Mar 27, 2023

Programa de Rehabilitación de Pozos (Workover)

Campo Woodbourne  

Isla de Barbados del Caribe 

 Por Donald A. Goddard | Liverpool Petroleum, LLC | Abril 2023

Resumen

La isla de Barbados es un pequeño país de 430 kilómetros cuadrados y con aproximadamente 281,000 habitantes. Ubicada a 160 kilómetros al este de la isla de San Vicente, es la isla más oriental del Caribe (Figura 1). Desde su colonización por los ingleses en 1625, hasta la abolición de la esclavitud en 1834, fue uno de los productores de azúcar más importantes para Europa. En los años 1800, el azúcar representaba el 93% de las exportaciones de la isla. En 1966, Barbados obtuvo su independencia de Gran Bretaña y una democracia parlamentaria fue modelada según el sistema británico. Hoy en día, las principales fuentes de ingresos del país son el turismo, el algodón, el azúcar y otros productos agrícolas. Sobre la base de esas fuentes de ingresos, las perspectivas económicas para Barbados en 2022 parecían sólidas, con un crecimiento del PIB real estimado en un 10 por ciento. Se espera que la mejora económica continúe en 2023.

Figura 1: Mapa de la región del Caribe que muestra la ubicación de la isla de Barbados

En relación a su industria petrolera, en 1965 la empresa petrolera “General Crude Oil Company” descubrió el campo de petróleo y gas Woodbourne con la perforación de 16 pozos exploratorios. Esto marcó el comienzo de las modernas operaciones sostenidas de perforación y producción. A principios de la década de 1970, los nuevos pozos producían aproximadamente 760 barriles de petróleo por día (bopd). En 1982, Barbados National Oil Company Ltd. (BNOCL) se formó para hacerse cargo de las operaciones y la producción diaria de petróleo aumentó a 1000 bopd. Se mantuvo así a través del tiempo, hasta 2022. Durante el mismo período, el país consumió un promedio de 10,000 bopd (Figura 2) y con 100 pozos produjo aproximadamente 800 barriles por día (bopd) de 24.5º API de gravedad y de 2 millones de pies cubicos (mmcf) de gas natural por día. Basada en tales estadísticas, es razonable intentar aumentar la tasa de producción, si es posible, ya sea perforando nuevos pozos o realizando rehabilitacion (workovers) de pozos inactivos existentes.

En 2022, BNOCL informó que las reservas probadas eran de aproximadamente 2 millones de barriles (MMBLS) de petróleo y 5 mil millones de pies cúbicos (BCF) de gas natural en el Área de Desarrollo de Woodbourne (WDA). Unos 240 pozos de petróleo y gas asociado se han perforado en areas terrestres en Barbados. En un momento dado, entre 80 a 100 pozos producen los hidrocarburos y tienen  muchos pozos cerrados, inactivos. Los pozos varían en profundidad de 4000 a 6000 pies y producen principalmente de areniscas turbiditicas de la Formación Scotland.

Figura 2: Diagrama que muestra el consumo y la producción de petróleo desde 1980 a 2022

Liverpool Petroleum, LLC, una empresa consultora “upstream” de Baton Rouge, Louisiana, investigó el potencial de petróleo y gas futuro en el campo Woodbourne de Barbados para establecer la viabilidad económica de un programa de rehabilitación (workover) de 30 de los pozos inactivos. En vista de este objetivo, fue necesario conocer bien los aspectos geológicos, las características de los yacimientos, las prácticas de completación de pozos y las reservas recuperables remanentes.  Para esta tarea, se estudiaron las publicaciones geológicas / geofísicas y de ingeniería petrolera más recientes y los datos publicados por BNOCL. Con una amplia experiencia en proyectos de perforación y rehabilitación en cuencas petroleras de los Estados Unidos y de América Latina, particularmente en México y Venezuela, y basado en la existencia de abundante literatura publicada, tal proyecto fue un desafío bienvenido. Combinando toda la información, se ha propuesto y descrito aquí un programa de rehabilitación práctico y de bajo costo.

Historial de Producción de los Hidrocarburos

En Barbados, se conoce la presencia del crudo y su uso desde la década de 1600, cuando se extrajo una brea gomosa, negra y dura llamada “manjak” de pozos excavados a mano. La extracción del betún “manjak” dio lugar a un gran interés en la joven industria del petróleo en el país y pronto se perforaron algunos pozos poco profundos en varios sitios en el Distrito Scotland (Figura 3). En la década de 1880, comenzó la exploración y producción comercial de hidrocarburos donde se observaron menes (brotes) de petróleo en la superficie. En 1910, la producción total alcanzó unos 25,000 barriles de petróleo, principalmente del área de Turner Hall. Desde 1910 hasta aproximadamente 1940, se perforaron unos 70 pozos poco profundos dentro y fuera del Distrito Scotland, produciendo 126,871 barriles de los cuales aproximadamente la mitad provenían del área de Turner Hall. También se descubrieron grandes cantidades de gas natural en este lugar. Uno de estos pozos (Turner Hall #19) ha tenido una producción sostenida de aproximadamente 300 mcf de gas por día, hasta el presente.

Figura 3: Mapa de la isla de Barbados que muestra las ubicaciones del Distrito Scotland y el Campo Petrolífero de Woodbourne.

En la década de 1950, Gulf Oil Co. perforó seis pozos profundos (algunos a 6500 pies) alrededor de la isla (Baadsgard, 1960). El pozo Turner Hall #1 fue un productor de gas y otro pozo acumulo 20,000 barriles de condensado en el Distrito Scotland. Desde aproximadamente 1960 hasta 1980, la perforación exploratoria fue fuera del Distrito Scotland. Media docena de pozos lograron una producción intermitente. El pozo Woodbourne #1 se perforó en 1966 y su descubrimiento de hidrocarburos resultó en el desarrollo del Campo Petrolífero Woodbourne (WDA). El BNOCL ha explorado ampliamente el WDA durante la década de 1980, perforando unos 140 pozos a profundidades de hasta 6560 pies (2000 metros). Las reservas probadas de petróleo en el WDA a finales de 1990 se estimaron en 6 millones de barriles (Figura 4). En 2000, la producción de petróleo y gas natural alcanzó su punto máximo nuevamente con una producción diaria promedio de petróleo y gas natural de aproximadamente 3000 bopd y 2000 mcfg/d, respectivamente. Al cierre del año 2000, BNOCL alcanzó su mayor producción con total de 707,564 barriles de petróleo y 1.65 TCF de gas natural. En los últimos 20 años, la producción acumulada de 10 millones de barriles de petróleo y 23 BCF de gas han sido reportadas por BNOCL. Las reservas probadas de petróleo en 2022 se estimaron en 2 millones de barriles en la WDA.

Marco Geológico y Características del Yacimiento

Varios artículos excelentes y documentos técnicos publicados recientemente describen el marco geológico de las áreas en tierra y costa afuera de Barbados (R. C. Speed et al., 1991, D.L Larue et. al., 1998, R. J. Hill y C.J.Schenk, 2005, A. Escalona et al., 2008, J. White, 2014, L.M. Bernardo y C. Bartolini,  2017, Hedberg, 2018). Los estratos clásticos del Distrito Scotland fueron referidos como la “Serie Scotland” o “Formación Scotland” (Senn, 1940). Las edades son del Eoceno y se derivan del análisis bioestratigráfico del polen. Varios trabajadores han realizado estudios geológicos detallados del subsuelo del yacimiento petrolífero del Campo Woodbourne  (Payne et al. 1988, Kasper y Larue, 1986; Kasper y otros, 1986; Larue y Speed, 1983; Larue, 1985; Larue y Provine, 1986, Payne et.al., 1988) (Figura 5).

También tenemos a nuestra disposición la siguiente información: 1) Tecnologías de producción, de perforación y completación de pozos y levantamiento sísmico 3D de última generación. 2) Más y mucho mejor entendimiento de la geología regional, así como de la estratigrafía geológica local (Figura 6). 3) Un modelo geológico integral que explica el “hábitat del petróleo” de Barbados (Figura 7). 4) Información sobre el éxito de la historia de la producción de petróleo en la WDA. Estas cuatro condiciones, tomadas en conjunto, asegurarán mayores posibilidades de éxito con un programa de rehabilitacion bien planificado de pozos inactivos debido a problemas mecánicos superficiales y también de problemas mecánicos dentro de los pozos (tuberías, cemento, bombas de subsuelo, etc.).

Roca Madre: A partir de la información en la literatura publicada, sabemos que los hidrocarburos son producidos dentro del “prisma de acreción” de Barbados de yacimientos de arenisca de turbidita (Woodbourne Field). Los fluidos de petróleo y gas natural provienen de sedimentos marinos del Cretácico ricos en materia orgánica depositada en condiciones normales de salinidad y anóxicas (Figura 7). El tipo volumétricamente más grande de roca madre (TOC > 0.5%) son lutitas marinas de aguas profundas y de caliza.  El querógeno marino en estas rocas probablemente provenía de sedimentos de la plataforma marina y materia orgánica que se incorporaron en los flujos de sedimentos desde el continente hasta la llanura abisal. La presencia de abundantes calcareníticas en las turbiditas apoyan esto. Los intervalos hemipelágicos en el complejo basal representan depósitos oceánicos abiertos que precedieron a la deposición turbidítica. El crudo de Barbados de estas rocas madre se correlacionan con algunos crudos de Trinidad y del Occidente de Venezuela y se correlacionan con muestras de rocas madre similares a La Luna del Cretácico Superior.

Se reconocen tres grupos distintos de petroleo de Barbados en función de la madurez térmica, lo que sugiere que la generación se produjo en múltiples niveles dentro del prisma de acumulación de Barbados. La biodegradación es el proceso más importante que afecta el petróleo de Barbados, lo que resulta en un mayor contenido de azufre y una disminución del crudo de gravedad API de 24.5 °. El gas natural se interpreta como termogénico, habiendo sido cogenerado con petróleo. La mezcla con gas biogénico es limitada. La biodegradación del gas fue observada en muestras recolectadas de yacimientos poco profundos en el campo Woodbourne.

Yacimiento: Los depósitos de petróleo están presentes en el sur de Barbados en la Cuenca Woodbourne donde existen roca sello. Los yacimientos principales son las areniscas de cuarzo del complejo basal y, en menor grado, la arenisca superior de la Unidad Intermedia de Woodbourne. Debido a que esta unidad consiste en areniscas amalgamadas de grano grueso con pocas capas de lutita, se caracteriza por la más alta calidad de yacimiento en el subsuelo. Las rocas de este complejo basal están compuestas por dos secuencias líticas principales; terrígena y hemipelágica. La secuencia terrígena consiste de 90% del volumen; aproximadamente la mitad es lutita y la otra mitad de areniscas de cuarzo. La secuencia hemipelágica. es el producto de flujos de sedimentos-gravedad (turbiditas) de diversos mecanismos que llevaron sedimentos continentales sudamericanos al fondo marino profundo en el Eoceno medio y tardío.

Tales sedimentos se encuentran principalmente en tres tipos diferentes series de capas espesas. (1) Capas principalmente de lutita de baja porosidad con o sin areniscas impermeables de grano fino en espesores de hasta 200 metros. (2) Capas de 10 -100 metros de espesor de turbiditas arenosas que comúnmente son ricas en matriz o completamente cementadas y de baja porosidad. (3) Capas ricas en arenisca de grano medio y grueso, de espesor de hasta 400 pies (125 metros) en las que la cementación es menor y la porosidad alta (35%).

Aunque las capas de arenisca tienden a ser lenticulares, están en contacto erosiónal con otras capas de arenisca con pocas barreras de permeabilidad entre ellos. Esto indica que la conectividad es excelente. Los yacimientos incluyen areniscas de grano fino y grueso y presentan una gama de porosidades que varían con la profundidad. Las areniscas de grano fino son generalmente mejor cementadas con carbonato y más frágiles que las de grano gruesa. Una parte de su capacidad de yacimiento proviene de la porosidad de la fractura. Los datos de porosidad-profundidad de los núcleos tomados en dos pozos profundos, mostraron porosidades que variaron de 10% a 30% y promediaron 20%. La permeabilidad tiene un promedio de 350 millidarcy.  Los sellos de los yacimientos son las lutitas hemipelágicas del complejo basal.

Migración: Se cree que la migración vertical de hidrocarburos a través de las fallas y fracturas, ha sufrido repetidas reactivaciones. Además, parece probable que el diapirismo profundo observado en la sísmica 2D haya causado la reactivación de los sistemas de fallas. Se observa que los yacimientos petrolíferos de Barbados se concentran por encima de los principales diapiros que todavía están bastante profundas. Uno de esos diapiros parece estar bajo el campo central de Woodbourne de la WDA. La migración de petróleo hasta los yacimientos actuales probablemente sucedió principalmente en el Neógeno tardío durante una etapa tardía de deformaciones.

Estructuras: Estructuralmente, los yacimientos consisten mayormente de anticlinales fallados. Generalmente están tan espaciados y la deformación tan fuerte, que es difícil asignar un solo tipo de cierre a la mayoría de las estructuras. Debido a que las areniscas tienen un límite lateral (pinch-out), las trampas son tanto estratigráficos, así como estructurales y relacionados con fallas.

Cálculo Volumétrico de Reservas

            El autor no disponía de datos adecuados como mapas estructurales de los yacimientos, producción por yacimiento, ni datos de los levantamientos sísmicos para poder realizar cálculos volumétricos precisos (deterministas) de reservas en el área de WDA (Figura 8). Dentro de esta área del campo (3360 acres), se estima que alrededor de un tercio o 1000 acres tiene cierre y entrampa los hidrocarburos. Cualquier estimación del autor podrían considerarse especulativo en el mejor de los casos y por esa razón no se realizó. No obstante, BNOCL ha reportado reservas probadas de 2.0 millones de barriles de petróleo y 5.0 BCF de gas en el área productivo de 3360 acres (3.5 millas x 1.5 millas) que es la WDA.

Figura 8: Mapa de Barbados que muestra la ubicación del campo petrolero Woodbourne que cubre aproximadamente 3360 acres.

Otra metodología para determinar las reservas volumétricas es aplicar un área de drenaje de 40 acres alrededor del pozo único. Se ha observado que esto es típico de algunos yacimientos de arenisca de alta porosidad y alta permeabilidad. Si un pozo vertical atraviesa una arenisca de 150 pies de espesor (considerado pago neto) dentro de la Formación Scotland de edad Eoceno / Paleoceno, podemos calcular el volumen del yacimiento a drenar. La porosidad de la arenisca con un promedio del 17% y un factor de recobro del 20%, típicamente detectado en depósitos de petróleo de gravedad media, se aplicaron a un cálculo volumétrico determinista. Los resultados indican una recuperación final estimada (EUR) de petróleo por pozo de aproximadamente 530,000 barriles de petróleo y de gas natural de 1.7 BCF.

Los parámetros de yacimiento obtenidos en la literatura publicada indica que los siguientes son válidos para estimar las reservas volumétricas preliminares por pozo para el WDA de Barbados.

Profundidad del Yacimiento (pies): 4000 – 6000

Litología del yacimiento: principalmente areniscas turbiditicas de cuarzo

Espesor neto del yacimiento petrolifero (pies): 150

Porosidad media: 17 %

Permeabilidad (md): 250 a 500

Mecanismo de empuje: Expansión de gas

Saturación de agua (Sw): 40%

Factor de recobro (petroleo de gravedad media): 20 %

Gravedad (API.): 10° a 30°

Programa de Rehabilitación y Resultados Estimados

Basado en la información que se revisó, el área seleccionada para aumentar la producción de hidrocarburos consiste de pozos dentro del WDA, un área de 5.25 millas cuadradas (3360 acres) al norte del aeropuerto y entre las ciudades de Boarded y St. Martins. Una exploración de yacimientos más profundos, con la perforación de pozos, es una posibilidad para aumentar la producción. Sin embargo, el enfoque y los resultados de esta investigación indican que un programa de rehabilitación de aproximadamente 30 pozos inactivos vale la pena desde el punto de vista económico. El razonamiento se basa en: 1) La existencia de modelos geológicos mejorados y actualizados. 2) Una mejor comprensión de los depósitos de arenisca y de las tasas de producción potenciales dentro de la Formación Scotland que son basadas en la producción histórica. 3) Operaciones de rehabilitación utilizando tubulares mejorados, bombas del subsuelo (bombas unidraulic y jet) y tecnología de bombeo mecánico de superficie de última generación. 4) Altos precios del petróleo de $80 por barril.

El programa se enfocará en mejorar las tasas de flujo del petróleo y gas natural dentro las areniscas de la Formación Scotland ubicados a profundidades entre 4000 pies y 6000 pies. Las operaciones incluirán: 1) Revisar las condiciones de 30 pozos inactivos en el WDA y planificar sus operaciones individuales de rehabilitación.  2) Si es necesario, repare los problemas de la bomba mecánica de superficie y / o la bomba dentro de la tubería. 3) Si es necesario, sacar los tubos oxidados, viejos con agujeros y reemplácelos. Deben realizarse pruebas de presión a la tubería restantes sin agujeros observados. 4) Tomar registros de cemento (CBL) para investigar la condición del cemento. 5) Correr la herramienta de rayos gamma con el registro “Pulse Neutron” para observar los contactos actuales de agua/ petróleo. 6) Si es necesario, volver a cañonear los intervalos de producción conocidos. 7) Si es necesario cañonear intervalos más profundos o menos profundos basados en los datos del registro “Pulse Neutrón” para pozos entubados y que indica intervalos con petróleo y gas que no han sido probados previamente (Tabla #1).

Tabla #1: Ejemplo de la información necesaria antes de comenzar las operaciones de rehabilitación.

La completación de los pozos en el Campo Woodbourne tiende a ser estándar para pozos poco profundos de 6000 pies. La tubería de superficie de 16 pulgadas se asienta a unos 400 pies para proteger los acuíferos de agua dulce dentro de la Formación Coral Rock de edad Pleistoceno. Una tubería intermedia de 10 3/4 pulgada se cementa a través de margas foraminíferas inestables de la Formación Oceánica a más o menos 2000 pies. Una tubería de producción de 5 1/2 pulgadas o 7 pulgadas se coloca y se cementa hasta la profundidad total. La producción de hidrocarburos se logra a través de una tuberia de 2 3/8 pulgadas de diámetro (Figura 9). El cañoneo a través de la tubería de producción tiende a ser de cuatro disparos por pie (4 spf) en los yacimientos de la Formación Scotland. En una tubería de 7 pulgadas de diámetro, se pueden aumentar a seis disparos por pie (6 spf).

Los siguientes tres escenarios de tasa de producción fueron seleccionados para el análisis de tasa de flujo potenciales y basados en la producción histórica conocida por pozo: 1) un mínimo de 5 bopd, 2) una media de 10 bopd y 3) un máximo de 15 bopd. Los datos históricos de producción indican que se pueden obtener volúmenes importantes de petróleo y gas con tales tasas de flujos como el resulto del programa de rehabilitación de 30 pozos. Las tasas de declinación esperadas después de una operación exitosa se estiman en un 20 % el primer año, un 10 % el segundo año y un 5 % los años siguientes. En la actualidad (2023), la producción reportada en el WDA promedia 400 bopd y 50 mcfg/d de aproximadamente 80 pozos productores. Los aumentos estimados de la tasa de producción después de un año con este programa de rehabilitación de 30 pozos podrían suministrar 270 bopd y 1000 mcf de gas natural adicionales por día. Esto significa un aumento del 68% del petróleo que se puede agregar a la producción existente de 400 bopd para llegar a un total de 670 bopd y de gas de 1050 mcf por día.

Evaluación Económica

El desglose de la rentabilidad financiera o modelo de negocio para este programa es la siguiente:

Interés efectivo en la participación = 100%

Interés de ingresos netos (Gobierno y BNOCL) = 100%

Se estima que se requerirán de tres a diez días por pozo para completar una rehabilitación, dependiendo si se trata de un simple trabajo de extracción de tuberías o una operación más complicada que incluye registros en pozo entubado y cañoneo.  El costo por rehabilitación puede oscilar entre $10,000 y $100,000 por pozo, dependiendo de la operación requerida. Debido a que actualmente se desconocen las condiciones de los pozos inactivos a investigar, se consideró prudente aplicar una estimación de alto costo por pozo de $100,000 en la evaluación económica de este programa de 30 pozos. Se utilizó un precio del petróleo de $80 por barril, que ha sido el precio promedio durante los últimos seis meses de 2022. A un costo de  $100,000 por pozo, para la  rehabilitacion de 30 pozos se puede completar dentro de un año a un costo de $3 millones. Esta pequeña inversión resultará en un valor presente neto (NPV) a 10 años de aproximadamente $46 millones para el gobierno de Barbados. Esto indica un retorno de la inversión (ROR) del 234 % y una tasa interna de rendimiento (IRR) del 235 %. La inversión se puede recuperar en cinco meses (tiempo de pago).

Conclusiones

En el Campo Woodbourne de Barbados, considerada un área madura en relación a la producción de hidrocarburos, se tomó en cuenta la existencia de tres elementos principales: 1) Los pozos existentes perforaron trampas estructurales eficientes y exitosamente probadas, 2) existen yacimientos de areniscas de excelente calidad y con datos históricos de producción detallados, y 3) una gran parte de las reservas recuperables probadas de 2 millones de barriles de petróleo y 5 BCF de gas se pueden recuperar con un programa de rehabilitación de 30 pozos.  Por lo tanto, la presencia de hidrocarburos dentro de las estructuras anticlinales, asociadas con los yacimientos de arenisca de la Formación Scotland, asegurará el éxito económico de un programa de rehabilitación bien planificado y después de tomar en cuenta los riesgos geológicos y comerciales.

El único inconveniente que puede afectar este programa es la caída del precio del petróleo por debajo de los 50 dólares por barril.  Sin embargo, para el previsible pronóstico futuro a corto y mediano plazo y basado en el aumento de la demanda de hidrocarburos de China, India y Japón, se pronostica un precio más alto del petróleo por encima de $100 por barril.