Avances del proyecto de explotación de crudo pesado y

Avances del proyecto de explotación de crudo
pesado y extra pesado
en el Activo de Producción Samaria Luna
3ra. reunión del grupo de trabajo sobre crudo pesado
Natural Resources Canada
México, D.F.
19 de abril de 2012
El Proyecto Samaria Somero tiene como objetivo extraer las reservas
de crudo pesado y extra pesado en yacimientos de la Región Sur
Localización:
A
20
km
NW
de
Villahermosa, Tabasco
Campos: 4
Samaria, Íride, Carrizo, Platanal
Descubrimiento: 1960
Samaria 2 (94 bpd, 14 °API)
Pozos perforados: 110
(71 en la nueva etapa, desde ago/07)
Pozos operando: 70
Tabasco
59 crudo pesado y 11 crudo extra pesado
Samaria
Luna
South Region
515,000 bpd de aceite
1,600 mmpcd de gas
RESERVAS REMANENTES DE ACEITE (MMB)
RESERVAS REMANENTES DE GAS (MMMPC)
Las reservas 3P en el Proyecto Samaria Somero ascienden a 259
mmb de aceite considerando un factor de recuperación final del
Al 1° de Enero
2012
20%
Condiciones iniciales
N
Campo
Samaria Pes
Samaria Extra
Carrizo
Íride Ter
Platanal Ter
Total
G
ROA
ROG
(mmb) (mmmpc) (mmb) (mmmpc)
Fro
(%)
t
Frg
(%)
t
Condiciones actuales *
Np
Campo
Gp
(mmb) (mmmpc)
RRA
RRG
Fro a
Frg a
(mmb)
(mmmpc)
(%)
(%)
21
Samaria Extra 3
Carrizo
15
Iride Ter
----Platanal Ter
-----
26
2
10
---------
25
113
51
62
8
21
6
6
5
0.4
12
0.5
5
---------
13
0.7
16
---------
39
38
259
38
3
7
202
649
309
283
39
166
324
64
16
2
36
128
65
62
8
28
61
15
5
0.4
18
20
21
22
21
17
19
23
31
20
Samaria Pes
1,482
572
298
109
20
19
Total
En 2007 inició la reactivación del desarrollo del Campo Samaria
incrementando la producción de 500 a 14,000 bpd
12.0
mmb
11.9
mmb
Etapa 1 (1964-1976) 20 pozos
Desarrollo inicial
Producción máxima 2.8 mbpd
Etapa 2 (1977-1979)
Descubrimiento del Mesozoico
1
2
3
4
Cierre del Campo
Etapa 3 (1980-2006) 17 pozos
Reparación de pozos
Picos de hasta 2.9 mbpd
14,000 bpd
Fuerte declinación por agua
Mantenimiento de pozos
Crudo extra pesado (4,768 bpd)
Etapa 4 (2007-2012)
Perforación de 71 pozos
74 reparaciones mayores
Crudo pesado (9,232 bpd)
SAP y mejoradores de flujo
Inyección de vapor a partir de
2009
2012
Más de 20,000 bpd a dic-2012
La extracción de crudo extra pesado en el Campo Samaria se realiza
mediante la inyección alternada de vapor
Generales
Petrofísicas
Extra pesado
Pesado
Área (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)
Profundidad
(mbNM)
45 – 47
60 – 80
600-900
1,100 - 2,200
Tipo de empuje
Expansión de rocaExpansión de rocafluidos, Empuje
fluidos
hidráulico
Extra pesado
Pesado
Tipo 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
10 - 20 (%)
agua
10 – 30
Permeabilidad 3,000 – 5,000 (mD)
400 – 4,000
Fluidos
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)
Otros campos
Sección esquemática mostrando profundidad de arenas de interés
con crudo pesado y extra pesado en el Campo Samaria
S-14
S-814
S-40
S-840
S-36
S-38
MR. 23.66
MR. 31.93
MR. 23.15
MR. 31.61
MR. 23.47
MR. 23.54
500 m
A-0
Extra pesado
5 – 10 °API
A-1
A-4
Ambiente fluvial
A-6
1,000 m
Pesado
A-8
Ambiente fluvial
2,100 m
Profundo
PT 1,700 m
PT 1,274 m
A-12
A-16
Ambiente lagunar
Plio 1
Mio 1
Mio 2
Mio 3
Ambiente lagunar
PT 2,160 m
12 – 18 °API
> 20 °API
PT 1,546 m
PT 2,305 m
PT 2,300 m
A partir las características geométricas conceptuales de las facies
fluviales, se actualizó el modelo geológico de forma probabilista
Escenario 1
Canal: 30%
Dique: 4.1%
Abanicos: 3.3%
Barras: 1.4%
Porosidad
Escenario 2
Canal: 19.4%
Dique: 3.22%
Abanicos: 1.9%
Barras: 1.1%
Saturación de Agua
Escenario 3
Canal: 10.5%
Dique: 1.97%
Abanicos: 0.9%
Barras: 0.65%
Volumen de Arcilla
Líneas paramétricas 2D de alta densidad y resolución para definir
fuente sismográfica adecuada para la adquisición 3D
L-2 con carga sismográfica
L-1 con mini vibros
Sam 828
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
Sección sísmica PSTM del cubo Bermúdez con objetivo Mesozoico
respecto a la línea paramétrica 2DHD entre 400 y 900 ms
S
Es posible identificar hasta 3 eventos en un intervalo de 100 ms
SA-823
Se identifican hasta 3 eventos
en un intervalo de 100 ms.
SA-823
N
SA-828
SA-828
130 m
Cubo AJBermúdez (2005), versión PSTM 2011
S
Se identifican hasta 10 eventos en un intervalo de 100 ms.
100 m
N
Línea 2DHD sismográfica
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.
Sección sísmica PSTM del cubo Bermúdez con objetivo Mesozoico
respecto a la línea paramétrica 2DHD entre 900 y 1400 ms
S
Es posible identificar hasta 3 eventos en un intervalo de 100 ms
SA-823
N
SA-828
130 m
Cubo AJ Bermúdez (2005), versión PSTM 2011
S
Es posible identificar hasta 10 eventos en un intervalo de 100 ms.
100 m
N
Línea 2DHD sismográfica
Se adquirirán 118 km2 de sísmica 3DHD dando cobertura a los
campos que almacenan crudo pesado y extra pesado
AREA 118 KM2
X
491,000
499,000
499,000
495,000
495,000
486,000
486,000
491,000
IRIDE
118
KM2
97 KM2
0.5 KM
S-828
SAMARIA
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES - SAMARIA - IRIDE HD3D
FASES
TOPOGRAFÍA
PERFORACIÓN
OBSERVACIÓN
MES 1
MES 2
MES 3
MES 4
MES 5
MES 6
MES 7
Y
1,996,000
1,996,000
1,988,000
1,988,000
1,985,000
1,985,000
1,994,000
1,994,000
En marzo inició la reactivación del Campo Íride para cerrar con diez
pozos en este año y al menos 20 localizaciones más para 2013
Área del campo
(Km²)
Pini
Pesado
Extra-pesado
4.8
7.1
(Kg/cm²)
Pact
(Kg/cm²)
Psat
(Kg/cm²)
Pesado
Extra-pesado
Tipo de
yacimiento
Aceite negro
Aceite negro
viscoso
Litología
Arenas no
consolidadas
Arenas no
consolidadas
Paraje Solo
Filisola
Paraje Solo
(m)
1 – 53
2 – 48
PHI (%)
18 – 30
25 – 32
Sw
17 – 57
15 – 50
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
Formación
hn
Tyac
(°C)
Prof. media (mbNM)
1,500
1,000
(%)
El estudio de caracterización estática permitió definir las principales
secuencias de arenas en el Campo Íride que van entre 400 y 1,700 m
3
60
• 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
Pozo taponado
Pozo productor
Longitud Total= 8 Km
Pozo cerrado
• Las Secuencias 4 y 5 contienen las arenas con mayor
impregnación de hidrocarburos en el área.
Las secuencias 4 y 5 muestran mayor continuidad de las arenas así
como mayor índice de hidrocarburos
Cima Secuencia 2 500-700 m
Cima Secuencia 5 1150-1400 m
Cima Secuencia 3 700-800 m
Cima Secuencia 6 1400-1500 m
Cima Secuencia 4 880-1150 m
El pozo Íride 754 confirmó las secuencias interpretadas y se adquirió
información para plantear adecuadamente el esquema de explotación
Consolidación
de las arenas
Presión
psia
Movilidad
mD/cP
1,120 m
1,130 m
1,140 m
• Profundidades entre 545 y 1,285 m
• Tres muestreos exitosos
• Presiones entre 755 y 1,847 psi
• Temperatura máxima 64.7 °C
El Campo Carrizo fue licitado para operarse mediante contratos
integrales y su producción se reactivará a fines de este año
Pesado
Extra-pesado
Área del campo
(Km²)
3.2
4.3
Pini
135
(Kg/cm²)
Pact
(Kg/cm²)
---
Psat
(Kg/cm²)
139
Tyac
Tipo de
yacimiento
Litología
Formación
hn
Pesado
Extra-pesado
Aceite negro
Aceite negro
viscoso
Arenas de cuarzo arcillosas,
poco consolidadas
Paraje Solo
Paraje Solo
(m)
1 – 23
0.75 – 32
18 – 22
24
35
35
Pesado
Extra-pesado
(°C)
80
50
PHI (%)
Prof. media (mbNM)
2,000
800
Sw
(%)
Tipo de fluido
Aceite negro
Densidad del
aceite
18 – 24 °API
RGA (m³/m³)
48.2
El Campo Platanal es el que menores yacimientos presenta y
actualmente se analiza la factibilidad de su explotación
Área del campo
(Km²)
Pini
(Kg/cm²)
Pact
(Kg/cm²)
Psat
(Kg/cm²)
Tyac
Pesado
Extra-pesado
2.0
1.3
Extra-pesado
Tipo de
yacimiento
Aceite negro
Aceite negro
viscoso
Litología
Arenas no
consolidadas
Arenas no
consolidadas
Paraje Solo
Paraje Solo
3 – 35
1 – 24
PHI (%)
14 – 34
17 – 38
Sw
18 – 57
26 – 53
Pesado
Extra-pesado
Formación
hn
(°C)
Prof. media (mbNM)
Pesado
1,500
1,000
(m)
(%)
Tipo de fluido
Densidad del
aceite
RGA (m³/m³)
Resumen de la prueba piloto
de inyección alternada de vapor
Potencial de crudo extra pesado en el Campo Samaria
478.9
MD
1:2208
500
S-922 [MD]
GR
ILD
32.50 gAPI 165.82 0.2000 ohm.m 100.0000
A-0-1C
477.8
MD
1:2208
500
A-0-1C
S-948 [MD]
GR
ILD
A-0-1C
34.14 gAPI 175.99 0.2000 ohm.m 100.0000
A-0-1B
Color fillA-0-2C
Color fill
468.4
S-929 [MD]
MD
GR
AT90
1:2208 1.19 gAPI 119.83 0.2000 ohm.m 100.0000
500
Color fill
A-0-1B
A-0-2C
468.4
MD
1:2208
500
S-907 [MD]
GR
AT90
A-0-1C
30.57 gAPI 141.83 0.2000 ohm.m 100.0000
Color fill
468.4
MD
1:2208
500
S-908 [MD]
GR
AT90
16.70 gAPI 109.17 0.2000 ohm.m 100.0000
A-0-1C
Color fill
468.2
MD
1:2208
500
S-904 [MD]
GR
AT90
18.51 gAPI 103.38 0.2000 ohm.m 100.0000
Color fillA-0-1C
468.4
MD
1:2208
500
A-0-1B
A-0-2C
550
A-0-1B
A-0-2C
550
A-0-2B
A-0-3C
A-0-3B
A-1-1C
A-0-1B
A-0-2C
550
A-0-2B
A-0-3C
550
A-0-3B
A-1-1C
A-0-2B
A-0-3C
A-1-1B
A-1-2C
650
600
550
550
600
A-0-3B
A-1-1C
600
A-0-3B
A-1-1C
650
A-0-2B
A-0-3C
550
A-0-2B
A-0-3C
650
A-1-1B
A-1-2C
650
A-0-3B
A-1-1C
600
600
A-1-1B
A-1-2C
650
A-1-2B
A-1-3C
A-0-1B
A-0-2C
A-0-3B
A-1-1C
A-1-1B
A-1-2C
A-1-1B
A-1-2C
RLA5
Color fillA-0-1C
A-0-2B
A-0-3C
600
A-0-3B
A-1-1C
GR
A-0-1B
A-0-2C
A-0-2B
A-0-3C
600
S-906 [MD]
32.39 gAPI 162.47 0.2000 ohm.m 100.0000
650
A-1-2B
A-1-3C
A-1-1B
A-1-2C
650
A-1-2B
A-1-3C
A-1-1B
A-1-2C
A-1-2B
A-1-3C
A-1-2B
A-1-3C
700
A-1-3B
A-4-1C
700
700
A-1-3B
A-4-1C
A-1-2B
A-1-3C
700
A-4-1B
A-4-2C
A-1-2B
A-1-3C
700
750
800
A-4-2B
A-4-3C
A-4-2B
A-4-3C
750
750
750
750
A-4-1B
A-4-2C
A-4-2B
A-4-3C
800
A-4-3B
A-4-4C
A-4-4B
A-4-5C
A-4-1B
A-4-2C
A-4-1B
A-4-3B
A-4-4C
A-4-4B
A-4-5C
850
A-1-3B
A-4-1C
700
A-1-3B
A-4-1C
A-4-1B
A-4-2C
750
A-4-1B
A-4-2C
A-1-3B
A-4-1C
A-1-3B
A-4-1C
A-1-3B
A-4-1C
750
700
800
800
800
A-4-2B
A-4-3C
800
800
850
850
A-4-3B
A-4-4C
A-4-3B
A-4-4C
A-4-5B
A-6-1C
850
A-4-4B
A-4-5C
A-4-4B
A-4-5C
850
850
850
A-4-5B
A-6-1C
A-6-1B
A-4-5B
A-6-1C
A-6-1B
A-6-2C
A-4-5B
A-6-1C
900
900
900
900
900
950
A-6-2B
900
900
A-6-2B
A-6-3C
A-6-1B
A-6-1B
A-6-2C
950
950
950
950
950
950
A-6-3B
A-6-4C
A-6-4B
A-6-5C
1000
1000
1027.5
1026.3
1000
1000
1000
1000
1000
1017
1017
1017
1016.8
1017
A-6-5B
Comportamiento del pozo Samaria 948 con dos ciclos de inyección
acumulando más de 400 mb en dos años sin problemas de sólidos
Qo (bls)
1,200
1,000
600
400
0
Qo
Np
1,600
6‐Feb‐12
6‐Jan‐12
6‐Dec‐11
6‐Nov‐11
6‐Oct‐11
6‐Sep‐11
6‐Aug‐11
6‐Jul‐11
6‐Jun‐11
6‐May‐11
6‐Apr‐11
6‐Mar‐11
6‐Feb‐11
6‐Jan‐11
6‐Dec‐10
Qo
300,000
Np
250,000
200,000
800
600
150,000
400
100,000
200
50,000
0
0
Samaria 916
1,600
160,000
1,400
140,000
Qo
1,200
Np
120,000
100,000
800
80,000
600
60,000
400
40,000
200
20,000
0
200,000
150,000
800
100,000
50,000
200
0
Qo (bls)
1,750
200,000
600
Samaria 922
250,000
700
600
500
Samaria 913H
1,500
1,250
1,000
Qo
200,000
750
Np
150,000
500
100,000
250
50,000
0
0
180,000
1,200
Samaria 915H
1,000
800
160,000
Qo
140,000
120,000
Np
100,000
400
80,000
200
60,000
40,000
0
1,000
900
Samaria 917H
800
Qo
80,000
Np
0
70,000
60,000
400
50,000
40,000
300
30,000
200
20,000
100
10,000
0
Producción acumulada Np (bls)
450,000
Producción acumulada Np (bls)
350,000
Qo (bls)
400,000
1,600
Producción cumulada Np (bls)
1,800
Producción cumulada Np (bls)
500,000
Producción cumulada Np (bls)
6‐Oct‐10
6‐Nov‐10
1,800
6‐Sep‐10
2,000
6‐Aug‐10
6‐Jul‐10
6‐Jun‐10
Samaria 901
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‐Mar‐11
11‐Mar‐11
21‐Mar‐11
31‐Mar‐11
10‐Apr‐11
20‐Apr‐11
30‐Apr‐11
10‐May‐11
20‐May‐11
30‐May‐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
6‐Apr‐10
6‐May‐10
1,000
6‐Mar‐10
1,200
6‐Feb‐10
1,400
6‐Jan‐10
6‐Dec‐09
2,000
Qo (bls)
6‐Oct‐09
Qo (bls)
2,200
Producción cumulada Np (bls)
1,400
6‐Nov‐09
1,000
6‐Sep‐09
6‐Aug‐09
6‐Jul‐09
6‐Jun‐09
6‐May‐09
Qo (bls)
Todos los pozos verticales de la prueba piloto rebasaron por mucho
las expectativas iniciales, no así los pozos horizontales
300,000
250,000
200,000
180,000
0
20,000
0
90,000
100,000
Durante el segundo ciclo de inyección, el comportamiento de la
mayoría de los pozos muestra un potencial similar al primer ciclo
Pozo Samaria 948
250,000
180,000
2do ciclo
Producción acumulada (Bls)
1er ciclo
200,000
150,000
100,000
50,000
160,000
Producción en frío
1er ciclo
2do ciclo
140,000
120,000
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
0
0
0
50
100
150
200
250
Días
300
350
0
400
100
Producción acumulada (Bls)
120,000
1er ciclo
2do ciclo
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
0
0.0
100.0
200.0
300.0
300
400
Pozo Samaria 901
140,000
Producción en frío
200
Días
Pozo Samaria 916
Producción acumulada (Bls)
Producción acumulada (Bls)
Producción en frío
Pozo Samaria 913-H
400.0
Dias
500.0
600.0
700.0
400,000
Producción en Frio
350,000
1er ciclo
300,000
2do ciclo
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
0
0
100
200
300
Dias
400
500
600
Se ha producido cerca de 2 mmb de crudo extra pesado en 2 años
de la prueba piloto mediante estimulación alternada de vapor
Pozo
Arena
Espesor Densidad Viscosidad
Producción en frío
Primer ciclo de inyección
Max Producción Producción acumulada
Max Producción Vapor Producción acumulada
inyectado
Segundo ciclo de inyección
Vapor inyectado
Producción Max Producción acumulada total
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
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
Sam‐905
A‐4
18
Sam‐946
A‐6
24
877
1,368,900
Total 2,738
2,880
235
142,786
733
542,749 2,054,435
La prueba piloto de inyección de vapor durante dos años, demostró
su eficacia y se adquirió experiencia para iniciar la masificación
Resultados a
destacar
Acciones
Principal
aprendizaje
En Frío
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
En Caliente
Servicio de generación
de vapor contratado por
3 años (dic/2012)
Uso de aparejos
producción,
árbol
accesorios térmicos
de
y
8 pozos estimulados con
vapor
2 ciclos de inyección por
pozo
100%
de
perforación
éxito
en
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
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
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
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
Próximos
pasos
Caracterización estática
de todas las arenas de
crudo extra pesado
Contar con sistema de
almacenamiento
y
bombeo a boca de pozo
Producir
sólo
definir
base
producción
para
de
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
570 °F
Registro PLT durante remojo Samaria 908
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
La toma de información intensa para la caracterización estática y
dinámica de los yacimientos, minimizará riesgos en la ejecución
Samaria 908
XPT-MDT-ADT-MSRS
Samaria 905
XPT-MDT
Samaria 906
MDT-ADT
El uso de bombeo neumático durante la etapa más caliente, ha sido
una práctica eficiente contraria a la lógica por el tipo de crudo
300
280
• A los 200 días de producción, la
temperatura cae a 60 °C
260
240
220
Temperatura (°C)
200
• Equivale a 80 °C en fondo
180
Samaria 901: y=294.72x‐0.188
160
• Hasta estos niveles el BN puede ser
usado
140
Samaria 922: y = ‐38.07ln(x) + 263.12
120
100
Samaria 948: y = ‐36.5ln(x) + 269.16
80
• Debajo de esta temperatura, se
debe emplear BM
Samaria 913H
y = ‐20.86ln(x) + 177.25
60
40
Samaria 916: y = 475.85x‐0.421
20
0
0
50
Sam‐901 T. Sup (°C)
Sam‐948 T. Sup (°C)
Log. (Sam‐922 T. Sup (°C))
100
150
Samaria 901
Samaria 913H
Log. (Sam‐948 T. Sup (°C))
200
Dias
250
Sam‐916 T. Sup (°C)
Promedio
Log. (Samaria 913H)
300
350
400
Sam‐922 T. Sup (°C)
Power (Sam‐916 T. Sup (°C))
• 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
Reducir la viscosidad del aceite, inyectando agua
caliente al yacimiento para incrementar su
movilidad y maximizar su producción.
TR 13 3/8 ”
TR 9 5/8”
Etapa I: Inyectó durante 15 días agua a 170°C
Etapa II: Mantuvo pozo cerrado durante 10 días
Etapa III: Abrió pozo a batería
907‐892 M. 953‐941 M. TR 7”
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.
Seleccionar pozos candidatos para la inyección
de agua caliente
Se ha modificado el uso de accesorios para resolver el problema de
crecimiento de árbol, daño en aparejos y distribución de vapor
Aparejo de Producción
Original
Aparejo de Producción
con Juntas de Expansión
40 m
TR 13 3/8”
13 3/8"
40 m
496 m
TR 9 5/8”
9-5/8"
500 m
CAPILARES ¼”
ANCLA TUB. WTF
BOMBA TUB.
NIPLE PERF
826.82 m
827.77 m
CAMISA 3 ½” DE CIRC.
741.31 m
JTA. DE EXP.
753.29 m
JTA. DE EXP.
755.4 m
850.21 m
EMP. TÉRMICO P/TR 7”
758.04 m
871.44 m
COLG. FCH
EXT. ZAP. GUÍA
PBR 7”
TCP 4 5/8” 21C/M
887 – 912 m
TCP 4 5/8” 21C/M
919 – 924 m
760.6 m
766.84 m
LINER 5” RANURADO DE 771.62 A 902.93 m
783‐ 807 m
TCP 4 5/8”, 72 c/m, F 60/120
839‐ 856 m
ZAPATA 5” BLUE
PI
TR 7"
949.53 m
957 m
P.I. A 902.63 m
975 m
TR 7”
926 m
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
Difusores de
diámetro
controlado
Densidad de ranuras
variables
Inyección
con T.F. 1 ½”
Perfil de PT y flujo en el pozo horizontal Samaria 913 H,
identificando aportación principalmente de la zona del talón
0
100
200
300
400
500
600
700
0
100
200
300
100%
400
45.42%
34.04% 16.63%
9.58%
7.05%
500
600
669.7614286
700
TVD
Series2
800
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
Situación actual de la infraestructura de transporte con cuatro
cabezales de recolección para crudo extra pesado
Cab. Samaria
111B
Cab. Samaria 48
S-811
S-11
S-802
S- 15
S-828
S-865
S-857
S- 907
S-908
S- 5111
S-815
S-846
S-878
S-838 –H
S-878
S-817
Cab. Samaria 3
S- 813
S- 17
S- 915
S-820
S-824
S-3
S-1001
S- 1113
S- 948
S-915-H
S-48
CAB SAM-811
S- 801
LDD. 6” Ø
CAB. SAM 117
0.4 km
S-804
S- 855
S- 34
0.7 km
CAB FOR-I
CAB FOR-III
L. 16” Ø
0.969 km
L. 16” Ø
L.D.D. 6” Ø
1.706 km
S-847
L. 16” Ø
BATERÍA
SAMARIA II
S- 821
S -7092-H
S-803
S- 812
S- 34
S-899
0.5 km
S-14
S- 814
S- 853
0.43 km
CAB SAM-801
S-843
S-893
S-889
S-888
S-885
S-892
S-890
CAB FOR-II
CAB SAM-35
S- 830
S- 854
0.470 km
Cab. Samaria 896
S- 859
CAB SAM-840
1.101 km
LDD. 6” Ø
S- 28
S- 874
S- 1081
CAB SAM-837
S-40
S- 826
S- 810-D
0.998 km
S-818
S-860
S-832
S-890
S-892
S-825
S-851
S-895
S-897
S-848
S- 876
S- 877
S- 7013-H
S- 835
S- 839
S-94
S-804
S-855
S-12
S-835
S-839
S-805
S-873
CAB . PROYECTO
PRIMERA ETAPA
NEÓGENO
CAB. MESOZOICO
S- 5112
S-6111
CABEZAL
SAM-10 Bis
MEZOSOICO
L. 10” Ø
L. 12” Ø
OLEOGASODUCTO DE GRUPO 12ӯ
OLEOGASODUCTO DE GRUPO 16ӯ
LÍNEAS DE MEDICIÓN
INTERCONEXIÓN PROVISIONAL
Situación futura de la infraestructura de transporte para crudo pesado
para eliminar restricciones de flujo
CAB SAM 875
CAB SAM 111
L. M. 6” Ø
S- 817
S- 11
L. 10” Ø
S- 802
S- 857
S- 878
S- 850
L. . 10” Ø
CAB SAM 51
L. M. 6” Ø
CAB SAM-811
LDD. 6” Ø
L. M. 1 6” Ø
CAB. SAM 117
L. M. 2 6” Ø
L. 8” Ø
L.M. 4” Ø
0.4 km
0.7 km
S-803
0.43 km
CAB SAM-801
S- 14
S- 899
CAB FOR-I
L. M. 6” Ø
CAB FOR-III
L. 16” Ø
0.969 km
CAB
L. 8” Ø
L. 16” Ø
BATERÍA
SAMARIA II
S-15
CAB SAM 843
S- 876
S- 877
S- 7013-H
0.5 km
1.706 km
AMP CAB SAM-840
De 11 Acometidas
 6 Construidas de 6”
 6 en Proyecto 4” Req.
SAM-840
L. MED. 6” Ø
L. 16” Ø
L.D.D. 6” Ø
CAB FOR-II
CAB SAM-35
S- 830
S- 854
0.470 km
S- 859
1.101 km
LDD. 6” Ø
S-818
CAB SAM 894
L. 8” Ø
S- 28
S- 874
S- 1081
CAB SAM-837
S-40
S- 826
S- 810-D
0.998 km
S- 835
S- 839
S- 805
S- 873
L.M. 6” Ø
S-855
S-804
CAB . PROYECTO
TERCIARIO Y MZO
CAB. MESOZOICO
CAB SAM 10
L. 12” Ø
L.M. 6” Ø
CABEZAL
SAM-10 Bis
MEZOSOICO
L. 10” Ø
L. 12” Ø
OLEOGASODUCTOS EN PROYECTO
OLEOGASODUCTO DE GRUPO 12ӯ
OLEOGASODUCTO DE GRUPO 16ӯ
LÍNEAS DE MEDICIÓN
INTERCONEXIÓN PROVISIONAL
La acción de acelerar el desarrollo de los yacimientos ha sido el
factor clave para el crecimiento de la producción de crudo pesado
2010
2011
2010
EQUIPO
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
Terminaciones
PM-72
700 HP
GSM654-RR
915H
48
GSM648
853
14
827
896
817
11
801
17
856
41
JUL
AGO
SEP
857
11
854
42
NOV
DIC
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
2013
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
802
11
846
15
821
20
850
11
822
40
Iride-1166
Ir-164
742
746
748
764
Ir-142
Ir-142
Ir-142
Ir-142
Masificación primera etapa con 2 equipos de perforación (54 pozos)
Pozos de la prueba piloto
916
16
1000HP
OCT
Terminaciones
917H
15
915
3
2013
2012
Terminaciones
878
11
2012
2011
922
20
929
48
907
3
908
3
904
896
906
896
905
896
I-754
Ir-154
946
20
I-731
Ir-154
GSM403
(1000hp)
933
91A
935
43
945
41
936
34
949
43
902
896
947
34
9181
34
912
15
921
34
913
15
924
34
929
48
918
20
942
18
923
11
960
111
9201
14
925
111
917
14
928
2
914
14
927
2
938
14
909
2
911
17
9191
9141
2
2
910
17
930
17
941
5
940
17
931
82
937
42
9211
84
932
42
939
96
926
42
934
94
944
42
943
4
950
71
920
4
919
4
955
531
Masificación segunda
etapa con 3 equipos de
perforación (65 pozos)
ADICIONAL
ADICIONAL
ADICIONAL
WTF-742
850 HP
WTF-797
871
14
859
42
877
51
876
51
874
91A
873
12
839
12
879
94
832
10
850 HP
855
94
892
10
889
843
WTF-798
(1000 hp)
RMA's
870
17
890 825
10 10
843
843
893
843
PM-5645
600HP
807
20
811
11
901
20
913H
16
837
12
842
11
MANTTO
922
20
11
844
896
896
896
831
12
S-849
Ir-154
2109
899
34
875
875
897
10
887
843
888
843
869
875
895
10
851
10
891
843
858
843
833
875
S-862 S-863
875
875
848
10
898
94
861
843
800
11
12
71
828
15
915H
48
1109
14
804
94
834
34
826
40
894
94
S-836
40
S-849
Ir-154
S-852
40
3
17
S-805
12
15
S-35
S-34
162B
805
12
826
40
828
15
856
41
34
1173
48
819
91A
I-740
Ir-140
I-730
Ir-130
Desarrollo intenso para
crudo pesado con 3
equipos (63 pozos)
866
91A
I-756
I-702
Ir-156
Ir-156
RMA
RMA's
51
103
PM-5642
700HP
872
875
RMA's
PM-5593
(250 hp)
PM-9104
845
94
Mantto.
834
34
812
34
12
829
41
1173
847
14
823
34
42
1182
813
17
860
896
2109
859
42
20
827
896
871
14
5199
17
43
820
3
838H
11
41
855
94
800
11
857
11
807
20
865
11
815
15
903
82
849
Ir154
830
42
810D
40
18
814
14
840
40
44
803
34
40
1001
3
34
37
841
14
915H
48
915
3
835
12
842
11
28
35
876
51
868
20
45
22
805
12
809
20
811
11
30
874
91A
808
40
38
816
40
856
41
842
11
46
873
12
877
51
801
17
806
12
853
14
Reparaciones mayores con 3 equipos
Reactivación Campo Carrizo Slb
Miles de Barriles por Día
Potencial de producción de crudo pesado y extra pesado
considerando el desarrollo de todos los campos del proyecto
Pla
tan
al
Carrizo Vapor
Iride
Iride pesado
Carri
zo en
frío
Extra
pesa
do va
por
P10
Np = 170.5 mmb
Samaria extra pesado + Vapor
Terminacione
s
Cartera 2010-2025
Np = 75.5 mmb
Pesado
Base
RMA Pesad
o
(Pesado - Extra-Pesado)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
 Inversión de 19,000 mm pesos para los próximos 15 años
 VPN= 81,870 mm pesos, RBC= 7.6
2023
2024
2025
2026
2027
La estrategia de explotación se basa en el desarrollo complementario,
RMA, inyección de vapor y optimización de sistemas artificiales
 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