Bloques Petroleros Decima Ronda de Licitacion Bloque Charapa 1.- Ubicación 4.- Historia de producción Bloque Char
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Bloques Petroleros
Decima Ronda de Licitacion
Bloque Charapa
1.- Ubicación
4.- Historia de producción
Bloque Charapa 3.- Datos generales o descripción
2.- Aspectos técnicos
1.
UBICACIÓN
El Bloque Charapa se encuentra ubicado en la Provincia de Sucumbíos, aproximadamente a al NE del Campo Lago Agrio, y limita al Norte República de Colombia, con una superficie de hectáreas (aprox.).
limita al Norte con la República de Colombia
NE del Campo Lago Agrio
2.-
Aspectos Técnicos
Arenas productoras o generadorasCaliza B y Hollín Reservas probadas y probables 7.270.000barriles
Petróleo original en sitio (POES)57.700.000barriles API
25°
Factor de recobro
21.3 Max.;8.75 Mín.
Producción acumulada
1.367.702barriles
Reservas Remanentes
5.902.298
DATOS GENERALES O DESCRIPC
1.-
La estructura del Campo Charapa, correspo un anticlinal en dirección Norte – Sur, controlado al Este por una falla inversa-Norte Sur, es un anticlina simétrico de aproximadamente 4 Km. de larg Km. de ancho, con un cierre estructural de aproximadamente 100 pies.
Los horizontes de interés hidrocarburífero corresponden a las formaciones Tiyuyacu y Tena, la Caliza “B” de la Formación Napo; y, principalmente las areniscas de la Formació Hollín.
La interpretación sísmica 2D permitió tambié identificación de varios prospectos importante Conejo, Charapa Oeste y Halcón, los cuales n sido probados mediante perforaciones, pero p condiciones estructurales y estratigráficas se pensaría que tienen altas probabilidades de encontrar hidrocarburos.
La simulación matemática (CEPE, 1975) dete un volumen de petróleo crudo en sitio de 57.7 millones de barriles, reservas recuperable orden de 7.27 millones de barriles de petróleo con una producción acumulada de 1.33 millon barriles, quedando un volumen de reservas remanentes de 5.9 millones de barriles.
Prospecto Conejo
El prospecto Conejo corresponde a un anticlin forma compleja, con su eje principal aproximadamente orientado en sentido – Sur Norte controlado en la parte Sur de su flanco Este p falla.
El interés hidrocarburífero corresponde a la a Hollín y la Caliza “B” de la Formación Napo. E volumen estimado de reservas es del orden de 18.5 millones de barriles .
El grado API se espera sea semejante al de lo horizontes productivos del Campo Charapa qu ± 25° API.
Producción
Con una inversión mínima de USD 180 millon para los próximos tres años, el Gobierno busc sumar a la producción nacional de petróleo, c 10 000 barriles al día de los campos marginale
Es decir Alrededor del 2% del nivel actual de extracción de crudo. Los campos fueron denominados marginales por registrar produc menores a 5 000 barriles diarios, que eran po rentables cuando fueron descubiertos entre 19 1995 . Seis áreas se incluyen en el grupo: Arma Chanangue, Charapa,- Eno Ron, Ocano - Peña Blanca y Singue.
En la actualidad Los campos tendrían en su conjunto una producción de 8.000 barriles diarios en los primeros años y una inversión mínima total 170 millones de dólares, informó el Gobierno.
Dos bloques se quedaron fuera de las rondas de negociaciones de las licitaciones, el bloque Charapa, que no recibió oferta, y el bloque Chanangue, porque la empresa Consorcio Verde no calificó en la evaluación inicial.
En la actualidad se estima la cantidad 8.000de barriles diariosen estos campos ofertados la en décima ronda, los cuales serán la nueva prod que estos bloques marginales aportaran a la producción nacional de hidrocarburos y se destacó que la inversión llegará alrededor " de los 170 millones de dólares».
CHANANGUE El Bloque Chanangue se encuentraubicadoen la Provinciade Sucumbíos, al Norte limitaconla República de Colombia, a 5 Km. al Oestedel CampoTapi- Tetetey a 5 Km. al Suroestedel CampoFrontera,conuna superficie de2.672 hectáreas ( aprox .).
DESCRIPCIÓN
El Campo Chanangue fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Chanangue-01, por PETROPRODUCCIÓN el 19 de Mayo de 1990. La interpretación estructural se realizó utilizando la información de las campañas sísmicas 2D de los años 1978, 1981,1985 y 1990. Esta estructura Chanangue es un anticlinal en sentido Norte – Sur; limitada por una falla normal en la misma dirección. Los parámetros petrofísicos determinaron 30 pies de espesor neto para la Arena "T", con una saturación de agua de 15,5% y porosidad promedio de 12%. Las reservas de petróleo crudo remanentes del Campo son de 2.4 millones de barriles de petróleo crudo con un grado API de 35. Las pruebas de recuperación de presión para los intervalos 9.372' – 9.386' y 9.392' – 9.416' de la Arena "T", marcaron una presión de reservorio de 4.192 psi. El pozo produjo de la formación Napo "T" en el período 1990 a 1992, y se obtuvo un acumulado de 68.639 barriles. La última producción reportada fue de 10 BPPD con un corte de agua del 90%. En el mapa estructural consta el prospecto denominado A que corresponde a un anticlinal de forma irregular con su eje principal en sentido Este-Oeste, ubicado al Este del Campo Chanangue. El cierre es de 50 pies para las areniscas “T” y “U” de la Formación Napo. Se ha calculado un volumen de reservas posibles de 2 millones de barriles con petróleo crudo de 30° API.
ASPECTOS TÉCNICOS
Arenas Productoras TyU Reservas Probadas y 2.448.320barriles probables Petróleo Original en sitio 10.915.000 barriles ( POES) API 33° Factor de recobro 22% Producción acumulada 68.639barriles Reservas remanentes 2.379.627barriles
PROSPECTO A (CHANANGE ESTE)
En el mapa estructural consta el prospecto denominado A que corresponde a un anticlinal d irregular con su eje principal en sentido Este Oeste, ubicado al Este del Campo Chanangue. El cierr 50 pies para las areniscas "T" y "U" de la Formación Napo. Se ha calculado un volumen de posibles de´ 000.000 2 de barriles con petróleo crudo 30° de API.
Arenas Productoras
TyU
Reservas posibles
2´ 000.000
Petróleos original en sitio ( POES) API
16´ 000.000 30°
Factor de recobro
12%
MAPA ESTRUCTURAL
LÍNEA SÍSMICA
Bloque eno - ron DESCRIPCIÓN UBICACIÓN ASPECTOS TÉCNICOS MAPA ESTRUCTURAL LÍNEA SÍSMICA REGISTROS
UBICACIÓN EL
BLOQUE ENO – RON, SE ENCUENTRA UBICADO EN LAS PROVINCIASDE SUCUMBÍOSY ORELLANA DE LA REGIÓN AMAZÓNICA ECUATORIANA,EN ESTE BLOQUESE DESCUBRIERON MEDIANTE PERFORACIÓN EXPLORATORIA DOS CAMPOS : ENOY RON, CON UNA SUPERFICIE DE13.625 HECTÁREAS ( APROX .).
DESCRIPCIÓN Campo ENO El pozo exploratorio Eno-01 se perforó en el mes de Marzo de 1978,
para probar la existencia de hidrocarburos en un anticlinal localizado al Norte del Campo Sacha, cuya dirección es Noroeste – Sureste, siendo el objetivo principal la Formación Hollín que se encontró saturada de agua. Los objetivos secundarios incluyeron las areniscas de la Formación Napo, "T" y "U", los que fueron declarados no comerciales; por lo tanto, no fue necesario completar el pozo. Las areniscas "U" y "T" se encuentran a 8.691 y 8.868 pies respectivamente. La Formación Hollín está a 9.071 pies. La profundidad total que alcanzó el pozo fue de 9.588 pies. El pozo Eno-01 está ubicado en las coordenadas planas siguientes: Norte: 9´987.929,8 m. Este: 293.008,9 m.
El
yacimientomás prospectivoes la Arenisca"U" y conformea la interpretación estructural se verificaun cierrede 50 piesy un espesorneto de 25 pies de petróleo crudo distribuidoen tres diferenteslentes, separados por intercalacionesde lutitas y areniscas finas. Las características de estosintervalos sonlas siguientes :
1. 9.654' – 9. 663' conuna porosidad de13% y saturación de aguade 26%;
2. 9. 690' – 9. 700' conuna porosidad de14% y saturación de aguade 36%; 3. 9. 700' – 9.706' conuna porosidad de18%y saturación de aguade35%. El volumenen sitio de petróleocrudose estimaen 18.3 millonesde
barrilesy las reservasprobables sonde4.5 millonesde barriles . El pozose encuentramuy cercade las facilidades de producción de superficiedel CampoSacha .
CAMPO RON El pozo exploratorio Ron-01 se perforó en el mes de Diciembre de 1978, alcanzando una profundidad de 10.414 pies, para probar la existencia de hidrocarburos en el anticlinal localizado al Noreste del Campo Sacha y al Sur del Campo Guanta – Dureno. El pozo está ubicado en las siguientes coordenadas geográficas aproximadas: Longitud: 76° 47' 13,04" W. Latitud: 00° 06' 23,36" S. Los parámetros petrofísicos para la Arenisca U son: espesor neto 11 pies, porosidad 18 % y saturación de agua del 18 %; y, para la arenisca T el espesor neto es de 19 pies, una porosidad del 13 % y una saturación de agua del 20 %. El petróleo crudo original en sitio estimado es de 42 millones de barriles, de este volumen las reservas recuperables serían el 10 %, es decir 4,2 millones de barriles de petróleo crudo.
El pozo se taponó y a continuación se detallan los valores de las prueba
ASPECTOS TÉCNICOS
MAPA ESTRUCTURAL
ENO
RON
LÍNEA SÍSMICA
REGISTRO
Bloque Singue
Introducción Ecuador abrió la licitación de seis bloques petroleros maduros ubicados en la Amazonía, con el objetivo de aumentar la producción, informó hoy el Ministerio de Recursos No Renovables (MRNR). Los campos que se ponen en concurso son Armadillo, Chanangue, Charapa, Eno-Ron, Ocano y Singue. La licitación se abrió el pasado 18 de junio y se pueden presentar tanto empresas nacionales como extranjeras, estatales o privadas, que deben entregar sus ofertas hasta el próximo 28 de agosto del 2011 Los campos maduros son aquellos que han sido operados por más de dos décadas y cuya producción, está en declive. Las empresas que se presenten deberán contar con "probada experiencia y capacidad técnica y económica", según un comunicado del Ministerio. Las compañías interesadas tendrán que pagar 10.000 dólares no reembolsables para poder participar en la licitación, tras lo cual podrán visitar los bloques y recibir la información técnica. Ecuador, que es el quinto productor de crudo en América y miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, que extrae unos 500.000 barriles diarios aproximadamente, la mayor parte de los cuales se dirigen a la exportación. El petróleo es su principal producto de exportación, cuyos ingresos aportan casi un 25 por ciento a la financiación del presupuesto del Estado.
La décima ronda petrolera finalizó con la firma de tres contratos de servicios en los
que el Estado escogió a los consorcios Interpec, Marañón y DGC para la exploración y explotación de los bloques marginales Ocano-Peña Blanca, Eno-Ron y Singue, respectivamente. Ecuador ha planteado un esquema de negocio que le otorga el 90,2% de la renta de estos bloques, mientras que las compañías se llevarán el restante 9,8%. Estos tres bloques son marginales, lo que significa que su producción no supera el 1% de la extracción nacional. Los expertos estiman una extracción de 18 millones de barriles de los tres bloques durante los 20 años de vigencia de los contratos suscritos. La tarifa por barril acordada es en promedio 34,13 dólares por barril, mientras que al valor actual la renta para el Estado será de 496 millones de dólares. Los bloques están ubicados en el nororiente ecuatoriano, en las provincias amazónicas Sucumbíos y Orellana. Originalmente se oferto seis bloques en la décima ronda, de los cuales solamente tres fueron adjudicados. fuente. http://www.andes.info.ec/es/econom%C3%AD/1982.html
UBICACIÓN El Bloque Singue se encuentra ubicado en la Provincia de Sucumbíos en la parte Norte de la Región Amazónica ecuatoriana, a 3,2 Km. al Norte del Campo Cuyabeno – Sansahuari y a 30,3 Km. al Noreste del Campo Libertador, con una superficie de 3.446 hectáreas (aprox.).
DESCRIPCIÓN La estructura Singue fue descubierta con la perforación del pozo
exploratorio Singue-01 en el mes de Diciembre de 1990, y alcanzó una profundidad de 8.054 pies. Las coordenadas geográficas aproximadas del pozo son: Longitud: 76° 16' 59,45" O. Latitud: 00° 09' 27,46" S. La estructura fue definida mediante la interpretación de sísmica 2D, obtenida durante el período comprendido entre 1988 hasta el primer trimestre de 1990. Es un anticlinal alargado en dirección Norte – Sur de aproximadamente 1,2 Km. de largo y 0,9 Km. de ancho. Los yacimientos productores, pertenecen a la Formación Napo "U Inferior." y Napo "T". Los parámetros petrofísicos de estos reservorios son:
El cálculo del monto de reservas de petróleo crudo para el Campo Singu detalla a continuación:
Reservaremanente Es el volumende hidrocarburosmedidoa condicionesatmosféricas, que quedapor producirseeconómicamente de un yacimiento a determinada fecha,con las técnicasde explotaciónaplicables . En otra forma,es la diferenciaentrela reserva originaly la producciónacumulada de hidrocarburos en unafechaespecífica .
ASPECTOS TECNICOS
LINEA SISMICA
MAPA ESTRUCTURAL
REGISTRO
Ocano Peña - Blanca
UBICACION
El Bloque Ocano – Peña Blanca se encuentra ubicado en la Provincia de Sucumbíos y limita al Norte con la República de Colombia, donde se localizan 2 descubrimientos. La superficie del Bloque es de 8.278 hectáreas (aprox.).
DATOS GENERALES
CAMPO OCANO :
En el campo se ha perforado un pozo, Ocano 1 con una profu 9330 pies. Se encuentra localizado al Sureste del Campo Tetet al Sureste del pozo exploratorio Peña -01Blanca .
El pozo está ubicado en las siguientes coordenadas geográfica aproximadas: Longitud: 76 ° 29 ' 10,86" W. Latitud: 00 ° 09 ' 04,43" N.
La estructura Ocano es un anticlinal fallado, con un eje estru dirección Noroeste. El petróleo crudo original en sitio conteni Arenisca "U Inferior" son 9.5 millones de barriles y las reserva probadas están en el orden 2 demillones de barriles de petróleo cru
Su producción se inició con el uso de bomba hidráulica, su pr acumulada a febrero de 1996 fue de 9.069 barriles de API 25 la cual se cierra el pozo por alto corte de agua. El promedio d producción fue de 453 BPPD en 20 días.
CAMPO PEÑA BLANCA
En el campo se ha perforado un pozo exploratorio Peña Blanca -01 en el mes de Noviembre de 1994 y alcanzó una profundidad de 9.262 pies. Está ubicado en la parte Norte de la Región Amazónica, Km. al Este del Campo Tetete. Las coordenadas geográficas del pozo son las siguiente Longitud: 76 ° 29 ' 59,97" W. Latitud: 00 ° 12' 12,67" N. La estructura Peña Blanca está limitada hacia el Oeste falla inversa de dirección -Norte Sur de 15 kilómetros de longitud.
Las
reservas remanentes de petróleo crudo del campo son 4,98 millones de barriles. El pozo produjo durante 3 años de los reservorios Napo T y Napo U, su producción se inició con el uso de bomba hidráulica, su producción acumulada a diciembre de 1996 fue de 112.206 barriles en 726 días. . Su última producción fue en Noviembre del 2004 con 242 BPPD y 60 % de saturación de agua. La arenisca T Inferior, que constituye el yacimiento productivo, tiene 11 pies saturados, con petróleo de 26,0° API y una porosidad de 14.8%.
ADJUDICACIÓN DE CONTRATOS OCANO - PEÑA BLANCA. CONSORCIO INTERPEC ENO- RON. CONSORCIO MARAÑÓN SINGUE. - CONSORCIO DGC
MODELO DE CONTRATO: El modelo de contrato es elPrestación de de Servicios para la Exploración y/o Explotación de Hidrocarburos (Petróleo Crud tarifa por barril producido, el mismo que formó parte de las B Contratación Las empresas extranjeras están obligadas por la ley de hidroc ley de compañías, previo a la firma del contrato a domiciliarse Ecuador.
INVERSIONES COMPROMETIDAS Los tres contratos tienen como Inversión comprometida USD millones de dólares aproximadamente. PRODUCIÓN ESPERADA. Se estima una producción total 18 de millones de barriles . RENTA PETROLERA PARA EL ESTADO La Renta del Estado ha sido calculada en aproximadamente 90.2% Tarifa por barril producido promedio es de 34.14 dólares.
CAMPO OCANO PEÑA BLANCA ASPECTOS TECNICOS
Arenas Productoras U inferior y T inferior Reservas remanentes al 6 ,978.725 Barriles 31/07/2006 Petróleo original en sitio (poes)30 '773.810 Barriles API 25.2° Factor de recobro 21 % Producción acumulada 121.275 barriles AL 31/07/2006 POZOS 2 , no en producción AREA 8 ,100 has