yacimiento borde colorado este la revitalizaciÓn de un campo con alto grado de explotaciÓn
Post on 16-Jan-2016
45 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
YACIMIENTOYACIMIENTOBORDE COLORADO ESTEBORDE COLORADO ESTE
LA REVITALIZACIÓN DE UN CAMPO LA REVITALIZACIÓN DE UN CAMPO CON ALTO GRADO DE CON ALTO GRADO DE
EXPLOTACIÓNEXPLOTACIÓN
PIONEER NATURAL RESOURCES, ARGENTINAPIONEER NATURAL RESOURCES, ARGENTINA
BCE – ESTUDIO DE OPTIMIZACIÓNBCE – ESTUDIO DE OPTIMIZACIÓN
DESARROLLO DEL TRABAJO :DESARROLLO DEL TRABAJO :
1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL YACIMIENTODESCRIPCIÓN GENERAL DEL YACIMIENTO
2.2. ESTUDIOS REALIZADOSESTUDIOS REALIZADOS
3.3. OPORTUNIDADES DE MEJORA DETECTADAS: OPORTUNIDADES DE MEJORA DETECTADAS: OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN, OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN, PERFORACIÓN INFILL, ETC.PERFORACIÓN INFILL, ETC.
4.4. RESULTADOS A LA FECHARESULTADOS A LA FECHA
Mapa de UbicacionMapa de UbicacionPIONEERPIONEER
AREAS DEL NORTEAREAS DEL NORTE
PIONEERPIONEERAREAS DEL SURAREAS DEL SUR
AV
PZ
NdM
AND
CL
Dadïn
LP
ASD
AQ-DSM
AC
DH ASD
CV
MBE
BE
LPd
BCE
BCE Field
Borde Colorado FieldBorde Colorado Field
Top ReservoirTime Structure Map
Top ReservoirTime Structure Map
Borde Colorado – Linea Borde Colorado – Linea SismicaSismica
NW
SEBC-1009BC-1009 BCE-1027BCE-1027 BC.e-1002BC.e-1002
BCE HISTORIA de PRODUCCIÓN BCE HISTORIA de PRODUCCIÓN
BORDE COLORADO ESTE
INFORMACIÓN BÁSICA (PUNTOS DESTACABLES)
GeologíaGeologíaN° de capas productivas (QDS + N° de capas productivas (QDS +
Cuyo)Cuyo) (#)(#) 10 (2 + 8)10 (2 + 8)
Profundidades, rangoProfundidades, rango (mbnt)(mbnt) 707 - 887707 - 887
Presión estática, rangoPresión estática, rango (psi)(psi) 770 - 940770 - 940
Temperatura, rangoTemperatura, rango (°F / °C)(°F / °C) 103 - 116 / 39 - 103 - 116 / 39 - 47 47
Porosidad, QDS / Cuyo, rangoPorosidad, QDS / Cuyo, rango (%)(%) 8 – 14 / 9 - 208 – 14 / 9 - 20
Espesor neto de cada reservorio, Espesor neto de cada reservorio, rango rango (m)(m) 2 - 182 - 18
Petróleo Petróleo
DensidadDensidad (gr/cm - (gr/cm - °API)°API) 0,8919 - 27,20,8919 - 27,2
Viscosidad, @ Pb & TrViscosidad, @ Pb & Tr (cp)(cp) 53,953,9
Presión de burbuja (Pb)Presión de burbuja (Pb) (psia)(psia) 329,9329,9
Factor volumétrico de formación (Boi)Factor volumétrico de formación (Boi) (-)(-) 1,02141,0214
Relación gas-petróleo (RGP), @ Pb & Relación gas-petróleo (RGP), @ Pb & TrTr (scfg/stbo)(scfg/stbo) 32,232,2
BCE SITUACIÓN PRESENTEBCE SITUACIÓN PRESENTE
INFORMACIÓN de PRODUCCIÓN HASTA FEBRERO 2005INFORMACIÓN de PRODUCCIÓN HASTA FEBRERO 2005• WellsWells
– Numero de pozos productivosNumero de pozos productivos :: 2929– Numero de pozos inyectoresNumero de pozos inyectores :: 4 4– Numero de pozos sumideroNumero de pozos sumidero :: 1 1
• Equipamiento de ExtracciónEquipamiento de Extracción
– PCPsPCPs :: 1818– Bombeo MecánicoBombeo Mecánico :: 1010– ESPESP :: 1 1
• Oleoductos & Sistema de DespachoOleoductos & Sistema de Despacho
– BateríaBatería :: 1 1– Canería de Petróleo 22 km y 6”Canería de Petróleo 22 km y 6” :: 1 1
BCE – OBJETIVOS DEL ESTUDIOBCE – OBJETIVOS DEL ESTUDIO
MAXIMIZACIÓN de la PRODUCCIÓN de PETRÓLEO BASADO MAXIMIZACIÓN de la PRODUCCIÓN de PETRÓLEO BASADO EN :EN :
1.1. ESTUDIO GEOLÓGICOESTUDIO GEOLÓGICO
2.2. EMPUJE NATURAL de AGUAEMPUJE NATURAL de AGUA
3.3. HISTORIA de PRODUCCIÓNHISTORIA de PRODUCCIÓN
4.4. PRECIOS de PETRÓLEO ACTUALESPRECIOS de PETRÓLEO ACTUALES
5.5. RECUPERACIÓN SECUNDARIARECUPERACIÓN SECUNDARIA
6.6. TÉCNOLOGIATÉCNOLOGIA
BORDE COLORADO ESTEBORDE COLORADO ESTEARENA NETA BCE QDSARENA NETA BCE QDS
Bajo Quebrada del SapoBajo Quebrada del Sapo
BCE-1.2 Espesor NetoBCE-1.2 Espesor Neto
BORDE COLORADO ESTEBORDE COLORADO ESTEMapa Estructural BCE 2.1Mapa Estructural BCE 2.1
BORDE COLORADO ESTEBORDE COLORADO ESTEARENA NETA BCE 2.1ARENA NETA BCE 2.1
BCE-3.2BCE-3.2
Capa BCE 7.1, Mapa de Espesor Neto
BORDE COLORADO ESTEBORDE COLORADO ESTEMAPA PALEOGEOGRAFICO BCE 1.2MAPA PALEOGEOGRAFICO BCE 1.2
•2,504,000 MTR
•BC-5
•BC-6
•BC-7
•BC-20
•BC-23
•BC-24
•BC-1003
•BC.a-1006
•BC.a-1007
•BC-1008•BC-1009
•BCE.x-1001
•BCE.e-1002
•BCE-1003
•BCE-1004
•BCE-1006
•BCE-1007
•BCE-1008
•BCE-1009
•BCE-1010
•BCE-1011
•BCE-1012
•BCE-1014
•BCE-1015
•BCE-1016
•BCE-1017
•BCE-1018
•BCE-1019
•BCE-1020/I
•BCE-1022
•BCE-1023
•BCE-1025
• 5,6
63,0
00 M
TR •5,663,000 M
TR
• 5,6
64,0
00 M
TR •5,664,000 M
TR
•2,504,000 MTR •355 Mtr/In•PETRA 5/11/2004 4:07:31 PM
•BCE-1005
•BCE-1021
•BCE-1024
Grava gruesaGrava gruesaGrava mediaGrava media
Grava medio-finaGrava medio-finaGrava fina/arenaGrava fina/arenaArena guijarrosaArena guijarrosa
Arena y pelitaArena y pelita
lóbulo de grava 1lóbulo de grava 1
lóbulo de grava 2lóbulo de grava 2
finos de interlóbulofinos de interlóbulo
ANALOGOANALOGO
Grava gruesaGrava gruesaGrava mediaGrava media
Grava medio-finaGrava medio-finaGrava fina/arenaGrava fina/arenaArena guijarrosaArena guijarrosa
Arena y pelitaArena y pelita
lóbulo de grava 1lóbulo de grava 1
lóbulo de grava 2lóbulo de grava 2
finos de interlóbulofinos de interlóbulo
Bajada Aluvional – Análogo Bajada Aluvional – Análogo BCEBCE
Distribución del POIS entre los reservorios Distribución del POIS entre los reservorios
productoresproductores
Promedios de Porosidad y SaturaciónPromedios de Porosidad y Saturación
Reservas por CapaReservas por Capa
Zonas POIS en reservorio
(Mm3p) POIS en superficie
(Mm3p)
QDS 717.8 703.7
BQDS 194 190.2
BCE 1.2 a 97.6 95.6
BCE 1.2 b 124 121.5
BCE 2.1 a 555 544.1
BCE 2.1 b 273 276.6
BCE 2.1 c 259 253.9
BCE 3 a 178 174.5
BCE 3 b 77 75.5
BCE 3 c 92 90.2
BCE 3.1 221 216.6
BCE 3.2 102 100
BCE 3.3 15 14.7
BCE 7.1 123 120.5
BCE 7.2 276 228
TOTAL 3301 3205.6
Corte EstratigráficoCorte Estratigráfico
Direcciones Preferenciales de Direcciones Preferenciales de DepositaciónDepositación
Mapa de Temperaturas de Boca de Pozo año 2002Mapa de Temperaturas de Boca de Pozo año 2002
BORDE COLORADO ESTE
DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES HIDRÁULICAS
•Agua = 1,062 [g/cm3]
•Petróleo = 0 ,887 [g/cm3]
•3-1
•2-1•2-1•1-2
•BQDS•BQDS
•7-1
•3-2
•3-1
•BQDS
•70
•90
•110
•130
•150
•170
•190
•210
•230
•250
•750 •800 •850 •900 •950 •1000
•P [psi]
•h [mbnm]•BCE.x-1001 •BCE-1002 •Grad. agua
•CAP1 = 137 mbnm
•CAP2 = 146 mbnm
•CAP4 = 232 mbnm
Los “contactos agua-petróleo” fueron identificados por:
interpretación de presiones estáticas originales (RFT).
interpretación de perfiles (gradientes de Rt).
resultados de pistoneos originales.
verificación de contactos verticales entre capas vecinas, por perfiles.
BCE-1017 BCE-1015
7.1
7.2
P (psi)
h (mbnm)
Unidad de flujo
Capas CAP original
[mbnm] Presión Inicial
1 QDS 105 55
2 BQDS + BCE 1.2 135 56
3 BCE 2.1 + BCE 3 157 57
4 BCE 3.1 184 61
5 BCE 3.2 + BCE 3.3 195 62
6 BCE 7.1 + BCE 7.2 225 66
Composición de la unidades hidráulicas y sus CAP
BORDE COLORADO ESTE
RELACIÓN AGUA-PETRÓLEO Vs. PRODUCCIÓN ACUMULADA
RAP MEDIO[m3a/ m3p]
BCE-1001
BCE-1002
BCE-1003
BCE-1004
BCE-1005
BCE-1006
BCE-1007
BCE-1008
BCE-1009
BCE-1010
BCE-1011
BCE-1012
BCE-1014
BCE-1015
BCE-1017
BCE-1018
BCE-1019
BCE-1021
BCE-1022
BCE-1023
BCE-1024
BCE-1025 BCE-1016
10.5
8.12.2
4.1
6.6
5.0 5.7
15.03.9
4.5
7.3
9.3
3.7
2.5 7.98.4
4.8
0.8 8.7
1.86.4
12.1
10.6
•0
•4
•8
•12
•16
•0 •50 •100 •150•Np (Mm •3
RAP
Np (Mm3p)
La mayoría de los pozos con La mayoría de los pozos con baja producción acumulada baja producción acumulada
tienen alta RAP.tienen alta RAP.
Todos los pozos Todos los pozos con más de 60 con más de 60
MmMm33p acumulados p acumulados tienen baja RAP.tienen baja RAP.
RAP erráticamente RAP erráticamente distribuídos por distribuídos por diferencias diferencias petrofísicas, petrofísicas, estructurales y estructurales y cierre decierre decapas.capas.
Caudal Petróleo vs Caudal Fluido TotalCaudal Petróleo vs Caudal Fluido Total
Qf Vs Qo [m3/d]
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Qo
Qf
Pozos Viejos
Pozos Nuevos
AGUADA BAGUALESPluspetrol
EL PORVENIRPluspetrol
• Oil 40°API• Dissolved Gas• 65% Actual Oil Prod. from WF• Total Oil Cum.: 833 Mm3• WF Oil Cum: 262 Mm3 (32%)
• Oil 23°API• Nat. Water Influx• 50% Oil Actual Prod. from WF• Total Oil Cum: 1891 Mm3• WF Oil Cum: 240 Mm3 (13%)
Analogos de Recuperación Analogos de Recuperación SecundariaSecundaria
CERRO BANDERAREPSOL YPF
CapasCapas
10021002 10201020 10201020 10021002 10021002 10201020
PerfilPerfil PerfilPerfil PerfilPerfil VálvulasVálvulas PerfilPerfil PerfilPerfil
XII/97XII/97 VI/97VI/97 XII/97XII/97 IV/02IV/02 IX/03IX/03 IX/03IX/03
QsQs68 %68 %
1616 % % 33 %33 %CegadaCegada 0 %0 %
0 %0 %
BQsBQs 88 % % 8 %8 % 0 %0 %
1-21-2 No punz.No punz. No punz.No punz. No punz.No punz. No punz.No punz. No punz.No punz.
2-12-1 30 %30 % No punz.No punz. No punz.No punz. CegadaCegada 0 %0 % No punz.No punz.
33 No punz.No punz.2626 % % 4242 % %
No punz.No punz.0 %0 %
3-13-1 0 %0 % 100 %100 %
3-23-20 %0 %
4747 % % 15 %15 %0 %0 %
0 %0 %
3-33-33 %3 % 2 %2 %
4343 % %5757 % %7-17-1 2 %2 % 0 %0 %
7-27-2 No punz.No punz. No punz.No punz. No punz.No punz. No punzNo punz No punz.No punz.
BORDE COLORADO ESTE
INTERVENCIONES REGISTRADAS EN POZOS INYECTORES
Con el transcurso del tiempo:
la “eficiencia vertical de barrido” disminuyó en forma notable.
la “selectividad” se perdió al retirar los reguladores de caudal de los mandriles.
La información disponible de recuperación secundaria
es insuficiente para su adecuada evaluación.
BCE-1020: prácticamente funciona como “sumidero”.
BORDE COLORADO ESTE
OBSERVACIONES
El “OOIP” del yacimiento asciende a 3,20 MMm3p (en superficie).
La recuperación final estimada es del orden de 1,59 MMm3p (en superficie), o sea un 39 % del POIS antes de la optimización. Al final de la primer etapa es del orden de 44 %
Las reservas remanentes totales a Enero/2005 son 128,1 Mm3p, en las condiciones actuales de operación.
Se observa el desarrollo de dos depocentros o paleovalles.
La mayoría de las capas se depositaron en forma de lóbulos (QDS) o canales y barras (Gr. Cuyo).
Inyección de agua con baja eficiencia areal y vertical
OPORTUNIDADES EN BCE OPORTUNIDADES EN BCE
Sec RecQDS
Sand 3 & 7Polimeros
OptimizaciónAislar Agua
ILCProducción
Maximización
WOQDS Fractura
PerforaciónDev – InfillSlim Tech
Producción Oportunidades
BORDE COLORADO ESTE
OBSERVACIONES
Existe potencial para el desarrollo de reservas por: Optimización de producción e inyección (Modelo) Perforación. Recompletaciones.
El proceso involucrado en estos trabajos es lento, posee etapas contingentes entre sí y requiere un exhaustivo y coordinado seguimiento por parte de la Operación e Ingeniería.
Existen condiciones que alientan estudiar procesos de : Inyección de agua caliente (mediano plazo). Optimizaciones de la eficiencia vertical de barrido por inyección de polímeros (largo plazo).
Capa A> K
Capa B
Capa C< k
ProductoresInyector AA
BORDE COLORADO ESTE
MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO
Capa A> K
Capa B
Capa C< k
ProductoresInyector
1) Aislaciónen el
productor de primera
línea.
2) Aumento de Ev en el
inyector(requiere
mayor presión de inyección).
BB
BORDE COLORADO ESTE
MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO
Capa A> K
Capa B
Capa C< k
ProductoresInyector
??3) Aislación
en el productor
de segunda línea.
4) Aún mayor Ev
en el inyector(requiere
mayor presión de inyección).
3’) Aislación en el
productor de primera
línea.
CC
BORDE COLORADO ESTE
MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO
BORDE COLORADO ESTE
POTENCIAL DE PERFORACIÓN
BCE – ESTUDIO - OPORTUNIDADES de BCE – ESTUDIO - OPORTUNIDADES de PRODUCCIÓNPRODUCCIÓN
– PerforaciónPerforación Desarrollo Desarrollo Pozos Infill – Perforar en el tope de la estructuraPozos Infill – Perforar en el tope de la estructura
– Workovers:Workovers: Fracturar Quebrada del SapoFracturar Quebrada del Sapo Aislar Capas de AguaAislar Capas de Agua Re-completaciónRe-completación
– Optimización:Optimización: Producción de capas aisladasProducción de capas aisladas Monitoreo & Alocacion de Producción Monitoreo & Alocacion de Producción Incremento de la capacidad de extracción :Incremento de la capacidad de extracción : ESPESP PCPPCP
– Secondary RecoverySecondary Recovery Inyección de Agua Piloto y Desarrollo Inyección de Agua Piloto y Desarrollo Inyección de Agua en QDS, BCE-3 y BCE-7 Inyección de Agua en QDS, BCE-3 y BCE-7 Nuevos Proyectos – BC Mantenimiento de Presión Nuevos Proyectos – BC Mantenimiento de Presión Inyección de PolimerosInyección de Polimeros
BORDE COLORADO ESTE
POTENCIAL DE PERFORACIÓN (SECCIÓN SÍSMICA)
Puntos a favorPuntos a favor:: Reservorios presurizados (Empuje de agua).Reservorios presurizados (Empuje de agua).
Reservorios heterogéneos (Baja Ev Reservorios heterogéneos (Baja Ev Alta Alta So).So).
Pozos someros económicos (TD ~ 900 m).Pozos someros económicos (TD ~ 900 m).
Producción acumulada mínima > 16 MmProducción acumulada mínima > 16 Mm33p.p.
Producción acumulada promedio ~ 53 MmProducción acumulada promedio ~ 53 Mm33p.p.
Vida útil de los pozos ~ 7 / 14 años.Vida útil de los pozos ~ 7 / 14 años.
GoalGoal
Fal
lF
all
aaBCE-1018BCE-1018 BCE-1005BCE-1005BCE-BCE-
PropuestoPropuestoNWNW SESE
SESE
NWNW
Pozos In Fill - Parte Alta Pozos In Fill - Parte Alta EstructuraEstructura
Borde Colorado Este Field - Infill Pozo Borde Colorado Este Field - Infill Pozo TipoTipo
COMPLETION TEST Aug-2004
1- 708 / 715.5: 3 m3/d OIL: 100 %
2- 731.5 / 735: 14.3 m3/d OIL: 100 %
3- 744 / 748.5: 76 m3/d OIL: 100 %
4- 778 / 787: 72 m3/d OIL: 100 %
5- 803.5 / 830: 23 m3/d OIL: 100 %
COMPLETION TEST Aug-2004
1- 708 / 715.5: 3 m3/d OIL: 100 %
2- 731.5 / 735: 14.3 m3/d OIL: 100 %
3- 744 / 748.5: 76 m3/d OIL: 100 %
4- 778 / 787: 72 m3/d OIL: 100 %
5- 803.5 / 830: 23 m3/d OIL: 100 %
725
750
1
2
3
Base Vaca Muerta
Cuyo Gr. Top
800
775
825
4
5
BCE-1027
PRODUCTION (since August 31)
Qi: 40 m3/dToday: 315 BOPDCum oil: 14096 BBL
PRODUCTION (since August 31)
Qi: 40 m3/dToday: 315 BOPDCum oil: 14096 BBL
Ensayo de Build UpEnsayo de Build Up
55.7
36.8
56.9
17.0
94.1
71.2
49.7
154.0
20.1
106.1
84.7
67.6
21.9
53.4
44.3
33.8
25.1
40.6
16.7
31.3
57.7
32.4
26.9
2.3
8.3
1.7
0.8
0.1
2.0
BCE-1001
BCE-1002
BCE-1003
BCE-1004
BCE-1005
BCE-1006
BCE-1007
BCE-1008
BCE-1009
BCE-1010
BCE-1011
BCE-1012
BCE-1014
BCE-1015
BCE-1016
BCE-1017
BCE-1018
BCE-1019
BCE-1020
BCE-1021
BCE-1022
BCE-1023
BCE-1024
BCE-1025
BCE-1026
BCE-1027
BCE-1028
BCE-1029
BCE-1030
BCE-1031
BCE-1032
BCE-1033
Yacimiento Borde Colorado Este – Oil Cum [Feb-2005]Yacimiento Borde Colorado Este – Oil Cum [Feb-2005]
Mm3p
BCE-1022 Ensayo con Jet PumpBCE-1022 Ensayo con Jet Pump
BCE-1022 Ensayo con Jet PumpBCE-1022 Ensayo con Jet Pump
Registro de Presion Registro de Presion DinámicaDinámica
Yacimiento BCE – BCE 1022 Yacimiento BCE – BCE 1022 OptimizaciónOptimización
1996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 061
5
10
50
100
500
1000
Date
Oil Production Rate (PD) ( m3/d )
Liquid Production Rate (PD) ( m3/d )
Test Oil ( m3/d )
Sumergencia ( m )
Test Salinity
Well : BCE-1022 Cumulative Gas Production : 0.00 M M scm
Cumulative Oil Production : 33.62 M m3
Cumulative Water Production : 481.58 M m3
1996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 060
20
40
60
80
100
0.0
7.5
15.0
22.5
30.0
37.5
Date
Axis 1Water Cut ( % )
Axis 2Cumulative Oil Production ( Mm3 )
Well : BCE-1022 Cumulative Gas Production : 0.00 M M scm
Cumulative Oil Production : 33.62 M m3
Cumulative Water Production : 481.58 M m3
Csg.9 5/8"32.3 #/ft 1 ESP @ 732 m.
74 x 2 7/8" tbgsGuide shoe @: 107.53 m.
32.3 #/ft712 m. JET PUMP AOS
Csg: 5 1/2" 713,2 m. Packer P3
14 (lb./ft)J-Pump Test (Jan'05)
727.5 m 3730 lt/h= 89.5m3/dBQDS Mandril Nº 3: 729,20 Oil 4% = 3.58m3/d
729.5 m. (Ensayo x pistoneo: 2.400 lts/hs - 98 % agua - Nivel 520 mts) Pd=14.5Kg/cm2
732 m. Packer Hidráulico Nº3
ESP @ 732 m. 736 m.
BCE 1.2738.5 m.
Zona Cegada (no se ensaya)
741 m.BCE 1.2
743 m.
746 m. Packer Hidráulico Nº2
J-Pump Test (Jan'05)749.5 m. 6600lt/h= 158m3/d
BCE 2.1 Pd1= 37.5Kg/cm2752.5 m. Mandril Nº 2: 762 mts Oil 4%= 6.3m3/d
(Ensayo x pistoneo: 1.500 lts/hs - 98 % agua - Nivel 600 mts)
754.5 m. 3650 lt/h= 87.6m3/dBCE 2.1 Pd2= 38.5Kg/cm3
758.5 m. Oil 4% =3.5m3/d
766 m. Packer Hidráulico Nº1
774.5 m. J-Pump Test (Jan'05)BCE 3 Mandril Nº 1: 788 mts 1650 lt/h= 39.6m3/d
778.5 m. (Ensayo x pistoneo: 2.700 lts/hs - 90 % agua - Nivel 400 mts) Oil 18% = 7.1m3/dPd= 2.6Kg/cm2
797.5 m.BCE 3.2
800.5 m.
817 m.BCE 7.1
821 m.
Paquete de punzados
824 m.BCE 7.2
827 m.
831.5 m.LM
832.5 m.
Bottom hole @:909.0 m.
Flot Collar @:910.68 m.
Guide Shoe @:923.57 m.
COMPLETION SCHEME
J-Pump+ Memory en 712mbbp
BCE-1023
Planilla Calculo Potencial Planilla Calculo Potencial PozoPozo
Ejemplo de Incrementos de Régimen de Extracción
Ejemplo de Fractura ExitosaEjemplo de Fractura Exitosa
Ejemplo de Cierre de Capa Ejemplo de Cierre de Capa ExitosoExitoso
Borde Colorado EsteBorde Colorado Este
1991 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 280.1
0.5
1
5
10
50
100
500
1000
5000
10000
Oil P
rod
ucti
on
Ra
te (
PD
), m
3/d
BORDE COLORADO ESTELiquid Production Rate (PD) ( m3/d )
Water Cut ( % )
Well :Cumulative Gas Production : 0.00 MMscmCumulative Oil Production : 1234.75 Mm3
Cumulative Water Production : 8070.73 M m3
Well :Cumulative Gas Production : 0.00 MMscmCumulative Oil Production : 1234.75 Mm3
Cumulative Water Production : 8070.73 M m3
162 Mm3
Estructural BCE, con los pozos inyectores existentes y a Estructural BCE, con los pozos inyectores existentes y a
convertirconvertir
PVT de Borde Colorado Este 1001PVT de Borde Colorado Este 1001
Estimación de ProducciónEstimación de Producción
Respuesta de Recuperación SecundariaRespuesta de Recuperación Secundaria
BORDE COLORADO ESTE
CONCLUSIONES
Se perforaron 9 pozos infill, 5 contra el cierre de falla y 4 en segunda línea.
Se ensayaron 5 pozos con jet-pump, permitiendo optimizar sus condiciones extractivas.
Estos trabajos permitieron adicionar 162 Mm3 de reservas al campo.
Se espera mejorar la recuperación final aún más, alrededor de 180 Mm3, al adecuar los inyectores y finalizar la remodelación de la planta de inyección.
Existen condiciones que alientan la implementación de proyectos de recuperación mejorada, como inyección de agua caliente y polímeros.
GRACIAS POR SU ATENCIÓN!
top related