1 conocimiento al servicio de la industria petrolera conocimiento al servicio de la industria...

1

Conocimiento al Servicio de la Industria Petrolera

Junio 2011

Optimización de producción mediante la aplicación de la metodología SIP – OPSS

“fast track” para las intervenciones a pozosen Activos Integrales

Congreso Mexicano del Petróleo 2011Puebla de Los Ángeles, Puebla

3

Existen en la región norte un gran número de pozos cerrados desde hace varios años y se requiere la revisión de los mismos para determinar la potencialidad de recuperación económica de los mismos

La capacidad de ejecución existente en los activos, no es suficiente para desarrollar un programa acelerado que permita establecer una cartera económica de reparaciones y se acometa su ejecución.

En el caso del Activos Integrales estimamos existen más de 1000 pozos inactivos por diferentes razones, las acciones en progreso aunque van en la dirección correcta, requieren de mayor velocidad de respuesta

La integración del proceso entre el área técnica y el área operativa presenta oportunidades de mejora que pudieran dar un giro importante al proceso, en términos de resultados.

Existen suficiente cantidad de equipos en campo para ejecutar las recomendaciones técnicas generadas e incorporar de manera más rápida (fast track) la producción recuperada.

Entendimiento de la situación

4

El Activo Integral es responsable de todo el proceso de intervenciones a pozos inactivos.

Para la ejecución de las recomendaciones emitidas el Activo Integral contrata los servicios de UPMP a través de su unidad operativa.

La UPMP es responsable de le ejecución del los trabajos operacionales en cada pozo y la completación de su reparación.

El Activos Integrales recibe los pozos y se responsabiliza por asegurar su conexión, medición o prueba e incorporación de la producción obtenida a la corriente de producción del Activo.

El Activo Integral administra la cartera de pozos a ser intervenidos y asigna las prioridades dentro del programa operativo de la UPMP, buscando la mayor eficacia y efectividad posible.

Entendimiento de la situación

5

Proceso reactivo y secuencial

Cierre de ciclo muy largo

Soluciones puntuales

Un solo integrador

Subsuelo-Superficie no conectados

Costos dispersos

Datos no integrados

Áreas grises

Pozo en Operación

Normal

Aforos deProducción

Abandonar

no

Corregir

Corregir

Corregir

Corregir

Prueba <

Potencial

RestricciónTerminación

No

Dañoa la Formación

Problemasmecánicos

Restricción

Superficie

No

No

No

Si

Si

Si

Si

Si

No

CARACTERISTICAS

El proceso tradicional

Históricamente, el proceso de intervención de pozos, responde a realidades operacionales con una secuencia general de este tipo:

6

Elaborar / ActualizarEl Plan Integral deExplotación

Ejecutar/Operar/Mantener

Real acordecon el Plan ?

Resuelve lasituación ?

SoluciónOperativa

No

Si

SiOportunidadde mejora ?

No

SiOptimar

NuevasTecnología

Si

SoluciónIntegral

CambióPlan ?

No

Si

No

VCDSE de Intervenciones

La evolución a lo largo del tiempo, considerando incorporación de tecnologías para la captura y administración del dato y generación de información han sido la base para la integración de esfuerzos con una visión sistémica con equipos multidisciplinarios.

El proceso integrado

RestriccionesCapacidad

en superficie

Restriccionesen aparejo

de producción

Problemasen SAP’s

Problemasequipos medicióncontrol automat.

Yacimiento / Daño de

Formación

ConfiabilidadEquipos Supf./ Riesgos amb.

….. Generando soluciones puntuales que responden a problemas específicos.

7

Potencial de Producción basado en Análisis Nodal Integral

SOLUCIÓN INTEGRADA SUBSUELO-SUPERFICIE

Visión holística

Soluciones integradas

Equipo Multidisciplinario

Tiempos de ciclo cortos (proceso controlado)

Base de datos integrada a aplicaciones

Proactividad

Personal integrador que maneja las interfaces

Se sincera el concepto de potencial

Costos controlados

Aforos

La integración de competencias y las aplicaciones tecnológicas impulsaron la visión sistémica para la generación de soluciones integrales partiendo del análisis de yacimiento conjuntamente con el análisis de pozos y el análisis de instalaciones de superficie

RestriccionesCapacidad

en superficie

Restriccionesen aparejo

de Producción

Problemasen SAP’s

Problemasequipos medicióncontrol automat.

Yacimiento / Daño de

Formación

ConfiabilidadEquipos Supf./ Riesgos amb.

Solución Integrada

8

Solución Integrada SIP - OPSS

Estos son los fundamentos del enfoque metodológico del Sistema Integral de Productividad (SIP) y las Operaciones de Producción Subsuelo-Superficie (OPSS), asociado directamente al seguimiento operacional para asegurar la ejecución de recomendaciones técnicas de manera rápida (fast track)

Incorporación de barriles frescos a muy corto plazo en el sistema

Soluciones Integrales Sub Suelo - Superficie Ejecución de recomendaciones

En forma rápida

9

Enfoque metodológico SIP - OPSS

Δ P1 = Pr - Pwfs = Caida en el yacimiento

Δ P2 = Pwfs – Pwf = Caida en la completacion

Δ P3 = Pwf - Pwh = Caida en el aparejo

Δ P4 = Pwh - Psep = Caida en la linea de flujo

PrPePwfsPwf

Δ P1 = (Pr - Pwfs)Δ P2 = (Pwfs - Pwf)

ΔP3 = Pwf - Pwh

Δ P4 = (Pwh - Psep)

Psep

Gas

LiquidoTanque

Δ PT = Pr - Psep = Caida de presion total

Pwh

Comportamiento Potencial

Comportamiento Actual

Diferencia entre Comportamiento Actual y potencial del pozo

6500

6000

5500

5000

4500

4000 0 3000 6000 9000 12000 15000

Tasa de flujo (bpd)

Presión (lpc)

S

S=0

Tuberías, Lev. Artificial

Análisis Nodal Integral 2S

Revisión General del Yacimiento

Registros de Pozos

2400

2900

3400

Medición y Comportamiento de la Producción

El equipo multidisciplinario emite el diagnóstico y la correspondiente recomendación de intervención una vez realizado el estudio integrado del sistema yacimiento-área de drene-pozo-superficie. Facilita la Identificación de restricciones al flujo de fluidos en el sistema yacimiento-área de drene-pozo-superficie y genera soluciones en una propuesta integral…

10

• Los miembros del equipo multidisciplinario trabajan bajo la coordinación de un líder técnico, que es al mismo tiempo el Facilitador Metodológico

• Los miembros del equipo multidisciplinario se seleccionan con base en las competencias que demanda las características del proyecto

• Otros aspectos que se consideran son: liderazgo, motivación, definición de objetivos, roles y responsabilidades de cada miembro

Geociencias OperacionesSubsuelo Perforación

Proyecto Integral

Administrador del Activo

Equipo Multidisciplinario, Mentores y Soporte Funcional

Organización del proceso

Para lograr la mayor efectividad y eficiencia del proceso, se requiere conformar un equipo multidisciplinario con especialistas que tengan las competencias requeridas en cada segmento del análisis integral SIP . OPSS , incluyendo el seguimiento operacional y evaluación post operación , VCDSE

11

Situación Actual

Trabajo con Equipos Multidisciplinarios Revisión y Aplicación de mejores

Prácticas Operacionales, SIP-OPSS Incorporación de Tecnologías

Visión

Campo Optimizado Trabajando en equipo integrado siguiendo mejores prácticas Diagnóstico en tiempo real Enfoque de Centros de

operaciones

Necesidades Incrementar eficientemente la

producción del campo Optimización de infraestructura y

costos Dar soluciones integrales

Conectividad Subsuelo-Superficie

Visión integral del proceso

12

Detalles de la Metodología SIP – OPSS /VCDSE

13

Fase 1: Análisis Integral del Yacimiento

Objetivos

Identificar oportunidades preliminares en el sistema

yacimiento-área de drene-Superficie

Productos Captura, validación y carga del modelo de datos en OFM Distribución de calidad de roca Distribución anómala de fluidos Consistencia de modelos estático y dinámico validados Áreas parcialmente drenadas Filosofía de operación y mantenimiento de instalaciones Visualización tecnologías Producción incremental y costos estimados Clase V Análisis económico/riesgo Factibilidad de seguir el proyecto

VISUALIZACIÓN

VISUALIZACION

Oportunidades de intervenciones de pozos existentes y optimización de productividad

Se realiza una revisión general del yacimiento ,la cual integra el modelo estático con el dinámico; es decir, se revisa e integran la geología, sedimentología, petrofísica, geomecánica, producción, presiones, mecanismos de empuje predominantes, declinación, estimación de reservas, inyección de fluidos; así mismo, se realiza una revisión del sistema artificial de producción y de la infraestructura de superficie existente


14

CONCEPTUALIZACIONObjetivos Validar oportunidades identificadas Plantear opciones/selección de solución integral para

optimizar la productividad

Productos Opciones para optimizar la explotación del yacimiento, la

productividad de pozos y la infraestructura superficial de explotación

Opciones de Automatización Subsuelo-Superficie Desincorporación de activos Producción incremental y costos estimados Clase IV-III Análisis económico/Riesgo

Selección de mejor opción de Intervención del pozo, para incrementar la productividad del mismo y optimizar la explotación en el sistema yacimiento-pozo-superficie

Fase 2: Análisis Integral de pozo

CONCEPTUALIZACIÓN

Durante la segunda fase, se realiza un análisis integral subsuelo-superficie iniciando por las oportunidades identificadas en la revisión integral del yacimiento. Se analiza cada uno de los pozos pre-candidatos obtenidos en la fase anterior, a fin de determinar las condiciones de operación actuales, con un análisis nodal


15

Fase 3: Diseño final del pozo como una

Solución Integral Subsuelo-Superficie

Objetivos• Completar y desarrollar solución integral seleccionada

Productos

• Diseño de la intervención del pozo

• Prepracion del programa de intervención

• Producción Incremental y costos Clase II

• Análisis económico y de riesgos

• Identificación de parámetros críticos

• Construcción de la cartera de intervenciones de pozos

Cartera jerarquizada de propuestas de Intervenciones a pozos bajo enfoque integral subsuelo-superficie.

DEFINICION

Solución:•Estimulación (Fractrura)•Apertura Otras zonas•Tramos Laterales•Recañoneo•Control de finos

Solución:•Estimulación (Fractrura)•Apertura Otras zonas•Tramos Laterales•Redisparo

Solución:•Polímeros, geles•Emulsiones, silicatos•Partículas•Pozos horizontales•Cambio zonas•Cementación Forzada


Solución:Remover Calcáreos•Cambio Tubería


Ultima Prof: 6856´ Cuello FlotadorCampo: DACION Tope Cemento: 3900´Pozo: GG-210 E.M.R. 16´Coordenadas: E-402702; E-402656 E.S. 617´(Superfici e; fondo) N-987534; N-987629 Profundidad final: 6982´Situación: REVESTIDO Referencia: Mesa RotariaInicio: 17/12/98 Completación: 11/1/99

PRE COMPLETION PROPOSEDPOST COMPLETION

3 1/2", 9.3 lb/ft, N80, EUE

csg 10-3/4" 40.5# J55, @ 1715´ csg 10-3/4" 40.5# J55, @ 1715́

2.75" XN nipple @ +/- 6315'Quantum Pkr @ +/-6337'

1.875" RIV Sliding Sleeve @ 6463.8́3 1/2" ALLPAC ScreenTU Sand (6457-6485') 12 SPF1.791" X N ipple @ 6485´ISO-ALLPAC PACKER @ 6487'1.625" RIV Sliding Sleeve @ 6498´1.625" XN Nipple @ 6551´TL Sand (6495- 6550') 12 SPFISO-ALLPAC PACKER @ 6554'3 1/2" ALLPAC Bl anks3 1/2" ALLPAC ScreenU2L Sand (6660-6680') 12 SPF

Sump packer at 6683'

FC @ 6856' FC @ 6856'csg 7", 23lb, N80, LTC @ 6962' csg 7", 23lb, N80, LTC @ 6962'

11 Gas lift Mandr els: 1309́ , 2103´, 2644́ , 3058´, 3407´, 3726́ , 4238´, 4753´, 5238́ , 5756´, 6241´

2 3/8" Hydril 511 ConcentricTubing

+ = Preparación Portafolio conSoluciones Integrales

Preparación Portafolio conSoluciones Integrales

Solución•Cambio líneas•Cuellos debotella•Optimización


SELECCIÓN DE SOLUCIONES INTEGRALES PARA OPTIMAR PRODUCTIVIDAD

Acción:• EstudiosMantenimientopresión• Estudios deConformance


Solución:•Estimulación (Fractrura)•Apertura Otras zonas•Tramos Laterales•Recañoneo•Control de finos

Solución:•Estimulación (Fractrura)•Apertura Otras zonas•Tramos Laterales•Redisparo







3 1/2", 9.3 lb/ft, N80, EUE

csg 10-3/4" 40.5# J55, @ 1715´ csg 10-3/4" 40.5# J55, @ 1715́









3 1/2", 9.3 lb/ft, N80, EUE

csg 10-3/4" 40.5# J55, @ 1715´ csg 10-3/4" 40.5# J55, @ 1715́









3 1/2", 9.3 lb/ft, N80, EUE

csg 10-3/4" 40.5# J55, @ 1715´ csg 10-3/4" 40.5# J55, @ 1715́







3 1/2", 9.3 lb/ft, N80, EUE

csg 10-3/4" 40.5# J55, @ 1715´ csg 10-3/4" 40.5# J55, @ 1715́







+ = Preparación Portafolio conSoluciones Integrales

Preparación Portafolio conSoluciones Integrales



SELECCIÓN DE SOLUCIONES INTEGRALES PARA OPTIMAR PRODUCTIVIDAD



DEFINICIÓN

Durante esta fase se realiza el diseño detallado de la opción seleccionada y se revisa la evaluación económica para confirmar la viabilidad del trabajo recomendado desde un punto de vista técnico - económico - riesgo


16

ESTIMADO PROBABILÍSTICO DEL VPN

80%Se estableció como criterio de evaluación de

opciones, que el VPN estimado tenga 80% de probabilidad de ocurrencia

Pr (VPNE> k)

ESTIMADO PROBABILÍSTICO DEL VPN

80%Se estableció como criterio de evaluación de

opciones, que el VPN estimado tenga 80% de probabilidad de ocurrencia

Pr (VPNE> k)

Se procede a realizar la evaluación económica,


17

VPN Esperado

Efi

c. I

nve

rsió

n (

VP

NE

/ V

PN

I)

X

CASO 1: Mayor E.I con igual VPN Esperado

Y

W Z

CASO 2: Igual E.I. con mayor VPN Esperado

> VPN> EI

Jerarquización de Proyecto-Intervención a Pozo

…para posteriormente hacer la jerarquización de oportunidades y así construir la mejor

cartera, primero para cada activo y luego a nivel región


18

RE-DISPARO/BN

NO EJECUTAR

P> 300 BD

P = 300 BD

P< = 300 BD

P = 30 %

P = 50 %

P = 20%

EXITO

FRACASO

P = 95 %

P = 5 %

210

1241

2810

VPN, M$VPN

1

PROFUNDIZAR KI

NO EJECUTAR

P> ?

P = ?

P< = ?

P = 30 %

P = 50 %

P = 20%

EXITO

FRACASO

P = 95 %

P = 5 %

RADIO CORTO

NO EJECUTAR

P> ?

P = ?

P< =?

P = 30 %

P = 50 %

P = 20%

EXITO

FRACASO

P = 95 %

P = 5 %

VENTANA P/HORIZONTAL

NO EJECUTAR

P> ?

P = ?

P< = ?

P = 30 %

P = 50 %

P = 20%

EXITO

FRACASO

P = 95 %

P = 5 %

MULTILATERAL

NO EJECUTAR

P> ?

P = ?

P< = ?

P = 30 %

P = 50 %

P = 20%

EXITO

FRACASO

P = 95 %

P = 5 %

2

3

4

5

VCD

INTERVENCIONES

… tomando en consideración el riesgo y economía


19

Conformar unaCartera con SolucionesIntegrales

Supervisary Evaluar

ResultadosObtenidos

Presentar un Plan de ejecución

Integrado para el Activo

DATOS

INFORMACIÒN

CONOCIMIENTO y ENTENDIMIENTO

Metodología SIP - OPSS / VCDSE

Seleccionando aquellos proyectos pozo con información disponible y confiable y transformando la información en conocimiento…..

Reconocer oportunidades

de intervenciones a pozos

• Reconocer candidatos

• Adquirir y analizar otros datos adicionales

• Diagnosticar (individual y en equipo)

• Diseñar solución integral

• Análisis económico y de riesgo de soluciones.

Manejo de Datos de un campo o yacimiento:

• Recolección,

• Análisis,

• Validación,

• Consolidación

• Visualización

20

VCD

VCD Reparación S/Equipo

• Estimulaciones• Fracturamientos• Cambio sistemas artificiales• Disparos adicionales• Control de agua

VCD Reparación C/Equipo• Cambio de aparejos• Corrección mecánica• Control de agua• Nuevos prospectos

VCD Pozos Intermedios/RMA• Pozos Intermedios• RMA (Reentradas y reperforaciones)

• Direccionales• Horizontales

Metodología VCDSE

… Y Generando una propuesta de valor expresada en una cartera rentable y oportuna de intervenciones a pozos y propuestas de optimización y confiabilidad de las facilidades de superficie

21

Portafolio JerarquizadoPropuestas IntegralesSubsuelo-Superficie

Soportar Compromisos de Producción (POT/POA)

Identificar Victorias tempranas:“Mangos bajitos”

Mayores Ingresos con Menos costos

Riesgo

Economía

Beneficios potenciales

22

Total Pozos: 319

5 42 36 51 89

VCD Explotación

• Año 2006: Fase V y C Campos Mora y Chipilin AI Bellota Jujo y Campo Abkatún AI Abkatún Pol Chuc.

• Año 2007: Fase V y C Campos Perdiz y Angostura AI Veracruz.

2004 2005 2006Regiones 2007 2008

Marina Suroeste

38

Activo

AbKatun Pol Chuc

7 pozos

Holok Temoa

1 pozo

Activo

Litoral Tabasco

5 pozos

Activo

Litoral Tabasco

25 pozos

Marina Noreste

53

Activo

Ku Maloob Zaap

25 pozos

Activo

Ku Maloob Zaap

21 pozos

Activo Regional de Exploración Marinas: 1 pozo

Activo Ku Maloob Zaap: 6 pozos

Norte

23

Activo Regional de Exploración Norte:

2 pozos

Activo Burgos Exploratorios

4 pozos

Activo Burgos12 pozos

Activo Poza Rica 1 pozo

Fase E: 3 pozos

Activo

Burgos

1 pozo

Activo Regional de

Exploración Sur

17 pozos

Activo Regional de Exploración Sur

11 pozos

Activos Integrales R. Sur 6 pozos

desarrolloFase E: 3 pozos

Activo Regional

de Exploración Sur

21 pozos

Sur

109

Activo Regional de Exploración Sur

14 pozos

Activos Integrales R. Sur: 37 pozos

desarrollo

Activo Regional de

Exploración Sur

21 pozos

Experiencias en PEP

96

2009

Holok Temoa

5 pozo

Activo

Ku Maloob Zaap

15 pozos

Activo Burgos8 pozos

Activo ATG1 pozo

AI Veracruz 5

53 Explotación

14 Exploración

CBM ha tenido participación en la implantación de la metodología VCDSE para la Perforación de pozos en PEP, que ha contribuido significativamente en el incremento del éxito mecánico y volumétrico de la actividad. Así mismo, en el año 2008 participó en la generación del Documento Rector VCDSE de pozo y actualización de la versión 2.0 en el año 2009- 2010

23

SIP/OPSS REGIÓN AÑO No de pozos Incremental

Cárdenas Sur 2004 36 16900 bpd

Macuspana Sur 2005 36 20 MMpcd

Jujo Teco Sur 2005 18 10600 bpd

Cinco Presidente Sur 2005 13 2000 bpd

Puerto Ceiba Sur 2005 2 3000 bpd

Macuspana 2 Sur 2006 11 8 MMpcd

Poza Rica Altamira Norte 2006 10 785 bpd

Cardenas Sur 2008 50 21200 bpd

Samaria Luna (CAJB) Sur 2008 27 3240 bpd

ATG Norte 2008 40 1600 bpd

Experiencias en PEP

24

Asignar un equipo multidisciplinario de especialistas, con el nivel de competencias y experiencia

requeridos,

El equipo multidisciplinario es responsable de:

revisar la información,

seleccionar los candidatos a reparación,

crear una cartera de pozos para el área o campo seleccionado

realizar los diseños de los pozos

el seguimiento operacional para asegurar se cumpla el programa de diseño de cada pozo y se

realice la prueba de cada pozo intervenido, antes de incorporarlo a la corriente general de aceita

o gas del activo.

Propuesta

Asignación de un taladro, que permita la ejecución rápida (fast track), de cada programa y un

equipo portátil de prueba de pozos, para medir, probar cada pozo

Seleccionar un área o campo del Activos Integrales para realizar la revisión de los pozos y la selección de candidatos para la cartera de intervenciones.

25

Enfoque de proyecto

“Lo hacemos para ustedes”

“Lo hacemos con ustedes” “Mentoría”

Opciones de trabajo

Proporcionamos personal, contenido, liderazgo, recomendaciones y

soluciones

Trabajamos en equipos multidisciplinarios aportando

metodologías y complementando competencias

Facilitamos el desarrollo de proyectos con base al seguimiento eficaz de las

metodologías para asegurar resultados

Rol de CBM

Rol del Cliente

CBM

• Administración del proyecto• Metodología/herramientas• Transferencia del

Conocimiento• Suministro del equipo• Visión externa• Reportes

PEP

• Liderazgo general• Participación de equipo• Información interna

Ventajas clave • Perspectivas internas y externas• Aprendizaje de primera mano de las

habilidades y las herramientas• Capacidades analíticas al máximo• Ayuda y soporte continuos• Propiedad y aceptación de todos los

participantes

Propuesta

26

Conocimiento al Servicio de la Industria Petrolera

Junio 2011

Optimización de producción mediante la aplicación de la metodología SIP – OPSS“fast track” para las intervenciones a pozoscerrados con posibilidades de producir en el Activos Integrales,

Documento preparado para la Administración del Activos Integrales y su equipo de dirección.

27

Anexos

28

Cambio de Intervalo Ventana

Tipos de Intervenciones

29

Actividades a RealizarEjemplo didactico

30

Recursos SAP Objeto de CostoACTIVIDADES

Costos Basados en Actividad

31

Recursos SAP 1040 RA /RC (21.170.000 USD) *104001 LABOR DIRECTA

DIARIA LD BENEFICIOS

MENOR LD BENEFICIOS

MAYOR LD BENEFICIOS

SERVICIO TALADRO SERVICIOS ESPECIALIZADOS SERVICIOS CONTRATADOS OTROS QUIMICOS MATERIALES

Objeto de Costo

COSTO RA/RC CAMPO

COSTO RA/RC TIPO 1COSTO RA/RC TIPO 2COSTO RA/RC TIPO 3

COSTO BASADO EN ACTIVIDAD

1050 MANTENIMIENTO OPERAC. (730.000 USD)

*105001 LABOR DIARIA

*105002 SER. CONT.

VISION PROCESO

ACTIVIDADES

CAMPO XXXXX

MUDAR EL TALADRO CONTROLAR POZO LIMPIAR FONDO PESCAR TUBERIA Y HERRAM. TOMAR REGISTROS REALIZAR CEMENTACIONES REALIZAR PRUEBA AFLUENCIA CAÑONEAR INTERVALOS EMPACAR POZO ESTIMULAR POZO BAJAR COMPLETACION SANEAR LOCALIZACION

EL COSTO DE CEMENTAR INCLUYE EL SERVICIO COMO TAL Y TODOS LOS DEMAS RECURSOS QUE SE GASTAN MIENTRAS SE CEMENTA TALES COMO: LABOR PROPIA Y TARIFA DE TALADRO.

Costos Basados en Actividad

Situación Actual

Trabajo con Equipos Multidisciplinarios Revisión y Aplicación de mejores

Prácticas Operacionales, SIP-OPSS Incorporación de Tecnologías

Visión

Campo Optimizado Trabajando en equipo integrado siguiendo mejores prácticas Diagnóstico en tiempo real Enfoque de Centros de

operaciones

Nuestro entendimiento de la situación

Necesidades Incrementar eficientemente la

producción del campo Optimización de infraestructura y

costos Dar soluciones integrales

Conectividad Subsuelo-Superficie

1 conocimiento al servicio de la industria petrolera conocimiento al servicio de la industria...

Documents