Vida de un Yacimiento

1. Exploración y Evaluación

se inicia por medio de estudios geológicos y geofísicos los
cuales permiten presumir condiciones favorables para la existencia de hidrocarburos en el subsuelo.

2. Producción y Desarrollo

fase durante
la cual se busca extraer el hidrocarburo (petróleo o gas) desde un yacimiento hasta el pozo y de allí a
la superficie; donde se separan, tratan, almacenan, miden y transportan para su posterior utilización,

la producción forma parte de la cadena de actividades que realiza la industria petrolera

3. Abandono

Cuenado la tasa de producción del
yacimiento ha alcanzado su límite económico

Fuerzas de Impulsión o Viscosas

Son las que provocan el movimiento de los fluidos
desde las zonas de mayor presión a aquellas de presión inferior.

Fuerzas Gravitacionales

Son las que hacen que los fluidos se muevan de acuerdo con
su densidad: los de menor densidad relativa tenderán a elevarse, y los de mayor
densidad, a bajar estructuralmente

Fuerzas Capilares

: Son las responsables de que el líquido mojante tienda a entrar en
las regiones de menor radio capilar y, por ende, de menor permeabilidad, o en las
zonas con menor saturación de este fluido, y desplazan de ellas a los fluidos no

mojantes.

¿Qué es?

El FR representa el porcentaje del volumen total de hidrocarburos en fondo en un área determinada,
extraíble, con el uso de la tecnología más adecuada y con rentabilidad económica

forma de calculo

relación entre recuperación final de
hidrocarburos dividido por el petróleo original in situ

Subtopic

¿POR QUÉ ES IMPORTANTE CONOCER EL FR?

El FR es el parámetro que nos indica el grado de explotación de un yacimiento. El FR nos permite
medir y evaluar el desarrollo del yacimiento, es decir, que cantidad de volumen de hidrocarburos
estamos dejando sin extraer y el que estamos produciendo

Tipos de recuperacion que modifican el FR

Primaria

Extracción de hidrocarburos hasta agotar los mecanismos de producción primaria
por flujo natural y por levantamiento artificial.

Secundaria

Consisten en inyectar al yacimiento agua o gas bajo presión

Terciaria

: Con esta aplicación se modifican ciertas propiedades del petróleo en el yacimiento
o de los fluidos inyectados a fin de mejorar la efectividad de su desplazamiento.

definición

Las reservas son aquellas cantidades de petróleo anticipadas a ser comercialmente recuperables,
mediante la aplicación de proyectos de desarrollo, en acumulaciones conocidas, a partir de una fecha
dada en adelante bajo condiciones definidas. Las Reservas deben satisfacer cuatro criterios:

descubiertas, recuperables, comerciales y remanentes (a partir de la fecha efectiva de evaluación)

basadas en el(los) proyecto(s) de desarrollo aplicado(s).

tipos de reservas

Probadas

Tienen una probabilidad de más del 90 por ciento de extraerse (p. 14). Las empresas y gobiernos que reportan este tipo de reservas tienen un alto grado de certidumbre sobre las características del yacimiento, tienen acceso a la tecnología para extraer los hidrocarburos y operan en un entorno económico y político que les permiten aprovechar los recursos con índices adecuados de rentabilidad.

Probables

Comparadas con las reservas probadas, las reservas probables conllevan menor certidumbre de que sean aprovechables de forma rentable. Sumadas a las probadas, forman otro indicador que se llama 2P y que, de acuerdo con la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), tienen una probabilidad de 50 por ciento de ser producidas.

Posibles

Éstas tienen la menor probabilidad de extraerse de toda la gama de reservas porque su estimación depende más de información indirecta (como sísmica) que de datos de perforación. Sumadas a las 2P, forman la clasificación 3P que sólo tiene 10 por ciento de probabilidad de extraerse, según el SPE y la EIA. Como tal, las reservas 3P frecuentemente son omitidas en los análisis técnicos y financieros.

criterios para identificar campos maduros

criterios principales

1. Caudal de petróleo: ha caído entre un 35% a un 50% de su valor máximo o pico de producción
(pick oil o plateau)

2. Producción acumulada mayor al 50% de sus estimaciones originales de recursos probados más
probables

3. Tiempo en producción: reservorio en producción por más de 20-25 años.

4. Instalaciones de Superficie: en servicio y/o sin recambio por más de 10-15 años
(envejecimiento de las instalaciones)

otros criterios

Subtopic

1. Indice de madurez: Sus reservas probables 2P representan menos del 25% de la EUR

2. Corte de agua o WOR: El petróleo es producido con un alto corte de agua. (“water oil ratio”)
> 10

3. Altos factores de recuperación: Para OOIP/POIS definido el FR está muy cercano al límite
técnico que establece el mecanismo de producción o drenaje

4. Elevado Costo de extracción: Dado que la producción de petróleo es baja y los cortes de agua
elevados, el costo de extraer (lifting cost) medido en u$s/bbl es muy superior al promedio de
la industria.

5. Falta de planes de Inversión: Los campos no tienen planes de p

6. Integridad de las instalaciones: Los yacimientos presentan fallas de integridad en pozos
(roturas de casing, cañerías guía y/o instalaciones de producción/inyección) y en instalaciones
de superficie

7. Baja inversión realizada: No se han realizado inversiones de relevancia en perforación o
cambio de instalaciones en los últimos 5 años.

8. El fin de la vida útil del campo está cercano menos de 10 años para producir las reservas 2P.

PROBLEMAS QUE SE GENERAN EN LOS CAMPOS MADUROS

Presión de Reservorio

Yacimientos Depletados: Pf<Pi

Yacimientos sobre-presionados por secundaria: (Pf>Pi)

Perforación

Pérdidas de circulación o surgencia

Costo de lodo y horas de equipo

Reparación

Cañerías en mal estado

Aislación de cemento deficiente

Productividad

Baja producción total:

Alta producción total con alto corte de agua:

Producción

Grandes volúmenes de agua en superficie

Producción de arena de formación

Rentabilidad

. La falta de rentabilidad también es responsable de
pérdida de reservas ya que por definición estas son económicas

ventajas

poseen una
infraestructura existente, información e interpretaciones disponibles

presentan
ooportunidades de continuar su desarrollo pero han sido desaprovechadas

ctividades que podemos realizar para identificar y priorizar las actividades que
permitirán incrementar las reservas en un yacimiento

revisar los estudios previos

Analizar el comportamiento de la producción

prestar particular atención

mecanismos de deplazamiento

Reservas

Factor de recuperación

Historia de presion

Revisar el espaciamiento entre pozos

Control de las instalaciones