GENERALIDADES YACIMIENTOS *Material tomado y adaptado con fines didácticos para la especialización en Ingeniería de Gas. -- Gonzalo Rojas, Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado, 2da Edición, Mayo 2005 -- Brad Gouge and Bob Wagner, Petroleum Reserves, 2009 SPE Short Courses Series, New Orleans, Lou, Oct – 2009 --McCain Jr, W.D y Holditch S.A & Associates“Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management. Petroleum Engineering International. October 1993. College Station, Texas. -- Enlace:http://yacimientosdepetroleo.blogspot.com/2009/03/clasificacion-de-los-yacimientos-en.html -- Enlace: http://weblogs.madrimasd.org -- Enlace: www.peptec.com CONSTRUIMOS FUTURO CONTENIDO 1. 2. 3. 4. 5. Tipos de fluidos Características de los fluidos Tipos de yacimientos Mecanismos de producción Factores de recobro Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO TIPOS DE FLUIDOS CONSTRUIMOS FUTURO CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS Cinco Tipos de Fluidos en Yacimiento Yacimientos de Punto de Burbujeo o Gas Disuelto Yacimientos de Punto de Rocio o Condensación Retrograda de Gas Yacimientos de Gas Manera eficiente y común para clasificar tipos de yacimientos. Posible analizar el comportamiento del yacimiento de acuerdo al tipo de fluido que este contenga. P r e s i ó n Temperatura Figura 5. Clasificación de los Tipos de Yacimientos. Fuente: McCain Jr, W.D “Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management. Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO Tipos de fluidos Gases – Gas Natural Líquidos Petróleo Condensado gas • Como gas en el yacimiento • Condensados como líquidos en el yacimiento y en superficie Líquidos de gas natural • Como gas en el yacimiento y en superficie • Extraídos en plantas Gas Seco • Condensado producido < 3 STB/MMSCF Gas Húmedo • Condensado constante • No condensa en el yacimiento Gas Retrogrado • Condensa en el yacimiento • Condensado producido variable Gas dulce • No contiene sulfuro de hidrógeno Gas ácido • Contiene sulfuro de hidrógeno Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO Composición típica de fluidos COMPOSICION ACEITE NEGRO ACEITE VOLATIL GAS CONDENSADO GAS SECO C1 48,83 64,36 87,07 95,85 C2 2,75 7,52 4,39 2,67 C3 1,93 4,74 2,29 0,34 C4 1,60 4,12 1,74 0,52 C5 1,15 2,97 0,83 0,08 C6 1,59 1,38 0,60 0,12 C7+ 42,15 14,91 3,80 0,42 MWC7+ 225 181 112 157 GOR 625 2000 18200 105000 ºAPI DE TANQUE 34.3 50,1 60,8 54,7 LÌQUIDO COLOR Pesado Negro, Verdoso Medio Naranja natural Amarillo oscuro Liviano Café muy claro Amarillo claro Composición Molar y Otras Propiedades de Fluidos Típicos Monofásicos encontrados en yacimientos Fuente: Craft, B.C y Hawkins, M.F “Applied Petroleum Reservoir Engineering”. Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO Maduración del hidrocarburo http://www.geologos.or.cr/contenidos/blogs/2013/gas-natural-y-petroleo/profundidades-de-generacion.jpg Zuly Calderón Carrillo DIAGRAMAS DE FASES: Aceite Negro Figura 6. Diagrama de Fase Típico para un Aceite Negro. Fuente: McCain Jr, W.D “Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management. Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO DIAGRAMAS DE FASES Aceite Volátil Figura 7. Diagrama de Fase Típico para un Aceite Volátil. Fuente: McCain Jr, W.D “Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management. Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL • La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase líquida en el yacimiento y en dos fases en superficie • Temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica • El agotamiento isotérmico de presión produce alto encogimiento del crudo (hasta 45%) • El gas liberado puede ser del tipo Gas Condensado • % C7+ > 12.5 • % C1 < 60 Gonzalo Rojas, Ph.D DIAGRAMAS DE FASES Gas Retrogrado Figura 8. Diagrama de Fase Típico para un Gas Retrogrado. Fuente: McCain Jr, W.D “Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management. Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO GAS CONDENSADO CARACTERISTICAS DE PRODUCCION Condensados bloquean la producción de gas *Blog petrolero ; Dedicado a las actividades de Ingeniería y Geología de Reservorios, http://blogpetrolero.blogspot.com/ CONSTRUIMOS FUTURO YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO SUPERFICIE GAS CONDENSADO GAS CONDENSADO YACIMIENTO Gonzalo Rojas, Ph.D GAS CONDENSADO Gas condensado rico Gas condensado pobre ** AHMED, T. Hidrocarbon Phase Behavior. 1987 CONSTRUIMOS FUTURO YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0 • Gas en el yacimiento • Dos fases en superficie • Presenta condensación retrógrada • Tc < Ty <Tcdt • RGL > 3200 PCN/BN • °API > 40 – 45° • % C1 > 60 • % C7+ < 12.5 • Ligeramente coloreado – Amarillo claro Gonzalo Rojas, Ph.D CONDENSADO • Líquido del Gas Condensado que se encuentra en el yacimiento en fase gaseosa • Gravedad API: 40 – 60°. Se han encontrado condensados con 29 – 30 °API • Color: generalmente incoloro – amarillo claro Gonzalo Rojas, Ph.D DIAGRAMAS DE FASES Gas Húmedo Figura 9. Diagrama de Fase Típico para un Gas Húmedo. Fuente: McCain Jr, W.D “Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management. Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO • Gas en el yacimiento • Dos fases en superficie • No presenta condensación retrógrada • RGL > 15000 PCN/BN (Regularmente: 50-100 MPC/BN) • Contenido de Líquido < 30 BN/MMPCN • °API > 60° (Líquido proveniente del Gas) • Líquido de tanque: Incoloro Gonzalo Rojas, Ph.D DIAGRAMAS DE FASES Gas Seco Figura 10. Diagrama de Fase Típico para un Gas Seco. Fuente: McCain Jr, W.D “Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management. Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO YACIMIENTOS DE GAS SECO • La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie • Temperatura del yacimiento muy superior a la cricondentérmica • Contenido de C1>90% y C5+<1% • Solo a temperaturas criogénicas (<-100°F) se puede obtener cierta cantidad de líquidos de estos gases Gonzalo Rojas, Ph.D Diagrama de fases para diferentes tipos de crudos y gases Gonzalo Rojas, Ph.D Tipos de fluidos Gases – Gas Natural Líquidos Petróleo Condensado gas • Como gas en el yacimiento • Condensados como líquidos en el yacimiento y en superficie Líquidos de gas natural • Como gas en el yacimiento y en superficie • Extraídos en plantas Gas Seco • Condensado producido < 3 STB/MMSCF Gas Húmedo • Condensado constante • No condensa en el yacimiento Gas Retrogrado • Condensa en el yacimiento • Condensado producido variable Gas dulce • No contiene sulfuro de hidrógeno Gas ácido • Contiene sulfuro de hidrógeno Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO CARACTERISTICAS DE FLUIDOS CONSTRUIMOS FUTURO Gas Natural Cadena pequeña de moléculas de hidrocarburos • Metano – CH4 • Etano – C2H6 • Propano – C3H8 • Butano – C4H10 • Pentano – C5H12 Puede contener contaminantes • Dióxido de carbono (CO2) • Sulfuro de hidrógeno (H2S) • Nitrógeno (N) • Helio (He) Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO Alcanos http://www.monografias.com/trabajos91/clasificacion-compuestosorganicos/image009.jpg Zuly Calderón Carrillo Gas Natural •Gravedad especifica (Aire = 1.0) • Producción 0.58 – 1.30 • Consumo 0.60 •Valor calorífico (BTU /CF) • Producción 600 – 1400 • Consumo 1000 (normalmente) •Condensado • Rangos desde 0 hasta 300 BC / MMCF Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO Otras descripciones del gas natural •Gas seco Contenido despreciable de condensado Normalmente producen menos de 3.0 Bl/MMCF •Gas húmedo • La producción de condensado en superficie casi siempre es constante • Ocurre condensación en superficie •Gas retrogrado • Ocurre condensación en el yacimiento • La relación gas / condensado, varia Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO Petróleo vs. Condensado Rangos de API • Agua fresca – como referencia tiene 10 oAPI • Petróleo • Promedio 25 a 30 oAPI • Liviano 35 a 45 oAPI • Pesado 15 a 25 oAPI • Extrapesado 5 a 15 oAPI • Gas Condensado • Comúnmente • Puede ser superior a 45 a 50 oAPI 60 oAPI Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO TIPOS DE YACIMIENTOS CONSTRUIMOS FUTURO YACIMIENTOS VOLUMÉTRICOS Y NO VOLUMÉTRICOS Yacimiento Volumétrico carecen de intrusión de agua (We) Yacimiento No Volumétrico poseen intrusión de agua (We) que proviene de un Acuífero. Np Gp Wp Producción de agua (Wp) es generalmente insignificante. We http://blogpetrolero.files.wordpress.com/2009/02/iwt_int.jpg CONSTRUIMOS FUTURO MECANISMOS DE PRODUCCIÓN Y FACTORES DE RECOBRO CONSTRUIMOS FUTURO MECANISMOS PRODUCCIÓN PRIMARIA SECUNDARIA Flujo Natural Inyección de agua Levantamiento artificial, bombeo mecánico, gas lift, étc. TERCIARIA Recobro térmico Gas miscible/inmiscible Mantenimiento de presión Químicos y otros Tomado de : www.ulaval.edu.ca CONSTRUIMOS FUTURO Expansión de la roca y los fluidos Empuje por depleción Empuje por gas en solución Empuje por capa de gas Empuje por agua Drenaje gravitacional Empujes combinados Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 Ingeniería de Yacimientos 33 CONSTRUIMOS FUTURO El mecanismo de producción de un yacimiento es determinante en los factores de recobro. Mecanismos de producción RELACIÓN DE PRESIONES VS FR . 100 Relación Py/Pi (%) 80 EMPUJE HIDRAULICO 60 SEGREGACION GRAVITACIONAL 40 EXPANSIÓN DE LA ROCA 20 GAS EN SOLUCIÓN EXPANSIÓN CAPA DE GAS 0 0 10 20 30 40 50 60 FR (%) 34 CONSTRUIMOS FUTURO EMPUJE POR EXPANSIÓN DE LA ROCA Y LOS FLUIDOS CONSTRUIMOS FUTURO Yacimiento petróleo inicialmente presión mayor a su presión de burbuja, se denomina yacimiento subsaturado. A medida que la presión del yacimiento cae, la roca y los fluidos se expanden debido a sus compresibilidades individuales. http://ingyaci2.blogspot.com/2009/10/mi-tercera-entrada.html http://ingyaci2.blogspot.com/2009/10/mi-tercera-entrada.html Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 Ingeniería de Yacimientos 36 CONSTRUIMOS FUTURO A medida que la expansión de los fluidos y la reducción en el volumen poroso ocurre con la caída de presión del yacimiento, el crudo y el agua serán forzados a fluir desde el espacio poroso hacia el pozo. Se caracteriza por: Caída de presión rápida GOR constante Muy bajos porcentajes de recobro Ingeniería de Yacimientos 37 CONSTRUIMOS FUTURO EMPUJE POR DEPLECIÓN CONSTRUIMOS FUTURO CONSTRUIMOS FUTURO EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN CONSTRUIMOS FUTURO . 1. Yacimiento Subsaturado: Presión del yacimiento > punto de burbuja 2. Yacimiento Saturado: Presión del Yacimiento <= punto de burbuja Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO La principal fuente de energía es el gas que se libera del aceite y su subsecuente expansión mientras la presión del yacimiento declina. Ingeniería de Yacimientos 42 CONSTRUIMOS FUTURO Características Caída de presión rápida y continua El recobro final de Ausencia de Rápido aceite varia agua en la incremento del 5% al producción del GOR 30% del OOIP. Cole (1969) Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 Ingeniería de Yacimientos 43 CONSTRUIMOS FUTURO Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 Ingeniería de Yacimientos 44 CONSTRUIMOS FUTURO CONSTRUIMOS FUTURO TIPOS DE FLUIDOS Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 CONSTRUIMOS FUTURO EMPUJE POR CAPA DE GAS CONSTRUIMOS FUTURO Presencia de una capa de gas con poca o sin presencia de agua. La energía natural necesaria para producir el crudo : • Expansión de la capa de gas • Expansión del gas en solución a medida que es liberado Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 Ingeniería de Yacimientos 48 CONSTRUIMOS FUTURO Se produce cuando el gas acumulado que se encuentra por encima del petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. Imagen : http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm Fuente :http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO Características Caída continua y lenta de presión Producción Aumento de agua continuo del insignificante GOR o nula Cole (1969) y Clark (1969) Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 El recobro final de aceite varia del 20% al 40% del OOIP. Fluyen por mas tiempo, que los producidos por depleción Ingeniería de Yacimientos 50 CONSTRUIMOS FUTURO Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 Ingeniería de Yacimientos 51 CONSTRUIMOS FUTURO Baja viscosidad del petróleo Alta gravedad API del petróleo Alta permeabilidad de la formación Alto relieve estructural Caída moderada en la producción y presión del yacimiento Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas No hay producción de agua o es relativamente baja Relación gas-petróleo aumenta rápidamente en pozos altos estructuralmente Imagen: http://3.bp.blogspot.com/_cEVJDZrq_58/SdBIbb_LHRI/AAAAAAAAAI8/er7PgGOp1_g/s400/Blog+4.jpg de Yacimientos Traducción: Dan J. Hartmann y Edward A. Beaumont. Predicting Reservoir System Quality and Performance. CapituloIngeniería 9. CONSTRUIMOS FUTURO CONSTRUIMOS FUTURO EMPUJE POR AGUA NATURAL CONSTRUIMOS FUTURO Debido a su movimiento dentro de los espacios porosos de la roca, donde originalmente se encontraba el aceite, reemplazándolo y desplazándolo hacia el pozo. Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 Ingeniería de Yacimientos 55 CONSTRUIMOS FUTURO Características Declinación gradual de presión Producción de agua significativa El GOR presenta ligeros cambios Cole (1969) Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 El recobro final de WOR aceite es del significativo 35%-75% del OOIP Ingeniería de Yacimientos 56 CONSTRUIMOS FUTURO Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 Ingeniería de Yacimientos 57 CONSTRUIMOS FUTURO EMPUJE POR AGUA TIPOS PRESIÓN depende de: Fuerte Parcial Tamaño del acuífero K Tasa de producción Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO CONSTRUIMOS FUTURO SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL CONSTRUIMOS FUTURO • El gas libre a medida que sale del petróleo se mueve hacia el tope de la estructura • Esto ocurre cuando al gas en su saturación crítica, le es mas fácil moverse al tope del yacimiento, que al pozo (buena permeabilidad vertical). • El petróleo drena hacia abajo, por gravedad. Fuente :http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm Imagen : http://2.bp.blogspot.com/_VZS47hCFeyM/ScJho2O2FxI/AAAAAAAAAFM/JS8gFQ2T7SA/s400/S egragacion.bmp Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO Capas con alto buzamiento Permeabilidad vertical mayor a la horizontal Petróleo de baja viscosidad Yacimiento fracturado Rápida declinación de producción Altas tasas de recobro Imagen: http://industria-petrolera.blogspot.com/ 2007_11_01_archive.html Fuente :http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO . Ocurre en yacimientos de petróleo como resultado de las diferencias en densidades de los fluidos del yacimiento. Es esencial que la saturación de aceite en los alrededores del pozo se mantenga tan alta como sea posible. Alta saturación de aceite = tasas altas de aceite y tasas bajas de gas. Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 Ingeniería de Yacimientos 63 CONSTRUIMOS FUTURO Características Tasas Producción variables de de agua declinación insignificante de la presión o nula GOR depende de la ubicación del pozo Cole (1969) Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 Formación El recobro de una capa secundaria final de aceite varia de gas en ampliamente yacimientos subsaturados Ingeniería de Yacimientos 64 CONSTRUIMOS FUTURO CONSTRUIMOS FUTURO EMPUJES COMBINADOS CONSTRUIMOS FUTURO Combinación de fuerzas de empuje: Capa de gas Intrusión de agua Segregación gravitacional Gas en solución Imagen : http://2.bp.blogspot.com/_VZS47hCFeyM/ScJho2O2FxI/AAAAAAAAAFM/JS8 gFQ2T7SA/s400/Segragacion.bmp. Ingeniería de Yacimientos 67 CONSTRUIMOS FUTURO CONSTRUIMOS FUTURO EMPUJE POR COMPACTACIÓN YSUBSIDENCIA CONSTRUIMOS FUTURO CONSTRUIMOS FUTURO FACTORES DE RECOBRO Método Recobro Petróleo % Recobro de gas % Empuje de agua 20 -50 60 -70 Gas en solución/Depleción 5 - 15 65 -90 Capa de gas 20 -30 N/A Drenaje por gravedad 30 -60 N/A Mayor a 35 65 -90 Compactación Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO • Conocer lo mas rápido posible el mecanismo de empuje de los yacimientos nuevos, para conocer su comportamiento a futuro. • En situaciones reales, es poco probable encontrar yacimientos con un único mecanismo de empuje, por lo cual los casos vistos son solo modelos base para el análisis. • Para detectar el mecanismo de producción prevaleciente, se acude al procesamiento e interpretación de una extensa serie de información obtenida durante la perforación de los pozos y durante el comienzo y toda la etapa de producción primaria. Ingeniería de Yacimientos Fuente: Reservoir Engineering Handbook, Tarek Ahmed. Second Edition. 2000 73 CONSTRUIMOS FUTURO BIBLIOGRAFIA • McCain Jr, W.D y Holditch S.A & Associates“Chemical Composition Determines Behavior of Reservoir Fluids”. Paper Reservoir Management. Petroleum Engineering International. October 1993. College Station, Texas. • Gonzalo Rojas, Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado, 2da Edición, Mayo 2005 • Brad Gouge and Bob Wagner, Petroleum Reserves, 2009 SPE Short Courses Series, New Orleans, Lou, Oct – 2009 •Enlace:http://yacimientosdepetroleo.blogspot.com/2009/03/clasificac ion-de-los-yacimientos-en.html •Enlace: http://weblogs.madrimasd.org •Enlace: www.peptec.com Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO COMPACTACIÓN Y SUBSIDENCIA EN EL CAMPO EKOFISK 75 CONSTRUIMOS FUTURO Fuente: http://www.npd.no/engelsk/cwi/pbl/en/field/all/43506.htm 76 CONSTRUIMOS FUTURO LOCALIZACION • Primer gigante de petróleo – Mar Norte • El Gran EKOFISK está compuesto por varios yacimientos de producción (Ekofisk, el más grande) • Descubierto en 1969 y puesto en producción 1971 • Ubicado a 322 km SO de Stavanger (Noruega) • 9500 pies de profundidad, columna de agua de 246 pies • Operado por Conoco Phillips Fuente: http://www.npd.no/engelsk/npetrres/newsletter/no1598 Fuente: http://www.kulturminne-ekofisk.no/ Ingeniería de Yacimientos 77 CONSTRUIMOS FUTURO YACIMIENTO • Anticlinal • Compuesto de 3 áreas: Ekofisk superior, Ekofisk inferior y Tor. • Yacimiento fracturado de calizas • Baja permeabilidad (0.1 y 10 md) • Porosidad 30 – 45% • Espesor 300 – 1000 pies • Inicialmente sobrepresionado, petróleo bajo-saturado 7120 psia y 268 F • Punto de burbuja 5560 psia • GOR 1530 SCF/STB • OOIP 7 billones bb Fuente: http://www.npd.no/engelsk/npetrres/newsletter/no1598 Ingeniería de Yacimientos 78 CONSTRUIMOS FUTURO • Al declinar la presión, esto originó el aumento del esfuerzo efectivo ocasionando el colapso de la estructura poral y consecuentemente la compactación del yacimiento y subsidencia del suelo marino • Compactación ocasionada por la alta porosidad y la producción de hc • Cuando fue descubierta la subsidencia, hundimiento cercano a los 3 mtrs, 25-40 cm/año • 1994, hundimiento de 6 mtrs. Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO Tomado de: www.norway.org/NR/rdonlyres/.../16880/DavidRZornes.ppt Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO SUBSIDENCIA La subsidencia es la deformación, en respuesta a la compactación y está relacionada con las condiciones de carga y fuerza en los sedimentos. • Daños superficiales a las instalaciones y a los pozos • Colapso en la tubería de revestimiento • Deformación en las tuberías: A través de los años, numerosas deformaciones de tuberías han sido descubiertas en el campo EKOFISK. Impacto directo en la productividad del campo Fuente: Reservoir aspects of ekofisk subsidence, R.M Sulak, SPE, and J. Danielsen, SPE, Phillips Petroleum co. Norway Ingeniería de Yacimientos 81 CONSTRUIMOS FUTURO ESTRATEGIAS DE RECOBRO Métodos de Recobro utilizados en el campo EKOFISK Fuente: http://www.npd.no/engelsk/npetrres/ne wsletter/no1598 PRODUCCIÓN SECUNDARIA INYECCIÓN DE AGUA INYECCIÓN DE GAS Fuente: www.npd.no/engelsk/cwi/pbl/en/field/all/43506.htm PRODUCCIÓN PRIMARIA EMPUJE POR DEPLECIÓN COMPACTACION Ingeniería de Yacimientos 82 CONSTRUIMOS FUTURO PRODUCCIÓN http://www.npd.no/engelsk/npetrres/newsletter/no1598 Ingeniería de Yacimientos 83 CONSTRUIMOS FUTURO PRODUCCIÓN Producción de Aceite Vs Tiempo 20,00 18,00 Producción Aceite [MMSTB] 16,00 Producción de Aceite por Año 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 Tiempo [Años] 2000 2005 2010 2015 Ingeniería de Yacimientos 84 CONSTRUIMOS FUTURO CONDICIONES ACTUALES Actualmente: instalaciones de alojamiento, facilidades de perforación, producción, procesamiento de hidrocarburos e inyección de agua, mas de 300 pozos perforados, 16 plataformas. Propuesta de Conoco Phillips, producir hasta 2050: Modernización de instalaciones, dos nuevas plataformas y nueva infraestructura (pozos productores e inyectores) para manejar 140000 BOEPD. Fuente: Reservoir aspects of ekofisk subsidence, R.M Sulak, SPE, and J. Danielsen, SPE, Phillips Petroleum co. Norway Ingeniería de Yacimientos 85 CONSTRUIMOS FUTURO Ingeniería de Yacimientos CONSTRUIMOS FUTURO
