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Exploración

Los hidrocarburos (petróleo y gas natural) están contenidos en rocas porosas como el agua en una esponja. Para encontrar las trampas donde se acumulan los hidrocarburos se usan técnicas y tecnologías avanzadas que permiten visualizarlas debajo de la superficie y el mar. Encontrar yacimientos con petróleo o gas es un proceso largo y complejo, toma varios años de investigación, trabajo de campo, adquisición de información geofísica, principalmente de datos sísmicos, y perforación exploratoria antes de que se produzca una gota de petróleo o un pie cúbico de gas natural.

Para encontrar recursos de petróleo y gas se usa una gama de tecnologías de imagen geofísica. La imagen de reflexión sísmica sigue siendo la técnica geofísica más utilizada en la exploración de hidrocarburos, así como el pozo exploratorio como culminación de la fase llevando a conocer las propiedades de los yacimientos, de los fluidos, y el volumen contenido.

A partir de 2012, la estrategia de Mansarovar Energy ha sido crecer mediante la búsqueda de reservas y recursos de petróleo en Colombia a través de la participación en los procesos licitatorios de bloques exploratorios de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), evaluando nuevas oportunidades con alto potencial pertenecientes a otros operadores, así como mirando oportunidades de incrementar reservas en nuestros campos (Near Field Exploration).

Al momento de desarrollar actividades de exploración se toman una serie de fotografías aéreas, que permiten generar mapas topográficos con alta resolución los cuales son la base para los estudios ambientales y el diseño para el proyecto de sísmica 3D. Así mismo, permite comparar con fotografías antiguas permitiendo medir y monitorear la deformación de la superficie, los cambios de dirección de los drenajes y ríos como respuesta a la inestabilidad de los suelos y procesos erosivos.
Con el objeto de obtener imágenes de buena calidad del subsuelo, se realiza reprocesamiento de la información de sísmica 2D existente con la utilización de algoritmos y técnicas modernas de procesamiento de datos que permiten definir el área donde se requerirá obtener información sísmica 3D, la cual se adquiere mediante la utilización de fuente de generación de energía con base en la tecnología de minivibradores y dinamita, buscando el menor impacto ambiental en el campo y aceptación de la comunidad.

El grupo técnico del área de Exploración y Desarrollo busca permanentemente oportunidades de alto potencial en todo tipo de recursos (petróleo pesado, liviano, condensado y gas). 

 

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Proceso de desarrollo de yacimientos

En la etapa de desarrollo de campos petrolíferos, a medida que se adquiere mayor información (registros, núcleo, fluidos, entre otros) durante la perforación de pozos, se va mejorando la caracterización del yacimiento y optimizando el plan de desarrollo que permita maximizar técnica y económicamente la extracción de las reservas.
 
La caracterización de yacimientos permite definir y evaluar las características y las propiedades de la roca almacenadora que controlan el comportamiento de fluidos en el yacimiento, entre los cuales se tiene, la permeabilidad, la porosidad, viscosidad, saturación, gravedad API, presión inicial, presión de burbuja, la anisotropía, las fuerzas capilares y mojabilidad, la estratificación, las fallas geológicas, las discordancias, los acuñamientos y el fracturamiento de la formación.
 
La caracterización integrada de yacimientos, se centra en definir cualitativa y cuantitativamente parámetros de la formación. 

etapas-de-caracterizacion

Etapas de la caracterización y
explotación de yacimientos

Modelo Estático

La fase inicial del proceso de caracterización de yacimientos, consiste en la generación de un modelo estático el cual representa las condiciones del subsuelo en el área analizada y se construye a partir de la integración de la geología regional y local, interpretación de datos Geofísicos principalmente información de programas sísmicos 2D y/o 3D, registros de pozo, petrofísica, análisis de laboratorio, muestras y núcleos entre otros los cuales de acuerdo a la calidad permiten reducir las incertidumbres asociadas a las propiedades del yacimiento.

El modelo estático obtenido, se usa como dato de entrada para la construcción del modelo dinámico donde se tiene en cuenta la información de fluidos y datos de producción.

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Flujo de trabajo
Construcción del modelo estático

Modelo Dinámico

En la fase de modelamiento dinámico del yacimiento, se definen las propiedades de los fluidos y su distribución inicial en el yacimiento.

Este modelo encierra el análisis de propiedades físico-químicas de los fluidos, la determinación de las propiedades Presión, Volumen y Temperatura; el análisis de las permeabilidades relativas, presiones capilares, determinación de los contactos iniciales de fluidos y cuantificación de los volúmenes de hidrocarburos en sitio.

El propósito fundamental del modelo dinámico es representar la interacción de la roca y los fluidos del yacimiento y reproducir las condiciones de presión, producción e inyección del yacimiento; además, permite el desarrollo de metodologías para comprender de una manera integral el desplazamiento de los fluidos en el sistema poroso con la finalidad de estimar volúmenes de fluidos en sitio y reservas recuperables, analizar el comportamiento de presión, producción e inyección y predecir el comportamiento futuro del yacimiento.

Mansarovar-modelo-dinamico
Flujo de trabajo
Construcción del modelo dinámico

Tecnologías en Mansarovar

En Mansarovar Energy, mediante el Contrato de Asociación Nare, realizamos la explotación de los campos Nare Sur, Under River, Jazmín, Girasol, Abarco y Moriche; en la actualidad tenemos campos con un periodo largo de explotación, Nare Sur y Jazmín, los cuales se encuentran en una etapa avanzada de explotación ya que la mayoría de sus pozos cuentan con más de 12 ciclos de inyección y su productividad es cada vez menor. Otros campos como Girasol, Abarco, Under River y Moriche se encuentran en una etapa media de producción, donde la mayoría de sus pozos cuentan entre 8 – 12 ciclos de inyección de vapor. Una vez los campos alcanzan su pico de producción, es normal observar un mantenimiento de la producción por algunos años y luego una declinación de la misma.

Los campos de la Asociación Nare están caracterizados por ser yacimientos someros, altamente estratificados (intercalaciones de arena – arcilla), de baja gravedad API (11 to 14 °API), viscosidades entre 800 –15000 cP a condiciones de yacimiento y bajas productividades en condiciones frías. Por esta razón, los procesos térmicos tienen que ser aplicados desde el inicio de su explotación, en donde la Inyección Cíclica de Vapor es utilizada para calentar el crudo en el yacimiento, reducir su viscosidad y mejorar la productividad de los pozos.

En Mansarovar Energy hemos probado las siguientes tecnologías: Inyección de Espumas o Surfactantes, Inyección de Gel Cementante, Inyección de Nitrógeno simultáneo con el vapor, “Pulse Tubing”, Inyección Continua de Vapor, entre otros. Algunas de estas con buenos resultados a nivel da campo, otros que se encuentran en etapa piloto y/o evaluación, y otros en etapa de investigación.

Como estrategia para optimizar el comportamiento de la producción de los diferentes campos y reducir la tasa de declinación, se han planteado diferentes estrategias en cada uno de los campos, dependiendo de su estado de madurez.

Inyección de Geles e Inyección de Espumas: Son aplicados para contactar arenas que por el alto grado de heterogeneidad no han sido estimuladas durante el proceso de inyección cíclica de vapor; mediante el uso de estas tecnologías se logran bloquear zonas preferenciales y/o realizar inyección selectiva de vapor en aquellos intervalos que presentan bajas propiedades petrofísicas al comparar con las zonas preferenciales. Esto ha sido identificado por medio de registros de temperatura, pruebas de presión, “steam flow meters”, entre otros.

Gel Cementante

Este es un fluido que, con activadores, se solidifica o se transforma en altamente viscoso, y básicamente actúa como un reductor de porosidad y permeabilidad, el cual es inyectado dentro del empaquetamiento con grava para crear zonas selectivas para la inyección de vapor.

Esta tecnología consiste en inyectar un gel que soporta altas temperaturas en frente de una arcilla con el fin de aislar las arenas estimuladas de las que no, para luego inyectar vapor en el pozo y poder contactar estas últimas.

La aplicación de esta tecnología empezó en Campo Jazmín desde 2012 con muy buenos resultados a nivel de campo, reduciendo la declinación anual de 15% a un 9.6% aproximadamente en los pozos donde fue aplicado. Esta tecnología aplica únicamente para pozos convencionales. Actualmente, se encuentra en pruebas en otros campos de la Asociación siguiendo una nueva metodología para la selección de pozos candidatos para mejorar la tasa de éxito.

Inyección de Espuma

Este es un sistema disperso, donde la fase continua es un líquido y la fase dispersa es el gas. El líquido atrapa al gas en lo que se conoce como burbujas. La espuma tiene un efecto auto-divergente, debido a que su viscosidad aparente es fundamentalmente dependiente de la permeabilidad y porosidad del medio. A mayor permeabilidad y porosidad mayor viscosidad de la espuma, mejorando el bloqueo de gas, vapor o influjo de agua.

Este proceso consiste en controlar y limitar el flujo de vapor hacia las zonas de alta permeabilidad y permitir estimular zonas no drenadas. Así mismo, ayuda a controlar el influjo de agua y aumentar la movilidad del crudo, para al final tener un mayor potencial de producción. Su aplicación empezó en el año 2012 en Campo Girasol y algunos pilotos en Campo Jazmín.

La inyección de espuma ha venido siendo sometida a un continuo mejoramiento a medida que se adquiere más información y se entiende mejor el comportamiento de las espumas. Se han hecho mejoras tanto en materiales como en procedimientos, obteniendo mejores resultados en lo técnico y en lo económico.
 

Inyección de Nitrógeno
 

Esta tecnología se utiliza como aditivo en la inyección cíclica de vapor para reducir pérdidas de calor, presurizar y aumentar el radio calentado del pozo. Después de varias pruebas y optimizaciones, el nitrógeno demostró buenos resultados, tanto en pozos convencionales como en horizontales, aumentando la respuesta a la inyección de vapor. El proceso consiste en inyectar vapor junto con nitrógeno al pozo.


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