PLAN DE DESARROLLO
AREA DE CONTRATO SURUBÍ
CAMPOS SURUBÍ, SURUBÍ
BLOQUE BAJO Y PALOMA
REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A.
CONTENIDO
CONTENIDO...2
NOMENCLATURA ...6
1. RESUMEN EJECUTIVO...7
2. INFORMACION GENERAL ...11
2.1 UBICACIÓN DEL ÁREA DE CONTRACTO ...11
2.2 FACILIDADES EXISTENTES DE SUBSUELO ...11
2.3 FACILIDADES EXISTENTES DE SUPERFICIES...12
2.3.1 INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN, TRATAMIENTO Y TRANSPORTE INTERNOS...12
2.3.2 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN EL NORTE...12
2.3.3 INSTALACIONES CONECTADAS...13 3. MODELO DE RESERVORIO ...14 3.1 GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA ...14 3.1.1 GEOFÍSICA ...14 3.1.2 GEOLOGÍA...16 3.1.3 FLUIDOS ...18 3.1.4 PETROFISICA...21
3.1.5 CACULO VOLUMETRICO Y RIESGOS ...26
3.1.6 MODELO DINAMICO ...35
3.1.7 DATOS DEL RESERVORIO ...45
3.2 MECANISMO DE EMPUJE...46
3.2.1 BALANCE DE MATERIA BAJO SOFTWARE MBAL ...47
3.3 INFORME DE RESERVAS ...49
4. PLAN DE DESARROLLO DEL AREA DE CONTRATO ...50
4.1 DESCRIPCION GENERAL DEL DESARROLLO...50
4.4 ASPECTOS COMERCIALES...56 4.4.1 MERCADOS...56 4.4.2 LOGÍSTICA Y TRANSPORTE ...59 5. EVALUACIÓN ECONÓMICA...61 5.1 SUPUESTOS DE LA EVALUACIÓN...61 5.1.1 PRECIOS ...61
5.1.2 PARTICIPACIÓN PORCENTUAL DE MERCADOS ...67
5.1.3 TIPO DE CAMBIO Y MONEDAS ...68
5.1.4 INFLACIÓN ...68
5.1.5 TASA DE DESCUENTO...68
5.1.6 COSTOS ...69
5.1.7 CÁLCULO DE IMPUESTOS, REGALÍAS, PARTICIPACIONES E IMPUESTO DIRECTO A LOS HIDROCARBUROS (IDH)...72
5.1.8 COSTOS DE ABANDONO...75
5.1.9 PARÁMETROS DE INICIACIÓN DEL MODELO ECONÓMICO...79
5.1.10 FINANCIAMIENTO...80
5.2 RESULTADOS ECONÓMICOS ...81
5.2.1 RESULTADO DESARROLLO PERFORACION POZO PLM A8...81
5.2.2 SENSIBILIDADES Y PRUEBA DE RIESGOS ...82
5.2.3 SENSIBILIDAD AL RETRASO DE UN AÑO EN COMERCIALIZACIÓN PRODUCCIÓN INCREMENTAL POZO PLM-A8 ...83
6. PROPUESTA DE CRONOGRAMA PARA CUMPLIMIENTO DEL TÍTULO VII CAP 1 DE LA LEY N 3058 ...84
6.1 INTRODUCCION...84
6.1.1 OBJETIVOS ...85
6.1.2 DISEÑO DEL PROGRAMA DE RELACIONES CON LA COMUNIDAD 85 6.1.3 PASOS DE LOS PROGRAMAS DE RELACIONES COMUNITARIAS ..86
6.2 PLAN SOCIAL PARA LAS COMUNIDADES VECINAS A LOS CAMPOS
SURUBI, PALOMA, SURUBI BLOQUE Bajo ...87
6.2.1 UBICACIÓN DE LAS COMUNIDADES...87
6.2.2 SELECCIÓN DE PROYECTOS Y FIRMA DE CONVENIO ...88
7. PROPUESTA DEL TITULAR PARA GARANTIZAR LA PROTECCIÓN AMBIENTAL, SEGURIDAD, SALUD Y BIENESTAR DE LAS PERSONAS...89
7.1 INTRODUCCIÓN...89
7.2 POLÍTICA DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE ...89
7.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG) 90 7.3.1 ASPECTOS GENERALES ...90
7.3.2 ALCANCE DE SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG)...91
7.3.3 DOCUMENTACIÓN DEL SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN (SIG)91 7.3.4 IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE ASPECTOS AMBIENTALES ..92
7.3.5 IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS LABORALES...93
7.3.6 IDENTIFICACIÓN DE REQUISITOS LEGALES ...93
7.3.7 OBJETIVOS Y METAS DE MEDIO AMBIENTE, SEGURIDAD Y CALIDAD ...94
7.3.8 REVISIÓN POR LA DIRECCIÓN ...94
7.3.9 COMUNICACIONES EXTERNAS...95
7.3.10 CONTROL OPERATIVO ...95
7.3.11 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO AMBIENTAL...96
7.3.12 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO DEL DESEMPEÑO EN SALUD Y SEGURIDAD...96
7.3.13 NO CONFORMIDADES, ACCIONES CORRECTIVAS Y PREVENTIVAS...97
7.3.14 COMUNICACIÓN, INVESTIGACIÓN Y REGISTRO DE ACCIDENTES E INCIDENTES...98
7.3.15 MEDICIÓN Y SEGUIMIENTO DEL SIG...98
7.4 CAPACITACIÓN EN MEDIO AMBIENTE, SALUD Y SEGURIDAD OCUPACIONAL ...98
7.5 PLAN DE CONTINGENCIAS AREA SURUBÍ...100 7.5.1 GENERALIDADES ...100 7.5.2 SISTEMA DE COMUNICACIÓN ...100 7.5.3 SISTEMA DE MANDO ...101 7.5.4 SISTEMA DE INTERVENCIÓN...104 7.5.5 CIERRE DE LA CONTINGENCIA ...106
7.6 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA LA PREVENCIÓN Y CONTROL DE INCENDIOS ...107
7.7 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA LA PREVENCIÓN Y CONTROL DE DERRAMES...107
7.8 INFRAESTRUCTURA DISPONIBLE PARA EL MONITOREO Y ATENCIÓN A LA SALUD ...109
7.9 SUPERVISIÓN OPERATIVA DE MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD EN CAMPO ...110
7.10 GESTIÓN AMBIENTAL ...110
7.10.1 SISTEMA DE GESTIÓN AMBIENTAL ...111
7.10.2 GESTIÓN AMBIENTAL EN NUEVOS PROYECTOS ...113
7.10.3 GESTIÓN DE RESIDUOS SÓLIDOS, LÍQUIDOS Y EMISIONES ...114
7.10.4 GESTIÓN DE CONTROL DE DERRAMES ...115
7.10.5 RESTAURACIÓN Y REMEDIACIÓN AMBIENTAL ...115
8. PRIORIDAD DE SERVICIOS GENERADOS EN BOLIVIA ...116
8.1 UTILIZACIÓN DE BIENES Y SERVICIOS BOLIVIANOS ...116
8.2 EMPLEOS DE CIUDADANOS Y RESIDENTES BOLIVIANOS ...117
8.2.1 RECURSOS HUMANOS...117
8.2.2 RECURSOS HUMANOS – FORMACIÓN TÉCNICA ...117
8.2.3 RECURSOS HUMANOS – FORMACIÓN EN SALUD...119
NOMENCLATURA Abreviatura Definición mm Milímetros m Metros Km Kilómetros m2 Metros Cuadrados Bbl Barriles Bbld Barriles por día MBbl Miles de barriles
Boe Barriles equivalentes MBoe Miles de barriles equivalentes MMBoe Millón de barriles equivalentes Mpc Millar de píes cúbicos
MMpc Millón de píes cúbicos MMm3 Millón de metros cúbicos BCF Billón de píes cúbicos (x109) MMpcd Millón de píes cúbicos por día
MMBTU Millones de unidades térmicas Británicas Psia Libra por pulgada cuadrada absoluta Psig Libra por pulgada cuadrada relativa
$us Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica
MM$us Millones de Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica WO Workover
WTI West Texas Intermediate ft/seg Píes por segundo Fm Formación mbnm Metros bajo nivel del mar NW Noroeste SE Sudeste
mD Mili Darcy, unidad para medir la permeabilidad de una roca. OWC Original Water contact (contacto original de Agua petroleo) OOIP Original Oil In place
OGIP Original gas In place mg/lt Miligramos por litro
meq/lt Miligramos equivalente por litro
PVT Pressure Volume Test, ensayos efectuados para caracterizar los fluidos del yacimiento.
Sw Saturacion de agua Vsh Volume shell ,
TVD (ss) True Vertival Depth (sub-sea) TVT True Vertical Thickness
MDT Modular Formation Dynamics Tester, es una herramienta que nos permite medir la presión de los reservorios.
1. RESUMEN EJECUTIVO
El objetivo de este documento es presentar el Plan de Desarrollo (PD) para el Área de Contrato Surubí – Campos Surubí, Bloque Bajo y Paloma.
La actividad aquí presentada, se encuentra a nivel conceptual por lo que el proyecto específico que permita materializar este perfile de producción aún no se encuentra desarrollado en detalle. Para los efectos de este ejercicio de análisis se ha procedido de acuerdo con los siguientes conceptos:
1) Los perfiles acumulan reservas hasta alcanzar los límites técnicamente razonables de acuerdo a lo observado en campos análogos.
2) Los pronósticos asociados a la nueva perforación se basan en pozos tipo cuyo caudal inicial se obtiene a partir de los caudales de pozos vecinos y el declino observado a nivel del campo en cada reservorio.
3) Se encuentra en ejecución una revisión integral de los modelos de reservorio que finalizará a inicios del 2010. En tal sentido, no se considera que ninguna actividad conceptual pueda ser definida a detalle antes de la finalización de este estudio. Las actividades asociadas con el desarrollo requieren una comprensión detallada y coherente de los reservorios involucrados.
En función a los resultados obtenidos en el documento Alternativas conceptuales para el Área de Contrato Surubí, la mejor alternativa de desarrollo del área es la siguiente:
• Campos Surubí y Surubí Bloque Bajo: Escenario sin actividad, incluyendo la actividad necesaria para continuar la operación de acuerdo a las prácticas prudentes de la industria. El perfil de producción presentado corresponde a una declinación natural del campo con el nivel de actividad actual.
• Campo Paloma: Escenario de desarrollo de reservas probadas + probables, consiste en continuar la operación de acuerdo a las prácticas prudentes de la industria y además la perforación del pozo PLM-A8 para el desarrollo de las reservas probables en caso que los estudios de detalle permitan confirmar los estimados de recuperación asumidos para el mismo.
La alternativa fue evaluada técnicamente en base a la volumetría, la infraestructura de superficie disponible, y económicamente, a partir de las premisas comerciales y económicas descritas en el documento.
Considerando los desarrollos anteriores, el perfil conjunto del área Surubí es el siguiente:
BB SRB PLM PD PLM A-8 cr 0 5 10 15 20 25 30 2010 2011 2012 2013 2014 M il lone s de pi e s c úbi c os dí a
Figura 1-1 Perfiles de producción de Gas Natural
El perfil de producción de Líquidos disponible en el Punto de Fiscalización:
BB SRB PLM PD PLM A-8 cr 0 500 1.000 1.500 2.000 2010 2011 2012 2013 2014 B a rri le s d ía 2.500
Figura 1-2 Perfiles de producción de Líquidos
El perfil de producción de GLP disponible en el Punto de Fiscalización:
BB SRB PLM PD PLM A-8 cr 0 100 200 300 400 500 2010 2011 2012 2013 2014 B a rri le s d ía 600
Figura 1-3 Perfiles de producción de GLP
6,3 13,2 3,8 3,5 3,1 2,8 0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 2010 2011 2012 2013 2014 M il lone s de dól a re s BB SRB PLM PD Perforación PLM A8
Figura 1-4 Inversiones área de contrato Surubí
Como ha sido demostrado en la presentación de las alternativas conceptuales de desarrollo para el área de contrato Surubí. Los campos productores de líquidos, como es el caso de los campos Surubí y Bloque Bajo, presentan una situación económica comprometida, puesto que la carga tributaria que deben soportar estos campos dificulta su explotación y no viabiliza el desarrollo de recursos adicionales en los términos previstos para el Titular en el CO.
En las condiciones económicas actuales (precio de petróleo con techo de 27,11 $us/Bbl) y un nivel de Regalías, Participaciones e IDH del 50% nominal de la valorización de la producción del campo (superior al 52% en términos efectivos) hacen que la implementación de proyectos de desarrollo con objetivo petrolífero sean de retorno económico negativo, aún considerando el incentivo de campos marginales según DS-28984.
El costo de desarrollo de los proyectos con objetivo petrolífero requiere un mayor ingreso para que sean viables en términos económicos. En el caso particular de esta Área de Contrato, la implementación de proyectos requiere un precio diferencial de 44 y 71 $us/Bbl (sin IVA) para la valorización de los hidrocarburos (el precio de 44 viabiliza las perforaciones de Bloque Bajo y 71$us/Bbl viabiliza las perforaciones de Surubí).
Por otro lado, en el campo Paloma el proyecto de desarrollo relacionado con la perforación del pozo PLM A8 resulta próximo al punto de equilibrio a un nivel de precio de 55$us/Bbl debido principalmente a la valorización del gas natural destinado a la exportación.
Es importante remarcar que para proceder con la implementación del Plan de Desarrollo del Área de Contrato y de conformidad a la Cláusula 7 del Contrato de Operación, es necesario que YPFB notifique los contratos de comercialización y transporte bajo los cuales se venderá y transportará la producción de gas natural y líquidos asociados a éste desarrollo. Estos contratos deberán brindar las condiciones técnicas y económicas necesarias que hagan rentable la explotación del Área según los preceptos de la cláusula 7.4 del Contrato de Operación.
De la misma manera, la implementación de este Plan de Desarrollo está sujeta a que se garantice la disponibilidad de transporte necesaria para que los volúmenes incrementales de gas natural y líquidos asociados al desarrollo del Área de Contrato, sean transportados hasta los centros de consumo. Consecuentemente, se tendrán que realizar las expansiones de transporte necesarias consistentes en volumen y en plazo con este Plan de Desarrollo.
La presentación del Plan de Desarrollo no implica una renuncia de los Titulares a sus derechos bajo el Contrato de Operación ni a la exigibilidad de las contraprestaciones que el mismo obliga a las Partes.
Nota: Todas las comunicaciones en relación al presente documento deberán ser dirigidas a la atención de las siguientes personas:
Luis García Sánchez Guillermo Fernández Representante Legal Gerente de Desarrollo Repsol YPF E&P Bolivia S.A. Repsol YPF E&P Bolivia S.A Ave. José Estensoro No. 100 Ave. José Estensoro No. 100 Santa Cruz de la Sierra, Bolivia Santa Cruz de la Sierra, Bolivia Telefono: +591.3.3384000 Telefono: +591.3.3384000
2. INFORMACION GENERAL
2.1 UBICACIÓN DEL ÁREA DE CONTRACTO
El área de contrato Surubí, compuesta por los campos Surubí, Surubí Bloque Bajo y Paloma, esta ubicada en:
• Localidad: Eterasama • Provincia: Carrasco • Departamento: Cochabamba
• Ubicación Fisiográfica: Límite entre Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana. • Distancia: 176 Km. de la ciudad de Santa Cruz en línea recta.
Figura 2-1 Imagen Satelital del área Mamoré con indicación de planchadas y trayectorias de pozos.
2.2 FACILIDADES EXISTENTES DE SUBSUELO
Esta área cuenta con 59 pozos perforados en los tres campos: 32 son productivos, 3 son inyectores de gas y 6 son inyectores de agua. Los pozos están distribuidos en 8 planchadas. Los pozos dirigidos se encuentran terminados con un empaque de grava para controlar los problemas de disgregación de la formación, mientras que el pozo horizontal, dispone de filtros para la contención de la producción de finos. Los pozos se encuentran produciendo de los reservorios Lower Petaca como de Yantata.
2.3 FACILIDADES EXISTENTES DE SUPERFICIES
2.3.1 INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN, TRATAMIENTO Y TRANSPORTE INTERNOS.
Se cuenta con 4 baterías de separación primaria, una planta criogénica y una planta de inyección de agua. Las baterías son: SRB-A, SRB-D, PLM-A y PLM-D.
Todas las baterías envían el petróleo separado a Surubí A, donde se almacena para luego ser entregado al sistema de transporte.
El agua total de producción del bloque se centraliza también en Surubí A y luego de un pre-tratamiento es enviada a SRB-E, donde se encuentra la Planta de Inyección y Tratamiento de Agua (PTIA). Luego es inyectada en los pozos inyectores del sistema de Recuperación Secundaria (SRB-I1, SRB-I2, SRB-I3, SRB-I4, SRB-I5 y SRB-D1). La planta de inyección tiene una capacidad de 18000 Bbld
El gas producido en cada uno de los campos se destina principalmente al campo Paloma (PLM-A) donde alimenta la planta Criogénica (capacidad de 40 MMpcd), proceso del cual se extrae GLP y Gasolina. Otra porción menor del gas se utiliza como combustible y para el sistema extracción de Gas Lift. En caso de existir algún excedente de gas (el mercado no toma la totalidad del gas disponible) es re-inyectado a los reservorios Petaca y Yantata en el campo Paloma.
El GLP se evacua mediante cisternas desde Paloma y la gasolina estabilizada se mezcla con el petróleo para entrega al sistema de transporte.
2.3.2 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN EL NORTE
La disponibilidad de entrega de gas de los campos de ésta área de contrato, se encuentran limitados por la capacidad de transporte en el ducto del Sistema Nacional.
Actualmente, la empresa de transporte realiza un proyecto de expansión de la capacidad de transporte desde el norte con el gasoducto Carrasco Cochabamba. Este proyecto ha sufrido algunos retrasos que han dilatado algunos desarrollos. La empresa de transporte, como medida paliativa ha realizado algunos trabajos de reconversión de oleoductos en gasoductos, sin embargo, aún la capacidad disponible actual es limitada.
Los proyectos de desarrollo con objetivo en gas (Campo Paloma) requieren disponer de la ampliación del gasoducto para poder evacuar la producción.
GAA GCC GAA GCC GAA GCC GAA GCC
Figura 2-2 Diagrama de Flujo - Gasoducto & Plantas.
2.3.3 INSTALACIONES CONECTADAS
En esta área de contrato se recibe la producción de la batería SRB-B ubicada en el campo Surubí Noroeste, área de contrato Surubí Noroeste. La producción de gas es enviada hasta el ducto que une Carrasco con Yapacani, a través de una lateral de 6 5/8” y 12 Km.
3. MODELO DE RESERVORIO
Se debe mencionar que los campos pertenecientes al Área de Contrato Surubí (Surubí, Bloque Bajo y Paloma), están siendo revisado integralmente con el objetivo de incrementar reservas y optimizar la producción actual. Este proyecto se inició en Junio de 2007 y se divide en etapas: Visualización, Conceptualización, Definición y Ejecución. En 2008 se finalizó la primera etapa, estimándose concluir la Conceptualización a finales de 2009. Esta etapa permitirá contar con modelos de reservorio suficientemente detallados como para efectuar una adecuada identificación y valoración de los proyectos de desarrollo para el área.
3.1 GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA
3.1.1 GEOFÍSICA
En el año 1998 se adquirió una sísmica 3D sobre las áreas de contrato Surubí NO y Surubí con una cobertura total cercana a los 300 Km2. El informe de adquisición sísmica se encuentra en el CD Adjunto 3.1.1.
El primer procesado de los datos se realizó en 1999 llegándose a un post-stack time cube. En 2006 los datos fueron reprocesados nuevamente llegando hasta un cubo final procesado en pre-stack time.
Este último reprocesamiento ofrece una mejoría sustancia de los datos como se muestra en las tres figuras siguientes.
Los informes de procesamiento sísmico se encuentran en el CD Adjunto 3.1.2 y 3.1.3.
Los informes de interpretación sísmica se encuentran en los CD Adjunto 3.1.4 y 3.1.5.
Figura 3-1 Sección sísmica EW campo Paloma.
Figura 3-3 Sección sísmica EWcampo Surubí Bloque Bajo
Esta información esta siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Titular ha contratado para reevaluar el potencial de desarrollo de este activo y que se encuentra actualmente en ejecución. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio.
3.1.2 GEOLOGÍA
3.1.2.1 MODELO GEOLÓGICO DE SUPERFICIE
Al encontrarse el Campo situado en la región de pie de monte adyacente a la provincia geológica de la llanura beniana, la geología de superficie se refiere principalmente a la ocurrencia de niveles subhorizontales de depósitos recientes a plio-pleistocenos (Formación. Emborozu), en quebradas se exponen localmente afloramientos mio-pliocenos (Formaciones Guandacay y Tariquia).
3.1.2.2 MODELO ESTRUCTURAL
La estructura de Surubí se encuentra ubicada en el mismo lineamiento estructural que el Campo Surubí Noroeste. La dirección general de este lineamiento es NO-SE. La estructura consiste en un pliegue de propagación de falla resultante de la reactivación del corrimiento pre-Cretácico. La estructura se encuentra asociada a dos fallas principales, la falla Surubí y la falla Paloma las cuales subdividen el campo en tres diferentes campos.
Figura 3-4 Mapa estructural reservorio Petaca.
Figura 3-5 Mapa estructural reservorio Yantata
Esta información esta siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Operador ha contratado para reevaluar el potencial de desarrollo de este activo y que se encuentra actualmente en ejecución. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio.
3.1.2.3 MODELO ESTRATIGRAFICO
En la secuencia estratigráfica están presentes las siguientes Formaciones Chaco, Yecua, Upper Petaca y Lower Petaca (Terciario), la Formación Naranjillos (Cretácico Terciario) y las Formaciones Yantata e Ichoa (Cretácico).
La Formación Petaca (Terciario Oligoceno superior-Mioceno inferior) es el reservorio principal en el campo SRB. Este reservorio contiene bancos de arena de origen fluvial continental depositados en un ambiente de tipo braided. En el pozo SRB-X1 la descripción de la Formación Petaca es como lentes de una arenisca calcárea intercalados con arcillas lateralmente discontinuos. Las arcillitas y pelitas de las formaciones Upper Petaca y Yecua, constituyen el sello regional.
La Formación Yantata se subdivide en dos: hacia el tope un Yantata Duro cuya porosidad original esta casi completamente obturada por la precipitación de cemento silicio y la parte inferior denominada Yantata Reservorio. Es un reservorio arenoso continuo depositado en un ambiente de tipo continental eólico fluvial. Dadas las características de sedimentación esta Formación es masiva e hidráulicamente continua. El sello para esta estructura corresponde al cuello pelítico denominado Formación Naranjillo (Cretácico Superior-Terciario).
El informe del modelo estructural y estratigráfico se encuentra en el CD Adjunto 3.2.2.1
Figura 3-6 Sección geológica con indicación de reservorio y ambientes sedimentarios.
Esta información está siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Titular ha contratado para reevaluar el potencial de desarrollo de este activo y que se encuentra actualmente en ejecución. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio.
3.1.3 FLUIDOS
Las propiedades de los fluidos varían entre los distintos reservorios y campos, con hidrocarburos que van desde petróleo negro hasta gas-condensado. Hay indicios de compartimentalización vertical en el reservorio Petaca del campo Surubí que contiene petróleo de alta relación gas petróleo hacia el tope y de baja relación hacia la base.
En el campo Paloma, tanto Petaca como Yantata, contienen petróleo volátil en equilibrio con un casquete de gas-condensado.
En el campo Surubí Bloque Bajo, el reservorio Petaca contiene petróleo negro subsaturado mientras que Yantata es productor de gas-condensado.
Los contactos de fluidos están definidos en función de pruebas de producción y análisis de registros eléctricos.
En el campo Surubí Bloque Bajo se define un contacto agua- petróleo en 3190 mbnm en el reservorio Petaca y un contacto agua-gas en 3220 mbnm en el reservorio Yantata.
En el campo Surubí se definen los contactos agua-petróleo en 3180 mbnm en el reservorio Petaca y 3127 mbnm en el reservorio Yantata.
En el campo Paloma, reservorio Petaca, se consideraron 2 zonas por tener contactos de fluidos diferentes: la zona sur que incluye los pozos PLM-H2ST, B2, B3, B4 y PLM-B5 con un contacto agua-petróleo en 3225 mbnm y la zona centro-norte con un contacto agua-petróleo en 3175 mbnm. También se ha identificado un casquete gasífero con el contacto petróleo-gas en 3139 mbnm. Este casquete fue identificado por las detecciones de gas total durante la perforación del pozo PLM-A3 ubicado en la parte central de la estructura y confirmado posteriormente con los resultados de las pruebas de producción en el pozo PLM-X1. Para el reservorio Yantata del campo Paloma el contacto agua-gas está definida en 3220 mbnm. Ver CD Adjunto 3.3.1
• CAMPO SURUBI
Se han realizado varios estudios PVT sobre distintas muestras tomadas en diferentes pozos del campo. El monitoreo del GOR frente a la acumulada de producción, ha llevado a la identificación de dos zonas con características de fluidos diferentes en el reservorio Petaca. En la figura que se muestra a continuación, se puede ver este comportamiento. Los pozos han sido clasificados en distintas zonas, dependiendo de su comportamiento. Como referencia se ha tomado el PVT del pozo SRB D-1 para caracterizar la zona A y C, y el PVT del pozo SRB D-2 para la zona B. La siguiente tabla muestra las principales características de los distintos fluidos. En cuanto al agua de producción, el valor de salinidad de referencia para el Lower Petaca es de 700 ppm. Este valor se obtiene como conjunto de las múltiples mediciones que se han realizado en campo.
Figura 3-7 Características de los fluidos campo Surubí.
• CAMPO PALOMA
El reservorio Petaca produce petróleo de 43-45 API. Las propiedades de fluidos consideradas para el reservorio Petaca son las obtenidas mediante el estudio PVT del pozo PLM-X2 realizado con una muestra recombinada. El estudio definió a este fluido como un petróleo sub-saturado. Los resultados más importantes de este estudio se enumeran a continuación:
ESTUDIO PVT POZO PLM-X2
o Presión de Reservorio: 4833 psi o Temperatura de Reservorio: 205 ªF o Presión de Burbuja: 4392 psi
o Factor Volumétrico Bo: 1.6050 bbl/stdbbl o Rsi: 1143 cf/bbl
o Viscosidad del Petróleo: 0.38 cp o Bg: 0.0043 cf/stdcf
El reservorio Yantata produce gas con su condensado asociado de API=52 y GOR=6000 Cf/Bbl para las condiciones iniciales. Actualmente el GOR está muy elevado llegando a los 25000 Cf/Bbl, siendo la causa el ciclaje del Gas de Inyección que se está produciendo conjuntamente con el gas del reservorio.
El factor Volumétrico del gas es de 0.0043 Cf/SCf tomado del estudio PVT del pozo PLM-X2 para las condiciones de la Presión de Burbuja.
• CAMPO SURUBI BLOQUE BAJO
En el reservorio Petaca se han definido 2 zonas de fluidos; la parte Norte del campo, separado de la zona Sur por una falla de dirección Este-Oeste, incluye los pozos BB-103, 105,106 y 108 está produce un petróleo liviano subsaturado de API= 43 y GOR = 700-800 cf/bbl y la zona Sur que incluye los pozos BB-101 y 109 produce un petróleo más saturado de API= 44 y GOR= 2000-2600 cf/bbl. La falla que separa los dos bloques también se la puede ver con los datos de la sísmica 3D existente en el bloque.
No se tienen estudios PVTs representativos para los fluidos de Bloque Bajo; por lo que se tomaron como referencia los estudios PVTs del campo Surubí, por tratarse este de un campo con características similares a las de Bloque Bajo y que también constituye el bloque superior del anticlinal de Surubí formado por estos dos campos. Se consideraron valores promedios de los estudios PVTS de Surubí para ambos tipos de fluido. El factor Volumétrico considerado para el petróleo más saturado es 1.83 Bbls/sBbls y 1.43 Bbls/sBbls para el fluido menos saturado. El factor de Solubilidad inicial Rsi para el fluido menos saturado es 700 cf/Bbl.
3.1.4 PETROFISICA
3.1.4.1 INTRODUCCION
Un informe de petrofísica completo puede ser consultado en el Adj. 3.4.1.
A continuación se resumen los datos más relevantes utilizados en el cálculo volumétrico para los diferentes campos.
3.1.4.2 LITOLOGIA
En términos generales, la litología de las formación Petaca y Yantata es principalmente referida a alternancia de areniscas y arcillitas, los resultados de los análisis mineralógicos totales son similares, para ambas unidades en términos de composición y abundancia general. Los constituyentes primarios (en orden de abundancia) son cuarzo, feldespato potásico y arcilla con muy poca plagioclasa potasica, ocasionalmente se presenta cemento calcáreo y trazas de apatito y pirita, mineralogicamente las arcillas son predominantemente illita y esméctica, con ocasional presencia de kaolinita y raramente clorita.
Mayor detalle de las características litológicas, puede consultarse en el adjunto 3.4.1.
Los niveles de arena en Yantata, se presentan con espesores comprendidos entre 30 y 40 metros por lo general limpios de arcillas, con NTG del orden del 85 %.
CAMPO SURUBI
Los niveles de arena de la formación Lower Petaca se presentan con espesores comprendidos entre 32 y 83 metros con intercalaciones de arcilla, con NTG del orden del 27 % según los resultados de la evaluación petrofísica. La porosidad media evidenciada por los registros es de 17 % para el espesor de aporte. La saturación promedio de agua de la formación, ha sido calculada basándose en el método de presiones capilares. El valor promedio obtenido fue de 43 %. En la Figura siguiente se muestran los detalles de la evaluación petrofísica de cada pozo y reservorio.
Figura 3-8 Parámetros petro físicos por pozo y reservorio campo Surubí.
Tras analizar estos valores y el comportamiento del campo en cuanto a la producción y los cortes de agua, se ha estimado que los resultados de la evaluación son demasiado pesimistas. Por esto, para el cálculo volumétrico, se han tomado valores que lejos de ser optimistas, reflejan mejor el comportamiento del campo. En cuanto a las propiedades para la formación Yantata, se han tenido en cuenta los datos del pozo SRB B-2.
Los valores promedio considerados para el cálculo volumétrico, se muestran en la siguiente tabla:
Petaca Yantata
NTG 35% 45%
Porosidad 17% 21%
CAMPO PALOMA
Se realizó una evaluación petrofísica para los reservorios Lower Petaca y Yantata, tomando en cuenta los datos de los registros, los datos de coronas y de producción.
Figura 3-10 Ejemplo registro campo Paloma.
Los datos de porosidad fueron calculados a partir de los datos de registros previamente calibrados con coronas. Los registros usados para calcular la porosidad fueron los de Densidad, Sónico y Resonancia Magnética, dependiendo de las condiciones del pozo y de la disponibilidad de los mismos. Para calcular el volumen de arcilla se tomó en cuenta la curva del Thorio (Spectral Gamma); para obtener un valor que no este afectado por la significante influencia que tienen los feldespatos potásicos, en la curva del GR (Total Gamma). La Sw para el reservorio Lower Petaca se la obtuvo mediante las curvas de Presiones Capilares calculadas a partir del registro de Resonancia Magnética, definiendo los contactos de agua o FWL (Free Water Level) para cada pozo y a partir de este contacto calcular la Sw hacia arriba mediante algunas ecuaciones para transformar los datos de Presión capilar a Sw. Se empleó esta técnica como método alternativo a los modelos de Resistividad para obtener valores más representativos del reservorio debido a que estos modelos no dieron buenos resultados en estas arenas por ser muy arcillosas y de granulometría fina a muy fina. Para el reservorio Yantata, un reservorio de depósitos más limpios y homogéneos, se emplearon los modelos de resistividad porque los resultados se ajustaban bastante a los datos de las pruebas de producción.
Los resultados promedios ponderados por espesor son los siguientes:
Petaca Yantata
NTG 25% 78%
Porosidad 16% 20%
Sw 49% 33%
Figura 3-11 Resumen datos petro físicos Promedio.
CAMPO SURUBI BLOQUE BAJO
Se realizó una evaluación petrofísica para los reservorios Lower Petaca y Yantata, tomando en cuenta los datos de los registros, los datos de coronas y de producción.
Los datos de porosidad fueron calculados a partir de los datos de registros previamente calibrados con coronas. Los registros usados para calcular la porosidad fueron los de Densidad, Sónico y Resonancia Magnética, dependiendo de las condiciones del pozo y de la disponibilidad de los mismos. Para calcular el volumen de arcilla se tomó en cuenta la curva del Thorio (Spectral Gamma); para obtener un valor que no este afectado por la significante influencia que tienen los feldespatos potásicos, en la curva del GR (Total Gamma). La Sw para el reservorio Lower Petaca se la obtuvo mediante las curvas de Presiones Capilares calculadas a partir del registro de Resonancia Magnética, definiendo los contactos de agua o FWL (Free Water Level) para cada pozo y a partir de este contacto calcular la Sw hacia arriba mediante algunas ecuaciones para transformar los datos de Presión capilar a Sw. Se empleó esta técnica como método alternativo a los modelos de Resistividad para obtener valores más representativos del reservorio debido a que estos modelos no dieron buenos resultados en estas arenas por ser muy arcillosas y de granulometría fina a muy fina. Para el reservorio Yantata, un reservorio de depósitos más limpios y homogéneos, se emplearon los modelos de resistividad porque los resultados se ajustaban bastante a los datos de las pruebas de producción.
Los resultados promedios ponderados por espesor son los siguientes:
Petaca Yantata
NTG 24% 70%
Porosidad 16% 21%
Sw 49% 26%
Figura 3-14 Resumen datos petro físicos Promedio.
Esta información esta siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Operador ha contratado para reevaluar el potencial de desarrollo de este activo y que se encuentra actualmente en ejecución. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio.
3.1.5 CACULO VOLUMETRICO Y RIESGOS
CAMPO SURUBI
El cálculo del OOIP del campo se ha efectuado mediante un volumétrico de la estructura. Se han separado los cálculos por reservorio, y por categoría de reservas. Para la realización de este cálculo se han tomado como base los mapas que figuran en el CD Adjunto 3.5.1. La determinación de los espesores de las formaciones Petaca y Yantata, se ha realizado basándonos en el análisis de los registros de pozo y en los datos de la sísmica 3D. Las propiedades petrofisicas consideradas para el cálculo, se resumen en la Figura siguiente. El contacto agua-petróleo se ha constatado y fijado en –3180 mSS para la formación Petaca y –3127 mSS para Yantata zona SRB B-2. Un resumen se muestra en la siguiente figura.
Figura 3-16 Resumen datos volumétricos Surubí Yantata.
CAMPO PALOMA
En el caso del reservorio Petaca los cálculos volumétricos del OOIP se consideraron 2 zonas por tener contactos de fluidos diferentes. La Zona Sur que incluye los pozos PLM-H2st, B-2, B-3, B-4 y B-5 presenta un OWC definido en –3225 mss y para el resto de los pozos que incluyen la zona Centro-Norte del campo Paloma, el OWC está definido en –3175 mss. En ambos casos se los pudo definir con los datos de Logs y las Pruebas de Producción de los pozos.
También se ha identificado un casquete gasífero con un GOC establecido en – 3139 mss. La presencia de este Gas Cap se lo pudo definir por las detecciones de Gas Total durante la perforación del pozo PLM-A3 ubicado en la parte central de la estructura y confirmado posteriormente con los resultados de las pruebas de producción en el pozo PLM-X1, principalmente con el DST-4 (punzado superior) que comprobó presencia de Hidrocarburos de una Relación Gas-Petróleo de 14 a 24000 Cf/Bbl.
Para la realización de este cálculo se han utilizado los mapas que figuran en el CD Adjunto 3.5.2.
Con los parámetros petrofísicos y las propiedades de fluidos, se calculó el OOIP para el anillo petrolífero y el OGIP disuelto se lo obtuvo a partir del OOIP considerando una Rsi de 1142 Cf/Bbl obtenida del estudio PVT del pozo PLM-X2. Para el caso del Gas Libre correspondiente al Gas Cap, se estimó el OGIP con los parámetros petro físicos y de fluidos ya citados anteriormente. El líquido asociado a este gas se lo estimó considerando un Yield Inicial de 71 Bbls/Mcf, proveniente de la prueba DST-4 realizada en la zona superior de este pozo durante las operaciones de Terminación.
Para el reservorio Yantata, primeramente se calculó el OGIP y a partir de este volumen se calculó el OOIP relacionándolo con el factor de la riqueza del Gas inicial de 160 Bbl/MCf..
El Contacto Gas – Agua (GWC) está definido en –3220 mss. Esto se puede ver claramente con los datos de Logs, ya que este reservorio está formado por arenas más homogéneas y limpias que permiten que se pueda diferenciar los fluidos por los métodos resistivos.
Figura 3-19 Mapa estructural tope Yantata.
A continuación se listan los volúmenes de OOPI y OGIP para los reservorios Petaca y Yantata:
OOIP OGIP
Lower Petaca Oil Rim 44.6 51.0
Lower Petaca Gas Cap 3.7 52.7
Lower Petaca Total 48.3 103.7
Yantata Total 20.5 128.0
Figura 3-20 Resumen datos volumétricos Petaca y Yantata.
Figura 3-22 Resumen datos volumétricos Paloma Yantata.
CAMPO SURUBI BLOQUE BAJO
Para la realización de este cálculo se han utilizado los mapas que figuran en el CD Adjunto 3.5.3.
Para el reservorio Petaca se definió el contacto Agua – Petróleo (OWC) en 3190 mss para los pozos SRB-BB-101, 103, 104, 105, 106 y 108 (Zona Norte de GOR más bajo). Este contacto se lo definió con los resultados de las pruebas de producción de los pozos y el análisis de logs, siendo el del pozo BB-109 el más bajo de todos en el que se reporta producción de petróleo.
Para la zona Sur que corresponde al petróleo más saturado se definió el contacto agua petróleo OWC en 3180 mss. Este contacto también fue definido con los datos de pruebas de producción y del análisis de logs. Con los Datos de petrofísica (PHI, Sw, NTG) y el Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) para cada zona se calculó el OOIP por encima de los OWC correspondientes.
Figura 3-23 Mapa Estructural tope de Petaca.
El gas asociado in situ para el Lower Petaca se estimó a partir del OOIP considerando los factores de Solubilidad inicial para cada zona (700 cf/Bbl para la de bajo GOR y 2600 para la de GOR más elevado).
Para el reservorio Yantata se ha definido el contacto Gas – Agua en 3220 mss para los pozos SRB-BB-101 y SRB-BB-104 mediante el análisis de los resultados de las pruebas de Producción y los logs. La zona saturada con hidrocarburos en Yantata está delimitada por la parte central del campo en la zona de los pozos SRB.BB-101 y 104. Con los Datos de petrofísica (PHI, Sw, NTG), y el Factor Volumétrico del Gas (Bg) se calculó el OGIP por encima del GWC.
El OOIP se estimó a partir del valor del OGIP tomando en cuenta el Yield de 270 Bbls/Mcf que se tomó de los datos de producción.
OOIP OGIP
Lower Petaca High GOR 9.6 25.0
Lower Petaca Low GOR 16.9 11.8
Lower Petaca Total 26.5 36.8
Yantata Total 4.3 16.2
Figura 3-24 Resumen datos volumétricos Paloma Petaca y Yantata.
Figura 3-26 Resumen datos volumétricos Surubí Bloque Bajo Yantata.
A continuación se sumarizan los volúmenes de hidrocarburo in place para cada campo pertenecientes al área de contrato.
Volumen in Place SURUBÍ
SURUBI BLOQUE BAJO PALOMA TOTAL Petróleo, MMBbls 103.3 30.9 68.9 203.1 Gas, Bcf 116.2 53.1 231.9 401.2
Esta información esta siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Titular ha contratado para reevaluar el potencial de desarrollo de este activo y que se encuentra actualmente en ejecución. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio.
3.1.6 MODELO DINAMICO
El modelo dinámico actualmente disponible es de carácter preliminar. Actualmente se encuentra desarrollando el modelo dinámico con el PLADA que se tiene estimado la culminación a inicios del 2010.
3.1.6.1 HISTORIA DE PRODUCCION
En la curva se observa un incremento en la producción de petróleo a comienzos del año 1995 producto de la entrada de los pozos del campo Surubí (SRB-C2, C3, C4, C5, D1, D2 y SRB-D3). A su vez, el incrementa el año 2005 y corresponde a la entrada del pozo SRB.BB-110 como a la realización de tratamientos ácidos a los pozos SRB.BB-103, SRB.BB-104 y SRB.BB-105, también al ingreso del PLM-3Hst y a la intervención sin equipo realizada en el SRB-A2. La inyección de gas se inicia en el año 1998 en los pozos PLM-A6 y PLM-X1 en el reservorio Petaca.
1 9 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 9 7 9 8 9 9 2 0 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 9 1 0-2 1 0-1 1 00 1 01 1 02 1 03 1 04 1 05 Ca le n d a r Da y G a s Ra te ( MMc f /d ) Ca le n d a r Da y G a s In j. ( MMc f /d ) Ca le n d a r Da y O il Ra te ( b b l/d ) Ca le n d a r Da y W a te r Ra te ( b b l/d ) Ca le n d a r Da y L iq u id Ra te ( b b l/d )
Figura 3-28 Historial de Producción Área de contrato Surubí.
En el mes de Abril del año 2003 se dio inicio a la inyección de agua en el reservorio Petaca del campo Surubí en el marco de un proyecto de Recuperación Secundaria. El campo cuenta con 6 pozos inyectores (SRB-I1, I2, I3, I4, I5 y SRB-D1) y una planta con capacidad para tratar e inyectar hasta 18000 BPD de agua.
A continuación se presenta la historia de producción de cada uno de los campos pertenecientes al área de contrato.
1996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 1 5 10 50 100 500 1000 5000 10000
Calendar Day Gas Rate ( MMc f /d ) Calendar Day Gas Inj. ( MMcf /d ) Calendar Day Oil Rate ( bbl/d ) Calendar Day Water Rate ( bbl/d ) Calendar Day Liquid Rate ( bbl/d )
Figura 3-29 Historial de Producción Área Campo Paloma.
En la figura, se ve claramente que la venta de gas del campo Paloma esta restringida, ya que la inyección es prácticamente igual a la entrega al gasoducto. Esta situación, junto con las alternativas que se estudian para su solución, se presenta en el Punto 4.3 del presente Plan.
La inyección de gas se inicia en el año 1998 en los pozos PLM-A6 y PLM-X1 en el reservorio Petaca. En el año 1999 se habilitó el pozo PLM-X1 y en Diciembre del 2002 se habilita el pozo PLM-A3i como inyectores de gas en el reservorio Yantata. La producción del campo Surubí se incrementa a fines del año 2006 debido a la intervención realizada sin equipo en los pozos SRB-A1 y SRB-A2 donde se habilitaron tramos en el reservorio Petaca. La caída de producción en el año 2007 se debe al arenamiento del pozo SRB-A1 en el mes de Enero y al aumento en el corte de agua de los pozos SRB-D2 y SRB-D3. A comienzo del año 2009 se ve un incremento en la producción, producto de la intervención sin equipo del pozo SRB-C3st aplicando una nueva técnica de sistema artifical de Gas Lift.
1992 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 0.1 0.5 1 5 10 50 100 500 1000 5000 10000
Calendar Day Gas Rate ( MMc f /d ) Calendar Day Oil Rate ( bbl/d ) Calendar Day W ater Rate ( bbl/d ) Calendar Day Liquid Rate ( bbl/d )
El incremento de producción en el campo Surubí Bloque Bajo observado desde mediados del año 2006 se debe a tratamientos ácidos realizados en los pozos SRB.BB-103, BB-105 y SRB.BB-104LL y a las intervenciones realizadas en los pozos SRB.BB-104 y SRB.BB-109 para habilitar el reservorio Petaca.
1997 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 0.1 0.5 1 5 10 50 100 500 1000 5000 10000
Calendar Day Gas Rate ( MMc f /d ) Calendar Day Oil Rate ( bbl/d ) Calendar Day W ater Rate ( bbl/d ) Calendar Day Liquid Rate ( bbl/d )
Figura 3-31 Historial de Producción campo Surubí Bloque Bajo.
3.1.6.2 MODELO DE SIMULACION
Hasta el año 2007, se encontraban en elaboración los modelos de simulación, se concluyo el modelo para el Campo Paloma, reservorio Yantata, debido a observaciones al modelo estático, se procedió a revisar y posteriormente reelaborar el mismo, por lo cual, la construcción de modelos dinámico para el resto de campos/reservorios se encuentra a la espera de la finalización de los nuevos modelos estáticos.
Se resume a continuación los parámetros y resultados del modelo de Simulación del Campo Paloma, reservorio Yantata.
Geometria de Grilla.
El modelo de reservorio Yantata para el Campo Paloma, cuenta con un área de 5.5 Km.x 2.4 K, el modelo de grilla fue construidos a partir de un pre-proceso en FloGrid, considerando los siguientes datos: Tope del Reservorio yantata y Tope de de la Fm. Ichoa, las trazas principales de falla y trayectorias de pozo.
Un área rectangular de 88 x 39 celdas fue construida, afinando el mallado en el área de interés, las dimensiones de celda aproximadas son 62 x 62 metros.
Figura 3-32 Grilla de simulación al tope reservorio Yantata.
El reservorio consiste de 2 unidades, uno superior, de 25 metros, limpio y de pobre calidad de reservorio, y uno inferior de mejores características.
Un total de 18 capas se dividieron para el modelo de grilla. 8 capas para la unidad superior de 25 metros de espesor, y 10 capas para el restante. La falla principal de Paloma y ubicación fluidos, determinan las celdas activas. El modelo final consta de 34344 celdas activas.
Figura 3-33Geometría de grilla Paloma Yantata 80 x 35 x 18.
Propiedades de Grilla: Porosidad, NTG y SWC.
Considerando el número de datos y la poca variación de propiedades de roca en el reservorio Yantata, se decidió emplear valores promedio para el modelo de simulación, valores que son resumidos en la Figura siguiente.
Para la unidad Ichoa cuyos recortes se observaron mas sucios que los de la Formación Yantata, no existen datos en el Campo Paloma, sin embargo se extrapolaron datos del campo Surubí Noroeste. Las tablas siguientes muestran que las propiedades de roca del reservorio Yantata son similares en los campos Paloma y Surubí Noroeste, por ello se asumió una similitud igual para la formación Ichoa.
Figura 3-34 Propiedades de grilla.
En Surubí Noroeste, se observo que la formación Ichoa tiene la misma porosidad que Yantata pero con pero calidad (mayor contenido de arcilla) lo cual representa un menor NTG y mayor volumen de agua connata.
Figura 3-35 Propiedades promedio de roca.
Sand Unit Layers Grid (fraction) Porosity (fraction) NTG (fraction) Swc
Yantata Reservoir 1 - 8 0.20 0.78 0.33
Ichoa 9 - 18 0.20 0.60 0.55
La figura anterior resume los valores de propiedades de roca empleados en la construcción del modelo de simulación.
La figura siguiente esquematiza las relaciones consideradas para las unidades Yantata e Ichoa.
Figura 3-37 Propiedades de roca Yantata e Ichoa.
Propiedades de Grilla: Permeabilidad
Los datos de permeabilidad están disponibles, principalmente de dos análisis de testigos (PLM-X1 y PLM-A3), el resumen de los análisis de registros y pruebas de pozo, se resume en la figura siguiente. La permeabilidad de registros es mayor que la tomada en testigos. Por el contrario, la permeabilidad de pruebas de pozo es mucho menor. La curva de porosidad-permeabilidad es considerada mas adecuada. Para porosidades de 20%, la permeabilidad promedio es estimada en 400md. Esta permeabilidad es asignada a todas las grillas en el modelo de simulación.
Figura 3-38 Curva de porosidad - permeabilidad de Paloma Yantata.
Contacto de Fluido.
El contacto original de agua gas se encuentra en un rango de -3220 m a 3232 m en cuatro pozos (ver tabla siguiente) dos pozos perforados en el año 2005, PLM-B8 y PLM-C9, confirman que el contacto agua gas habría ascendido a -3212 m.
well name year GWC (ss TVD) remarks PLM-X1 1996 3220 original GWC PLM-A3 1997 3224 original GWC PLM-A6st 1998 3230 original GWC PLM-C4 2001 3232 original GWC PLM-B8 2005 3212 2005 GWC PLM-C9 2005 3215 2005 GWC
Los varios Contactos agua-gas sugieren un contacto inclinado debido a que existe un empuje de agua. El flujo hidrodinámico del acuífero fluye de suroeste al noroeste: a. PLM-X1 (-3220 m) PLM-A6 (-3230m) PLM-C4 (-3232m)
b. PLM-X1 (-3220 m) PLM-A3 (-3225m)
Propiedades de Fluido.
En el gas de Paloma Yantata la presión del punto de roció a 4733 psi. La presión a cerca del punto de roció en condensados con un rango de 55 stb/MMscf.
Tabla de Saturación
Los análisis especiales de coronas (SCAL) fueron realizados en el reservorio Paloma Yantata. Algunos ajustes in Keg@Sor punto-final fueron realizados durante proceso de ajunte histórico, el conjunto final están presentadas en las siguientes figuras.
Figura 3-42 Acuífero de agua activo. Fluido Original. Unit Yantata Unit Ichoa Total Paloma Yantata Gas In Place (BSCF) 92.7 19.4 112.1 Condensate (MM STB) 16.3 3.4 19.7
Figura 3-43 Fluido original.
En Octubre 1997, empezó la Producción de reservorio Yantata. Después de dos años, inicio la inyección de gas para mantener la presión del reservorio por encima del punto de burbuja en orden
Dos inyectores PLM-X1 y PLM-A3, fueron inyectores constantes de gas en el reservorio con un rango de 30-35 MMSCFD.
Seis pozos han estado en producción en este reservorio, actualmente se encuentran 2 activos, uno en producción y uno inyector.
Well Start-up Current Status Remarks PLM-X1-YTT PLM-A3i PLM-HZ1 PLM-A7H PLM-B8 PLM-C9 Nov 1996 Oct 1997 Jun 1998 Aug 2002 May 2005 Jun 2006 Injector Injector Abandoned Producing Abandoned Abandoned
Nov 1999 converted into injector Dec 2002 converted into injector
High water production High GOR
Sand problem. Recompleted in Petaca Sand problem. Recompleted in Petaca
Figura 3-44 Estado actual pozos.
La depletación repentina en la producción de condensado, se sospecha, este relacionada al avance de agua en el pozo PLM-HZ1 y a la existencia de circulación de gas en el pozo PLM-A7.
Esta información esta siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Operador ha contratado para reevaluar el potencial de desarrollo de este activo y que se encuentra actualmente en ejecución. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio.
3.1.7 DATOS DEL RESERVORIO
3.1.7.1 ENSAYOS DST
En los campos Surubí, Bloque Bajo y Paloma se realizaron diversas pruebas de ensayo de formación (DST) a fin de determinar los potenciales de producción de niveles reservorio.
Campo Paloma
En el Campo Paloma se realizaron 19 ensayos de formación, los cuales se encuentran resumidos en las tablas siguientes:
o Reservorio Petaca
WELL SURVEY DATE SURVEY ZONE GP ZONE Pi @ GAUGE GRAD KB REFERENCE DATUM DATUM LAST STOP Pi @ DATUM
PLM-A4 14-Feb-98 DST 4056 0.433 236 3140 3376 11075 11028 4077
PLM-A5 8-Oct-97 DST UGP 4433 0.300 235 3140 3375 11073 10998 4455
PLM-B2 15-May-97 DST MID + LOW LGP 4816 0.300 235 3140 3375 11073 11125 4800
PLM-B2 21-May-97 DST UPPER UGP 4733 0.300 235 3140 3375 11073 11024 4748
PLM-B4 7-Aug-97 DST LOWER LGP 4706 0.240 233 3140 3373 11066 11100 4698
PLM-B4 11-Aug-97 DST MID UGP 4533 0.300 233 3140 3373 11066 11003 4552
PLM-B6 25-Jan-02 DST 4822 0.300 236 3140 3376 11076 11214 4781 PLM-B6 24-Feb-02 DST 3917 0.300 236 3140 3376 11076 11133 3900 PLM-B7 10-Feb-02 DST 4372 0.430 238 3140 3378 11083 11056 4383 PLM-C5 16-May-01 DST 4617 0.300 229 3140 3369 11053 10996 4634 PLM-C5 21-May-01 DST 5034 0.300 229 3140 3369 11053 10895 5081 PLM-C7 7-Aug-01 DST LGP 4460 0.240 229 3140 3369 11053 10957 4483 PLM-C8 9-Nov-01 DST UPPER 4970 0.240 229 3140 3369 11053 10820 5026 PLM-H2ST 5-Feb-01 DST 4713 0.240 235 3140 3375 11073 10964 4739 PLM-X1 27-Jul-96 DST UPPER 4822 0.080 235 3140 3375 11073 10869 4838 PLM-X2 30-Sep-96 DST LOWER LP LGP 4886 0.300 235 3140 3375 11073 11138 4866 PLM-X2 16-Oct-96 DST UPPER 4837 0.240 235 3140 3375 11073 11023 4849
Figura 3-46 Resumen de DST campo Paloma reservorio Petaca.
o Reservorio Yantata
WELL SURVEY DATE SURVEY Pi @ GAUGE GRAD KB REFERENCE DATUM DATUM LAST STOP Pi @ DATUM
PLM-A3 5-Oct-97 DST 4884 0.300 236 3220 3456 11338 11171 4934 PLM-C4 28-Feb-01 DST 4528 0.300 229 3220 3449 11315 10414 4798
Figura 3-47 Resumen de DST campo Paloma reservorio Yantata.
Campo Surubí
o Reservorio Petaca
WELL SURVEY DATE SURVEY GP ZONE Pi @ GAUGE GRAD KB REFERENCE DATUM DATUM LAST STOP Pi @ DATUM
SRB-A1 19-Feb-92 DST 4812 0.300 263 3180 3443 11296 11072 4879 SRB-A1 29-Feb-92 DST SGP 4762 0.300 263 3180 3443 11296 10947 4867 SRB-A2 16-Aug-92 DST LGP 4431 0.300 263 3180 3443 11296 10899 4550 SRB-A2 5-Sep-92 DST UGP 4799 0.300 263 3180 3443 11296 10899 4918 SRB-A2 18-Sep-92 DST U + L GP 3795 0.300 263 3180 3443 11296 11050 3869 SRB-C4 11-Jun-95 DST 4968 0.300 247 3180 3427 11243 11191 4984 SRB-D1 6-Oct-95 DST 4095 0.300 243 3180 3423 11230 10750 4239 SRB-D2 6-Oct-95 DST SGP 4096 0.300 243 3180 3423 11230 10900 4195 SRB-I3 13-Jul-02 DST 4109 0.430 253 3180 3433 11263 11040 4205
Figura 3-48 Resumen de DST campo Surubí reservorio Petaca.
o Reservorio Yantata
WELL SURVEY DATE SURVEY Pi @ GAUGE GRAD NT REFERENCE DATUM DATUM LAST STOP Pi @ DATUM
SRB-C7 LL 5-May-03 SG 4357 0.425 247 3100 3347 10981 10225 4678 SRB-C8 12-Sep-00 BU 4793 0.300 247 3100 3347 10981 11047 4773 SRB-C8 3-Oct-01 BU 4769 0.300 247 3100 3347 10981 11047 4749 SRB-B2 10-Dec-02 SG 4621 0.401 236 3100 3336 10945 10813 4674 SRB-B2 1-Feb-03 BU 4596 0.300 236 3100 3336 10945 10871 4618
Figura 3-49 Resumen de DST campo Paloma reservorio Yantata.
Campo Surubí Bloque Bajo
o Reservorio Petaca
Pi @ GAUGE GRAD KB REFERENCE DATUM DATUM LAST STOP Pi @ DATUM PSI PSI/FT MTS MTS bnm MTS mbbp FT bbp FT (TVD) PSI SRB.BB-101 30-Dic-96 DST MIDDLE 4791 0.300 247 3180 3427 11243 11007 4862 SRB.BB-101 04-Ene-97 DST UPPER 4764 0.300 247 3180 3427 11243 10925 4859 SRB.BB-103 04-Abr-01 DST 4642 0.300 252 3180 3432 11260 11088 4694 SRB.BB-105 08-Oct-01 DST 4378 0.300 263 3180 3443 11296 11181 4412 SRB.BB-107 16-Mar-02 DST 4825 0.300 252 3180 3432 11260 11135 4862 SRB.BB-108 22-Oct-00 DST 4861 0.300 252 3180 3432 11260 11125 4901 GP ZONE WELL SURVEY DATE SURVEY ZONE
Figura 3-50 Resumen de DST campo Surubí Bloque Bajo reservorio Petaca.
o Reservorio Yantata
WELL SURVEY DATE SURVEY Pi @ GAUGE GRAD NT REFERENCE DATUM DATUM LAST STOP Pi @ DATUM
PSI PSI/FT MTS MTS bnm MTS mbbp FT bbp FT (TVD) PSI
SRB.BB-104 27-Ago-01 DST 4765 0.430 243 3100 3343 10968 11303 4621 SRB.BB-104 08-Sep-01 DST 5000 0.300 243 3100 3343 10968 11270 4909
Figura 3-51 Resumen de DST campo Surubí Bloque Bajo reservorio Yantata.
3.2 MECANISMO DE EMPUJE
La baja salinidad del acuífero en el Campo Paloma soporta la existencia de un mecanismo de empuje por recarga constante del acuífero desde la superficie. El DST#1 del pozo PLM-X2 produjo agua del reservorio Yantata con 3100 ppm de NaCl. La producción de PLM-A3 y PLM-HZ1 sugiere agua “fresca” (3000 a 5000 ppm)
Figura 3-52 Acuífero activo.
Esta información esta siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Titular ha contratado para reevaluar el potencial de desarrollo de este activo y que se encuentra actualmente en ejecución. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como consecuencia de este estudio.
3.2.1 BALANCE DE MATERIA BAJO SOFTWARE MBAL
Se realizó balance de materia en el Campo Surubí, Bloque Bajo y Paloma con los software MBAL, este se encuentra actualizado hasta el año 2007 que se ilustra en la figura siguiente, sin embargo, la realización de un adecuado balance de materia es difícil debido a la complejidad del empuje de reservorio, empuje de acuífero e inyección de agua.
Figura 3-53 Figura realizada por software MBAL para Paloma Yantata.
El método p/z en el periodo de depleción de gas (balance de material volumétrico) es poco realista debido a la corta historia y a la existencia de únicamente 2 datos (de PLM-A3). Este método estima un gas in situ de 170 BCF
Figura 3-54 Figura realizada por software MBAL para Paloma Yantata.
Se espera, a partir de una nueva campaña de presiones para el año 2009 obtener nuevos resultados.
Esta información esta siendo reelaborada como parte del Estudio Integral de Reservorios que el Operador ha contratado para reevaluar el potencial de desarrollo de este activo y que se encuentra actualmente en ejecución. Por tal motivo esta información debe considerarse referencial y puede resultar modificada como
3.3 INFORME DE RESERVAS
Los volúmenes comprometidos según el perfil acumulado son los siguientes:
Perfil acumulado en producción Perfil acumulado Desarrollo Perfil acumulado en producción Perfil acumulado Desarrollo Perfil acumulado en producción Perfil acumulado Desarrollo Bloque Bajo 751,7 0 73,3 0 0,8 0 Surubí 1.132,7 0 36,6 0 0,4 0 Paloma 622,5 128,6 512,5 93,4 34,0 3,2
[Miles de barriles] [Miles de barriles] [en billones pies cubicos]
Campo
Petroleo y Condesado GLP Gas Natural
Figura 3-55 Producción Acumulada según plan de desarrollo.
La producción acumulada que se encuentra expuesta considera los perfiles hasta el año 2014, posterior a esa fecha, según la situación económica actual, resulta antieconómico continuar con la producción.
4. PLAN DE DESARROLLO DEL AREA DE CONTRATO
4.1 DESCRIPCION GENERAL DEL DESARROLLO
A partir de los modelos disponibles en el área así como la experiencia regional en campos análogos pueden inferirse los volúmenes remanentes disponibles técnicamente para ser drenados.
Los pronósticos asociados a nuevas perforaciones se basan actualemente en pozos tipo cuyo caudal inicial se obtiene a partir de los caudales de pozos vecinos y el declino observado a nivel del campo en cada reservorio en estos pozos
Los pronósticos de inyección en futuros pozos inyectores se asume levemente superior al observado en los pozos inyectores actuales.
No se ha considerado el riesgo técnico en los diferentes tipos de categorías de reserva. Por tal motivo las evaluaciones corresponden con escenarios optimistas. Una revisión detallada de las propuestas y sus riesgos podría por tanto modificar estas estimaciones, mas probablemente a la baja.
Se encuentra en ejecución una revisión integral y reelaboración de los modelos de reservorio que finalizará inicios del 2010. En tal sentido, no se considera que ninguna actividad conceptual pueda ser definida a detalle antes de la finalización de este estudio. Las actividades asociadas con el desarrollo requieren una comprensión detallada y coherente de los reservorios involucrados.
En función a los resultados obtenidos en el documento “Alternativas Conceptuales para el Área de Contrato Surubí”, la mejor alternativa de desarrollo del área es la siguiente:
• Campos Surubí y Surubí Bloque Bajo: Escenario sin actividad, incluyendo la actividad necesaria para continuar la operación de acuerdo a las prácticas prudentes de la industria. El perfil de producción corresponde a una declinación natural del campo con el nivel de actividad actual.
• Campo Paloma: Escenario de desarrollo de reservas probadas + probables, consiste en continuar la operación de acuerdo a las prácticas prudentes de la industria y además la perforación del pozo PLM-A8 para el desarrollo de las reservas probables.
4.2 . PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN
A continuación se presenta el pronóstico de producción de gas natural y líquidos disponible para entrega en el Punto de Fiscalización.
Es importante mencionar que los perfiles de producción a ser entregada podrán sufrir variaciones en función de la asignación de mercado que se realice, de acuerdo a lo establecido en la cláusula 7.2 del Contrato de Operación.
• Perfil de Gas Natural a ser entregado en el Punto de Fiscalización
El perfil de producción de Gas Natural disponible para ser entregado en el Punto de Fiscalización es el siguiente: BB SRB PLM PD PLM A-8 cr 0 5 10 15 20 25 30 2010 2011 2012 2013 2014 M il lo n es d e p ies cú b ico s d ía
Figura 4-1 Perfiles de producción de Gas Natural
• Perfil de Líquidos a ser entregado en el Punto de Fiscalización
El perfil de producción de Líquidos disponible para ser entregado en el Punto de Fiscalización es el siguiente: BB SRB PLM PD PLM A-8 cr 0 500 1.000 1.500 2.000 2010 2011 2012 2013 2014 B a rr iles d ía 2.500
Figura 4-2 Perfiles de producción de Líquidos
• Perfil de GLP a ser entregado en el Punto de Fiscalización
El perfil de producción de GLP disponible para ser entregado en el Punto de Fiscalización es el siguiente:
BB SRB PLM PD PLM A-8 cr 0 100 200 300 400 500 600 2010 2011 2012 2013 2014 B a rri le s d ía
Figura 4-3 Perfiles de producción de GLP
4.3 ACTIVIDAD FÍSICA E INVERSIONES
Las inversiones necesarias para el Desarrollo de las Reservas Probables en Paloma y la continuidad de la explotación de las reservas Probadas en los demás campos son las siguientes:
6,3 13,2 3,8 3,5 3,1 2,8 0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 2010 2011 2012 2013 2014 M illo n e s d e d ó la re s BB SRB PLM PD Perforación PLM A8
Figura 4-4 Perfil de Inversiones
Exceptuando la inversión del pozo PLM-A8, las inversiones que se muestran son de continuidad operativa o integridad técnica. En base a las inversiones de continuidad operativa previstas para el 2010, año a año se realizará la previsión de tales inversiones en cada uno de los respectivos Programas de Trabajos y Presupuestos. Para el año 2010 se tienen planificadas dentro del Programa de Trabajo y Presupuesto 2010 entre otras las siguientes actividades:
1) Adecuación de puentes en Surubí y Paloma
Las instalaciones donde se concentra la mayor producción de líquidos en el área; SRB-A, SRB-B, SRB-D y SRB-NO se ubican en los Campos Surubí y Surubí Noroeste. Periódicamente por estos yacimientos circulan cisternas de alto tonelaje que ingresan a la Planta de Paloma, para el de transporte de GLP.
La Planta Turbo - Expander, donde se produce GLP para el mercado nacional, se encuentra ubicada en el Campo Paloma. El GLP se transporta mediante cisternas de alto tonelaje que circulan por el camino interno ripiado entre Surubí y Paloma.
En el recorrido de esta ruta existen puentes de estructura metálica y tablones de madera que por condiciones ambientales desfavorables (humedad y lluvia) se encuentran dañados. Por este motivo, es necesaria la adecuación de los mismos para garantizar la circulación de vehículos entre los yacimientos de Surubí y Paloma. El objetivo de este proyecto es adecuar los puentes en los Campos Paloma y Surubí para garantizar la circulación del personal que opera las instalaciones y los vehículos de alto tonelaje que transportan GLP.
2) Construcción de campamento en Pantanal
El campamento Pantanal, fue construido en 1999 de forma temporal, para la construcción de la Planta de Gas de Paloma A, las edificaciones fueron efectuadas en forma precaria con portacamps, con el objetivo de brindar alojamiento y logística al personal de construcción.
El campamento Pantanal brinda alojamiento con una capacidad para 30 personas permanentes y 20 eventuales que trabajan para los campos de Paloma y Surubí, siendo el centro de operaciones para las empresas contratistas.
En la actualidad éste campamento se encuentra con deterioro por las inclemencias del clima lluvioso (promedio de 5.000 mm al año), considerando las operaciones que se desarrollan en el área, las constantes y crecientes necesidades de alojamiento de personal contratista.
El principal objetivo de este proyecto es contar con un campamento capaz de brindar alojamiento y logística al personal contratista de los campos de Paloma y Surubí, con el propósito de poder brindar mejores condiciones de alojamiento y logística para personal que efectúa las operaciones de los campos de Paloma y Surubí.
3) Reemplazo de instrumentación neumática por electrónica SRB-A / D
El principal objetivo de este proyecto es cumplir con las recomendaciones de auditorias técnicas internas, así como el requerimiento de Operaciones para realizar un Control confiable, seguro y actualizado de todas las variables de proceso con tecnología de punta. El proyecto permitirá reemplazar los sistemas actuales de instrumentación neumática por electrónica, para poder llevar las señales de las variables operativas a la Sala de Control, permitiendo un respaldo fundamental para la elaboración de los balances operativos de todas las plantas, así como el monitoreo de los parámetros operativos.
4) Protección por corrosión externa, en equipos, líneas, señalización cañerías
Este proyecto permitirá instalar un Sistema de Protección Catódica para las líneas internas (dentro del yacimiento) destinadas al transporte de hidrocarburos, con sistemas de corriente impresa y ánodos de sacrificio.
La implementación de este proyecto permitirá contar con sistemas integrados de protección catódica, para asegurar la vida operacional de las líneas de transporte de hidrocarburos.
En caso de no realizar este proyecto podrían producirse un deterioro de las líneas debido a los efectos de la corrosión, comprometiendo el transporte dentro del Campo Paloma y ocasionando derrames con un impacto directo sobre el medio ambiente y detención de operaciones.
5) Eliminación de venteos fríos SRB-A y SRB – D
Los asentamientos humanos se fueron incrementando en la zona, dadas las características geográficas y meteorológicas en el año 2005 se produjo un accidente con fatalidad en la zona de los venteos fríos de SRB “A/D”, las acciones inmediatas fueron modificaciones en el proceso de separación buscando reducir las emisiones a la atmósfera, manteniendo los niveles de LEL por debajo de la norma.
La seguridad de las instalaciones superficiales contra accidentes industriales se ha convertido en un elemento fundamental en los sistemas de E&P, por lo que el concepto de Integridad Técnica es fundamental para gestión de la seguridad industrial de toda instalación superficial.
El objetivo del proyecto es proceder a la compra e instalación de un sistema que permita la Eliminación de venteos Fríos en Tanques de Almacenaje de SRB-A y SRB-D” y de esta forma asegurar la confiabilidad del sistema a los fines de proteger al personal, instalaciones, medio y activos de la empresa.
6) Instalación de sistema de FIRE & GAS PLM-D y SRB – A y D
Las instalaciones de Paloma D están integradas por equipos y sistemas electrónicos, de compresión, bombeo, generación eléctrica, que son componentes críticos de la operación y el control de la misma.
La Batería de Paloma D no cuenta con detectores de gas ni detectores de fuego. Las instalaciones de Surubí A y D están integradas por equipos y sistemas electrónicos, de compresión, bombeo, generación eléctrica, que son componentes críticos de la operación y el control de la misma.
Actualmente en la Planta de Surubí A cuenta con sensores de detección de gas en el área de compresores pero no tiene detectores de fuego. La Batería de Surubí D no cuenta con detectores de gas ni detectores de fuego.