Las_metodologias_fel_front-end_loading.docx

Las metodologías FEL (Front-End Loading) y VCDSE (Visualización, Conceptualización, Definición, Seguimiento y Evaluación) son utilizadas para desarrollar los proyectos de Exploratorios y de Desarrollo según corresponda. Permiten seleccionar la mejor estrategia de desarrollo con base en indicadores económicos, múltiples escenarios y optimización de alternativas identificando el riesgo en etapas tempranas. Exploración Evaluación del Potencial Petrolero

Cuenca-Play

Incorporación de reservas

Prospecto

Recurso prospectivo

Producción Delimitación de Yacimientos

Yacimiento

Pre-FEL

FEL

Oportunidades

Reserva

V,C,D

Diseño, Construcción e Instalación

Pozos e Infra

Producción (Mantto.)

Ingresos

Diseño y Construcción

Abandono

Cerrar el campo

Operación

Inversión

PRE-FEL Recolección de la información de pozo exploratorio, definir organigramaRecolección de información de pozo exploratorio

Riesgo Geológico e Incertidumbre

1.- Definir roles (matriz de responsabilidades). 2.- Definir competencias y habilidades requeridas

(+)

  

(-)

Plan de recursos materiales y económicos Definir criterios de éxito Definir alternativas iniciales

Riesgos Operacionales

ETAPA FEL Seleccionar el mejor escenario desde el punto de vista técnico, económico, de seguridad y protección del medio ambiente Ingeniería básica (pre FEED) se consideran todos los retos tecnológicos operativos y las normas aplicables

Proceso VCDSE Proyecto Pozo

Asegurar una definición detallada del alcance del proyecto, con una visión integral subsuelo-superficie, para satisfacer los objetivos planteados Minimizar los cambios durante la ejecución (Seguimiento) del proyecto pozo para reducir tiempos y costos, así como mejorar la calidad del producto final Planear los proyectos pozo a través de equipos multidisciplinarios basados en información confiable, ideas oportunas, buenas prácticas, aplicación de nuevas tecnologías y objetivos comunes Minimizar la incertidumbre de los proyectos pozo, lo cual permite: 1. Mejorar la toma de decisiones 2. Garantizar éxito mecánico-volumétrico 3. Optimizar tiempos y costos 4. Reducir los riesgos LÍMITE TÉCNICO Y SU IMPACTO EN LA PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN El método se basa en comparar los tiempos programados en cada actividad del proyecto pozo con actividades similares de otros pozos ya construidos, con la finalidad de encontrar áreas de mejora. La aplicación del límite técnico elimina los Tiempos No productivos y permite aplicar la tecnología más adecuada. METRICAS: son matrices de identificación y estimulación cualitativa del riesgo (ICADSP, ICCOSP, ICADP, ICADY, ICEY, ICODP, ICODY) utilizados para determina los nidices de complejidad y deffinicion de un proyecto de sus diferentes aspectos, técnico; subsuelo-yacimiento-pozos.

ÍNDICE DE COMPLEJIDAD DEL SISTEMA PETROLERO (ICSP) 1. 2.

SELLO: para la localización, sello en la cima y uno lateral. TRAMPA: trampa combinada estratigráfica-estructural representada por un banco de carbonatos en plataforma interna del jurásico sur. kimmeridigiano 3. ROCA MADRE: información de campos vecinos y resultado de los estudios de roca fluido 4. RESERVORIO: 5. SINCRONIZACIÓN: se identifica la existencia de más de un evento de generación, migración y entrampamiento asociado a una misma roca generadora. El diseño de la terminación se efectúa tanto en la etapa exploratoria (DST) como en la etapa de desarrollo del campo y cada una tiene diferentes consideraciones, objetivos, duración, análisis, tiempo para ejecutar la ingeniería y pruebas a los fluidos, etc. ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO DE LA TERMINACIÓN 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14.

Documento Rector y formatos de la Metodología VCDSE Procedimientos de Diseño Software de diseño Especializado Contratos de servicios Datos del equipo de perforación (Pera, Plataforma o Barco) Bases de usuario de Terminación antes de perforar. Bases de usuario de Terminación después de perforar Equipo Multidisciplinario Documentos DSD-D y DEP-E (Después de la perforación o pozo correlación) Información de pozos de correlación (productividad y aspectos petrofísicos).

INFORMACIÓN DEL POZO PERFORADO 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24.

Geomecánica y Geopresiones Resumen y análisis de la perforación (Pruebas a las TR’s) LOT Núcleos Muestras de canal Gasificaciones Perdidas Registros MDT Mini DST

DESIEÑO DE LA PERFORACION 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40.

Análisis de información de la perforación Equipo de terminación y periféricos Fluido empacante de terminación Disparos de arenamiento de pozos Análisis nodal Aparejo de producción Componrntes de aparejo de producción Análisis de erosion Aseguramiento del lfuljo(hifrato, scale) Corrosión Estimulación Fracturamiento Equipo de aforo Landing string Tiempos y costos Análisis de riesgo

PROGRAMA DE OPERACIÓN 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Lavar pozos Meter aperjo Instalar conexión Disparar evaluar intervalo Aislar intervalo Taponamiento

CONSIDERACIONES DE TERMINACIÓN ANTES DE PERFORAR 1. 2.

NO. DE COLGADORES El cabezal de contemplar el numero colgadores para permiti el No. De TR`S optimo para que permita introducir e laparejo de producción optimo 3. DIAMEROS OPTIMOS DE TR`S 4. DIAMETRO OPTIMO DEL APAREJO 5. EXPANCIO TERMICA DEL FLUIDO DE PERFORACION Diámetro optimo para permitir introducir el aparejo de producción óptimo (Análisis Nodal). Herramientas asociadas al aparejo, tales como válvulas de seguridad (SCSSV) o de tormenta. •Producir sin falla por estallido de la TR al aumento de la temperatura en su etapa de producción CONSIDERACIONES DE TERMINACIÓN DESPUÉS/DURANTE DE LA PERFORACIÓN DESPUÉS O DURANTE DE LA PERFORACIÓN, LAS CONSIDERACIONES PARA LA TERMINACIÓN SON: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Estado Mecánico Integridad del Pozo Muestras de canal y núcleos Datos pozos de correlación Registros Geofísicos Cementaciones

Consideraciones de Terminación Después de perforar (Integridad del estado mecánico del Pozo) Probar la integridad de las TR´s, por seguridad de la instalación y para asegurar el correcto funcionamiento de las válvulas que son activadas por E.A. El sistema debe de ser hermético. 1. 2. 3.

Prueba de Alijo (prueba positiva), aligeramiento de columna para que se manifieste el pozo. Prueba negativa (con presión). La máxima presión de prueba de las TR’s es la máxima presión que puede utilizarse para estimulaciones/fracturami entos al pozo para no romper la TR

CONSIDERACIONES DE TERMINACIÓN DESPUÉS DE PERFORAR MUESTRAS DE CANAL Las muestras de canal detectan mediante descripciones petrográficas los cambios litológicos, así como un análisis micropaleontológico con datación de edades geológicas que permiten al Geólogo controlar el avance de la perforación para quedar en profundidad en una TR y para en este caso de la terminación de pozos, seleccionar la profundidad adecuada que permita cortar el núcleo que corte la mayor cantidad de yacimiento. NÚCLEOS (ANÁLISIS DE LOS NÚCLEOS) El corte de núcleos es determinado por el geólogo de abordo mediante la identificación y monitoreo de la litología encontrada en las muestras de canal y de los marcadores biológicos (fósiles tipo) para una formación dada, en conjunto con los registros en tiempo real resistivo y gamma ray en la barrena. Ejemplo: de corte de núcleo abordo. GASIFICACIONES Y PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN

El registro de las Gasificaciones y pérdidas, así como otras variables de perforación, se efectúan en el registro de hidrocarburos y en el seguimiento en gabinete de las actividades de perforación. EL GAS CORTE se obtiene del recorte de perforación que se recupera en superficie. A éste se le coloca en una licuadora especial la cual al moler rompe la roca liberando el gas o gases que existan en ella, este gas es succionando y un analizador discretiza los gases contenidos. EL GAS CONEXIÓN es el gas que se acumula en el pozo y viaja con el lodo de Perforacion. CORRELACION En el caso de que un nuevo pozo tenga otro pozo de correlación en la misma área, se cuenta con un excelente parámetro de comparación de lo que nos espera en el nuevo pozo, sin embargo cada pozo es diferente con ciertas semejanzas. Pruebas durante la perforación (mejoras a las pruebas, doble empacador, mini-DST, comparación 1, 2 y 3, mini DST, (Calculo e Interpretación miniDST; Log-Log de la ∆P vs ∆t.), Referencias Interpretación,)

MINI DST

PRUEBA DE PARA COPROBAR EL GASTO DE UN POZO QUE TANTO TE VA ARROJAR

Beneficios o ventajas 1. 2. 3. 4. 5.

Reducir el costo al no efectuar una prueba DST y sus equipos, materiales y servicios relacionados (10 veces más costosa), ref. SPE177971-MS Reducción tiempo de uso de plataforma Reducir el riesgo de descontrol de pozo al no hacer fluir el hidrocarburo a superficie (seguridad) • Reducir la quema al medio ambiente Confirma la extensión vertical del yacimiento (net pay) Datos de yacimiento sin daño por disparos ni cementación

Desventajas 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

No evalúa las fronteras del yacimiento, solo la cara del pozo Las muestras obtenidas son muy pequeñas (900 cc) ¿Certificación de reservas para empresas nacionales? Aplicación en agujeros con cavernas Pozos altamente desviados Los resultados no son siempre concluyentes Riesgo de quedarse pegado no es completamente representativo del daño final con que producirá el pozo ya que la zona limitada por la que se fluye con un probador de formaciones ocasiona mayores caídas de presión que las que generalmente se presentan al fluir el pozo

9.

Muestras con contaminación <5%, OK.