potencial de crudo extrapesado en el ecuador: caso bloque...

Potencial de crudoextrapesado en el Ecuador: Caso Bloque 20

Presentado por Javier Miranda.

Basado en el trabajo denominado “Modelo de simulación

matemática para la producción del Campo Pungarayacu-

bloque 20”. Males, C., Miranda, J. y Palacios, D. 2017.

ExpositorIng. Javier Miranda

Javier Miranda es Técnico Docente de FIGEMPA desde 2018. Ingeniero de petróleos por la Universidad Central del Ecuador y estudiante

actual de la Maestría en Producción e Industrialización de Hidrocarburos en la Universidad UTE. Cuenta con artículos publicados en las

revistas Petróleo y Gas (AIHE, 2018), Petróleo al día (UDLA, 2019) y artículos aprobados para presentarlos en SPE (LACPEC-2020). Además,

ha participado como conferencista en el Programa de Colaboración Tecnológica en EOR realizado por la Agencia Internacional de Energía

en Cartagena-Colombia en 2019.

https://www.facebook.com/javi.miiranda https://www.linkedin.com/in/guiller

mo-javier-miranda-03758b11a/

[email protected] |

[email protected]

1

2

3

4

5

6

Agenda

Introducción

Conclusiones

Geología

Cuantificación de recursos

Potencial de desarrollo

Perfil económico del proyecto

3

IntroducciónUn vistazo al Bloque 20

4Fuente: Miranda, 2017

IntroducciónUbicación del Bloque 20

- El Campo Pungarayacu –

B20 está ubicado en las

estribaciones orientales de

la Cordillera Real

- 43 km de largo x 16 km de

ancho

5

Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012

IntroducciónHistoria del campo

Desubrimiento

- Ecuasfaltos

- San Carlos 1

- Exploración CEPE

70’s

Estudios

- Petroproducción (1992)

- ARCO Oriente (1995)

90’s

Ivanhoe - Huff-n-Puff

- Perforación adicional de los

pozos IP-15, IP-5B , IP-14 e IP-

17ST.

- Pruebas inyección cíclica de

vapor: IP-5B e IP15.

2010’s

Perforación

- 26 pozos de muestreo CEPE

- Informe Petrocanadá (1982)

- Factibilidad de inyección de

Vapor (Beicip. 1987)80’s

+Estudios - Ivanhoe

- Petrobank Energy (2001)

- Petroproducción (2008)

- Ivanhoe (2008)

2000’s

6

GeologíaEstructura y principales

yacimientos

7Fuente: CEPE-BIPE, 1984

GeologíaEstructura del campo Pungarayacu

- Anticlinal/monoclinal ¿? fallado.

- Parte del levantamiento Napo.

- Al menos 3 sistemas de fallas identificados.

8

Fuente: Baby et. al, 2014



- Parte del levantamiento

Napo.

- Al menos 3 sistemas de fallas

identificados.

9

Fuente: Petroproducción-BIPE, 2008 Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012



- Parte del levantamiento

Napo.

- Al menos 3 sistemas de fallas

identificados.

10




- Parte del levantamiento Napo.

- Al menos 3 sistemas de

fallas identificados.

11Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2011


GeologíaPrincipales yacimientos

- El principal yacimiento es la

formación Hollín (235-351 ft)

- El miembro Hinf presenta mayores

espesores. Se depositó en un

ambiente fluvial.

- El miembro Hsup se depositó en un

ambiente estuarino.

12



- El principal yacimiento es la formación Hollín.

- El miembro Hinf presenta mayores espesores. Se depositó en un ambiente fluvial.

- El miembro Hsup se depositó en un ambiente estuarino.

13



- El principal yacimiento es la

formación Hollín.

- El miembro Hinf presenta mayores

espesores. Se depositó en un

ambiente fluvial.

- El miembro Hsup se depositó

en un ambiente estuarino.

14


RecursosPetrofísica y POES del campo


RecursosPetrofísica

- 16 pozos con registros

primitivos (primera

generación)

- 11 pozos con registros de

segunda generación.

- 4 pozos con registros modernos

- 28 pozos con núcleos.

16

Fuente: Males, Miranda y Palacios, 2017

Fuente:Ivanhoe-BIPE, 2011



primitivos (primera generación)




modernos


17




primitivos (primera generación)



- 4 pozos con registros modernos


18

Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2013 Fuente: Petroproducción-BIPE, 1994

Recursos

19

Petrofísica

Hollín: Porosidad=23,4%, Sw=33-44%, K=n/d

HI: Porosidad=24-28,5%, Sw=40%, K= 500-3300 mD

HS: Porosidad=16,5-19%, Sw=50% K=n/d

HI: Porosidad=25%, Sw=30%, K=1053 mD

HS: Porosidad=22%, Sw=23% K=525 mD

CEPE

UCE (Males et al. 2017)

Beicip

Arco

Ivanhoe Hollín: Porosidad=24%, Sw=27%, K=1555 mD

Hollín: Porosidad=21%, Sw=19%, K= n/d

Recursos

20

Estimaciones de POES

12.747 MMBls

7,200 MMBls

6.430 MMBls

4.509 MMBls

UCESe estima el volumen para todo el bloque,

restringiendo las áreas erosionadas.

Evaluación probabilística:

P10: 6.114 MMBls P50: 13,300 MMBls P90: 21.007

MMBls

IvanhoeEvaluación 2011

P10: 5.933 MMBls P50: 11,346 MMBls P90: 22,174 MMBls

Evaluación 2012

P10: 4.650 MMBls P50: 6.430 MMBls P90: 11.930 MMBls

UCE (Males et al. 2017)

Beicip

Ivanhoe

ARCO

RecursosPOES-Incertidumbre

Falta conocimiento de:

- La compartamentalización

del campo.

- Contactos de fluidos.

- Zona erosionada

21Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2011 Fuente: Males et al. 2017.

RecursosPOES-Incertidumbre

Falta conocimiento de:

- La compartamentalización

del campo.

- Contactos de fluidos.

- Zona erosionada



DesarrolloTécnicas aplicables, fluidos

presentes en el campo,

características adicionales,

estrategias de desarrollo,

oportunidades exploratorias.



Técnicas Aplicables 24

Minería

Remoción total de arenas

bituminosas que luego son

transportadas a plantas

para separar arena/fluido.

CHOPS

Producción de petróleo

pesado mediante la

generación de un influjo de

arena, uso de PCP y

separación de arena/fluidos

en superficie.

CSS

Un solo pozo actúa como

inyector y productor a la vez.

Steam flooding

Pares o arreglos con pozos

inyectores de vapor y

productores del petróleo

calentado.

SAGD

Un par de pozos

horizontales que crean una

cámara de altas

temperaturas que drena el

petróleo por gravedad.

Desarrollo

25

Técnicas Aplicables

Localización: sector norte del campo.

Pendientes muy severas. Amplía red hidrográfica. Arenas semi-consolidadas.

Localización: sectores con suficiente profundidad.

Areniscas de difícil disgregamiento. Saturación de petróleo menor que otros proyectos.

Localización: sectores con suficiente profundidad

Planificado pero no ejecutado po Ivanhoe. Requiere grandes espesores de yacimiento.

Minería

SAGD

CHOPS

Steam Flooding

CSSLocalización: sectores con suficiente profundidad

Probado en los pozos IP-15, IP-5B. Fallas de cemento ¿?. Tiempo de remojo muy largos ¿?.

Localización: sectores con suficiente profundidad.

Sectores con espesores considerables. Garantizar continuidad horizontal.

DesarrolloTécnicas aplicables

Pruebas con CSS:

- IP-15 no se registró

producción.

- IP-5B obtuvo un acumulado

de 270 barriles.

26



DesarrolloFluidos presentes

- Al menos dos tendencias claras de fluidos para la parte norte y sur del campo.

- Temperaturas de yacimiento de entre 86 - 122 °F.

- Temperaturas alcanzadas en la inyección 214 °F

- Petróleo muerto: 4-12 °API

27

Fuente: Males et al. 2017.

B

A

DesarrolloCaracterísticas adicionales

- Presión de yacimiento (800-1000 ft) en los pozos IP-15 (200-225 psia) e IP-5B (400-500 psia).

- Temperaturas de yacimiento de entre 86 - 122 °F.

- Roca con mojabilidad preferencial al petróleo (no concluyente)

28



- Presión de yacimiento (800-1000

ft) en los pozos IP-15 (200-225

psia) e IP-5B (400-500 psia).

- Relaciones k-ф consistentes en los

pozos probados. Difieren en otros

casos.

- Roca con mojabilidad preferencial

al petróleo (no concluyente)

29

Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012. Males et al., 2017

0,01

0,1

1

10

100

1000

10000

100000

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4

Perm

eab

ilid

ad

mD

Porosidad

IP-5B

IP-14

IP-15B

PYCU-2

100

1000

10000

100000

0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4

Perm

eab

ilid

ad

mD

Porosidad

IP-5B

IP-15B


- Presión de yacimiento (800-1000 ft) en los pozos IP-15 (200-225 psia) e IP-5B (400-500 psia).

- Permeabilidades elevadas conforme indican los núcleos.

- Roca con mojabilidad preferencial al petróleo (no concluyente)

30

Fuente: BP-BIPE, 1986. Males et al., 2017

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Kr

Sw

Kro-liviano

Krw-liviano

Kro-pesado

Krw-pesado

EstrategiasDe desarrollo

Recuperación estimada:

- CEPE (n/d): 2,38 MM Bls (minería)

- CEPE (1986) : 560 MM Bls

- Petroproducción (1992): 23 MM Bls

- Arco (1995): 316 MM Bls

31

Fuente: Petroproducción-BIPE, 1992

0

5

10

15

20

25

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0 5 10 15 20 25

MM

Barr

iles

BP

PD

Años

Producción diaria (BPPD) Producción anual (Bls) Producción acumulada (Bls)


- Ivanhoe (2008): pico de producción

de 120 M BPPD, acumulado luego

de 20 años de 600 MM Bls.

- Con la tecnología HTL se esperaba

un crudo sintético de 27 °API

(pruebas reales se obtuvo crudo

sintético de 16 °API)

32



- UCE (2017) plantea un perfil de producción mediante un modelo de simulación matemática (SAGD e ICV).

- 594 Pozos (498 verticales, 96 horizontales)

- Gushor (2012) “50-60% de recobro en núcleos de PYCU mediante steamflooding”.

33




- Se alcanza un pico de 43 M BPPD con un acumulado de 398,5 MM Bls.

- Se requerirá inyectar al menos 1800 MM BEAF/D.

34


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Pro

du

cció

n d

iari

a (

miles

de b

arr

iles

po

r d

ía)

Tiempo (años)

Producción diaria vs tiempo

Tasa de petróleo producido

Tasa de agua producida

Tasa de vapor inyectado

Fin proyectos SAGD

Solo proyectos ICV

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

BSW

(%

)

Tiempo (años)

BSW vs tiempo

BSW



- Incertidumbres asociadas a propiedades térmicas de la roca y los fluidos.

- Falta de información de inundación de cores de PYCU con vapor.

- No existe certidumbre sobre la extensión del campo que cubren los crudos con mejor grado API.

35


Oportunidades

36

Exploratorias

Distribución de fluidos en los bloquesEl pozo Vuano-1, ubicado en un bloque más

profundo fuera del Bloque 20, encontró petróleo

de 16 °API en Hollín.

Áreas no perforadas

Flanco occidental del campo (posibilidad de entrampamiento ¿?.

Área entre el IP 17 y el San Carlos 1 (presentan diferentes

contactos)

PerfileconómicoFactibilidad económica

de desarrollo del campo


Perfil

Precio promedio considerado: $68,50 (30 años) 38

Económico – Ivanhoe (2008)

26.400

22.300

5.900

4.200

Inversiones contratistaMillones de dólares

Costo operativo contratistaMillones de dólares

.

Ingreso por venta de crudo - contratistaMillones de dólares

Ingreso por venta de crudo - EstadoMillones de dólares

PerfilEconómico – UCE (2017)

- UCE (2017) plantea un análisis económico con 3 escenarios de precios del petróleo.

- El proyecto alcanza rentabilidad en los escenarios base y optimista.

- No se alcanza rentabilidad en el caso pesimista.

39Fuente: Males et al. 2017.

$ 0

$ 50

$ 100

$ 150

$ 200

$ 250

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055

Pre

cio

(d

óla

res)

Tiempo (años)

Predicción de precios crudo BRENT - EIA vs

tiempo

Reference High Price Low Price

$ 0

$ 20

$ 40

$ 60

$ 80

$ 100

$ 120

$ 140

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055

Pre

cio

(d

óla

res)

TIempo (años)

Predicción de precios crudo BRENT - NEB vs

tiempo


$ 0

$ 50

$ 100

$ 150

$ 200

$ 250

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055

Pre

cio

(d

óla

res)

Tiempo (años)

Predicción de precios crudo BRENT - Autores vs

tiempo


PerfilEconómico – UCE (2017)

- UCE (2017) plantea un análisis económico con 3 escenarios de precios del petróleo.

- El proyecto alcanza rentabilidad en los escenarios base y optimista.

- No se alcanza rentabilidad en el caso pesimista.

40


Optimista

Modelo de

precioVAN ($) TIR B/C ($) PRI (años)

Renta anual

promedio ($)

EIA -2.690.436.038 - 0,33 - -84.076.126

NEB 618.254.897 14,2% 1,15 7,12 19.320.466

Autores -1.036.090.570 5,0% 0,74 - -32.377.830

Modelo de


Renta anual

promedio ($)

EIA 2.746.551.495 22,5% 1,68 5,55 85.829.734

NEB 3.089.905.971 24,3% 1,77 5,09 96.559.562

Autores 2.918.228.733 23,4% 1,73 5,31 91.194.648

Modelo de


Renta anual

promedio ($)

EIA 12.729.110.432 51,0% 4,17 2,60 397.784.701

NEB 5.603.341.884 33,1% 2,39 3,77 175.104.434

Autores 9.166.226.158 42,6% 3,28 3,04 286.444.567

Base

Pesimista

Conclusiones

41

El campo Pungarayacu cuenta con una amplia gama de información geológica y petrofísica realizada por la

empresa estatal o empresas extranjeras a lo largo de casi 5 décadas.

No existe suficiente información sobre los fluidos, las propiedades roca-fluido y las propiedades térmicas

del campo, lo que dificulta una evaluación más confiable del comportamiento del campo ante la

inyección de vapor

Los únicos pilotos de inyección de vapor (Huff-n-Puff) fueron desarrollados por Ivanhoe en los pozos

IP-15 e IP-5B, encontrando pobres o nulos resultados.

Conclusiones

42

Existe potencial para el uso de inyección continua de vapor. Sin embargo, se requiere llevar a cabo un

piloto para definer la factibilidad de aplicación de esta metodología.

Aunque persisten dudas sobre el volumen real de recursos del campo, inclusive los casos más pesimistas

concuerdan en que la cantidad de petróleo del campo fácilmente excede los mil millones de barriles,

convirtiéndolo en un campo con un potencial considerable.

El desarrollo del campo Pungarayacu requerirá grandes inversiones (posiblemente inviables para la

empresa estatal en las actuales circunstancias), por lo que se deberá repensar la legislación vigente

con el fin de hacer atractivo el proyecto.

Preguntas& Respuestas

GraciasPor su atención

potencial de crudo extrapesado en el ecuador: caso bloque...

Documents