III Colombia Oil & Gas Investment Conference CRUDO PESADO III Colombia Oil & Gas Investment Conference Cartagena, febrero 4 del 2008 Rodolfo Segovia Generador de vapor Inyectores de vapor Tanques de agua para generación de vapor

Definiciones Extra pesado Petróleo pesado Liviano y gas 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 Bitumen Petróleo (<10 o API) pesado (<20 o API) Liviano Conventional heavy oil flows under primary production. y gas

Eficiencias en la recuperación de crudo pesado (EOR) Reservas Vapor de agua es el sistema más efectivo Alto Inyección de vapor Inyección de agua caliente Combustion in situ Medio Natural depletion will yield ~ 5% OOIP recovery WF of heavy oil is not effective because of high mobility ratio. Recovery would be only slightly better than natural depletion (~5-10%) Cyclic steam is basically a stimulation method. Recoveries in the 10-20% range. Vapor cíclico Inyección de agua fría Bajo Declinación natural (5% OOIP) Bajo Medio Alto Riesgo

Proceso de recuperación con vapor Insitu combustion: Zones are air injection zone, coke zone, mobile oil zone (MOZ)

Flujos en la inyección de vapor $$$ This slide is animated, showing the evolution of steamflooding in one pattern.

Vapor de agua (saturación) en la recuperación 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 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 Bspd: Bcwepd: barrels of cold water per day (como vapor) En Duri la primera inyección piloto se hizo en 1970. La experiencia ha indicado que con la configuración 9 spot se obtiene los mejores resultaos de recuperación y efectividad de costos.

Variables 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 inyección de vapor Combustible, 68% Capital, 4% Workover de pozos, 7% Opex, 21% *Porcentajes en campos de California

Márgenes 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% Antes de regalías, amortizaciones e impuestos

Hacia 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

Innovaciones 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 Inyectores verticales y colectores horizontales (longitud 500 mts)

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. 14 23 22 26 11 2 Steamflood management requires a detailed geologic model as the initial step. The example shows a heavy oil field geomodel with ~11 million cells. The model is used to determine where the heat is being injected relative to where the oil is present. Useful for both heat management and new well drilling. 1000 pies

Innovaciones prácticas Mejora 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) SF = steamflood CSS = cyclic steam stimulation SAGD = steam-assisted gravity drainage

Innovaciones prácticas Para 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 Pozo de intecepción en el borde de la acumulación, equipado con una bomba de 3000 barriles de agua diarios

El 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 gracias