Pozos petroleros inactivos en venezuela

Muestra estadisticas y conceptos sobre los pozos petroleros inactivos en Venezuela

1. SOCIEDAD VENEZOLANA DE
INGENIEROS DE PETRÓLEO
"SITUACIÓN DE LOS POZOS DE
PETRÓLEO Y GAS NATURAL
INACTIVOS EN VENEZUELA"
Ing. Diego J. González Cruz
Caracas, martes 17 agosto 2010
http://www.svip.org/Detalle_charlas/D_Gonzalez_Pozos_Inactivos.html

2. "SITUACIÓN DE LOS POZOS DE PETRÓLEO Y GAS
NATURAL INACTIVOS EN VENEZUELA”
CONTENIDO:
Conceptos generales
Por qué hay pozos cerrados?
El petróleo no sale solo
Por qué es necesario reparar los pozos?
Estadísticas de pozos cerrados
Qué consecuencias tienen los pozos cerrados?
Había controles en las filiales
Antecedentes sobre el control del Ministerio de Energía
Oportunidades de inversión y de trabajo

3. La clasificación básica relacionada
con la explotación petrolera
CUENCA (4 principales)
CAMPO (más de 400)
BLOQUE (Lago, COL y PD, PRU)
YACIMIENTO (más de 3.000)
POZO (cerca de 48.000)

4. Toda la normativa sobre reservas y su relación
con los pozos está en este texto

5. Clasificación de las reservas y su relación con los pozos
PROBADAS
han sido probadas
inequívocamente
PROBABLES
requieren validación
vía producción
POSIBLES
no hay certeza
de su existencia

6. POES: el petróleo original en sitio. Todos
los parámetros están relacionados con los pozos
-13800'
Porosidad
Area
A
Espesor
h
REGISTRO
Capa de Gas
Zona de Petróleo
Agua Agua
Zona de Transición
Petróleo-Gas
Zona de Transición
Agua-Petróleo
Distribución de Fluidos
en un Yacimiento

7. Fuente:PDVSA,LaIndustriaVenezolanadelosHidrocarburos,TomoI,1989
Ref.: BARRILES DE PAPEL No 21, ¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?, 2007
En cualquiera de estas fases los pozos
se dañan, y pasan a estar inactivos
Declinación primaria
Declinación secundaria
Declinación terciaria

8. El Concepto de Pozo-Zonas
COMPLETACION SELECTIVA
Empacadura
Camisa
Tubería de
Producción
(Tubing)
Revestidor
(Casing)
Cañoneo
FLUJO NATURAL
Zona 1
Zona 2
Zona 3
Zona 4
Estepozotiene4zonas,
2fueronprobadasyestá
produciendoporlaZona
4.Porelsistemade
“camisas”sepuede
producirtambiénlas
Zonas1y2

9. Tecnología de perforación horizontal
La tecnología hace los procesos de reparación
de pozos mas interesantes

10. Elpozoeslaunidadbásicadeproducción.Hayquemantenerlotodoeltiempoen
operaciónyenlasmejorescondiciones.Todoslospozossinexcepcióndeclinanen
producciónporlacaídadepresióndelyacimiento.Adicionalmente,puededeclinaro
suspendersesuproducciónporrazonesfísicasdelmismopozoydelainfraestructura
asociadaalosmismos.
Ref.: BARRILES DE PAPEL No 21, ¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?, 2007
¿Por qué es necesario reparar los pozos?
Hay 10 razones principales, por las cuales los pozos dejan de producir:
1.Arenamiento (la arena del yacimiento tapona los pozos)
2.Comunicación entre diferentes zonas de agua y/o gas del pozo
3.Tuberías de producción o cabillas rotas por corrosión
4.Tuberías de producción o cabillas y bombas obstruidas
5.Intrusión de agua o gas (por efecto de conificación del agua o gas)
6.Falta de Instalaciones para levantamiento artificial (gaslift)
7.Falta de gas para levantamiento artificial (gaslift)
8.Facilidades de producción obsoletas y dañadas
9.Falta de equipos de superficie (el caso de los atraques para las lanchas!)
10.Falta de facilidades de superficie (electricidad, acceso, etc.)

11. UnaempresadelamagnituddePDVSAsiempretendrá
pozoscerradoscapacesdeproducir,porsimplerazonesde
jerarquizacióneconómicasobredondehacerlasinversiones
ygastos(losrecursoseconómicosytécnicossonfinitos).
En1970cuandoVenezuelaalcanzósupicodeproducciónde
3.708.000barrilesdiarios,tenía7.238pozoscerrados
(37,4%).Hoyhayunos20.000pozoscerrados(porfaltade
recursoshumanoscalificados(know-how)yfaltade
planificacióneinversiones).
Ref.: BARRILES DE PAPEL No 21, ¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?, 2007
Por qué hay pozos cerrados? (1)

12. PDVSAteníaunsofisticadosimuladorllamadoel
Búfalo(softwareutilizadoparafinesde
planificacióndelaBasedeRecursos),elcual
establecíalasprioridadesdeinversiónen
reparacióndepozosycortabaenunpunto,por
lalimitaciónderecursoseconómicos.
Sereparabanlosmejorespozoscerrados,en
especialporsucalidad,esdecir,lasgravedades
APIqueproducían,yporlosrequerimientosdel
mercado.
Ref.: BARRILES DE PAPEL No 21, ¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?, 2007
Por qué hay pozos cerrados? (2)

13. Siempreserepararánlosmejorespozosylospeores
permaneceráncerrados,deallílanecesidaddeempresas
pequeñasqueseespecializanenexplotarcamposypozos
marginales.Alospreciosdehoyhayempresasquecompran
camposabandonadosparareactivarlos,osolicitarlicenciaspara
trabajarlos,dondenosealegalloprimero.
La“Apertura”,conlas3rondasdeConveniosOperativos
lograronlareactivacióndeunos3.400pozosqueestaban
cerrados.,Eranempresaspequeñas,cuyoobjetivoeraproducir
primeramenteesospozosinactivos.Altransformarseesos
ConveniosenEmpresasMixtas,dirigidasporPDVSA(60%o
más)secaedenuevoenlasituaciónanteriordejerarquización
delosrecursos,loqueconduciráaquecontinúeaumentandoel
númerodepozoscerrados.
Ref.: BARRILES DE PAPEL No 21, ¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?, 2007
Por qué hay pozos cerrados? (y 3)

14. Con respecto a la programación para reparar los
pozos inactivos siempre habrá una situación
que evitará reparar los programados
Producción
N
o
de pozo-zonas
C/A F/A
Pozo-zonas nuevos + reparaciones
De los mejores a los peores

15. Estudio de Yacimiento Perforación
Manejo y
Tratamiento
Terminación y Métodos
de Producción
910
210
•Definición del marco
geológico y límites
•Cálculo de reservas y
factor de recobro
•Plan de desarrollo e
infraestructura
•Políticas de explotación
primaria
•Planes de recuperación
mejorada
•Pozos
–Avanzada
–Desarrollo
•Perforación
–Vertical
–Inclinada
–Horizontal
–Desviada
–Macollas
•Equipos
•Perfiles / pruebas de
formación
•Cementación y
revestimiento
•Características formación
•Pruebas de pozos
•Tipo de energía
•Aspectos económicos
•Terminación
–Sencilla
–Múltiple
•Métodos de Producción
–Flujo natural
–Levantam. Artificial
–Bombeo por gas
–B. Eletrosumergible
•Reparación / Estimulación
•Recolección /
Separación
•Estaciones Flujo
•Separadores gas
•Depuradores
•Tanques
•Tratamiento químico
•Bombeo/Medición
•Fiscalización
•Terminales
Explotación -Procesos de Trabajo
El petróleo NOsale solo, necesita el know-how!

16. CUENCA DE
MARACAIBO
FALCON
CUENCA
ORIENTAL
DE VENEZUELA
CUENCA
BARINAS -APURE
# Pozos Activos 11.365 (14.307)
# Pozos Inactivos 9.928
Producción:
Petróleo 1.079 (1.699) mbd
Gas 1.044 (2.110) Mpcd
# Pozos Activos 321 (433)
# Pozos Inactivos 230
Producción:
Petróleo 81 (145) mbd
Gas 38 (10) Mpcd
# Pozos Activos 4.894 (3.176)
# Pozos Inactivos 7.479
Producción:
Petróleo 2.797 (1.716) mbd
Gas 5.877 (4.860) Mpcd
Yacimientos activos:2615 *
Pozos 31581
Pozos activos (17916)16687
Oleoductos (Km) 6218
Gasoductos (Km) 3150
Producción:
Crudo, mbd (3560) 3254
Gas, Mpcd (6970) 6960
Total Venezuela
* Datos 1999 (PDVSA vieja) –2008 (PODE)
En todas las áreas tradicionales hay pozos inactivos

17. La situación de los pozos inactivos por Jurisdicción
46,3%81,83%
40,0%
61,3%
56,9%
Hay mas pozos cerrados que produciendo
51,3%

18. Fuente: y cálculos propios
51,3%
Hay mas pozos cerrados que produciendo
Ojo!

19. DJGC
La realidad de la caída de la producción
1970 –2008, Bls/día (Fuente: varios PODE)
CUENCA DE
MARACAIBO
CUENCA
ORIENTAL
CUENCA APURE
BARINAS
CUENCA
FALCON
YEAR
(21 grandes campos +
Otros)
(24 grandes campos
+ Otros) (9 campos) (6 campos)
1970 3.000.000 648.000 21.032 1.100
1985 1.288.000 366.000 9.634 265
1995 1.597.000 1.063.000 137.000 -
2008 1.078.000 2.094.000 81.000 890

20. miles bd
2008 % miles bd 1999 %
Extrapesados (0,0°-9,9°) 829 25,48 140 4,58
Pesados (10,0°-21,9°) 800 24,59 817 26,72
Medianos (22,0°-29,9°) 911 28,00 1.207 39,47
Livianos (30,0°-38,9º) 579 17,79 857 28,02
Condensados (42,0º y
más) 135 4,15 37 1,21
Total Venezuela 3.254 100,00 3.058 100,00
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR GRAVEDAD
(La cesta venezolana cada vez es más pesada)
31,3%
50,1%

21. ESTUDIO DE PRODUCCION DE GAS EN EL LAGO
REF: PRUEBAS DE PRODUCCIÓN DEL SIMEP
SEGREGACION: LAGOMAR (BLQS. I/II)
PETROLEO GAS FORM GAS TOTAL RGP-PROM.
ESTACION BBLS MMPCND MMPCND PC/BBl N°DE POZOS
AS21C 56 0,62 1,06 11071 1
AP15C 2563 19,95 35,10 7784 26
APO7C 4439 34,38 55,17 7745 40
AP16C 3443 20,11 28,74 5841 23
AP19C 2714 13,32 25,68 4908 22
AP11C 4774 23,00 40,68 4818 37
AP18C 2708 12,68 20,60 4682 16
APO6C 645 2,97 6,79 4605 6
AP18CL 2469 10,72 17,39 4342 12
AP10C 6334 27,15 40,64 4286 27
AP14C 5055 20,70 38,27 4095 29
AS14C 4820 19,55 31,56 4056 21
AP21CL 6089 22,91 41,70 3763 29
AP17CL 5699 17,94 22,52 3148 16
AS21CL 4972 14,39 28,80 2894 19
APO3C 3676 10,58 22,69 2878 27
BP12C 4343 12,06 27,89 2777 20
AP17C 1622 3,58 6,80 2207 7
AS18CL 1255 2,34 7,59 1865 6
AS18C 1334 1,35 7,45 1012 8
69010 290,30 507 4207 392
LIMITE DE RGP , SEGUN EL PLAN DE NEGOCIOS = 1870 PC/BBL
Había controles

22. ESTUDIO DE PRODUCCION DE GAS EN EL LAGO
REF: PRUEBAS DE PRODUCCIÓN DEL SIMEP
TOTAL GENERAL
PETROLEO GAS FORM GAS TOTAL RGP-PROM.
BBLS MMPCND MMPCND PC/BBl N°DE POZOS
LAGOMAR 69010 290,30 507,12 4207 392
LAGOCINCO 94481 322,37 494,97 3412 163
LAGOTRECO 63459 149,14 373,64 2350 154
LAGOMEDIO (LAMA) 96764 191,86 367,78 1983 251
CEUTA 95910 179,95 339,67 1876 180
GRAN TOTAL 419624 1134 2083 2702 1140
Había controles

23. Antecedentes históricos
(Rol del Ministerio de Energía)
1948 -1959 Gustavo Thery Fombona, Director de Hidrocarburos: instructivo para elaborar el
Informe anual de Actividades y el Informe de Potencial de Producción por Campos
1959 Luis Plaz Bruzual, Jefe División de Conservación:instructivo para fijar la tasa de producción
mas eficiente de los pozos recompletados
1968 Luis Plaz Bruzual, Director de Hidrocarburos: instructivo sobre definiciones de pozo-zonas,
estados de los mismos y métodos de producción
1971 Manuel Alayeto, Inspector Técnico: Normas para la estimulación de pozos por
levantamiento artificial por gas(gas-lift)
1972 Manuel Alayeto, Inspector Técnico: Instructivo para el envío de un Informe Mensual sobre
pozos cerrados potencialmente producibles (ver formato).
1973 Luis Plaz Bruzual, Director de Hidrocarburos: nuevo Informe Mensual de Potencial de
Producción por Segregación y por Campos (todas las formulas incluidas)

24. Antecedentes históricos
(Rol del Ministerio de Energía) y 2
1976 Arévalo G. Reyes, Director de Hidrocarburos: para abrir y cerrar
producciónse requiere la autorización del Ministerio
1979 Rafael Marin, Jefe de Zona No 1, de la obligación de remitir en la
fecha indicada el Informe Mensual de Producción e Inyección de Fluidos
1979 Enrique Daboin, Director de Hidrocarburos: nuevo instructivo para
elaborar el Informe Mensual de Potencial (ver Formato)
1974 Oswaldo Sanchez, Inspector Adjunto: Forma T-1001, Informe
Mensual Estado de Pozos (ver formato)
1974ArévaloGuzmán Reyes,DirectordeHidrocarburos:
ComplementoalInstructivosobrePotencialdeProducciónysobrelas
PerdidasOperacionales(verformato)

26. Informe Mensual de Potencial, 1974

27. El Oficio para la Forma T-1001, de 1974

28. Informe Mensual de Pozos Cerrados, 1972

29. Forma para presentar las perdidas de
producción por el cierre de pozos, 1974

30. Forma T-1001, 1974

31. Informe de Potencial, 1979

32. RESUMEN DE LOS ESTADOS DE POZOS –ZONAS
ESTABLECIDOS POR EL MINISTERIO DE ENERGIA
Referencia: OFICIO CIRCULAR No 1420 -HC, 19 de JULIO 1968
ABANDONO DE POZO -
ZONAS
POZO –ZONA
PRODUCIENDO
AE*, AG*, AM*, AO*, AU*,
AW*, AY*
PAC, PAG, PAL, PAN, PBN, PCB, PCL, PDB, PEB, PEL, PGB,
PHB, PIC, PIG, PIL
PIN, PLN, PMB, PNB, PNL, PP*, PRB, PRC, PRG, PRN, PSB,
PTC, PTG, PTL, PTN
CIERRE DE POZO-ZONAS CON DISPONIBILIDAD
INMEDIATA
CA*, CC*, CE*., CG*, CM*, CO*,
CR*, CS*, CY*,
POZO SIN ARENA PRODUCTORA ASIGNADA PERO CON
PETROLEO ACUMUADO
SAS, SCS, SPS,
SSS, STS
CIERRE DE POZO-ZONA DE
INYECCION
CAI, CGI, COI,
CVI, CWI
POZO ZONA
HIPOTETICO: ZCC, ZNC
POZO-ZONA DEVUELTO AL "ESTADO
CONCEDENTE"
POZO OPERADO POR OTRA
COMPANIA
DA*, DG*, DI*, DP*,DW
POZO TRABAJANDO:
TP*, TR*, TS*
POZO -ZONA CERRADO CON DISPONIBILIDAD
NO INMEDIATA
EA*, EC*, ED*, EE*, EG*, EH*, EI*, EL*, EM*, EO*, ER*, ES*, ET*,
EV*, EW*, EX*, EZ*

33. Pozos con estos estados tienen disponibilidad inmediata

34. Pozos con estos estados no tienen
disponibilidad inmediata
Continua

35. Pozos con estos estados no tienen
disponibilidad inmediata

36. UnitedStatesTotal 2008
http://www.eia.doe.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.
html
Distribution of Wells by Production
Número y Rendimiento de los pozos en los EE.UU
OPORTUNIDADES

37. Rango de Tasa de
Producción
Número de Pozos% de Pozos Producción
Anual, Mb
% de la
Producción
0 a 1 124,312 34.2 15.2 1.0
1 a 2 45,271 12.5 21.8 1.4
2 a 4 48,636 13.4 46.3 3.1
4 a 6 27,92 7.7 44.2 2.9
6 a 8 20,662 5.7 45.9 3.1
8 a 10 17,389 4.8 47.8 3.2
Sub total <=10 284,190 78.3 221.2 14.7
UnitedStatesTotal 2008
http://www.eia.doe.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.html
Número y Rendimiento de los pozos en los EE.UU
OPORTUNIDADES

38. Rango de
Tasa de
Producción
Número
de Pozos% de Pozos
Producción
Anual, Mb
% de la
Producción
10 a 12 12,253 3.4 42.8 2.8
12 a 15 12,313 3.4 52.1 3.5
Sub total <=15308,756 85.0 316.1 21.0
15 -20 14,032 3.9 76.3 5.1
20 -25 8,764 2.4 61.1 4.1
25 -30 6,406 1.8 53.4 3.6
30 -40 7,185 2.0 73.4 4.9
40 -50 4,152 1.1 54.6 3.6
50 -100 8,131 2.2 158.7 10.6
100 -200 3,066 0.8 114.0 7.6
200 -400 1,359 0.4 97.1 6.5
Número y Rendimiento de los pozos en los EE.UU
UnitedStatesTotal 2008
http://www.eia.doe.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.html
OPORTUNIDADES

39. Rango de Tasa de
Producción
Número
de Pozos
% de PozosProducción Anual
Mb
% de la
Producción
400 -800 700 0.2 99.9 6.6
800 -1600 290 0.1 80.7 5.4
1600 -3200 147 0.0 86.7 5.8
3200 -6400 63 0.0 79.4 5.3
6400 -12800 43 0.0 92.0 6.1
> 12800 13 0.0 60.8 4.0
Total 363,107 100.0 1,504.1 100.0
Número y Rendimiento de los pozos en los EE.UU
UnitedStatesTotal 2008
http://www.eia.doe.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.html
OPORTUNIDADES

40. Fuente: Informe PDVSA 2009, 2da. Versión, pág. 56 y cálculos propios
El grueso de las reservas probadas de Venezuela
no están desarrolladas. Necesitan miles de
nuevos pozos
27,4%
18,2%
4,9%
7,1%
20,5%
8,8%

41. Oportunidades de producir
reservas no desarrolladas
(cifras en miles de barriles)
Referencia: Maraven, S.A., Estimación de Reservas de Petróleo, 1996
CAMPO
RESERVAS
PROBADAS DESARROLLADAS
NO
DESARROLLADAS %
Bachaquero
480.764 281.126 199.638 41,5
Lagunillas
810.464 243.110 567.354 70,0
Tia Juana
617.354 333.513 283.841 46,0
TOTAL
1.908.582 857.749 1.050.833 55,1

42. BARRILES DE PAPEL No 53
La Salida de la PDVSA actual
Serie Barriles de Papel en Petroleum:
http://www.petroleum.com.ve/barrilesdepapel/
Muchas Gracias
Diego J. González Cruz
[email protected]