CRUDO PESADO CRUDO PESADO

III Colombia Oil & Gas Investment Conference

Cartagena, febrero 4 del 2008

Rodolfo Segovia

Generador de vaporGenerador de vapor Tanques de agua para generación de vaporTanques de agua para generación de vaporInyectores de vaporInyectores de vapor

DefinicionesDefiniciones

Petróleo pesado: 10 to 20 API and 100 < viscosidad< 10,000 cp

Extra pesado: <10 API and 100 < viscosidad < 10,000 cp

Bitumen: <10 API and viscosity > 10,000 cp

Petróleo pesado: 10 to 20 API and 100 < viscosidad< 10,000 cp

Extra pesado: <10 API and 100 < viscosidad < 10,000 cp

Bitumen: <10 API and viscosity > 10,000 cp

Extra pesado

(<10 o API)

Livianoy

gas

BitumenPetróleopesado(<20o API)

Eficiencias en la recuperación Eficiencias en la recuperación de crudo pesado (EOR)de crudo pesado (EOR)

Riesgo

Reservas

Declinación natural (5% OOIP)

Bajo Medio Alto

Bajo

Medio

Alt

o

Vapor de agua es el sistema más efectivo

Inyección de vapor

Vapor cíclico

Combustion in situ

Inyección de agua fría

Inyección de agua caliente

Proceso de recuperación con vaporProceso de recuperación con vapor

Flujos en la inyección de vaporFlujos en la inyección de vapor

Vapor de agua (saturación) en la Vapor de agua (saturación) en la recuperación de crudo pesadorecuperación de crudo pesado

• Combustión in situ se ha decontinuado.

• Vapor por ciclos es un precursor de la inyección. Acelera la producción pero la recuperación final es baja (10-20% OOIP).

• Inyección de vapor (saturación) es el método mayormente utilizado en la recuperación de crudo pesado (98%).

• En los EEUU se han producido 400 mbpd de crudo pesado durante los últimos 25 años con inyección de vapor.

• Duri Field, Indonesia, es el campo más grande del mundo de crudo pesado en producción por inyección de vapor (pico 300 mbpd).

• Suramerica, principalmente Venezuela, tiene 300 mil millones de barriles de reservas de crudo pesado. Las reservas colombianas están por determinar.

Duri. Megaproyecto de Inyección Duri. Megaproyecto de Inyección • En Duri se ha preferido la inyección en bloques de 9 puntos, que se

repiten• La producción de crudo en Duri está acualmente en 200 mbopd with 1

Mmbspd inyection.• La primera inyección piloto fue en 1970 y de 1994 al 2004 la producción

se sostuvo en casi 300 mbd

Variables críticasVariables críticas

• Inyección de vapor a baja presión. A 100 psi la temperatura en el reservorio es de 350°F

• Mantener la relación del recobro de crudo a la inyección de vapor

• La clave de una operación rentable es el control térmico y la disponibilidad y precio de la fuente de vapor

• Los pozos son en general baratos comparados con el costo de combustible

Distribución de costos de la Distribución de costos de la inyección de vaporinyección de vapor

*Porcentajes en campos de California

Combustible, 68%Capital, 4%

Workover

de pozos, 7%

Opex, 21%

• Antes de regalías, amortizaciones e impuestos• Antes de regalías, amortizaciones e impuestos

Márgenes en la inyeción de vaporMárgenes en la inyeción de vapor

Analisis % del WTI

   

WTI 100%

Diferencial del crudo pesado -11%

Margen bruto 89%

Opex -7%

Combustible -21%

Mantenimiento -2%

Margen de operación 59%

Hacia adelanteHacia adelante

• Innovaciones están mejorando radicalmente la productividad y los retornos de la inyección de vapor– Pozos recolectores horizontales (se hacen pruebas con pozos de

vapor y recolectores HZ en paralelo)– Control computarizado semiautomático de la termodinámica– Control del acuífero (empuje de agua)

• El recobro puede pasar del 50-60% con– Mejor supervisión/ control térmico para reducir el volumen de crudo

que no se recupera– Acceso a reservorios más profundos (2,500-4,000’) con técnicas

para reducir la presión de agua

Inyectores verticales y colectores horizontales (longitud 500 mts)

Innovaciones en la inyección de vaporInnovaciones en la inyección de vapor• Pozos horizontales (HZ) han mejorado notablemente la productividad

• Pozos recolectores HZ producen tipicamente 3X más que un pozo vertical a ~1.5X del costo

• Pozos horizontales (HZ) han mejorado notablemente la productividad

• Pozos recolectores HZ producen tipicamente 3X más que un pozo vertical a ~1.5X del costo

Modelación geológica detallada

Zones: 13 Niveles: 226 Celdas: 10.9 million Tamaño prom. de las celdas: 60’ x 60’ x 2’ Pozos: 1032 Permite control de la inyección de vapor relativa al crudo in situ y asiste en ubicación de pozos.

1000 pies

14

2322

26

11

2

Innovaciones prácticas Innovaciones prácticas Mejora del análisis térmico con sensores de fibra óptica y sísmica 4DMejora del análisis térmico con sensores de fibra óptica y sísmica 4D

Sensores de temperatrura de fibra óptica

Mantener la relación vapor/crudo Detección de “hot spots” Pozos de observación (20% del

total) Sísmica 4D Control de la migración del vapor.

Como crece la cortina Confirmación “hot spots” Ajustes al perfil de inyection Algunos ejemplos:

Duri Christina Lake Ahora Mukaizna (Oxy en Omán, 2200 a 2500’ y 700 bd/pozo)

Sensores de temperatrura de fibra óptica

Mantener la relación vapor/crudo Detección de “hot spots” Pozos de observación (20% del

total) Sísmica 4D Control de la migración del vapor.

Como crece la cortina Confirmación “hot spots” Ajustes al perfil de inyection Algunos ejemplos:

Duri Christina Lake Ahora Mukaizna (Oxy en Omán, 2200 a 2500’ y 700 bd/pozo)

Innovaciones prácticasInnovaciones prácticasPara hacer posible la inyección de vapor en reservorios con empuje de aguaPara hacer posible la inyección de vapor en reservorios con empuje de agua

Extracción agua Se impide que el agua fria inunde las zonas de calentamiento.

Mantiene la presión de agua cerca 100 psi Bombas de alta capacidad interceptan el empuje de agua en el

borde del acuífero

Extracción agua Se impide que el agua fria inunde las zonas de calentamiento.

Mantiene la presión de agua cerca 100 psi Bombas de alta capacidad interceptan el empuje de agua en el

borde del acuífero

Pozo de intecepción en el borde de la acumulación,

equipado con una bomba de 3000 barriles de agua diarios

Pozo de intecepción en el borde de la acumulación,

equipado con una bomba de 3000 barriles de agua diarios

El futuro en ColombiaEl futuro en Colombia

• Más de (¿?) mmbbl de reservas de crudo pesado convencional (API 10-20) están por descubrir y/o explotar en Colombia

– Tecnología probada para altas recuperaciones del petróleo pesado in situ está disponible

– Los retormos con inyección de vapor son atractivos

– Los costos y la disponibilidad de combustible son aspectos críticos. En Colombia, la generación de vapor con carbón podría ser una alternativa.

Muchas Muchas graciasgracias