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UNIVERSIDAD UTE FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS EVALUACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DEL CAMPO YURALPA OFERTADO EN LOS CAMPOS MENORES MEDIANTE ANÁLISIS DE RESERVAS, DE PRODUCTIVIDAD E INDICADORES ECONÓMICOS TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA DE PETRÓLEOS KENIA NICOLE TORRES FLORES DIRECTOR: ING. FAUSTO RENÉ RAMOS AGUIRRE MSc. Quito, Diciembre de 2018
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UNIVERSIDAD UTE
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
EVALUACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DEL CAMPO
YURALPA OFERTADO EN LOS CAMPOS MENORES
MEDIANTE ANÁLISIS DE RESERVAS, DE PRODUCTIVIDAD E
INDICADORES ECONÓMICOS
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERA DE PETRÓLEOS
KENIA NICOLE TORRES FLORES
DIRECTOR: ING. FAUSTO RENÉ RAMOS AGUIRRE MSc.
Quito, Diciembre de 2018
© Universidad UTE. 2018
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 1721525291
APELLIDO Y NOMBRES: Torres Flores Kenia Nicole
DIRECCIÓN: Ríos N4-170 y Chile.
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: 022955209
TELÉFONO MÓVIL: 0998072927
DATOS DE LA OBRA
TÍTULO
Evaluación Técnica y Económica Del
Campo Yuralpa Ofertado En Los
Campo Menores Mediante Análisis
De Reservas, De Productividad E
Indicadores Económicos.
AUTOR Kenia Nicole Torres Flores
FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO
DE TITULACIÓN 12 de diciembre de 2018
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN
Ing. Fausto René Ramos Aguirre
MSc.
PROGRAMA PREGRADO
TÍTULO POR EL QUE OPTA INGENIERA DE PETRÓLEOS
RESUMEN
El objetivo de este trabajo fue realizar
la evaluación técnica y económica del
campo Yuralpa ofertado por el
Gobierno Nacional en la Ronda de
Campos Menores, mediante análisis
de reservas, de productividad e
indicadores económicos. Se
determinaron las Reservas Probadas
del campo Yuralpa, estimando la
cantidad de crudo que posee la
arenisca Hollín, obteniendo los
indicadores de productividad para
determinar la rentabilidad del campo
para su posterior licitación. Mediante
el método volumétrico se determinó el
petróleo original en sitio (POES), el
petróleo remanente (Nr), factor de
recobro (FR) y el petróleo acumulado
(Np) por cada una de las reservas
presentes. Se analizó el historial de
producción del campo en función del
caudal de petróleo y el corte de agua,
es decir parámetros que se utilizaron
para obtener la proyección de
producción de petróleo, agua y sus
acumulados. El análisis incluyó el
comportamiento del reservorio,
empleando curvas de declinación
adaptadas al mecanismo de
producción de la arena de interés.
Con los resultados obtenidos
mediante el análisis de curvas de
declinación se planteó la propuesta
de perforación de 35 pozos para el
plan de desarrollo del campo
proyectado para 5 años. Para
determinar las facilidades de
superficie se comparó la capacidad
actual de dichas facilidades las
cuales tienen una capacidad de
manejo para crudo de 20 000 BPPD y
una capacidad de reinyección de 69
500 BAPD, con los valores de
proyección de producción 4 351
BPPD y 48 946 BAPD, obteniendo
que no se requerirá la
implementación de equipos
adicionales para el manejo de
petróleo y agua. Finalmente se
realizó el análisis económico
aplicando las ecuaciones de VAN y
TIR, basándose en la tarifa variable
del crudo WTI para determinar
rentabilidad y viabilidad del proyecto,
teniendo así un TIR del 32 % con un
precio de crudo de 70 USD.
PALABRAS CLAVE Campo Yuralpa, Evaluación Técnica
y Económica
ABSTRACT The objective of this work was to carry
out the technical and economic
evaluation of the Yuralpa field offered
by the National Government in the
Round of Minor Fields, by means of
analysis of reserves, productivity and
economic indicators. The Proved
Reserves of the Yuralpa field were
determined, estimating the amount of
oil possessed by the sandstone
Hollín, obtaining the productivity
indicators to determine the profitability
of the field for its subsequent bidding.
Using the volumetric method, the
original oil in site was determined
(OOIP), the remaining oil (Nr),
recovery factor (RF) and the
accumulated oil (Np) for each of the
present reserves. The production
history of the field was analyzed
according to the flow of oil and the
water cut, that is, parameters that
were used to obtain the projection of
oil, water and its accumulated
production. The analysis included the
behavior of the reservoir, using
declination curves adapted to the
production mechanism of the sand of
interest. With the results obtained
through the analysis of declination
curves, the proposed drilling of 35
wells was proposed for the
development plan of the projected
field for 5 years. To determine the
surface facilities, the current capacity
of these facilities was compared,
which has a crude handling capacity
of 20 000 BOPD and a reinjection
capacity of 69 500 BWPD, with
production projection values of 4 351
BOPD and 48 946 BWPD obtaining
that the implementation of additional
equipment for the management of oil
and water will not be required. Finally,
the economic analysis was carried out
AGRADECIMIENTOS
Agradezco de manera especial a mi Halpal el Ing. Álvaro Izurieta Tech-
Professional PE quien estuvo a lo largo de todo el desarrollo de este trabajo
de titulación siendo mi guía y soporte técnico para la realización y finalización
del presente trabajo quien me demostró la perseverancia y tenacidad frente a
las adversidades, de igual manera a la empresa Halliburton la cual me abrió
las puertas y me brindó la oportunidad de tener un soporte dentro de la
empresa para culminar con este proyecto.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN 1
ABSTRACT 2
1. INTRODUCCIÓN 3
2. METODOLOGÍA 8
2.1 EVALUACIÓN DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS Y
FLUIDOS DEL CAMPO YURALPA 8
2.2 DETERMINACIÓN DE LAS RESERVAS PARA
PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN Y CAPACIDAD DE
MANEJO DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE 9
2.3 ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE LA EXPLOTACIÓN DEL
YACIMIENTO. 11
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 13
3.1 EVALUACIÓN DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS Y
FLUIDOS DEL CAMPO YURALPA 13
3.2 DETERMINACIÓN DE LAS RESERVAS PARA
PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN Y CAPACIDAD DE
MANEJO DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE 18
3.3 ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE LA EXPLOTACIÓN DEL
YACIMIENTO. 29
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 34
4.1 CONCLUSIONES 34
4.2 RECOMENDACIONES 34
5. BIBLIOGRAFÍA 35
6. ANEXOS 37
ii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Propiedades Reservorio Hollín campo Yuralpa 17
Tabla 2. Costos 29
iii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Bloque 21 Columna Estratigráfica 13
Figura 2. Mapa Estructural del campo Yuralpa Arenisca Hollín Principal 14
Figura 3. Contacto agua-petróleo detectado en el pozo SUMINO-1 15
Figura 4. Correlación estructural Norte-Sur del campo Yuralpa,
YRCA-7, YRCD-4, YRCG-1, YRCH-1 16
Figura 5. Historial de Producción Campo Yuralpa 18
Figura 6. Acumulado de Producción campo Yuralpa 19
Figura 7. Reservas Probadas Produciendo campo Yuralpa 20
Figura 8. Reservas Probadas Cerradas campo Yuralpa 21
Figura 9. Reservas Probadas No Desarrolladas campo Yuralpa 22
Figura 10. Declinación Exponencial Pozo Yuralpa Centro E001 24
Figura 11. Perfil de Producción Esperado del campo Yuralpa 25
Figura 12. Proyección de Producción Acumulado del campo Yuralpa 26
Figura 13. Pozo Tipo Horizontal 27
Figura 14. Pozo Tipo Direccional 28
Figura 15.Análisis de Facilidades del campo Yuralpa 28
Figura 16. Precio Diario Barril de Petróleo WTI-Oriente-Napo (USD) 30
Figura 17. Precio Crudo WTI 30
Figura 18. Análisis Económico 31
Figura 19. VAN Precio 70 USD 32
Figura 20. VAN Precio 63 USD 32
Figura 21. VAN Precio 77 USD. 33
iv
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. PARÁMETROS DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS Y
DE LOS FLUIDOS 37
ANEXO 2. CAPACIDADES ACTUALES DEL CAMPO YURALPA 38
1
RESUMEN
El objetivo de este trabajo fue realizar la evaluación técnica y económica del
campo Yuralpa ofertado por el Gobierno Nacional en la Ronda de Campos
Menores, mediante análisis de reservas, de productividad e indicadores
económicos. Se determinaron las Reservas Probadas del campo Yuralpa,
estimando la cantidad de crudo que posee la arenisca Hollín, obteniendo los
indicadores de productividad para determinar la rentabilidad del campo para
su posterior licitación. Mediante el método volumétrico se determinó el
petróleo original en sitio (POES), el petróleo remanente (Nr), factor de recobro
(FR) y el petróleo acumulado (Np) por cada una de las reservas presentes. Se
analizó el historial de producción del campo en función del caudal de petróleo
y el corte de agua, es decir parámetros que se utilizaron para obtener la
proyección de producción de petróleo, agua y sus acumulados. El análisis
incluyó el comportamiento del reservorio, empleando curvas de declinación
adaptadas al mecanismo de producción de la arena de interés. Con los
resultados obtenidos mediante el análisis de curvas de declinación se planteó
la propuesta de perforación de 35 pozos para el plan de desarrollo del campo
proyectado para 5 años. Para determinar las facilidades de superficie se
comparó la capacidad actual de dichas facilidades las cuales tienen una
capacidad de manejo para crudo de 20 000 BPPD y una capacidad de
reinyección de 69 500 BAPD, con los valores de proyección de producción 4
351 BPPD y 48 946 BAPD, obteniendo que no se requerirá la implementación
de equipos adicionales para el manejo de petróleo y agua. Finalmente se
realizó el análisis económico aplicando las ecuaciones de VAN y TIR,
basándose en la tarifa variable del crudo WTI para determinar rentabilidad y
viabilidad del proyecto, teniendo así un TIR del 32 % con un precio de crudo
de 70 USD.
PALABRAS CLAVE: Campo Yuralpa, Evaluación Técnica y Económica.
2
ABSTRACT
The objective of this work was to carry out the technical and economic
evaluation of the Yuralpa field offered by the National Government in the
Round of Minor Fields, by means of analysis of reserves, productivity and
economic indicators. The Proved Reserves of the Yuralpa field were
determined, estimating the amount of oil possessed by the sandstone Hollín,
obtaining the productivity indicators to determine the profitability of the field for
its subsequent bidding. Using the volumetric method, the original oil in site was
determined (OOIP), the remaining oil (Nr), recovery factor (RF) and the
accumulated oil (Np) for each of the present reserves. The production history
of the field was analyzed according to the flow of oil and the water cut, that is,
parameters that were used to obtain the projection of oil, water and its
accumulated production. The analysis included the behavior of the reservoir,
using declination curves adapted to the production mechanism of the sand of
interest. With the results obtained through the analysis of declination curves,
the proposed drilling of 35 wells was proposed for the development plan of the
projected field for 5 years. To determine the surface facilities, the current
capacity of these facilities was compared, which has a crude handling capacity
of 20 000 BOPD and a reinjection capacity of 69 500 BWPD, with production
projection values of 4 351 BOPD and 48 946 BWPD obtaining that the
implementation of additional equipment for the management of oil and water
will not be required. Finally, the economic analysis was carried out applying
the NPV and IRR equations, based on the WTI crude variable rate to determine
the project's profitability and viability, thus having a IRR of 32% with a crude
price of 70 USD.
KEYWORDS: Yuralpa Field, Technical and Economic Evaluation.
1. INTRODUCCIÓN
3
1. INTRODUCCIÓN
La producción petrolera en Ecuador empezó en el año de 1925, en el
transcurso de ese tiempo se han perforado y producido varios campos.
Algunos de estos tienen reservas remanentes considerables que no han sido
de interés para las operadoras. Esto debido a las características del petróleo,
tecnología, costos de perforación y producción con respecto a la variación del
precio del petróleo West Texas Intermediate (WTI). (Baby, 2014)
A los campos con reservas menores al 5 % de la reserva Nacional se los llama
Campos Menores (Ahmed, 2016). En la actualidad, las empresas cuentan con
nuevas tecnologías, las cuales son económicas y necesarias para la
extracción de crudo. Buscando el desarrollo del país el gobierno ha
considerado incrementar la producción mediante una nueva ronda petrolera
de Campos Menores.
Sin la ayuda de las nuevas tecnologías e inversiones continuas los campos
declinarán llegando al punto donde los costos no justifiquen el desarrollo del
campo. Conforme al avance de la tecnología existen métodos muy eficaces al
momento de desarrollar un campo. Entre estos métodos se encuentra la
recuperación secundaria, a través de la inyección de agua o gas para
yacimientos que han perdido presión, y la recuperación mejorada a través de
la inyección de vapor o químicos. La aplicación de estas tecnologías permite
incrementar la producción de los campos y el factor de recobro para reducir
los costos operativos (Petroamazonas EP, 2017).
Las nuevas tecnologías en la perforación de pozos permiten desarrollar
campos optimizando tiempo y recursos. Las perforaciones horizontales de
largo alcance incrementan el aporte de pozo y reducen el corte de agua. Estas
son las tecnologías que se proponen implementar en el campo Yuralpa para
incrementar la producción y reducir los costos totales de producción y
operación durante el periodo de 10 años de contrato. Si los resultados son
positivos el gobierno Nacional podrá extender el contrato (Rojas, 2011).
Actualmente la producción diaria de petróleo del Ecuador se encuentra en
constante declinación. Por ello se debe incrementar la producción de petróleo
para sustentar las necesidades económicas del país ya que es el ingreso más
representativo. El desarrollo de los Campos Menores incrementará la
producción aportando mayores ingresos al Estado. Estos recursos también
serán invertidos en exploración para encontrar nuevas reservas y así permitir
desarrollar la industria petrolera de manera sustentable (Secretaría de
Hidrocarburos del Ecuador, 2017).
4
El campo Yuralpa está localizado en la parte centro-occidental de la Cuenca
Oriente del Ecuador, aproximadamente a 40 km al SO del Campo Jaguar. Tiene
una producción de 5 000 BPPD con un BSW del 91 %, su principal arena
productora es Hollín. Actualmente cuenta con 46 pozos perforados, a los
cuales se adicionarán 35 pozos como parte del plan de desarrollo del campo.
Para el plan de desarrollo cuenta con 4 licencias ambientales y 93 licencias
disponibles para perforación de pozos, con 3 pozos inyectores / reinyectores
aprobados. (Petroamazonas EP, 2017).
En el presente trabajo, para la evaluación de las reservas se basó en la Guía
de aplicación del Petroleum Resources Management System (PMRS). Las
reservas fueron calculadas mediante análisis de curvas de declinación (DCA).
Las reservas son definidas como aquellas cantidades de petróleo que se
prevé serán comercialmente recuperables, mediante la aplicación de
proyectos de desarrollo a acumulaciones conocidas a partir de una fecha dada
en condiciones definidas. Las reservas deben cumplir cuatro condiciones:
descubiertos, recuperables, comerciales y remanentes (a partir de la fecha de
vigencia de la evaluación) en función del proyecto de desarrollo aplicado
(Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador, 2017).
No se debe confundir reserva con recurso, (se define como el volumen total
de hidrocarburos existente en las rocas del suelo) (Sener, 2015). Cabe
recalcar que este volumen total no se lo puede explotar por completo, siempre
habrá un volumen remanente. Las reservas probadas (1P) se definen como
volúmenes de hidrocarburo recuperables cuya existencia ha sido verificada
por medio de información confiable, obtenida principalmente a través de
perforaciones, registros de pozos, análisis de pruebas de producción de
núcleos y fluidos (Ministerio de Hidrocarburos, 2005).
Las reservas probables (2P) son aquellas reservas adicionales que existen en
áreas cercanas a las reservas probadas en el mismo yacimiento. Según los
datos de geología e ingeniería estas reservas pueden ser recuperables
(Carrillo, 2009). Finalmente se tienen las reservas posibles (3P) que pueden
provenir de formaciones que por sus características geológicas pueden
contener hidrocarburos. Sin embargo, estas formaciones no se las considera
por el alto riesgo y bajo índice de retorno.
Las reservas posibles incluyen acumulaciones basadas en la interpretación
geológica de zonas aledañas a las que ya han sido clasificadas como
probadas y que pueden ser explotadas por métodos de recuperación
mejorada (Ministerio de Hidrocarburos, 2005). Se debe tomar en cuenta el
estado de las reservas mencionadas, es decir si son desarrolladas o no
desarrolladas.
5
Las reservas desarrolladas produciendo son aquellas esperadas para ser
recuperadas desde completaciones que están abiertas y producen en el
momento de la estimación (Escobar , 2012).
Reservas desarrolladas sin producir, dentro de este grupo se incluye las
reservas cerradas o (shut-in), es decir aquellas reservas que se encuentran
en intervalos taponados o cerrados se espera sean recuperados, intervalos
de completación que están abiertos a la fecha del estimado pero que no han
iniciado producción. También a los pozos que fueron cerrados por condiciones
de mercado o conexiones a oleoductos, o pozos no capaces de producir por
razones mecánicas. Las reservas detrás del casing (behind-pipe) se espera
sean recuperadas en pozos existentes, que requerirán trabajos de
completación adicional o futura re-completación antes de iniciar a producir
(Carrillo, 2009).
Existen cantidades de hidrocarburos que pueden ser recuperadas a través de
futuras inversiones, las cuales se denominan como Reservas Probadas No
Desarrolladas. En este grupo se encuentran las reservas detrás de la tubería
de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a la
producción y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o la
profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento (Secretaría de
Energía, 2018).
Las reservas se localizan en campos, que son áreas geográficas donde se
encuentran pozos destinados a la explotación de hidrocarburos (Secretaría de
Energía, 2018). Estos campos se dividen en tres tipos:
Campos Maduros: aquellos que han alcanzado el pico máximo de su
producción, es decir que se ha explotado más del 50 % de sus reservas
probadas y empieza su etapa de declinación.
Campos Menores: su potencial de producción de hidrocarburos es
menor o igual a 5 000 BPPD (Superintendencia de Servicios Públicos,
2016).
Campos Marginales: aquellos campos cuyas acumulaciones de
hidrocarburos representan un 6 % de la producción total nacional
(Baby, Rivadeneira, y Barragán, 2014).
Para la explotación de estos campos se ha requerido de métodos de
levantamiento artificial, estimulaciones, fracturamiento o
completaciones de zonas adicionales (Schlumberger, 2018).
Para el cálculo de las reservas se han desarrollado los siguientes métodos:
Análogos
Estimación Volumétrica
6
Balance de Materiales
Análisis de desempeño de producción
Simulación numérica de yacimientos
Para el cálculo del POES se aplicó el método de estimación volumétrica, este
procedimiento utiliza las propiedades de la roca del reservorio y de los fluidos
para calcular los hidrocarburos in situ y después estimar aquella porción que
se recuperará con proyectos de desarrollo.
La estimación de reservas inicia con el cálculo del volumen de Petróleo
Original en Sitio (POES). El POES comprende la relación entre el espesor, el
área, la porosidad de la formación y factor volumétrico. Representa todo el
espacio disponible dentro de la formación para almacenar fluidos. A su vez, el
producto entre el volumen poroso y la saturación de aceite proporciona la
cantidad de fluido presente en la formación. El valor total de esta relación se
ve afectado por el factor volumétrico del petróleo inicial; ya que la relación de
barriles de fondo a superficie cambia conforme se disminuye la presión
(Cerqueda y Loera, 2014).
No es posible recuperar el volumen del POES en su totalidad, para ello se
calcula la cantidad recuperable denominada Estimated Ultimate Recovery
(EUR). Dicha cantidad se expresa en porcentaje. Esta es una función del
mecanismo de desplazamiento (Schlumberger , 2018).
El análisis de curvas de declinación de pozos es una herramienta que facilita
la estimación de reservas y elaboración de pronósticos de producción.
Además, el ajuste con modelos de declinación es una técnica reconocida por
el Petroleum Resources Management System (SPE-PRMS) para la auditoría
de reservas (Gutierrez Schmidt, 2013).
Se tienen tres tipos de curvas de declinación de la producción, las cuales son:
Declinación Exponencial
Declinación Hiperbólica
Declinación Armónica
El análisis de curvas de declinación se basa en la ecuación exponencial
generalizada que define la tasa de producción de declinación nominal (D)
como una fracción del cambio en la tasa de producción respecto al tiempo (t).
7
Los siguientes objetivos se plantearon para el desarrollo de este trabajo de
titulación
Como objetivo general:
Realizar la evaluación técnica y económica del campo Yuralpa ofertado por el
Gobierno Nacional en la Ronda de Campos Menores, mediante análisis de
reservas, de productividad e indicadores económicos.
Los objetivos específicos son los siguientes:
Evaluar las condiciones petrofísicas del reservorio, las propiedades de
los fluidos y las reservas de crudo en el campo Yuralpa.
Realizar proyecciones de producción del campo Yuralpa para definir su
potencial, capacidad de las facilidades de superficie.
Realizar un análisis de rentabilidad de la explotación del yacimiento.
2. METODOLOGÍA
8
2. METODOLOGÍA
Se utilizó información del campo Yuralpa desde diciembre 2003 hasta el
primer trimestre del año 2018. Se tabularon los parámetros petrofísicos y de
los fluidos de la arenisca productora, historiales de producción, proyección de
curvas de declinación (Cerqueda & Loera, 2014). Adicionalmente rangos de
propiedades petrofísicas y datos de las facilidades de superficie. Esta
información fue proporcionada por la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero (ARCH), y Petroamazonas EP, (2018).
2.1 EVALUACIÓN DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS Y
FLUIDOS DEL CAMPO YURALPA
Para la evaluación de las propiedades petrofísicas se analizaron los siguientes
aspectos: columna estratigráfica, mapa estructural, correlación de los
registros eléctricos de pozos. Para el análisis de los fluidos se estudió la data
obtenida de pruebas PVT.
La columna estratigráfica fue usada para conocer la litología. Adicionalmente,
permitió conocer la secuencia geológica, esta información delimitó el
reservorio productor. (Sierra, 2015)
El mapa estructural permitió establecer los altos estructurales y las fallas que
posee el campo. Esta información permitió realizar la distribución de los
nuevos pozos (Fernández & Richard , 2008).
Para la correlación de los registros eléctricos se consideraron 4 pozos YRCA-
7, YRCD-4, YRCG-1, YRCH-1. Esta correlación permitió determinar el
espesor y la continuidad de la arenisca productora (Sierra, 2015).
Las propiedades petrofísicas y de los fluidos obtenidos mediante pruebas de
laboratorio PVT, fueron comparadas mediante tablas de propiedades como
permeabilidad, porosidad y tipo de crudo que se muestran en el anexo 1.
9
2.2 DETERMINACIÓN DE LAS RESERVAS PARA
PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN Y CAPACIDAD DE
MANEJO DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE
Las reservas del campo se determinaron mediante el petróleo original en sitio
(POES), petróleo remanente (Nr), factor de recobro (FR) y saturación de agua
(𝑆𝑤) aplicando las ecuaciones respectivas.
Paso 1.
Se aplicó el método volumétrico desarrollado por Montecarlo (Escobar , 2012)
para el petróleo original en sitio que obtuvo como resultado las reservas de
petróleo del yacimiento mediante la siguiente ecuación:
𝑃𝑂𝐸𝑆 =7758∗𝐴∗ℎ∗𝜙∗(1−𝑆𝑤𝑖 )
𝛽𝑜𝑖 [1]
Donde:
POES: Petróleo Original en Sitio, bbl
A: Área de drenaje, acres
h: Espesor neto de hidrocarburos, pies
ϕ: Porosidad de la roca yacimiento, pies
𝑆𝑤: Saturación de agua
βoi: Factor volumétrico inicial del petróleo
La constante 7758 es el factor de conversión de unidades: 1 acre-pie =7758
bbl.
Paso 2.
Luego se obtuvo el petróleo remanente por medio de la ecuación.
𝑁𝑟 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 − 𝑁𝑝 [2]
Donde:
Nr: Petróleo remanente, bbl
POES: Petróleo original en sitio, bbl
Np: Petróleo producido, bbl
10
Paso 3.
El factor de recobro actual fue obtenido de la relación entre el petróleo
producido y el petróleo original en sitio (POES).
𝐹𝑅 =𝑁𝑝
𝑃𝑂𝐸𝑆 [3]
Donde:
POES: Petróleo original en sitio, bbl
Np: Petróleo producido, bbl
Paso 4.
La saturación de agua fue obtenida mediante la ecuación 4.
𝑆𝑤 = 1 −𝑁𝑟∗𝛽𝑜
7758∗𝐴∗ℎ∗𝜙 [4]
Donde:
𝑆𝑤: Saturación de agua
Nr: Petróleo Remanente, bbl
βo: Factor Volumétrico del petróleo
A: Área de drenaje, acres
h: Espesor de la arena, pies
ϕ: Porosidad
Paso 5.
Las tendencias históricas de rendimiento de la producción fueron obtenidas
de pozos y reservorios, mediante las cuales se extrapoló la producción
acumulada, para proporcionar una evaluación del Estimated Ultimate
Recovery (EUR). El análisis de curvas de declinación se utilizó para ajustar
las tendencias y extrapolarlas. Las tendencias de disminución de la
producción proporcionaron proyecciones de los perfiles de producción y las
estimaciones de reservas resultantes lo que permitió estimar el caudal de
producción para los pozos tipo.
La declinación del caudal del reservorio se obtuvo mediante el método de
declinación exponencial debido a que el yacimiento posee un mecanismo de
producción de empuje hidráulico por lo que se aplicó la siguiente fórmula
desarrollada por Arps, (1945).
11
𝑞 = 𝑞𝑖 ∗ 𝑒−𝑎𝑡 [5]
Donde:
q: Producción de fluido a un determinado tiempo, BFPD
qi: Producción inicial, cuando empieza la declinación, BFPD
a: Constante declinación, Di
t: Tiempo determinado de producción, años
Se determinó la productividad para la propuesta de perforación de 35 pozos,
para ello se utilizaron datos de producción, análisis de curvas de declinación y
análisis de productividad de los pozos del campo. Posteriormente se realizó una
proyección de producción para los pozos tipo A y B (Ahmed, 2016).
Para determinar la capacidad de manejo de las facilidades en primer término se
realizó un análisis de producción de los pozos actuales. Luego se realizó un
estudio de producción de 35 pozos nuevos, con los cuales se obtuvieron los
caudales de petróleo y agua. Dichos caudales fueron comparados con la
capacidad de manejo de caudales de las facilidades. Se estudió las facilidades
existentes (ver anexo 2), y en términos del incremento de la producción de los
nuevos pozos se analizó el requerimiento de las facilidades existentes (Arnold &
Stewart, 2007).
2.3 ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE LA EXPLOTACIÓN DEL
YACIMIENTO.
Se obtuvo mediante la utilización de indicadores económicos como el Valor
actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). Se realizó el cálculo del
VAN utilizando la ecuación 6, obtenida de Fanchi & Christiansen (2016),
tomando en cuenta que el precio de producción de agua es de 0.29 ctvs
establecido por el contrato que posee PAM (Petroamazonas EP, 2018).
𝑉𝐴𝑁 =(𝑃𝑜𝑛𝑞𝑜𝑛)−(𝑃𝑤𝑛𝑞𝑤𝑛)+𝐶𝐴𝑃𝐸𝑋+𝑂𝑃𝐸𝑋
(1+𝑟)𝑛 [6]
Donde:
Pon: Precio del petróleo - costo de producción
qon: Producción de petróleo
Pwn: Precio de producción de agua
qwn: Producción de agua
r: Tasa de descuento
n: número de años
12
La Tasa Interna de Retorno (TIR) se calculó utilizando la siguiente ecuación
matemática:
−𝐼0 +𝐹1
(1+𝑇𝐼𝑅)+
𝐹2
(1+𝑇𝐼𝑅)2+
𝐹3
(1+𝑇𝐼𝑅)3+ ⋯
𝐹𝑛
(1+𝑇𝐼𝑅)𝑛= 0 [7]
Donde:
I0: Inversión inicial.
F1, F2, F3… Fn: Flujo de caja
n: Número de años en los que se calcula la inversión
TIR: Tasa interna de retorno
Además, se realizó un análisis de sensibilidad utilizando el método local de
análisis el cual supone una variación del 10% el cual fue aplicado a la tarifa
del crudo (Mokate, 2012).
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
13
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1 EVALUACIÓN DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS Y
FLUIDOS DEL CAMPO YURALPA
El principal reservorio del campo Yuralpa es la arena Hollín la cual está
constituida por arenisca cuarzosa como se muestra en la figura 1.
Figura 1. Columna Estratigráfica
(Petroamazonas EP, 2017)
Arena Productora
14
En la figura 2 del mapa estructural del campo Yuralpa, se encontraron dos
anticlinales fallados, en dirección NE de relieve moderado de forma
asimétrica, lo que indicó que el flanco occidental está cortado por una falla
inversa. También se delimitó su contacto agua petróleo (CAP) en el nivel 6
445 pies con respecto a la vertical.
La estructura del Campo Yuralpa tiene aproximadamente 8 Km de largo y 5
Km de ancho. La estructura de Yuralpa NE aproximadamente posee una
longitud de 6 km y un ancho de 2.5 Km, con alrededor de 400 pies de cierre
vertical a nivel del yacimiento del Hollín.
Figura 2. Mapa Estructural del campo Yuralpa Arenisca Hollín Principal
(Petroamazonas EP, 2017)
15
Mediante información de registros eléctricos del pozo aledaño Sumino-1 se
pudo observar la calidad de la arenisca Hollín establecida como arena
productora del Campo Yuralpa. Los registros eléctricos están compuestos por
parámetros como Gamma Ray (GR) y Resistividad (RT), donde el Gamma
Ray muestra la litología con una escala de -12.05 hasta 387.82 gAPI lo que
indica que esta arena tiene un valor de -10, demuestra que es una arenisca
además posee una resistividad alta en el intervalo. Estas cualidades lo
determinan como una arena productora.
Figura 3. Contacto agua-petróleo detectado en el pozo SUMINO-1
(Petroamazonas EP, 2017)
En el Campo Yuralpa en función de los registros eléctricos de los pozos
perforados se constató el espesor y la secuencia de la arenisca Hollín que se
encuentra a una profundidad de 7 500 pies con respecto a la vertical, mediante
el uso de la correlación estratigráfica donde se observó un espesor similar
entre pozos, con un espesor de 60 pies los cuales fueron determinados en la
escala del registro con respecto a la profundidad como se muestra en la figura
4.
-10 gAPI Resistividad
16
Fig
ura
4.
Corr
ela
ció
n e
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ral N
ort
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del cam
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ura
lpa,
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H-1
(P
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azonas E
P,
2017)
To
pe H
ollín
Base H
ollín
17
Se valoró la porosidad promedio 18.48 % - 16.09 % como buena, la
permeabilidad entre 1 200 mD - 300 mD muy buena. El campo Yuralpa posee
un crudo con API promedio de 17.3, el cual se considera pesado de acuerdo
con el American Petroleum Institute, según el anexo 1. El espesor de arena
saturada de crudo es de 60 pies, lo que permite la navegación de los pozos
horizontales. Respecto a la profundidad se estableció un reservorio somero
porque posee una profundidad de 7 500 pies respecto a la vertical.
Tabla 1. Propiedades Reservorio Hollín campo Yuralpa
PROPIEDADES
Entrampamiento Estructural/Estratigráfico
Porosidad promedio (%) 18.48 - 16.09
Permeabilidad promedio (mD) 1 200 – 300
Espesor de arena saturada promedio (pies) 110.3 – 39.2
Profundidad promedio TVD (pies) 7 500 – 7 450
Presión de Reservorio (psi) 3 300
Presión de Burbuja (psi) 198
Acumulado de Petróleo (MMbbl) 48.48
Producción actual (BPPD) 4 870
POES (bbl) 450.4
Reservas
1P (MMbbl) 26.89
PROPIEDADES DE FLUIDOS A CONDICIONES DE RESERVORIO
API 17.3
Factor Volumétrico 1.06
Relación de Solubilidad Rs (PCN/BN) 45
Viscosidad (cP) 37
18
3.2 DETERMINACIÓN DE LAS RESERVAS PARA
PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN Y CAPACIDAD DE
MANEJO DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO YURALPA
En la figura 5 se observa el historial de producción de fluido del campo Yuralpa
tiene un alto contenido de agua debido a que Hollín posee un acuífero como
método de empuje, conocido como empuje hidráulico teniendo así una
producción de agua de 54 317 BAPD, una producción de petróleo de 5 096
BPPD en el año 2 018.
Fig
ura
5.
His
tori
al de P
roducció
n C
am
po Y
ura
lpa
19
El petróleo acumulado del reservorio Hollín perteneciente al campo Yuralpa
desde el año 2 003 – 2 007 fue 1.5 MMbbl.
Fig
ura
6.
Acum
ula
do d
e P
roducció
n c
am
po Y
ura
lpa
20
PROYECCIÓN DE RESERVAS CAMPO YURALPA
Reservas probadas produciendo
Se determinaron 9 077 011 bbl de Reservas Probadas Produciendo en el
campo Yuralpa reservorio Hollín, estas reservas se encuentran en la categoría
Reservas Probadas (1P).
Fig
ura
7.
Reserv
as P
robadas P
roducie
ndo c
am
po Y
ura
lpa
21
Reservas probadas cerradas (Shut in)
Se determinaron 71 247 bbl de Reservas Probadas Cerradas en el campo
Yuralpa reservorio Hollín, estas reservas se encuentran en la categoría
Reservas Probadas (1P).
Fig
ura
8.
Reserv
as P
robadas C
err
ada
s c
am
po Y
ura
lpa
22
Reservas probadas no desarrolladas
Para esta categoría se consideró la perforación de 35 pozos. La producción
estimada para cada pozo se basó en el análisis de comportamiento de
producción de pozos vecinos, correlaciones estructurales, estratigráficas,
propiedades petrofísicas, con lo que se configuraron los pozos tipo a perforar.
Se determinaron 13 732 089 bbl de Reservas Probadas no Desarrolladas en
el campo Yuralpa reservorio Hollín, estas reservas se encuentran en la
categoría Reservas Probadas (1P).
Fig
ura
9.
Reserv
as P
robadas N
o D
esarr
olladas c
am
po Y
ura
lpa
23
Paso 1.
El POES se determinó mediante la aplicación de la ecuación 1, obteniendo
como resultado:
𝑃𝑂𝐸𝑆 = 450.2 𝑀𝑀𝑏𝑏𝑙
Paso 2.
El volumen de hidrocarburos que quedan por producirse en el yacimiento fue
determinado mediante la ecuación 2 obteniendo así:
𝑁𝑟 = 401.72 𝑀𝑀𝑏𝑏𝑙
Paso 3.
La cantidad de hidrocarburos que serán recuperados se determinó mediante
la ecuación 3 dando como resultado:
𝐹𝑅 = 10.76 %
Paso 4.
Se determinó la saturación de agua en base a la ecuación 4.
𝑆𝑤 = 45 %
Paso 5.
Se aplicó el método de análisis de curvas de declinación al pozo Yuralpa
Centro E001 mostrando así un comportamiento exponencial como se puede
observar en la figura 10. Esto se atribuyó a que la arena tiene mecanismo de
producción de empuje hidráulico, lo cual se apega a este tipo de
comportamiento dando así una máxima producción de 334.9 bbl hasta que
declina a un valor de 98.31 bbl, utilizando la ecuación 6.
𝑞 = 98.31 𝑏𝑏𝑙
24
Figura 10. Declinación Exponencial Pozo Yuralpa Centro E001
98.31 bbl
25
En base al historial de producción del campo se determinó el perfil de
producción que se estima será recuperado teniendo así 9 500 bbl de petróleo
en el 2 020 como Reservas Probadas No Desarrolladas y 4 696 bbl de
Reservas Probadas Produciendo en el año 2 017.
Fig
ura
11.
Perf
il de P
roducció
n E
spera
do d
el cam
po Y
ura
lpa
26
Se determinó que se acumularán 750 000 bbl de Reservas Probadas No
Desarrolladas así como 330 194 bbl de Reservas Probadas Produciendo
hasta el año 2 028.
Fig
ura
12.
Pro
yecció
n d
e P
roducció
n A
cum
ula
do d
el cam
po Y
ura
lpa
27
Se plantearon dos pozos tipo, cada uno con la posible producción que se
espera obtener.
Pozo Tipo A
Se realizó el pronóstico de producción con el cual se determinó una
producción de 724.23 bbl en el año 2 020. Se acumularán 516 946 bbl, con
un corte de agua del 93 % en el año 2 028.
Figura 13. Pozo Tipo A
Pozo Tipo B
Se realizó el pronóstico de producción para el pozo tipo B, el cual dio como
resultado 388.72 bbl en el año 2 020, con un corte de agua del 87 %,
acumulando 324 003 bbl en el año 2 026.
93 % 724.23 bbl
28
‘
Figura 14. Pozo Tipo B
Se realizó un análisis mediante una comparación entre la producción actual
de petróleo y agua con las tasas estimadas luego de la perforación de 35
pozos (para detalle ver figura 15). Se consideró la capacidad de las facilidades
existentes (ver anexo 2) con el manejo de producción de 4 351 BPPD y 48
946 BAPD lo que indicó que no se requiere de la implementación o adquisición
de facilidades de superficie, debido a que abastece tanto la producción de
petróleo como la producción de agua.
Figura 15. Análisis de Facilidades del campo Yuralpa
388.72 bbl 87 %
29
3.3 ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE LA EXPLOTACIÓN DEL
YACIMIENTO.
Se utilizaron los valores estándar de las operaciones que están actualmente
en vigencia. La parte de perforación incluye completación del pozo y bajada
de bomba BES. Workover incluye todas las operaciones para la reactivación
del pozo incluyendo la bajada de la bomba BES, el costo de producción y el
costo operativo fueron propuestos por Petroamazonas EP en la Ronda de
Campos Menores 2017.
Tabla 2. Costos
Costos
Perforación Pozo Tipo A 8 865 000 USD
Perforación Pozo Tipo B 5 925 000 USD
Workover 290 000 USD
Costo operativo 6.47 USD/bls
Costo de producción 16.89 USD/bls
Tratamiento de agua 0.29 USD/bls
Para la realización del análisis económico se tomó en cuenta los parámetros
propuestos por Petroamazonas en la Ronda de Campos Menores para la
licitación del campo teniendo así 159 568 500 USD de inversión y tarifa
variable en el precio de crudo WTI.
En la figura 16, se observa el precio del barril de petróleo está sujeto al
marcador del WTI, Crudo Oriente y Crudo Napo, dependiendo de la calidad
del crudo respectivamente, además se considera el castigo del Petróleo
Ecuatoriano debido al contenido de azufre, teniendo así un valor de 68,93
USD el cual fue considerado como base para realizar el estudio económico.
30
Figura 16. Precio Diario Barril de Petróleo WTI-Oriente-Napo (USD)
(Sistema Nacional de Información, 2014)
Para el análisis económico se tomó como base el precio del crudo usando un
promedio del precio de los 6 últimos meses dando como resultado un valor de
70 USD/bbl, el cual está asociado al precio del crudo WTI con el castigo. Se
realizó un análisis de sensibilidad con 3 casos.
Figura 17. Precio Crudo WTI
$60
$62
$64
$66
$68
$70
$72
$74
$76
$78
May-18 Jun-18 Jul-18 Aug-18 Sep-18 Oct-18
Pre
cio
Meses
Petróleo crudo WTI Promedio
31
Mediante la aplicación de las ecuaciones 6 y 7 se obtuvieron el valor actual
neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR) como podemos ver a
continuación en la figura 18.
Fig
ura
18.
Análisis
Económ
ico
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0
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5 9
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5 9
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5 9
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00
0
5 9
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0
5 9
25
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0
5 9
25
00
0
2 0
23
1 7
31
11
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05
56
7 6
13
12
30
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18
15
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50
01
92
70
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57
7 3
82
16
87
7 2
53
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02
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0 0
00
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49
3 9
67
13
17
1 0
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8
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2 0
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1 2
53
84
70
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00
54
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2 2
36
8 9
14
85
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18
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Tip
o B
15
9 5
68
50
0
04
7 4
00
00
0
32
Se realizó el análisis de sensibilidad según el Método local de análisis de
sensibilidad.
Caso 1
Precio del crudo promedio 70 USD en el mercado, se entregaría a la
contratista 20 USD, con TIR 32 % mostrando así un proyecto efectivo.
Figura 19. VAN Precio 70 USD
Caso 2
Precio Crudo con variación del 10% bajo el precio promedio establecido en el
caso 1, es de 63 USD en el mercado, en el cual la operadora entregará a la
contratista 20 USD, con TIR 28 % siendo aún rentable el proyecto.
Figura 20. VAN Precio 63 USD
33
Caso 3
Precio Crudo con variación del 10% sobre el precio promedio establecido en
el caso 1, es de 77 USD en el mercado, en el cual la operadora entregará a la
contratista 22 USD, con TIR 38 % siendo aún rentable el proyecto.
Figura 21. VAN Precio 77 USD.
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
34
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
Mediante la evaluación de las propiedades petrofísicas y de los fluidos
se conoció que la arenisca Hollín posee una permeabilidad y porosidad
con valores ideales, además de tener un espesor de 60 pies lo cual
hace factible la navegación de los pozos. El campo Yuralpa posee un
crudo con API promedio de 17.3 considerado como pesado.
Las reservas obtenidas para el campo Yuralpa son de 450.2 MMbbl
con un factor de recobro de 11 % lo que le caracteriza como un
yacimiento rentable. Las proyecciones de producción son 724 bbl para
el pozo tipo A y 389 bbl para el pozo tipo B. En cuanto a las facilidades
de superficie abastecen al proceso de producción de crudo ya que se
manejarán 4 351 BPPD y 48 946 BAPD.
Según los resultados de los indicadores económicos se obtuvo un
valor actual neto (VAN) de 192 709 008 USD y una tasa interna de
retorno (TIR) del 32 %, tomando en cuenta el precio de venta del
petróleo a 70 USD en la cual la empresa operadora entregará a la
contratista 20 USD/barril lo cual es rentable para ambas partes.
4.2 RECOMENDACIONES
En futuros estudios evaluar las propiedades petrofísicas y de los fluidos
de la arena T, la cual fue considerada anteriormente como arena
productora en la Ronda de Campos Menores 2017, debido a que podría
incrementar el retorno de la inversión y mostrar mayor rentabilidad.
Tomar en cuenta el modelo de contratación debido a que se plantea el
esquema de la aplicación de la tarifa variable lo cual influye en la
rentabilidad del proyecto debido a que hay escenarios en los que
Petroamazonas EP no obtendría ganancia al momento de licitar el
campo Yuralpa y demás campos que están actualmente en este
proceso.
5. BIBLIOGRAFÍA
35
5. BIBLIOGRAFÍA
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6. ANEXOS
37
6. ANEXOS
ANEXO 1.
PARÁMETROS DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS Y
DE LOS FLUIDOS
Rango de porosidad Clasificación
0 – 5 % Despreciable
5 – 10 % Pobre 10 – 15 % Moderada
15 – 20 % Buena > 20 % Muy buena
Rango de permeabilidad Clasificación
K< – 1mD Muy baja 1 mD < K < 10 mD Baja
10 mD < K < 50 mD Moderada 50 mD < K < 250 mD Buena
K > 250 mD Muy buena
Tipo de crudo º API
Liviano >31.1
Medio 22.3 – 31.1
Pesado 10.0 – 22.3 Extrapesado <10
(Tiab & Donaldson, 2016)
38
ANEXO 2.
CAPACIDADES ACTUALES DEL CAMPO YURALPA
Estación Yuralpa (disponible)
Capacidad de Procesamiento (BFPD) 120 000
Capacidad de Procesamiento de crudo (BPPD) 20 000
Capacidad de Reinyección (BAPD) 69 500
Capacidad de Generación (kW) 16 000
Capacidad de Bombeo de crudo (BPPD) 20 000
(Petroamazonas EP, 2017)
