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José Luis Ziritt, Phd
Montevideo, Julio 2012
II Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
• Demanda, reservas y producción
de Petróleo
• Métodos de Recuperación
Mejorada
• Métodos Químicos de
Recuperación Mejorada
• ¿Cuando Empezar?
• Resultados de Campo
• Perspectivas en Ecuador
• Conclusiones
Contenido
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
Importancia de la Recuperación Mejorada 15 – 30% POES
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
La Brecha Creciente
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
Producción de Petróleo y Gas
de Campos Nuevos
Hasta 1960 50% a 60%
Hasta 1990 20% 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
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
Recuperación del POES
Recuperación
Primaria
10 - 20% Recuperación
Secundaria
20 - 30%
Recuperación
Mejorada /
Recuperación
Terciaria
15 - 30%
Petróleo Restante No
Recuperable
(con tecnologías
actuales)
• 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 1.653 Billones Bbls
• Consumo anual aprox.
33 Billones Bbls
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
Métodos de Recuperación Mejorada Proyectos de RM en EUA (1972-2010)
0
100
200
300
400
500
600
1971
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
Year
No
. o
f p
roje
cts
Thermal Chemical Gases Total
El número de publicaciones no representa el nivel de
actividad de RM con químicos como en los años 80´s
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
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
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
• 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
Métodos Químicos de RM
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
Selección de los Métodos Químicos de RM
• La selección de los métodos químicos de RM está bien
descrito en la literatura:
- SPE EOR Textbook, 1998
- Taber et al., 1996
- 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
Ca2+ and Mg2+)
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
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 > 20 12
Reservoir Temp < 200°F 250°F
Water Salinity <10,000 ppm 220,000 ppm
Lithology Sandstone Carbonate
Permeability >100 mD 1-10 mD
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Implementación de Proyectos de
RM con Químicos
¿Cuándo empezar?
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
Plan de Desarrollo de un Campo ¿Cuándo iniciar A/SP?
Time
Pro
du
ctio
n
Geologic
Model
Pro
du
cti
on
sta
rts
Natural
Depletion
Optimization of operation
Field Development Plan
Simulation and engineering studies (Update reservoir model)
2ary Recovery /
Pressure
maintenance 3ary Recovery
(EOR)
Abandonment/
Decommissioning
Exp
lora
tio
n a
pp
rais
al
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
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
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Resultados de Campo
Implementación de la RM con Químicos
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RM en base a Surfactantes Vieja Tecnología vs. Actual
P e r s p e c t i v a s d e l a R e c u p e r a c ió n M e j o r a d a c o n Q u í m ic o s
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 1,520,000 374,000 256,570 1.46
Cambridge, WY 110 7,540,000 2,764,000 1,143,000 2.42
David, Alberta 400 12,462,000 1,909,000 2,010,000 0.95
Completed Micellar-Polymer floods in Illinois (Old Chemical EOR Technology)
119-R 40 1,635,000 3,119,000 243,200 12.82
219-R 113 3,032,000 5,559,000 400,000 13.90
Salem 60 3,571,000 12,636,000 512,100 24.67
M-1 407 16,575,000 14,395,000 1,397,400 10.37
Costo de ASP y Micelar-Polímero (químicos) Resumen en EUA (SPE-78711)
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Field / Flood
Total Oil
Recovery
(%OOIP)
Initial
Wcut
(%)
Final
Wcut
(%)
Inc. Oil
Recovery
(%OOIP)
Daqing / ASP NA 90 50 22*
Karamay / ASP 64.4 99 79 18
Gudong / ASP 70.5 98 74 13.4
Shengli / ASP NA 96 83 15.5
Gudao / ASP NA 91 85 22.4
* Promedio de todos los proyectos
Factor de Recobro Incremental Resumen de los proyectos de ASP en China
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Cambridge Field ASP Pilot Test (SPE-55633)
ASP Injection in Early Stages of Water Flooding
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
• Cambridge Field produces from the Minnelusa Upper B sands in WY
• ASP started at early stages of WF
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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 Surfactante @ $2.00/lb ($1.50MM)
– 1,350m lb Polímero @ $1.20/lb ($1.62MM)
– 10,200m lb Carbonato de Sodio @ $0.12/lb ($1.22MM)
– Facilidades @ $1.00MM
• Petróleo Incremental = 1.3MM bbl, Valor @ 50$/bbl = $65MM
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Perspectivas en Ecuador
Implementación de la RM con Químicos
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.
PROYECTOS DE RM
• 1.200 MMBls Reservas en
Campos Maduros
• Sacha (PDVSA)
• Tigüino (PETROBELL)
• Shushufindi (SLB)
• Libertador (TECPETROL)
• Cuyabeno (HLB)
• Auca
Otros
• Pungarayacu (Extra Pesado)
• Petroamazonas
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
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• 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.
Conclusiones
José Luis Ziritt, Phd
Montevideo, Julio 2012
www.aihe.org.ec
II Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas