Ejemplo Académico de un Plan de Desarrollo de Un Campo Petrolero

PROPUESTA DE DESARROLLO CAMPO X (2015 - 2025) SEPTIEMBRE 5, 2016

DIEGO FERNANDO CORDERO CUADROS SAMUEL MARTINEZ HERNANDEZ GABRIEL FELIPE VILLALBA GIL

VanCamp's Energy

LINDA RODRIGUEZ ALVAREZ JOSE SALCEDO PARADA

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER Simulación de Yacimientos

Propuesta De Desarrollo Campo X - (2015-2025) VanCamp's Energy

TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 5 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ....................................................................................... 6 3. PROPIEDADES DEL RECURSO OBJETIVO ................................................................... 7 3.1 PRESIÓN DE YACIMIENTO .......................................................................................... 7 3.2 TEMPERATURA DEL YACIMIENTO Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA (DATUM) ....... 8 3.3 PRESIÓN DE BURBUJA DEL CRUDO ............................................................................ 9 3.4 ESPESOR DE FORMACIONES DE INTERÉS ................................................................... 9 3.5 ESPESOR PROMEDIO DE LA ZONA DE INTERÉS ........................................................ 11 3.6 PERMEABILIDAD PROMEDIO DE LA ZONA DE INTERÉS ........................................... 14 3.6 OTRAS PROPIEDADES IMPORTANTES ...................................................................... 15

4. DISEÑO DE LA ESTRATEGIA DE PRODUCCIÓN .................................................... 16 5. ESCENARIOS DE EXPLOTACIÓN.................................................................................. 20 5.1 ESCENARIO DE EXPLOTACIÓN 1 ............................................................................... 20 5.2 ESCENARIO DE EXPLOTACIÓN 2 ............................................................................... 20 5.3 ESCENARIO DE EXPLOTACIÓN 3 ............................................................................... 21 5.4 COMPARACIÓN ESCENARIOS DE EXPLOTACIÓN ...................................................... 21 5.5 ESTRATEGIA DE PERFORACIÓN ................................................................................ 22

6. DISCUSIÓN DE RESULTADOS ....................................................................................... 23 6.1 DESEMPLEO TÉCNICO DE LAS ESTRATEGIAS ............................................................ 23 6.2 EVALUACIÓN FINANCIERA DE LAS ESTRATEGIAS ..................................................... 25

7. CONCLUSIONES................................................................................................................... 28 8. LISTADO DE ANEXOS ....................................................................................................... 29


LISTADO DE TABLAS Tabla 1. Propiedades CAMPO X ......................................................................................... 6 Tabla 2. Espesores de Cada Celda de Formación ................................................. 10 Tabla 3. Número de Celdas de Cada Formación..................................................... 10 Tabla 4. Espesor de Cada Formación ........................................................................... 11 Tabla 5. Presencia de Cada Formación en el Net Pay ......................................... 13 Tabla 6. NTG Promedio en el Net Pay .......................................................................... 14 Tabla 7. Presencia de Cada Formación en el Net Pay ......................................... 14 Tabla 8. Tasa Recomendada y Recuperación al Final de Plateau ................ 16 Tabla 9. Escenarios de Explotación Planteados..................................................... 21 Tabla 10. Valor Presente Neto de Cada Escenario................................................ 25 Tabla 11. Tiempo de Retorno de Cada Escenario ................................................. 25 Tabla 12. TIR de Cada Escenario .................................................................................... 26


LISTADO DE FIGURAS Figura 1. Valor de Presión de Yacimiento ................................................................... 7 Figura 2. Valor de Temperatura de Yacimiento ...................................................... 8 Figura 3. Valor de Profundidad de Referencia (Datum) ...................................... 8 Figura 4. Valor de Presión de Burbuja del Crudo .................................................... 9 Figura 5. Formaciones Presente en el Yacimiento ............................................... 10 Figura 6. Distribución Inicial de la Saturación de Aceite ................................. 11 Figura 7. Espesor del Net Pay en Varios Puntos del Yacimiento .................. 12 Figura 8. Distribución de los Valores de hprom Hallados ............................... 13 Figura 9. Valores de Propiedades PVT del Fluido ................................................ 15 Figura 10. Índice J de los Pozos Iniciales del Modelo del Campo X ............. 19 Figura 11. Distribución de los Pozos en Cada Sector .......................................... 22 Figura 12. Perfil de Producción Para Escenario 1 ................................................ 23 Figura 13. Perfil de Producción Para Escenario 2 ................................................ 23 Figura 14. Perfil de Producción Para Escenario 3 ................................................ 24 Figura 15. Factor de Recobro Para Escenarios de Explotación..................... 25


1. INTRODUCCIÓN Para el desarrollo de un campo petrolero es importante tener un conocimiento de sus propiedades más relevantes, en aspectos que incluyen las propiedades geológicas y petrofísicas del mismo; así, poder contar con información tal como la ubicación de las zonas de transición y los contactos gas-aceite y aceite-agua, que permiten la toma de decisiones acertadas a la hora de realizar tareas tales como la perforación de pozos, cañoneos de zonas de interés y demás. También es importante definir la estrategia de desarrollo de los campos desde tiempos temprano, de modo que los objetivos cumplidos y metas no alcanzados puedan ser evaluados, para esto, es importante conocer la Cantidad Original De Petróleo En Sitio (OOIP por sus siglas en inglés) del campo, así como las tasas de producción que se desean alcanzar, por cuanto tiempo se pretenden mantener, y el número de pozos que se perforarán para poder alcanzarlas. Conforme avanza el proyecto, debe estimarse que al retirar una cantidad de petróleo previamente en el yacimiento (producción), la presión del yacimiento caerá gradualmente; por ello es importante mantener una evaluación constante de ésta propiedad, y si en algún momento se requiere mantener o elevar la presión del recurso en fondo se puedan determinar las estrategias más adecuadas (técnica y económicamente) para poder cumplir este objetivo. Respecto a la producción se debe tener una organización clara de modo que se pueda conocer la producción de cada pozo y del campo en general, en una escala de tiempo determinada, días, semanas, meses, años, etc. todo esto con el fin de realizar una evaluación de viabilidad técnica de los mismos. El comportamiento de la producción de petróleo, gas y agua juega un papel fundamental en los resultados de la evaluación financiera del proyecto, con la que finalmente se decide cuál de los escenarios posibles de explotación es el más adecuado a las necesidades de la compañía operadora.


2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO VanCamp’s Energy se alegra de presentar el Reporte Final para el Desarrollo del Campo X. Este prometedor proyecto consta de algunas propiedades que se resumen en la tabla a continuación, los cálculos y procedimientos para la determinación de los mismos se explican en el siguiente capítulo del presente Documento.

Propiedades CAMPO X OOIP [STB]

1435 MM

Reservas (URF 20%) [STB]

287 MM

Profundidad Referencia (datum) [ft]

10402

Presión del Yacimiento [psi] @ datum

4525

Presión de Burbuja [psi]

2715

Temperatura del Yacimiento [°F]

150 °F

Formaciones Presentes

Tarbet, Ness2, Ness1, ERB

Gravedad API del Fluido

35°

Viscosidad del Fluido [cP]

0.4528

Saturación de Petróleo Inicial (En Net Pay) [Fracción]

0.85

Espesor Promedio Neto [ft]

251

Permeabilidad Absoluta Promedio [mD]

310

Tabla 1. Propiedades CAMPO X


3. PROPIEDADES DEL RECURSO OBJETIVO Es muy importante conocer las propiedades del yacimiento, así como el comportamiento de los fluidos dentro del mismo, ya que ayudará notablemente en el proceso de toma de decisiones futuras en áreas tales como perforación, producción, ingeniería de yacimientos, etc., adicionalmente, conocer el yacimiento permite entender su funcionamiento su operatividad y viabilidad económica.

3.1 PRESIÓN DE YACIMIENTO Este valor fue suministrado por el modelo de Simulación.

Figura 1. Valor de Presión de Yacimiento

IMPORTANTE: La presión inicial del yacimiento es de 4525 psi, este valor disminuirá con el tiempo debido a la extracción de fluidos que se le realiza al reservorio, de modo que es importante crear varios escenarios y varios “caminos”, con los cuales se puedan generar cálculos tanto económicos, que


visualicen la rentabilidad del proceso; como cálculos del decaimiento de presión, el cual no debe ser muy abrupto debido a que una depleción muy grande provocara que la vida del campo no sea lo esperado (10 años), lo cual implica a ultimas perdidas económicas.

3.2 TEMPERATURA DEL YACIMIENTO Y PROFUNDIDAD DE REFERENCIA (DATUM) Este valor fue suministrado por el modelo de Simulación.

Figura 2. Valor de Temperatura de Yacimiento

Figura 3. Valor de Profundidad de Referencia (Datum)

IMPORTANTE: La temperatura de yacimiento puede ser empleada para cálculos de valiosas propiedades usando correlaciones, por ello, conocer este valor de 190 °F se tendrá en mente a lo largo del proyecto. La profundidad de referencia del yacimiento (datum) sirve como parámetro para citar profundidades del target, de los intervalos cañoneos, etc. De igual forma, corresponde al lugar donde se reporta la presión de fondo fluyente, temperatura de fondo, otros valores promedio, etc.


3.3 PRESIÓN DE BURBUJA DEL CRUDO Este valor fue suministrado por el modelo de Simulación.

Figura 4. Valor de Presión de Burbuja del Crudo

IMPORTANTE: La presión de burbuja es de 2715 psi, es un dato muy importante debido a que conforme pase el tiempo y la presión de yacimiento cae, ésta última no debe ser inferior a la presión de burbuja ya que se incurriría a presentar producciones de gas muy elevadas, y producciones de líquido por debajo de las fronteras económicas. Por lo anterior, este valor será un valor de referencia para la estimación de la caída de la presión de yacimiento, o para la estimación de la necesidad de una estrategia de mantenimiento de la misma.

3.4 ESPESOR DE FORMACIONES DE INTERÉS Se evidencian cuatro formaciones, las cuales son Target, Ness 2, Ness 1 y ERB, y para el cálculo de los espesores de cada una de las formaciones se realizaron los siguientes pasos:


1. En el Builder del simulador CMG se observa el espesor de cada celda correspondiente a cada formación. (Grid Thickness)

TIPO DE FORMACION Tarbet Ness 2 Ness 1 ERB Figura 5. Formaciones Presente en el Yacimiento

ESPESOR DE CADA CELDA (ft) 32,80 16,40 16,40 176,70

Tabla 2. Espesores de Cada Celda de Formación

2. Posteriormente, conociendo el espesor de cada celda en las diferentes formaciones se procede a multiplicar por el número de celdas que tiene la formación en profundidad.

TIPO DE FORMACION Tarbet Ness 2 Ness 1 ERB

ESPESOR DE CADA CELDA (ft) 32,80 16,40 16,40 176,70

NUMERO DE CELDAS 18 11 32 1

Tabla 3. Número de Celdas de Cada Formación


3. La operación mencionada anteriormente corresponderá al espesor de cada formación. TIPO DE FORMACION Tarbet Ness 2 Ness 1 ERB

ESPESOR DE LA FORMACION (ft) 590,40 180,40 524,80 176,70

Tabla 4. Espesor de Cada Formación

IMPORTANTE: Este espesor, es una referencia de la magnitud de las formaciones involucradas en el modelo suministrado. En realidad, los espesores de cada formación son muy variables al comparar dos puntos distintos del yacimiento.

3.5 ESPESOR PROMEDIO DE LA ZONA DE INTERÉS Cómo se puede ver en la siguiente figura, la zona de interés (Zona saturada de aceite – Amarillo = 0.85) corresponde solo a la porción superior de todo el yacimiento contemplado en el simulador. Por ello, es necesario estimar cual es el verdadero espesor de la zona de interés, y como el espesor en la mencionada zona de interés es variable frente a cambio de las posiciones en (x,y), es necesario hacer un cálculo promedio.

Figura 6. Distribución Inicial de la Saturación de Aceite


Para hallar el espesor promedio dela zona saturada de aceite se siguió el siguiente procedimiento: 1. Se hicieron cortes al yacimiento paralelos al eje Z (cortes IK o JK) los cuales permiten observar y medir un número determinado de espesores particulares que corresponde a cada coordenada (Xi, Yi).

h1

h2

h3 h4

h5

h6

Figura 7. Espesor del Net Pay en Varios Puntos del Yacimiento

2. Se hallaron tantos espesores cómo fuera posible, cada uno de los mismos espaciados uniformemente a lo largo y ancho de la zona de interés. (Cerca de 360 espesores fueron estimados). Para esto se utilizó el mismo cálculo mostrado en el inciso 3.5 del presente informe. (Espesor) = (Número de Celdas De Cada Formación Saturadas de Aceite) * (Grid Thickness Correspondiente) 3. Por último, se halló el espesor promedio de la zona como el promedio aritmético de los espesores estimados en el paso anterior. El promedio puede realizarse de forma aritmética ya que los espesores se encuentran espaciados de forma uniforme en la zona de interés.


El Anexo 1, muestra el soporte numérico del cálculo de espesor promedio de la zona de interés. La distribución de espesores promedio se ilustra a continuación.

Distribución de los Espesores Calculados 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

hprom = 322.5 (ft)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Figura 8. Distribución de los Valores de hprom Hallados

De esa forma se calculó un valor de espesor bruto promedio igual a 322.5 ft. IMPORTANTE: Los cálculos en el Anexo 1 no solo permitieron hallar algunas variables promedio (Espesor bruto, Permeabilidad absoluta y Net To Gross Ratio) de la zona con potencial de hidrocarburos o Net Pay, sino que también, permitió establecer cuáles eran los puntos del yacimiento con mayor espesor y entender de forma cuantitativa la presencia de cada una de las formaciones en la zona con potencial de producción, como muestra la siguiente. DISTRIBUCIÓN DE LAS FORMACIONES EN EL NET PAY Tarbet

Ness2

Ness1

ERB

50%

19%

28%

3%

Tabla 5. Presencia de Cada Formación en el Net Pay


Una vez se conoció la proporción de cada formación en el yacimiento se pudo calcular el Net to Gross promedio:

NET TO GROSS PROMEDIO EN EL NET PAY Formación/ Variable Proporción en Net Pay Net To Gross

Tarbet

Ness2

Ness1

ERB

50%

19%

28%

3%

Valor Promedio -

0.95

0.76

0.51

0.51

0.78

Tabla 6. NTG Promedio en el Net Pay

Una vez conocido el valor de NTG promedio para el net pay, se calcula el espesor neto promedio para esta zona así:

hnetoProm. = hprom * NTGprom hnetoProm. = 322.5 * 0.78 = 250.77 ft 3.6 PERMEABILIDAD PROMEDIO DE LA ZONA DE INTERÉS Es igualmente pertinente el cálculo de la permeabilidad absoluta promedio en la zona de interés, la cual, se calcula como un promedio ponderado de las permeabilidades absolutas, basado en la proporción de cada formación presente. Así:

VALORES PROMEDIO EN EL NET PAY Formación/ Tarbet Ness2 Ness1 ERB Variable Proporción en 50% 19% 28% 3% Net Pay Permeabilidad 589 335 165 30 (mD) Tabla 7. Presencia de Cada Formación en el Net Pay

Valor Promedio -

412


3.6 OTRAS PROPIEDADES IMPORTANTES 3.4.1 Factor Volumétrico de Formación Para determinar el valor del factor volumétrico a la presión inicial se siguió un procedimiento análogo al de la viscosidad, así para la presión inicial se interpolo entre las presiones de 4086 psi y 4543 psi, obteniendo un valor de Bo de 1.55646 RB/STB y para presión de burbuja se contaba con el dato directo de las pruebas PVT a 2715 psi con un valor de Bo de 1.3126 RB/STB.

3.4.2 Viscosidad del Fluido Para determinar la viscosidad a la presión de yacimiento (4525 psi), se realizó una interpolación con base en los datos de la tabla de propiedades PVT suministrada con el modelo entre las presiones de 4086 psi y 4543 psi, obteniendo un valor de viscosidad de 0,41282 cp.

Figura 9. Valores de Propiedades PVT del Fluido


4. DISEÑO DE LA ESTRATEGIA DE PRODUCCIÓN Antes de realizar alguna acción en el yacimiento es muy importante establecer una estrategia de producción, ya que ésta evaluación preliminar brinda una idea inicial de lo que se requerirá para el cumplimiento de los objetivos planteados. La idea de la estrategia actual es calcular conceptualmente el número de pozos que se deben perforar para alcanzar el factor de recobro último esperado. Para esto se adoptó el siguiente procedimiento: 1. Hacer es la estimación del OOIP usando el simulador, el cual para el Campo X corresponde a 1436,6 millones de barriles. Posteriormente calcular las reservas teniendo en cuenta que el URF es del 20%. RESERVAS = 𝑂𝑂𝐼𝑃 * URF RESERVAS = 1435,6𝑥106 * 0.2 RESERVAS = 287,12𝑥106 𝑆𝑇𝐵

2. Estimar la duración del plateau y el caudal objetivo del mismo. Para campos con reservas entre 200 y 500 MMSTB se recomienda una depleción anual de entre 5% y 10% del OOIP. Además, un Plateau en el que se recupere entre el 50% y 66% de las reservas. TAMAÑO DE RESERVAS FINALES DEL CAMPO (MMSTB) 200

TASA DE DEPLECION ANUAL %OOIP/AÑO 5

DURACION DEL PLATEAU A % DE RESERVAS AL DEL MISMO. 50

500

10

66

Tabla 8. Tasa Recomendada y Recuperación al Final de Plateau


Con Reservas de 287,12 MM𝑆𝑇𝐵 e interpolando se obtiene una Depleción Anual del 6.45% y una tasa de recuperación durante el plateau de 55% de las reservas.



Duración del plateau: TASA DE DECLINACION = OOIP x DEPLECION/AÑO TASA DE DECLINACION = 1435.6 MMSTB 𝑥 0.0645 TASA DE DECLINACION = 92.59 MMSTB/AÑO

TARGET = 287.12 MMS𝑇𝐵 x 0.55 TARGET = 157.916 MMSTB durante el Plateau

DURACION PLATEAU = TARGET/TASA DE DECLINACION DURACION PLATEAU = 157.916 MMSTB/92.59 MMSTB/AÑO DURACION PLATEAU = 1.705 AÑOS



Tasa de producción:

TASA DE PRODUCCION = (92.59 MMSTB/AÑO) / (1 AÑO/365 DIAS) TASA DE PRODUCCION = 254.000 STB/DIA


3. Diseño conceptual del número de pozos. El número de pozos a tener en cuenta se determinará según el cálculo del índice de productividad (J) teórico del campo, la tasa durante el plateau, un drawdown de 500 psi y un factor de corrección de 0.88 dado que los pozos no están produciendo en 100% del tiempo.

𝐽=

1 2𝜋𝑘𝑜 ℎ ∗ 887.2 𝐵𝑂 𝜇 ln 𝑟𝑒⁄𝑟

𝑤

𝑟𝑒 = 0.2√∆𝑥 ∗ ∆𝑦 𝐽=

1 ∗ 887.2

2𝜋(309.53)(250.77) 1.55646 ∗ 0,41282 ∗ ln 0.2√625 ∗ 638⁄0.25 𝑱 = 𝟏𝟑𝟕. 𝟒𝟑

# 𝑝𝑜𝑧𝑜𝑠 =

𝑺𝑻𝑩/𝑫𝑰𝑨 𝑷𝑺𝑰

254.000 137.43 ∗ 500 ∗ 0.88

# 𝑷𝒐𝒛𝒐𝒔 = 𝟒. 𝟐 𝒑𝒐𝒛𝒐𝒔 ≈ 𝟓 𝒑𝒐𝒛𝒐𝒔 Cómo se puede observar, utilizar el índice de productividad (J) arrojado por los cálculos anteriores carece de sentido práctico. Por lo cual, se recalculará un J como el promedio del J hallado para cada uno de los pozos ya perforados y productores en el yacimiento suministrado. El valor promedio de J calculado es 30 STB/Día/PSI (Los valores de J de cada pozo se observan en la gráfica siguiente).


Figura 10: Índice J de los Pozos Iniciales del Modelo del Campo X

Por lo anterior, hay que replantear el enfoque inicial que sugería perforar 5 pozos, de modo que con el nuevo cálculo (usando el J corregido) se pueda obtener un número de pozos a ser perforados más acorde a la realidad.

# 𝑝𝑜𝑧𝑜𝑠 =

254.000 30 ∗ 500 ∗ 0.88

# 𝒑𝒐𝒛𝒐𝒔 = 𝟏𝟗. 𝟐𝟒 𝒑𝒐𝒛𝒐𝒔 ≈ 𝟐𝟎 𝒑𝒐𝒛𝒐𝒔


5. ESCENARIOS DE EXPLOTACIÓN Se plantearon 3 escenarios distintos para la explotación del campo. Cada escenario tiene características específicas. Posteriormente, una comparación del desempeño técnico y financiero de los tres escenarios se mostrará.

5.1 Escenario de Explotación 1 Este es el escenario base, en el cual se contemplan las siguientes características:  La producción de crudo es soportada únicamente por la energía original del yacimiento.  No se emplea una estrategia de mantenimiento de la presión.  Todos los pozos con sistemas de Levantamiento Artificial de Bombeo Electrosumergible.  Plateau de aproximadamente 2 años (Acorde al diseño conceptual previamente planteado). Para este escenario se busca que todos los pozos mantengan la producción que sean capaces de producir, siempre y cuando sea constante en la duración del plateau.

5.2 Escenario de Explotación 2 Para el segundo caso, se emplea la inyección de agua como estrategia de mantenimiento de la presión y como consecuencia, ampliar la duración del plateau observado en el escenario 1, manteniendo el mismo caudal máximo alcanzado. Otras consideraciones son:  Todos los pozos con sistemas de Levantamiento Artificial de Bombeo Electrosumergible.  Se busca extender la duración del Plateau para aumentar el factor de recobro del escenario 1.


5.3 Escenario de Explotación 3 En este escenario se emplea la inyección de agua para el mantenimiento de presión, y a su vez, aumentar el caudal en el plateau observado en el escenario 1, conservando la misma duración del plateau. Algunas otras consideraciones del escenario son:  Todos los pozos con sistemas de Levantamiento Artificial de Bombeo Electrosumergible.  Se busca aumentar el caudal de los pozos productores para obtener una mayor tasa de Plateau para aumentar el factor de recobro del escenario 1.  Plateau de aproximadamente 2 años.

5.4 Comparación Escenarios de Explotación Las estrategias de explotación descritas previamente se resumen a continuación. Tiempo de Caudal de Mantenimiento Plateau Plateau de Presión Esc. 1 (Base) 2 años Q1 No Aplica Esc. 2 T2 > 2 años Q2 = Q1 Inyección Agua Esc. 3 T3 = 2 años Q3 > Q1 Inyección Agua Tabla 9. Escenarios de Explotación Planteados

Para las estrategias 2 y 3, la inyección de agua se realizó en la zona de agua para el mantenimiento de la presión y también en algunos puntos estratégicos dentro de la zona de crudo para aprovechar la buena relación de movilidad entre el agua y el crudo.


5.5 Estrategia de Perforación Debido a que hay un número limitado de talados (solo hay 2), de esperarse una zona de incremento gradual de la producción en los dos primeros años (ramp up). Los cálculos para determinar la fecha en la que los pozos son perforados y están listos para iniciar producción, así como la selección del sistema de levantamiento artificial más adecuado para los mismos, se encuentran junto al análisis financiero de las estrategias en los anexos 4, 5 y 6. Adicionalmente, la determinación del número de pozos en cada zona del yacimiento se realizó teniendo en cuenta que cada sección está aislada de las demás. Así, el número de pozos en cada zona respecto al total se timó proporcional al porcentaje de OOIP que cada zona presentaba respecto al total del yacimiento. Para esto, la división de cada zona como un sector en el simulador fue de gran ayuda. A continuación, se muestra el número de pozos que corresponde a cada parte del yacimiento de interés.

Figura 11. Distribución de los Pozos en Cada Sector


6. DISCUSIÓN DE RESULTADOS Los resultados de la simulación de los escenarios 1, 2 y 3 se encuentran disponibles en los Anexos 2, 3 y 4 respectivamente. A continuación, se brinda una comparación de los resultados obtenidos en cada esquema planteado.

6.1 Desempleo Técnico de las Estrategias 6.1.1 Producción del Campo La producción del campo en los diez años de cada escenario de explotación arrojada por la simulación se presentó como se muestra en las siguientes gráficas.

Figura 12. Perfil de Producción Para Escenario 1




Lo esperado al momento de plantear los escenarios fue representado en los resultados de la simulación. El Escenario 1 mantuvo un caudal de 2 años con un caudal de producción durante plateau de poco menos de los 100.000 STB/día. Se observa la deficiencia en el sostenimiento de la presión del sistema. Otro punto para resaltar en el escenario 1, es que la producción no se mantiene por mucho después del plateau; en realidad, la mayoría de los pozos mueren (Qo=0 STB/día) antes del quinto año o semana 60 (lo que equivale a la mitad del periodo de estudio). El Escenario 2 mantuvo el mismo caudal de plateau del escenario 1, pero en este caso, gracias al sostenimiento de la presión impulsada con la inyección de agua, el periodo se puedo ampliar de dos años a cinco años aproximadamente. La inyección de agua también permitió que tras el plateau los pozos no murieran y la producción se mantuvo en rangos económicamente viables hasta el final de los 10 años. El Escenario 3 por su parte presentó un caudal de plateau mucho mayor al alcanzado en los toros escenarios y cómo fue propuesto, presentó una duración de plateau igual al caso base. Adicionalmente la producción no cayó repentinamente tras el plateau, sino que se mantuvo en límites económicos durante los 10 años de simulación. Lo anterior fue posible gracias a la inyección de agua.


6.1.2 Factor de Recobro Alcanzado En los diez años de producción, cada escenario alcanzó un factor de recobro como se muestra en la siguiente gráfica. Factor de Recobro (%) vs Tiempo

Escenario 3: 26.06%

Escenario 2: 19.72% Escenario 1: 9.06%

Figura 15. Factor de Recobro Para Escenarios de Explotación El Escenario 3 es el caso con mayor éxito en términos de recuperación de petróleo, pues es capaz de recuperar el mayor porcentaje del recurso en sitio OOIP.

6.2 Evaluación Financiera de las Estrategias La evaluación financiera completa se puede encontrar en los anexos 5, 6 y 7 que acompañan el presente documento. Sin embargo, a continuación, se cita una comparación de los escenarios de explotación en término de los parámetros económicos más importantes: Vale la pena recordar que para cada escenario de explotación planteado se encontrarán tres sub-escenarios debido a tres posibilidades de precio de crudo establecidas. Es decir, un total de nueve escenarios fueron considerados escenarios 1, 2 y 3 combinados con precios de venta del barril de crudo de 25, 40 y 75 dólares.


6.2.1 Valor Presente Neto (VPN) VALOR PRESENTE NETO (USD) Escenarios

25 USD

40 USD

75 USD

1

43,948,195.00

1,000,209,000.00 3,954,364,984.00

2

308,340,930.00

2,230,855,173.00 6,839,760,827.00

3

570,737,607.00

3,287,094,989.00 9,740,949,987.00

Tabla 10. Valor Presente Neto de Cada Escenario

Teniendo en cuenta que este parámetro representa el valor presente de la suma de todos los flujos de caja futuros durante el periodo de evaluación constituye un indicativo definitivo para la selección de la estrategia más indicada. Cómo se puede observar en la tabla anterior, el escenario 3 es el más lucrativo sin importar el precio de crudo que se maneje.

6.2.2 Tiempo de Retorno (payback time) Cada escenario presenta un tiempo de retorno dependiendo del precio de crudo que se maneje. Este tiempo representa el mes en el cual se recuperan las inversiones realizadas y se empiezan a generar ganancias netas. TIEMPO DE RETORNO (MESES) Escenarios

25 USD

40 USD

75 USD

1

56

27

16

2

80

40

21

3

51

28

15

Tabla 11. Tiempo de Retorno de Cada Escenario


6.2.3 Tasa Interna de Retorno (TIR) Este valor representa la tasa de interés para la cual la diferencia de los valores presente neto de los ingresos totales y los egresos totales es igual a cero. Por lo tanto, el VPN de todo el proyecto se hace cero. TASA INTERNA DE RETORNO (%Anual) Escenarios

25 USD

40 USD

75 USD

1

14.14

64.43

172.8

2

19.09

53.16

123.2

3

28.75

85.96

217.7

Tabla 12. TIR de Cada Escenario

Los valores de tasa interna de retorno mayores a la tasa de oportunidad planteada por la empresa operadora (i = 12% anual) confirman la viabilidad económica del proyecto. La representación gráfica y el soporte numérico donde se observan los valores aquí citados pueden mirarse en los Anexos 5, 6 y 7. También se encontrarán otros indicadores económicos (Capital Exposure y Flujos de Caja mensuales de los nueve escenarios analizados).


7. CONCLUSIONES  Dentro de los escenarios planteados, el mejor esquema de explotación del campo es el Escenario Número 3. Desde el punto de vista técnico y financiero, este escenario representa una mejor utilización de los recursos disponibles. Además, al finalizar el periodo de 10 años de estudio aún se tienen condiciones positivas que prometen años adicionales de producción.  Aunque las tres estrategias de explotación diseñadas son viables en términos técnicos y financieros (los dos criterios de evaluación en el presente informe), la viabilidad social y ambiental del proyecto aún están por evaluarse, y éstas son factores que puede condicionar la aplicabilidad definitiva de los esquemas planteados.  Las herramientas de simulación de yacimiento juegan un papel importante en el diseño de planes de desarrollo para campos de hidrocarburos (también campos geotérmicos), gracias a que ofrecen la posibilidad de evaluar diversas modificaciones y estrategias a un costo relativamente muy bajo comparado con la alternativa de hacer evaluación de las mismas por medio de proyectos pilotos.


8. LISTADO DE ANEXOS  Anexo 1: Cálculo de Propiedades Promedio. [Archivo de Excel)  Anexo 2: Archivo Para Simulación Escenario 1. [Archivo Extensión “.dat”)  Anexo 3: Archivo Para Simulación Escenario 2. [Archivo Extensión “.dat”)  Anexo 4: Archivo Para Simulación Escenario 3. [Archivo Extensión “.dat”)  Anexo 5: Análisis Financiero Escenario 1. [Archivo de Excel)  Anexo 6: Análisis Financiero Escenario 2. [Archivo de Excel)  Anexo 7: Análisis Financiero Escenario 3. [Archivo de Excel)

Ejemplo Académico de un Plan de Desarrollo de Un Campo Petrolero

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