Potencial de crudo extrapesado en el Ecuador: Caso Bloque...
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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/
1
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5
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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
GeologíaEstructura del campo Pungarayacu
- Anticlinal/monoclinal ¿? fallado.
- Parte del levantamiento
Napo.
- Al menos 3 sistemas de fallas
identificados.
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Fuente: Petroproducción-BIPE, 2008 Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012
GeologíaEstructura del campo Pungarayacu
- Anticlinal/monoclinal ¿? fallado.
- Parte del levantamiento
Napo.
- Al menos 3 sistemas de fallas
identificados.
10
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012
GeologíaEstructura del campo Pungarayacu
- Anticlinal/monoclinal ¿? fallado.
- Parte del levantamiento Napo.
- Al menos 3 sistemas de
fallas identificados.
11Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2011
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012
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
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012
GeologíaPrincipales yacimientos
- 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
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2011
GeologíaPrincipales yacimientos
- 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
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2011
RecursosPetrofísica y POES del campo
15Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012
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
RecursosPetrofísica
- 16 pozos con registros
primitivos (primera generación)
- 11 pozos con registros de
segunda generación.
- 4 pozos con registros
modernos
- 28 pozos con núcleos.
17
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012
RecursosPetrofísica
- 16 pozos con registros
primitivos (primera generación)
- 11 pozos con registros de
segunda generación.
- 4 pozos con registros modernos
- 28 pozos con núcleos.
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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
22Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012
DesarrolloTécnicas aplicables, fluidos
presentes en el campo,
características adicionales,
estrategias de desarrollo,
oportunidades exploratorias.
23Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2013
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
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2013
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2013
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
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2012
DesarrolloCaracterísticas adicionales
- 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
DesarrolloCaracterísticas adicionales
- 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)
EstrategiasDe desarrollo
- 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
Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2008
EstrategiasDe desarrollo
- 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
Fuente: Males et al. 2017.
EstrategiasDe desarrollo
- UCE (2017) plantea un perfil de producción mediante un modelo de simulación matemática (SAGD e ICV).
- 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
Fuente: Males et al. 2017.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
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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
EstrategiasDe desarrollo
- UCE (2017) plantea un perfil de producción mediante un modelo de simulación matemática (SAGD e ICV).
- 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
Fuente: Males et al. 2017.
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
37Fuente: Ivanhoe-BIPE, 2013
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
Reference High Price Low Price
$ 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
Reference High Price Low Price
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.
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Fuente: Males et al. 2017.
Optimista
Modelo de
precioVAN ($) TIR B/C ($) PRI (años)
Renta anual
promedio ($)
EIA -2.690.436.038 - 0,33 - -84.076.126
NEB 618.254.897 14,2% 1,15 7,12 19.320.466
Autores -1.036.090.570 5,0% 0,74 - -32.377.830
Modelo de
precioVAN ($) TIR B/C ($) PRI (años)
Renta anual
promedio ($)
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
precioVAN ($) TIR B/C ($) PRI (años)
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