II Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas. José Luis Ziritt, Phd Montevideo, Julio 2012

Transcripción

1 II Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas José Luis Ziritt, Phd Montevideo, Julio 2012

2 Contenido Demanda, reservas y producción de Petróleo Métodos de Recuperación Mejorada Métodos Químicos de Recuperación Mejorada Cuando Empezar? Resultados de Campo Perspectivas en Ecuador Conclusiones

3 Importancia de la Recuperación Mejorada 15 30% POES

4 La Brecha Creciente

5 Producción de Petróleo y Gas de Campos Nuevos Hasta % a 60% Hasta % a 25% Hoy en día 12% a 15% Futuro cercano 7% a 10% La mayor parte de la producción de petróleo y gas no provendrá de campos nuevos CAMPOS MADUROS + RECUPERACION MEJORADA

6 Recuperación del POES Sólo se recupera entre el 15 18% del POES 5% de la producción mundial es por EOR 12% de la producción en EUA es por EOR Reservas probadas 2011 es de Billones Bbls Petróleo Restante No Recuperable (con tecnologías actuales) Recuperación Primaria 10-20% Recuperación Secundaria 20-30% Recuperación Mejorada / Recuperación Terciaria 15-30% Consumo anual aprox. 33 Billones Bbls

7 No. of projects Métodos de Recuperación Mejorada Proyectos de RM en EUA ( ) Thermal Chemical Gases Total El número de publicaciones no representa el nivel de actividad de RM con químicos como en los años 80 s Year

8 Métodos Químicos de RM Polímeros Colloidal Dispersion Gels (CDG s) Alcalinos Alcali-Polímero (AP) Surfactante-Polímero (SP) (Reemplaza al uso de soluciones Micelares) Alcali-Surfactante-Polímero (ASP) Combinación de tecnologías - Conformance (e.g. Geles Poliméricos) seguido de métodos de RM

9 Métodos Químicos de RM Los métodos químicos de RM vivieron su mejor momento en los años 1980 s El número total de proyectos activos tuvo su pico en 1986 con la inyección de polímeros como el más importante método químico de RM. Desde 1990 la producción de petróleo con RM con químicos ha sido marginal en el mundo excepto en China La inyección de polímeros es una tecnología madura y es el método químico de RM más importante en yacimientos de areniscas En la última década (2000+) los métodos químicos SP y ASP de RM han sido los más utilizados

10 Selección de los Métodos Químicos de RM La selección de los métodos químicos de RM está bien descrito en la literatura: - SPE EOR Textbook, Taber et al., Herramientas comerciales de selección, entre otros Sin embargo, aplicaciones de campo exitosas recientes han demostrado que los métodos de selección deben revisarse y actualizarse. Algunos ejemplos incluyen: - Uso de métodos químicos en crudos medianos/pesados (hasta 5,000 cp) - Uso de métodos químicos en calizas - SP en alta salinidad (~ 110,000 ppm) y dureza (6,000 ppm de Ca 2+ and Mg 2+ )

11 Características para la aplicación de RM con químicos Characteristic Ideal Value Extreme Value Remaining OIP > 40% 20% Oil Viscosity < 100 cp 5,000 cp Oil API Gravity > Reservoir Temp < 200 F 250 F Water Salinity <10,000 ppm 220,000 ppm Lithology Sandstone Carbonate Permeability >100 md 1-10 md

12 Implementación de Proyectos de RM con Químicos Cuándo empezar?

13 Exploration appraisal Production Production starts Plan de Desarrollo de un Campo Cuándo iniciar A/SP? Field Development Plan Simulation and engineering studies (Update reservoir model) Optimization of operation 2 ary Recovery / Pressure maintenance 3 ary Recovery (EOR) Geologic Model Natural Depletion Abandonment/ Decommissioning Time

14 Ejemplo de Proyectos Tempranos de RM Inyección de Químicos al Inicio de la Inyección de Agua Algunos proyectos han iniciado la RM con químicos como proceso de recuperación secundaria o en la etapa inicial de una inyección de agua Sin embargo, pocos proyectos ha sido documentados en la literatura (ej. ASP in Cambridge Field, WY) Proyectos en etapa de diseño (no documentados en la literatura) bajo estas condiciones incluyen: - Inyección de Polímeros en Kuwait y Uganda - ASP en India y Ecuador La razón principal para iniciar una RM con químicos temprano en la vida de un yacimiento es para acelerar la producción, maximizar el recobro de petróleo y acortar el tiempo de retorno de la inversión

15 Implementación de la RM con Químicos Resultados de Campo

16 RM en base a Surfactantes Vieja Tecnología vs. Actual

17 Costo de ASP y Micelar-Polímero (químicos) Resumen en EUA (SPE-78711) Project, Location Area (Acres) PV (bbl) Chemical Cost ($US) Inc. Oil (bbl) Chemical cost per Inc. barrel ($US) Completed AP / ASP projects in the U.S. and Canada West Kiehl, WY 106 1,520, , , Cambridge, WY 110 7,540,000 2,764,000 1,143, David, Alberta ,462,000 1,909,000 2,010, Completed Micellar-Polymer floods in Illinois (Old Chemical EOR Technology) 119-R 40 1,635,000 3,119, , R 113 3,032,000 5,559, , Salem 60 3,571,000 12,636, , M ,575,000 14,395,000 1,397,

18 Factor de Recobro Incremental Resumen de los proyectos de ASP en China Field / Flood Total Oil Recovery (%OOIP) Initial Wcut (%) Final Wcut (%) Inc. Oil Recovery (%OOIP) Daqing / ASP NA * Karamay / ASP Gudong / ASP Shengli / ASP NA Gudao / ASP NA * Promedio de todos los proyectos

19 Cambridge Field ASP Pilot Test (SPE-55633) ASP Injection in Early Stages of Water Flooding Cambridge Field produces from the Minnelusa Upper B sands in WY ASP started at early stages of WF Lithology Sandstone Oil gravity 20 API Oil Viscosity 31 cp Temperature 132 F Depth / Thickness 7,108 ft / 29 ft Avg. Porosity 18 % Avg. Permeability 845 md

20 Cambridge Field ASP Pilot Test Recobro y Resumen de Costos Recobro Final Petróleo 69.6 %OOIP Primaria e Inyección de Agua 36.2 %OOIP Recobro Incremental con ASP 33.4 %OOIP Costo por Barril Incremental 4.07 $/bbl (CostoTotal) Costo de los químicos y las facilidades 750m lb $2.00/lb ($1.50MM) 1,350m lb $1.20/lb ($1.62MM) 10,200m lb Carbonato de $0.12/lb ($1.22MM) $1.00MM Petróleo Incremental = 1.3MM bbl, 50$/bbl = $65MM

21 Implementación de la RM con Químicos Perspectivas en Ecuador

22 CONTRATO DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS Artículo 12.3 Si como producto de las Actividades de Recuperación Mejorada se demostrare el Incremento del factor de recobro de las Reservas Comercialmente Explotables, la Contratista y la Secretaría de Hidrocarburos deberán acordar la Tarifa por Producción Incremental fruto de Recuperación Mejorada que incluirá un estimado de las Inversiones, Costos y Gastos y una utilidad razonable para la Contratista que tome en cuenta el riesgo incurrido, estimando un 25% de rentabilidad para las Inversiones realizadas.

23 PROYECTOS DE RM MMBls Reservas en Campos Maduros Sacha (PDVSA) Tigüino (PETROBELL) Shushufindi (SLB) Libertador (TECPETROL) Cuyabeno (HLB) Auca Otros Pungarayacu (Extra Pesado) Petroamazonas

24 RETOS Tecnología disponible en pocas personas Desarrollo de RRHH Yacimientos extensos y con alta temperatura Aseguramiento de la provisión de químicos Costos de transporte vs. producción local

25 Conclusiones La inyección de químicos ha tenido avances importantes en la última década. Por lo tanto, los resultados de los proyectos de inyección micelar-polimérica de los años 1980 s no son representativos de la tecnologías disponibles en el presente. En la actualidad, la RM con químicos es un área muy activa y económicamente atractiva (la falta de documentación es una estrategia competitiva). La aplicación de los métodos químicos de RM en los campos maduros en Ecuador es técnica y económicamente posible, y resultaría en un incremento importante de reservas.

26 II Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas aihe@aihe.org.ec José Luis Ziritt, Phd Montevideo, Julio 2012