciones Resultados a destacar
Principal aprendizaje
Próximos pasos
En F
ríoEn
Cal
ient
e
100% de éxito en perforación
Crudo extra pesado con viscosidad de 2,000 a 23,000 cp @ TY
Gasto de producción de 70 bpd en verticales y 300 bpd en horizontales
Control de arena con tubería ranurada
BM y BCP como sistema artificial
Uso de mejorador de flujo para transporte
Es factible técnica y económicamente la explotación en frío
Caracterización estática de todas las arenas de crudo extra pesado
Contar con sistema de almacenamiento y bombeo a boca de pozo
Producir sólo para definir base de producción
Servicio de generación de vapor contratado por 3 años (dic/2012)
Uso de aparejos de producción, árbol y accesorios térmicos
8 pozos estimulados con vapor
2 ciclos de inyección por pozo
Aparejos funcionando bien, sólo 5 cm de elev
Pozos operan fluyentes inicialmente
Gasto de producción de 700 a 1,200 bpd
Registros PLT durante iny, remojo y prod´n
El BN como método artificial es eficiente
Vol de iny y tiempo de remojo en función de magnitud de arenas
Inadecuada distribución del vapor en pozos horizontales
No es conveniente estimular más de 3 arenas simultáneamente
Concluir la masificación del proceso 1ra etapa
Evaluar mediante piloto la inyección continua
Concluir construcción de infraestructura de transporte
Servicio de generación de vapor con 3 calderas contratado (may 2012)
Se resolvió el problema de adquisición de registros PT durante inyección, remojo y producción que hizo cambiar la estrategia
Registro PLT durante inyección Samaria 908 Registro PLT durante remojo Samaria 908
570 °F
La distribución del vapor es el reto a vencer tomando en cuenta aspectos mecánicos y de petrofísica para incrementar la recuperación
Registro PLT durante inyección Samaria 906 Registro PLT durante inyección Samaria 916
Samaria 905XPT-MDT
Samaria 908XPT-MDT-ADT-MSRS
Samaria 906MDT-ADT
La toma de información intensa para la caracterización estática y dinámica de los yacimientos, minimizará riesgos en la ejecución
El uso de bombeo neumático durante la etapa más caliente, ha sido una práctica eficiente contraria a la lógica por el tipo de crudo
Samaria 916: y = 475.85x‐0.421
Samaria 922: y = ‐38.07ln(x) + 263.12
Samaria 948: y = ‐36.5ln(x) + 269.16
y = ‐20.86ln(x) + 177.25
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Sam‐901 T. Sup (°C) Samaria 901 Sam‐916 T. Sup (°C) Sam‐922 T. Sup (°C)Sam‐948 T. Sup (°C) Samaria 913H Promedio Power (Sam‐916 T. Sup (°C))Log. (Sam‐922 T. Sup (°C)) Log. (Sam‐948 T. Sup (°C)) Log. (Samaria 913H)
Dias
Samaria 901: y=294.72x‐0.188
Tempe
ratura (°C)
Samaria 913H
• A los 200 días de producción, la temperatura cae a 60 °C
• Equivale a 80 °C en fondo
• Hasta estos niveles el BN puede ser usado
• Debajo de esta temperatura, se debe emplear BM
• Todos los árboles de válvulas de los pozos de la primera etapa de masificación, están instrumentados
• Los parámetros de presión, temperatura e inyección de gas se monitorean en tiempo real
• El volumen de gas de inyección se regula de manera remota
La inyección de agua caliente en pozos no acondicionados para vapor, ha resultado exitosa en más del 60 % de los casos
TR 13 3/8 ”
TR 9 5/8”
TR 7”
907‐892 M.
953‐941 M.
Etapa I: Inyectó durante 15 días agua a 170°CEtapa II: Mantuvo pozo cerrado durante 10 díasEtapa III: Abrió pozo a batería
Reducir la viscosidad del aceite, inyectando agua caliente al yacimiento para incrementar su movilidad y maximizar su producción.
Seleccionar pozos candidatos para la inyección de agua caliente
Se ha inyectado a 11 pozos con éxito en 65% de los casos.
Los últimos dos pozos tratados después de más de un mes de ser abiertos a batería producen con bombeo mecánico convencional a un 85% de su capacidad y alta sumergencia respecto de la bomba.
Se ha modificado el uso de accesorios para resolver el problema de crecimiento de árbol, daño en aparejos y distribución de vapor
13 3/8" 40 m
9-5/8" 500 m
TR 7"
PI
871.44 m
975 m
957 m
826.82 m
949.53 m
887 – 912 m
919 – 924 m
ZAPATA 5” BLUE
ANCLA TUB. WTF
COLG. FCH
TCP 4 5/8” 21C/M
BOMBA TUB.
850.21 mNIPLE PERF
827.77 m
TCP 4 5/8” 21C/M
CAPILARES ¼”
Aparejo de Producción Original
TR 13 3/8” 40 m
496 mTR 9 5/8”
TR 7” 926 m
P.I. A 902.63 m
EXT. ZAP. GUÍA 760.6 m
EMP. TÉRMICO P/TR 7”
CAMISA 3 ½” DE CIRC.
839‐ 856 m
LINER 5” RANURADO DE 771.62 A 902.93 m
766.84 m
783‐ 807 m
PBR 7”
741.31 m
TCP 4 5/8”, 72 c/m, F 60/120
758.04 m
755.4 m
753.29 m
JTA. DE EXP.
JTA. DE EXP.
Aparejo de Producción con Juntas de Expansión
Aparejo de Producción con Empacador Flotante
Aparejo de Producción con Extensión de Tubería
En pozos horizontales el vapor se inyecta preferentemente en la zona del talón lo que generó una baja productividad
Inyeccióncon T.F. 1 ½”
Difusores de diámetro
controlado
Densidad de ranuras variables
Perfil de PT y flujo en el pozo horizontal Samaria 913 H, identificando aportación principalmente de la zona del talón
669.7614286
0
100
200
300
400
500
600
700
0 100 200 300 400 500 600 700 800
TVD Series2
100% 45.42% 34.04% 16.63% 7.05%9.58%
Se acondiciona la infraestructura de transporte para conservar el calor y se automatiza la medición de parámetros para su monitoreo
La construcción de infraestructura de perforación de pozos y de transporte de crudo, avanza de acuerdo a los planes de masificación
CAB FOR-I
CAB FOR-III
CAB SAM-837
CAB SAM-35
CAB CAB SAM-840
1.101 km1.101 km
1.70
61.
706
kmkm
0.998 km0.998 km
0.470 km0.470 km
0.96
9 km
0.96
9 km
BATERÍA SAMARIA II
CAB SAM-811
0.4 km0.4 kmCAB SAM-801
0.5
kmkm
0.43
km
0.43
km
OLEOGASODUCTO DE GRUPO 12”Ø OLEOGASODUCTO DE GRUPO 16”ØLÍNEAS DE MEDICIÓNINTERCONEXIÓN PROVISIONAL
CABEZAL SAM-10 Bis
MEZOSOICO
L.D.D. 6” Ø
CAB. SAM 117
0.7 km0.7 km
CAB FOR-II
L. 16” Ø
L. 16” Ø
L. 16” Ø
CAB. MESOZOICO
L. 12” Ø
S-804S- 855
S-803S- 812S- 34S-899
S- 34
S- 801
S- 813S- 17
S-40S- 826S- 810-D
S-878S-838 –HS-878S-817
S- 876S- 877S- 7013-H
S- 835S- 839
S- 28S- 874S- 1081
S-815S-846
S- 830S- 854S- 859
CAB . PROYECTO PRIMERA ETAPA
NEÓGENO
L. 10” Ø
Cab. Samaria 3 Cab. Samaria 48 Cab. Samaria 111B
Cab. Samaria 896
S-818
LDD. 6” Ø
LDD. 6” Ø
S- 5111
S- 1113S- 948S-915-HS-48
S- 915S-820S-824
S-3S-1001
S- 907S-908
S-847
S-843S-893S-889S-888S-885S-892S-890
S-811S-11S-802 S-865
S-857
S- 15S-828
S-12S-835S-839
S-805S-873
S-94S-804S-855
S-832S-890S-892S-825S-851S-895S-897S-848
S-860
S- 821S -7092-H
S- 5112S-6111
S-14S- 814S- 853
Situación actual de la infraestructura de transporte con cuatro cabezales de recolección para crudo extra pesado
CAB FOR-I
CAB FOR-III
CAB SAM-837
CAB SAM-35
CAB CAB SAM-840
1.101 km1.101 km
1.70
61.
706
kmkm
0.998 km0.998 km
0.470 km0.470 km
0.96
9 km
0.96
9 km
BATERÍA SAMARIA II
CAB SAM-811
0.4 km0.4 kmCAB SAM-801
0.5
kmkm
0.43
km
0.43
km
OLEOGASODUCTOS EN PROYECTO OLEOGASODUCTO DE GRUPO 12”Ø OLEOGASODUCTO DE GRUPO 16”ØLÍNEAS DE MEDICIÓNINTERCONEXIÓN PROVISIONAL
AMP CAB SAM-840De 11 Acometidas 6 Construidas de 6” 6 en Proyecto 4” Req.
CABEZAL SAM-10 Bis
MEZOSOICO
L.D.D. 6” Ø
CAB. SAM 117
L. MED. 6” Ø
L. M. 2 6” Ø
L. M. 1 6” Ø
0.7 km0.7 km
CAB FOR-II
CAB SAM 875
L. M. 6” Ø
L. 10” Ø
CAB SAM 894L. 8” Ø
L.M. 6” Ø
CAB SAM 843
L. 8ӯ
L.M. 4”
Ø
CAB SAM 51
L. 8” Ø
L. M. 6” ØL. 16” Ø
L. 16” Ø
L. 16” Ø
CAB . PROYECTO TERCIARIO Y MZO
CAB. MESOZOICO
L. 12” Ø
CAB SAM 111L. M. 6” Ø
L. . 10” Ø
S-15S- 14
S- 899
S-803
S- 857S- 878
S- 850
S-40S- 826S- 810-D
S- 876S- 877S- 7013-H
S- 835S- 839S- 805S- 873
S- 28S- 874S- 1081
S-855S-804
S- 817S- 11
S- 830S- 854S- 859
CAB SAM 10L. 12” Ø
L.M. 6” Ø
L. 10” Ø
S-818
LDD. 6” Ø
LDD. 6” Ø
S- 802
Situación futura de la infraestructura de transporte para crudo pesado para eliminar restricciones de flujo
La acción de acelerar el desarrollo de los yacimientos ha sido el factor clave para el crecimiento de la producción de crudo pesado
Terminaciones Terminaciones Terminaciones
RMA's RMA's RMA's RMA
EQUIPO
PM-5642700HP
ENE
2010
FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE
2011
FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
PM-5645600HP
PM-9104
ENE
2012
FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
PM-5593 (250 hp)
GSM-403
(1000hp)
WTF-742850 HP
WTF-797 850 HP
WTF-798(1000 hp)
PM-72700 HP
ENE
2013
FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
915H 48
917H 15
9153
GSM-654-RR
746Ir-142
764Ir-142
742Ir-142
748Ir-142
87811
85314
85641
827896
80117
81711 857
1180211
85442
84615
82120
85011
82240
1166-IrideIr-164
GSM-648
1000HP91215
94218 928
29272
9092
91912
91412
9415
925111
960111
92948
93391A
93543
9434
9204
9194
93996
955531
95071
9211 84
93182
93494
902896
94943
91315
731 -IIr-154906
896905896
904896
754 -IIr-154946
20
91616
92220 908
392948
9073
94541
918134
92434
92134
94734
93634
91414
91714
93814
920114
91117
91017
93017
94017
93242
92642
94442
93742
92311
91820
730-IIr-130
869875
833875
740 -IIr-140
863-S875
862-S875
87017
872875
84594
875875
87114
87312
839 12
85942
87751
87651
85594
87491A
87994
89510
85110
89894
81991A
84810
86691A
756-IIr-156
702-IIr-156
843843
889843
893843
887843
888843
891843
861843
858843
89710
82510
89010
89210
89934
83210
84714
51103 22 463830 842
118111145354418 34 37 281001
382334
81317
849 Ir154
90382
81515
857114117 4320859
42
81234
82941
860896
42 87651
80512
81640
87491A
87312
80117
87114
8203
85594
81414
80334
84114
83512
83042
80720
827896
865111173 1182 2109 800
11H838
1180840
85641
85314
80612
87751
80920
8682040 842
1184040
D81040
H91548
91535199
ADICIONAL
84211
811 11
11 83434
2109 71 1109 3 17 48 Mantto.B162
80011
92220
90120 844
896MA
NT
TO
82640
913H16 828
1514896
896S-849Ir-154
S-80512 15 826
40 80512
82815
83434894
94
S-849Ir-154
80494
83712
80720
83112 12 H915
48S-34S-836
40S-852
40S-35 34856
411173 12
ADICIONAL
ADICIONAL
2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3
Pozos de la prueba pilotoMasificación primera etapa con 2 equipos de perforación (54 pozos)
Masificación segunda etapa con 3 equipos de perforación (65 pozos)
Desarrollo intenso para crudo pesado con 3 equipos (63 pozos)
Reparaciones mayores con 3 equipos
Reactivación Campo Carrizo Slb
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Platanal
Iride Extrapesado vapor
Carrizo Vapor
Base(Pesado - Extra-Pesado)
Samaria extra pesado + Vapor
Carrizo en frío
Terminaciones Pesado
P10Np = 170.5 mmbM
iles
de B
arril
es p
or D
ía
Iride pesado
Cartera 2010-2025Np = 75.5 mmb
RMA Pesado
Inversión de 19,000 mm pesos para los próximos 15 años
VPN= 81,870 mm pesos, RBC= 7.6
Potencial de producción de crudo pesado y extra pesado considerando el desarrollo de todos los campos del proyecto
Continuar con el desarrollo de las arenas mediante la perforación de 258 pozos en los campos Samaria (Pesado 24, extra pesado 119), Íride (32) y Carrizo (83)
Realizar 296 reparaciones mayores y 1,016 reparaciones menores
Mantener la producción base mediante la optimización de la operación de sistemas artificiales de producción (BMB, BMT, BMR, BCP, BN, BH) y uso de mejoradores de flujo
Implementar pilotos de ICV con arreglo lineal, por la complejidad geológica
Inyección de agua caliente y gas caliente en pozos no acondicionados para inyección de vapor
Construir infraestructura de transporte independiente para conservación de calor y mezclar con crudos ligeros para su comercialización
Incorporar sistemas de medición para mayor control de la producción
Monitorear las condiciones de operación de los pozos en tiempo real (producción e inyección)
Inversión de aproximadamente 19 mil millones de pesos para el periodo 2012 - 2027
La estrategia de explotación se basa en el desarrollo complementario, RMA, inyección de vapor y optimización de sistemas artificiales