SUPERBIGOTE, hoy pongo a tu disposición una traducción que hice de un Artículo, cuyo nombre en inglés es "Liza Field Development - The Guyanese Perspective", versión PRELIMINAR en inglés: Paper presented at the SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Port of Spain, Trinidad and Tobago, June 2018. Paper Number: SPE-191239-MS, o "Perspectiva de Guyana del Desarrollo del Campo Liza", que encontré en la Internet, el cual creo que no solo puede ser de tu interés, sino para el resto de los Venezolanos interesados en un Tema tan importante como lo es el reclamo de la Guayana Esequiba, que esperamos que el año que viene la Corte Internacional de Justicia de el primer paso hacia esa recuperación cuando declare NULO el Laudo Arbitral de 1899.
SUPERBIGOTE, este documento fue preparado por tres representantes de la Universidad de Trinidad y Tobago para ser presentado a la SPE. Si bien es cierto que representa los resultados exploratorios positivos del primer pozo perforado por la ExxonMobil-Hess-CNOOC nos presenta desde el primer momento la magnitud de las Reservas Probadas de Petróleo que se estimaron a un máximo 1.400 millones de barriles de petróleo. Al día de hoy, se han hecho más de 30 descubrimientos adicionales que se han totalizado en mas de 10 mil millones de barriles de Reservas Probadas descubiertas. Sobre los resultados de los descubrimientos adicionales y los planes de producción que se tienen, al menos, con dos Proyectos, he escrito en otros de mis artículos publicados en Aporrea. Como soy medio paranoico, me llamó mucho la atención que este "Paper" fuera elaborado en una universidad de "Nuestros Amigos" de Trinidad y Tobago.
SUPERBIGOTE, además de la traducción incluyo, aquí, la versión original en inglés para que los interesados puedan tenerlo como referencia, en caso que no pudieran entender o los confunda mi traducción.
SUPERBIGOTE, también, puedes ver en el documento referido muchos aspectos históricos y técnicos de la Cuenca Guyana-Surinam que tienen que servir para Nuestros Exploradores, Ingenieros de Petróleo, Abogados que defienden Nuestra Guayana Esequiba, políticos y muchas otras disciplinas que se han manifestado interesados en el Tema. Solo como una introducción te enumeraré los aspectos que constituyen los aspectos claves no solo del descubrimiento del pozo Liza 1 sino los aspectos que caracterizan a la Cuenca Guyana-Surinam:
El descubrimiento del Liza-1 se realiza después de haberse perforado en la Cuenca unos 22 pozos secos. Aclaro que estos pozos secos no fueron perforados por ExxonMobil-Hess-CNOOC, sino por otras empresas petroleras.
El desarrollo del campo Liza consta de ocho (8) productores, tres (3) inyectores de gas y seis (6) inyectores de agua, como se describe en el plan de desarrollo de la Fase 1 de ExxonMobil. Aunque no aparece en el "paper" cada uno de los 8 pozos productores produce, en promedio, 15 mil barriles por día. Algo, sumamente, impresionante.
El Acuerdo con Guyana y las operadoras es del tipo Production Sharing Agreement (PSA) o "Acuerdo de Producción Compartida. Las variables, contenidas en el Acuerdo, incluyen gastos de capital (CAPEX), precio del petróleo y el gas, gastos operativos (OPEX), pago de regalías del 2%, mecanismo de recuperación de costos y división de ganancias del 50% para el gobierno de Guyana.
La inversión, en este desarrollo, se estimó en 4.500 millones de dólares, para una producción estimada de 120 mil barriles por día.
La Cuenca Guyana-Surinam, está clasificada como la segunda cuenca inexplorada con mayor potencial del mundo según el Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) en su Evaluación Mundial del Petróleo 2000.
La columna estratigráfica de la Cuenca Guyana-Surinam está compuesta por sedimentos de los períodos Triásico, Jurásico, Cretáceo, Terciario y Cuaternario.
El pozo exploratorio Liza 1 se perforó con éxito a 120 millas (193,08 km) de la costa de la nación sudamericana de Guyana en el bloque Stabroek. Este pozo fue perforado hasta una profundidad de 5.433 metros, de los cuales la profundidad del agua del océano es de 1.743 metros. Hay pozos que en el área (bloque Stabroek) se perforaron en aguas de un poco más de 2.700 metros. Los horizontes productores son areniscas de edad Terciaria.
La perforación del Liza-1 se basó en el conocimiento adquirido a partir de la investigación sobre la Teoría Conjugada del Océano Atlántico (Brune et al., 2014). La Teoría Conjugada del Océano Atlántico ha sido una herramienta exitosa en el descubrimiento de yacimientos de petróleo y gas en los lados del margen del Océano Atlántico de América del Sur y África Occidental.
Hay dos cuencas petroleras en Guyana, la Cuenca de Takutu y la Cuenca de Guyana. Esta última, se subdivide en dos cuencas más, la Cuenca Terrestre de Guyana y la Cuenca Costafuera de Guyana. La Cuenca de Guyana se encuentra principalmente frente a la costa y se extiende desde Guyana a través de Surinam y la Guayana Francesa. Me llama la atención que, según este texto, la naturaleza ha sido "mala" con Venezuela no extendiendo la Cuenca Guyana-Surinam hacia nuestras aguas territoriales. Pero el susto se lo van a llevar cuando la CIJ declare nulo el Laudo del 1899 y veremos, como estamos convencidos, que la Cuenca mencionada si tenía una porción en Territorio Venezolano. Wood Mackenzie, 2017 afirmó que, históricamente, el trabajo exploratorio se centró en Trampas Estructurales, basándose en la premisa de que las trampas estratigráficas, ya, tienen potencial.
Las características geológicas de la cuenca de Takutu son, principalmente, reservorios naturalmente fracturados, por lo que resulta, en ellos, más difícil encontrar petróleo comercial que en los tipos de yacimientos convencionales.
La Cuenca de Guyana CONTIENE UNA ROCA MADRE DE CLASE MUNDIAL DE EDAD CRETÁCICO TARDÍO (Yang & Escalona, 2011) y está ubicada a lo largo del margen pasivo del noreste de América del Sur (Yang & Escalona , 2011). Yang & Escalona , 2011 postulan que sin grandes descubrimientos de petróleo, la región es considerada por el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) la segunda cuenca menos explorada del mundo.
SUPERBIGOTE, hay aspectos técnicos, relacionados con la Cuenca de Guyana que no son muy fácil de entender, incluso para ti, y que requieren estudios geológicos de alto nivel para conocer los fenómenos geológicos que han dado origen a lo que es la configuración de la Tierra, tal, como la conocemos hoy. Solo mencionaré, por encimita, los tres episodios tectónicos principales a la formación de la Cuenca de Guyana:
Desintegración del Supercontinente Gondwanalandia;
Apertura del Océano Atlántico Sur durante el Cretácico Inferior;
Rifting, que provoca la creación de cuencas de separación de las placas sudamericana y africana en el Jurásico.
Workman & Birnir , 2015 indicaron que la Cuenca de Guyana evolucionó a partir de un aulocógeno (failed rift arm) que se extiende en dirección a la cuenca de Takatu hacia el este, cabalgando (straddling) la línea de frontera de Guyana y Brasil. La arquitectura de la cuenca se describe como una estructura tipo Trampilla "trap door structure", que se hunde desde el Arco de Pomeroon y linda contra la meseta de Demerara, con el Basamento formado por la Discordancia del Atlántico. Superpuestas a la discordancia se encuentran: la Formación Barremiana Stabroek continental, el Carbonato Potoco Aptiano que se hundió gradualmente y finalmente por la depositación de la Formación Canje que contiene las Rocas Madres depositadas regionalmente.
La Teoría de Placas Tectónicas explica, en parte, el significativo parecido, de las Cuencas Petrolíferas de Africa Occidental con las Cuencas Petrolíferas que se encuentran en el este del Continente Suramericano. Hay que recordar que de acuerdo a esta Teoría el Continente Africano y el Suramericano estuvieron, una vez, UNIDOS. En el artículo se explica con la 'Teoría de la imagen en espejo".
Hay muchas empresas que operan en la Cuenca Costafuera de Guyana, desde importantes empresas de petróleo y gas hasta empresas con menores músculos técnicos y financieros. El mayor interesado es ExxonMobil, el principal propietario de superficie en la cuenca y la empresa que hará historia con el primer descubrimiento comercial de petróleo en Guyana con el Pozo Liza-1. ExxonMobil, posee la participación mayoritaria (45%) en el bloque Stabroek en la Cuenca.
Mi opinión sobre los territorios, sobre los cuales debemos tener, si es que ya no lo tenemos, son equipos que se encarguen de estudiar cinco, si cinco, ambientes de la Guayana Esequiba:
El Suelo o el Terreno de la Guayana Esequiba, obvio, el que está en el Continente, en el cual puede haber infraestructura civil y, por supuesto, habitantes así como agricultura animal y vegetal, si existen.
El Subsuelo, aquí me refiero, a los recursos minerales metálicos y no metálicos que pudieran estar siendo explotados sin permiso alguno, por parte de Venezuela.
El mar, en sus dos aspectos: uno, la superficie marina, sobre la cual las naves (barcos civiles y militares, lanchas de pescadores) deben estar, no me consta, pero pudieran andar, por ahí, a sus anchas.
El otro aspecto, el subsuelo debajo del mar, en el que se han descubierto más de 10 mil millones de barriles de petróleo de Reservas Probadas de petróleo.
El territorio, del que nunca se habla, está representado por el espacio aéreo y extraterrestre y al que, también, hay que prestarle atención.
SUPERBIGOTE, hay otros aspectos del Artículo que debemos dejarlos para los especialistas como ingenieros de petróleo, geólogos, geofísicos, economistas, etc. Sin embargo, espero que estos puntos te den una idea, muy cercana, a lo que ha hecho, ILEGALMENTE, la ExxonMobil-Hess-CNOOC en el bloque Stabroek en aguas de la Guyana Esequiba, todavía por delimitar.
VERSIÓN EN CASTELLANO
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Conferencia sobre Recursos Energético s de la Sección de Trinidad y Tobago de la SPE Seguimos adelante: cambios, desafíos y oportunidades
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SPE-191239-MS
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Desarrollo del campo Liza: la perspectiva guyanesa
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Universidad de Trinidad y Tobago
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Resumen
En mayo de 2015, ExxonMobil perforó con éxito el pozo exploratorio Liza 1, a 120 millas de la costa de la nación sudamericana de Guyana, en el bloque Stabroek, en la cuenca Guyana-Surinam. Antes del éxito de Liza 1, otras empresas perforaron 22 pozos, todos los cuales resultaron no comerciales. ExxonMobil declaró que las reservas recuperables del campo Liza – Desarrollo de la Fase 1 estarían en el rango de 0,8 a 1,4 mil millones de barriles de petróleo equivalente.
El campo Liza forma parte de una de las cuencas más prospectivas de América del Sur, según un informe del Servicio Geológico de Estados Unidos: la cuenca Guyana-Surinam. Se creó un modelo representativo utilizando Petrel, Wellplot Digitalizador, PROSPER, CMG y Microsoft Excel y consta de ocho (8) productores, tres (3) inyectores de gas y seis (6) inyectores de agua, como se describe en el plan de desarrollo de la Fase 1 de ExxonMobil. Los resultados de la simulación indican que durante un período de veinticinco (25) años se recuperarán aproximadamente 456 MMSTB de petróleo y 3,5 TCF de gas, equivalentes a 1.040 millones de BOE del desarrollo de la Fase 1 de Liza.
Con base en el Acuerdo de Producción Compartida entre el gobierno de Guyana y ExxonMobil, se llevó a cabo una evaluación económica que cuantifica la participación del gobierno en los ingresos que se obtendrán del campo Liza – Desarrollo de la Fase 1. Las variables en esta evaluación económica incluyeron gastos de capital (CAPEX), precio del petróleo y el gas, gastos operativos (OPEX), pago de regalías del 2%, mecanismo de recuperación de costos y división de ganancias del 50% para el gobierno de Guyana. Sobre la base de una inversión de capital estimada de ExxonMobil de 4.500 millones de dólares estadounidenses, un precio del petróleo de 50 dólares estadounidenses por barril, un precio del gas de 2,50 dólares estadounidenses por millón de BTU y los gastos operativos proyectados de este proyecto durante el período de veinticinco años, los nuevos ingresos totales para Guyana durante este período ascenderá a 8.900 millones de dólares. También se estima que la parte del costo de desarrollo que corresponde a Guyana se reembolsará dentro de los seis (6) años siguientes al inicio de la producción del campo Liza.
Introducción
Guyana, una antigua colonia británica, está situada en el noreste de América del Sur, limitando con el Océano Atlántico Norte entre Surinam y Venezuela. Con una superficie de 214.969 km 2 , Guyana es también el único país de habla inglesa en América del Sur. El potencial de hidrocarburos de Guyana se encuentra en alta mar en la cuenca de Guyana, que forma parte de la cuenca Guyana-Surinam, clasificada como la segunda cuenca inexplorada con mayor potencial del mundo según el Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) en su Evaluación Mundial del Petróleo 2000. Se considera que la cuenca de Guyana es geológicamente análoga a las cuencas costeras de África occidental. No hubo descubrimientos de petróleo importantes en Guyana hasta el éxito del Liza 1, y el primer pozo de exploración se perforó en 1916.
En 2015, ExxonMobil descubrió el campo Liza. El pozo exploratorio Liza 1 se perforó con éxito a 120 millas de la costa de la nación sudamericana de Guyana en el bloque Stabroek. Desde el descubrimiento de Liza 1, se han perforado tres pozos de evaluación más en el campo de Liza, lo que confirmó un descubrimiento de clase mundial, que contiene entre 0,8 y 1,4 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe). Antes del éxito de Liza 1, otras empresas perforaron 22 pozos, todos los cuales resultaron no comerciales.
A través de diversas formas de información, ExxonMobil ha propuesto su plan de desarrollo para Liza. El objetivo de este artículo es presentar un resumen del plan de desarrollo propuesto, incorporando e integrando el conocimiento adquirido a partir de la investigación sobre la Teoría Conjugada del Océano Atlántico (Brune et al., 2014) con el enfoque principal en el beneficio económico para Guyana. La Teoría Conjugada del Océano Atlántico ha sido una herramienta exitosa en el descubrimiento de yacimientos de petróleo y gas en los lados del margen atlántico de América del Sur y África occidental.
Dado que ExxonMobil y sus socios se encuentran actualmente en la etapa de desarrollo, no se encuentran disponibles datos técnicos detallados. Las lagunas de conocimiento en el artículo se llenaron mediante la aplicación de diversos conceptos geológicos y de ingeniería aprendidos.
Guayana
Cuencas petroleras de Guyana
Hay dos cuencas petroleras en Guyana, la cuenca de Takutu y la cuenca de Guyana. La cuenca de Guyana se puede subdividir en dos cuencas más, la cuenca terrestre de Guyana y la cuenca costera de Guyana. La cuenca de Guyana se encuentra principalmente frente a la costa y se extiende desde Guyana a través de Surinam y la Guayana Francesa. Wood Mackenzie, 2017 afirmó que históricamente el trabajo exploratorio se centró en objetivos estructurales basándose en la premisa de que las trampas estratigráficas tienen potencial.
Cuenca de Takutu
La cuenca de Takutu (Figura 1) es un gran graben mesozoico en el área suroeste de Guyana y norte de Brasil. La cuenca es una cuenca de rift continental del Jurásico-Cretácico temprano con tendencia ENE, de unos 40 km de ancho y 280 km de largo. Webster, 2004 afirma que exploraciones anteriores documentaron una sección estratigráfica dominada por lutitas pero que incluía lutitas, limolitas, evaporitas y basaltos de origen lacustre del Jurásico. Webster, 2004 afirma que Hunt Oil Co. comenzó sus operaciones en la cuenca en la década de 1980 con un programa de exploración de tres años que incluía geología de campo, mapeo fotogeológico, varios métodos de prospección geoquímica de superficie, reprocesamiento y adquisición de SAR, aeromagnéticos y 1.331 km . de nueva sísmica. Las características geológicas de la cuenca de Takutu son principalmente reservorios naturalmente fracturados, por lo que resulta más difícil encontrar petróleo comercial que los reservorios regulares.
Figura 1 (a) Líneas estructurales y áreas de cocina de la cuenca de Takutu , (b) Sección transversal estructural de la cuenca de Takutu (Webster, 2004)
Cuenca de Guyana
La Cuenca de Guyana (Figura 2) contiene una roca madre de clase mundial de edad Cretácico Tardío (Yang & Escalona, 2011) y está ubicada a lo largo del margen pasivo del noreste de América del Sur (Yang & Escalona , 2011). Yang & Escalona, 2011 postulan que sin grandes descubrimientos de petróleo, la región es considerada por el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) la segunda cuenca menos explorada del mundo. El USGS integró aproximadamente 3000 km de datos sísmicos bidimensionales de la industria y 16 pozos marinos en la costa de Guyana para proporcionar un marco regional y su potencial de hidrocarburos.
Figura 2: Las cuencas de Guyana y Takutu (Wood Mackenzie, 2017)
cuenca sedimentaria de tipo margen continental pasivo, medio graben, bien desarrollada. En realidad, toda la cuenca abarca cuatro países, la mayoría de los cuales se encuentran en Guyana y Surinam, con extensiones menores hacia Venezuela y la Guayana Francesa. En Guyana, esta cuenca cubre toda la región costera del país y se extiende mar adentro aproximadamente 150 km. La cuenca de Guyana se divide a su vez en cuencas terrestres y marinas.
Se pueden atribuir tres episodios tectónicos principales a la formación de la cuenca de Guyana. Son los siguientes:
Desintegración del supercontinente Gondwanalandia;
Apertura del Océano Atlántico Sur durante el Cretácico Inferior;
Rifting, que provoca la creación de cuencas de separación de las placas sudamericana y africana en el Jurásico.
La desintegración de Gondwanalandia condujo a la creación de las placas Sudamericana y Africana durante el Jurásico con la formación de estructuras tipo graben debido a un rifting localizado. Wood Mackenzie, 2017 explicó que la actual cuenca interior de Takutu en Guyana es una grieta fallida y un buen ejemplo del tipo de estructuras que se formaron. Las estructuras tipo graben se invertirían posteriormente debido a la compresión provocada por la apertura del Océano Atlántico Sur. Este fue un evento integral en la historia depositacional de Guyana con el surgimiento del Alto Demerara, que se encuentra frente a la costa de Guyana.
Cuenca Costafuera de Guyana
Se estima que la cuenca costera de Guyana cubre un área de aproximadamente 169.834 km 2 . La cuenca limita al norte con el Arco de Pomeroon y al sur con la meseta alta de Demerara, abarcando cuatro países en el noreste de América del Sur, la mayoría de los cuales se encuentran en Guyana y Surinam, y los extremos laterales se extienden hacia Venezuela y la Guayana Francesa (Madera Mackenzie, 2017).
Según la Comisión de Geología y Minas de Guyana, 2017, la parte más profunda del límite sur de la cuenca está aproximadamente a 150 millas de la costa de Guyana. Las empresas NABI Oil And Gas, Inc. y ON ENERGY Inc. tienen concesiones dentro de esta parte de la cuenca. Fraser, 2016 indica que se perforaron 13 pozos dentro de esta parte de la cuenca de Guyana desde 1916 hasta la actualidad, y solo Rose Hall1, perforado en 1941 y Drill-1 en 1967, tuvieron muestras de petróleo. Los sedimentos más gruesos se pueden encontrar en la parte oriental de la cuenca, con espesores que alcanzan los 2.500 m. El gas biogénico se encontró predominantemente en la costa y una fracción produjo gas termogénico.
Cuenca costa afuera de Guyana
Hay muchas empresas que operan en la cuenca costera de Guyana (Figura 3), desde importantes empresas de petróleo y gas hasta empresas junior. El mayor interesado es ExxonMobil, el principal propietario de superficie en la cuenca y la empresa que hará historia con el primer descubrimiento comercial de petróleo en Guyana. ExxonMobil repitió su éxito con el descubrimiento del campo Payara y el prospecto Snoek en 2017. Esso Exploration and Production Guyana Ltd. (EEPGL), filial de ExxonMobil, posee la participación mayoritaria (45%) en el bloque Stabroek.
Figura 3 - Mapa índice de la cuenca de Guyana (Wood Mackenzie, 2017)
Cuenca Guyana-Surinam
Destacada como una de las cuencas más prospectivas de América del Sur, la cuenca Guyana-Surinam (Figura 4) se considera poco explorada. Brandon Hill Capital, 2017 corroboró que el interés en la cuenca se vio acentuado por un informe del Servicio Geológico de Estados Unidos, que identificó la cuenca Guyana-Surinam como la que tiene los mayores recursos potenciales en América del Sur después de las cuencas Santos y Campos en Brasil.
Figura 4 - La cuenca Guyana-Surinam (Dennison, 2017)
Se estima que la cuenca poco explorada contiene 15.200 millones de barriles de recursos sin explotar y este interés se vio reforzado aún más por el descubrimiento del campo Jubilee en Ghana y el descubrimiento no comercial de Zaedyus realizado en la Guayana Francesa. Según el informe Eco (Atlantic) Oil & Gas de Brandon Hill Capital, 2017, esos descubrimientos proporcionaron evidencia definitiva de que existen sistemas petroleros similares en ambos lados del Margen Conjugado del Atlántico.
La cuenca Guyana-Surinam es una cuenca sedimentaria del Cretácico situada geográficamente a lo largo de la costa noreste de América del Sur y se extiende a lo largo de las zonas marítimas de Guyana, Surinam y la Guayana Francesa. La cuenca limita al sur con la meseta alta de Demerara y al norte con el Arco de Pomeroon . ( Dennisson , 2017). Stolte , 2013 enfatizó que hay al menos dos rocas generadoras de clase mundial de edad Cretácico Medio y Superior, a veces denominadas Formación Canje , que se encuentran en tales paquetes sedimentarios.
Workman & Birnir , 2015 indicaron que la cuenca evolucionó a partir de un aulocógeno (failed rift arm) que se extiende en dirección a la cuenca de Takatu hacia el este, cabalgando (straddling) la línea de frontera de Guyana y Brasil. La arquitectura de la cuenca se describe como una estructura tipo Trampilla "trap door structure", que se hunde desde el Arco de Pomeroon y linda contra la meseta de Demerara, con el Basamento formado por la Discordancia del Atlántico. Superpuestas a la discordancia se encuentran: la Formación Barremiana Stabroek continental, el Carbonato Potoco Aptiano que se hundió gradualmente y finalmente por la depositación de la Formación Canje que contiene las Rocas Madres depositadas regionalmente.
Figura 5 - Estratigrafía de la cuenca Guyana-Surinam (Dennison, 2017)
Teoría del Atlántico Conjugado
Auge, 2015 afirmó que debido a que África y América Latina alguna vez pertenecieron a la misma masa geográfica, varios países en lados opuestos de la cuenca del Atlántico, particularmente en el sur, tienen geologías similares, a pesar de que están separados por miles de millas. hoy. Esto ha llevado recientemente a las empresas petroleras a comprar bloques en el lado opuesto del Atlántico cuando hacen descubrimientos en un lado u otro de la cuenca. Esta estrategia se conoce como la 'Teoría de la imagen en espejo'. Es ampliamente aceptado en la industria que la geología petrolera de la zona se parece mucho a la de África Occidental. Las cuencas del Margen Ecuatorial de Guayana, que se componen de porciones costeras y terrestres, abarcan las zonas costeras de Guyana, Surinam, Guayana Francesa Y PEQUEÑAS PORCIONES DE VENEZUELA (¿Intencional?) y Brasil (Stolte, 2013 ). Se cree que el sistema petrolero de las cuencas de las Guayanas es un reflejo del sistema petrolero presente en África Occidental, donde varias grandes acumulaciones de petróleo (por ejemplo, el descubrimiento de Jubilee en la Cuenca Tano, frente a la costa de Ghana) se han descubierto en los últimos años (Stolte , 2013). La Formación Canje se depositó (hace aproximadamente 90 millones de años) durante el tiempo en que América del Sur y África se separaron en el Margen de Transformación del Atlántico Ecuatorial (Figura 6) y se cree que es la misma Roca Madre que se encuentra en los sistemas petroleros asociados con importantes descubrimientos de petróleo. en África Occidental.
Figura 6: Márgenes conjugados del Atlántico sur a lo largo del tiempo geológico (Bryant, et al., 2012)
En consecuencia, la industria ha identificado varias similitudes con respecto a la Fuente, el momento, el entierro, la compactación y los mecanismos de captura entre las cuencas marinas de las Guayanas y las cuencas marinas de África occidental ( Stolte, 2013).
Un ejemplo reciente de este enfoque se puede encontrar a lo largo del margen de transformación, donde se desarrollaron conceptos de exploración exitosos en tierras bajas de la era Turoniana. Se han aplicado "ABANICOS DE TURBIDITAS" en la costa de Ghana en la costa de la Guayana Francesa, lo que llevó al reciente descubrimiento de Zaedyus dentro de depósitos similares. Bryant, et al., 2012 establecieron que la evidencia convincente de las respuestas de los registros eléctricos, los eventos de enfriamiento del interior y las discordancias bioestratigráficamente restringidas cuando se integran; sugieren que los depósitos de nivel bajo de la edad del Campaniano, también, pueden proporcionar objetivos de yacimientos atractivos en la Cuenca Guyana-Surinam frente a la costa del Norte de América del Sur.
Estudios de caso
La primera exploración, basado en la "Teoría de Espejo" al otro lado de la Cuenca Atlántica tuvo lugar en Brasil. Desde 2006, los grandes descubrimientos como el campo Lula junto con otros grandes descubrimientos (Libra, Carioca) en las Cuencas Presal de Santos y Campos, frente a las costas de Río de Janeiro, Sao Paulo y Vitoria) han estado impulsando esfuerzos en la exploración en Namibia (Auge, 2015).
Otros descubrimientos en el margen "West Africa Transform", también, respaldaron la teoría: el descubrimiento del campo Jubilee en 2007 por la compañía británica Tullow Oil y las "juniors" estadounidenses Kosmos Energy y Anadarko que desbloquearon la exploración en Ghana, que hasta entonces sólo había producido una cantidad muy pequeña de crudo (Agosto, 2015). Otros descubrimientos importantes incluyeron los campos Tweneboa, Ntomme y Enyenra en la cuenca Tano. Auge de 2015, también, señala que en Sierra Leona, la continuación de las tendencias petroleras de Ghana en el este ayudó a Anadarko y Tullow a descubrir los campos de Venus, Mercurio y Júpiter en 2009, 2010 y 2011.
Campo Jubilee
El campo Jubilee fue descubierto por Kosmos Energy y sus socios en junio de 2007 en el Golfo de Guinea, aproximadamente, a 60 km de la costa occidental de Ghana en 1200 – 1500 m de agua (McLaughlin, 2012). Este fue el primer hallazgo significativo de petróleo en 40 años de exploración costa afuera en Ghana y también uno de los campos más grandes descubiertos en la última década en África. El pozo exploratorio Mahogany-1 en el bloque West Cape Three Points (Figura 2.L) probó un crudo liviano (37° API), dulce y con alto GOR. El pozo fue perforado para probar el abanico Turoniano o Turoniense del Cretácico Superior identificado con datos sísmicos 3D.
Después de la perforación de 3 Pozos de Avanzada, se confirmó un intervalo bruto promedio de 250 m (820,21 pies) de canal de turbidita amalgamada apilada y arenas en abanico con un espesor neto que oscilaba entre 20 m (65,52 pies) y 100 m (328,08 pies). Según las mediciones del núcleo, las porosidades promediaron el 21% y la permeabilidad es de cientos de milidarcies. La Tabla 2.2 muestra las propiedades del yacimiento encontradas en el campo Jubilee.
Tabla 1 - Propiedades del fluido del yacimiento del campo Jubilee
PROPIEDADES DEL FLUIDO DE DEPÓSITO
Presión inicial del yacimiento ( psia ) en M-1
5295
Rango de presión en todo el campo ( psia )
5000 - 5700
Temperatura inicial del depósito (°F) en todo el campo
196 - 225
Gravedad del aceite del tanque de almacenamiento (°API)
36-38
GOR ( scf / stb )
1200
Viscosidad ( cp )
0,16 – 0,3
El campo contiene dos intervalos de yacimientos primarios, Upper y Lower Mahogany. El campo había sido sometido a un programa de desarrollo de diecisiete pozos que comprendía nueve productores, seis inyectores de agua y dos inyectores de gas. Sills & Agyapong, 2012 afirma que en ambos yacimientos los inyectores de agua están ubicados buzamiento abajo apoyando a los productores tanto en ubicaciones de buzamiento medio como buzamiento arriba, con distancias entre los inyectores de agua y los productores que varían de 1 a 5 km. El campo Jubilee se desarrolló utilizando un enfoque por fases, similar al enfoque de ExxonMobil para el campo Liza.
El campo se desarrolló con un sistema submarino de 17 pozos (Figura 7) y un buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) de 120.000 bopd . Se estima que se producían diariamente 120 MMscf de gas natural, de los cuales 20 MMscf se utilizaban en la FPSO para generar energía eléctrica, generar vapor y abastecer las instalaciones de procesamiento y servicios públicos (Tullow Ghana Limited, 2009). El gas restante se inyectaría nuevamente al yacimiento para mantener la presión y mejorar la recuperación de petróleo. Tullow Ghana Limited, 2009 declaró que la inyección de agua comenzó al inicio de la producción para mantener la presión del yacimiento para la recuperación de petróleo. Para evitar que la arena de la cara del pozo ingrese al pozo, se implementó el control de arena fracturando hidráulicamente la roca del yacimiento y colocando un tamaño conocido de grava sintética (arena) en las fracturas (Tullow Ghana Limited, 2009).
Figura 7 - Ubicación del pozo de desarrollo de la Fase 1 (Sills & Agyapong, 2012)
La Cuenca Tano de aguas profundas
Ubicada frente a la costa de Costa de Marfil, la cuenca Tano (Figura 2.O) es una provincia petrolera con importantes descubrimientos y campos productores como Espoir y Belier (CGG, 2013). Dentro de la cuenca Tano, específicamente, en el Cretácico Superior, se depositaron gruesas secuencias clásticas consistentes en facies fluviales y lacustres, proporcionando un espesor adecuado además de una delgada sección Terciaria para la madurez de las rocas generadoras del Cretácico. Albiense, Cenomaniano y Senoniano atrapados estratigráficamente Las areniscas de turbidita provenían de la secuencia clástica gruesa y actuaron como el principal reservorio dentro de la cuenca, mientras que las lutitas marinas forman un sello (CGG, 2013).
El bloque Deepwater Tano al oeste de Jubilee consta principalmente de tres campos; Tweneboa , Enyenra y Ntomme , conocidos colectivamente como el complejo TEN ( Wilhelmsen & Lorentzen , 2012). En febrero de 2010, se perforó el primer pozo de evaluación, Tweneboa-2, y combinado con los hallazgos del pozo de exploración, Tweneboa-1, el campo se estableció como un importante campo de petróleo y condensado de gas. En julio de 2010, se perforaron Owo-1 y varios pozos desviados al oeste de Tweneboa, lo que estableció a Enyenera como un nuevo campo petrolero importante. Tweneboa-3 se perforó en enero de 2011 y se perforó en el prospecto Ntomme, lo que confirmó la acumulación de condensado de gas. En febrero de 2011, se perforó el primer pozo de evaluación de Enyenra (Enyenra-2A) y Tullow encontró petróleo ligero de alta calidad. El Enyenra-4a se perforó para definir la extensión sur del campo y cruzó 32 m de zona petrolera neta en marzo de 2012 ( Wilhelmsen & Lorentzen , 2012).
Los yacimientos se encuentran a profundidades de entre 1.000 y 2.000 m. Después del descubrimiento y evaluación de los campos, el Plan de Desarrollo de las RTE consistió en 24 pozos en total (una combinación de inyección de agua, inyección de gas y pozos de producción) conectados a una FPSO a través de una infraestructura submarina (Tullow Ghana Ltd., 2016).
Descubrimiento de Zaedyus
Basándose en el éxito del campo Jubilee y el complejo TEN, Tullow Oil utilizó sus conocimientos existentes para aplicar la Teoría del Conjugado Atlántico a la Cuenca Sudamericana. Su objetivo era descubrir en América del Sur la cuenca gemela de Jubilee en África occidental mediante el uso de datos sísmicos y perforaciones de exploración.
La primera prueba exitosa fue el descubrimiento del Abanico Zaedyus en 2011, que redujo aún más el riesgo de los activos sudamericanos. El pozo Zaedyus-1 corroboró la teoría, en parte, al encontrar aproximadamente 236 pies de capa productiva neta en dos Abanicos de Turbidita de edad Cenomaniano-Turoniano, que se cree que contienen entre 500 y 850 millones de barriles de petróleo recuperable equivalente ( Stolte , 2013).
El prospecto Zaedyus demostró el conjugado del Jubilee, pero no se consideró un éxito comercial, aunque los resultados fueron alentadores porque identificaron positivamente atributos similares de un Sistema Petrolero importante.
Metodología
La base del artículo se construyó mediante una investigación sobre los márgenes de transformación, la Teoría Conjugada del Atlántico, estudios de casos basados en la teoría antes mencionada e informes de ExxonMobil y varias fuentes sobre la actividad en torno al campo de Liza. Se ha prestado mucha atención a la Teoría del Conjugado Atlántico y el éxito tanto en el lado de África occidental como en el de América del Sur ha influido de manera crítica en el diálogo académico. Se investigaron los campos análogos de la cuenca Guyana-Surinam para generar un rango de propiedades de yacimientos en el modelo estático y, con ExxonMobil y sus socios actualmente en la etapa de desarrollo, no hay datos técnicos detallados disponibles.
El modelo estático se creó utilizando los paquetes de software Petrel, Microsoft Excel y WellplotDigitizer.
WebplotDigitizer es una herramienta basada en web para extraer datos de gráficos, imágenes y mapas ( Rohatgi , 2017)
Petrel es una aplicación de software para PC con Windows destinada a agregar datos de yacimientos de petróleo de múltiples fuentes.
Utilizando las distancias de los pozos de evaluación en relación con el pozo exploratorio Liza 1, y el límite del yacimiento obtenido de las imágenes de WellplotDigitizer, se desarrolló un modelo de yacimiento. Con base en los puntos de datos producidos por WellplotDigitizer, se creó un modelo a escala discretizando la imagen en combinación con la ubicación del pozo y las distancias en relación con el pozo exploratorio, Liza-1 con el "Microsoft Excel’s solver". Una vez que se produjo el modelo a escala, las partes superiores e inferiores de los yacimientos se ingresaron en Petrel para crear el Modelo Estático. El Modelo Estático se divide en dos secciones, el depósito superior y el inferior. La suposición es que hay una falla geológica a lo largo del modelo, ya que el yacimiento es una estructura medio graben, por lo que se espera que hayan fallas geológicas. La mitad superior del depósito contiene la capa de gas y la mitad inferior tiene un acuífero.
Liza 1, 2 y 4 forman parte del yacimiento inferior, mientras que Liza 3 se perfora en el yacimiento superior. El depósito superior está saturado mientras que el inferior está subsaturado.
El modelado del pozo se realizó utilizando PROSPER; un elemento fundamental en el Modelo de Producción Integrada (IPM) tal como lo definen los expertos en petróleo que crea un modelo de pozo bastante robusto. (Petróleo Expertos , 2017 ) Dos pozo modelos fueron diseñados para :
Productor de petróleo
gas y agua Inyector
El modelo de pozo se diseñó con base en la información compartida por ExxonMobil con respecto a la descripción del desarrollo del proyecto Liza Fase 1. El desarrollo de Liza Fase 1 utilizará un buque flotante de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) amarrado con una capacidad de producción de petróleo de 100. 000 a 120. 000 barriles por día (ExxonMobil, 2017).
Productores de petróleo
Los ocho pozos productores de petróleo y sus modelos de pozo equivalentes se modelaron utilizando una tasa de prueba de 12.500 - 15.000 STB/día con una presión de fondo de pozo de 2500 psig. Los resultados del modelo se utilizaron luego para ejecutar cálculos basados en IPR, VLP y curvas de rendimiento del sistema.
En el caso de los derechos de propiedad intelectual, los casos analizados fueron:
Presión de Yacimiento (psig ): 1.500 – 8.650
Corte de Agua (%): 20 – 95
Relación gas petróleo ( scf /STB): 1.200 – 8.000
Esto generó un total de 1000 casos según la combinación de parámetros anteriores.
Para VLP, los casos probados fueron:
Nodo superior Presión (psig ): 500 – 1.100
Relación Petróleo Agua: 1 – 25
Relación gas petróleo ( scf /STB): 1.200 – 8.000 Para el sistema (IPR + VLP), los casos probados fueron:
Reservorio Presión (psig ): 1.500 – 8.650
Relación Petróleo Agua: 1 – 25
Nodo superior Presión (psig ): 200 – 2.000
Luego, la curva de elevación para VLP del productor de petróleo se exportó y guardó en el formato CMG – IMEX/GEM (versión 2009.10) para usarse en el Modelado Dinámico.
Inyectores de gas
Los inyectores de gas se modelaron basándose en los parámetros anteriores. Las presiones máximas de inyección se modelaron de manera que no cruzaran la presión de fractura de 11.000 psig. El volumen de gas inyectado se modeló para que coincida con el volumen de gas producido. Esto se hizo porque no había mercado para el gas producido y tampoco para el mantenimiento de la presión.
Los casos para el inyector de gas para IPR, VLP y sistemas son los siguientes:
1. DPI:
Reservorio Presión ( psig ): 1500 – 8650
Relación agua gas: 1 – 25
condensado (STB/ MMscf ): 1 – 30
Drenaje Área (acres): 1 – 80 2. VLP:
Nodo superior Presión ( psig ): 500 – 3000
Relación agua gas (STB/ MMscf ): 5 – 20
Relación petróleo agua: 1 – 35
3. Sistema (IPR + VLP):
Corte de Agua (%): 20 – 95
Presión de Yacimiento ( psig ): 1500 – 8650
Los inyectores de gas se convertirían posteriormente en productores de petróleo a partir del séptimo año de producción de petróleo.
Modelado dinámico de yacimientos
La simulación dinámica de yacimientos se realizó utilizando la herramienta de construcción de modelos de simulación de Computer Modeling Group Ltd. (CMG), Builder, y el simulador de petróleo negro y no convencional, IMEX.
El proceso involucrado en la construcción del modelo implicó importar el modelo RESCUE del modelo estático desarrollado en Petrel a CMG. Las siguientes tablas muestran los diversos parámetros que se utilizaron para completar el modelo.
Tabla 2 - Parámetros del modelo PVT para el modelo de yacimiento dinámico
PVT
MODELO
Gravedad del petróleo del tanque de almacenamiento (°API)
32
Temperatura de Yacimiento (°F)
205
Gravedad del gas
0,63
Presión de Burbujeo (psi)
8500
Modelo
Petróleo negro
Tabla 3 - Parámetros de permeabilidad relativa para el modelo de yacimiento dinámico
CORRELACIONES DE PERMEABILIDAD RELATIVA
SWCON - Saturación de punto final: agua connata
0,22
SWCRIT - Saturación de punto final: agua crítica
0,22
SOIRW - Saturación de punto final: aceite irreducible para tabla agua-petróleo
0,2
SORW - Saturación de punto final: aceite residual para la tabla agua-petróleo
0,2
SOIRG - Saturación de punto final: tabla de petróleo irreducible para gas-líquido
0,2
SORG - Saturación de punto final: Tabla de aceite residual para gas-líquido
0,2
SGCON - Saturación de punto final: gas connato
0.1
SGCRIT - Saturación de punto final: gas crítico
0.1
KROCW - Kro en Agua Connata
0,8
KRWIRO - Krw en petróleo irreducible
0,4
KRGCL - Krg en Liquido Connato
0,8
KROGCG - Krog en Gas Connato Gas
0,8
Exponente para calcular Krw a partir de KRWIRO
2
Exponente para calcular Krow a partir de KROCW
2
Exponente para calcular Krog a partir de KROGCG
2
Exponente para calcular Krg a partir de KRGCL
2
Tabla 4 - Condiciones iniciales para el modelo de yacimiento dinámico
CONDICIONES
INICIALES
Presión de referencia (psi)
8.650
Profundidad de referencia ( pies )
12.000
Contacto agua aceite ( pies )
12.475
Contacto Gas Oil ( pies )
11.700
Análisis de sensibilidad El análisis de sensibilidad se realizó para ambos casos utilizando el CMOST de CMG, que determina los parámetros operativos y de yacimiento que definen la recuperación y producción de campos de petróleo y gas. Para el análisis de sensibilidad se definieron los parámetros CMOST, las propiedades del yacimiento y las funciones objetivo. Los parámetros modelados fueron los puntos finales de saturación, la compresibilidad de la roca y el "Skin Effect". Las propiedades del yacimiento como porosidad, permeabilidad y saturación de agua no se seleccionaron para el modelado porque las propiedades se distribuyeron utilizando conceptos geoestadísticos para el modelado estático.
Para cada caso y sus respectivos escenarios, se investigaron las siguientes propiedades:
Petróleo acumulado SC
Gas acumulativo SC
Agua Acumulada SC
Tasa de Vacío
Inyección/Producción RC
Presión promedio del yacimiento
SCTR de saturación promedio de gas
Relación gas petróleo SCTR
Relación
Factor de recuperación de gas SCTR
Volumen de gas SC SCTR
Factor de recuperación de petróleo móvil SCTR
Tasa de producción de petróleo SCTR
Factor de recuperación de petróleo SCTR
Corte de agua SCTR - %
Relación Agua Gas SCTR
Relación agua-petróleo SCTR
El Programa de Computación elegido para ejecutar el análisis de sensibilidad en CMOST - Metodología de superficie de respuesta (RSM), explora las relaciones entre las variables de entrada (parámetros) y las respuestas (funciones objetivas). La metodología de superficie de respuesta utiliza un conjunto de experimentos diseñados para construir un modelo "proxy" (aproximado) para representar el complicado modelo de simulación de yacimiento original. Los modelos "proxy" más comunes toman una forma lineal o cuadrática de una función polinómica. Una vez que se produjo el modelo "proxy", se utilizaron gráficos de tornados que mostraban una secuencia de estimaciones de parámetros para evaluar la sensibilidad de los parámetros.
Desarrollo del campo Liza – Fase 1
El desarrollo del campo Liza propuesto por ExxonMobil en la Figura 8 ilustra el enfoque adoptado para desarrollar el modelo dinámico de yacimiento.
Figura 8 - Plan de desarrollo del campo Liza (ExxonMobil, 2017)
Todos los pozos fueron perforados de acuerdo con el Plan de Desarrollo propuesto por ExxonMobil: ocho productores, seis inyectores de agua y tres inyectores de gas. Todos los pozos fueron perforados como pozos verticales, con todas las perforaciones abiertas según la profundidad del pozo.
Los pozos Liza 1, 2, 3 y 4, utilizados en la construcción del Modelo Estático, se establecieron como restricciones para todos los escenarios. Los inyectores de gas también se perforaron en el mismo lugar para todos los escenarios y solo se perforaron en la capa de gas. Los modelos de pozo creados en Prosper se importaron a CMG como las tablas de tubería que se utilizaron en los pozos respectivos como productor o inyector. Después de siete años, los inyectores de gas se convirtieron en productores con un objetivo de producción máximo de 650 MMscf /día. Los inyectores de gas se convirtieron secuencialmente, un inyector cada dos años, hasta alcanzar la producción máxima objetivo.
También se establecieron restricciones en CMG:
Productor de petróleo:
Operar – STO Tasa de petróleo en superficie MAX – 12.500 bbl/día o Operar – BHP presión de fondo del pozo MIN – 2.500 psi
Productor de gas o Operar – Tasa de gas de superficie STG MAX – 55 MMscf /día o Operar – BHP presión de fondo del pozo MIN – 2.500 psi
Inyector :
Inyector de Agua
Operar – Tasa de inyección de agua en la superficie STW – 22.000 bbl/día
Operar – BHP presión de fondo del pozo MAX – 11.000 psi o Inyector de gas:
Operar – BHP presión de fondo del pozo MAX – 11.000 psi
Casos
El planteamiento para producir el yacimiento implicó dos casos con tres escenarios cada uno. El caso 1, el caso base, comenzó con una producción inicial de 100.000 bbl/día, mientras que el caso 2 se fijó en 120.000 bbl/día. Los escenarios siguientes se aplicaron a ambos casos, siendo la producción de petróleo el único cambio en todo el modelo.
escenario 1
Los inyectores de agua se colocaron en un patrón irregular alrededor de los productores con dos inyectores de agua por productor. Las designaciones L y U, inferior y superior respectivamente, se utilizaron para diferenciar entre productores (P) e inyectores de agua (WI) pertenecientes al yacimiento superior o inferior. Por ejemplo, WIL significa Inyector de agua inferior, mientras que PU significa Productor superior. Como se mencionó anteriormente, los inyectores de gas estaban confinados a la Capa de Gas, por lo que no se les asignó ninguna designación. Los dos inyectores de agua se colocaron en la base del yacimiento superior para empujar el petróleo hacia los productores superiores.
Escenario 2
Los inyectores de agua fueron colocados en el acuífero para mantenimiento de presión y barrido del petróleo. Los inyectores se perforaron en función de la ubicación del acuífero utilizando saturaciones de agua y capas en el modelo CMG para elegir la ubicación de cada uno de los cuatro inyectores. El yacimiento, como se muestra en la Figura 9, demuestra la posición del acuífero a lo largo de las diferentes capas (2 – 11) y el área donde se perforarían los cuatro inyectores. Los inyectores también se colocaron debajo de los productores.
Figura 9 - Variación de la saturación de agua en el embalse de Liza a través de las capas 2 a 11
Escenario 3
Para el escenario 3 se utilizó el mapa de saturación de petróleo para elegir la ubicación de los pozos de producción e inyección. Como se indicó anteriormente, Liza 1, 2, 3 y 4 no se pudieron modelar en una nueva ubicación ya que se usaron para construir el modelo estático y se mantuvieron como restricciones. Los inyectores de agua en el yacimiento inferior se dispusieron para producir el efecto de un impulso de agua de patrón periférico. La mayor saturación de petróleo se produjo en las capas superiores sobre la región del acuífero, pero esto no pudo utilizarse debido a limitaciones de tiempo y las limitaciones impuestas a los productores en el modelo.
Predicción del modelo
ExxonMobil, 2017, declaró en su descripción del desarrollo que el desarrollo de la fase 1 de Liza desarrollará aproximadamente 450 millones de barriles de petróleo del campo de Liza. El New Tork Times de 2017 señaló que ExxonMobil y Hess estimaron que el campo de Liza podría contener 1.400 millones de barriles de petróleo mezclado con gas natural, comparable a algunos de los campos más grandes perforados en América del Sur. La Tabla 5 muestra los resultados de la simulación. Se debe notar que:
Caso 1 – 100.000 bopd : o Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Caso 2 – 120.000 bopd :
oh Escenario 4 Escenario 5 Escenario 6
Tabla 5 - Resultados de varios escenarios en el desarrollo del campo Liza (2020 – 2045)
Producción de petróleo
(MMSTB)
Producción de gas (BCF)
Producción de Agua (MMSTB)
Producción Bruta
(MBOE)
Factor de recuperación de petróleo
Escenario 1
460.21
3407
175.21
1028.82
17,99
Escenario 2
545.02
5185
23,72
1409.18
21.52
Escenario 3
556,76
4544
31,50
1314.09
21,98
Escenario 4
494.34
8437
177,10
1900.51
19,52
Escenario 5
506.64
6388
162,83
1571.31
20.00
Escenario 6
536,48
5516
21.45
1455.82
21.18
ExxonMobil, durante la campaña de perforación de los pozos exploratorios y de evaluación de Liza, afirmó que las reservas recuperables para el campo de Liza oscilan entre 0,8 y 1,4 mil millones de barriles de petróleo equivalente. Los escenarios 1, 2, 3 y 6 son los únicos escenarios que cumplen con este criterio.
Tras un examen más detenido de los resultados, se espera que el campo produzca 450 millones de barriles de petróleo y el resto sea producción de gas, lo que representaría el resto de las reservas recuperables. El escenario 1 es el único escenario que cumplió con dichos criterios y al mismo tiempo tuvo el factor de recuperación de petróleo más bajo como se ve en ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia . . El escenario 1 también tuvo la segunda mayor producción de agua durante el período de 25 años, así como la menor producción de gas.
La comparación de los escenarios 1 y 4, al tener la misma configuración de pozos y estar perforados a las mismas profundidades, muestra un aumento del 147% en la producción de gas debido al aumento en la reducción del yacimiento y un aumento del 7,4% en la producción de petróleo. El perfil de producción para el escenario 1 se muestra en la Figura 10. Al comienzo de la producción de gas, la conversión del primer inyector a productor comenzó en 2027 con una producción de gas máxima permitida de 250 MMscf/día y los productores posteriores ingresaron cada 2 años (2029). y 2031). Se estableció como restricción en el modelo una producción de gas máxima permitida de 650 MMscf /día, como se muestra en la Figura 10.
Figura 10 - Perfil de producción para el Caso 1 Escenario 1
escenario 1
La inyección de gas se produjo entre 2020 y 2027, antes de que los tres inyectores de gas se convirtieran en productores. Un aumento en la proporción de gas petróleo y la saturación de gas coincidieron con el cese de la inyección. Migración de gas desde el casquete de gas al tramo de petróleo y producción desde el casquete de gas a medida que los inyectores se convertían en productores. La producción del casquete de gas conduce a una rápida disminución de la presión del yacimiento, como se muestra en la Figura 11.
Figura 11: Presión promedio del yacimiento del desarrollo de la Fase 1 del campo Liza
Se implementó una inyección continua de agua para el desarrollo del campo Liza y el índice máximo de tasa de vacío (VRR) o índice de reemplazo de vacío , como se conoce comúnmente para el proyecto, fue de 1,14. Hubo una fuerte disminución en VRR en 2027 correspondiente al final de la inyección de gas, como se muestra en la Figura 12. La expansión del casquete de gas y la reinyección del gas producido para el mantenimiento de la presión contribuyeron a la producción del volumen del yacimiento. Un VRR general mayor que 1 sugirió que el volumen inyectado excedía el volumen producido, lo que explicaría los altos volúmenes de agua producida. La observación de la gráfica de presión promedio del yacimiento y la gráfica de VRR versus tiempo muestra que para VRR>1, cuando la presión del yacimiento no aumenta, se muestra una pérdida de inyección fuera de la zona o una salida de fluidos del área de control. El VRR
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