MEJORES PRÁCTICAS EN CAMPOS DE CRUDO PESADO EN …as de las compañías ONGC Videsh, de India, y...

Confidential & Proprietary Copyright © 2013 Mansarovar Energy Colombia Ltd.

MEJORES PRÁCTICAS

EN CAMPOS DE CRUDO PESADO EN COLOMBIA

Eduardo Lozano Guarnizo

Director de E&D de Mansarovar Energy

Agosto de 2018

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Contenido

Mansarovar Energy en Colombia

Características del yacimiento

Caracterización

EOR Screening

01

02

03

04

Estudios de ciclo de vida05

Nuestra tecnología en Llanos Orientales06



Mansarovar Energy es una multinacional petrolera concerca de 12 años de trayectoria en la industriahidrocarburos en el país tras la fusión de los capitales ytecnologías de las compañías ONGC Videsh, de India, ySinopec, de la República Popular de China.

Nuestra estrategia es impulsar el crecimiento sostenibleen Colombia, a través del hallazgo de reservas dehidrocarburos y de mejoras en las tecnologías derecuperación con énfasis en crudo pesado.

Tenemos operaciones en la cuenca del Valle delMagdalena Medio, con los campos de Asociación Nare conuna participación del 50% por parte de Ecopetrol yCampo Velásquez con una participación del 100%, uno delos campos más antiguos de Colombia. Igualmentesomos dueños del Oleoducto Velásquez – Galán.

Desarrollamos actividades de exploración, explotación ytransporte de hidrocarburos en los departamentos deBoyacá, Santander y Antioquia.


Nuestra operación en el país


Los accionistas que nos respaldan


Contenido



Caracterización

EOR Screening

01

02

03

04





AMBIENTE SEDIMENTARIO

Identificación del ambiente dedepositación: marino, continental, etc.

ARQUITECTURA DEL YACIMIENTO

Definición de la arquitectura con baseen el ambiente de depositación einformacion disponible: “laberynth,jigsaw, layer-cake”

Ambiente de depositación



PROPERTY / FIELD CAMPO A CAMPO B CAMPO D CAMPO E

RESERVOIR ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 ZONA 6 ZONA 7 ZONA 8

FLUID PROPERTIES

1650 1400 1400 1800 2300 1600 1400 1900

CAMPO C CAMPO F

Depth, ft.

Net-Pay, ft TVD

Porosity (ɸ), %

1600-3000 1600-2200 1400-1500

Datum

1800-2000

70-110 60-80 140-160 80-100

24-28 20-25 25-27 22-25

Permeability (K), mD.

Saturation (%)

1600-1700 1200-1700 1000-1600 1600-2200

24-32 25-27 24-33 20-28

80-110 85-110 100-160 50-70

800-1500 500-2000 200-2000 300-700 300-1000 200-450 800-1500 500-800

30-36 35-38 36 45 40-60 40 40 48

800

Temperature, ˚F 107 100 105 115 105 120 115 120

Intitial Reservoir

pressure @Datum700 600 600 800 1000 950 600

600

Viscosity (µ) cP

(Dead Oil)8000-18000 6795 8000-10000 2000-3000 600-1500 2000-3000 5000-7000 2000-3000

Bubble pressure @

Datum, psi.500 486 486 800 900 800 500

1.035

12 11.2 12

Volumetric Factor, Bo 1.035 1.027 1.035 1.035 1.035

Gravity, ˚API 11 11.5 11-11,5 11.5 11.5

1.035 1.035

Propiedades de la roca y fluidos


Sur Norte

Características:

Bajo Net to Gross

Baja conectividad

Alta viscosidad

Baja productividad

Bajo factor de recobro

Mecanismo de

producción acorde al

campo


Corelación estratigráfica


Contenido



Caracterización

EOR Screening

01

02

03

04




Caracterización

Secuencias estratigráficas fueron interpretadas apartir de registros de pozo, sísmica e informaciónde núcleos.

Modelo petrofísico detallado, uso de registrosconvencionales, especiales y núcleos.

Determinación de unidades hidráulicas mediantecaracterización de tipo de roca.

Modelo de electro facies considerando ambientesedimentario.

Modelamiento estático


12/2016

MODEL V.1

(2016)

Principal reto: Alta hetereogenidad, identificación de canales preferenciales

Caracterización

Modelamiento dinámico


OOIP y potencialTipo de patrón:

5 , 7 , 9 …

Completamiento

del pozoMétodo de recobro

Area de drenaje inicial Económicos y upside…

Aspectos principales

Caracterización

Plan de Desarrollo


Contenido



Caracterización

EOR Screening

01

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CLUSTER RULE

1 POROSITY <=15.05 & TEMP <=120.5 & VISC>3.35&VISC<=7.6

2 VISC<=7.6 & POROSITY<=15.05 & TEMP>120.5 & <=255

3 POROSITY<=15.05 & TEMP<=120.5 & VISC<+3.35

4 VISC<=7.6 & POROSITY>15.05 & TEMP<=145 & PERM>375

5 TEMP<=255 & VISC>7.6 & PERM>81.25 & POROSITY>9.75

6 TEMP>255 & API>40.75

EOR Screening

Tomado de la base de datos internacional creado por PDVSA-INTEVEP, generado a partir de 290 casos de EOR alrededor del mundo.

Evaluación de tecnologías aplicables


METHOD %

Air 41.38

Steam 27.59

CO2 Inmisc 10.34

Polymer 8.62

WAG CO2 Inmisc 5.17

Water Flooding 5.17

N2 Inmisc 1.72

Cluster 5 – EOR PROPERTY / FIELD CAMPO A CAMPO B CAMPO D CAMPO E

RESERVOIR ZONA 1 ZONA 2 ZONA 3 ZONA 4 ZONA 5 ZONA 6 ZONA 7 ZONA 8

FLUID PROPERTIES

1650 1400 1400 1800 2300 1600 1400 1900

CAMPO C CAMPO F

Depth, ft.

Net-Pay, ft TVD

Porosity (ɸ), %

1600-3000 1600-2200 1400-1500

Datum

1800-2000

70-110 60-80 140-160 80-100

24-28 20-25 25-27 22-25

Permeability (K), mD.

Saturation (%)

1600-1700 1200-1700 1000-1600 1600-2200

24-32 25-27 24-33 20-28

80-110 85-110 100-160 50-70

800-1500 500-2000 200-2000 300-700 300-1000 200-450 800-1500 500-800

30-36 35-38 36 45 40-60 40 40 48

800

Temperature, ˚F 107 100 105 115 105 120 115 120

Intitial Reservoir

pressure @Datum700 600 600 800 1000 950 600

600

Viscosity (µ) cP

(Dead Oil)8000-18000 6795 8000-10000 2000-3000 600-1500 2000-3000 5000-7000 2000-3000

Bubble pressure @

Datum, psi.500 486 486 800 900 800 500

1.035

12 11.2 12

Volumetric Factor, Bo 1.035 1.027 1.035 1.035 1.035

Gravity, ˚API 11 11.5 11-11,5 11.5 11.5

1.035 1.035

EOR Screening

Evaluación de tecnologías aplicables


Contenido



Caracterización

EOR Screening

01

02

03

04




Estudios de ciclo de vida

Mejor tecnología aplicable

Screening

Pruebas de laboratorio

Simulación numérica

Prueba piloto en campo

Prueba de compatibilidad

Scaling

Mejoramiento continuo


De acuerdo al screening inicial se realizaron diferentes sensibilidades en el modelamiento dinámico: inyección de vapor, polímeros y agua.

Estudios de ciclo de vida

Screening dinámico


Bajo factor de recobro

Yacimientos altamente estratificados. Canales preferenciales. Arenas “by-

paseadas” durante la estimulación.

Alta producción de agua

Grandes cantidades de agua inyectada como vapor que es

posteriormente producida.

Espaciamiento entre pozos

Reservas entre pozos no han sido suficientemente drenadas.

Mejorar continuidad entre las arenas reduciendo espaciamiento.

Completamiento de pozos

Liner ranurado + hueco abierto, mallas tipo premium, entre otros:

Cualquier intervención a pozo se hace mas complicado.

Eficiencia del Vapor

A mayor numero de ciclos, menor es la eficiencia a la inyección de

vapor.

Principales retos

Principales retos en los desarrollos actuales


Contenido



Caracterización

EOR Screening

01

02

03

04



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Nuestra tecnología en Llanos Orientales

Precios

TOCK TICK

Bajo Fr RPVBajo potencial Tecnología

Excelencia operacional

Bajo costo de levantamiento

Innovación

Tecnología

Bajo costo de levantamiento

Optimización de costos

Tecnología

Mejorar distribución del vapor

Mantener un RPV estable

Reducir incertidumbre de continuidad de cuerpos

Innovación

Tecnología

Relación petróleo producido vs agua inyectada

Relación fluido producido vs fluido inyectado

Costo/Eficiencia $$$

Tecnología

Probadas

Bajo costo

Autogeneración de energía

TOCK TICKTICK

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