UNIVERSIDAD CENTRAL DEL
ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN
GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS
Y AMBIENTAL
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE
INGENIERO DE PETRÓLEOS
“EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE
INYECCIÓN DE AGUA EN EL
CAMPO AUCA”
AUTORES
CUASPUD FLORES CAMPO FERNANDO
SÁENZ MARTINEZ LENIN GONZALO
DIRECTOR
ING. CARLOS RODRÍGUEZ
ASESORES
ING. IVÁN BEDOYA
ING. JULIO GRANJA
QUITO –Julio 2011
II
CERTIFICADO DE ORIGINALIDAD
En calidad de miembros del Tribunal de Grado designados por la Facultad de
Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, de la Universidad Central
del Ecuador, de la Tesis, certificamos que los Señores Campo Fernando Cuaspud
Flores y Lenin Gonzalo Sáenz Martínez, han elaborado bajo nuestra tutoría la
Tesis de Grado titulada:
“EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE INYECCIÓN DE
AGUA EN EL CAMPO AUCA”.
Declaramos: Que la Tesis es absolutamente original, auténtica y ha sido elaborada
íntegramente por los señores Campo Fernando Cuaspud Flores y Lenin
Gonzalo Sáenz Martínez, por lo cual dejamos constancia.
Quito, DM, Julio del 2011.
Ing. Carlos Rodríguez.
TUTOR
Ing. Iván Bedoya. Ing. Julio Granja.
VOCAL VOCAL
III
CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR
En reconocimiento a la Primera Casa de Estudios Superiores del País,
establecimiento educativo que nos albergó y brindó el soporte técnico y
académico para realizar nuestros estudios universitarios, por nuestra propia
voluntad, nosotros Campo Fernando Cuaspud Flores y Lenin Gonzalo Sáenz
Martínez, cedemos los derechos de autoría sobre nuestro trabajo de tesis de grado
titulada: “EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE INYECCIÓN DE AGUA EN
EL CAMPO AUCA”, a favor de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,
Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador.
Quito, DM, Julio del 2011.
Campo Fernando Cuaspud Flores Lenin Gonzalo Sáenz Martínez
C.I. 040129243 – 8 C.I. 171845670 – 8
IV
DEDICATORIA
Dedico esta tesis a Dios mi Padre Celestial, que es el pilar fundamental en mi vida, fuente inagotable de amor, luz,
verdad y vida, por haberme guiado en todo momento y no abandonarme nunca, por ser mi soporte, mi consolador y
fuerza en todos y cada uno de los momentos de mi vida, sin la vida y la sabiduría de Él, este logro no hubiera sido
alcanzado. Gracias Jesucristo.
A mis padres, que me dieron la vida y depositaron toda la confianza y expectativas en mí; a mi Padre, Homero
Cuaspud, a pesar de que él no se encuentre aquí, siempre ha estado apoyándome en cada momento; a mi Madre, Gladys Flores, por ser esa madre y padre a la vez, por ser mi apoyo constante, mi amiga incondicional, por estar siempre a mi
lado con su paciencia y amor, por enseñarme a creer y confiar en Dios siempre.
A Jenny, Maritza, Olger, José, Rubén y Jaime, mis hermanos y sobretodo amigos, por estar conmigo siempre a pesar de
todo, ustedes son mi mayor alegría y mi motor para seguir adelante.
Campo Fernando.
V
DEDICATORIA
Dedico este trabajo a Dios por ser el principal autor de todos los logros alcanzados en mi vida y quien es mi compañía en
tiempos de dicha y derrota, por darme a una realmente extraordinaria y luchadora, Lidita, que me ha sabido alentar día a día, a mi padre Raúl, por saber guiar mi camino con
disciplina y honestidad, a mis queridos hermanos, Maribel y Christian porque son apoyo y compañía en cada momento
de mi vida.
A mí querido sobrino Ariel que es la felicidad del hogar
Este es un logro dedicado a cada uno de ustedes, los amo.
Lenin Gonzalo.
VI
AGRADECIMIENTO
Mi agradecimiento profundo a Dios mi Padre, mi fuerza, mi gran amigo, mi todo, quien nunca me abandonó, el único Ser
que nunca falla y se equivoca.
A mi familia, mi Madre, mis hermanos y mis sobrinos, por la bendición de tenerles conmigo, por ser esa alegría, por ser la fuente de amor, comprensión, paciencia y entrega total, por haberme acompañado y apoyado siempre en los momentos
buenos y malos, este es mi regalo de gratitud.
Al equipo de prestigiosos y excelentes profesionales de EP-Petroecuador y en especial a la Empresa Estatal EP-
Petroecuador por haber permitido realizar esta tesis con el contrato N° 2011003, mi mayor agradecimiento para Uds.,
por haber aportado con sus conocimientos, experiencias y por haberme brindado su amistad.
A la prestigiosa Universidad Central del Ecuador, a la Facultad de Ingeniería de Geología Minas Petróleos y
Ambiental, a la Escuela de Petróleos, a todos mis profesores, por sus conocimientos impartidos.
Al Ing. Carlos Rodríguez mi tutor quien con sus conocimientos supo enseñar y guiar, a los miembros del Tribunal Ing. Iván Bedoya, Ing. Julio Granja, mi mayor
gratitud a Usd.
A mis amigos, por la oportunidad de compartir una bella amistad durante toda la carrera Universitaria
A mis hermanos en Cristo del Centro Cristiano Plenitud de Gozo por ser el apoyo espiritual, por ser esos amigos que me
ayudaron a perseverar hasta alcanzar la victoria.
Campo Fernando
VII
AGRADECIMIENTO
A Dios por haberme ayudado a culminar los estudios universitarios.
A mi familia por haber sido un pilar fundamental.
A la Universidad Central del Ecuador, a la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, a la Escuela de Petróleos, sus profesores y a la Biblioteca de la
Facultad.
A los Ingenieros miembros del Tribunal de Tesis, al Ing. Carlos Rodríguez mi Tutor y a mis Vocales el Ing. Iván Bedoya e Ing. Julio Granja, quienes me guiaron a culminar con éxito
este trabajo.
A la Empresa Estatal EP-Petroecuador por haberme ayudado a realizar este tema de tesis con el contrato Nº 2011002,
muchas gracias por haberme dado conocimiento y su valiosa amistad a todos los profesionales de la empresa.
A todos mis Amigos y Compañeros en general que compartí toda la vida Universitaria, y aprendí muchas cosas buenas
con ellos
Lenin Gonzalo.
VIII
RESUMEN DOCUMENTAL
Tesis sobre la Evaluación del Sistema de Inyección de Agua en el Campo Auca
operados por EP-Petroecuador.
Objetivo General: Evaluar el sistema de inyección de Agua en el Campo Auca
operados por EP Petroecuador.
Problema: La baja presión del yacimiento y producción que existe en los pozos no
tiene la suficiente producción de Petróleo.
La Hipótesis: El funcionamiento de la inyección de agua, implica una mayor
extracción del crudo, protegiendo al medio ambiente.
Marco Referencial: El Campo Auca está ubicado al nororiente de la Región
Amazónica, a unos 260 Km. al este de Quito y aproximadamente a 100 Km.
Ubicado en la provincia de Orellana: Evaluación de Presiones, Producción y
comportamiento de los pozos aledaños.
Marco Metodológico: En el análisis se utilizó reportes diarios de inyección,
softwares como: OFM, Well Test, consultas bibliográficas y guías de profesores.
Marco Teórico: Características Geológicas del Campo Auca, Propiedades
Petrofísicas y Físico Químicas de los Yacimientos “U” y “T”, Reservas y
Producción, Análisis y Eficiencia del Sistema de Inyección de Agua.
Conclusión General: Se demostró mediante el análisis de Hall que el
comportamiento en la Inyección está en una operación satisfactoria,
incrementándose las presiones y producciones.
Recomendación General: Monitorear el avance de frente de inundación mediante
salinidades de agua y pruebas de presión durante toda la vida de inyección.
IX
DESCRIPTORES:
<INYECCION DE AGUA – CARACTERISTICAS DE LA PLANTA DE
TRATAMIENTO ><CAMPO AUCA – INYECCION DE AGUA><CAMPO
AUCA – TRATAMIENTO DE AGUA DE INYECCIÓN><CAMPO AUCA -
GEOLOGIA LOCAL < CAMPO AUCA – AGUA DE FORMACION Y DE
RÍO><CAMPO AUCA – EFICIENCIA DE INYECCIÓN DE AGUA><CAMPO
AUCA – POZOS INYECTORES Y PRODUCTORES> <CAMPO AUCA –
ANÁLISIS DE HALL><CAMPO AUCA – YACIMIENTOS U Y
T><PROVINCIA DE ORELLANA>
CATEGORIAS TEMATICAS:
<CP-INGENIERIA EN PETRÓLEOS><CP-INGENIERIA DE
PRODUCCIÓN><CS-PLANTA DE INYECCION DE AGUA>
AUTORIZACION:
Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta Tesis sea diseminada a través de su
Biblioteca Virtual por INTERNET.
Atentamente:
----------------------------------- ---------------------------------------
Campo Fernando Cuaspud Flores Lenin Gonzalo Sáenz Martínez
X
C.I: 040129243-8 C.I: 171845670-8
SUMMARIZE DOCUMENTAL
Thesis on the Evaluation of the System of Injection of Water in the Field Auca
operated by EP-Petroecuador.
The fundamental objective is to evaluate the system of injection of Water in the
Field Auca operated by EP-Petroecuador.
The outlined problem is the drop pressure of the location and production that it
exists in the wells don't have the enough production of Petroleum.
The Hypothesis says: The operation of the injection of water implies a bigger
extraction of the raw one, protecting to the environment.
With referential studies on: The Field Auca is located to the Nor-Oriente of the
Amazon Region, to about 260 Kms. to the east of Quito approximately to 100
Km. Located in the county of Orellana: Evaluation of Pressures, Production and
behaviour of the wells bordering.
With methodological studies on: In the analysis it was used daily reports of
injection, softwares like: OFM, Well Test, bibliographical consultations and
professors' guides.
With Theoretical studies on: Characteristic Geologic of the Field Auca, Properties
Petrofisic and Physical Chemical of the Locations "U" and "T", you Reserve and
Production, Analysis and Efficiency of the System of Injection of Water.
The General conclusion: It was demonstrated by means of the analysis of Hall that
the behaviour in the Injection is in a satisfactory operation, being increased the
pressures and productions.
With the recommendation: Control the advance of flood front by means of
salinities of water and tests of pressure during a lifetime of injection.
XI
DESCRIBERS:
<INJECTION OF IT DILUTES - CHARACTERISTIC OF THE PLANT OF
TREATMENT> <FIELD AUCA - INJECTION OF WATER><FIELD AUCA -
TREATMENT OF WATER DE INYECCIÓN><FIELD AUCA - LOCAL
GEOLOGY <FIELD AUCA - WATER OF FORMATION AND OF
RIVER><FIELD AUCA - EFFICIENCY OF INJECTION OF
WATER><FIELD AUCA - WELLS INJECTORS AND PRODUCERS>
<FIELD AUCA - ANALYSIS DE HALL><FIELD AUCA - LOCATIONS U
AND T><COUNTRY OF ORELLANA>
THEMATIC CATEGORIES:
<CP-ENGINEERING IN PETROLEUMS><CP-ENGINEERING OF
PRODUCCION><CS-PLANT OF INJECTION OF IT DILUTES>
AUTHORIZATION:
I authorize the BIFIGEMPA, so that this thesis is disseminated through its Virtual library
by INTERNET.
Yours faithfully,
----------------------------------- ---------------------------------------
Campo Fernando Cuaspud Flores Lenin Gonzalo Sáenz Martínez
C.I: 040129243-8 C.I: 171845670-8
XII
CONTENIDO
CAPITULO I
1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ......................................................... 1
1.1 Enunciado del Problema................................................................................. 1
1.2 Enunciado del Tema ....................................................................................... 1
1.3 Descripción del Problema ............................................................................... 1
1.4 Justificación ..................................................................................................... 2
1.5 Objetivos .......................................................................................................... 2
1.5.1 Objetivo General .......................................................................................... 3
1.5.2 Objetivos Específicos ................................................................................... 3
1.6 Factibilidad Y Accesibilidad .......................................................................... 3
CAPITULO II
2 MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 4
2.1 Marco Legal ..................................................................................................... 4
2.2 Marco Institucional ......................................................................................... 5
2.3 Marco Ético...................................................................................................... 5
2.4 Marco Referencial ........................................................................................... 5
2.4.1 GENERALIDADES ..................................................................................... 5
2.4.1.1 Ubicación del Campo ................................................................................ 6
2.4.1.2 Ubicación Geográfica ................................................................................ 7
2.4.1.3 Características Geológicas del Campo .................................................... 8
2.4.2 GEOLOGIA DEL CAMPO AUCA ............................................................ 9
2.4.2.1 Cuenca Oriente .......................................................................................... 9
2.4.2.2 Marco Estructural Regional..................................................................... 9
2.4.2.3 Ambiente Deposicional Regional ........................................................... 11
2.4.2.4 Modelo Geológico del Campo ................................................................ 11
2.4.2.5 Modelo Estructural del Campo.............................................................. 12
2.4.2.6 Sistema de Fallamiento ........................................................................... 12
2.4.2.7 Descripción Litológica ............................................................................ 13
2.4.2.8 Columna Estratigráfica del Campo Auca ............................................. 18
2.4.2.9 Ambiente de Depósitos ............................................................................ 20
XIII
2.4.2.10 Estado Actual del Campo Auca ........................................................... 23
2.4.3 PROPIEDADES PETROFISICAS Y PROPIEDADES FISICO
QUIMICAS DE LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS U, T ................. 26
2.4.3.1 Propiedades de la Roca ........................................................................... 26
2.4.3.2 Propiedades Básicas de la Roca Reservorio de Agua-Petróleo ........... 26
2.4.3.3 Geometría de las Areniscas .................................................................... 27
2.4.3.4Gargantas Porales y Porosidad ............................................................... 27
A) Gargantas Porales ................................................................................... 28
2.4.3.5 Permeabilidad del Yacimiento ............................................................... 29
A) Permeabilidades Absolutas y Relativas .................................................. 31
B) Permeabilidad Efectiva de los Fluidos Ko, Kw,Kg ............................... 31
C) Correlación Kv/Kh ................................................................................... 36
D) Curva Típica de Permeabilidades Relativas de Dos Fases ................... 36
2.4.3.6 Viscosidad ................................................................................................ 38
2.4.3.7 Compresibilidad ...................................................................................... 40
A) Compresibilidad del Petróleo (Co) ........................................................ 40
B) Compresibilidad de Formación de la Roca, Cf .................................... 40
2.4.3.8 Saturación de los Fluidos ........................................................................ 40
2.4.3.9 Mojavilidad y Movilidad de los Fluidos Agua-Petróleo ...................... 41
2.4.3.10 Salinidad del Agua ................................................................................ 43
2.4.3.11 Análisis de Cores, PVT ......................................................................... 43
A) Propiedades PVT de los Fluidos ............................................................. 45
B) Parámetros de los Fluidos ...................................................................... 48
C) Flujo de Fluidos en Medios Porosos ...................................................... 48
D) Interación Roca – Fluido ........................................................................ 49
E) Información de Análisis PVT para el Yacimiento Napo “U”, “T” ..... 52
2.4.4 RESERVAS Y PRODUCCION DEL CAMPO AUCA .......................... 53
2.4.4.1 Reservas ................................................................................................... 53
2.4.4.2 Método para Calculo de Reservas ......................................................... 54
2.4.4.3 Estimación de Reservas .......................................................................... 55
2.4.4.4 Evaluación del Estudio de Simulación Matemática ............................. 57
XIV
2.4.4.5 Petróleo Original en Sitio, POES ........................................................... 57
2.4.4.6 Producción del Campo Auca-Auca Sur ................................................ 58
2.4.4.7 Producción Según el Tipo de Levantamiento Artificial ...................... 61
2.4.4.8 Producción por Yacimientos “U”, “T” ................................................. 63
2.4.4.9 Producción Diaria de los Yacimientos “U”, “T” .................................. 63
2.4.4.10 Producción Acumulada de Agua y Oil de los Yacimientos U, T ...... 64
2.4.4.11 Mecanismos de Producción de las Yacimientos “U”, “T”…………..71
2.4.4.12 Volumen de Petróleo Residual ............................................................. 72
2.4.5 ANALISIS DEL SISTEMA DE INYECCION DEL CAMPO AUCA .. 72
2.4.5.1 Geología de la Zona de Inyección .......................................................... 74
2.4.5.2 Mecanismo de Empuje Natural del Yacimiento U y T………………. 76
2.4.5.3 Características de los Yacimientos ........................................................ 77
2.4.5.4 Planta de Tratamiento del Agua ............................................................ 77
2.4.5.5 Características de la Planta de Tratamiento ........................................ 80
A) Sistema en Superficie ............................................................................... 81
B) Sistema de Inyección de Agua de las Areniscas U, T………………….85
2.4.5.6 Fuentes de Agua para Soportar el Proyecto de Inyección................... 85
2.4.5.7 Cantidad y Calidad del Agua a Inyectarse ........................................... 86
2.4.5.8 Cantidad y Calidad de Agua de Formación ......................................... 87
2.4.5.9 Tratamiento de Agua de Inyección ........................................................ 89
A) Sistema de Tratamiento de Agua de Formación ................................... 89
B) Sistema de Tratamiento de Agua de Río. ............................................... 99
2.4.5.10 Tratamiento Físico Químico del Agua Dulce y Agua de Formación a
Inyectarse ……………………………………………………………………...106
2.4.5.11 Control del Tratamiento Químico y Disposición de Sólidos. .......... 108
A) Control Químico del Agua de Formación ............................................ 108
B) Control Químico del Agua del Río. ...................................................... 111
2.4.5.12 Influencia de la Calidad del Agua ..................................................... 113
2.4.5.13 Compatibilidad del Agua .................................................................... 114
2.4.5.14 Volumen de Agua a ser Inyectado de la Planta (Bls) ……………....116
2.4.5.15 Métodos de Predicción del Comportamiento de Inyección ............. 119
XV
2.4.5.16 Requisitos que debe Tener el Agua para Lograr una Buena
Recuperación de Petróleo ................................................................................. 133
2.4.6 EFICIENCIA DE INYECCION ............................................................. 135
2.4.6.1 Tipos de Inyección ................................................................................. 135
A) Inyección en Arreglos ............................................................................ 135
B) Inyección Periférica o Externa .............................................................. 137
C) Inyección Interna ................................................................................... 140
2.4.6.2 Pozos Inyectores .................................................................................... 142
2.4.6.3 Completación para los Pozos Inyectores y Reinyectores ................... 160
2.4.6.4 Descripción de los Pozos Productores ................................................. 161
A) Eficiencia de Área de Barrida ............................................................... 173
2.4.6.5 Métodos para el Comportamiento de la Inyección ........................... 174
2.4.6.6 Análisis de Hall Modificado ................................................................. 177
2.4.6.7 Factores que Afectan la Inyección ....................................................... 190
2.5 HIPÓTESIS ................................................................................................. 191
3 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN ..................................................... 192
3.1 Recolección de Datos ................................................................................... 192
3.2 Resultados .................................................................................................... 192
CAPITULO IV
4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN…………………….…………………..225
4.1 Parámetros Físico – Químicos del Agua de Formación Actual.………..225
4.2 Eficiencia de la Inyección (Método de Hall)……………………………..225
4.3 Producción de Petróleo Después de la Inyección………………………..225
4.4 Costos…………………………………………………………………........228
4.5 Costo de Mantenimiento…………………………………………………..231
CAPITULO V
5.1 Conclusiones………………..………………………………………...........233
5.2. Recomendaciones…………………………………………………………235
5.3. Tablas y Anexos………………………….………………………………..239
5.5 Terminos Usados……………………………….………………………….291
5.6 Bibliografia…………………………………………….…………………..298
XVI
INDICE DE TABLAS
Tabla 2.4.2.1.-Espesores de las Formaciones.
Tabla 2.4.2.2.-Topes y Bases de las Formaciones.
Tabla 2.4.2.3.-Estado Actual del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.2.4.-Pozos Productores del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.2.5.-Pozos Abandonados y Cerrados del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.3.1.-Clasificacion de la Porosidad y el Rango
Tabla 2.4.3.2.-Clasificacion de la Permeabilidad
Tabla 2.4.3.3.-Porosidades y Permeabilidades Promedios de U y T
Tabla 2.4.3.4.-Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Areniscas U
Tabla 2.4.3.5.-Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Arenisca T
Tabla 2.4.3.6.-Topes y Bases de los Pozos Aledaños
Tabla 2.4.3.7.-Radio de entrada de poro de los Pozos Aledaños
Tabla. 2.4.3.8.-Saturación de Agua Inicial y Petróleo Residual.
Tabla. 2.4.3.9.-Rango de Salinidad del Agua del Yacimiento U.
Tabla 2.4.3.10.-Parámetros petrofísicos PVT del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.3.11.-Parámetros PVT de Gas del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.3.12.-Parámetros PVT del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.3.13.-Rango de Saturación de Agua del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.4.1.-Reservas Originales y Remanentes del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.4.2.-Petróleo Originales en Sitio del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.4.3.-Producción Anual del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.4.4.-Producción Por Levantamiento del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.4.5.-Producción Diaria por Arena del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.4.6.-Producción Por Arenisca del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.4.7.-Sistema de Producción del Campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.5.1.-Sistema de Tratamiento de Agua de Formación
Tabla 2.4.5.2.-Características de las Celdas de Flotación y de Bombas
Tabla 2.4.5.3.-Características Principales de los Filtros
Tabla 2.4.5.4.-Características Principales de la Torre
Tabla 2.4.5.5.-Calidad de Agua de Formación
Tabla 2.4.5.6.-Equipos para el Tren de Tratamiento de Agua de Formación
Tabla 2.4.5.7.-Modos de Funcionamiento de las Bombas de Recirculación.
Tabla 2.4.5.8.-Modos de Funcionamiento de las Bombas de Transferencia.
Tabla 2.4.5.9.-Operación de la Bomba Retrolavado.
Tabla 2.4.5.10.-Equipos para el Tren de Tratamiento de Agua de Rio
Tabla 2.4.5.11.-Operación de la Bomba Retrolavado.
Tabla 2.4.5.12.-Operación de la Bomba de Transferencia de Desoxigenación
Tabla 2.4.5.13.-Operación de la Bomba de Inyección de Químico
Tabla 2.4.5.14.-Contaminantes del Agua de Inyección del Campo Auca
Tabla 2.4.5.15.-Procesos Requeridos para el Agua de Inyección
Tabla 2.4.5.16.-Análisis del Tratamiento Físico-Químico del Agua
XVII
Tabla 2.4.5.17.-Historial de Volumen de Agua a Inyectarse
Tabla 2.4.5.18.-Parámetros Físico-Químicos de Agua de Formación
Tabla 2.4.5.19.-Parámetros Físico-Químicos de Agua Dulce
Tabla 2.4.5.20.-Balance de Químicos de Agua Dulce y de Formación
Tabla 2.4.6.1.-Pozos Inyectores de Agua
Tabla 2.4.6.2.-Historial de Inyección de Agua
Tabla 2.4.6.3.-Mineralogía en diferentes profundidades Auca – 25, arenisca “T”
Tabla 2.4.6.4.-Mineralogía en Diferentes Profundidades Auca-30, Arenisca “T”
Tabla 2.4.6.5. -Espesores de Arenas de Campo Auca (Pozos AU-12 y AU-41).
Tabla 3.1.1.-Resultas Anuales de Inyección de Agua
Tabla 3.1.4.- Presiones de Fondo y Yacimientos de los Pozos Aledaños
Tabla 4.6.1.-Evaluación Económica para la Planta de Inyección de Agua
Tabla 4.6.2.-Costos de Químicos
Tabla 4.6.3.-Tratamiento Químico para el mes de Enero 2011
Tabla 4.6.4.-Rendimiento del Tratamiento Químico para el mes de Enero 2011
Tabla 4.6.5.-Tratamiento Químico para el mes de Febrero2011
Tabla 4.6.6.-Rendimiento del Tratamiento Químico para el mes de Febrero2011
Tabla 4.6.7.-Costos de Mantenimiento Para la Planta De Inyección de Agua.
XVIII
INDICE DE FIGURAS
Fig. 2.4.1.1 - Ubicación Geográfica Del Campo Auca
Fig. 2.5.1.2 - Ubicación Geográfica Del Campo Auca
Fig. 2.5.1.3 - Mapa Geológico Del Campo Auca
Fig.2.5.1.4 Columna Estratigráfica del Campo Auca
Fig. 2.4.3.1. Gargantas Porales
Fig.2.4.3.2.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca U superior).
Fig.2.4.3.3.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca U inferior).
Fig.2.4.3.4.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca T superior)
Fig. 2.4.3.5– Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca T inferior)
Fig. 2.4.3.6 – Permeabilidades Relativas Reducidas Vs Sw (Arena U).
Fig. 2.4.3.7 – Permeabilidades Relativas Vs Sw (Arena T).
Fig. 2.4.3.8. - Viscosidad en función de la Presión a Temperatura constante
Fig. 2.4.3.9. - Viscosidad del Petróleo vs Presión (Arena U, Arena T)
Fig. 2.4.3.10- Factor volumétrico del Petróleo vs Presión.
Fig. 2.4.3.11- Principales Geometrías de flujo en el Yacimiento
Fig.2.4.4.1.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur
Fig. 2.4.4.2 Historial del Corte de Agua del Campo Auca-Auca Sur
Fig.2.4.4.3.Historial de WOR Campo Auca-Auca Sur
Fig.2.4.4.4.Historial de Producción de Gas del Campo Auca-Auca Sur
Fig.2.4.4.5.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur de acuerdo BES
Fig.2.4.4.6.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur de acuerdo al
Empuje Hidráulico
Fig.2.4.4.7.Historial de Producción de acuerdo al Flujo Natural
Fig.2.4.4.8.Historia de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arenisca TI
Fig.2.4.4.9.Historia de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arenisca UI
Fig.2.4.4.10. Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arena UI
Fig.2.4.4.11. Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arena TI
Fig.2.4.4.12.Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur (TI y UI)
Fig.2.4.4.13. Proyección de Agua del Campo Auca-Auca Sur Arenas TI y UI
Fig.2.4.4.14. Proyección de WOR del Campo Auca-Auca Sur Arenas TI y UI
Fig.2.4.4.15. Proyección de Gas del Campo Auca-Auca Sur Areniscas TI y UI
Fig.2.4.5.1. Ubicación Geográfica Auca-41,12 Campo Auca-Auca Sur
Fig. 2.4.5.2. Mecanismos de Producción de las Areniscas U y T
Fig.2.4.5.3. Sistema de Inyección Auca-Auca Sur
Fig.2.4.5.4.Diagrama del Tren de tratamiento de agua de formación.
Fig.2.4.5.5. Unidad de Flotación (Hidrocelda)
Fig.2.4.5.6. Filtro AWS-96
Fig.2.4.5.7- Perfil de Saturación Multivalorada
Fig.2.4.5.8- Localización del frente de flujo ejecutado por Buckley Leverett
Fig.2.4.5.9.Distribución de la Saturación y zonas estabilizada y no estabilizada.
Fig.2.4.5.10.Curva flujo fraccional para el efecto de la zona estabilizada. V.AUX 1
XIX
Fig.2.4.5.11. - Perfil de Saturación durante la inundación
Fig.2.4.5.12.- Sw en el Frente de la Curva de Flujo Fraccional Si Swi > Swir
Fig.2.4.5.13- Determinación de la pendiente para la curva de flujo fraccional.
Fig. 2.4.5.14- Determinación Gráfica de Sw.
Fig. 2.4.5.15. - Determinación de Sw después de la ruptura.
Fig.2.4.6.1.Inyección en Arreglos
Fig.2.4.6.2.Arreglo Periférico Típico
Fig.2.4.6.3. Arreglo Invertido de Cinco Pozos.
Fig.2.4.6.4.Inyección Periférica
Fig.2.4.6.5.Inyección Interna
Fig.2.4.6.6.Area de Estudio de los Pozos Aledaños
Fig.2.4.6.7.Area de Estudio de los Pozos Aledaños
Fig.2.4.6.8.Area de Estudio de los Pozos Aledaños
Fig.2.4.6.9.Razon de Movilidad y Porcentaje de Área Barrida
Fig2.4.6.10Ubicación En un Arreglo de 5 Pozos durante la Vida de Inundación
Fig.2.4.6.11.Esquema de una Formación Sometida a Invasión de Agua
Fig.3.1.1.Volumenes Acumulado de Agua Inyectados.
Fig3.1.2.Volumenes de Inyección de Agua.
Fig.3.1.3.Presión de Cabeza de los pozos Inyectores
Fig.3.1.4.Total de Sólidos en el Agua
Fig.3.1.5.Historial de Presiones de Fondo AUC 41I
Fig.3.1.6.Historial de Presiones de Fondo AUC 04I
Fig.3.1.7.Historial de Presiones de Fondo AUC 12I
Fig.3.1.8.Historial de Presiones de Fondo de los Pozos de Inyector.
Fig.3.1.9.Historial de Caudales de Inyección AUC 12I
Fig.3.1.10.Historial de Caudales de Inyección AUC 04I
Fig.3.1.11.Historial de Caudales de Inyección de los pozos Inyectores
Fig.3.1.12.Método de la Pendiente AUC 12I
Fig.3.1.13.Método de la Pendiente AUC 04DI
Fig.3.1.14.Método de la Pendiente AUC 41I
Fig.3.1.15. Análisis de Build Up Pozo Auca 67 D Arenisca “U”
Fig.3.1.16. Análisis de Build Up Pozo Auca 70 D Arenisca “Ti”
Fig.3.1.17. Análisis de Build Up Pozo Auca 21 Arenisca “Ti”
Fig.4.4.1.Grafico de Hall AUC 12I
Fig.4.4.2.Grafico de Hall AUC 4ID
Fig.4.4.3.Grafico de Hall AUC 41I
1
CAPITULO 1
1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Enunciado del Problema
¿Cómo evaluar el sistema de inyección de agua en el campo Auca?
1.2 Enunciado del Tema
Evaluación del sistema de inyección de agua en el campo Auca, mayo 2011.
1.3 Descripción del Problema
Fue descubierto por el consorcio TEXACO – GULF con la perforación de pozo
Auca – 01 que se inició el 16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970,
alcanzó una profundidad de 10578´ y dio una producción de 3072 BPDD de los
yacimientos Hollín (31 API) Y T (27 API). Se inicia el desarrollo del campo en
diciembre de 1973 con 250 acres de espaciamiento y fue puesto en producción en
Abril de 1975, con 24 pozos.
En el Campo Auca existe una falla principal que tiene un rango promedio de salto
entre 10 y 30 ft: con un máximo de 50 ft en la parte central, existen fallas
secundarias.
Si se bombea adecuadamente agua en cada dos pozos puede mantenerse e incluso
incrementar la presión del yacimiento en su conjunto, desplazando físicamente al
petróleo. Se debe tomar en cuenta que en la actualidad se presentó un proyecto de
inyección de agua con cuatro pozos inyectores a las areniscas productoras
denominadas “U” Y “T” y cuyas reservas han sido recuperadas en un mayor
porcentaje y que tiene altos cortes de agua han sido considerados para convertirlos
en inyectores de los cuales solamente uno de ellos está funcionando.
El ciclo de producción primaria en un yacimiento hidrocarburífero se desarrolla
por la expansión del gas disuelto y la compresión de la roca, sin añadir ninguna
energía artificial.
2
En la actualidad se emplea dos sistemas complementarios la inyección de agua y
la inyección de gas.
La recuperación secundaria por la inyección del agua se lo realiza para suministrar
energía externa al depósito manteniendo o incrementando la presión del
yacimiento y desplazamiento de más petróleo, que permitirá aumentar la
eficiencia en la recuperación de mayor cantidad de petróleo.
La inyección de agua, compatible con el agua del yacimiento es el método más
adecuado debido al bajo costo y fácil manejo de inyectar este fluido. Este método
de recuperación secundaria nos permite considerar las propiedades petrofísicas de
la roca y fluidos, así como las condiciones geológicas del yacimiento.
1.4 Justificación
En la perforación de pozos inyectores se requiere de la máxima seguridad para
proteger el medio ambiente y evitar la contaminación del crudo.
El presente estudio pretende proponer la evaluación del sistema de inyección de
agua en el campo Auca operado por EP-Petroecuador al perforar y explotar el
crudo.
Al momento de explotar el crudo e implementar el sistema de inyección de agua
se debe proceder con los medios adecuados, ya que la zona aledaña no debe estar
contaminada.
Es necesario inyectar al yacimiento algún tipo de fluido, como agua de formación,
con un tratamiento previo para que no dañe la formación productora como el
sistema de inyección y proporcionar energía adicional al yacimiento.
La inyección de agua como método de recuperación secundaria nos permite
obtener un barrido de petróleo más eficaz y suministrar energía al yacimiento.
1.5 Objetivos
3
1.5.1 Objetivo General
Evaluar el sistema de inyección de agua en el campo Auca
1.5.2 Objetivos Específicos
Observar el estado actual de la planta de inyección y su respectivo
funcionamiento
Comparar los datos históricos geológicos, petrofísicos, PVT y de
producción disponibles en el campo.
Determinar si el sistema de inyección de agua es económicamente
rentable, como también el incremento de FR.
Exponer los resultados a los funcionarios de la compañía
1.6 Factibilidad y Accesibilidad
El trabajo es factible por que se cuenta con el apoyo del Talento Humano, técnico,
económico, con la bibliografía, web grafía suficiente y el tiempo necesario para el
desarrollo del proyecto. Es accesible la realización del presente estudio, porque la
información pertinente y el desarrollo del trabajo del campo es facilitada por la
empresa EP-PETROECUADOR.
4
CAPITULO II
2 Marco Teórico
2.1 Marco Legal
Créase la Empresa “Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana” (CEPE) a hora
Petróleos del Ecuador PETROECUADOR, con personalidad jurídica, patrimonio
propio, autonomía administrativa, económica, financiera y operativa, con
domicilio principal en la ciudad de Quito.
En su gestión empresarial estará sujeta a esta ley Especial, a los reglamentos que
expedirá el Presidente de la República, a la Ley de Hidrocarburos y a las demás
normas emitidas por los órganos de la Empresa.
EP-PETROECUADOR, tiene por objeto el desarrollo de las actividades que le
asigna la Ley de Hidrocarburos, en todas las fases de la industria petrolera, lo cual
estará orientado a la óptima utilización de los hidrocarburos, que pertenecen al
patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado, para el desarrollo económico
y social del país, de acuerdo con la política nacional de hidrocarburos establecida
por el Presidente de la República, incluyendo la investigación científica y la
generación y transferencia de tecnología.
EP PETROECUADOR se encargará de planificar, coordinar y supervisar las
actividades de las empresas filiales y controlar que las mismas sean ejecutadas de
manera regular y eficiente.
En el ejercicio de sus actividades, EP PETROECUADOR preservará el equilibrio
ecológico, para lo cual crearán una unidad específica, cuya labor fundamental
consistirá en prevenir y controlar la contaminación ambiental, así como evitar que
sus actividades afecten negativamente a la organización económica y social de las
poblaciones asentadas en las zonas donde éstas sean realizadas.
5
2.2 Marco Institucional
CEPE (Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana) inició su actividad el 23 de
junio de 1972, con 17 funcionarios y una asignación presupuestaria inicial del
25% de los activos del consorcio Texaco Gulf, con un presupuesto de 29 millones
de sucres y la misión de precautelar los hidrocarburos del suelo ecuatoriano para
convertirlos en un recurso que alimente el desarrollo económico y social del país.
De 1971 a 1989, CEPE se convirtió en el símbolo nacional, cuyo esfuerzo estaba
dirigido a dotar al país de la infraestructura necesaria para la naciente industria del
petróleo. Varios son los hechos sobresalientes que se produjeron durante este
período.
PETROECUADOR se creó el 26 de septiembre de 1989, mediante la Ley
Especial Nº 45, como una entidad con personería jurídica, patrimonio propio y
autonomía administrativa, económica, financiera y operativa, con facultades para
cubrir sus costos empresariales, entregar al fisco el 90% de sus ganancias e
invertir el 10% restante en el robustecimiento institucional, especialmente en el
área de exploración.
2.3 Marco Ético
El presente estudio no va a afectar los intereses de la compañía ni de los autores
de estudios similares a los cuales se hace referencia en la bibliografía.
2.4 Marco Referencial
2.4.1 GENERALIDADES
A nivel mundial se ha observado el aumento de producción de agua por cada
barril de petróleo hablando de una proporción de tres a uno, es decir por cada
barril de petróleo se producen tres barriles de agua que se extraen del yacimiento.
EP-Petroecuador al observar el incremento de producción de agua de formación
en los campos que opera ha venido realizando varios proyectos para el control y
6
utilización de ésta producción de agua, como caso particular el Campo Auca uno
de los campos maduros de producción de hidrocarburos desde sus inicios ha
tenido un gran aporte de producción de petróleo pero en los últimos años se ha
notado un aumento en el corte de agua.
2.4.1.1 Ubicación del Campo
El Campo Auca está ubicado en la Cuenca Oriental del Ecuador, al nororiente de
la Región Amazónica, a unos 260 Km. al este de Quito y aproximadamente a 100
Km. al sur de la frontera con Colombia. Ubicado en la provincia de Orellana, a 25
Km. al sur–oriente del cantón Francisco de Orellana, (El Coca), en la parroquia
Dayuma; entre el río Jandiayacu y el río Tiputini, (Figura 2.4.1.1), dentro del área
de operaciones de EP-PETROECUADOR. La principal vía de acceso es la
carretera vía Lago Agrio – Coca – Auca. Es el cuarto campo en importancia de
acuerdo a la producción nacional
Fig. 2.4.1.1 - Ubicación Geográfica Del Campo Auca
Fuente: Archivo Técnico – EP-PETROECUADOR.
7
2.4.1.2 Ubicación Geográfica
El Campo tiene una orientación de Norte-Sur, las dimensiones generales del
campo son 25 Km de largo y 4 Km de ancho con una superficie aproximada de
17000 Acres, se localiza en la zona 43 del hemisferio sur cuyas coordenadas
geográficas son:
Latitud: entre 0º 34’S y 0º 48’ S
Longitud: entre 76º 50’ W y 76º 54’ W
Geográficamente se extiende desde los 0º 34’ 00” a los 0º 48’ 00” de latitud sur
hasta los 76º 50’ 0” a los 76º 54’ 00” de longitud oeste.
Los límites del Campo Auca son:
Norte: Campos, Sacha, Culebra – Yulebra y Yuca.
Sur: Campo Cononaco.
Este: Campos Anaconda, Pindo y Conga.
Oeste: Campo Puma.
Fig. 2.5.1.2 - Ubicación Geográfica Del Campo Auca
Fuente: Archivo Técnico – EP-PETROECUADOR
8
Además, el área cuenta con un clima tropical característico de la zona. Los rasgos
geográficos predominantes son los relieves colinados denudativos y los ríos que
recorre la zona en la cual se asienta el área Auca, son el Rumiyacu, Tiputini,
Shiripuno, entre otros.
2.4.1.3 Características Geológicas del Campo
Geológicamente está en la parte central y en el eje de la subcuenca del Napo,
formando parte del tren de estructuras orientadas en sentido Norte–Sur. Pertenece
al corredor Sacha–Shushufindi. El Campo Auca es un anticlinal fallado de
tendencia norte–sur con producción de las areniscas de edad cretácica de la parte
inferior de la formación Napo y de las areniscas cretácicas de la formación Hollín.
Las areniscas U y T tienen cantidades considerables de hidrocarburos pero sus
acuíferos son parcialmente activos, actuando arealmente por zonas a lo largo del
campo lo que ha causado durante el tiempo de producción que la presión decline
en algunos sectores del campo. Las características geológicas importantes en el
yacimiento que se deben analizar son la litología y estratigráfica.
Fig. 2.5.1.3 - Mapa Geológico Del Campo Auca
Fuente: Archivo Técnico – EP-PETROECUADOR
9
2.4.2 GEOLOGIA DEL CAMPO AUCA
2.4.2.1 Cuenca Oriente
La Cuenca Oriente contiene las mayores acumulaciones de crudo dentro de la
provincia petrolera Putumayo-Oriente-Marañón, con alrededor de 30.000 millones
de barriles de petróleo en sitio, acumulados en cien Campos. Se diferencian tres
"plays" petroleros individualizados. Con características propias de sus trampas y
crudos. El play Occidental. Adyacente a la cordillera Real de los Andes, está en
proceso de destrucción por el levantamiento provocado por la última orogenia
andina, que ha afectado las trampas, formadas en la primera etapa de la inversión
tectónica (cretácico tardío-paleoceno), provocando la degradación de los crudos,
con excepción del campo Bermejo.
En él se ubica el campo Pungarayacu de areniscas bituminosas, que contiene el
mayor volumen de crudo en sitio de la cuenca. Este play contiene el 18% del
petróleo en sitio de la cuenca. El play central es el más rico, y con las mayores
reservas de crudos livianos, evoluciona a partir del rift jurásico y se caracteriza
por fallas profundas en flor. Desarrolladas a partir de dos inversiones tectónicas:
una cretácica tardía-paleocénica, y otra eocénica temprana. En él están los campos
gigantes Shushufindi y Sacha. Contiene el 54 % del crudo en sitio de la cuenca. El
play oriental el segundo en importancia con el 28 % del petróleo en sitio de la
cuenca, contiene un campo gigante: Ishpingo, que posee un play con predominio
de crudos pesados.
2.4.2.2 Marco Estructural Regional
El análisis de secciones sísmicas de pozos y de datos estructurales del campo,
además del estudio detallado de estructuras petrolíferas, han permitido la
construcción de Secciones Regionales Estructuradas diferenciadas en tres
dominios estructurales en la Cuenca Oriente. Estos dominios tectónicos son
diferenciados por sus características geométricas y cinemáticas relacionadas a
eventos pre-cretácicos.
10
Dominio Occidental: Sistema Subandino.
Dentro del Sistema Subandino constituye la parte aflorante de la Cuenca Oriente
y permite observar el estilo de las últimas deformaciones. En los afloramientos se
observan fallas inversas de alto o bajo ángulo, con marcadores cinemáticos que
evidencian una tectónica transgresiva con movimientos destrales. Este dominio
tectónico levanto y deformó principalmente durante el Plioceno y el Cuaternario.
Levantamiento Napo: Corresponde a un inmenso domo, limitado por
fallas de rumbo al este y oeste, donde afloran esencialmente las series
sedimentarias cretácicas y terciarias de la Cuenca Oriente. Su borde
oriental está constituido por estructuras compresivas tipo flor positivas, las
que originaron el Campo Bermejo, y estructuras como el anticlinal del
Río Payamino.
Depresión Pastaza: zona de transición entre el Levantamiento Napo y el
Levantamiento de Cutucú, dentro de esta zona se pueden observar que las
fallas se vuelven más cabalgantes al contacto entre el Sistema Subandino y
la Cordillera Real, donde afloran sedimentos neógenos y cuatenarios.
Levantamiento Cucutú: Se lo interpreta como una estructura en flor
positiva, además existe un sistema de corrimientos de convergencia oeste,
observable en superficie, relacionados con una cuña intercutánea profunda
convergente al este.
Dominio Central: Corredor Sacha-Shushufindi
En este dominio se encuentran los principales campos petrolíferos del Ecuador,
deformados por mega-fallas de rumbo en dirección NNE-SSW, que se verticalizan
en profundidad y evolucionan a estructuras en flor hacia la superficie. Estas mega-
fallas han funcionado en el Precretácico.
Dominio Oriental: Sistema Invertido Capirón-Tiputini
11
Se trata de un dominio estructural más ancho que el corredor Sacha-Shushufindi.
Los campos petrolíferos más importantes se encuentran en las estructuras de su
borde oriental como son: Tiputini, Tambococha, Ishpingo, Imuya en el borde
oriental, y en el borde occidental se encuentran Cuyabeno-Sansahuari, Capirón y
hacia la parte central encontramos Pañacocha, Yuturi, Amo. Existen un régimen
tectónico en transpresión dextral, este estilo de desviación se lo evidencia en
estructuras oblicuas en “échelon” y fallas verticales en superficie.
2.4.2.3 Ambiente Deposicional Regional
Las arenisca Hollín se depositó en un ambiente fluvial evolucionando a un
ambiente platafórmico, posiblemente estuarino, con influencia mareal, Las
areniscas U y T fueron depositadas luego de una importante regresión marina con
un desplazamiento de la línea de costa en dirección Este, a partir de la cual y sobre
valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con ingresos fluviales
afectados por mareas, con facies menos desarrolladas de barras, y litofacies de
llanura lodosa y areniscas glauconíticas de plataforma marina somera.
2.4.2.4 Modelo Geológico del Campo
Los intervalos productores del campo Auca, pertenecen al Cretácico y en
particular a las edades siguientes:
Edad Albo-Aptiano para la formación Hollín.
Edad Albiano para la formación Napo T.
Edad Cenomaniano para la formación Napo U.
Edad Maastrichtiano para la formación Basal Tena.
La secuencia estratigráfica del Campo Auca se encuentra conformada por niveles
de lutitas que desempeñaron el papel de roca-madre durante la historia de la
cuenca y de sello parcial o completo de los yacimientos. El apilamiento de las
facies yacimiento y roca madre facilito la migración del crudo desde las zonas de
generación hacia las zonas de entrampamiento. La descripción estratigráfica del
12
campo Auca, ha sido realizada en base a estudios de los ripios de perforación y los
registros de pozos perforados en la estructura del campo.
2.4.2.5 Modelo Estructural del Campo
Estructuralmente se divide en tres elementos distintos.
Sistema Subandino
Corredor Sacha-Shushufindi
Sistema Invertido Capirón-Tiputini.
El Campo Auca-Auca Sur pertenece al Corredor Sacha-Shushufindi y está
rodeado por los Campos Sacha, Culebra-Yulebra y Yuca, al Norte; Cononaco al
Sur; Pindo al Este y Puma al Oeste.
En el mapa estructural al tope de la arenisca T principal(Anexos), se aprecian
varias culminaciones locales ubicadas a lo largo de la cresta estructural,
incluyendo un amplia área no mapeada que se extiende en la zona norte del campo
desde el pozo AU-6 hasta el pozo, AU-4 en los que se forman los pozos AU-4,
AU-2 y AU-6, otro pequeño alto se extiende 3 Km al sur del Campo Auca,
denominado Auca Sur, y pequeños altos locales alrededor de los pozos AU-1,
AU-11 y AU-17 y AU-35 y entre AU-22 y AU-23.
El cierre estructural vertical (-9090´) es de 122´ (el punto más alto está localizado
en el pozo AU-1 (-8968´) en la línea sísmica PE-91-9 D, PT – 500.
2.4.2.6 Sistema de Fallamiento
Está constituido por una serie de fallamiento de rumbo, los cuales se encuentran
en los flancos occidental y oriental, en la parte central afectando los niveles
arenosos U inferior y T inferior; este fallamiento que durante el Precretácico
fueron normales, reactivas e invertidas, pudieron haber evolucionado en fallas
inversas, dando origen a la formación de una estructura en flor positiva, hacia la
13
superficie y de pliegues orientados en dirección NW-SE, indicando dentro del
contexto estructural, su deformación durante el régimen transgresivo dextral.
Estratigrafía.- El análisis litoestratigráfico de las series prospectivas de edad
cretácico está constituido por depósitos fluviales de la formación Hollín y los
depósitos marinos de plataforma estable de la formación Napo. En base a la
estratigrafía se definieron las siguientes zonas:
Tope Caliza “C”
Zona Lutita Napo Basal
Zona caliza “T”
Ciclo arenisca “T”
Zona Caliza “B”
Zona Lutita “U”
Zona Caliza “U”
Ciclo arenisca “U”
Base Caliza “A”
Secciones Estratigráficas.- Las 7 correlaciones estratigráficas construidas en
direcciones N-S y E-O, se aprecia que los ciclos arenosos “U” y “T”, se extienden
regionalmente de forma irregular en toda el área de estudio, limitando su análisis
y estudio a las zonas de las areniscas “U” inferior y “T” inferior.
2.4.2.7 Descripción Litológica
Las formaciones cretácicas Hollín, Napo y Tena aparecen en Auca con presencia
de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Hollín, Napo U, Napo T y
Basal Tena.
Formación Hollín.- La formación hollín tiene un espesor promedio entre 400 y
450pies, contiene un contacto agua petróleo bien marcado y exhibe un fuerte
empuje de agua en el fondo. Esta formación está conformada por las areniscas
14
Hollín inferior de origen volcánico y Hollín superior de origen marino somera con
sedimentos de depositación de zona de playa, además esta formación está presente
en todo el campo Auca - Auca Sur sin presencia de fallas.
Hollín Inferior o Principal.- La formación Hollín inferior está constituida de una
arenisca cuarzosa limpia con algunas intercalaciones arcillosas. Las areniscas
tienen un grano fino a grueso que puede ser localmente conglomerático y se
presentan como un cuerpo masivo o secuencia con una buena clasificación de
grano. Las estructuras internas están de tipo estratificación cruzada o plana
horizontal correspondiente a un ambiente de depósito fluvio-deltaico.
Areniscas gruesas de canal por mayoría a la base de la secuencia
Areniscas de tamaño promedio a fino hacia el tope del canal
Lutita
Este conjunto de facies corresponde a un ambiente de depósito de tipo planicie
aluvial con canales entrelazados donde la facies arcillosa corresponde a un relleno
de canal abandonado.
Hollín Superior.- Esta unidad fue atravesada completamente por casi todos los
pozos y tiene un espesor promedio de 50-60 píes. Los datos de núcleos indican
una litología muy compleja en términos de variación del espesor de las litofacies y
del contenido mineralógico. En los núcleos se han encontrado los mismos litotipos
que en Hollín inferior, pero en menor proporción. La razón es que a estos litotipos
se añaden tres litotipos adicionales que son:
Una arenisca fina masiva que puede contener una alta proporción de
glauconita
Una arenisca sucia muy fina a fina con frecuentes bioturbaciones
Un litotipo carbonatado
15
El Hollín superior corresponde a una secuencia transgresiva que empieza por un
ambiente de depósito de tipo costero con influencia de estuario a un ambiente
marino. La mayoría de los sedimentos están depositados en un sistema de canal
influenciado por marea y planicie de arena influenciado por mareas.
Basal Napo.- La formación Basal Napo corresponde a unos 60-70 píes de lutitas
depositadas en un ambiente marino profundo. Esta lutita indica la continuación de
la trasgresión marina y corresponde a una superficie de inundación máxima.
Arenisca "T”.- Los núcleos indican un conjunto de varias litofacies en las que
predominan lutitas de borde de plataforma marina somera y limolitas y, en menor
cantidad, pero genéticamente relacionadas, arenisca marina someras y un amplio
espectro de depósitos estuarinos influenciados por marea. Otras litofacies
presentes en los núcleos incluyen areniscas de plataforma marina influenciada por
tormenta, caliza de plataforma, y arenisca de origen fluvial. El porcentaje de las
principales litofacies esta anotado a continuación:
40% de lutita y limolita de plataforma
14% de planicie de arena influenciada por marea
12% de arenisca glauconitica bioturbada de plataforma
8% de barra de arena influenciada por marea
7% de canal influenciado por marea
3% de arenisca de plataforma influenciada tormenta.
Las litofacies que tienen calidad de yacimiento corresponden a planicie de arena
influenciada por marea, barra de arena influenciada por marea y canal
influenciado por marea. La proporción de estas litofacies (30%), cortadas en
mayoría en las unidades Napo “T” inferior 2 y Napo “T” superior, parece
sobrestimado comparativamente a la firma de los registros particularmente para
las unidades Napo “T” inferior uno y dos.
16
Los pozos ubicados en el sur del Campo Auca como el pozo Auca 14 tienen facies
yacimiento en la casi totalidad del Napo “T” inferior, mientras que los pozos Auca
10, ubicado en la parte norte, y Auca Inyector 5, ubicado en el flanco Este, tienen
respectivamente alrededor de 60% y 30% de yacimiento.
En los tres pozos, el conjunto de secuencias es diferente. Se trata de un
apilamiento de canales o barras en toda la unidad del pozo Auca 14 mientras que
en el pozo Auca 10 la unidad empieza por una barra marina con una capa de
arcilla de 10 píes de espesor. Sobre ella se desarrollan dos canales con un
contacto abrupto en las bases. En el tercer pozo Auca, Inyector 5, el nivel basal
está constituido de una arenisca arcillosa con una capa más importante de arcilla y
en la parte superior se desarrollan dos cuerpos areniscos de menor espesor que en
el pozo Auca 10.
En Napo “T” superior se encuentra esencialmente arenisca marina de tipo barra de
marea y canal de marea y una alta proporción de glauconita en algunos pozos
como en el pozo Auca 25. Las areniscas son generalmente de grano fino y de
aspecto masivo que tienen una calidad de yacimiento menor que la de Hollín
Inferior. Intercalaciones de arenisca glauconítica con lutita y limolita son
frecuentes en esta unidad. El espesor máximo de arenisca neta de 20-30 píes se
encuentra en la parte sur y central del Campo. La parte norte no tiene yacimientos
excepto tres pozos ubicados cerca del pozo Auca 2. Este yacimiento tiene un
pobre potencial de producción.
Arenisca"U".- A Napo U, para fines de una mejor descripción se ha procedido a
dividirla en U6, U5, U4, U3, U2, U1 así, los niveles U6 y U5 serían los
correspondientes a U superior, U4 sería el que corresponde a U media y U3, U2 y
U1 a U inferior.
17
La unidad basal de Napo “U” está constituida por lutitas marinas que representan
depósitos marinos anóxicos de baja energía y de regular profundidad. Estas lutitas
de la unidad U1 corresponden a un máximo de transgresión importante.
La unidad U2, que descansa en conformidad sobre las lutitas basal, está
constituida por una alternancia de lutitas y limolitas y de calizas generalmente
arcillosas. El pozo Auca 31 tiene núcleos en esta unidad. Los niveles de caliza son
fosilíferos y tienen bioturbaciones. En otra parte de la cuenca fueron encontrados
amonites y “hard-ground”. La unidad U2 está interpretada como un depósito en un
ambiente marino abierto no muy profundo y con secuencias transgresivas
repetidas.
Los núcleos fueron cortados en 6 pozos, en el tope de la unidad U2 y en las
unidades U3 y U4. Los núcleos indican que la mayor parte de las litofacies de los
yacimientos son principalmente depósitos fluviales influenciados por mareas. Hay
una presencia menor de barras de arenisca influenciada por marea, y depósitos de
marisma influenciados por marea y planicie lodosa, así como arenisca
glauconítica de plataforma marina somera, arenisca de plataforma por tormenta,
biohermas redepositados, caliza delgada de plataforma.
53% de lutita y limolita de plataforma.
22% de sistema fluvial influenciado por marea.
8% de biohermas redepositadas.
5% de barra de arena influenciada por marea.
3% de arenisca glauconitica bioturbada de plataforma.
3% de arenisca de plataforma influenciada tormenta.
3% de caliza de plataforma.
Arenisca Basal Tena.- Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada, de grano
medio a grueso, con un promedio de porosidad del 19 %. Esta formación no es
continua, tiene un espesor total promedio de 40 ft principalmente formado por un
18
cuerpo areniscoso delgado de 10 a 20 pies de espesor y descansa en discordancia
sobre las lutitas de Napo superior. Posee una salinidad de 35.000 NaCl. El área
total de esta arenisca en las zonas donde se encuentran presentes los pozos, de
acuerdo al mapa estructural da como resultado un área 16460.09 acres.
Tabla 2.4.2.1.-Espesores de las Formaciones.
FORMACION
ESPESOR AREA
(PIES) (ACRES)
HOLLIN 400-450 20844.09
T 120 13621.87
U 200 21471.49
BASAL TENA 40 16460.09
Topes y Bases de las Formaciones
Los datos correspondientes a los topes y bases fueron determinados por el
Departamento de Geología y Producción, a continuación se observan los valores
correspondientes a los topes y bases que fueron determinados de cada uno de los
pozos promedios. En la siguiente tabla se detalla los respectivos topes y bases de
las formaciones del campo Auca.
Tabla 2.4.2.2.-Topes y Bases de las Formaciones.
FORMACION TOPES Y BASES
BT 8946 – 8957
U INF. 9742 – 9853
T SUP. 9923 – 9970
T INF. 9982 – 10057
HS 10153 – 10285
HI 10667 – 10710
2.4.2.8 Columna Estratigráfica del Campo Auca
Los cuerpos areniscos que constituye el yacimiento U3, corresponden a barra de
arenisca en el pozo Auca 16 y sistema fluvial (canal) influenciado por marea en
los pozos Auca 25 y Auca 31.
19
Fig.2.5.1.4 Columna Estratigráfica del Campo Auca
Fuente: Archivo Técnico – EP-PETROECUADOR
COLUMNA ESTRATIGRAFICA
CAMPO AUCA
MIEMBRO
MES
OZOI
CO
CRET
ACIC
O
EDAD DESCRIPCIONDESCRIPCIONLITOLOGIA
PETROPRODUCCION
20
2.4.2.9 Ambiente de Depósitos
El análisis sedimentológico de los núcleos cortados y analizados en los
yacimientos arenosos “U” inferior y “T” inferior por la compañía EP-
PETROPRODUCCIÓN indican la presencia de un medio de depósito estuarino
influenciado por marea, asociado a varios subambientes de depósitos: depósitos
fluviales, depósitos de plataforma marina somera.
El primer ciclo corresponde a un ambiente de estuario que se acaba con el
depósito de las lutitas marinas de Napo Basal. Estas lutitas corresponden a una
superficie de máxima inundación donde empieza el segundo ciclo hasta las lutitas
basal de Napo “U”. El tercer ciclo se acaba durante el depósito de las lutitas de
Napo Superior.
Antes del depósito de las lutitas marinas de fin de ciclo, se desarrolla una
plataforma carbonatada como las correspondientes a:
Caliza delgada del tope Hollín Superior,
Caliza B al tope Napo “T”,
Caliza A al tope Napo “U”.
En todos los ciclos se observa un mejor desarrollo de yacimiento a la base de cada
ciclo con una disminución de la calidad al tope:
Hollín inferior comparativamente a Hollín superior,
Napo “T” inferior comparativamente a Napo “T” superior
Napo U3 comparativamente a Napo U4.
Se trata de un yacimiento con alta energía que se reduce progresivamente con el
desarrollo de la plataforma marina carbonatada.
Formación Hollín.- La formación Hollín Inferior corresponde a un ambiente de
depósito de tipo planicie aluvial con canales entrelazados, en su parte superior se
nota una influencia más costera.
21
Esta evolución continúa en Hollín Superior con una sedimentación marina. Las
variaciones de pozo a pozo indican que la topografía de llanura al Hollín Superior
permitió en la misma época una sedimentación marina y estuarina influenciada
por marea.
Ciclo Deposicional “U”.- Corresponde a la secuencia estratigráfica comprendida
entre las bases de las calizas “A” y “B” de la formación Napo, la cual incorpora 7
niveles clásticos discontinuos diferenciados como:
Caliza “B”
Lutita “U” (U-1)
Caliza “U” (U-2)
“U” inferior (U-3)
“U” media (U-4)
“U” superior (Us-1)
“U” superior (Us-2)
Se centra el análisis litofacial al nivel “U” inferior (U-3), por presentar mayor
potencial hidrocarburífero asociado a las buenas características de yacimientos y
fluidos.
Litológicamente constituida de areniscas de cuarzo de granos finos a muy finos
(locamente basales de tamaño medio a grueso), clasificación moderada a bien
seleccionada, relativamente limpia, con textura homogénea, con precipitación
moderada de cuarzo en el sistema de porosidad, levemente arcillosa, cemento
calcáreo, localmente glauconitica, disolución menor de granos de feldespato,
concentraciones menores y moderadas de mineral pesado y filamentos orgánicos
dispersos, generalmente saturada de hidrocarburos, de apariencia homogénea,
masiva, indicios de láminas delgadas, laminas subhorizontales, laminas delgadas
onduladas, de grano fino al tope con menores cantidades de bioturbación,
22
fragmentos de arcilla siderítica, contactos, internos inclinados y fracturas
discontinuas.
Ciclo Deposicional “T”.- Este ciclo se encuentra definido a la base por la llamada
caliza “T” y al tope por la base de la zona caliza “B”, depositada dentro del ciclo
Napo Basal en donde se diferencian dos niveles clásticos principales.
Zona arenisca T superior
Zona arenisca T inferior
Los núcleos de esta zona indican un conjunto de litofacies, en las que predominan
lutitas de borde de plataforma y limolitas, y en menores cantidades pero
relacionadas genéticamente se depositan: areniscas marinas someras y un amplio
espectro de depósitos estuarinos influenciado por marea. Otras litofacies presentes
en los núcleos examinados incluyen areniscas de plataforma marina influenciados
por tormenta, calizas de plataforma, areniscas de plataforma de origen fluvial
influenciadas por mareas, e inexplicablemente rocas de origen ígneo (basalto o
andesitas) en los pozos AU-16, 30 y 23.
Siendo la mayor interés la zona arenisca “T” inferior, litológicamente está
constituida por arenisca de cuarzo, de granos muy finos a finos, pobremente
seleccionada, matriz arcillosa, cemento carbonatico, manchada de hidrocarburo,
las características sedimentarias incluyen: laminación ondulada y capas dobles de
lodos, laminaciones orgánicas onduladas o arcillosas y discontinuas, láminas de
carbón, laminaciones flaser parcialmente bioturbadas y abundantes capas
delgadas de arcillas que actúan como barreras de permeabilidad verticales.
También contienen un espectro entrelaminado de limolitas y granos de arenisca
fina, generalmente tiene contactos marcados con litofacies lindantes (como barras
de arenisca influenciada por marea).
Formación Basal Tena.- La formación Basal Tena descansa en discordancia
sobre las lutitas de Napo superior. La arenisca está constituida por un cuerpo
23
arenoso delgado de 10 a 20 píes de espesor que está interpretado como arenisca
aluvial influenciada por marea con excelente características de yacimiento.
2.4.2.10 Estado Actual del Campo Auca
Actualmente el campo Auca-Auca Sur está conformado por 93 pozos perforados,
de los cuales 63 pozos están produciendo, 4 pozos se encuentran abandonados, 3
pozos son reinyectores, 1 pozo es inyector, 4 son inyectores cerrados, 1 pozo
exploratorio, 1 pozo por probar y 20 pozos se encuentran cerrados.
Tabla 2.4.2.3.-Estado Actual del Campo Auca-Auca Sur
ESTADOS DE POZO Nro. POZOS Pozos Productores 63 Pozo Reinyector 3 AUW 01, AU 55, AU 5
Pozo Inyector 1 AU 12, AU-04
Pozos cerrados 20 AU 03, AU 07, AU 08, AU 11, AU 13,
AU 34, AU 37, AU 45, AU 46, AU 48, AU 41
Pozos abandonados 4 AU 19 (pescado de perforación), AU 17
Pozos Secos 2 AUC 23, AU 44
TOTAL 93
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Pozos Reinyectores.- Estos pozos fueron perforados con el fin de procesar el
agua producida en los demás pozos productores y reinyectarla en otras
formaciones como Tiyuyacu y Orteguaza. Algunos pozos por tener un bajo aporte
no pudieron continuar en producción y fueron destinados como pozos
reinyectores de agua de formación.
Pozos Inyectores.- Estos pozos fueron perforados con fines de recuperación
mejorada, ya sea para presurizar los yacimientos o para mejorar las eficiencias de
barrido del petróleo dentro de las areniscas productoras.
24
Pozos Productores.- Son pozos que se perforan con el fin de incrementar la
producción del campo y que hasta la fecha se encuentran aportando cantidades
comerciales de hidrocarburos por lo que se consideran económicamente rentables.
Tabla 2.4.2.4.-Pozos Productores del Campo Auca-Auca Sur
POZO FECHA ESTADO ARENA
AUC-1 2011-04-09 PPS BT
AUC-3 2011-03-21 PPH T
AUC-5 2011-02-24 PPH H
AUC-5I 2011-01-05 PPH HS
AUC-6 2011-02-05 PPH BT
AUC-9 2011-03-11 PPH U
AUC-10 2010-12-13 PPS U
AUC-14 2011-03-04 PPH U
AUC-15 2011-01-30 PPH U
AUC-16 2010-11-18 PPH U
AUC-18 2011-01-22 PPH BT
AUC-19B 2011-01-08 PPH T
AUC-20 2011-02-23 PPH BT
AUC-22 2011-02-20 PPH TD
AUC-24 2010-05-22 PPS U
AUC-25 2011-01-02 PPH U
AUC-26 2011-01-30 PPH BT
AUC-27 2010-10-05 PPS T
AUC-28 2011-01-28 PPH U
AUC-29 2011-02-24 PPH UI
AUC-30 2010-11-08 PPH U
AUC-31 2011-03-26 PPH U
AUC-32 2011-01-19 PPH HS
AUC-33 2010-07-30 PPH T
AUC-34 2011-04-21 PPH HS
AUC-36 2011-03-20 PPH HS
AUC-38 2011-01-17 PPH HI
AUC-39 2010-04-08 PPS H
AUC-40 2011-01-05 PPS T
AUC-42 2011-01-14 PPH BT
AUC-43 2011-03-16 PPH U
AUC-45 2010-03-28 PPS HS
AUC-49 2011-03-30 PPS TI
AUC-50 2011-02-18 PPH UI
AUC-51 2010-11-21 PPS HS
AUC-52 2010-03-12 PPS UI
AUC-53 2009-04-05 PPS HI
AUC-57D 2011-01-01 PPS TI
AUC-59D 2009-08-08 PPS TI
25
AUC-60D 2007-11-30 PPS HD
AUC-61D 2008-11-30 PPS HS
AUC-62D 2010-09-21 PPS UI
AUC-65D 2009-11-14 PPS UI
AUC67D 2011-01-24 PPS U
AUC-70D 2010-05-15 PPS U
AUC-73D 2009-11-03 PPS UI
AUC-75D 2010-07-11 PPS U
AUC-76D 2009-08-13 PPS U
AUC-77D 2009-09-13 PPS U
AUC-82D 2011-02-08 PPS BT
AUC-83D 2011-01-16 PPF HI
AUC-92D 2011-01-13 PPS HI
AUC-93D 2011-01-25 PPS TI
AUC-96D 2010-12-11 PPS HS
AUC-97D 2011-02-03 PPS UI
AUC-98D 2010-09-25 PPS T
AUC-99ST 2010-11-11 PPS TI
AUS-1 2009-12-29 PPS TI
AUS-3 2011-02-21 PPS UI
AUS-4 2009-05-05 PPS U
AUS-5D 2010-11-14 PPS TI
AUS-6D 2010-06-30 PPS U
AUS-7D 2010-08-14 PPS HS
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Pozos Abandonados.- Son aquellos pozos que se perforaron con el fin de
incrementar la producción pero que no tuvieron aporte alguno de hidrocarburo o
este aporte no justifica la inversión requerida para continuar con la producción.
Algunos pozos no se pudieron concluir por razones de fuerza mayor, debiendo
quedar estos abandonados, en estos pozos se coloca un tapón de cemento en la
parte superficial del casing para evitar que sean abiertos por accidentes.
Pozos Cerrados.- Un pozo se cierra cuando no existen las facilidades para
continuar con la producción ya sea estos por problemas mecánicos como
atascamientos, colapsos y otros daños en las completaciones de los mismos.
26
Tabla 2.4.2.5.Pozos Abandonados y Cerrados del Campo Auca-Auca Sur
POZO FECHA ESTADO ARENA
AUC-1I 2010-09-06 CI T
AUC-2 2008-09-26 CP HS
AUC-4 2006-09-20 CP T
AUC-7 2004-12-25 CP H
AUC-8 2003-04-01 CP U
AUC-11 2009-01-20 CP BT
AUC-17 1997-07-07 CS TY
AUC-19 1979-03-15 CA
AUC-21 2010-12-24 CP T
AUC-23 1978-09-16 CA
AUC-35 2011-04-29 CP T
AUC-37 2010-08-28 CP T
AUC-41 2010-01-01 CI UT
AUC-44 1996-02-06 CA
AUC-46 2001-12-15 CP UI
AUC-47 2006-08-13 CP U
AUC-48 2002-04-01 CP
AUC-99D 2010-01-19 CA
AUE-1 2006-03-13 CP BT
AUS-2 2009-03-02 CP U
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
2.4.3 PROPIEDADES PETROFISICAS Y PROPIEDADES FISICO
QUIMICAS DE LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS U, T
2.4.3.1 Propiedades de la Roca
Las areniscas de mayor importancia en el campo son: Hollín, Napo U, Napo T y
Basal Tena. Los datos obtenidos son en base de registros eléctricos, análisis PVT,
estudios de Cores.
2.4.3.2 Propiedades Básicas de la Roca Reservorio de Agua Petróleo
Se encarga de almacenar y trasmitir los fluidos ya que depende de la roca, de las
características y distribución de los fluidos.
Las propiedades fundamentales son la porosidad, permeabilidad, y saturación de
los fluidos que influye en el almacenamiento del petróleo. En el campo Auca los
27
principales yacimientos que pueden ser considerados como niveles de inyección
en el Campo Auca para la porosidad y permeabilidad son: Napo U que comprende
Napo U inferior y Napo U superior, Napo T que comprende Napo T inferior y
Napo T superior, y Hollín de igual manera comprende Hollín superior y Hollín
Inferior.
2.4.3.3 Geometría de las Areniscas
Uno de los factores que influye en los mecanismos de desplazamiento de fluidos
en medios porosos es la geometría interna de la estructura porosa, tanto para una
correcta planificación de un proceso de recuperación secundaria por inyección de
agua es importante tener un conocimiento de las características geométricas de la
roca reservorio.
Litológicamente está constituida por arenisca de cuarzo de granos finos a muy
finos, relativamente limpia, con textura homogénea, con precipitación moderada
de cuarzo en el sistema de porosidad, levemente arcillosa, cemento calcáreo,
localmente glauconítica, disolución menor de granos de feldespato,
concentraciones menores y moderadas de mineral pesado y filamentos orgánicos
dispersos, de apariencia homogénea, masiva, indicios de láminas delgadas,
láminas subhorizontales, láminas delgadas, onduladas, de grano fino al tope con
menores cantidades de bioturbación, fragmentos de arcilla siderítica, contactos,
internos inclinados y fracturas discontinuas.
2.4.3.4 Gargantas Porales y Porosidad
Se consideró todos los parámetros que se pudieron obtener de los análisis de
núcleos, de los perfiles eléctricos, pruebas de presión, pruebas de producción,
salinidades de agua, etc.
Estos parámetros nos ayudaron a determinar los valores de corte para definir los
espesores de pago, porosidad efectiva, saturación de agua inicial y contenido de
arcilla por medio de análisis de registros eléctricos; determinación de contacto –
28
petróleo de U y T y determinar el petróleo original en sitio para luego calcular las
reservas de petróleo existentes.
a) Gargantas Porales
La distribución del volumen de poros a través del tamaño característico del poro,
se lo conoce como distribución del tamaño del poro. La distribución se la fija de
manera experimental mediante algunos métodos como inyección de mercurio,
isotérmico, entre otros. El espacio interconectado entre poro y poro, se lo conoce
como una garganta poral, que determinarán el paso de un fluido a través de dicho
espacio.
Los tamaños extremadamente grandes de la garganta de poro de un diámetro poral
de 5 a 7 μm y su distribución regular en las areniscas del yacimiento U y T del
Campo Auca, hace que se requiera de pocas y extremadamente columnas
pequeñas para producir petróleo libre de agua.
En el Gráfico 2.4.3.1, se observa la división de un fluido A, que fluye a través de
capilares no iguales, para luego de una corta distancia volverse a unir en un punto
B, de esta forma el fluido forma un lazo poroso.
Fig. 2.4.3.1. Gargantas Porales
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
b) Porosidad
Es el espacio poroso por unidad de volumen de roca, en otras palabras, es la
fracción del volumen total de una muestra que se encuentra ocupada por espacios
Cuarzo
Cuarzo B
Petróleo Agua de formación
A
29
vacíos. Se conocen dos tipos de porosidad: total y efectiva, siendo la porosidad
total aquella que considera el volumen total de los poros y la porosidad efectiva la
que toma en cuenta únicamente aquellos poros que se encuentran interconectados.
Tabla 2.4.3.1.-Clasificacion de la Porosidad y el Rango
Porosidad (%) Clasificación
Descartable
5 – 10 Regular
10 – 15 Buena
15 – 20 Muy Buena
Exelente
ARENA
RANGO DE POROSIDAD
(%)
PROMEDIO
(%)
U INF 14.0-21.3 17
T INF 12.8-21.2 16
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Desde el punto de vista económico, los yacimientos con baja porosidad
generalmente no son explotables. El siguiente cuadro nos indica los rangos de
porosidad, para conocer si un yacimiento es productivo o no.
Luego de la evaluación se puede notar que la porosidad de las areniscas Napo son
buenas, las mismas que están en un rango de 8% a 21.2%.
2.4.3.5 Permeabilidad del Yacimiento
La Permeabilidad es la propiedad que permite el paso de los fluidos a través de la
roca, sin deteriorar su estructura interna o desplazar las partículas. Es una medida
de la capacidad de un medio poroso para conducir fluidos, no depende del fluido,
ni de la geometría del sistema ni de las condiciones de flujo.
Ecuación de Darcy.- Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un
Darcy, cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de 1 centipoise, (cp),
30
y que llena completamente el espacio intergranular, fluye a través de él bajo
condiciones de flujo viscoso a una tasa de un centímetro cúbico por segundo,
(cm3/seg.); por una área transversal de un centímetro cuadrado, (cm
2.), con una
longitud de 1 centímetro, (cm.), y bajo una diferencial de presión de una
atmósfera, ( P). Siendo su expresión matemática la siguiente:
dL
dPk
A
qV
V = velocidad aparente de flujo (cm. /seg.)
Q = tasa de flujo (cc. /seg.)
A = Área (cm2.)
k = permeabilidad (Darcy)
= viscosidad (cp.)
dP/dL = gradiente de presión
Tabla 2.4.3.2.-Clasificacion de la Permeabilidad
Permeabilidad (mD) Clasificación
1.0 – 10 Regular
10 – 100 Buena
100 – 1000 Muy buena
> 1 Darcy Excelente
La permeabilidad se puede medir de las siguientes maneras:
Medidas en sitio: Mediante registros de pozos.
Medidas en Laboratorio: Mediante el Permeámetro Standard y Ruska.
Hay dos tipos de permeabilidad: Horizontal y vertical.
Permeabilidad horizontal o lateral: Flujo de fluidos paralelo a la estratificación.
Permeabilidad Vertical o Transversal: Flujo de fluidos perpendicular a la
estratificación.
31
La permeabilidad vertical es normalmente inferior a la horizontal debido a la
presencia de minerales arcillosos o micas que se disponen usualmente paralelo a
la estratificación.
Tabla 2.4.3.3.- Porosidades y Permeabilidades Promedios de U y T
RESERVORIO K NUCLEOS K BUIL UP K PROM. BUIL UP
NAPO U 10 – 1000 31 – 1915 756
NAPO T 8 - 900 27 - 955 259
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
a) Permeabilidades Absolutas y Relativas
Las permeabilidades calculadas a partir de las restauraciones de presión tienen un
promedio de 746 md para U y 250 md para T.
Permeabilidad Absoluta.- Es la habilidad que tiene un fluido de pasar a través de
poros interconectados o de redes de fracturas cuyo fluido que satura la roca ocupa
el 100% de la porosidad efectiva.
Permeabilidad Relativa.- Es la relación de la permeabilidad efectiva con
respecto a algún valor base.
b) Permeabilidad Efectiva de los Fluidos ko, kw,kg
En flujos multifásicos se extiende la ley de Darcy de finiendo la Permeabilidad
Efectiva a una fase como la capacidad de un medio poroso de conducir dicha fase
a una determinada saturación de fluidos. Se tiene si hay más de una fase en el
medio poroso, las cuales fluyen simultáneamente, esta permeabilidad es función
de la saturación del fluido que estamos considerando y será siempre menor que la
permeabilidad absoluta.
Características Petrofísicas de las Arenisca U, T.- Los principales yacimientos
que pueden ser considerados como niveles de inyección en el Campo Auca
muestran los siguientes valores promedio para la porosidad y la permeabilidad.
32
Napo U.- Las características en promedio son mejores en Napo U inferior (unidad
U3) que en la superior. Para Napo U se tiene 71 medidas de porosidad, de las
cuales 35 para Napo U inferior (unidad U3). Las características en promedio son
mejores en Napo U inferior (unidad U3) que en la superficie. Así la porosidad y
permeabilidad promedio son las siguientes:
Tabla 2.4.3.4.-Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Areniscas U
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Napo T.- Para Napo T las características promedias son globalmente mejores en
Napo T inferior que en la superior. Para Napo “T” se tiene 98 medidas de
porosidad, de las cuales 64 para Napo “T” inferior. Como para el Napo U, las
características promedias son globalmente mejores en Napo T inferior que en la
superior. La porosidad y permeabilidad promedia son las siguientes:
Tabla 2.4.3.5.-Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Arenisca T
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Relación Entre Porosidad y Permeabilidad.
Formación Napo U superior Napo U inferior
Porosidad promedia (art.) 12% 14%
Permeabilidad promedia (Geom.) 16.7 mD 76. mD
APÍ 30.1 30.1
Boi 1.034 1.034
Sw actual 40% 40%
Formación Napo T superior Napo T inferior
Porosidad promedia (art.) 19.9% 12.7%
Permeabilidad promedia (Geom..) 350 mD 350 mD
APÍ 29.4 29.4
Boi 1.039 1.039
Sw actual 15% 15%
33
La permeabilidad en areniscas tiene una relación directa con la porosidad, un
aumento normal en la porosidad provoca un aumento geométrico en la
permeabilidad, así como una arena clasificada de buen diámetro promedio de
grano indica una buena permeabilidad. A continuación se detalla las graficas de
porosidad y permeabilidad respectivamente.
Fig.2.4.3.2.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca U superior).
Fig.2.4.3.3.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca U inferior).
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
34
Fig.2.4.3.4.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca T superior)
Fig. 2.4.3.5– Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca T inferior)
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
De la evaluación de los registros eléctricos en la zona de inyección cercana a los
pozos inyectores Auca-04 y Auca-12 se tiene los siguientes valores promedio para
T superior y T inferior. No se menciona a la arenisca U porque al momento no se
inyecta a la zona debido a que se esta analizando primero en la arenisca T para
posteriormente inyectar a la arenisca U.
35
Tabla 2.4.3.6. - Topes y Bases de los Pozos Aledaños
WELL RESERVOIR TOP
(feet)
BASE
(feet)
GROSS
INTERVAL
(feet)
NET
PAY
(feet)
ɸ
(%)
SW
(%)
A - 12 T. Superior 9864.0 9915.5 51.5 14.5 0.109 0.561
A - 25 T. Superior 9891.0 9938.0 47.0 30.5 0.127 0.121
A - 30 T. Superior 9862.0 9923.0 61.0 34.3 0.131 0.298
A - 41 T. Superior 9924.5 9963.0 39.0 22.3 0.100 0.443
A - 12 T. Inferior 9971.6 10007.0 35.4 32.7 0.153 0.346
A - 25 T. Inferior 9970.2 10005.5 35.3 17.5 0.115 0.101
A - 30 T. Inferior 9972.6 10024.0 51.4 45.9 0.191 0.156
A - 41 T. Inferior 10028.4 10060.5 32.1 13.8 0.142 0.185
Tabla 2.4.3.7.-Radio de entrada de poro de los Pozos Aledaños
Pozo Auca 25 Auca 30 Auca 31 Auca 47
Prof. 9913 9944.5 9957 9960
Radio de entrada de poro % de espacio poroso
> 35 100 100 100 100
35 100 100 100 100
30 100 100 100 95
25 100 100 100 85
20 95.8 100 88.7 66.6
15 59.2 100 69 36.8
10 38.6 87.5 42.5 20.5
8 34 58 33 16.9
6 31 36.6 26.6 14
4 27.9 27.1 21.8 11.8
3 26.5 24 19.6 0.5
2 25 21.4 17.5 9.2
1 23.2 18 14.4 8.2
0.8 22.2 16.8 13.46 7.23
0.6 21.2 15.7 12.53 7.42
0.4 20.2 14.2 11.09 6.9
0.3 19.5 13.2 9.9 6.53
0.2 18.5 11.7 8.81 6.01
0.1 17.5 10 7.47 5.19
0.09 16.83 9.8 7.29 4.99
0.08 16.36 8.5 7.12 4.9
0.07 16.1 8.5 6.94 4.9
0.06 15.7 8.5 6.81 4.9
0.05 15.7 8.5 6.62 4.9
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
36
c) Correlación kv/kh
Generalmente, las muestras son tomadas en rocas homogéneas y esta
diferenciación entre la permeabilidad horizontal y vertical no tiene en cuenta las
barreras de transmisividad que existen en los yacimientos y que son generalmente
debidas a intercalaciones de arcilla entre las unidades o en ellas.
Variación Entre Permeabilidades.- La permeabilidad vertical es normalmente
inferior a la horizontal debido a la presencia de minerales arcillosos o micas que
se disponen usualmente paralelo a la estratificación.
Se dispone de varias medidas de permeabilidad orientada para los mismos pozos.
La permeabilidad horizontal se considera sin anisotropía específica y se deduce
una relación entre permeabilidad horizontal y vertical del análisis de los núcleos
de los yacimientos del Campo Auca, que se traduce por la ley siguiente:
K vertical = 0.51 K horizontal
d) Curva Típica de Permeabilidades Relativas de Dos Fases
Ecuación de Kozeni. - Si un yacimiento tiene una permeabilidad del 70% para el
petróleo, significa que se ha disminuido en un 30% la permeabilidad del petróleo,
debido a la presencia de otro fluido. Por lo tanto el valor de la permeabilidad
relativa a un fluido será igual a cero cuando la permeabilidad efectiva de ese
fluido es cero.
kakesika
kekr ;1
Bajo dominio de las fuerzas viscosas las fases tienden a moverse preferentemente
por los canales porales de mayor diámetro, y esta situación se presenta en zonas
de alto caudal, donde los gradientes de presión dinámicos superan ampliamente
las presiones capilares del sistema. Sin embargo en zonas de bajo caudal de
circulación de fluidos (lejos de pozos productores o inyectores) las fases tienden a
ocupar los canales propios de los equilibrios estáticos. En estas condiciones la fase
mojante (o aquella a la que la roca muestra mojabilidad preferencial), tiende a
37
ocupar los poros de menor diámetro, de modo que las curvas de permeabilidades
relativas pueden cambiar notablemente de una zona a otra del yacimiento.
Fig. 2.4.3.6 – Permeabilidades Relativas Reducidas Vs Sw (Arena U).
Fig. 2.4.3.7 – Permeabilidades Relativas Vs Sw (Arena T).
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
38
2.4.3.6 Viscosidad
La viscosidad se define como la resistencia interna de los líquidos al flujo y es
afectada por tres factores fundamentales: la temperatura, el gas que contenga en
solución y la presión, se simboliza con μ y se la expresa en centipois (cp).
Es obtenida como parte del análisis PVT de una muestra de fluido del yacimiento.
Se puede utilizar correlaciones como la de Beal y Chew y Connally, para estimar
la viscosidad del petróleo a condiciones del tanque y variadas condiciones de
yacimiento.
Fig. 2.4.3.8. - Viscosidad en función de la Presión a Temperatura constante
Fuente: Internet – Propiedades Petrofísicas.
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
En la figura 2.4.3.16 podemos observar el comportamiento de la viscosidad en
función de la presión a temperatura constante, la viscosidad va disminuyendo
hasta llegar a su valor mínimo el cual se encuentra en el punto de la presión de
burbujeo (Pb), pero por debajo del punto de burbujeo la viscosidad se va
incrementando.
39
Fig. 2.4.3.9. - Viscosidad del Petróleo vs Presión (Arena U, Arena T)
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
40
2.4.3.7 Compresibilidad
La compresibilidad es una propiedad debido a la cual los fluidos disminuyen su
volumen al ser sometidos a una presión o compresión determinada manteniendo
constante otros parámetros. El petróleo es un fluido ligeramente compresible, su
volumen varía con el cambio de la presión.
a) Compresibilidad del Petróleo (Co)
Se define al cambio de la variación del volumen en cada unidad volumétrica por
cambio unitario en presión:
dp
dV
VCo
1
b) Compresibilidad de Formación de la Roca, cf
La compresibilidad del volumen poroso se define como el cambio de volumen
poroso por unidad de volumen poroso por cambio unitario de presión. Para rocas
de arenisca, los valores varían entre 25x10-6 psi-1.
Vanderwals encontró que la compresibilidad del volumen poroso aumentaba a
medida que la porosidad disminuía. Aunque los valores de Cf, son pequeños,
alcanzan a tener efectos importantes en algunos cálculos de acuíferos que
contienen fluidos cuyas compresibilidades varían de 3 a 25x10-6 psi-1. La
compresibilidad se determina por análisis de laboratorio y gráficos de correlación
de porosidad vs compresibilidad de la roca.
2.4.3.8 Saturación de los Fluidos
Expresa el porcentaje del espacio poral que está ocupado por petróleo, agua o gas.
La suma de las saturaciones es igual a 100%.
%100SwSgSo
41
Determinar la saturación de los fluidos presentes en los diferentes estratos de un
yacimiento puede realizarse mediante registros de pozos y en el laboratorio por el
método de la retorta o por extracción con solventes.
Saturación Inicial de Petróleo y Agua.- La saturación inicial del petróleo (Soi)
es la saturación inicial en un yacimiento, que va variando durante la vida
productiva del mismo.
Saturación Irreductible de Agua (Swi).- Es el valor constante de agua connata
existente por encima de la zona de transición de agua – petróleo considerando una
formación uniforme. Se encuentra en los sitios de contacto entre granos para
rocas, preferencialmente mojadas por agua y en forma de burbujas rodeadas de
petróleo o gas en rocas mojadas por petróleo.
Saturación Residual de Petróleo (Sor).- Es la mínima saturación de petróleo que
se obtiene cuando el petróleo es desplazado del yacimiento por otro fluido (Sor).
El petróleo llega a ser inmóvil en esta saturación.
A continuación se tiene datos como resultado de los análisis de registros y
núcleos con un rango de valores distintos de agua residual (Swi) y saturación de
petróleo (Sor) para los diferentes yacimientos:
Tabla. 2.4.3.8 – Saturación de Agua Inicial y Petróleo Residual.
Formación Swi (%) SOR (%)
Napo U superior 16.1 38
Napo U inferior 14 33.5
Napo T superior 33.1 31
Napo T inferior 23 29.5
Hollín 25 32
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
2.4.3.9 Mojavilidad y Movilidad de los fluidos Agua-Petróleo
42
La razón agua – petróleo depende de la razón de viscosidades y de la razón de
permeabilidades efectivas. La relación de movilidad es una función de la
permeabilidad efectiva, la cual está en función de la saturación del fluido y la
viscosidad de los fluidos desplazante y desplazado.
Es importante notar que las permeabilidades relativas de cada fase son definidas
en dos puntos separados del yacimiento, donde krw, es la permeabilidad relativa
al agua en la zona del yacimiento inundada por agua y detrás del frente de
invasión, y kro, es la permeabilidad relativa al petróleo en la zona delante del
frente de invasión.
La saturación promedio del agua antes del frente de ruptura permanece constante
hasta el tiempo de ruptura. Se concluye que la relación de movilidad permanecerá
constante también hasta la ruptura. La relación de movilidad después de la ruptura
no es constante, se incrementa continuamente en respuesta al incremento de la
saturación promedio del agua en el yacimiento que causa que Krw se incremente.
Eficiencia de desplazamiento, ED.- Es el recobro de petróleo debido a la
inundación de agua expresada como una fracción de petróleo inicial en sitio que
existió al principio de la inundación, que será desplazada de la parte del
yacimiento contactada por agua, por el fluido inyectado. Depende de la cantidad
de fluido inyectado, por ejemplo:
petróleoconcontactadaaguadeVolumen
aguaconinundaciónlaadebidapetróleodeProducciónED
Dada la cantidad de factores que afectan adversamente el desplazamiento entre
fluidos inmiscibles, no es posible lograr un desplazamiento 100 % efectivo.
Los factores que afectan ED son:
a) Humectabilidad preferencial del medio poroso: El desplazamiento de una
fase no mojante por una mojante es más eficiente.
43
b) Viscosidad del petróleo y de la fase desplazante a cualquier
humectabilidad: @ o >; w < ED <.
c) Tasa de inyección y buzamiento de la formación: Inyección buzamiento
arriba logra menor digitación.
d) Saturación de gas inicial, solo en inyección de agua.
2.4.3.10 Salinidad del Agua
Todas las aguas de yacimiento al estar en contacto con los minerales de las rocas
contienen sales disueltas, de la concentración y naturaleza de estas sales dependen
todas las propiedades particulares de las aguas de yacimiento. El estudio del
quimismo del agua presenta aplicaciones inmediatas y más directas, relacionadas
con los lodos de perforación y los métodos de producción. Estos análisis se
expresan como:
Concentración total
Concentración de cada una de las sales disueltas
Concentración de cada uno de los iones presentes en la solución.
Los datos se expresan en gramos ó miligramos por litro; en ppm, (partes por
millón), o sea miligramos de sal por kilogramo de solución; en porcentaje por
peso; en miliequivalentes, los que se obtienen multiplicando el peso de un
elemento en miligramos por un coeficiente de reacción.
Tabla. 2.4.3.9 – Rango de Salinidad del Agua del Yacimiento U.
RANGO ppm Cl- ppm NaCl Rw @ 75°F
Datos de Campo 33.000 – 64.000 48.5
Estudio de Simulación 30 50 0,13
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2.4.3.11 Análisis de Cores, PVT
44
Para el análisis PVT de los fluidos del campo Auca, se realizaron varios estudios
de laboratorio, los resultados muestran un petróleo con una presión de saturación
que varía entre 175 PSI y 1170 PSI, las medidas presentan dispersión por lo que
no se puede considerar un sistema de fluidos único en equilibrio de Hollín hasta
Basal Tena.
En el campo Auca se han realizado análisis convencional de núcleos en los
siguientes pozos AU-16, AU-19B, AU-20, AU-25, AU-30 y AU-31 y el análisis
especial de núcleos en los pozos: AU-16, AU-25, AU-30, AU-31.
Se tomaron los parámetros obtenidos del estudio de 1993, el cual considera que el
análisis del pozo AU-16 es el representativo del campo, ya que en unos análisis se
tiene pocas muestras y los demás confirman los valores del pozo AU-16.
Las características principales de las formaciones productoras del campo Auca –
Auca Sur se aprecia en la siguiente tabla.
Tabla 2.4.3.10- Parámetros petrofísicos PVT del Campo Auca-Auca Sur
PARAMETROS Basal Tena Napo-U Napo-T Hollín
Pi (psia) 3563 4141 4213 4507
Ps (psia) 630 880 478 57
Boi (rb/stb) 1.133 1.072 1.068 1.037
Bos (rb/stb) 1.1547 1.09 1.16 1.15
Coi (1/psia 10-6
) 5.3 4.99 6.26 5.81
Cos (1/psia 10-6
) 6.2 8.77 9.03 8.18
Uoi (cp) 20.46 13.16 6.78 4.76
Uos (cp) 14.29 8.49 2.6 2.86
RGP (stcft/stb) 116 55 180 10
Densidad petróleo residual (gr/cm3) 0.927 0.94 0.887 0.867
21.1 API 19 API 26 API 31.6 API
Temp del Reserv. (°F) 180 185 200 204
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
El gas no se encuentra en forma libre en los yacimientos, por esta razón se
considera un gas único de gravedad promedia 1.5 (aire = 1) con un factor de
45
compresibilidad (Zg) promedio derivado de las muestras de los pozos AU01 y
AU22 tomadas en el NAPO-T.
La viscosidad del gas considerada es la promedia de las de los yacimientos
NAPO-U y NAPO-T.
Tabla 2.4.3.11 - Parámetros PVT de Gas del Campo Auca-Auca Sur
P (Psia) ZG(supercompresibilidad Bg (stcft/stb) Ug(cp)
640 0.959376 0.02929178 0.01355288
429.324 0.96692675 0.04400938 0.01308758
365 0.9702935 0.05194541 0.01290302
265 0.9765135 0.0720061 0.01254656
165 0.9839335 0.11652489 0.01203706
89 0.99037526 0.21744362 0.01140414
14.695 1 1.32974172 0,00974133
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
a) Propiedades PVT de los Fluidos
Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un
fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y
temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de
una muestra representativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y
temperatura del mismo.
El PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y
temperatura determinada. Estas propiedades son factor volumétrico de formación
del petróleo, que es función de la presión del yacimiento, del factor volumétrico y
de la compresibilidad del crudo, factores volumétricos del gas y el agua., gas
disuelto en crudo que es función de la gravedad del crudo, temperatura, presión y
gravedad del gas. La viscosidad del crudo es función de la Temperatura, presión y
gas disuelto.
46
El factor volumétrico bifásico, βt = βo + (Rsi − Rs)β g. La compresibilidad del
crudo es función de P, API, T y γg.
Factor Volumétrico.- Denominado también factor de volumen o factor de
formación, es la relación existente entre un fluido (petróleo, agua o gas) a
condiciones de yacimiento y a condiciones de superficie.
Factor Volumétrico del Petróleo (βo).- Es un factor que representa al volumen
de petróleo saturado con gas, a condiciones de presión y temperatura de
yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales. Se
identifica con el símbolo βo y se expresa en barriles en yacimiento por barriles
normales.
Estandar sCondicione a petróleo deVolumen
Yacimiento de Condicione a disuelto) gas(con petróleo deVolumen O
Factor Volumétrico del Gas (βg).- Es la relación del volumen de gas libre, a
condiciones de presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de
gas libre a condiciones normales. Es decir, es el factor que representa el volumen
a condiciones de yacimiento que ocupa un pie cúbico de gas a condiciones
normales. Se identifica por βg y sus unidades son PCY/PCN. Βg < 1.0.
Gas Disuelto o Gas en Solución.- Son hidrocarburos gaseosos que existen en
solución con petróleo crudo, bajo condiciones iniciales en un yacimiento
comercialmente explotable.
Solubilidad del Gas.- Es la cantidad de gas que se encuentra en solución en un
petróleo crudo a determinadas condiciones de presión y temperatura.
BN
PCN
Normales Condicione a petróleo de Barril
Normales sCondicione a disuelto gas de cúbicos PiesRs
47
Fig. 2.4.3.10- Factor volumétrico del Petróleo vs Presión.
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
48
b) Parámetros de los Fluidos
Relación gas en solución – petróleo (Rs).- Está definida por la relación de gas en
solución (en pies cúbicos normales PCM) con respecto a un barril normal (BN) de
petróleo.
Relación gas-petróleo de producción (Rp).- Se define como la relación de PCN
de gas en producción sobre los barriles normales de petróleo (BN) en producción.
Liberación diferencial.- Básicamente mide el volumen gas liberado durante el
decaimiento de la presión y es removido del petrolero, por lo tanto la masa del
sistema varía durante la prueba.
Liberación instantánea o flash.- Es distinta a la liberación diferencial, primero
que nada los gases se mantienen en contacto con el petróleo durante el
decaimiento de la presión, cabe destacar que la masa del sistema no cambia
durante la prueba.
Diagrama de fases de los fluidos en el yacimiento.- Son elaborados para
comprender con más detalles las características de los yacimientos de una forma
grafica, y así poder determinar los límites entre los estados que se pueden
encontrar los hidrocarburos.
c) Flujo de Fluidos en Medios Porosos
De acuerdo con la variación de una propiedad con respecto al tiempo existen
principalmente tres estados de flujo: flujo estable, flujo pseudoestable y flujo
inestable, respectivamente.
Existen otras clasificaciones de los estados de flujo de acuerdo con la geometría
que presenten las líneas isobáricas (flujo radial, lineal, esférico, etc.). Describen
las geometrías de flujo que se presentan más frecuentemente en yacimientos de
hidrocarburos.
49
El flujo radial es la geometría de flujo más importante en un yacimiento. Este
consta de líneas de flujo que se dirigen hacia el centro, recibe mejor el nombre de
flujo cilíndrico en virtud a su forma. El flujo lineal se presente mediante líneas de
corrientes paralelas que fluyen dentro del yacimiento. Este régimen no es muy
común a menos que el yacimiento presente forma alargada, en lentes de areniscas
o fracturas hidráulicas. Sin embargo, esta geometría es muy importante en análisis
de laboratorio.
Fig. 2.4.3.11- Principales Geometrías de flujo en el Yacimiento.
Fuente: Internet
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
d) Interación Roca – Fluido
Mojabilidad.- Llamada Humectabilidad, es la tendencia de un fluido a adherirse
sobre una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles. Para
yacimientos, la superficie sólida es la roca reservorio y los fluidos son agua,
petróleo y gas, el análisis de la mojabilidad se explica a partir de un sistema
idealizado de agua, petróleo y roca.
Un balance de fuerzas en el punto de contacto de los dos fluidos con la superficie
sólida resultante es:
cwswsAtadhesióndeTensión os
50
σos = energía interfacial entre el sólido y el petróleo, dinas/cm.
σws = energía interfacial entre el sólido y el agua, dinas/cm.
σow = energía interfacial entre el petróleo y el agua, dinas/cm.
θc = ángulo de contacto petróleo – sólido – agua, grados
Si un medio poroso es mojable a una determinada fase (fase Mojante), esta
condición se traduce en que:
La fase Mojante tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro de la red
poral. Y, en consecuencia, la fase Mojante es difícil de movilizar a través del
medio poroso. En forma complementaria se establece que:
La fase no Mojante tiende a ocupar los capilares de mayor diámetro dentro de la
red poral. Y, en consecuencia, la fase no Mojante es más fácilmente movilizable.
Sin embargo estas definiciones tienen sus limitaciones.
En sistemas ideales (Ej. medios porosos formados por capilares rectos), y en
ausencia de fuerzas gravitatorias, el desplazamiento de la fase no mojante por la
fase mojante procede hasta que se produce un reemplazo total de una por otra.
En sistemas reales se presentan dos fenómenos que impiden que las cosas
procedan como en los sistemas ideales.
Los sistemas porales naturales atrapan fases residuales durante los
desplazamientos inmiscibles y ponen límite a la posibilidad de completar
la imbibición.
Es muy frecuente la presencia de mojabilidades mixtas. Esta segunda
limitación hace que el reemplazo de una fase por otra se detenga antes de
llegar a la condición residual de la fase no-mojante.
Existen dos métodos de laboratorio para cuantificar la mojabilidad: el método de
Amott y el método USBM, conocido también como método de la centrífuga. Una
51
medida cuantitativa también se obtiene de la pendiente del gráfico de volumen de
fase no mojante vs. Tiempo.
Los fluidos existentes en los espacios porosos de la roca durante la inyección de
agua son petróleo, agua y gas. Sin embargo solo el petróleo y agua se consideran
como posibles fases mojantes.
El comportamiento de la inyección de agua está controlado en gran parte por la
humectabilidad; una inyección de agua en una roca mojada por agua dará un alto
recobro de petróleo y una baja producción de agua que una roca mojada por
petróleo.
La humectabilidad afecta también a la presión capilar y a las permeabilidades
relativas, según mediciones que se han realizado en núcleos.
Para el yacimiento “U” y “T”, se dispone de una medida de humectabilidad por el
método U.S.B.M, cuyos índices para el yacimiento “U” y “T” han mostrado que
las rocas tienen una humectabilidad neutral. Según los resultados obtenidos a
partir del análisis de las curvas de presión capilar y de saturaciones de agua y
petróleo, se deduce que la roca es más hidrófila que oleófila.
Presión capilar, Pc.- Es la diferencia de presión existente en la interfase de dos
fases inmiscibles a una saturación determinada de la fase humectante, por lo
general el agua en los yacimientos petrolíferos.
La cantidad de presión capilar, depende de la tensión interfacial y el grado de
curvatura de la interfase de acuerdo a la siguiente fórmula:
21
21
11
rrPPPc
PwPoPc
= Tensión interfacial entre las dos fases, dinas/cm.
r1 y r2 = radios de la curvatura medidos en planos perpendiculares, cm.
52
La presión capilar agua – petróleo, está dada por la ecuación:
Dos son los efectos importantes de la presión capilar sobre los yacimientos
petrolíferos y gasíferos:
Controla la distribución original, estática, de los fluidos dentro de un
yacimiento no producido.
Provee el mecanismo por el cual el petróleo y el gas se mueven a través de
los espacios porales del yacimiento hasta quedar en reposo.
Movilidad.- Es la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido de la roca a un
fluido, dividida para la viscosidad del fluido. Así, Ko/Uo, Kg/Ug, Kw/Uw, son las
movilidades de petróleo, gas y agua, respectivamente.
e) Información de Análisis PVT para el Yacimiento Napo “U”, “T”
El último Estudio de Simulación de Yacimientos del año 1994, se analizó en
detalle los análisis PVT de las muestras de fluido tomadas en los pozos AU-2,
AU-8 y AU-24 para la arena U y en los pozos AU-1, AU-12 y AU-22 para “T”.
Los valores de factor volumétrico, Bo, Viscosidad del petróleo, uo y Solubilidad
del petróleo, Rs, para las areniscas U y T se presentan en la tabla siguiente.
Tabla 2.4.3.12.- Parámetros PVT del Campo Auca-Auca Sur
ARENA TEMP °F POZO Ps Boi Bos uoi uso
(PSI) (BY/BN) (BY/BN) (Cp) (Cp)
U 229 AU-8 243 10.342 1.08 13.0 12
T 233 AU-1 677 1.139 11.723 1.4 1.3
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Saturación De Agua (Sw).- Para encontrar la saturación de agua de los distintos
intervalos evaluados, en programa QLA calcula las saturaciones de agua
utilizando los modelos de doble agua, Indonesian y Simandoux. Para los
resultados hemos considerado la de Indonesian la cual es utilizada en areniscas
arcillosas con buenos resultados.
53
Los parámetros de Archie utilizados en las arenas son: a=1, m=2 y n=2. De
acuerdo a las salinidades de agua de formación y a la temperatura de formación
(229°F para U y 233 °F para T), se calculó la resistividad del agua de formación
para cada intervalo en cada pozo, con la cual el programa QLA calculó las
saturaciones de agua.
Tabla 2.4.3.13.- Rango de Saturación de Agua del Campo Auca-Auca Sur
Sw (%)
ARENA RANGO PROMEDIO
U INF 3.4-49.0 26.2
T INF 9.8-47.1 28.5
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Contacto Agua – Petróleo.- Se definieron los contactos agua-petróleo en los
pozos que se destacó la presencia de agua de acuerdo a las bajas resistividades de
los registros. Únicamente en la arenisca T se encontró este contacto a una
profundidad promedio de 9085 pies. (Datum = -9050 pies).
Daño de Formación.- La mayoría de los pozos tienen altos daños de formación,
esto es debido principalmente a los daños que se suceden por taponamiento de los
disparos o por penetración parcial.
2.4.4 RESERVAS Y PRODUCCION DEL CAMPO AUCA
2.4.4.1 Reservas
El factor de recobro o de recuperación, FR, se refiere al porcentaje del POES, que
por métodos primarios, secundarios y terciarios puede recuperarse de acuerdo a
las condiciones técnicas y económicas prevalecientes.
POES
obadasservasFRprimario
PrRe
54
El FR por métodos primarios y en términos teóricos para el Campo Auca de la
yacimiento T, es de 29.4% y para el yacimiento U es de 30.1%.
Las reservas recuperables primarias son los volúmenes de hidrocarburos que
pueden ser extraídos como resultado de la producción económica. Se determinan
multiplicando el petróleo in situ calculado a condiciones de superficie por un
factor de recobro (FR) así:
FRPOESNRR PRIMARIASPRIMARIAS
Las reservas recuperables estimadas para el área de estudio son de alrededor
144´.721.880, 37 BN hasta Diciembre del 2010.
Se entiende por reserva al volumen de hidrocarburo que existe en un yacimiento y
que puede ser recuperado. Las reservas se definen de acuerdo a la condición para
extraer el hidrocarburo del yacimiento. Y se clasifica en:
Reservas Primarias
Reservas Secundarias
Reservas Probadas
Reservas Probables
Reservas Posibles
Reservas Remanentes
2.4.4.2 Método para Calculo de Reservas
Desde el descubrimiento del petróleo se han desarrollado varios métodos para
realizar el cálculo de reservas de un yacimiento. Estos métodos utilizan relaciones
matemáticas basadas en las relaciones petrofísicas de la roca y del fluido para
poder cuantificar la capacidad de almacenamiento de los yacimientos. Los
55
resultados obtenidos no son exactos pero nos permiten visualizar el volumen de
hidrocarburo contenido en el yacimiento. Los métodos para este cálculo son:
Método Volumétrico
Curvas de Declinación
Balance de Materiales
Método Volumétrico.- Es empleado para calcular el petróleo en el yacimiento, se
basa en la información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde se
determina el volumen total, porosidad y saturación de fluidos y del análisis de
fluidos de donde se determina el factor volumétrico del petróleo.
De los tres métodos anteriores citados, este es el mejor que se ajusta a las
condiciones actuales del campo Auca Auca-Sur por los resultados obtenidos en
estudios previos de cálculo de reservas.
2.4.4.3 Estimación de Reservas
El método de estimación es llamado "determinístico" si se obtiene un solo valor
para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geológico y de
ingeniería y datos económicos.
El método de estimación es llamado "probabilístico" cuando el conocimiento
geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un
rango de estimados de reservas y sus probabilidades asociadas.
Debido a la diferencia en la incertidumbre, se debe tener cuidado cuando se
suman reservas de diferente clasificación.
Para el cálculo de reservas se utilizó el método volumétrico con lo que
inicialmente se calculo el petróleo en sitio, el mismo que fue de 324.9 MM BLS.
Para U y 351.7 MM BLS para T.
56
Tabla 2.4.4.1.- Reservas Originales y Remanentes del Campo Auca-Auca Sur
CAMPO YACIMIENTO
FR
(INICIAL)
%
API
RESERVAS ORIGINALES
PROBADAS PROBABLES TOTALES
BLS BLS BLS
AUCA-
AUCA
SUR
BASAL TENA 19.50 21.10 27.496.185 0 27.496.185
U 30.10 19.00 97.792.360 2.600.000 100.392.360
T 29.40 29.00 103.407.478 4.300.000 107.707.478
HOLLIN SUP 44.80 31.60 89.654.142 0 89.654.142
HOLLIN INF 17.80 31.60 43.459.503 15.600.000 59.059.503
SUB-TOTAL 28.67 361.809.668 22.500.000 384.309.668
CAMPO YACIMIENTO
PRODUCCION PRODUCCION RESERVAS
ACUMULADA ACUMULADA REMANENTES
Bls al
31/12/2009
Bls al
31/12/2010
Bls al
31/12/2009
AUCA-AUCA
SUR
BASAL TENA 9.167.327 9.544.851 17.951.334
U 45.531.838 48.101.755 49.690.605
T 72.397.433 75.241.075 28.166.403
HOLLIN SUP 42.390.102 43.485.518 46.168.624
HOLLIN INF 40.329.168 40.714.589 2.744.914
SUB-TOTAL 209.815.868 7.271.920 144.721.880
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Se calculó el Factor de Recuperación Primaria y la curva base de producción,
considerando las condiciones actuales de producción y realizando las
declinaciones de producción de petróleo y agua para los períodos en los cuales las
condiciones sean estables. Utilizando el Programa Oil Field Management (OFM),
del Departamento de Yacimientos, se obtuvo volúmenes de reservas remanentes al
01 de marzo del 2011 de 64.29 MM Bls. para “U” y 63,46 MM Bls. para “T”, con
lo cual se calcula los factores de recobro primarios de 30,1% para “U” y para 29%
para T en las áreas donde se ha desarrollado el campo.
Al 31 de diciembre del 2010 se ha calculó en todo el Campo Auca – Auca Sur un
volumen de reservas iniciales probadas de 361.809,668 Bls y un volumen de
reservas remanentes de 144.721.880 Bls.
57
2.4.4.4 Evaluación del Estudio de Simulación Matemática
En el año 2002 se terminó la realización del estudio de Simulación Matemática
del Campo Auca Auca Sur por BEICIP–FRANLAB; considerando la corrida del
caso base del estudio con los pozos y las condiciones de explotación existentes al
final del año 2001 se obtuvieron las reservas
Hay que anotar que el estudio de BEICIP – FRANLAB, recomienda inyectar agua
en los pozos AuINY 01, AuINY 02, AuINY 03, AuINY 04 y AuINY 05, en
las areniscas T y U respectivamente. Estos pozos se encuentran ubicados en la
parte central y sur del Campo donde si bien se necesita incrementar la presión.
2.4.4.5 Petróleo Original en Sitio, POES
Es el volumen total de petróleo descubierto y almacenado en el espacio poroso de
un yacimiento, puede variar a medida que se dispone de mayor información,
usando inicialmente métodos volumétricos y luego balance de materiales.
Para el cálculo de reservas se usó el método volumétrico, con lo que inicialmente
se calculó el POES, el mismo que fue de 324.9 MM Bls. para el yacimiento U y
para el yacimiento T, 351.7 MM Bls del Campo Auca.
Tabla 2.4.4.2.- Petróleo Originales en Sitio del Campo Auca-Auca Sur
CAMPO YACIMIENTO VOLUMEN IN SITU(CS) BLS
AUCA-AUCA SUR
BASAL TENA 141.006.079
U 324.891.563
T 351.726.117
HOLLIN SUP 200.120.852
HOLLIN INF 244.154.511
SUB-TOTAL 1.261.899.122
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
58
El POES al comienzo de la inyección, a enero 2006, es de 69.834.186 BN de
petróleo, a una So actual a enero 2006 de 0,705 y un Bo actual a enero 2006
(BY/BN) de 1,069.
2.4.4.6 Producción del Campo Auca-Auca Sur
Para este análisis se tomó como referencia el Forecast del programa OFM de
marzo del 2011, por cuanto se mantuvo con un potencial estable. La producción
es de 43163 BFPD, 26638 BPPD. El campo produce de las areniscas Basal Tena,
U, T y Hollín.
Tabla 2.4.4.3.- Producción Anual del Campo Auca-Auca Sur
Año Oilcalday bbl/d Acumulado de Petróleo bbl
2005 22701.796 137681082.3
2006 23181.885 137880514.3
2007 23490.428 138031821.8
2008 23951.475 138135470.7
2009 24348.861 138180454.2
2010 25039.235 138585390.6
01/01/2011 26244 138544169
01/02/2011 27877 139324713
01/03/2011 26638 140150497
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
El Yacimiento Napo “T”, inició en 1976, se llega a tener una producción de
11000 Bls/d en 1981 antes de disminuir hasta un nivel estabilizado de 5000
Bls/día desde 1990. A diferencia del yacimiento Napo “U”, la irrupción de agua
en yacimiento “T” ocurrió muy temprano en 1979.
En los siguientes gráficos se detalla el comportamiento de la producción mediante
el software OFM en donde podemos observar que existe un incremento para la
arenisca T, y para la arenisca U se mantiene en una producción normal. Hay que
tomar en cuenta que en la arenisca U no se ha implementado el sistema de
inyección de agua. A continuación se detalla la producción por levantamiento, por
arena y de forma general del Campo Auca-Auca Sur.
59
Fig.2.4.4.1.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
10000
20000
30000
40000
50000
Date
CAMPO: AUCA, AUCA SUR(612)
Oilcalday ( bbl/d )
VC.wetercalday ( bbl/d )
Liq.CalDay ( bbl/d )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
50000000
100000000
150000000
200000000
250000000
Date
CAMPO: AUCA, AUCA SUR(612)Acumulado agua ( bbl )
Acumulado Petroleo ( bbl )
Liq.Cum ( bbl )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
Fig. 2.4.4.2 Historial del Corte de Agua del Campo Auca-Auca Sur
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110.00
0.15
0.30
0.45
0.60
Date
Water.cut CAMPO: AUCA, AUCA SUR(612)
HISTORIAL DE CORTE DE AGUA DEL CAMPO AUCAEP-PETROECUADOR UCE
Fernando Cuaspud-Lenin Sáenz
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110.0
7.5
15.0
22.5
30.0
37.5
Date
Water.cumcut ( % ) CAMPO: AUCA, AUCA SUR(612)
HISTORIAL DE CORTE DE AGUA DEL CAMPO AUCAEP-PETROECUADOR UCE
Fernando Cuaspud-Lenin Sáenz
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
60
Fig.2.4.4.3.Historial de WOR Campo Auca-Auca Sur
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110.00
0.25
0.50
0.75
1.00
1.25
Date
WOR ( bbl/bbl ) CAMPO: AUCA, AUCA SUR(612)
HISTORIAL DE WOR AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud-Lenin Sáenz
Fig.2.4.4.4.Historial de Producción de Gas del Campo Auca-Auca Sur
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
Date
VC.gascalday ( Mcf ) TI
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud-Lenin Sáenz
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110.0
1.5
3.0
4.5
6.0
Date
Acumulado Gas ( MMcf ) TI
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud-Lenin Sáenz
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
61
2.4.4.7 Producción Según el tipo de Levantamiento Artificial
En el Campo Auca se encuentran en producción 63 pozos. La gran mayoría de
estos pozos operan por medio de levantamiento artificial y 1 pozo por flujo
natural. Los sistemas de levantamiento artificial utilizados son: Bombeo
Electrosumergible y Bombeo Hidráulico.
Por bombeo Electrosumergible, BES: En el Campo Auca-Auca Sur
producen 38 pozos.
Por Bombeo Hidráulico: En la Estación Auca Central se tienen 49 pozos
en producción. En total existen 29 pozos por bombeo hidráulico jet y 20
pozos por bombeo hidráulico pistón.
Por flujo natural: En la Estación Auca Central producen 1 pozo.
Tabla 2.4.4.4.- Producción Por Levantamiento del Campo Auca-Auca Sur
AÑO
PPHJ
Oilcalday
bbl/d
PPHJ
Acumulado
de Petróleo
bbl
PPHP
Oilcalday
bbl/d
PPHP
Acumulado
de Petróleo
bbl
PPS
Oilcalday
bbl/d
PPS
Acumulado
de Petróleo
bbl
PPF
Oilcalday
bbl/d
PPF
Acumulado
de Petróleo
bbl
2005 2900.167 23376434.2 2805.163 39660763.6 15561.99 35902295.8
2006 2898.861 2924639.87 2816.736 39680586.2 15589.989 35990401.8
2007 2950.727 3289851.01 2842.263 39693699.5 15770.488 36036474.3
2008 2940.015 3700714.89 2871.514 39699674.3 15926.174 36032020.9
2009 2932.017 4162937.75 2863.571 39696177.4 16329.31 36311675.8
2010 2933.02 4682938.34 2878.348 39743486.5 16231.974 36275329.4
01/01/2011 3015 23416640 2918 39821611 17108 36602447 3203 99289
01/02/2011 2988 23500312 2775 39899319 18569 37122387 3544 198513
01/03/2011 2926 23591008 3213 39998937 17597 37667898 2902 288472
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
62
Fig.2.4.4.5.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur de acuerdo BES
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
6000
12000
18000
24000
30000
Date
PPS
Oilcalday ( bbl/d )
VC.wetercalday ( bbl/d )
Liq.CalDay ( bbl/d )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
15000000
30000000
45000000
60000000
Date
PPSAcumulado agua ( bbl )
Acumulado Petroleo ( bbl )
Liq.Cum ( bbl )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Fig.2.4.4.6.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur de acuerdo al
Empuje Hidráulico
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
2000
4000
6000
8000
Date
PHP
Oilcalday ( bbl/d )
VC.wetercalday ( bbl/d )
Liq.CalDay ( bbl/d )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
15000000
30000000
45000000
60000000
Date
PHPAcumulado agua ( bbl )
Acumulado Petroleo ( bbl )
Liq.Cum ( bbl )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
63
Fig.2.4.4.7.Historial de Producción de acuerdo al Flujo Natural
JAN FEB MAR
2011
0
800
1600
2400
3200
4000
Date
PPF
Oilcalday ( bbl/d )
VC.wetercalday ( bbl/d )
Liq.CalDay ( bbl/d )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
JAN FEB MAR
2011
0
75000
150000
225000
300000
375000
Date
PPFAcumulado agua ( bbl )
Acumulado Petroleo ( bbl )
Liq.Cum ( bbl )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
2.4.4.8 Producción por Yacimientos “U”, “T”
Para realizar el análisis de la producción por yacimiento en el Campo Auca –
Auca Sur se ingreso datos en el programa OFM, según los historiales de
producción se miró que la arenisca productora que predomina es la “U” y “T”, con
un total de 88 completaciones. Cabe señalar que la producción se lo realiza de las
areniscas inferiores. La producción por cada yacimiento para cada Estación del
Campo Auca, se describe a continuación.
2.4.4.9 Producción Diaria de los Yacimientos “U”, “T”
A continuación se detalla la producción diaria de petróleo, agua y gas del Campo
Auca, que comprende las Estaciones de Producción Auca Central y Auca Sur. Se
debe considerar que para la producción de la arenisca T no se ha implementado
todavía la inyección de agua.
64
Tabla 2.4.4.5.- Producción Diaria por Arena del Campo Auca-Auca Sur
ARENA TI ARENA UI
AÑO
Oilcalday
bbl/d
VC.gascal
day Mcf
VC.wetercalda
y bbl/d
Oilcalda
y bbl/d
VC.gascalda
y Mcf
VC.wetercalda
y bbl/d
2005 7524.8707 1.8133681 1672.637153 7241.994 0.079167 2773.372222
2006 7468.2295 1.7867063 1704.216797 7253.494 0.087083 2740.309444
2007 7463.5082 1.7511574 1575.118896 7275.143 0.095792 2755.140389
2008 7444.6967 1.7013889 1524.883759 7279.458 0.105371 2798.054428
2009 7593.9609 1.8559028 1532.098395 7287.803 0.115908 2795.959871
2010 7546.831 1.8078704 1545.235694 7293.184 0.127499 2827.255858
01/2011 7971 2 1427 7375 0 2615
02/2011 8367 2 1701 7464 0 2488
03/2011 7595 2 1100 7757 0 3536
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
2.4.4.10 Producción Acumulada de Agua y Oil de los Yacimientos U, T
La producción acumulada es el volumen del fluido producido durante la vida
económica y productiva del pozo(s) que conforman el área de estudio.
Tabla 2.4.4.6.- Producción Por Arenisca del Campo Auca-Auca Sur
ARENISCA TI ARENISCA UI
AÑO
Oilcalday
bbl/d
Acumulado
de Petróleo
bbl
Oilcalday
bbl/d
Acumulado
de Petróleo
bbl
2005 7524.87066 39115687.9 7241.99444 32561772.9
2006 7468.22949 39159836.8 7253.49389 32623811
2007 7463.50818 39181358.5 7275.14328 32670940.7
2008 7444.6967 39176065.7 7279.45761 32700363.1
2009 7593.96087 39311544.2 7287.80337 32711139.5
2010 7546.83098 39291637.2 7293.1837 32700568.9
01/01/2011 7971 39470800 7375 33045474
01/02/2011 8367 39705066 7464 33254475
01/03/2011 7595 39940500 7757 33494934
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
65
Para el presente estudio se presenta la producción de los pozos productores que
integran el área "Centro Sur" de inyección: estos son: AUI–5, AU–7, AU–18,
AU–24, AU–25, AU–41, AU–43, etc.
La producción acumulada de petróleo del área es de 138’.585.390 Bls al 31 de
diciembre del 2010. La cual permitió determinar las reservas remanentes, y la
producción acumulada de agua, Wp hasta el 31 de diciembre del 2010, es de
71’.469.100 BN.
En la Tabla 2.4.4.8 se detallan la Historia de Producción de petróleo, agua, gas,
acumulados, de los pozos que se encuentran en el área de influencia. Con la
finalidad de comparar y analizar cómo han ido variando estos parámetros y
demostrar que con la aplicación del método de inyección de agua en la presente
tesis se puede incrementar la producción y las reservas recuperables.
Fig.2.4.4.8.Historia de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arenisca TI
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
2500
5000
7500
10000
12500
Date
TI
Oilcalday ( bbl/d )
VC.wetercalday ( bbl/d )
Liq.CalDay ( bbl/d )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
10000000
20000000
30000000
40000000
50000000
Date
TIAcumulado agua ( bbl )
Acumulado Petroleo ( bbl )
Liq.Cum ( bbl )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
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Fig.2.4.4.9.Historia de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arenisca UI
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
2500
5000
7500
10000
12500
Date
UI
Oilcalday ( bbl/d )
VC.wetercalday ( bbl/d )
Liq.CalDay ( bbl/d )
HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110
15000000
30000000
45000000
60000000
Date
UIAcumulado agua ( bbl )
Acumulado Petroleo ( bbl )
Liq.Cum ( bbl )
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Predicciones de Producción.- Para obtener la curva base de producción de cada
arena se consideró la historia de producción. Con la ayuda del programa de
computación OFM se realizo la declinación de la producción para 10 años, para
los periodos en los cuales las condiciones del campo sean estables.
ARENISCA UI.- La declinación exponencial de la producción, dio un valor de
2.1% por año. Con esta declinación se calculo la curva base de producción de la
misma que al final de 10 años desde 01 de marzo del 2011 hasta 01 de marzo del
2021 de producción las reservas serán de 519MM Bls.
Con inyección de agua y con perforación de pozos se tendrá una curva de
producción cuya máxima producción será de 7757 BPPD en el año 2011. La
producción acumulada es 33494.9 BPPD de petróleo.
67
Fig.2.4.4.10. Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arena UI
1975767778798081828384858687888990919293949596979899200001020304050607080910111213141516171819202110
3
104
105
106
107
108
109
Liq.
Cum
, bbl
Date
PROYECCION DE PRODUCCION DE PETROLEO AUCA-AUCA-SUREP-PETROECUADOR-UCE
Fernando Cuaspud-Lenin Sáenz
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : -0.0143564 M.n.qi : 5.32332e+007 bblti : 03/31/2011te : 03/31/2021Final Rate : 2.98176e+008 bblCum. Prod. : 33494.9 bblCum. Date : 03/31/2011Reserves : 5.19312e+008 bblReserves Date : 03/31/2021EUR : 5.19346e+008 bblForecast Ended By : TimeDB Forecast Date : Not SavedReserve Type : None
PROYECCION DE PRODUCCION DE PETROLEO AUCA-AUCA-SUREP-PETROECUADOR-UCE
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ARENISCA TI.- Se tiene que la declinación de producción para esta arena es de
4.7% por año. La curva base de producción de “T”, al final de los 10 años se
tiene un estimado de reservas de 329 MMBLS. Consta el perfil de producción
considerando inyección de agua y perforación de pozos de relleno, la mayor
producción es de 8367 BPPD y se dio en el año 2011 y la producción acumulada
será de 39940.5 BLS.
Fig.2.4.4.11. Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arena TI
1975767778798081828384858687888990919293949596979899200001020304050607080910111213141516171819202110
3
104
105
106
107
108
109
Liq
.Cum
, bbl
Date
PROYECCION DE PRODUCCION DE PETROLEO AUCA-AUCA-SUREP-PETROECUADOR-UCE
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Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : -0.00990195 M.n.qi : 4.68882e+007 bblti : 03/31/2011te : 03/31/2021Final Rate : 1.53878e+008 bblCum. Prod. : 39940.5 bblCum. Date : 03/31/2011Reserves : 3.28876e+008 bblReserves Date : 03/31/2021EUR : 3.28916e+008 bblForecast Ended By : TimeDB Forecast Date : Not SavedReserve Type : None
PROYECCION DE PRODUCCION DE PETROLEO AUCA-AUCA-SUREP-PETROECUADOR-UCE
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Arenisca U + T.- De lo expuesto anteriormente, se puede concluir que en 10
años, con la inyección de agua a los yacimientos la producción mejorara
significativamente hasta alcanzar un pico en la curva de 15351 BPPD en el año
2011. La producción acumulada 73453.4 BLS.
Fig.2.4.4.12.Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur (TI y UI)
1975767778798081828384858687888990919293949596979899200001020304050607080910111213141516171819202110
4
105
106
107
108
109
Liq
.Cum
, bbl
Date
PROYECCION DE PRODUCCION DE PETROLEO AUCA-AUCA-SUREP-PETROECUADOR-UCE
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Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : -0.0112172 M.n.qi : 1.00121e+008 bblti : 03/31/2011te : 03/31/2021Final Rate : 3.84764e+008 bblCum. Prod. : 73435.4 bblCum. Date : 03/31/2011Reserves : 7.72369e+008 bblReserves Date : 03/31/2021EUR : 7.72442e+008 bblForecast Ended By : TimeDB Forecast Date : Not SavedReserve Type : None
PROYECCION DE PRODUCCION DE PETROLEO AUCA-AUCA-SUREP-PETROECUADOR-UCE
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Producción de Agua.- De acuerdo a la curva de flujo fraccional y los cálculos se
obtuvo la producción de agua que se tendrá en la vida del proyecto.
Fig.2.4.4.13. Proyección de Agua del Campo Auca-Auca Sur Arenas TI y UI
1975767778798081828384858687888990919293949596979899200001020304050607080910111213141516171819202110
-1
100
101
102
103
104
105
VC
.wete
rcald
ay, bbl/d
Date
PROYECCION DE PRODUCCION DE AGUA AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
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Working Forecast ParametersPhase : WaterCase Name : Case1b : 0Di : -0.0102431 M.n.qi : 4635.23 bbl/dti : 03/31/2011te : 03/31/2021Final Rate : 15847.6 bbl/dCum. Prod. : 26686 bblCum. Date : 03/31/2011Reserves : 33317.9 bblReserves Date : 03/31/2021EUR : 60003.9 bblForecast Ended By : TimeDB Forecast Date : Not SavedReserve Type : None
PROYECCION DE PRODUCCION DE AGUA AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
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Los máximos volúmenes de agua se tendrán en los últimos años, lo cual es normal
considerando que la recuperación del petróleo va disminuyendo conforme se va
inyectando un volumen de agua casi constante.
Los volúmenes de agua de producción de las areniscas “U” y “T”. La arenisca
“U” tiene una producción máxima de 3536 BAPD y la arenisca “T” de 1701
BAPD.
Fig.2.4.4.14. Proyección de WOR del Campo Auca-Auca Sur Arenas TI y UI
0 30000 60000 90000 120000 150000
10-4
10-3
10-2
10-1
100
101
WO
R, b
bl/b
bl
Acumulado Petroleo, bbl
PROYECCION DE WOR AUCA AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
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Case Name : Case1Slope : 1.51167e-005Intercept : 0.0836937Start WOR : 0.301942 bbl/bblEnd WOR : 3.01942 bbl/bblCum. Prod. : 73435.4 bblReserves : 66152 bblEUR : 139587 bbl
PROYECCION DE WOR AUCA AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE
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Disposición y uso de gas. Quema de gases residuales.- La cantidad de gas de
formación que se tiene en el Campo Auca es de 3.68MMSCF (pies cúbicos
estándar), aportando Auca Sur con 0,02 MMSCF y Auca Central 11.55 MMSCF,
según Forecast del 31 de marzo del 2011.
En la Estación Auca Sur, el gas de formación que se capta en los Separadores de
Producción (a 23–28 psi), pasa por un scrubber para eliminar condensados y
líquidos antes de ingresar al centro de generación eléctrica, en donde llega al
scrubber de succión del compresor, ingresando a éste con 20 psi y descargando
del compresor con 180 psi; luego este gas pasa a un deshidratador para eliminar la
70
cantidad de agua contenida en el gas y finalmente pasa por un scrubber de
descarga para obtener un gas completamente seco.
Este gas se distribuye en dos corrientes: la primera corriente del gas es utilizada
en dos generadores Caterpillar 3512, para producir 550 KW cada uno, y la
segunda es enviada a Auca Central y utilizada en esta Estación en la unidad
Waukesha para el sistema Power Oil, pasando previamente por dos scrubber .
El gas captado a la salida del Separadores de Prueba y una parte del gas de la Bota
es quemado en tres mecheros de tiro natural y utilizado también como
combustible para el calentador de agua (Manpet) para mantener la temperatura del
colchón de agua del tanque de lavado entre 100º 105º F.
En la Estación Auca Central el gas de formación captado en los separadores de
producción, prueba y botas es utilizado en dos calentadores de agua: un artesanal
y otro Manpet para mantener la temperatura del colchón de agua del tanque de
lavado entre 110 a 115º F. El sobrante de gas es quemado en dos mecheros de tiro
natural.
Fig.2.4.4.15. Proyección de Gas del Campo Auca-Auca Sur Areniscas TI y UI
197576777879808182838485868788899091929394959697989920000102030405060708091011121314151617181920210.001
0.01
0.1
1
10
VC
.gas
cald
ay, M
cf
Date
PROYECCION DE PRODUCCION DE GAS AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR - UCE
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Working Forecast ParametersPhase : GasCase Name : Case1b : 0Di : -0.00357279 M.n.qi : 2.06894 Mcfti : 03/31/2011te : 03/31/2021Final Rate : 3.17665 McfCum. Prod. : 9.53686 MMcfCum. Date : 03/31/2011Reserves : 9.43691 MMcfReserves Date : 03/31/2021EUR : 18.9738 MMcfForecast Ended By : TimeDB Forecast Date : Not SavedReserve Type : None
PROYECCION DE PRODUCCION DE GAS AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR - UCE
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2.4.4.11 Mecanismos de Producción de las Yacimientos “U”, “T”
Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el
yacimiento y un acuífero que constituye un medio poroso saturado completamente
con agua.
Debido a la producción constante del Campo durante varios años los yacimientos
han experimentado pérdidas de presión, quedando casi en su totalidad incapaces
de producir a flujo natural. Por esta razón se encuentran produciendo bajo los
siguientes sistemas de producción.
Bombeo Hidráulico
Bombeo Electrosumergible
De estos sistemas de levantamiento artificial, el bombeo hidráulico predomina
seguido por el bombeo Electrosumergible en la mayor parte de los pozos
productores del Campo.
En el Campo Auca, producen 88 pozos en conjunto y diariamente, 49 pozos
emplean el sistema de levantamiento hidráulico, 38 pozos producen por el sistema
de bombeo electrosumergible, BES y 1 pozo por flujo natural.
En la tabla se observa el número de pozos con cada sistema de producción.
Tabla 2.4.4.7.-Sistema de Producción del Campo Auca-Auca Sur
MÉTODO Nro. POZOS BPPD % APORTACIÓN
PPF Flujo Natural 1 2.447 1.59
PPHJ Bombeo Hidráulico Jet 29 4.546 23.8
PPHP Bombeo Hidráulico Pistón 20 3.037 30.6
PPS Bomba Electrosumergible 38 20.674 57.1
TOTAL 88 30.704 100
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72
Yacimientos por Empuje de agua.- La Producción de agua inicia muy
temprano e incrementa a cantidades apreciables. El Comportamiento del pozo
fluye hasta que la producción y obtener la Recuperación Esperada.
CARACTERISTICAS TENDENCIAS
Presión de reservorio Permanece alta
GOR de superficie Permanece bajo
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2.4.4.12 Volumen de Petróleo Residual
Por volumen de petróleo residual, VPR, se entiende a aquellos volúmenes de
hidrocarburos que permanecen en el yacimiento, luego que han tenido lugar
procesos de recuperación primaria o secundaria.
.PRIMNPOESVPR
El VPR para el Yacimiento “U inferior”, en el área de estudio, es de 63.890.563
BN y a enero del 2006, se tiene una Soresidual de 27.6 %, este valor se determinó de
la curva de permeabilidades relativas.
2.4.5 ANALISIS DEL SISTEMA DE INYECCION DEL CAMPO AUCA
Una vez actualizado el modelo de las areniscas U y T y conocidas las presiones
actuales de los yacimientos, se procedió a analizar las posibles ubicaciones de los
pozos inyectores, realizando varias alternativas de inyección de agua, utilizando
las herramientas como la Ecuación de Flujo Fraccional y la Teoría de
Desplazamiento.
En primer lugar se analizó la inyección de agua en el eje central del anticlinal en
forma de arreglos de inyección de cinco pozos. Si bien este modelo es altamente
eficiente, ya que se inyecta en la zona de petróleo, fue descartado ya que el ancho
73
de las estructuras es menor de cuatro kilómetros, lo que hará que se disminuya el
área productiva y se pierda producción.
La inyección periférica también fue analizada. En este tipo de inyección se inyecta
al acuífero y se espera ayudar al mismo a empujar el petróleo que será producido
por los pozos en el centro de la estructura.
Al inicio de la producción de un campo y cuando se conoce muy bien el modelo
geológico y como actúa el acuífero, el modelo periférico, ha dado buenos
resultados; sin embargo se descarto que el Campo Auca, considerando que la
mayor parte de la energía que se inyecta se pierde en el acuífero y la eficiencia de
desplazamiento es muy baja, por lo que hay que inyectar grandes volúmenes de
agua.
Luego de varios análisis de ambos modelos, se optó por implementar un modelo
combinado la inyección por arreglos en la periférica ubicando cuatro pozos
inyectores en la zonas periféricas que tienen saturación de petróleo; donde hay
mayor conocimiento de los parámetros geológicos y de yacimientos así como de
producción, de tal manera que nos permita convertir pozos productores en
inyectores, cuyas reservas no han sido recuperadas en su totalidad y que tienen
altos cortes de agua.
Propiedades de los Yacimientos Para Inyección de Agua
Para predecir el comportamiento de la inyección de agua, se considero la zona
donde la presión ha disminuido a valores menores a 1500 psi, esta zona para “U”
y “T” se localiza desde el pozo AUCA – 19 en la parte central del Campo, hasta el
pozo AUCA – 22 en la parte sur. Es en esta área donde se encuentran la mayoría
de pozos productores de las areniscas “U” y “T”.
El área del campo Auca que será sometido a la Inyección de agua tiene
aproximadamente 5200 acres. La distancia entre pozos es alrededor de 1500 pies,
por lo que el área de arreglo para la inyección de agua se ha estudiado para 200
74
acres. Las propiedades petrofísicas y de fluidos en general son muy buenas para
someter los yacimientos “U” y “T” a la inyección de agua.
Determinación del Tipo de Yacimiento, Arenisca U y T inferior.- Según el
estado de los fluidos y considerando la composición química de estos fluidos que
contiene la roca yacimiento U y T del Campo Auca, y en base a condiciones de
presión y temperatura a las que se someten los hidrocarburos contenidos en ella,
se puede analizar en un diagrama de fases que el yacimiento para la arenisca UI se
encuentra produciendo aún sobre el punto de burbuja de 880 psi, a una presión
promedio del yacimiento de 4141 psi a marzo del 2011, con una Pwf @ mp
(mitad de las perforaciones = 9766’), de 648 psi. La presión del punto de burbuja
es de 880 psi. El corte de agua promedio actual es de 27%, por lo que la
saturación actual de agua es de 14,17%. Por tanto, se concluye que el yacimiento
“UI” es un yacimiento subsaturado, en estado monofásico, y se cumple, en cambio
para la arenisca TI se encuentra produciendo sobre el punto de burbuja de 478 psi,
a una presión promedio del yacimiento de 4213 psi a marzo del 2011, con una
Pwf @ mp (mitad de las perforaciones = 9766’), de 690 psi. La presión del punto
de burbuja es de 478 psi. El corte de agua promedio actual es de 14%, por lo que
la saturación actual de agua es de 18,66%. Por tanto, se concluye que el
yacimiento “U” es un yacimiento subsaturado, en estado monofásico, y se cumple:
Py > Pb ó Ps,
Py = Presión del yacimiento (psia)
Pb ó Ps = Presión de burbuja o saturación (psia)
2.4.5.1 Geología de la Zona de Inyección
Para poder comprender mejor en esta parte se detalla la ubicación y la geología de
los dos pozos AU-12 y AU-41 que en la actualidad se encuentran Inyectando en
las areniscas U y T. A continuación esta descrito la geología y ubicación de estos
pozos.
75
El Pozo de desarrollo Auca – 41 fue completado el 13 de Marzo de 1995 como un
pozo productor, posteriormente el 8 de Julio del 2004 fue reacondicionado para
convertirlo de productor a inyector de agua para la arenisca “T” (en el W.O. No.
4) Para el proyecto de Recuperación Secundaria de acuerdo al “Estudio de
Implementación de Recuperación Mejorada por Inyección de Agua”, realizado en
Febrero del 2001.
El Pozo Auca – 12 fue completado el 8 de Julio de 1974 como un pozo productor,
posteriormente el 24 de Julio del 2004 fue reacondicionado para convertirlo de
productor a inyector de agua para la arenisca “T” (en el W.O. No. 12) Para el
proyecto de Recuperación Secundaria de acuerdo al “Estudio de Implementación
de Recuperación Mejorada por Inyección de Agua”, realizado en Febrero del
2001.
Fig.2.4.5.1. Ubicación Geográfica Auca-41,12 Campo Auca-Auca Sur
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Ubicación:
El pozo Auca – 41 se encuentra ubicado en las coordenadas UTM:
76
X Coordenadas: 290395.65
Y Coordenadas: 9924283.82
El pozo Auca – 12 se encuentra ubicado en las coordenadas UTM:
X Coordenadas: 290175.89
Y Coordenadas: 9922428.34
2.4.5.2 Mecanismo de Empuje Natural del Yacimiento U y T
El mecanismo de producción predominante es el de Empuje Hidráulico Lateral no
muy activo, lo que ha permitido que la presión del yacimiento disminuya.
Fig. 2.4.5.2. Mecanismos de Producción de las Areniscas U y T
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Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Del análisis de la presión del yacimiento con la historia del factor de recobro, se
puede notar que el mecanismo de producción del yacimiento U y T, es una
combinación del mecanismo de expansión de roca y fluidos y empuje por gas en
solución, notándose que en los últimos períodos de producción el comportamiento
se desvía un poco queriendo imitar al mecanismo de empuje hidráulico; estos
influjos de agua de los acuíferos del flanco oeste de la estructura, actúan como un
77
empuje hidráulico lateral de baja potencia, que ha permitido que la presión del
yacimiento disminuya.
2.4.5.3 Características de los Yacimientos
Arenisca U Inferior (U-3).- El yacimiento U inferior presenta un límite inferior
de arenisca de -8830 PBNM (AU-2, AU-5 Y AU-4) en la zona norte y el flanco
occidental; y DE -8868 PBNM (AIW-1) en el flanco oriental.
Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos
saturados de petróleo que van desde 4 a 50 pies, concentrándose los mejores
espesores de pago a lo largo del eje estructural del campo, desde el pozo AU-22
hasta el pozo AU-10 (de 13 a 48 pies), dando lugar a leves estrangulamientos en
la zona de los pozos AU-1, AU-19, AU-35, AU-13 Y AU-27 que afecta
ligeramente la comunicación de este nivel; porosidad es de 9% a 21% y la
saturación inicial de agua está en el rango de 13% a 49%.
Arenisca T Inferior .- En la zona norte del campo se ha definido el límite inferior
de área (LIA) de -9090 PBNM determinando del pozo AU-4; En el flanco oriental
de la zona central del campo se ha definido el límite inferior de petróleo (LIP) a -
9140 PBNM del pozo inyector AIW-01, y para la parte sur en el flanco oriental
del campo se ha definido el contacto agua petróleo a -9098 PBNM pies de los
pozos A-13, 14 y 15.
Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados de 1 a
80 pies, concentrado los mejores espesores de pago de 30 a 80 pies a lo largo del
eje estructural desde los pozos AU-26 hasta el AU-22; las porosidades tienen
rango de 9% a 21% y las saturaciones iniciales de agua son de 10% a 47%.
2.4.5.4 Planta de Tratamiento del Agua
La Planta de Tratamiento de Inyección de agua se encuentra ubicada en la
Estación Auca Sur, cercana a la locación del pozo AU 16, falta probar la planta
con carga para verificar la compatibilidad del nuevo software de control y colocar
78
unas válvulas en las líneas de los inyectores y se han comprado repuestos, se
estima un tiempo de 3 a 4 meses para su conclusión. El arranque del proyecto de
Recuperación mejorada para las areniscas “U” y “T” se inició a finales de
diciembre del 2006. Cabe indicar que este lapso es para el arranque del tren de
agua de río; para que opere la planta en su conjunto, restan algunos trabajos en el
tren de agua de formación.
La adquisición de la Planta de Tratamiento para el sistema de inyección de agua
del Campo Auca, se dio según las recomendaciones del estudio de simulación de
las areniscas “U” y “T”, realizado durante 1992 1993 y presentado en el mes de
abril de 1994 y el estudio del Proyecto de inyección de agua del Campo Auca
hecho en marzo, 1995 por el Dr. Charles C. Patton, donde también se
consideraron Estudios de simulación anteriores, que recomendaron la
realización de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua en
el campo, con el fin de mejorar la recuperación de petróleo y reducir la caída de
presión de los yacimientos Napo "U" y Napo "T".
A fin de disponer de las aguas de formación generadas en el proceso de
Producción del Petróleo, conforme lo que dispone las normas del RAOHE
(Reglamento Ambiental de Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador),
convenientemente nos servimos de esta agua tratada para beneficio en el proceso
de Recuperación Secundaria, ya que se inyecta a las areniscas productoras, que
según el “Estudio de Implementación de Recuperación mejorada por inyección de
agua, Campo Auca”.
Previo a la inyección del agua esta es tratada de la siguiente forma:
Se inyecta químico clasificador en los separadores con el objetivo de disminuir el
contenido de aceite en agua para mantener valores menores a 50 ppm,
semanalmente se bachea biocida en los tanques de almacenamiento de agua
producida y líneas de superficie con la finalidad de eliminar posibles bacterias
existentes en la operación del campo operación conjunta con envió de chanchos.
79
La inyección de antiescala se realiza para proteger el motor de la bomba y de igual
manera la inyección de anticorrosivo se lo realiza por medio de capilares hasta el
fondo donde se encuentra el motor.
Con el objeto de obtener la debida protección en todas las facilidades de
producción desde el pozo productor hasta el pozo inyector.
El tratamiento del agua de inyección tiene como propósitos principales:
Disminuir o prevenir el desgaste de los equipos debido a la corrosión.
Mantener una eficiente inyección mediante la regulación de la calidad
el agua suministrada al pozo.
Las funciones principales que debe cumplir una planta de tratamiento de agua
para un proceso de recuperación secundaria son:
El control de sólidos
Control bacterial
Control de oxigeno disuelto en el agua.
Entre los principales equipos para cumplir estas funciones tenemos:
Sistema de Filtros, este sistema se diseña básicamente tomando en cuenta la
cantidad de sólidos en suspensión permisibles en el yacimiento. Generalmente se
usa sistemas de filtrado que contienen granos de granate y carbón.
Torre de Desoxigenación, mediante el uso del gas se remueve el oxígeno
presente en el agua, el agua ingresa por la parte superior cayendo en un sistema de
platos; el gas fluye en contra corriente atrapando las moléculas de O2, esta mezcla
sale por la parte superior; el agua libre de oxigeno se evacua debido a la gravedad
por el fondo.
Tanque, sirve de almacenamiento del agua desoxigenada de tal forma que se
pueda suministrar a una rata constante a las bombas. El tanque contiene gas
80
natural a una presión mayor a la atmosférica para evitar el contacto del agua con
el aire (Sistema Gas Blanket).
Planta de Bombeo, consiste en un grupo de bombas de alta presión que
suministran el agua a los diferentes inyectores.
2.4.5.5 Características de la Planta de Tratamiento
La planta tiene un diseño máximo de 20.000 BPD (Barriles por día) de agua de
formación y 8.000 BPD de agua de río, los cuales estan destinados a las zonas de
inyección así: 12.000 BPD para Napo “U” y 8.000 BPD para Napo “T”.
Se consideró la realización de dos líneas de tratamiento en paralelo, una para el
tratamiento del agua de formación producida; y otra para el tratamiento del agua
del río. El sitio de la planta es suficiente para recibir un equipamiento adicional, o
líneas de tratamiento adicional para el agua de formación en caso que se requiera
en el futuro.
Estación de Bombeo.- Se tienen 5 bombas para inyectar el agua en la red de
inyección para suplir a los pozos. De las cinco bombas instaladas, cuatro
funcionarán al mismo tiempo y una será para reemplazo.
Las características de las bombas son las siguientes:
Motor eléctrico de 300 kW
Bomba de embolo buzo hecho en Canadá
Tasa de 5.000 BAPD
presión de trabajo de 2.500 psi
La planta de tratamiento tendrá capacidad de manejar, tanto agua de río como
agua de producción y está previsto que en el futuro maneje mayoritariamente agua
de producción. De esta manera además de realizar el mantenimiento de presión de
los yacimientos, permitirá reinyectar el agua de formación evitando la
contaminación del medio ambiente.
81
Se especifica dos elementos fundamentales del proceso de la planta.
La torre de desoxigenación es de tipo “Stripping”, la misma que requiere
de gas para atrapar al oxigeno.
El tipo de filtro para tratar el agua de río, el filtro es de lecho profundo
pero de flujo ascendente, el mismo que tiene la habilidad de poder
manejar las sobrecargas de sólidos en suspensión que arrastrará el río
Rumiyacu en la temporada invernal.
La planta de tratamiento constituye un elemento fundamental en el sistema de
recuperación secundaria, puesto que el agua que se inyectara en las areniscas
productivas debe cumplir con estrictas normas de calidad para evitar el
taponamiento de las formaciones por depósitos de sólidos, formación de
carbonatos, precipitación de sales, formación de colonias de bacterias, etc.
a) Sistema en Superficie
El proyecto de inyección de agua está en marcha, se han reacondicionado dos
pozos pasando de productores a inyectores, el AU–12 y AU–41 (Tendido de alta
presión). Los equipos instalados que componen la planta de inyección de agua se
describen a continuación. La planta de inyección cuenta con el siguiente sistema
de superficie:
Tabla 2.4.5.1.-Sistema de Tratamiento de Agua de Formación
SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN
I Bomba de químico
II Celdas de Flotación y Bombas
II Filtros de cascara de Nuez
I Bomba de químico
II Filtros de lecho profundo, flujo ascendente
II Torre de desoxigenación
82
Tabla 2.4.5.2.-Características de las Celdas de Flotación y de Bombas
Características principales de Celda de Flotación y de Bombas
1
a.- No. de unidades (1). HYDROCELL
b.- Capacidad de unidad 20.000 BPD
c.- No. de motores especificaciones (2). 1/3 Hp -13.5 rpm 230/460v - 3f-60Hz
d.- Recubrimiento interno Coal Tar Expoxy
e.- Recubrimiento externo Expoxy
2 Panel de Control NEMA 4
3 Bomba de recirculación capacidad (1u). 2K4x3 - 10 360 GPM - 200 THD
Motor-hp-rpm-Volt. 40 hp - 3600 rpm 230/460v. 3 Ph-60 Hz
4 Bomba de transferencia Capacidad (1 u). 600 GPM - 92 THD
Motor-hp-rpm-Volt. 25 hp-1780 rpm 460v. 3Ph - 60 Hz
5 Skid 78" Lx21" W
6 Tubería- material Carbon Steel
Recubrimiento Expoxy
7 Válvulas/accesorios Completo
Características Principales de las Bombas
1
No. de bombas 5
Capacidad/ uso 1 - 0.10 gpm Atrapador de O2
Capacidad/ uso 1 - 0.25 gph Polímero
Capacidad/ uso 1-0.50 gph Hipoclorito
Capacidad/ uso 1 – 5 dph Biocida Orgánico
Capacidad/ uso 1 - 5 ghp Inhibidor escala
2
Motor hp: 1/3 hp
Motor v - fases - Hz 115v - 1fh - 60 Hz
Presión descarga 100 psi
3 Tanque Tambores
4 Accesorios Completo
Características Principales de la Bomba
1 No. De bombas 1
2 Capacidad 1 GPM
3 Presión descarga 100 PSIG
4 Hp 1/3.
5 Factor de servicio 1.15
6 Voltaje 110-1-60- Hz
7 Tanque de químico Tambor
83
Tabla 2.4.5.3.-Características Principales de los Filtros
Características Principales de los filtros
1
No. de filtros 1
Capacidad de filtros 20.000 BPD 584 gpm
Presión de Operación 40 PSIG
"Presure Drop" 18 psi max
Diámetro x Altura 8 x 9 ft
Rata de retrolavado 1260 gpm
Material del casco SA-516 Gr 70
Recubrimiento Interno Epoxico-Fenolico
Recubrimiento Externo Epoxico+Polyreta
Medio filtrante Cascara de Nuez
Tuberías Carbon Steel Sch 40
2 Instrumentación + accesorios Completa
3 Panel de Control NEMA 4
4
BOMBA DE FLUDIFICACIÓN
a.- Tamaño 6x8x13
b.- Capacidad 1260 gpm - 46 TDH
c.- Material 316 ss
d.- Motor Hp Motor voltaje 15 HP 460v-3Ph- 60 Hz
5 SISTEMA LÓGICO PROGRAMABLE si provee
6 Cumple con el objetivo propuesto SI
Planta de Inyección –Auca-Auca Sur
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Características Principales de los Filtros
1
Filtros
No. de filtros 3 Up –flow
Tipo de proceso agua de río
Rata por unidad 4.000 BAPD
Presión de Operación 55 psig
Rata de retrolavado 400 gpm
Diámetro 5 pies
Altura 11 pies
Estampado ASME
Material SA-516-Gr70
Recubrimieno Interno Coalter 14-15mm.
Recubrimiento Externo Expoxy polimetano
Medio Filtrante Arena / Grava
1 era capa Grava 1/4" x 1/2"
2 da capa Arena 8-16 Mash
3 era capa Arena 12-20 Mash
84
2 Panel de Control NEMA 4
3 Instrumetación+Accesorios Completo
4 Bomba de Retrolavado
5
a.- No. de Unidades 1 u
b.- Tipo de Bomba Mark III Durco
c.- Tamaño 2K4x3-10H
d.- Capacidad 400 gpm - 69 TDH
e.- Motor hp / rpm Motor voltaje 10 hp/1750 rpm 460v - 3Ph - 60Hz
6
Soplador
a.- No. de Unidades 1 u
b.- Descarga 120 ACFM - 12Psi
c.- Motor hp / rpm Motor voltaje 25 hp/1800 rpm 460v - 3Ph -60Hz
Tabla 2.4.5.4.-Características Principales de la Torre
Características Principales de la Torre
Torre
1
No. de desgasificadora 1
Capacidad 8.000 BPD
Oxigeno Entrada 8.8 ppm
Oxigeno Salida 0.02 ppm
Diseño al vacio 30" Hg
Diámetro 3 pies
Altura 21 pies
Estampado ASME
Material Carbon Steel
Recubrimiento Interno Coalter tar Expoxy
Recubrimiento Externo Expoxy poliuretano
Eliminador de Niebla Polypropylene
Elementos Internos 316 SS
Media Polypropylene
Pernos de Anclaje No provee
Válvulas + Actuadores Completo
2 Panel de Control NEMA 4
3 Instrumentación + Accesorios Completo
4
Bomba de Transferencia
a.- No. de Unidades 1 u.
b.- Tipo de Bomba Mark III Durco
c.- Tamaño 3 x 2-6
d.- Capacidad 233 gpm - 50 THD
e.- Motor hp/ rpm Motor vol. fase Hz 7.5 hp/3500 rpm 460v - 3Ph - 60Hz
5 Bomba al Vacío
a.- No. de Unidades 2 u.
85
b.- Modelo Nash -Kinema AHF
c.- Motor hp/ rpm Motor vol. fase Hz 5 hp/ 1800 rpm 460v - 3Ph - 60HZ
6 Skid
Skid Bomba Transferencia Skid
Bomba de Vacío 2 pies x 5 pies 6 ft x 5 ft (2u)
Planta de Inyección –Auca-Auca Sur
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
b) Sistema de Inyección de Agua de las Areniscas “U”, “T”
La inyección se la realiza a los pozos 12, 41, pero actualmente se está inyectando
solo del AUC-04ID donde se detalla el sistema de inyección como se observa en
la figura.
Fig.2.4.5.3. Sistema de Inyección Auca-Auca Sur
Todo el sistema de inyección de agua es cerrado, con lo cual se descarta cualquier
tipo de contaminación ambiental que la planta pudiera emitir. Así también todo el
sistema es completamente automatizado.
2.4.5.6 Fuentes de Agua para Soportar al Proyecto de Inyección.
El agua necesaria para la inyección puede ser suministrada a la planta de
inyección desde dos orígenes diferentes:
El agua de producción que proviene de las dos estaciones de
producción.
TANQUES
DE
LAVADO
RIO
SISTEMA DE TRATAMIENTO DE
AGUA DE FORMACION
20.000BPD
SISTEMA DE TRATAMIENTO DE
AGUA DE RIO
8.000 BPD
POZO DE
INYECCION
12, 41
86
El agua captada en superficie desde el Río Tiputini o desde un pequeño
río cerca de la planta de producción Sur.
El agua producida es una mezcla entre diferentes aguas de formación con varías
salinidades: Basal Tena (20,000 ppm), Napo U (42,000 ppm), Napo T (28,000
ppm), Hollín Superior (5,000 ppm), Hollín Inferior (1,500 ppm).
El Rio Tiputini tiene un flujo importante durante el año, también durante la
temporada más seca. En invierno el agua puede tener una fuerte concentración de
partículas en suspensión. La estación de bombeo del Rio Tiputini se encontrará a
4 Km de distancia de la planta de tratamiento de agua.
La proporción dependerá de la capacidad del estero y sería un máximo de 8.000
BAPD, capacidad máxima que puede tratar el tren de agua de río y el resto es el
agua de formación de las dos Estaciones de Producción, Auca Central y Auca Sur,
es importante mencionar que en la Estación Auca Sur hay que sumar lo que viene
de la Subestación Auca Sur 1 que no ingresa a los separadores sino al tanque
antes de la bota.
La captación de agua está ubicada cerca de la piscina API de la Estación Auca
Sur. Según el responsable del Campo su flujo es regulado todo el año y parece
suficiente para asegurar el complemento de agua para el programa de inyección
actual.
El agua de formación producida es una mezcla entre diferentes aguas de
formación con varias salinidades, por esta razón, el agua de formación que se
produce y se producirá en este Campo, así como el agua del río, se tratarán
primero por separado y luego se inyectarán en el Sistema de Inyección.
2.4.5.7 Cantidad y Calidad del Agua a Inyectarse
Según los análisis realizados en 1994 por el Dr. Patton y los más recientes por el
personal de EP-Petroecuador, esta agua contiene muchas impurezas donde se
87
necesitaba realizar un tratamiento químico, tenía las siguientes impurezas,
Sólidos en suspensión: arenas de diferentes tamaños, óxidos de hierro, residuos de
vegetación y tierras en general.
Gases disueltos: principalmente oxígeno que es un fuerte agente corrosivo
Sólidos disueltos: nitritos, nitratos, cloruros, hierro, y otros que pueden causar
problemas en la inyección.
Microorganismos: bacterias totales y del tipo coliforme, fecales, hongos, bacterias
sulfato-reductoras y levaduras. Sustancias orgánicas e inorgánicas causantes de
darle color y olor al agua (sales de hierro y manganeso).
La remoción de sólidos suspendidos y oxígeno disuelto en el agua son los
objetivos principales para el tratamiento del agua de río. El rango de
concentración TSS es desde 10 22 ppm; no hay aceite en agua. El agua de río está
saturada con oxígeno. La concentración de oxígeno disuelto es aproximadamente
8 ppm.
El último estudio de simulación de yacimientos determinó que al desarrollar el
proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua en el campo Auca, el
incremento estimado de producción acumulada hasta el año 2013 será superior a
25 millones de barriles de petróleo para la arenisca Napo “U” y 15 millones de
barriles para la arenisca Napo “T”.
De la calidad de agua procesada en la planta dependerá el éxito de la recuperación
de petróleo prevista en la simulación matemática de yacimientos.
Con la implementación del proyecto de recuperación secundaria, se incrementara
el petróleo recuperado en superficie y se mantendrá las presiones de fondo de las
formaciones productivas, lo cual permitirá evitar una pronta declinación de los
niveles de producción del campo Auca.
2.4.5.8 Cantidad y Calidad de Agua de Formación
88
Los análisis de las muestras de agua, hechos en julio de 1994, y tomadas desde los
drenajes de los tanques de lavado de las estaciones Auca Central y Sur.
El estudio de simulación recomienda la tasa de inyección inicial de 20.000 Bls. de
agua por día (BWPD), con la posibilidad de un incremento futuro del 20% de ese
volumen. Debido a las condiciones actuales del campo, Auca Sur produce 1228
BAPD, Auca Central 15297 BAPD (datos tomados del forecast de marzo del
2011); es decir, que el sistema empezaría inyectando 10.000 BAPD de agua de
producción de los yacimientos Hollín, Napo “U”, Napo “T” y Basal Tena y 8.000
BAPD de agua de río, haciendo un total de 18.000 BAPD. El porcentaje de agua
de formación se incrementará con el tiempo hasta que alcance casi el 100%, es
decir, el agua de río usada en el sistema decrementará poco a poco.
Las condiciones generales muestran que estas aguas pueden ser tratadas, sin
embargo, el diseño debe estar hecho para condiciones más severas, tomando en
consideración, los problemas de operación que pueden afectar negativamente a
estos parámetros, por ejemplo: el volumen de aceite y grasa en el agua de
producción para el diseño es de 100 ppm a la entrada de la planta.
La concentración de sólidos suspendidos y petróleo en agua proveyeron las bases
para la selección del equipo para el proceso del tratamiento.
Los valores de TSS y aceite en agua están entre el rango de 10 ppm para cada
estación de producción, pero estos podrían aumentar. Los valores detallados se
encuentran en la Tabla resumidos a continuación:
Tabla 2.4.5.5.-Calidad de Agua de Formación
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN
Total sólidos suspendidos,
TSS (ppm)
Aceite en agua
(ppm)
AUCA CENTRAL 12 128 12 440
AUCA SUR 10 40 4 11
Planta de Inyección –Auca-Auca Sur
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
89
2.4.5.9 Tratamiento de Agua de Inyección
El agua que alimentará la planta tendrá su origen de 2 diferentes fuentes: agua de
formación de los pozos desde los tanques de lavado de las Estaciones de
Producción Auca Central y Sur; y agua dulce del río Sur. Es importante conocer la
cantidad y las características fisicoquímicas del agua de río y del agua de
formación, para poder determinar que el agua a inyectarse sea compatible con los
elementos presentes en el yacimiento; o que pueda ser hecha compatible por un
adecuado tratamiento.
El propósito del tratamiento de las aguas usadas para inundación es disminuir la
corrosión y prevenir la obstrucción de la formación en los pozos de inyección. El
tratamiento puede incluir la eliminación de sólidos en solución. Cuando existen
sólidos el crecimiento bacteriano aumenta y puede generar depósitos en las líneas
y en la formación .Los tratamientos varían dependiendo de la composición del
agua usada y de las características de la formación a la cual se va a inyectar.
El control de los parámetros y niveles permisibles de concentración se realizarán
en el laboratorio de la planta por parte del personal de Corrosión de EP-
Petroecuador y por parte del personal de la compañía proveedora de químicos
(INTEROC).
a) Sistema de Tratamiento de Agua de Formación
El monitoreo para el tratamiento de agua de formación se lo realiza
periódicamente cada dos horas analizando la Turbidez, SST, Aceite, etc. para que
cumpla con los parámetros establecidos.
En la figura, se muestra de manera esquemática el proceso del sistema de
tratamiento de agua de formación, y además se describe la operación de cada uno
de los equipos de este sistema.
90
Tabla 2.4.5.6.Equipos para el Tren de Tratamiento de Agua de Formación
ÍTEM CANTIDAD DESCRIPCIÓN
01 1 Tanque de almacenamiento de agua de formación. Capacidad 5000 BBL.
02 1 Sistema de Bombas de alimentación de químicos para ayuda de flotación.
03 1 Unidad de flotación. (Hidrocelda USF modelo H-20D)
04 1 Bomba de transferencia
05 1 Bomba de recirculación
06 1 Filtro de cáscara de nuez. (Filtro Autoshell modelo AWS-96)
07 1 Bomba de retrolavado
08 1 Tanque de almacenamiento de agua de retrolavado. Capacidad 220 BBL.
09 1 Tanque de almacenamiento de agua tratada. Capacidad 5000 BBL.
Fig.2.4.5.4.Diagrama del Tren de tratamiento de agua de formación.
Tanque de Almacenamiento de Agua de Formación (Desborde)
El propósito de este tanque de 5000 BLS es proveer un lugar de captación de agua
de formación proveniente desde los tanques de lavado ubicados en el Auca
TANQUE DE
RETROLAVADO
UNIDAD DE
FLOTACION
FILTRO
AWS-96
TANQUE DE
ALMACENAMIENTO
DE AGUA TRATADA
TANQUE DE
ALMACENAMIEN
TO DE AGUA DE
FORMACION
TANQUES
DE LAVAD0
HACIA BOMBAS
DE INYECCION
SISTEMA DE
QUIMICOS
SUMIDERO 2 SUMIDERO 1
91
Central y en el Auca Sur. Cuando el nivel del agua sube, permite sacar el aceite
por la parte superior y obtener el agua de formación decantada hacia la
Hidrocelda. El liquido de ingreso, que contiene agua con poca cantidad de
petróleo, se almacena por un lapso de tiempo hasta que éste se estabilice para
formar tres capas definidas, a saber:
Una capa superficial de aceite.
Una capa de interfase que contiene burbujas de agua rellenas de aceite
debido a los agentes químicos existentes en el proceso previo ( a este
fenómeno se lo conoce como emulsión)
Una capa inferior de agua de formación.
Una vez que se han formado las tres capas se llena el tanque para eliminar las dos
capas superiores mediante desborde hacia el sumidero 1. Una vez eliminadas las
dos capas se permite el paso del líquido remanente hacia la Hidrocelda. El
adecuado nivel del tanque es controlado por el PLC a través del monitoreo del
nivel del tanque y el control de la válvula de flujo ubicada a la entrada. Por efecto
de la gravedad el agua es suministrada hacia la Hidrocelda.
Unidad de Flotación (Hidrocelda).- El agua que ingresa a la Hidrocelda debe ser
tratada químicamente, esto se lo realiza mediante el Sistema de Ayuda de
Flotación (CP-1), un polímero.
La Hidrocelda con una capacidad de 20,000 BBL de agua tratada diariamente, es
un equipo diseñado para remover efectivamente petróleo y/o sólidos suspendidos
en el agua de formación, la misma que ingresa al cuerpo de la Hidrocelda la cual
consta de cuatro compartimientos. Cuatro boquillas reciben agua de recirculación
proveniente de la bomba centrífuga P-1 creando un “efecto venturi” el cual
provoca el aparecimiento de una capa espumosa de varias pulgadas de espesor. La
Hidrocelda posee la inducción de gas blanketing (el mismo que ingresa
usualmente en el rango de 0.1 a 0.2 pies cúbicos/barril de capacidad total), un
mecanismo de dispersión de burbujas y unas paletas para desalojar la espuma.
92
Fig.2.4.5.5. Unidad de Flotación (Hidrocelda)
Con la ayuda del químico espumante, la recirculación del agua de formación y
junto a la agitación producida por el gas blanketing ayuda a la formación de
burbujas, las cuales arrastran el crudo y sólidos que estén presentes en el agua que
ingresa. Posteriormente estos desechos son conducidos al sumidero 2 para su
posterior tratamiento. En la figura muestra las especificaciones técnicas de la
Hidrocelda.
El nivel se mantiene constante dentro de la Hidrocelda mediante el controlador de
nivel (LC9) ubicado a la salida de la misma, este envía la señal hacia la válvula
neumática (LCV9) la cual se encuentra ubicada a la descarga de la bomba de
Recirculación
Gas Blanketing
93
transferencia (P-2), con lo cual cuando el nivel aumenta, la válvula se abre,
cuando el nivel disminuya la válvula se cierra para mantener este nivel.
Para mantener constante el flujo de entrada se tiene una válvula de control de flujo
(FV3) ubicada en la entrada de la Hidrocelda.
Bomba de Recirculación.- A través de una bomba de recirculación (P-1) se logra
obtener una acción turbulenta en el interior de la Hidrocelda y de esta manera
crear una zona espumante. Para desalojar esta espuma se tiene dos ejes con paletas
giratorias (desnatadores) ubicados a los lados del recipiente y que recolectan la
espuma hacia los costados. La operación básica de esta bomba tiene tres estados o
modos de funcionamiento que son:
Tabla 2.4.5.7.Modos de Funcionamiento de las Bombas de Recirculación.
MODO DE
FUNCIONAMIENTO
EFECTO
En modo manual La bomba se enciende
En modo apagado La bomba no se enciende
En modo automático La bomba se enciende directamente por el comando del PLC,
adicionalmente se debe tener seleccionado el modo Auto en el panel
principal de control
Bomba de Transferencia.- La bomba de transferencia (P-2) succiona el agua de
formación desde la Hidrocelda y la descarga hacia el Filtro AWS-96 (Autoshell),
con una presión adecuada para el funcionamiento del filtro.
La operación básica de esta bomba tiene tres estados o modos de funcionamiento.
Tabla 2.4.5.8.Modos de Funcionamiento de las Bombas de Transferencia.
MODO DE FUNCIONAMIENTO EFECTO
En modo manual La bomba se enciende
En modo apagado La bomba no se enciende
En modo automático La bomba se enciende directamente por el
comando del PLC, adicionalmente se debe tener
seleccionado el modo Auto en el panel principal
de control
94
Filtro AWS-96 (AUTOSHELL).- A continuación de la Hidrocelda se tiene un
filtro AWS-96 cuyo propósito principal es el de remover partículas pequeñas
desde el agua de formación, las cuales no se pudieron remover en el paso anterior.
El filtro AWS-96 es un filtro de bajo flujo de lecho profundo, esto quiere decir
que el agua de formación “sucia” ingresa por la parte superior del cuerpo del filtro
la cual pasa a través del lecho filtrante que retiene las impurezas y el agua de
formación “limpia” sale por la parte inferior del filtro. El filtro Autoshell utiliza
cascar de nuez como medio de filtración, debido a sus excelentes propiedades de
absorción de crudo.
Este filtro es de funcionamiento automático, esto se refiere a que el lecho filtrante
es regenerado por recirculación a través de la bomba centrífuga (P-3). Como el
lecho filtrante pasa a través de la bomba, la acción del impeler desmenuza todas
las partículas de aceite absorbidas y sólidos suspendidos en la cáscara de nuez. El
agua de retroalimentación contaminada pasa a través de una pantalla plana en la
parte superior del cuerpo y se evacua a través de la línea de salida de retrolavado.
Operación General.- Durante una operación normal el filtro se encuentra en el
ciclo de filtración. El flujo de servicio es interrumpido debido a que el filtro
requiere limpieza. La operación normal del filtro es automática desde el panel de
control principal. Sin embargo, el filtro puede operar manualmente, utilizando la
operación manual de las válvulas de solenoide. Para realizar la operación de
limpieza del filtro se debe cumplir cualquiera de los dos requerimientos:
Por tiempo de funcionamiento o por,
Una presión diferencial demasiada elevada.
El proceso entero de fluidización del lecho filtrante, circulación del lecho y
descarga del agua de retrolavado toma aproximadamente 10 – 15 minutos. Esto
interrumpe el flujo de salida de agua de formación “limpia”, pero no interrumpe el
flujo de agua de formación “sucia” de ingreso ya que utiliza el mismo producto de
95
entrada para la regeneración a diferencia de otros de su tipo que necesitan una
fuente adicional de agua limpia para la regeneración del lecho filtrante.
Fig.2.4.5.6. Filtro AWS-96
Planta de Inyección –Auca-Auca Sur
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Llenado del Recipiente Autoshell.- Primeramente se debe llenar el cuerpo
principal con la finalidad de iniciar el proceso normal de funcionamiento para lo
cual se debe proceder de la siguiente manera: abrir la válvula manual de venteo
ubicada en la parte superior del cuerpo, abrir la válvula “D” y la válvula “C”,
usando la operación manual de las válvulas solenoides. El liquido empieza a
ingresar al cuerpo principal por la parte superior del mismo, razón por la cual el
aire acumulado sale a través de la válvula de venteo. Cuando el liquido empieza a
salir por la válvula de venteo, se debe cerrar dicha válvula. Luego de unos
minutos se abre la válvula “B” usando la operación manual de la válvula. Una vez
que todo el aire este completamente fuera se cierran las válvulas “B”, “C”, y “D”.
Proceso de Filtración.- Para la operación normal del filtro AutoShell el fluido
sucio pasa desde la bomba de transferencia (P-2) a través de la válvula “D” y entra
en el costado del cuerpo principal cerca de la parte superior. Los fluidos son
D B
A
E
C
F
V.AUX 1
V.AUX 2
96
forzados hacia abajo atravesando el lecho filtrante formado por la cáscara de nuez
donde los sólidos y el aceite son removidos. Algunos gases o aceites libres flotan
en la parte superior del recipiente y son desalojados durante los pasos de venteo a
través de la válvula “B”. Los fluidos limpios una vez que han sido filtrados salen
por el fondo del vessel y a través de la válvula “F”. El ciclo de filtración termina
cuando se tiene uno de los tres motivos siguientes:
Después de un tiempo máximo de filtración de 30 horas,
por presión diferencial (máximo una diferencia de 18 psig entre los fluidos
de entrada y salida) o,
manualmente, para lo cual empieza el ciclo de retrolavado del filtro.
Limpieza del Lecho Filtrante.- Para el lavado del lecho filtrante (cascara de
nuez) es necesario de siete pasos que a continuación se detalla:
Venteo.- El primer paso en el ciclo de fregado es la remoción de algún aceite o
gas que puede quedar atrapado en la parte superior del cuerpo principal. Durante
este paso, las válvulas “F” y “D” se cierran, la válvula “E” y “B” se abren. El
fluido necesario para limpiar ingresa a través de la válvula “E” cerca del fondo del
vessel produciéndose un flujo hacia arriba para salir por la válvula “B”. Esta
acción, además de remover el aceite y el gas, causa la fluidización del lecho
filtrante. El tiempo empleado para este paso es de 60 seg.
Línea De Recirculación Del Agua De Retrolavado.- Las válvulas “B” y “E”
permanecen abiertas y la bomba de transferencia permanece encendida.
Adicionalmente la válvula “A” se abre y la bomba de retrolavado se enciende.
Fregado.- Una vez que el lecho filtrante se fluidiza y el aceite libre es removido,
el lavado del mismo y la remoción de los contaminantes acumulados empiezan. El
fluido del vessel ingresa a la bomba de retrolavado, pasa a través de la bomba y
baja por la tubería de lavado, y reingresa al vessel pasando por la válvula “A”,
esto causa una acción de chorro en el lecho filtrante y el medio recircula a través
97
de la bomba de lavado causando una acción de corte que desmenuza el aceite y los
contaminantes contenidos en el lecho filtrante. Durante todo el tiempo que el
lecho filtrante esta lavándose, la válvula “B” está abierta permitiendo que el fluido
lavado salga del vessel llevando los contaminantes en el flujo de lavado. La
cantidad de tiempo de lavado está prefijada en el PLC. Luego que el nivel de
contaminación en el vessel ha sido reducido en un 75%, el lavado se completa. La
operación básica de la bomba de retrolavado tendrá tres estados o modos de
funcionamiento posible:
Tabla 2.4.5.9. Operación de la Bomba Retrolavado.
MODO DE
FUNCIONAMIENTO
EFECTO
En modo manual La bomba se enciende
En modo apagado La bomba no se enciende
En modo automático La bomba se enciende directamente por el comando del PLC,
adicionalmente se debe tener seleccionado el modo Auto en el panel
principal de control
Circuito de Limpieza.- La bomba de retrolavado debe ser limpiada antes de ser
apagada para lo cual, las válvulas “C” y ”D” se abren, las válvulas “E” y “B” son
cerradas. Esto permite al fluido entrar por la parte superior del vessel e ir hacia
abajo del lecho filtrante, además el fluido limpio en la parte superior del vessel,
reduce la cantidad de lecho filtrante que ingresa a la bomba de retrolavado, con lo
cual la bomba no tendrá remanente cuando sea apagada. Este paso es completado
durante los últimos segundos del ciclo de lavado.
Asentamiento del Lecho Filtrante.- Para la colocación forzada del lecho filtrante
se debe mantener abiertas las válvulas “D” y “C”, ya que el flujo del agua hacia
abajo forzará al lecho filtrante a asentarse al fondo de la malla y formar un
paquete de lecho uniforme y aleatorio para reconstituirlo. Este mecanismo forza a
las partículas más pesadas del lecho filtrante a depositarse hacia abajo,
colocándose en la parte superior las partículas más livianas.
98
Purgado.- El último paso a seguirse en el lavado del lecho filtrante es el purgado.
Es necesario purgar el filtro para remover los líquidos sucios y contaminantes
pesados que permanezcan en el fondo del vessel. La válvula “C” permanece
abierta, permitiendo que el fluido de entrada pase a través del lecho filtrante y
force a todos los contaminantes a salir hacia el tanque de desperdicio. No se debe
preocupar por el volumen de fluido desechado ya que este proceso es muy corto.
Proceso de Filtración.- Luego de la purga la unidad esta lista para retornar al
ciclo de filtración normal. Esto se realiza al abrir la válvula “F” y cerrar la válvula
“C”, entrando nuevamente en línea el proceso.
Procedimiento Para el Apagado Del Filtro Autoshell.- Se pueden presentar dos
razones por las cuales se produce un apagado del filtro.
a) Procedimiento de Apagado Normal
Un apagado normal se lo debe realizar tomando en cuenta lo siguiente: cuando el
filtro no se encuentre drenando el agua del vessel, cuando está fuera de línea del
proceso, y cuando las válvulas o puntos de muestra no se encuentren abiertas. Se
puede tener un apagado normal cuando el filtro se encuentre en la etapa de lavado.
b) Procedimiento de Mantenimiento
Cuando se realiza el mantenimiento del filtro o un apagado de servicio se debe
drenar el agua del vessel y abrir sus compuertas de acceso. Para esto previo apagar
la energía es necesario asegurarse que el filtro no esté lavándose o se encuentra en
algún paso del ciclo de lavado y que el tiempo de filtración ha sido de al menos 1
hora. Se debe tener en cuenta las siguientes recomendaciones:
Si el filtro no está en el ciclo de lavado y tiene más de una hora de proceso
de filtración, se puede apagar la energía desde el panel de control.
Si el filtro se está lavando, se debe esperar hasta que el filtro retorne al
proceso de filtración para apagar la energía.
99
Si el filtro no está lavándose pero tiene al menos una hora de
funcionamiento, ingrese manualmente al ciclo de lavado y luego espere
hasta completar este ciclo y luego apagarlo desde el panel de control.
Una vez apagado el filtro se procede al drenaje manual del líquido contenido en el
vessel para poder realizar el mantenimiento interno. Cuando el filtro AutoShell no
funcione no se debe dejar líquidos en su interior ya que su recubrimiento interno
podría dañarse.
Tanque de Almacenamiento de Agua de Formación Tratada.- Una vez que el
agua de formación ha pasado por el proceso de limpieza a través de los equipos
como la Hidrocelda y el filtro AutoShell, es almacenado en un tanque de
capacidad 5000 BLS. El nivel del tanque es registrado por el PLC a través de un
transmisor de nivel del tanque.
b) Sistema de Tratamiento de Agua de Rio.
Tabla 2.4.5.10.Equipos para el Tren de Tratamiento de Agua de Rio
ÍTEM CANTIDAD DESCRIPCIÓN
01 1 Sistema de alimentación de hipoclorito.
02 1 Sistema de alimentación de polímero.
03 3 Filtros de flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)
04 1 Ventilador de aire limpiador.
05 1 Bomba de retrolavado.
06 1 Torre de desoxigenación.
07 2 Bombas de vacío.
08 1 Bombas de transferencia de desoxigenación.
09 1 Sistema de alimentación de biocida orgánico.
10 1 Sistema de alimentación de eliminador de oxigeno.
11 1 Tanque de almacenamiento de agua de río. Capacidad 1500 bbls.
12 1 Sistema de alimentación de inhibidor de escala.
13 1 Sistema de control común para el agua de formación y agua de río.
El equipo para el tratamiento del agua de río está constituido por un sistema de
fluido químico para químicos como polímeros, hipoclorito; un eliminador de
oxigeno, un biocida orgánico y un inhibidor de escala. Para realizar la
regeneración de los filtros se dispone de una bomba de retrolavado y un sistema
100
de ventilador de aire. A continuación se presenta un listado de los equipos y
sistemas que forman parte de este proceso con el propósito de obtener el máximo
rendimiento en la operación de la planta.
Sistema de Alimentación de Hipoclorito de Sodio.- El objetivo de la
alimentación del hipoclorito de sodio a la línea común de entrada de los filtros de
flujo superior (ascendente) es el control biológico. La velocidad de inyección es
controlada por medio del PLC a través del monitoreo del flujo de la línea común
de entrada y controlada por la velocidad de la bomba de alimentación del
hipoclorito de sodio.
Sistema de Alimentación del Polímero.- Se suministra el polímero a la línea
común de entrada de los filtros de flujo superior con el propósito de ayudar en la
filtración. Al igual que el sistema anterior, la velocidad de inyección es controlada
por el PLC por monitoreo del flujo de la línea común de entrada y controlada por
la velocidad de la bomba de alimentación del polímero.
Filtros de Flujo Ascendente (upflow).-El sistema está formado por tres filtros de
flujo superior (ascendente) colocados en paralelo para limpiar el agua de río. El
lecho filtrante está constituido por tres capas de arena que van de un tamaño
grueso a fino, utilizadas para remover sólidos suspendidos en el liquido. Cuando
el lecho filtrante se encuentra saturado de sólidos suspendidos se produce el
incremento de la presión diferencial a través del lecho lo cual es un indicativo
para el inicio del ciclo de retrolavado. El sistema de filtros tiene una alimentación
de químicos en la entrada para ayudar al proceso de limpieza del agua. El flujo de
alimentación de químicos está controlado por la cantidad de flujo de entrada por
medio del PLC. La sección de filtrado de este sistema está diseñada para tener dos
filtros activos y un tercero en standby ya sea en el ciclo de lavado o de respaldo
esperando ingresar en línea en el momento en que la presión diferencial o turbidez
en uno de los filtros en línea esté fuera de rango de filtros de flujo superior,
también están controlados por el PLC ya sea en forma automática o manual.
101
Sistema de Retrolavado.- Mientras dos filtros se encuentran trabajando
normalmente el tercero puede estar en el ciclo de limpieza. El proceso de lavado
de los filtros puede ser activado ya sea por una alta presión diferencial o por una
alta turbidez. La activación del retrolavado debe ser manual desde el MCP. La
secuencia de retrolavado tiene los siguientes pasos:
Drenaje Inferior.- Para realizar el proceso de lavado, se debe cerrar las válvulas
de entrada y salida del filtro, para luego abrir las válvulas “5” de drenaje ubicada
en la parte inferior del mismo y la válvula “7” de venteo. El filtro es drenado
parcialmente desde la parte superior del lecho de arena. El tiempo para este paso
es de 3 minutos. Una vez que el drenaje ha terminado se cierra la válvula “5”
mientras la válvula de venteo “7” permanece abierta. Este paso se termina cuando
se pulsa el botón de avance manual del ciclo de limpieza o cuando el nivel llegue
al interruptor de bajo nivel.
Aire de Limpieza.- El lecho del filtro es aireado por el ventilador por 5 minutos.
El lecho filtrante es agitado con aire para remover los sólidos colectados. Las
válvulas de salida de retrolavado “4”, la válvula de ingreso de aire/drenaje “6” y la
válvula de venteo “7” son abiertas. El aire ingresa por la válvula de
limpieza/drenaje y se escapa a la atmósfera a través de la válvula de venteo
ubicada en la parte superior del filtro. Este paso termina ya sea por el pulsador de
avance manual del ciclo de limpieza o cuando el tiempo fijado (5 minutos)
termine.
Drenaje.- Nuevamente el lecho filtrante es drenado por un minuto. Este paso se
termina ya sea por el pulsador de avance manual del ciclo de limpieza o cuando el
tiempo fijado (1 minuto) termine.
Aire de Limpieza.- El lecho filtrante de nuevo es aireado por el ventilador por 5
minutos. Este paso termina ya sea por el pulsador de avance manual del ciclo de
limpieza o cuando el tiempo fijado (5 minutos) termine.
102
Aire de Lavado.- El lecho filtrante es agitado con aire desde el ventilador al
mismo tiempo que se llena con agua hasta que el líquido llegue al interruptor de
alto nivel mediante la bomba de retrolavado. Este procedimiento previene que los
sólidos se asienten en el lecho. La válvula de salida y de ingreso de agua de
retrolavado “4” y “3” respectivamente es abierta, al igual que la válvula de
ingreso de aire “6” también es abierta. La bomba de retrolavado debe ser
encendida. La válvula FCV es ajustada a 400 GPM de flujo de agua. Se debe
verificar el indicador de nivel. El tiempo para este paso es de 30 minutos. Una vez
que este ciclo ha terminado, las válvulas de salida “4” y de ingreso “3”
permanecen abiertas, pero las válvulas de ingreso de aire y de venteo “6” y “7”
respectivamente son cerradas. La FCV permanece abierta y la bomba de
retrolavado continúa trabajando. Este paso se termina ya sea por el pulsador de
avance manual del ciclo de limpieza o cuando se alcanza el interruptor de alto
nivel.
Retrolavado.- El lecho filtrante es retrolavado para drenar o remover los sólidos
acumulados. Esto se hace usando el agua limpia del tanque de almacenamiento de
agua de río. El agua ingresa por la válvula de entrada de retrolavado “3”, llevando
consigo los sólidos depositados en el lecho filtrante para luego salir por la válvula
de salida de retrolavado. Este paso toma 10 minutos para completarse. Cuando se
termina, las válvulas “3”, “4” y la válvula de control de flujo FCV son cerradas.
La bomba es apagada. Este paso concluye ya sea por el pulsador de avance
manual del ciclo de limpieza o cuando el tiempo fijado (10 minutos) termine.
Asentamiento.- Para terminar el ciclo de retrolavado todos los flujos que ingresan
o salen del filtro son cortados. Toma un tiempo de 2 minutos aproximadamente al
lecho filtrante para asentarse y reacomodarse en el interior del filtro. Este paso se
termina ya sea por el pulsador de avance manual del ciclo de limpieza o cuando el
tiempo fijado (2 minutos) termine.
103
Filtro de Respaldo.- Una vez completado el asentamiento del lecho filtrante, el
filtro pasará a un estado de reposo o de respaldo. Si alguno de los filtros en
servicio requiere limpieza, el filtro de respaldo avanzará al paso 9. Este paso
terminará por el uso el pulsador de inicio de servicio o cuando otro filtro requiera
limpieza.
Estabilización de Clarificación.- Este paso purga al vessel del agua turbia que
todavía permanece en la parte superior del lecho filtrante. Para lograr esto se
ingresa agua de río por la válvula de entrada, pasa a través del lecho filtrante y
sale por la válvula de retrolavado hacia el tanque de retrolavado. El tiempo
estimado para este paso es de 10 minutos. Este paso termina por el uso del
pulsador de inicio de servicio o cuando el tiempo fijado (10 minutos) termina.
Filtro en Servicio.- Terminado el paso 9, el filtro está listo para ser colocado en
servicio. El agua de río ingresa por la válvula de entrada, pasa a través del lecho
filtrante y sale por la válvula de salida de servicio hacia el siguiente paso del
proceso que es la torre de desoxigenación.
Este paso se termina por el pulsador de avance al ciclo de limpieza, cuando se
tenga indicación en la entrada del filtro de una alta presión o una alta turbidez. La
operación del ventilador de aire y la bomba de retrolavado tendrá tres estados o
modos de funcionamiento posibles:
Tabla 2.4.5.11. Operación de la Bomba Retrolavado.
MODO DE
FUNCIONAMIENTO
EFECTO
En modo manual La bomba se enciende
En modo apagado La bomba no se enciende
En modo automático
(funcionando)
La bomba se enciende directamente por el comando del PLC,
adicionalmente se debe tener seleccionado el modo Auto en el panel
principal de control
Funcionamiento de la Bomba de Retrolavado.- Los filtros de flujo superior
(upflow) son alimentados con agua de río tomada desde el tanque de
104
almacenamiento de capacidad 1500 Bbls., para ser utilizado en el proceso de
retrolavado. A través de la bomba de retrolavado.
Funcionamiento del Ventilador de Limpieza.- El ventilador de limpieza en
conjunto con la bomba de retrolavado se utiliza en todas las etapas de lavado de
los filtros de flujo ascendente, tal como se describe en los pasos anteriores.
Desgasificador de Vacio.
Principio de Operación.- El sistema está diseñado para remover el oxigeno
disuelto en el agua de río que sale de los filtros de flujo superior. Opera de
acuerdo al Principio de la Leyes de Henry la cual dice: “Bajo condiciones de
equilibrio, la concentración de un componente gaseoso en solución es
proporcional a la presión parcial del vapor sobre la solución”. Con este sistema de
Desgasificador de Vacío simplifica esta relación de equilibrio, reduciendo la
presión total en la torre y por lo tanto la presión parcial es reducida. El gas
disuelto (en este caso el oxigeno) empieza a escapar desde la solución hasta que
su concentración en la fase de liquido está en equilibrio con la fase de vapor.
El desgasificador remueve los gases del agua tratada previa al llenado del tanque
de almacenamiento de agua de río.
El desgasificador de vacío tiene una torre de dos etapas de tratamiento con dos
bombas de vacío, utilizadas una para la etapa superior y otra para la etapa inferior.
El agua ingresa a la torre a través del distribuidor superior. El flujo es
consecuentemente distribuido a través del área seccional llena de material
polímero que permite producir un esparcimiento (disolución) en finas gotas de
agua. Se tiene una sección de almacenamiento para proporcionar un nivel y
presión constantes a la bomba de transferencia que llena el tanque de
almacenamiento de agua de río. El nivel es controlado por la válvula de control de
flujo en la descarga de la bomba de transferencia. Esta válvula se abrirá más
cuando el nivel del tanque de almacenamiento del desgasificador aumente y se
105
cierra cuando el nivel cae. Se dispone de un sistema de alimentación de químicos
en la descarga de los descalificadores para ayudar al proceso de remoción del
oxigeno y el control biológico. La alimentación del eliminador de oxigeno y la
alimentación de biocida orgánico son controladas por el PLC por monitoreo del
flujo de los efluentes el desgasificador y controlando la velocidad de las bombas.
Funcionamiento de las Bombas de Vacio.- La reducción de la presión absoluta
en el interior de la torre permite que el oxigeno escape desde el agua. El oxigeno
escapado es absorbido junto con el vapor de agua por las bombas de vacío. La
mezcla de aire y vapor de agua es descargada dentro de la trampa de agua donde
el oxigeno es venteado fuera. Cuando está en operación la bomba de vacío debe
ser abastecida con agua de sello para una operación apropiada y sobre todo
prevenir daños severos en las bombas.
Funcionamiento de la Bomba de Transferencia de Desoxigenación.- Una vez
que el agua de río es procesada en el desgasificador de vacío, el agua es
recolectada en la base de la torre y bombeada al tanque de almacenamiento de
agua de río a través de la bomba de transferencia. La operación básica de esta
bomba tiene tres estados o modos.
Tabla 2.4.5.12. Operación de la Bomba de Transferencia de Desoxigenación
MODO DE
FUNCIONAMIENTO
EFECTO
En modo manual La bomba se enciende
En modo apagado La bomba no se enciende
En modo automático La bomba se enciende directamente por el comando del PLC,
adicionalmente se debe tener seleccionado el modo Auto en el panel
principal de control
Tanque de Almacenamiento de Agua de Río.- Este tanque se encarga de
almacenar el agua de río que ha sido procesada. El agua de río “limpia” es
suministrada por una bomba de transferencia ubicada a la salida de la torre de
106
aireación y su propósito principal es la alimentación continua de agua de río a las
bombas de Reinyección.
Funcionamiento del Tanque.- Para controlar el nivel de agua de río en el tanque
de almacenamiento se lo realiza a través del monitoreo del nivel en el PLC
controlando el flujo en la entrada y en la salida de las bombas de transferencia. El
inhibidor de escala se aumenta en el efluente del tanque de almacenamiento de
agua de río. El flujo de inyección es controlado por el PLC. La operación de la
bomba de inyección de químico tendrá tres estados o modos de funcionamiento
posible:
Tabla 2.4.5.13. Operación de la Bomba de Inyección de Químico
MODO DE
FUNCIONAMIENTO
EFECTO
En modo manual La bomba se enciende
En modo apagado La bomba no se enciende
En modo automático La bomba se enciende directamente por el comando del PLC,
adicionalmente se debe tener seleccionado el modo Auto en el panel
principal de control
Funcionamiento del Sistema de Alimentación de Inhibidor de Escala.- El
inhibidor de escala se inyecta a la línea de descarga del tanque de almacenamiento
de agua de río para tratar de evitar la formación de escala en la tubería y equipos
del sistema de inyección de agua. La velocidad de inyección es controlada por el
PLC por monitoreo de flujo de la línea común de entrada y controlada por la
velocidad de la bomba de alimentación del inhibidor de escala.
Funcionamiento del Panel de Control Principal.- El panel de control principal
consiste de dos interfaces graficas para la interacción con el operador y un PLC
para el control del sistema.
2.4.5.10 Tratamiento Físico Químico del Agua Dulce y Agua de Formación a
Inyectarse
107
El agua de inyección, será una mezcla del agua de formación y de río, con
propiedades extremadamente diferentes; requiriendo dos tipos de tratamientos
separados, que necesitarán tratamientos físico químicos para cada tipo de agua
por separado y luego para el agua de inyección, resultado de la combinación de
los dos tipos de agua utilizados.
Consiste en mantener en condiciones ópticas el agua a ser inyectada en los pozos
inyectores, para lo cual es necesario la aplicación de químicos que deberán
considera las siguientes especificaciones:
Los contaminantes del Agua de Inyección del Campo Auca son:
Tabla 2.4.5.14.Contaminantes del Agua de Inyección del Campo Auca
CONTAMINANTES
FUENTE OXIGENO TSS - SÓLIDOS TSS – SÓLIDOS ACEITE
DE AGUA DISUELTO SUSPENDIDOS SUSPENDIDOS DISPERSO
ACEITOSOS
Agua de formación NO NO SI SI
Agua de río SI SI NO NO
Departamento de Corrosión –Auca-Auca Sur
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Por la naturaleza diferente de los contaminantes para cada agua, se recomiendan
dos tratamientos separados para el agua, y los Procesos requeridos en la Planta de
Inyección se describen a continuación:
Tabla 2.4.5.15.Procesos Requeridos para el Agua de Inyección
FUENTE
DE AGUA
PROCESO REQUERIDO
REMOCIÓN
DE O2
FILTRACIÓN
SÓLIDOS
ACEITOSOS
FILTRACIÓN
SÓLIDOS
SUSPENDIDOS
REMOCIÓN
DE ACEITE
Formación NO SI NO SI
Río SI NO SI NO
Departamento de Corrosión –Auca-Auca Sur
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
108
Para llevar el control mencionado en la Tabla anterior, de la mezcla del agua para
la inyección, es necesario algunos químicos, como:
Solución de Hipoclorito de sodio (Bactericida)
Polielectrolito para filtración
Biocidas orgánicos para tratamiento vía Batch
Inhibidores de corrosión y escala
Atrapador de oxígeno
El control de los parámetros y niveles permisibles de concentración se
realizarán en el laboratorio de la planta, en los pozos inyectores y en el laboratorio
de la Estación Auca Central, por parte el personal de Corrosión de EP-
Petroecuador y por parte del personal de la compañía proveedora de químicos.
2.4.5.11 Control del Tratamiento Químico y Disposición de Sólidos.
Incluye la recolección, tratamiento y disposición final del total de los sólidos
separados en los trenes de agua de formación y de río (hidratados) que deberán ser
retirados de la Planta de Tratamiento de acuerdo a la frecuencia de generación de
los mismos, bajo la responsabilidad del contratista.
a) Control Químico del Agua de Formación
Con el fin de fiscalizar sistemáticamente el cumplimiento de las obligaciones
contractuales, se procederá de la siguiente manera:
La sección de corrosión del Distrito Amazónico como del campo Auca-Auca Sur,
se realizará en coordinación con el Administrador y Fiscalizadores del Contrato,
serán los responsables de evaluar trimestralmente los objetivos técnicos-
económicos.
109
El Ingeniero de Tratamiento Químico del Área Auca, realiza un informe diario y
mensual y de ser necesario entregara reportes adicionales, sobre la aplicación del
programa de tratamiento químico, el cual incluirá:
Concentraciones y stock de los químicos utilizados en todos los puntos de
inyección.
Volumen de agua de formación tratada mensualmente.
Balance total y por punto de inyección, del consumo de químicos;
cuadrado con stock de bodega.
Costo total y por producto, del tratamiento químico.
Parámetros de operación del sistema de inyección.
Ensayos de laboratorio necesarios para una correcta aplicación del
programa de tratamiento químico.
Análisis de corrosión e incrustaciones en el sistema, sobre la base del
cumplimiento de los parámetros de tratamiento químico.
Diagrama del sistema de inyección en el cual se indiquen los puntos de
inyección de químicos.
Se analizara algunas propiedades que tiene el agua de formación y que son
importantes para determinar que tratamiento va a necesitar y cuáles de estas
propiedades perjudican con su presencia y contrarrestarlas para lograr la inyección
de un agua óptima.
Las características principales son: el pH, presencia de bacterias, de oxígeno,
dióxido de carbono, petróleo residual, sólidos disueltos y suspendidos, resistividad
y conductividad.
PH.- Es el grado de alcalinidad o acidez que presenta el agua, y cuya escala varía
entre 0 a 14, donde valores menores a 7 representan agua ácida y mayores a 7
110
alcalina, un valor de 7 representa un pH neutro. Si el pH se encuentra elevado, el
carbonato de calcio y compuestos de hierro se precipitan más fácilmente. Cuando
se reduce el pH se facilita el proceso de corrosión.
Sólidos Suspendidos Totales.- Valores máximos de 3 ppm de sólidos
suspendidos totales, medidos diariamente, con membrana de 0.45 micrones a la
salida del filtros. Se realizara análisis cada 4 horas de acuerdo a condiciones
operacionales, estas eventualmente pueden ser más frecuentes.
Oxigeno Disuelto.- Valores menores a 5 ppb, se realizara análisis cada 8 horas, de
acuerdo a condiciones operacionales; estos eventualmente pueden ser más
frecuentes.
Aceite residual.- Valores menores a 10 ppm, se realizara análisis cada 4 horas, de
acuerdo a condiciones operacionales, estos eventualmente pueden ser más
frecuentes.
Turbidez.- Valores máximos de 6 NTU (unidades nefelométricas de turbidez),
medidos diariamente, conjuntamente con SST (sólidos suspendidos totales)
Control de bacterias.- Valores de hasta 10 col/ml de SBR (bacterias sulfato
reductoras) y 100 col/ml de bacterias totales, medidos a la salida del tanque del
agua de almacenamiento La frecuencia (mensual) de análisis será finalmente
establecida por la sección corrosión, de acuerdo a las condiciones operacionales.
Control de Corrosión.- Se establece un rango de 1 a 3 mpy (milésimas de
pulgadas por año) en equipos y líneas de flujo del sistema, determinado mediante
cupones y probetas. La frecuencia de análisis así como la implementación de otros
mecanismos de monitoreo de corrosión, será establecida por la Sección de
Corrosión, de acuerdo a las condiciones operacionales.
111
En cuanto a los tanques de almacenamiento de agua de formación de recepción y
entrega, la contratista está obligada a cuidar de la corrosión para esto deberá
proveer de un buen control de protección catódica.
b) Control Químico del Agua del Río.
Se debe cumplir con los siguientes parámetros de Tratamiento químico:
Sólidos Suspendidos Totales.- Valores menores a 2 ppm de sólidos suspendidos
totales, medidos diariamente, con membrana de 0.45 micrones a la salida de
filtros. Se realizara análisis cada 12 horas, de acuerdo a condiciones
operacionales, estos eventualmente pueden ser más frecuentes.
Oxido Disuelto.- Valores menores a 10 ppb, se realizara análisis cada 4 horas, de
acuerdo a condiciones operacionales, estas eventualmente pueden ser más
frecuentes.
Turbidez.- Valores menores de 6 NTU (unidades nefelométricas de turbidez),
medidos diariamente, conjuntamente con los SST (sólidos suspendidos totales).
Control de Corrosión.- Se establece un rango de 1 a 3 mpy (milésimas de
pulgadas por año) en equipos y líneas de flujo del sistema, determinados mediante
cupones y probetas. La frecuencia de análisis, así como la implementación de
otros mecanismos de monitoreo de corrosión, será establecida por la Sección de
Corrosión, de acuerdo a las condiciones operacionales.
El tanque de almacenamiento de agua tratada debe contar con un sistema de
protección catódica, para lo cual la contratista para precautelar las instalaciones de
la corrosión, adquirirá el equipo necesario para (electrodo de cobre, sulfato de
cobre, milímetro de alta impedancia) este propósito.
Control de Incrustaciones.- Todo el sistema, desde la planta de agua de
formación y de río hasta la cara de la arena, deberá estar libre de incrustaciones
que pueden originar problemas operacionales, tales como: disminución de
112
volúmenes tratados, incremento de presiones en el sistema, taponamiento de
líneas, bombas e infraestructura instalada, daños en equipos, etc. Para el efecto, el
Contratista está obligado a utilizar los químicos que se requieran con el fin de
prevenir la depositación de sólidos incrustantes.
El monitoreo de la severidad de las incrustaciones se realizara estableciendo una
correlación entre los siguientes elementos de análisis:
Inspección visual o mediante herramientas, de las líneas y equipos
instalados.
Evaluación de cupones.
La frecuencia de análisis, así como la implementación de otros
mecanismos de monitoreo de incrustaciones, será establecida por la
Sección de Corrosión, de acuerdo a las condiciones operacionales.
En el caso en que se compruebe la formación de incrustaciones (carbonatos,
sulfatos, sulfuro de hierro, bacterias, productos de corrosión, etc.), atribuibles al
mal tratamiento del agua de formación, por parte de la empresa, en los equipos o
líneas del sistema y de flujo; el encargado de la Sección de Corrosión remitirá a
la empresa el Contrato y dará un informe que servirá de base para disponer al
Oferente que preceda en forma inmediata a optimizar el tratamiento químico y
realizar los trabajos de limpieza o reparación de equipos e instalaciones.
De acuerdo con nuestra investigación se realizó para los últimos tres años en la
cual cada análisis que se realizaba era de una vez por semana donde se detalla los
siguientes datos en las Tablas de anexos.
Para el adecuado control del tratamiento químico se establece la frecuencia
mínima con la que se realizaran los análisis, para cada tren y mezcla de agua son:
113
Tabla 2.4.5.16.Análisis del Tratamiento Físico-Químico del Agua
ANÁLISIS FRECUENCIA
Sólidos Totales Suspendidos STS (PPM) Diaria
Turbidez (NTU) Diaria
Oxigeno disuelto para agua de formación y
mezcla (PPM)
Diaria
Oxigeno disuelto para agua dulce (PPM) Diaria
H2S disuelto en agua de formación (PPM) Semanal
Aceite de agua (PPM) Diaria
Conteo de BSR y bacterias totales Mensual
Inspección de Cupones de Escala Quincenal
Inspección de Cupones de Corrosión (MPY) Quincenal
Medición de Probetas de Corrosión (MPY) Mínimo una vez por semana
Departamento de Corrosión –Auca-Auca Sur
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
SST.- Son sólidos suspendidos totales
MPY.- Milésimas de plg por año, es la formación acerca del
desgaste interior de la tubería.
2.4.5.12 Influencia de la Calidad del Agua
Agua de Formación
Ventaja
Costos relativamente bajos
Se la puede reinyectar a la misma formación productora luego de ser
tratada o incluso sin previo tratamiento
Se la puede emplear en sistemas cerrados sin someterla a tratamiento
previo.
Desventaja
En ocasiones el volumen producido no es suficiente para abastecer los
requerimientos del proyecto.
114
Como proveniente de otras formaciones productoras, se pueden
presentar incompatibilidades con el agua intersticial del yacimiento
sometido a inyección.
Agua Dulce o de Rio
Ventaja
Constituye una excelente fuente de abastecimiento y debido a la
facilidad de obtención, sus costos son reducidos.
Bajo costo de bombeo
Escasos requerimientos
Constituye una excelente fuente de abastecimiento de tratamientos
físicos y químicos, pero requiere el uso de biocidas.
Desventaja
Se la debe someter a tratamiento para reducir sus características
corrosivas por su alto contenido de oxigeno y para evitar la
contaminación de bacterias.
Puede ser perjudicial en yacimientos con presencia de arcillas que al
ponerse en contacto en el agua dulce, estos se expanden
2.4.5.13 Compatibilidad del Agua
Cuando aguas de diferentes fuentes se mezclan y no se forma ningún precipitado
las aguas se consideran compatibles. La compatibilidad del agua para la
inundación es muy importante en el diseño y operación de estos sistemas. En
ciertos casos se usan aguas provenientes de diferentes formaciones para la
inundación, las cuales son mezcladas antes de ser inyectadas. Si estas aguas son
incompatibles, pueden causar la precipitación de sólidos que obstruyen las
tuberías y la formación en los pozos de inyección. Por lo tanto, es recomendable
115
hacer pruebas de compatibilidad de las aguas antes de inyectarse. En caso de que
fuesen incompatibles, pueden usarse tanques de decantación y filtración como
también tratamientos químicos. Previo a la inyección de agua, se tiene previsto
realizar pruebas de compatibilidad.
Las aguas intersticiales y las aguas para inundación contienen generalmente varias
sales inorgánicas en solución. La mayoría de estas son cloruros, sulfatos,
bicarbonato de sodio, calcio, magnesio, potasio y bario, y otros iones que están
presentes a baja concentración.
Existe el peligro de que las arenas se obstruyan a causa de la incompatibilidad del
agua para la inundación con el agua intersticial presente. Las reacciones típicas
que pueden suceder son: la formación de precipitados de sulfatos de calcio, bario,
estroncio, oxido férrico, sulfitos de hierro y manganeso. Usualmente, se prueba la
compatibilidad del agua para inundación con el agua intersticial antes de
comenzar la inyección. Esta prueba se hace mezclando ambas aguas en un
recipiente de vidrio y observando si se forma algún precipitado. En caso de que se
forme se concluye que las aguas son incompatibles y se deben usar otras aguas o
someter las disponibles a tratamiento adecuado. Existe una gran posibilidad de
que se reduzca la permeabilidad de las arenas cuando se inyectan aguas
incompatibles con el agua intersticial. La compatibilidad del agua de inyección
debe ser considerada en relación con:
El agua de formación
Escala: ningún tipo de escala es tolerable en cualquier parte del sistema de
inyección.
Corrosión: La tasa de corrosión deberá ser menor a 1 mpy
Bacteria: Ningún tipo de actividad bacterial puede ser tolerada en
cualquier parte del sistema de tratamiento o inyección.
116
Salinidad el contenido de sal en el agua preferiblemente será mayor a 1500
ppm
Tomando en cuenta todos estos parámetros es necesario tener la mayor similitud
entre la composición físico-químico del agua de inyección con el agua de
formación.
La incompatibilidad del agua de inyección con la formación suele generar
problemas que ocasionan una baja en la eficiencia del sistema de inyección como
son la disminución del gasto o el aumento de la presión. Esto se debe a la
precipitación de compuestos insolubles dentro de los poros de la roca y del
hinchamiento de las arcillas. La precipitación de compuestos insolubles ocurre al
variar las condiciones de presión y temperatura de la formación o por la reacción
de los compuestos disueltos en el agua de inyección con los del agua intersticial o
con los constituyentes de la roca.
2.4.5.14 Volumen de Agua a ser Inyectado de la Planta (Bls)
El volumen de Agua a ser inyectado para la arenisca “T” tiene una inyección
máxima de 6979 BAPD en abril del 2011 y para la arenisca “U” no se ha
inyectado por el momento.
Tabla 2.4.5.17.-Historial de Volumen de Agua a Inyectarse
Completación Date Pwhi (PSI)
Volumen
Acumulado(BLS) Q(BAPD) Sólidos(PPM)
AUC012I:TI 31/01/2006 1348 50162 2332 0,81
AUC012I:TI 31/01/2007 1402 43112 3079 1,52
AUC012I:TI 28/02/2007 1222 112439 4164 2,96
AUC012I:TI 31/03/2007 1136 114054 3802 1,49
AUC012I:TI 30/04/2007 1101 100708 3473 1,28
AUC012I:TI 31/05/2007 1048 105219 3897 0,91
AUC012I:TI 30/06/2007 1051 90884 3635 1,18
AUC012I:TI 31/07/2007 977 131534 4243 5,16
AUC012I:TI 31/08/2007 927 117484 3916 3,10
AUC012I:TI 30/09/2007 888 143738 4791 4,97
AUC012I:TI 31/10/2007 873 155654 5021 4,16
AUC012I:TI 30/11/2007 883 118737 4749 5,41
117
AUC012I:TI 31/12/2007 854 153826 4962 5,28
AUC012I:TI 31/01/2008 873 150241 4846 4,04
AUC012I:TI 29/02/2008 891 143736 4956 4,28
AUC012I:TI 31/03/2008 867 155022 5001 4,08
AUC012I:TI 30/04/2008 872 145017 4834 4,60
AUC012I:TI 31/05/2008 894 141807 4574 3,60
AUC012I:TI 30/06/2008 874 132921 4431 2,49
AUC012I:TI 31/07/2008 911 137611 4439 1,95
AUC012I:TI 31/08/2008 906 136643 4555 2,99
AUC012I:TI 30/09/2008 1040 153612 5120 2,59
AUC012I:TI 31/10/2008 944 158207 5103 4,83
AUC012I:TI 30/11/2008 916 127760 4259 8,84
AUC012I:TI 31/12/2008 975 152291 4913 6,70
AUC012I:TI 31/01/2009 937 145770 4702 6,46
AUC012I:TI 28/02/2009 939 134132 4790 8,99
AUC012I:TI 31/03/2009 935 147410 4755 7,17
AUC012I:TI 30/04/2009 762 126917 4376 6,41
AUC012I:TI 31/05/2009 799 150507 4855 7,05
AUC012I:TI 30/06/2009 840 147032 4901 6,51
AUC012I:TI 31/07/2009 787 155379 5012 7,00
AUC012I:TI 31/08/2009 765 156919 5062 7,57
AUC012I:TI 30/09/2009 621 104460 4748 5,40
AUC012I:TI 31/10/2009 447 16700 4175 7,47
AUC012I:TI 30/11/2009 489 29795 3311 9,36
AUC012I:TI 31/12/2009 262 26518 4420 10,24
AUC012I:TI 31/01/2010 666 150346 4850 7,63
AUC012I:TI 29/02/2010 675 19196 4799 5,49
AUC012I:TI 31/05/2010 600 49874 4534 3,16
AUC012I:TI 30/06/2010 300 5785 1928 5,50
AUC012I:TI 31/07/2010 633 15723 5241 6,00
AUC012I:TI 31/08/2010 726 33986 4855 6,26
AUC012I:TI 31/10/2010 560 32090 4584 2,60
AUC012I:TI 28/02/2011 550 25760 3680 5,06
AUC04ID:TI 30/09/2009 199 43970 4397 7,14
AUC04ID:TI 31/10/2009 18 140939 5034 6,78
AUC04ID:TI 30/11/2009 5 14980 4993 3,60
AUC04ID:TI 29/02/2010 485 139457 5578 5,35
AUC04ID:TI 31/03/2010 50 153191 4942 3,27
AUC04ID:TI 30/04/2010 679 227809 7594 4,79
AUC04ID:TI 31/05/2010 680 134139 6388 5,69
AUC04ID:TI 30/06/2010 614 101276 4823 4,29
AUC04ID:TI 31/07/2010 333 158969 5677 5,06
AUC04ID:TI 31/08/2010 350 127469 5099 3,33
AUC04ID:TI 30/09/2010 211 153978 5133 1,81
AUC04ID:TI 31/10/2010 97 141498 5442 2,71
AUC04ID:TI 30/11/2010 55 174392 5813 10,60
AUC04ID:TI 31/12/2010 317 195428 6304 4,44
AUC04ID:TI 31/01/2011 437 149239 5740 5,62
118
AUC04ID:TI 28/02/2011 497 146658 6111 5,06
AUC04ID:TI 31/03/2011 476 181809 6060 6,01
AUC04ID:TI 30/04/2011 494 209357 6979 4,02
AUC04ID:TI 30/05/2011 160 174252 5621 3,55
AUC041I:TI 31/12/2006 1485 23560 2945 1,24
AUC041I:TI 31/01/2007 1546 35669 2972 1,49
AUC041I:TI 28/02/2007 1663 25966 2361 3,19
AUC041I:TI 31/03/2007 1875 3486 1743 0,65
AUC041I:TI 30/04/2007 0 756 756 0
AUC041I:TI 31/05/2007 0 664 332 0
AUC041I:TI 30/06/2007 930 8186 1637 1,23
Planta de Inyección –Auca-Auca Sur
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Las causas que pudieron existir ante la baja de Presiones de cabeza de inyección
son:
Existió perdida de admisión de presión de los Pozos por lo que fue bajando
la presión paulatinamente.
Se fracturó la arena por lo cual la formación no aceptó presión y conforme
se inyectaba necesitaba mayor presión.
En épocas de sequía no se inyecta debido a que la inyección es intercalada
es decir una mezcla de agua dulce y agua de formación
Cuando el sumidero se llena y no hay agua que procesar, o cuando los
filtros se taponan y hay que limpiar.
Los tanques no admiten la suficiente capacidad de volumen de agua para
inyectar.
Volumen de Inyección de Agua de un Pozo.- Para la arenisca “U” se tendrá que
iniciar inyectando al yacimiento un volumen de 7000 BAPD hasta alcanzar un
volumen de estabilización de 12000 BAPD.
En la arenisca “U” se deberá iniciar la inyección en cada pozo un volumen de
2000 BAPD e ir incrementando la inyección hasta alcanzar en los tres primeros
años un volumen de 3000 BAPD que se mantendrá estable durante la vida del
proyecto.
119
La inyección de agua para la arenisca “T”, se inició con un promedio de 2332
BAPD hasta alcanzar un promedio estabilizado hasta de 5621 BAPD. El cual se
deberá ir incrementando hasta alcanza un volumen de alrededor de 4000 BAPD en
los tres primeros años, luego de lo cual se mantendrán constante por todo el
período de inyección.
2.4.5.15 Métodos de Predicción del Comportamiento de Inyección
A continuación mencionamos los métodos de predicción de inyección de agua.
Teoría de Buckley – Leverett.- Fue demostrado por Buckley y Leverett que en la
ecuación de avance frontal (Ec. 2.11) puede calcularse la distribución de
saturación en un sistema lineal de inundación con agua como una función del
tiempo.
Limitaciones de esta Teoría:
Flujo lineal, aunque puede modificarse con facilidad para flujo radial por
lo que no constituye una limitación muy significativa.
Formación homogénea, con propiedades de K y Φ uniformes.
Desplazamiento tipo pistón con fugas.
Los fluidos son inmiscibles, lo cual implica la existencia de presión
capilar, Pc 0.
Presión y temperaturas constantes, (equilibrio).
Flujo continuo o estacionario.
Fluyen solo dos fases, se aplican los conceptos de permeabilidad relativa a
dos fases.
Presión de desplazamiento mayor a la presión de burbuja, en el caso que se
use agua para desplazar petróleo.
120
CURVAS DE AVANCE FRONTAL
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000
DISTANCIA A LO LARGO DE LA ARENA (PIES)
SA
TU
RA
CIO
N D
E A
GU
A (
FR
AC
CIO
N)
La tasa de inyección y el área perpendicular al flujo se consideran
constantes.
La distribución de saturación puede ser usada para predecir el recobro de petróleo
y la inyección de agua requerida sobre un tiempo base. Este procedimiento, fue
observado por Buckley y Leverett dando una distribución de saturación
físicamente imposible.
Fig.2.4.5.7- Perfil de Saturación Multivalorada
El problema surge a causa de la forma de la curva de flujo fraccional. Se observa
en la figura 2.4.5.8, que valores equivalentes de la tangente, dfw/dSw, pueden
ocurrir en dos diferentes saturaciones de agua.
Para rectificar esta dificultad matemática, sugirió Buckley y Leverett que una
porción de la curva de distribución de saturación es imaginaria, y que la curva
verdadera contiene una discontinuidad en el frente. El método para hallar la curva
real está ilustrado por la figura 2.4.5.9, donde se indica la porción imaginaria de la
curva como una línea entrecortada. La curva verdadera es la línea sólida que se
hace discontinua a una distancia xf. Esta distancia se basa en un balance de
Swm
Reservorio de petróleo
Agua
inicial
INUNDACIÓN DE AGUA
t1 t2 t3
121
materiales del agua inyectada, y puede ser determinada gráficamente por la
localización del frente en tal posición que las áreas A y B sean equivalentes.
Fig.2.4.5.8- Localización del frente de flujo ejecutado por Buckley Leverett
Zona Estabilizada.- El primero de muchos artículos que confirmaron la teoría de
avance frontal fue presentado por Terwillinger. Mientras se aplicaba esta teoría a
un sistema de drenaje por gravedad, ellos encontraron en el frente del límite, una
zona donde todas las saturaciones del fluido desplazante eran movidas a la misma
velocidad. Y la forma del frente fue observada como constante con respecto al
tiempo. Esta zona se llamó zona estabilizada.
Fig.2.4.5.9.Distribución de la Saturación y zonas estabilizada y no
estabilizada.
x =Distancia
Reservorio de
petróleo
t=t1
B
A
100
10
0
0
Agua
inicial
Swm
Sw
(%)
x
f
Frente al
tiempo t1
Sw
f
Frente al
tiempo
t2
Zona
Estabilizada
.ctet
x
Sw
Zona no
Estabiliz
ada
0x
Sw
Sw
Distancia
Sw
m
Sw
i
Sw
(%
)
122
Más adelante, fue demostrado usando la ecuación de flujo fraccional completa
junto con la ecuación de avance frontal, que la distribución de saturación
calculada usando la teoría de Buckley–Leverett fue igual a la distribución de
saturación observada experimentalmente. La zona estabilizada es ilustrada en la
figura 2.4.5.10.
También se observó que la saturación al límite de la zona estabilizada, Swf puede
ser definida como el punto tangente sobre la curva de flujo fraccional obtenido por
el trazo de una línea tangencial al punto (Sw = Swi, fw = 0). Esto más tarde fue
comprobado por Welge. En consecuencia, la velocidad de esta saturación
particular es proporcional a la pendiente de la tangente de la curva de flujo
fraccional en este punto.
Desde aquí, todas las saturaciones en la zona estabilizada se mueven a la misma
velocidad, siguiendo eso dfw/dSw tiene que ser el mismo para todas las
saturaciones en la zona estabilizada. La curva de flujo fraccional con la
descripción de la línea tangente es ilustrada en la fig. 2.4.5.11
Fig.2.4.5.10.Curva flujo fraccional para el efecto de la zona estabilizada.
Así, se concluye que la distribución de saturación en la zona estabilizada (Swi
Sw Swf) tiene que calcularse basada en la tangente a la curva de flujo
1.0
0 100
Sw (%)
Swi 50 Swf
fw
Curva formada por la
zona estabilizada
123
fraccional. Varios estudios experimentales y matemáticos han verificado y
considerado el efecto que la zona estabilizada tiene en el comportamiento de la
inyección de agua. Generalmente es aceptado que la longitud de la zona
estabilizada es despreciable a tasas prácticas de inyección y que el método de
Welge puede pronosticar resultados lineales de inyección. Detrás del frente de
inundación está una zona donde la distribución de saturación cambia con el
tiempo y se refiere a la existencia de una zona no estabilizada.
En contraste con la zona estabilizada, las saturaciones cambian muy poco con
respecto a la distancia en esta zona, y podemos escribir dSw/dx 0. Entonces el
término de presión capilar en la ecuación de flujo fraccional puede ser escrito,
según la regla, como:
x
Sw
Sw
Pc
x
Pc (2.12)
Procedimiento de Welge
Saturación de agua en el frente.- Este método simplifica mucho el
procedimiento gráfico de Buckley y Leverett, pero requiere que la saturación de
agua inicial sea uniforme. Al mismo tiempo, luego que el proceso de
desplazamiento inicia, la distribución de la saturación aparecerá como se muestra
en la figura 2.4.5.12
Fig.2.4.5.11. - Perfil de Saturación durante la inundación.
124
El área punteada entre Swi y Swf es:
Swf
Swi
dSwxSwiSwfxf )( (2.13)
Donde:
Swf = Saturación de agua en el frente de inundación de agua.
Sustituyendo x, de la Ec. 2.11 en la Ec. 2.13,
Swf
Swi
t dSwdSw
dfw
A
tqSwiSwfxf
615.5)(
Así,
SwiSwf
Swi
fw
Swf
fw
A
tqxf t615.5
(2.14)
Si la Ec. 2.11 se escribe para x = xf,
SwfSw
t
dSw
dfw
A
tqxf
615.5 (2.15)
Igualando las Ecs. 2.14 y 2.15,
Swf
Frente de
inundación
x
Sw
m
Swi
xf
Sw
(%
)
125
SwiSwf
Swi
fw
Swf
fw
dSw
dfw
swf
(2.16)
La interpretación gráfica de la Ec. 2.16 es una línea dibujada tangente a la curva
de flujo fraccional, desde el punto (fw/Swi, Swi), y tendrá un punto de tangencia
igual a (fw/Swf, Swf); que es la Saturación de agua en el frente de inundación.
Esto se muestra en la figura 2.4.5.12.
Fig.2.4.5.12.- Sw en el Frente de la Curva de Flujo Fraccional Si Swi > Swir
Dos importantes puntos, se concluyen del análisis del gráfico anterior:
La tangente a la curva de fw, siempre deberá ser dibujada desde la
Saturación de agua inicial, Swi.
Swf, es constante desde que la inundación comienza, hasta el tiempo de
ruptura; Swf incrementará luego de la ruptura hasta alcanzar Swm.
1.0
0 100
Swi
fw
Swf
Punto de
tangencia
fwf
fwi
Swir
Sw (%)
126
Saturación de agua promedio.- La saturación de agua promedio detrás del frente
de inundación puede también determinarse usando la curva de flujo fraccional.
Considerando otra vez la distribución de saturación a algún tiempo durante la
inundación como se ejemplifica en la figura 2.4.5.13. El agua total en el
yacimiento detrás del frente es:
dSwxAdxSwAOHTotal
SwmXf
00
2 (2.17)
Donde: Swm = máxima saturación de agua = 1 Sor
Swf Swm
Swf
dSwxdxSwXfAOHTotal0
2 (2.18)
Swm
Swf
wff dSwxASXAOHTotal 2 (2.19)
Sustituyendo las Ecs. 2.11 y 2.14, en la Ec. 2.19, se obtiene:
Swm
Swf
t
Swf
t dfwtqdSw
dfwSwftqOHTotal 615.5615.52
(2.20)
Por definición, la saturación promedio de agua detrás del frente es
XfA
OHtotal
inundadoporosovolumenTotal
frentedelrásaguaTotalSw 2det
O (2.21)
Swm
Swf
t
Swf
t dfwXfA
tq
dSw
dfw
XfA
SwftqSw
615.5615.5 (2.22)
Sustituyendo la Ec. 2.15, en esta expresión, se obtiene Sw :
127
fdSw
dfw
fwfSwfSw
1 (2.23)
Toda la información requerida para calcular Sw que usa la Ec. 2.23 es disponible
del punto de tangente de la curva de flujo fraccional. Sin embargo, un
procedimiento gráfico más fácil puede ser desarrollado considerando la curva de
flujo fraccional representada en la figura 2.4.5.14
La línea tangente corta la línea correspondiente a fw =1.0 a una saturación que
arbitrariamente es definida como SwA. La pendiente de la tangente puede
definirse en términos de esta saturación acorde con la ecuación:
Fig.2.4.5.13- Determinación de la pendiente para la curva de flujo fraccional.
1.0
0 100
Sw (%)
Swi Swf
fw
(SwA, fwf) fwf
(SwA, 1.0)
128
wfwA
wf
fSS
f
dSw
dfw 1
(2.24)
Ordenando para encontrar SwA:
f
wf
wfwA
dSw
dfw
fSS
1 (2.25)
Comparando las Ecs. 2.23 y 2.25 es evidente que Sw = SwA. Se concluye, por lo
tanto, que Sw puede ser obtenida por una simple prolongación de la línea
tangente a la curva de flujo fraccional al punto donde fw = 1.0. Esto se muestra en
la figura 2.4.5.15.
Comportamiento a la ruptura.- Fue mostrado anteriormente que Sw
permanecerá constante durante una inundación con agua hasta el tiempo de
ruptura. En consecuencia, la saturación de agua promedio en el yacimiento al
tiempo de rompimiento, Swbt , será igual a Sw . Esto significa que la saturación
de agua en el yacimiento aumenta en una cantidad (Swbt Swi) como resultado
de la inundación con agua, y que la saturación de petróleo disminuye en una
cantidad equivalente. Este cambio de saturación es una medida de la eficiencia del
proceso de desplazamiento.
129
Fig. 2.4.5.14- Determinación Gráfica de Sw.
La producción de petróleo debido a la inundación de agua puede calcularse según
la ecuación:
DVA EEENNp
Puesto que trabajamos con un sistema lineal, se supone que:
0.1VA EE
Por lo tanto,
DENNp
La eficiencia de desplazamiento de barrido, ED, es definida como:
aguaporcontactadopetróleodeVolumen
or aguaconinundaciónppetróleodeProducciónED (2.26)
Sw (%)
1.0
0 100 Swi
fw
SwbtSw
130
)1(615.5
Swio
LA
NpED (2.27)
La producción de petróleo en el tiempo de ruptura se calcula como
wiwbtpbt SSo
LAN
615.5 (2.28)
La Ec. 2.27 concluye que:
wi
wiwbtDbt
S
SSE
1 (2.29)
A la ruptura, x = L, y la Ec. 2.11 puede ser reescrita como:
1615.5
f
t
dSw
dfw
LA
tq (2.30)
porosovolumenBls
inyectadaaguaBls
LA
tqt
.
.615.5
ibtQrupturalaainyectadaaguadeporosoVolumen
1
1dSw
dfwQibt (2.31)
La ecuación anterior muestra que el número de volúmenes porosos de agua
inyectada a la ruptura es simplemente igual al inverso de la pendiente de la
tangente de la curva de flujo fraccional.
Con una tasa de flujo constante, el tiempo de ruptura puede ser calculado como la
relación de agua inyectada acumulada a la tasa de inyección del agua.
131
t
ibt
t
ibtbt
q
QLA
q
Wt
615.5 (2.32)
Comportamiento luego de la Ruptura.- Después de la ruptura, la saturación de
agua incrementará continuamente desde Swf a Swm. A este tiempo la saturación
es Sw2 donde Swf< Sw2 Swm, Welge demostró que:
a) La saturación de agua promedio en el yacimiento a la saturación
Sw2, está dada por la ecuación:
2
22
2
22
1
dSw
dfw
foSw
dSw
dfw
fwSwSw (2.33)
Gráficamente, significa que Sw puede ser determinada trazando una tangente a la
curva del flujo fraccional a la saturación Sw2.
La extrapolación de la tangente hasta fw =1,0 da el valor de Sw ; conociendo esta
saturación, el recobro de petróleo a este tiempo, puede ser calculado. Realizando
estos cálculos para un número de saturaciones entre Swf y Swm, se puede obtener
el recobro vs. Saturación luego de la ruptura. Esto se muestra en la figura 2.4.5.16
132
Fig. 2.4.5.15. - Determinación de Sw después de la ruptura.
b) Después de la ruptura, el agua es producida a una relación
agua petróleo producido a la superficie, WOR, igual a;
w
o
fw
fw
wfoq
ofwq
wqo
oqwWOR
t
t
2
2
2
2
1 (2.34)
Donde fw2 se determina a Sw2. Si la saturación móvil de agua existe en el
yacimiento cuando la inyección ha comenzado, se producirá agua antes de la
ruptura.
El número de volúmenes porosos de agua inyectada al tiempo Sw = Sw2,
luego de la ruptura está dado por la relación:
1
2Sw
idSw
dfwQ (2.35)
Conociendo esta cantidad y la tasa de inyección de agua, el tiempo requerido para
alcanzar esta etapa de inundación, puede ser calculado.
Swi
fw
Swf
fw2
Sw (%)
fwf
Sw2
2SwdSw
dfw
SwSwbt
133
Las tasas de petróleo y agua al tiempo de Sw = Sw2, al final del sistema
lineal están dados por:
BPPDo
qfwqo t ,
)1( (2.36)
BAPDw
qfwqw t , (2.37)
En resumen el método de Welge puede ser usado para predecir el recobro de
petróleo, relación agua petróleo, y el acumulado de agua inyectada como una
función del tiempo para una inyección de agua lineal.
2.4.5.16 Requisitos Indispensables que debe Tener el Agua para lograr
una buena Recuperación de Petróleo
Antes de Entrar a la Formación.- El agua debe estar libre de cualquier materia
en suspensión como arena, barro, arcilla y material orgánico microscópico.
La estabilidad química es el segundo requisito de las aguas usadas para la
inyección. Es casi imposible obtener un suministro de agua perfectamente estable.
Los gases disueltos como oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno
causan inestabilidad. El oxígeno es uno de los principales causantes de la
corrosión especialmente en aguas saladas y ácidas por lo tanto, se debe extraer si
está en solución con el agua.
La inestabilidad química puede ser causada por el crecimiento de
microorganismos que producen sulfuro de hidrógeno y gas carbónico, como
también radicales metálicos reducidos. Esta acción microbiológica inicia o acelera
la corrosión y causa la precipitación de materiales solubles. Por lo tanto, es muy
necesario disminuir el crecimiento microbiológico.
134
Después de Entrar a la Formación.- El agua inyectada no debe (debido a su
inestabilidad o reacción con los fluidos de las areniscas) causar la formación de
precipitados que pueden interferir con el avance del agua.
La adición de agentes reductores de tensión interfacial ha tenido un efecto
beneficioso en los procesos de inyección aumentando el recobro de petróleo.
Existen otras propiedades deseables en las aguas para la inyección, entre ellas la
alta temperatura, pero hay que tener en cuenta que la profundidad para la
inyección está determinada en gran medida por factores económicos.
Tabla 2.4.5.18.- Parámetros Físico-Químicos de Agua de Formación
AGUA DE FORMACION
PLANTA POZO ARENA
Parámetro Entrada Salida del Salida Salida Tk Bombas Pozo 12
Tk Skim Tk Skim filtro almacén
Turbidez NTU 11,4 19,6 0,85 2,3 5,11 7,36 T
Sólidos ppm 12,6 16,8 1,6 3,6 6,8 T
O2 Disuelto T
Ph 6,78 6,99 7,17 7,09 T
T C 28,1 28,1 27,7 28,4 T
Fe ppm 7,5 7,9 5,9 6 T
Sulfatos 0 0 0 0 T
Cloruros ppm 19600 18750 18500 18250 T
Tabla 2.4.5.19.- Parámetros Físico-Químicos de Agua Dulce
AGUA DULCE
PLANTA POZO Arena
PARAMETRO CAPTAC. ENTRADA
SALIDA DE
FILTRO
SALIDA
TK
BOMBA
S
POZO
12
TURBIDEZ, NTU 6,9 7,32 0,21 0,68 1,33 2,16 T
SOLIDOS PPM 8,4 0 1 1,8 T
O2 DISUELTO
pH 5,58 5,67 5,63 5,84 T
TEMPERATURA
C 25,8 26,2 27,2 28,1 T
FE PPM 1,03 0,031 0,28 1,17 T
ALCALINIDAD
PPM 12 11 10 14 T
SULFATOS PPM 0 0 0 0 T
135
Tabla 2.4.5.20. Balance de Químicos de Agua Dulce y de Formación
TREN DE AGUA DULCE
QUIMICO AYER TANQUEO HOY CONSUMO
CAPTACION
POLIELECTROLITO FW-123 21,6(75%) 21,5(75%) 0,1
HIPOCLORITA MAGNA-10 35,8 34,8 1
PLANTA
SURFACTANTE DISPERSANTE 47 46,1 0,9
POLIELECTROLITO FLW 123 19,8(75%) 19,1(75%) 0,7
ANTIESCALA ESCALCONTRO 44,1 41,1 3
ANTICORROSIVO CORRCONTROL 46 42,7 3,3
BIOCIDA XC-TRICIDA 43,8 43,7 0,1
SECUESTRANTE O2 ELIMINOX 49,4 49,4 0
TREN DE AGUA DE FORMACION
ANTICORROSIVO CORRCONTROL 53 51 2
BIOCIDA A 16 9 7
SECUESTRANTE O2 ELIMINOX 45 43 2
FLOCULANTE 4,5 KG
COAGULANTE 7,5 43 43 7,5
Planta de Inyección –Auca-Auca Sur
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
2.4.6 EFICIENCIA DE INYECCION
2.4.6.1 Tipos de Inyección
De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de
agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes.
a) Inyección en Arreglos
Es la geometría existente entre los pozos perforados en yacimientos desarrollados.
Al momento de planear un proceso de recuperación secundaria, el campo estará
completamente desarrollado sobre la base de un arreglo regular o irregular.
Los arreglos se clasifican en geométricos e irregulares:
Arreglos Geométricos.- Los pozos de producción e inyección se colocan
formando ciertas formas geométricas conocidas.
136
Arreglos Irregulares.- Los pozos de producción e inyección están colocados en
forma desordenada y cada caso particular requiere de un estudio especial.
Los Arreglos Geométricos pueden dividirse en:
a) Arreglos en línea.- Se dividen en dos. Arreglos en Línea Directa y
Arreglos en Línea Alterna o Diagonal
b) Arreglos en Redondo o Periféricos.- Son Arreglos de 4, 5, 7 y 9 pozos.
Arreglos en Línea Alterna.- Los pozos de producción e inyección presentan la
forma que se muestra en la siguiente figura, donde se usan los símbolos
siguientes:
: Pozos de producción
: Pozos de Inyección
a: Distancia más corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una
misma fila uno a continuación de otro.
d: Distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo, situadas unas a
continuación de las otras en una misma columna.
La razón a/d puede variar y la unidad que se repite se muestra rayada en la figura
siguiente. Todos los estudios se realizan sobre esa porción, así se determina que
EA (Eficiencia Areal) para la unidad será también válido para todo el sistema.
PP
RPIproduccióndepozosainyecciónpozosRazón
Unidad
d
a
137
inyectorpozounporentadosasonqueoduccióndepozosdeNro
productorpozounaenaqueInyeccióndepozosdeNro
PP
RPI
limPr.
tanlim.
La unidad de arreglo que se repite se muestra rayada en la figura, la razón de
pozos de inyección a pozos de producción es igual a la unidad puesto que lo
inyectado en cada pozo se reparte hacia cuatro pozos de producción y cada uno de
estos recibe de cuatro pozos de inyección.
14
4
PP
RPI
Fig.2.4.6.1.Inyección en Arreglos
b) Inyección Periférica o Externa
Los pozos inyectores se localizan en el límite externo del yacimiento y el petróleo
es desplazado hacia el interior del yacimiento. En el siguiente grafico muestra un
arreglo periférico típico.
Este tipo de arreglo generalmente requiere muy pocos pozos inyectores por pozo
productor, que otros; requiriendo una muy poca inversión inicial. También esto
genera menor producción de agua que un arreglo tradicional, porque los pozos
productores que experimentan la ruptura del agua se los cierra y solo continúan
produciendo aquellos pozos situados en el frente de agua. Esto fue mostrado por
Ferrell, donde se explica que una menor cantidad de agua inyectada es requerida
138
para recuperar el petróleo y aún así una buena área barrida será obtenida si los
pozos productores son prontamente cerrados luego de la ruptura del agua.
Sin embargo, si este proceso es usado, la permeabilidad relativa al agua deberá ser
lo suficientemente alta para moverla a la tasa deseada y cubrir largas distancias
desde el pozo inyector bajo la presión de inyección impuesta. Si no es posible, los
pozos productores pueden ser convertidos a inyectores luego de la ruptura.
Fig.2.4.6.2.Arreglo Periférico Típico
Una importante desventaja del arreglo periférico, se da cuando un yacimiento
tiene una alta saturación de gas libre. Ninguna respuesta de recuperación de
petróleo significante se dará hasta que el espacio de gas libre sea llenado con
agua. Entonces podría existir un largo tiempo de demora y un considerable costo
de inyección de agua antes que este tipo de yacimiento responda a la inyección de
agua. Este no es el caso del Yacimiento U inferior y T inferior del Campo Auca,
pues es un yacimiento subsaturado.
Pueden subdividirse en arreglos de cuatro, cinco, siete y nueve pozos; siendo lo
más utilizados los cinco y siete pozos.
Arreglo Invertido de Cinco Pozos.- En este caso el pozo de inyección se coloca
en el centro de un cuadrado y los cuatro pozos de producción en los vértices de
dicho cuadrado. Es un caso particular del arreglo en línea alterna, cuando d es
igual a la mitad de a. La disposición se muestra en la siguiente figura.
139
Fig.2.4.6.3. Arreglo Invertido de Cinco Pozos.
La unidad que se repite se muestra rayada en la figura y la relación de productores
para inyectores es unitaria, por las mismas razones que para el arreglo en línea
alterna. Este tipo de arreglo es el más utilizado hasta el presente.
1PP
RPI
Este es el resultado del patrón más comúnmente usado o al menos usado en la
mayoría de las áreas. Este arreglo es el patrón conductor más alto porque su vía de
flujo es más corta, es una línea recta entre el inyector y el productor, además
ofrece un buen comportamiento de barrido y también es lo suficientemente
flexible para que otros arreglos puedan ser generados a partir de este, tan solo con
reubicar la posición de los pozos inyectores y productores.
Para la inyección de agua en el Campo Auca para el yacimiento U y T se ha
escogido un arreglo invertido de 5 pozos, donde el pozo inyector está ubicado en
el centro del arreglo.
Se refiere a la inyección crestal de gas sea en la capa primaria o secundaria del
yacimiento y la inyección periférica de agua en el acuífero, las dos para
suplementar y/o aumentar la energía del yacimiento.
El último tipo es el elegido para ser aplicado en el Yacimiento U inferior y T
inferior del Campo Auca.
a
d = ½ a
unidad
140
Fig.2.4.6.4.Inyección Periférica
Se utilizan pocos pozos, (parte alta estructural en gas, parte baja en agua). Su
aplicación es ventajosa en yacimientos con alto buzamiento y permeabilidades
específicas moderadamente altas. La ubicación de los pozos inyectores para lograr
una distribución areal buena del gas/agua inyectada y máximo beneficio del efecto
por gravedad.
La inyección externa es mejor que la interna, en general porque aprovecha el
efecto gravitacional y las eficiencias areal, EA y de intrusión vertical o de
conformación, Ei, también son mejores.
Con el propósito de obtener un mayor cubrimiento horizontal, se colocan los
pozos de manera que formen los llamados arreglos de pozos.
c) Inyección Interna
141
La inyección se hace con agua o gas en la zona de petróleo, en arreglos con
distribución uniforme, considerando la geometría del yacimiento: estructura,
límites, continuidad de areniscas, variaciones de porosidad, permeabilidad,
número y posición relativa de los pozos existentes.
Este tipo de inyección es ventajosa en yacimientos de bajo buzamiento,
homogéneos con bajas permeabilidades específicas por alto número de pozos
inyectores. Se tiene una rápida respuesta en la presión y producción, por lo que
reduce el tiempo de agotamiento.
Fig.2.4.6.5.Inyección Interna
Limitaciones:
Poca influencia sobre la eficiencia de recuperación del buzamiento o
drenaje por gravedad.
Menor Eficiencia areal, EA.
“Adedamiento” del gas o agua inyectada debido a alta velocidad de flujo,
esto reduce la recuperación.
Mayores costos de instalación y operación por alto número de pozos
inyectores.
142
2.4.6.2 Pozos Inyectores
Cuatro pozos AU–12, AU–41, AU–15 y AU–18, que fueron productores de las
areniscas “U” y “T” y cuyas reservas han sido recuperadas en un mayor
porcentaje y que tienen altos cortes de agua han sido considerados para
convertirlos en inyectores.
Tabla 2.4.6.1. Pozos Inyectores de Agua
POZO
AUC003
AUC021
AUC022 POZO POZO
AUC04ID AUC027 AUC41I AUC004 AUC12I AUC035
AUC049 AUC019B AUC057D
AUC098D AUC033 AUC059D
AUC099DST AUC040 AUC082D
AUS003 AUC074
AUS004 AUC093D
AUS005D
La inyección de agua en el Campo Auca-Auca sur se inició el 11 de Diciembre de
2006 con el pozo AUC-12I a la arenisca T Inferior, posteriormente los pozos
AUC-41I y el AUC-04ID, a la arenisca T Inferior.
En estos pozos se inyecta agua a las areniscas “T”, pues las condiciones
petrofísicas de esta arenisca son buenas. A continuación se detalla el historial de
inyección de agua del campo Auca-Auca Sur
Tabla 2.4.6.2. Historial de Inyección de Agua
POZO FECHA
INICIO
FECHA
FINAL ARENA
Q MÁX
INYE
(BFPD)
Q MAX
(BFPD)
VOLUMEN
ACUM. (Bls)
AUC012I 11-12-2006 16-10-2010 TI 7632 5241 4820958
AUC041I 17-12-2006 27-6-2007 Ti 5760 2972 98287
AUC04ID 21-9-2009 Actualidad Ti 7594 2056734
AUC01ID Pozo Cerrado(Plan de manejo Ambiental)
143
Los pozos AU–12I y AU–41I, pasaron de productores a inyectores, mediante
reacondicionamientos; no así los pozos AU–15 y AU–18, actualmente en
producción de las areniscas “U” y Basal Tena, respectivamente, los cuales fueron
propuestos como inyectores por el Estudio de Yacimientos del 2001,
Actualmente se está por definir uno de los dos pozos inyectores restantes
considerados en la aplicación de inyección. Actualmente el pozo AUC-04ID es el
único pozo que se encuentra inyectando a la arenisca T Inferior
Se consideró por recomendación del Grupo de Trabajo del Campo Auca, arrancar
la inyección de agua con los pozos AU 12I y AU 41I, en las areniscas “U” y “T”
respectivamente, ya que están ubicados en la parte centro sur del Campo y en
vista de que a la fecha, están completados como pozos inyectores.
El AU 12I inyectará al yacimiento "U" a través del anular (csg–tbg) (FASE
INICIAL) y a Napo “T” a través del tubing. El AU 41 inyecta agua a la arenisca
“T” por el tubing, mientras que a la arenisca “U”, no será posible la inyección
debido a la rata de admisión baja debido a la limitante de presión que se tiene al
inyectarse por el casing (máximo 1500 psi).
Características Mineralógicas de la Zona de Inyección Arenisca T.- Del
control litológico realizado en el pozo en enero de 1995 se determino que para la
zona de la arenisca “T” se tiene la siguiente descripción mineralógicas: “arenisca
cuarzosa gris, clara, cemento calcáreo, grano fino a medio, subangular,
fluorescencia amarilla blanquecina, corte lento sin residuo” y “arenisca cuarzo
cristalina, grano fino a medio, trazas de pirita, fluorescencia amarillo blanquecina,
corte lento, amarillento, residuo café claro”
De la información disponible de núcleos en la zona de estudio podemos
mencionar que existen tres núcleos (AU – 25, AU – 30 y AU – 48) que han sido
analizados y se encuentran cercanos a los pozos AU – 41 y AU – 12, que son los
que en este análisis serán utilizados y servirán para ser correlacionados con los
niveles de inyección actuales.
144
Tabla 2.4.6.3. Mineralogía en diferentes profundidades Auca – 25, arenisca “T”
POZO Auca 25 9897.8 9906.1 9907.1 9910.6 9923.9 9929.1
Minerales constituyentes %
Cuarzo 84 77 trc 53 85 81
Feldespato plagioclasa trz trz
Feldespato de potasio 1 trc Trc 1 1
Calcita 1 trz 2 trz 5
Dolomita férrica
Siderita 3 3 95 17 1 3
Anhidrita
Fluorapatito 1 2 trz
Pirita 3 1
Goethita
Volumen total de arcillas 18 3 8 10 9
88 100 100 100 100 100
Mineralogía de las arcillas
Caolinita trz trz 33 Trz trz 11
Clorita trz trz trz
Illita/Mica 8 11 33 12 20 11
Illita/Smectita 92 89 33 88 80 78
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
A los núcleos se los sometió a tres tipos de análisis: Análisis petrográfico, análisis
en sección delgada con microfotografía y microscopia electrónica, este análisis
fue preparado en diferentes profundidades de los núcleos.
En el núcleo del pozo Auca - 25 se analiza el intervalo de la arenisca “T”
superior, zona que no está siendo considerada para la inyección, mientras que
parte del núcleo cortado del pozo Auca – 30 puede ser correlacionado con la
actual zona de inyección, aunque la información es muy puntual y no proporciona
información suficiente de toda la arenisca “T” inferior donde está inyectando, en
el cuadro que muestra a continuación se indica la composición mineralógica del
mismo
Tabla 2.4.6.4. Mineralogía en Diferentes Profundidades Auca-30, Arenisca “T”
145
POZO Auca 30 9927.5 9940.0 9944.5
Minerales constituyentes %
Cuarzo 96 35 96
Feldespato plagioclasa 2 1
Feldespato de potasio 1 3 1
Calcita Trz 2 Trz
Dolomita férrica
Siderita
Anhidrita
Fluorapatito
Pirita Trz
Volumen total de arcillas 3 58 2
100 100 100
Mineralogía de las arcillas
Caolinita 67 trz 50
Clorita Trz Trz
Illita/Mica Trz 14 Trz
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Como se puede observar es alto el porcentaje de arcilla (intrusivo alterado)
presente en la muestra a los 9940 pies y sale de los valores considerados como
normales para este tipo de yacimientos, la continuidad de este intrusivo alterado
no la podemos conocer, pero es un elemento a considerar al momento hacer
cualquier tratamiento acido a la formación para estimularla y sus implicaciones en
el proceso de recuperación secundaria.
En el pozo Auca – 48 se tomo el núcleo en la zona de la arenisca T inferior
(10000 – 10060), que se correlaciona muy bien con nuestra zona de inyección, al
revisar las características geológicas de este intervalo se puede observar que existe
una variación o cambio de facie, las areniscas se vuelven más sucias, disminuyen
en su espesor, adicionalmente se encuentra la presencia de varios cuellos
intermedios de lutitas que dividen a este intervalo en varios cuerpos, afectando a
la comunicación lateral en el yacimiento.
Mineralógicamente para el núcleo del pozo Auca – 48 en la descripción se indica
que tenemos: “Areniscas de color café claro a café oscuro, moderadamente
consolidado, grano fino, menor grano medio, subangular, subredondeada,
146
regularmente clasificado, matriz arcillosa, cemento silicio, porosidad inferida
regular visual, con esporádicos nódulos de calcita” en otros niveles a esta
descripción se suma glauconita, micropirita y guilsonita.
Para la descripción de los cuellos de lutita se menciona lo siguiente: “lutita de
color gris obscuro, a ocasionalmente negro, dura a muy dura, físil, sublaminar, o
calcárea, asociado con minerales, micas y material carbonaceo.
En el análisis petrofísico del núcleo vemos que existe una gran variación de la
porosidad y la permeabilidad en las diferentes profundidades lo que se
correlaciona con la variedad litológica encontrada en la zona.
Análisis Estructural.- Luego de analizar el mapa de contornos estructurales para
la formación “T” inferior del campo Auca en la zona de inyección del pozo Auca-
41, se puede observar que en la zona del pozo Auca – 41 existe una zona de bajos
estructurales que limitan el campo en su lado Oeste, los pozos cercano a este pozo
son: AU-24, Au-48, AU-11 y AU-25 muestran características estructurales
bastantes similares y desde esta ubicación, al colocar un pozo inyector, no se
afectaría ni interferiría a los pozos cercanos, que producen de otros niveles,
además de que no se ha considerado realizar la perforación de pozos de desarrollo
nuevos en esta zona donde podríamos tener una posible invasión del agua de
inyección a los niveles productores u otros niveles al momento de perforarlos.
Análisis de los Espesores.- Al hacer un análisis de los espesores de las areniscas
T superior e inferior (ver Tabla 2.4.6.3) para el área de los pozos vecinos al Auca
– 41, se observan que existen buenos espesores que llegan a estar alrededor de los
40 a 50 pies promedio y que corresponden litológicamente a una areniscas de
cuarzo y glauconita, que lateralmente varían, y que podía complicar su buena
continuidad lateral como se observa en el pozo Auca – 30 que tiene un intervalo
de un ígneo intrusivo alterado para esta profundidad.
147
Tabla 2.4.6.5. Espesores de Arenas de Campo Auca (Pozos AU-12 y AU-41).
POZO Arenisca INTERVALO DE INYECCIÓN (ft.) ESPESOR (ft.)
AU-12 U 9.688’ – 9.710’ 22’
T 9.940’ – 9.966’ 26’
9.966’ – 9.976’ 10’
9.976’ – 9.994’ 18’
9.994’ – 10.004’ 10’
AU-41 U 9.738’ – 9.774’ 36’
T 10.004’ – 10.042’ 38’
Espesor.- Los yacimientos de la formación Napo poseen una gran variación de
espesor y también una reducción de espesor generalmente según el eje
Este Oeste. Esta dirección corresponde a la dirección del aporte de sedimentos.
La interpretación propuesta es un relleno de valle y la ubicación en los
interfluvios. También se considera un posible juego de falla probablemente sin-
sedimentaria. Los pozos particularmente en el flanco Este tienen un espesor
reducido de arenisca neta. El levantamiento en el eje de la estructura podría
también controlar la sedimentación durante el depósito de la formación Napo. Los
mayores espesores en las areniscas napo “U” y “T” se encuentran localizadas al
sur de la estructura:
Análisis de los Sellos.- Al analizar los sellos que se encuentran en la zona de
inyección podemos observar que tenemos un aislamiento completo que permitiría
analizar la presión directamente en el yacimiento que queremos afectar.
Inyector No.1 (AUCA04ID).- El pozo AUCA-15 se convertió en el INYECTOR-
01, el cual iniciará el drenaje de la parte sur del campo. Se encuentra ubicado en
la parte sur occidental del campo donde existen espesores promedios de arenisca
de 24 pies en “U” de 62 pies en “T”. Los pozos más cercanos son: AUCA – 22,
AUCA – 27 y AUCA – 14.
El pozo AUCA – 15, al 31-12-99 tiene una producción acumulada de petróleo de
2.74 MMBLS de la arenisca “U” y 1.21 MMBLS de “T”.
148
Pozo Inyector No.1
PARÁMETROS ARENA U ARENA T
PETROFÍSICOS
PI(psi) 4100 4200
P actual 2200 1800
Espesor, Gross(pies) 24.0 62.0
Porosidad(%) 18.3 14.0
Swi(%) 11.9 33.3
Swactual(%) 37.0 62.0
Permeabilidad(md) 482.0 127.0
Np(MMBLS) al 31-12-2000 2.8 1.2
Qo(BLS) al 31-12-2000 241 0
BSW (%) al 31-12-2000 67 85
La producción del pozo al 30-11-2000 es de 231 BPPD con 67.8 % de BSW de la
arenisca “U”, la última producción de “T” en marzo de 1997, fue de 41 BPPD con
85% de BSW.
Fig.2.4.6.6.Area de Estudio de los Pozos Aledaños
El pozo AUCA – 15 ha drenado la mayor parte de las reservas de las areniscas
“U” y “T” , como este pozo se encuentra en la cercanía del acuífero la
producción de agua se ha incrementando a niveles muy altos por lo que se ha
considerado convertirlo en pozo Inyector para ayudar a mantener o aumentar la
presión de las areniscas y barrer las reservas de las zonas circundantes para lo
149
cual deberán perforarse dos pozos adicionales de desarrollo, AUCA – 49 y AUCA
– 57, los que se ubicaran a 500 metros del pozo inyector.
Historial de Completación y Reacondicionamientos
Completación Y Pruebas Iniciales del Inyector AUCA04ID
Fecha de Completación: 11 – OCT-1996
Perforaciones Iniciales: Cañón 4” a 6 DPP
NAPO “T”: 10006’ – 10040’ (40’)
NAPO “U”: 9766’ – 9772’ (6’)
9752’-9760’ (8’)
BASAL TENA: 9011’ – 9026’ (15’)
FECHA ARENA METODO BPPD BSW ° API P. CAB RGP
96-09-28 T PPH 0 100 % .
96-10-03 U PPH 56 82%
96-10-06 BT PPH 42 95%
Reacondicionamiento no. 01 (25-AGO-1997)
OBJETIVO: Completar “Tiyuyacu” para Reinyectar Agua de Formación
Controlan pozo con 8.3 lpg, sacan tbg punta libre. Bajan registro de
cementación gr-cbl-vdl.
Asientan CIBP a 8210’, bajan cañón de 4 1/2” disparan intervalo de 8150’
a 8154’ a 4DPP, para realizar squezz sin éxito. No reversa cemento.
Presión de cierre =680 psi. Sacan.
Bajan setting tool+ retenedor de cemento, realizan prueba de admisión.
RAT= 3 BPM; PF= 2700 psi. Realizan sq alcanzan presión de cierre=
3500 psi.
150
Bajan broca y canasta muelen cemento, corren registro de cementación
usit-cbl-vdl-ccl-gr desde 8200’ hasta 7200’. Sellos malos arriba y debajo
de formación Tiyuyacu. Bajan cañones sin éxito, se desprenden sobre el
CIBP a 8210’. Continúan disparos
Punzonan Arenisca Tiyuyacu: 8030’-8128’ (98’).
Realizan admisión a arenisca “Tiyuyacu” sin éxito existe comunicación tbg-csg.
Sacan. Cambian completación. Realizan prueba de ratas múltiples a
arenisca“Tiyuyacu”:
TIEMPO (HRS) PRESION (PSI) RATA (BPM) BPD
1 3050 6.14 8841
1 3320 8.12 11692
3 3670 10.0 14400
½ 3900 10.6 15264
2 3900 9.5 13680
Finalizan operaciones el 25-agosto-1997. A las 03h00.
Inyector No. 2 (AUCA 012I).- El segundo pozo inyector para las arenisca “U” y
“T” es el pozo AUCA – 12, el cual se encuentra ubicado en la parte central en el
flanco occidental de la zona de baja presión.
El espesor de arenisca promedio de esta zona es de 28 pies para “U” y de 62 pies
para “T”, teniendo la zona buenas condiciones petrofísica como porosidad y
permeabilidad para inyectar agua a los yacimientos.
La producción acumulada de petróleo de este pozo al 31-12-99 es de 3.98
MMBLS para “U” y 1.75 MMBLS para “T”.
151
A noviembre del 2000, el pozo produce de la arenisca “T” 322 BPPD con 56% de
BSW. La última producción de “U” fue de 126 BPPD con 48 % de BSW en
Julio de 1997.
Pozo Inyector No. 2
PARÁMETROS ARENA U ARENA T
PETROFÍSICOS
PI(psi) 4100 4200
P actual 1200 1500
Espesor, Gross(pies) 28.0 62.0
Porosidad (%) 17.5 13.8
Swi (%) 11.9 29.2
Swactual (%) 33.0 53.0
Permeabilidad(md) 1900 100.0
Np(MMBLS) al 31-12-2000 3.9 1.8
Qo(BLS) al 31-12-2000 0 589
BSW (%) al 31-12-2000 51.7 66
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Fig.2.4.6.7.Area de Estudio de los Pozos Aledaños
152
La inyección de agua en este pozo ayudará a drenar las reservas de los pozos
circundantes como son AUCA – 13, AUCA – 43, AUCA – 30, AUCA – 35,
AUCA – 16 y AUCA -36.
Historial de Completación y Reacondicionamientos del Inyector AUCA 012I
Completación y Pruebas Iniciales: 08 – JUL– 74 Con 4 “a 8 DPP.
Intervalo “T” 9990’ – 9994’ (4’)
9940’ – 9966’ (26’)
9976’ – 9990’ (14’)
“U” 9688’ – 9710’ (22’)
WO N° 11 (22-Dic-01).- Ratas múltiples de arenisca “U”. Bajar completación
para producir por bombeo hidráulico.
Arman y bajan broca + canasta, muelen cabeza de pescado de 9630’ a
9635’ (5’).
Bajan BHA de pesca, intentan enganchar pescado sin éxito. Bajan nuevo
BHA de pesca y recuperan 5 tubos. Con broca y canasta muelen cabeza de
pescado de 9798’ a 9802’ (4’).
Bajan BHA de pesca y enganchan @ 9802’. Recuperan todo el pescado.
Schlumberger corre registro CBL-VDL-GR-USIT + asienta CIBP @
9800’.
Realizan prueba de ratas múltiples a “T”:
RATA PSI TIEMPO BLS
2.01 1662 20 40.2
4.07 1584 20 81.4
6.05 1822 20 121
8.04 2284 20 160.8
Realizan admisión a “U” 3.0 BPM con 800 psi.
Suspenden operaciones el 22 de Septiembre del 2001 a las 18:00 horas.
Reinician operaciones el 17 de Diciembre del 2001 a las 12:00 horas.
153
Bajan BHA de producción con cavidad Oilmaster. Prueban arenisca “Ts”
con sistema Power Oil a la estación: BFPD = 528, BPPD = 158, BSW =
70, TR = 117, HE = 6.
PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW PC API
ANTES 09-Sep-01 Ts PPH 61 85.3 50 26.6
DESPUES P O Z O N O A P O R T A
WO N° 12 (24-JUL-2004).- Completar para inyector de agua (Water Flood)
Bajan BHA moledor a 9969’. Muelen CIBP hasta 9971’, bajan a 10240’.
Sacan BHA moledor. Bajan BHA de limpieza a10240’ circulan y sacan.
Cía. shlumberger baja cañones convencionales de alta penetración y
disparan los siguientes intervalos:
Arenisca “U”: 9688’-9710’ (22’) A 4DPP
Arenisca “T”: 9940’-9966’ (26’) A 4DPP
9976’-9994’ (18’) A 4DPP
9966’- 9976’ (10’) A 12 DPP
9994’-10004’ (10’) A 12 DPP.
Bajan herramientas de prueba y realizan pruebas de ratas múltiples a
Arenisca “T”: RATA: 2 BPM A 3600PSI; RATA = 4BPM A 3800 PSI;
RATA= 6BPM A 400 PSI; RATA= 8 BPM A 4500 PSI.
Realizan estimulación con RMA a Arenisca “T”. Realizan ratas múltiples:
RATA: 2 BPM A 3600PSI; RATA = 4BPM A 3800 PSI; RATA= 6BPM
A 400 PSI; RATA= 8 BPM A 4500 PSI.
Reasientas Herramientas de prueba, realizan prueba de ratas múltiples a
arenisca “U”: RATA: 2 BPM A 3000PSI; RATA = 4BPM A 1150 PSI;
154
RATA= 6BPM A 1800 PSI; RATA= 8 BPM A 2500 PSI; RATA = 10
BPM A 3200 PSI.
Bajan completación de inyección a 9880’. Retiran BOP. Instalan Cabezal
prueban con 3000 psi. existe liqueo bajo la grapa de csg-spool. Sacan
BHA de inyección. Prueban casing con herramientas a diferentes
profundidades cae presión a cero.
Cía. Schlumberger toma registro de corrosión USIT desde 10224’ a
superficie, no se determina huecos en el csg de 7”. Presenta csg corroído:
De 2497’- 2538’ un tubo presenta corrosión interna.
De 3400’- 4800’ la tubería presenta rugosidad interna.
De 8600’- 8900’ presenta tubería un promedio de 20 a 30% de pérdida de
metal
De 9680’-10016’ Presenta casing dañado.
Bajan BHA de inyección con packer Lock-Set (7” x 3 ½”) asientan packer
a 9756’ prueban asentamiento ok.
Arman cabezal, realizan prueba de admisión a arenisca “T” a través de tbg:
Tiempo (min) BPM BFPD Piny( psi) BLS ( inyectados)
10 2.5 3600 1900 20
16 3.0 4320 2330 40
30 4.1 5904 2700 90
34 5.1 7344 2950 110
37 5.3 7632 3000 130
Realizan prueba de admisión de Arenisca “U” a través del anular (csg-
tbg):
155
Tiempo (min) BPM BFPD Piny( psi) BLS ( inyectados)
13 3.0 4320 1900 20
24 3.8 5472 2330 40
29 4.9 7056 2700 90
32 5.7 8208 2950 110
36 6.5 9360 3000 130
40 7.5 10800 1500 150
Finalizan operaciones en el Pozo auc-12. a las 06h00 del 24-juli-2004
Inyector No 3 (AUCA – 41I).- El pozo AUCA – 41 se convirtió en el pozo
Inyector – 3, para barrer las reservas de la parte norte de la zona de baja presión,
que corresponde a la zona central occidental del campo AUCA. Tiene un espesor
de 34 pies para “U” y 48 pies para “T”. Este pozo se encuentra en un área que
tiene buenas condiciones petrofísicas para obtener buenos resultados con la
inyección de agua.
La producción acumulada de petróleo del pozo al 31-12-99 es de 0.34 MMBLS
para la arenisca “U” y de 0.0012 MMBLS para “T.
Fig.2.4.6.8.Area de Estudio de los Pozos Aledaños
156
El pozo se encuentra cerrado por tener un alto BSW en las areniscas “U” y “T”.
Las últimas pruebas registradas son para “U” de 94 BPPD y 84% de BSW (4-
mayo-2000) y para “T” de 37 BPPD y 86% de BSW (2-agosto-98).
Los pozos circundantes que serán influenciados por la inyección de agua en el
pozo AUCA – 41 son: AUCA – 24, AUCA – 11 y AUCA – 25; para lograr una
mayor recuperación de las reservas se perforará los pozos de desarrollo AUCA-48
y AUCA-61
Pozo Inyector No 3
PARÁMETROS ARENA U ARENA T
PETROFÍSICOS
PI(psi) 4100 4200
P actual 1000 1500
Espesor, Gross(pies) 34 47
Porosidad(%) 14.39 12.67
Swi(%) 16.18 14.79
Swactual(%) 44 37
Permeabilidad(md) 205 288
Np(MMBLS) al 31-12-2000 0.35 0.012
Qo(BLS) al 31-12-2000 0 0
BSW (%) al 31-12-2000 84 25
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Historia de Completación y Reacondicionamiento
W.O # 03.- Aislar arenisca T. cementación forzada a “U”, punzonar “U” con
TCP, evaluar
Sacan completación de producción, empacaduras salen con dificultad.
Bajan conjunto de evaluación, desplazan bomba jet D-7 y evalúan arenisca
“T”: BFPD = 264; BSW = 86 %; THE = 16; API @ 60 = 20.6; SAL =
14200 ppmCl.
Bajan retenedor de cemento, asientan @ 9723’. Bombean 12 bls de HCL
al 15 % a la formación “U”. Existe comunicación Tubing- casing,
157
recuperan ácido, saca tubería. Se muele retenedor de cemento + tapón EZ-
Drill. Bajan otro EZ-Drill y asientan @ 9790’. Bajan retenedor de cemento
y asientan @ 9711’. Realizan cementación forzada a la arenisca “U” con
10.2 bls. de lechada de cemento.
Bajan conjunto TCP en tubería de 3 ½”. Punzonan la arenisca “U”, los
intervalos:
9700’ - 9708’ (8’) @ 6 dpp
9730’ - 9750’ (20’) @ 6 dpp
Evalúan la arenisca “U” con bomba jet E-8 y elementos de presión: BFPD
= 288; BSW = 12 %; API @ 60 = 24.4; THE = 8; SAL = 33000 ppmCl
Cierran pozo por 14 horas para tomar la restauración de presión.
Bajan completación de producción para bombeo hidráulico con
empacadura “Arrow” y cavidad “National”
PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PC PM
ANTES 08-May-98 U CERRADO
DESPUES 19-Ago-98 U PPH 155 32.9 24.4 170 30
W.O # 04(08-JUL-04).- Completar pozo para inyector de agua (water flood)
Sacan Completación de BH. Bajan y muelen retenedor de cemento a 9785`
+ cemento a 10004’.circulan, limpian y sacan.
Bajan BHA de limpieza a 10110’, circulan, limpian y sacan.
Bajan cañones convencionales de 4 ½”, punzonar los siguientes
intervalos:
ARENISCA “T”: 10004’- 10042’ (38’) A 12 DPP
ARENISCA “U”: 9738’- 9774’ (36’) A 12 DPP
Bajan BHA de prueba, realizan pruebas de ratas múltiples a la arenisca T:
Tiempo (min.) BPM BFPD Piny (psi) BLS (inyectados)
60 1.1 1584 2755 66
30 2.1 3024 3170 63
158
35 3.2 4608 3230 112
5 4.1 5904 3475 21
30 0.5 720 907 15
60 1.1 1584 1405 66
30 2.2 3168 2130 66
30 3.2 4608 2640 96
Bombean 500 GLS de HCL al 15% a la arenisca “T” a 0.63 BPM: P.
INICIAL= 1040 PSI; PFINAL= 1000 PSI. Realizan prueba de ratas
múltiples: Arenisca “T”:
Tiempo (min) BPM BFPD Piny( psi) BLS ( inyectados)
30 1.0 1440 1060 32
30 2.1 2966 2024 47
45 3.0 4320 2537 136
35 4.0 5760 2875 142.
Intentan continuar prueba sin éxito, existe comunicación entre Packers.
Desasientan Packers+ sacan completación de prueba.
Bajan nuevo conjunto de prueba continúan pruebas de ratas múltiples a
arenisca “U”:
Tiempo (min) BPM BFPD Piny( psi) BLS ( inyectados)
30 0.5 720 2870 10
30 1.0 1440 3080 30
30 2.0 2880 2980 60
Bombean 1000 GLS de HCL al 15% a la arena “T. Realizan prueba de
ratas múltiples: a Arenisca “U”:
Tiempo (min) BPM BFPD Piny( psi) BLS ( inyectados)
60 0.5 720 725 25
159
60 1.0 1440 1730 65
60 1.5 2160 2290 91
60 2.0 2880 2592 120
60 2.5 3600 2700 150
30 3.0 4320 2630 100
30 4.0 5760 2800 120
Realizan tratamiento SANDSTONE ACID a Arenisca “U” con 128 bls de
mezcla. Forzan a la formación a 0.5 BPM y 1200 psi.
Realizan prueba de ratas múltiples de arenisca “U”:
Tiempo (min) BPM BFPD Piny( psi)
60 2.0 2880 2437
60 4.0 5760 2804
60 4.0 5760 2795
60 6.0 8640 3268
60 6.0 8640 3274
60 8.0 11520 3395
60 8.0 11520 3470
Desasientan Packer M-3 a 9604’, recuperan RBP a 9861’. Sacan.
Bajan Completación de inyección definitiva hasta 9936.
Finalizan operaciones en el pozo Auc-41 el 08 julio-2004 a las 08h00.
Inyector No 4 (AUC-01ID).- El pozo AUCA – 18 es el pozo Inyector – 04, el
cual se encuentra ubicado al nororiente de la zona de baja presión. La ubicación
del pozo inyector en esta zona permitirá drenar reservas de la parte oriental del
campo donde las presiones son menores de 1800 psi.
En esta zona el espesor de la arenisca “U” es de 50 pies y para “T” de 22 pies.
La producción acumulada de petróleo del pozo AUCA – 18 de la arenisca “U” al
31-12-99 es de 6.7 MMBLS y de 2.9 MMBLS para “T”.
160
A noviembre del 2000 la producción del pozo AUCA – 18 es de la arenisca “U”
con 312 BPPD y 38.2 % de BSW. Anteriormente el pozo producía de U+T, la
última prueba de estas areniscas fue de 27 de febrero del 2000 con una producción
de 126 BPPD con un BSW del 84 %.
El pozo Inyector – 4 está localizado de manera que ayude a drenar las reservas
remanentes de los pozos vecinos como son AUCA – 42 y al AUCA – 38. Para
aumentar la recuperación en esta zona se deberá perforar los pozos de desarrollo
AUCA – 51 y AUCA – 62.
Pozo Inyector No 4
PARÁMETROS ARENA U ARENA T
PETROFÍSICOS
PI(psi) 4100 4200
P actual 1600 1800
Espesor, Gross(pies) 50.0 22.0
Porosidad (%) 13.3 12.0
Swi (%) 11.7 15.5
Sw actual(%) 33.0 62.0
Permeabilidad(md) 1120.0 819.0
Np(MMBLS) al 31-12-2000 6.8 2.9
Qo(BLS) al 31-12-2000 328.0 0
BSW (%) al 31-12-2000 47.0 86.0
Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
2.4.6.3 Completación para los Pozos Inyectores y Reinyectores
El plan de completación contempla un casing de 7” cementado y perforado en el
intervalo de inyección. El tubing de inyección es de 3 ½”. Se colocará un packer
entre las dos zonas “U” y “T”. El agua se inyectará a “U” por el anular y a “T” por
el tubing.
En los Anexos se muestran los diagramas de completación del pozos inyectores
AU 41 y AU-12 y de los pozo reinyectores.
161
Es necesario mencionar que todo este estudio que se ha descrito a detalle, fue un
diseño preliminar, propuesto por el consorcio CEPE – TEXACO en el año de
1984 y ciertos puntos de este estudio fueron tomados en cuenta, pero no en su
totalidad.
Pozos Productores
Los pozos productores que forman parte del arreglo actualmente, son
considerados dentro del arreglo es el AU 003, AU 27, AU 398D, y
AU 99DST, respectivamente; los cuales están ubicados en el área centro – sur del
Campo Auca, en el flanco oeste; se escogió está área por cuanto es la zona de la
arenisca "U" que presenta las condiciones adecuadas e idóneas para aplicar el
modelo sugerido en el presente estudio, porque cuenta con el pozo recientemente
inyector, el AU 4ID y donde la caída de presión actualmente no es tan drástica
(27-09-2009 hasta 05-31-2011).
2.4.6.4 Descripción de los Pozos Productores
En la actualidad solamente está funcionando el AU-04ID (pozo inyector) por lo
que nuestro estudio estará basado en los pozos aledaños al arreglo, como son: AU-
03, AU-21, AU-22, AU-27, AU-49, AU-98D, AU-99DST, AUS-03, AUS-04,
AUS-05D.
Pozo Productor AUCA-003
Historia de Reacondicionamientos
WO N° 11(21 – Sep.- 2007).- Recuperar tubería de producción de 2 7/8”
Sacan Completación para Bombeo Hidráulico en 2 7/8” tubería, se
recuperan 48 tubos, último tubo sale desenroscado.
Bajan tubería punta libre, intentan enganchar pescado sin éxito.
Bajan BHA moledor, acondicionan cabeza de pescado desde 1510’ hasta
1512’ (2’).
162
Bajan BHA de Pesca con overshot hasta 1512’, enganchan pescado. W/L
baja calibrador de 1.91” hasta 9558’, Ok.
Cía. Schlumberger realiza corte químico a 9514’.
Sacan y desarman BHA de Pesca. Sacan tubo por tubo tubería de 2
7/8”, realizan inspección electromagnética a la tubería. Se obtiene como
resultado 243 tubos en buen estado y 61 tubos malos.
Asientan CIBP a 9400’. Bajan punta libre 1 tubo 2 7/8”
WO N° 12 (27 – Agosto – 09).- Moler CIBP, pescar y cambiar completación para
bombeo hidráulico
Bajan BHA moledor, muelen CIBP a 9400’. bajan libre hasta tope de
pescado (Tubing 2 7/8”), acondicionan cabeza de pescado, circulan,
limpian y sacan.
Bajan BHA de pesca con Releasing Spear de 2 7/8” hasta 9622’,
maniobran para enganchar ok. Tensionan para enganchar pescador ok.
Sacan pescado. Recuperan 100%.
Bajan BHA de limpieza hasta 10180’, circulan, limpian y sacan.
Bajan completación de B.H CON EN TBG CLASE “A” con dos packer
Arrow.
PRUEBAS
FECHA ZONA
METODO BPPD BSW RGP API Pc Pm
Antes T PPH CERRADO 2006
Después 1-OCT-09 T PPH 750 1 NR 27 50 NR
Trabajo exitoso, se incrementa producción en 750 Bls, luego de rehabilitar pozo
cerrado desde 2006. Queda produciendo con MTU hasta construir líneas de flujo
(4-Oct-2009), suspenden evaluación con MTU, instalan ala sistema POWER OIL.
Pozo Productor AUCA-21
Historial de Completaciones y Reacondicionamientos
163
FECHA BPPD BSW ARENA METODO
21-05-76 4744 0.1 NR FN
Intervalos perforados a 4 “DPP.
Intervalo “T” 10054’ – 10020’ (34’)
Intervalo “U” 9805’ – 9780’ (25’)
Wo. Nº 17 (05-Sept-09).- Objetivo: cambio de completación por comunicación
bajo primer packer. Resultado: exitoso.
Desasientan packers Arrow, tensionan con 120000 lbs, sacan completación de
bombeo hidráulico en tbg 3 ½’’, tubería sale con corrosión severa a nivel de Pines
y cajas. Empacaduras sale con gomas incompletas.
Bajan completación de bombeo hidráulico con Cavidad Kobe tipo “D” y 2
packers ARROW en Tbg clase “B”.
PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PC
ANTES 29-Agost-09 POZO CERRADO POR COMUNICACIÓN TBG - CSG.
DESPUES 15-Sept-09 U PPH 274 37 - 26.3 60
Wo. Nº 18 (05- Dic-09).- OBJETIVO: Cambio de completación por
comunicación bajo cavidad
Desasientan packers Arrow, tensionan con 120000 lbs, sacan completación de
bombeo hidráulico en tbg 3 ½’’, tubería sale con conexiones duras, camisa
superior sale defectuosa; gomas del primer packer Dañadas.
Bajan BHA de limpieza en tbg 3 ½” hasta 10290’, circulan, limpian y sacan.
Bajan completación de bombeo hidráulico con Cavidad Kobe tipo “D” y 2
packers ARROW en Tbg clase “B”.
PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PC
ANTES 21-Nov-09 U PPH 219 64% 26.3
DESPUES 09-DIC-09 U PPH 233 32 - 26.3 60
164
Pozo Productor AU 22
Historial de Completación y Reacondicionamientos
Completación y pruebas: 13 – Feb-78
Perforaciones iniciales : con 4”
Arenisca “T”: 9976’ - 9986’ (10’) @ 4 DPP
9996’ -10028’ (32’) @ 4 DPP
10046’-10064’ (18’) @ 4 DPP
FECHA BPPD BSW ARENA METODO PC PS API
13-Feb-78 1984 5.0 T CTQ 65 20 29.1
WO N° 07 (17-Nov-91).- Correr registro de casing, estimular con acido cambio de
cavidad kobe.
Existe daño severo de casing, se recomendó bajar casing de 5 ½” en próximo
reacondicionamiento.
No se obtuvo éxito luego de la estimulación, no cierran el pozo para B’UP
después del tratamiento.
PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW PC
ANTES 31-Oct-91 T PPH 792 0.3 320
DESPUES 22-Nov-91 T PPH 942 1.4 280
WO N° 08.- Cambio de completación por cavidad dañada (corte de fluido)
Intentan desasentar Packers sin éxito: (tensionan con 200000 LBS)
intentan desconectar safety joing sin éxito: Realizan corte químico queda
pescado completación de B.H
RIG CPEB 501Suspenden operaciones el 3 de julio del 2008:
RIG TRIBOILGAS 9 Reinicia operaciones el 18 de agosto del 2008.
Trabajan cabeza de pescado,; bajan BHA de pesca y enganchan con éxito
tensionan con 160000 lbs: Recuperan pescado 100%
Cía. Halliburton toma registro de CSG y determinan daño a las siguientes
profundidades:
165
Profundidad(ft) Daño %
170-350 20-40
5750-5850 Hasta 40
5950-6050 Hasta 60
6186-6300 Hasta 60
8980-9100 Hasta 40
Bajan completación de bombeo hidráulico con dos Packers (FH y
ARROW) y cavidad KOBE en TBG 3 ½”
Desplazan bomba JET 9A y realizan prueba de producción de arenisca
TI+S
BFPD = 168 TBR = 43
BSW = 100% THE = 7
BSWRETOR = 100%
Reversan bomba Jet 9A, sacan completación (ultimo tubo sale con 20 ft de
arenisca)
Bajan TBG punta libre a 10120’ (recuperan un saco de cemento).
Bajan BHA de prueba, realizan prueba de admisión de areniscas “TI + S”
con 1500 psi, presión cae a 300 psi/min. Desplazan bomba JET 10A y
evalúan arenisca “TI+S”
BFPD = 432 TBR = 578
BSWF = 48% THE = 37
BPPD =225 BSWRETOR = 10 %
Sacan BHA de prueba, bajan completación de bombeo hidráulico con dos
Packers (ARROW) y cavidad KOBE tipo “D” en TBG de 3 ½”
Prueba de admisión de areniscas “TI + S” con 2000 psi, presión cae a 400
psi/min. Desplazan bomba JET 9A y evalúan arenisca “TI + S”
BFPD = 408 TBR = 100
BSWF = 74% THE = 6
BPPD =106 BSWRETOR = 15 %
Finalizan operaciones 3 de septiembre del 2008
166
PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW PC
ANTES 31-Oct-91 Pozo Cerrado
DESPUES 15-Sep-08 TI + S PPH 323 21.9 300
Pozo Productor AU 27
Historial de Completación y Reacondicionamientos
WO. # 03 (22-May-98).- Cambio de completación por pescado.
Desasientan pkrs. ok. sacan completación p.o. se recupera en completación
100% del pescado.
Bajan completación definitiva p.o. con 2 pkrs arrow y cavidad guiberson.
PRUEBA FECHA BPPD BSW (%) API ZONA MÉTODO
ANTES POZO CERRADO POR BAJO APORTE Y PESCADO.
DESPUÉS 25-May-98 742 12.4 27.3 T PPH
WO. # 04 (25-SEP-2010).- Cambio de método de ph a ps para ahorro de fluido
motriz debido a cavidad dañada.
Sacan completación de BH incompleta, bajan BHA de pesca con releasing
spear en 2 7/8“de drill pipe hasta 9710ft, enganchan pescado y tensionan
hasta 120000lbs. pescado recuperado al 100%.
Realizan prueba de producción de arena t a la estación.
Se apaga equipo bes por 2 ocasiones durante la prueba de producción por
alta temperatura de motor de 345f y la segunda pro daño en el generador.
PRUEBA FECHA BPPD BSW (%) API ZONA MÉTODO
ANTES 22-SEP-10 540 17.6 26.8 T PPH
DESPUÉS 11-Oct-10 1411 3 26.8 T PPS
Trabajo exitoso bes (p23x). Se incrementa producción en 860bppd
Pozo Productor AU 49
Historial de Completación y Reacondicionamientos
167
24-Sep-02 Completación y pruebas iniciales
Perforaciones iniciales:
Hollín Superior: 10138’ – 10164’ (26’) @ 5 DPP.
Arenisca “T “ : 9935’ – 9970’ (36’) @ 5 DPP.
Operaciones
Rig Dygoil –10 inicia operaciones el 03 de Septiembre del 2002 a las 12 hrs.
Disparan para squeeze el intervalo : 8478’ – 8482’ ( 4’ ) @ 4 DPP
Realizan cementación forzada con 100 Sxs. de cemento (20.6 bls). Entran
15.6 bls a la formación, 3 BLS en la cámara y 2 reversados.
Disparan para squeeze de Hsup el intervalo : 10172’ – 10176’ ( 4’ ) @ 4
DPP
Bombean 250 GLS de HCL al 15 % a Hsup para mejorar admisión sin éxito.
Perforan retenedor de cemento.
Disparan con TCP Hsup el intervalo : 10138’ – 10164’ ( 26’ ) @ 5 DPP
Evalúan Hsup con bomba Jet D7: BFPD = 624, BPPD = 437, BSW = 30 %,
BTR = 270, THE = 10 con B’up de 16 hrs.
Disparan con TCP arena Tinf el intervalo : 9935’ – 9970’ ( 36’ ) @ 5 DPP
Evalúan Tinf con bomba Jet E8 : BFPD = 912, BPPD = 547, BSW = 40 % ,
THE = 9 con B’up de 18 hrs
Bajan Completación para producir de arenisca “Tinf” por bombeo
hidráulico con cavidad Guiberson PL-II.
Finalizan las operaciones el 24 de Septiembre del 2002.
WO N° 01 (25-SEPT-2008): Cambio de PPH a PPS.
Inician operaciones el 20 de septiembre del 2008.
Controlan pozo con 8.3 lpg. ok.
Bajan bha de limpieza a 9990'.
168
Asientan RBP. Retiran bop y csg spool. cortan y acondicionan csg de 7”.
Bajan Completación bes con 2 bombas p12xh6 (252 + 117 etapas).
separador de gas, 2 protectores, motor (228 hp, 2305 volt, 60 amp), sensor
de presión y centralizador de 7”.
Realizan prueba de producción de arena “Tinf”: BFPD=1200; BSW=70%,
BPPD=360; THE=6, AMP=48, FREC=54.4 hz.
Finalizan operaciones el 25 de septiembre 2008 a las 10:00 hrs.
Exitoso. Se incrementa la producción en 560 BPPD.
PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW API
ANTES 07-SEPT-08 Tinf PPH 509 15.4 26.2
DESPUES 09-OCT-08 Tinf PPS 1029 25 26.2
Pozo Productor AU 98D
Completación y Pruebas Iniciales.
Fecha de Completación: 25-SEP- 2010
Perforaciones Iniciales:
ARENISCA “Hs” :10366’ - 10382’ (16’) 5 DPP.
ARENISCA “Ti” 10140’ - 10152’ (12’)
10160’ - 10244’ (84’)
FECHA YACIMIENTO BFPD %
BSW BPPD
API
60°F GOR
Salinidad
ppm MÉTODO
25-SEP-
2010
" Ti" 21 531 27 PPH
Pozo Productor AU 99DST
Completación y Pruebas Iniciales.
Fecha de Completación: 15 DE AGOSTO DEL 2010
Perforaciones Iniciales:
ARENISCA “Ti” :10310’ - 10350’ (40’) 5 DPP.
169
FECHA YACIMIENTO BFPD
%
BSW BPPD
API
60°F GOR
Salinidad
ppm MÉTODO
29-07-
2010 “Ti” 576 1 570 27.6 21750 PPH
Pozo Productor AUS-003
Completación y pruebas iniciales.
Fecha de Completación: 15 DE AGOSTO DEL 2010
Perforaciones Iniciales:
ARENISCA “Ti” :10310’ - 10350’ (40’) 5 DPP.
FECHA YACIMIENTO BFPD %
BSW BPPD
API
60°F GOR
Salinidad
ppm MÉTODO
29-Jul-
2010
“Ti” 576 1 570 27.6 21750 PPH
Pozo Productor AUS 004
Historial de Completación y Reacondicionamientos
FECHA DE COMPLETACION: 25-DIC-2004
Perforaciones iniciales: (cañón 41/2’’)
“T INFEERIOR” 10141’- 10150’ (9’) @ 5 DPP
10121’- 10136’ (15’) @ 5 DPP
10111’- 10118’ (7’) @ 5 DPP
10100’- 10105’ (5’) @ 5 DPP
“T SUPERIOR” 10074’- 10094’ (20’) @ 5 DPP
10062’ – 10069’ (7’) @ 5 DPP
Se realiza completación del Pozo AUCS-04, luego de las pruebas de Producción:
FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PFT PFM
02-Dic-04 ”Ts + I” PPS 911 0.1% 118 25.2 NR NR
Cemento en zona de arenisca “U” en mal estado Queda completado las dos zonas
“Ts + I”
170
W.O. #01 (16-AGOST-2007).- Cambio de completación por bes fuera de servicio.
Evaluar “TS+I” rediseñar BES
Inician operaciones el 1 de agosto del 2007.
Sacan equipo bes 2bombas FC-925: giro de todo el equipo normal, cable
en buenas condiciones eléctricas, bomba inferior y separador de gas
presenta salidos en el housing, sello, motor, sensor de fondo, y
centralizador con sólidos (químico cristalizados). motor con bajo
aislamiento, fases desbalanceadas.
Bajan bha de limpieza a 10402’, circulan, limpian y sacan.
Bajan bha de evaluación; realizan admisión a arena “TI+S”; P=2000 PSI Y
RATA=1.14 BPM. evalúan areniscas “TI+S” con bomba JET-9ª:
BFPD=408; BSW=48%; BPPD=212; TBR=815; THE=46.
CIA BJ realiza limpieza de punzados con HCL al 10%+solventes. Presión
INIC=1500 PSI A 0.5 BPM; PF=200 PSI A 0.5BPM.
Evalúan areniscas “TI+S” con bomba JET-9: BFPD=408; BSW=30%;
BPPD=286; TBR=1304; THE=118.
Bajan elementos de presión y evalúan areniscas “TI+S”: BFPD=432;
BSW=8%; BPPD=397;TBR=2494; THE=184
Cierran pozo por 16hrs para B’UP.
Bajan BES 2 bombas FC-450 (173+173 ETAPAS).
Realizan prueba de producción de areniscas “TS+I”: BFPD=480;
BSW=100%; TBR=120; THE=6; HZ=50; PINTAKE=1166 PSI
PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PFT PFM
ANTES BES OFF
DESPUES 24-08-2007 “TI+S” PPS 437 6.2% 25.2
W.O. #02.- Tomar registros Gr-Spectral a Ts+I y aislar entrada de agua evaluar y
rediseñar BES
171
Sacan equipo bes con giro de todo el conjunto normal y de cada
componente ok. Extensiones dentro de rango motor y cable eléctrico ok. el
housing del motor y sello presentan leve capa de sólidos adheridos
Toman registro gr-spectral en arenisca T
Registro muestra invasión de agua
Asientan herramientas de prueba en varios intervalos para probar
integridad de csg
Se concluye que existe daño en csg en el intervalo de 6600’ a 6560’
Realizan pruebas de admisión en T con 10 bls de agua tratada, 4bpm a
2200 psi
Bajan retenedor de cemento y asientan a 6500 pies y preparan lechada de
cemento para desplazarla y forzar a taponar el intervalo de csg roto.
Reversan exceso de cemento y circulan para limpiar el pozo.
Toman registro USIT modo corrosión desde 10400’ hasta superficie
Se observa que solo el intervalo reparado con squeeze (6572’-6598’) se
halla con desgaste.
Realizan pruebas de admisión en arenisca T con MTU
Asientan tapón CIBP de 7” a 10097 pies
Realizan pruebas de admisión en ts con 1000 psi, la presión cae 250 PSI
por minuto
Asientan tapón CIBP 7” a 9940 pies
Punzona arenisca U en los intervalos de 9851’-9858’ (7’) a 5DPP y 9867’
– 9876’ (9’) a 5 DPP
Cierran pozo para BUILD UP de U
Recuperan elementos (Pwf=1958 psi, Pws=3091 psi)
Bajan equipo BES hasta 9222 pies
Realizan pruebas de rotación
Realizan pruebas de producción de la arenisca U sup:
172
BFPD=456; BSW=100%; TM=364f; THE=6; HZ=57; PINTAKE=2090
psi
Finaliza operaciones 5-mayo-09
FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PFT PFM
10-MAY-09 ”U” PPS 540 10% 16 NR NR
Pozo Productor AUS 005D.
Historial De Reacondicionamientos
Completación y Pruebas: 19- JUNIO-2010
Perforaciones Iniciales: “T inf”: 10426’ – 10470’ (44’) @ 5DPP
Pruebas Iniciales:
FECHA BFPD BPPD BSW API METODO PM PC ARENA
19-JUN-10 984 945 4 % 26.3 PPH CTK “ Tinf ”
Bajan conjunto TCP. Asientan packer @ 10242’. Punzonan el siguiente
intervalo: Arenisca “TInf”: 10426’ – 10470’ ( 44’ ) @ 5DPP
Bajan equipo BES Centrilift: 1 Bomba P23X (104 etapas), separador de
gas, Sello, Motor (165 HP, 2133 Volt, 46 Amp), sensor Centinel,
centralizador de 7”.
Al megar equipo a 9000’ se detecta fases a tierra, se quiere sacar equipo
BES sin éxito, queda pescado desde 3800’ hacia abajo.
Realizan varias corridas de BHA moledor y BHA de pesca con arpón,
queda pescado a 3683’ (tubing de 3-1/2”, equipo BES, cable, protectores)
Suspenden operaciones el 23-dic-09 a la 09h00
Reinician operaciones el 3-ene-10 a las 20h00
Luego de varios intentos de pesca, se recupera todo el pescado
Bajan BHA de evaluación con camisa, se suspenden operaciones el 18 de
febrero del 2010 a las 12h00
Reinician operaciones el 13 de junio del 2010
Bajan equipo BES: 2 bombas P12X, 1 motor 228 hp, 2305V, 60 A
173
Realizan prueba de producción con BES de arenisca “Ti” al tanque en la
miniestación BFPD= 1224, BPPD = 1126, BSW=8%, THE=6, TR =306,
53 hz, 43 amp.
Finalizan operaciones el 19 de junio del 2010.
a) Eficiencia de área de Barrida
Eficiencia del desplazamiento depende de viscosidades, saturaciones de
petróleo, factores volumétricos y kr. Eficiencia del barrido función de
heterogenidad k direccional, discontinuidades, fallas, fracturas, tipo de arreglo,
flujo cruzado razón de movilidad, humectabilidad.
Eficiencia volumétrica se define como.- La eficiencia del barrido se
relaciona con la variación de permeabilidad y demás factores mencionados
El agua fluye por las zonas de mayor k
Análisis de núcleos es vital en Inyección agua
Estos datos se utilizan para determinar zonas de altas producciones de agua
Fig.2.4.6.9.Razon de Movilidad y Porcentaje de Área Barrida.
174
2.4.6.5 Métodos para el Comportamiento de la Inyección
La ecuación diferencial de flujo simultáneo de dos fluidos incompresibles e
inmiscibles a través del medio poroso describe el comportamiento de la inyección
de agua para yacimientos de petróleo. Este análisis comprende el estudio de la
ecuación de flujo fraccional y de la teoría de avance frontal considerando al agua
como fluido mojante y al petróleo como fase no mojante a la roca, además de los
efectos gravitacionales, capilares y de viscosidad.
El análisis de la ecuación de Buckley y Leverett puede ser descrito como una
aproximación a una ecuación hiperbólica cuasi-lineal de primer orden siguiendo la
mecánica de un fluido continuo.
Los métodos que consideran eficiencia del desplazamiento son los siguientes en
donde se describieron anteriormente.
Buckley y Leverett
Craig, Geffen y Morse
Roberts
Higgins y Leighton
Rapoport, Carpenter y Leas
El comportamiento de los pozos de inyección se divide en tres etapas diferentes
que son:
175
I. Etapa de Flujo radial o transitorio: Comprende desde que comienza la
inyección hasta que ocurre la Interferencia correspondiente a dos pozos vecinos.
Será estudiada aplicando la Ley de Darcy para flujo radial y en el caso de arreglo
de cinco pozos terminará cuando el frente del Banco de Petróleo haya recorrido la
mitad del espaciamiento entre los pozos inyectores.
II. Etapa de Interferencia: Corresponde al período comprendido entre la
finalización de la etapa de flujo radial y el momento en el cual el flujo se
estabiliza en el arreglo. No hay desarrollos matemáticos que puedan aplicarse
durante esta etapa. En ella se supone que la tasa de inyección declina linealmente
con tiempo hasta que se logra el periodo de flujo continuo.
III. Etapa de Flujo Continuo: Comienza desde el momento en que la tasa de
Flujo se estabiliza hasta que el frente alcanza el pozo productor. Se rige por las
ecuaciones de conductividad estudiadas por Muskat. El periodo inicial puede
tomar una larga porción de la vida del proyecto de Inyección de agua debido a que
el volumen de llene del yacimiento puede ser en la mayoría de los casos, una
gran parte del volumen poroso del yacimiento.
El gráfico se describe la ubicación del frente de inundación en un cuadrante de un
arreglo de 5 pozos en varios tiempos durante la vida de la inundación.
Fig2.4.6.10Ubicación En un Arreglo de 5 Pozos durante la Vida de Inundación.
PERIODO I
PERIODO II
Interferencia entre bancos de petróleo.
176
PERIODO III
Etapa de Flujo Radial o Transitorio.
Mientras no es posible tratar la etapa radial o transitoria de los sistemas de
inyección de fluidos de una manera tan completa como el análisis de la etapa de
flujo continuo, es posible desarrollar una teoría aproximada para la declinación de
la tasa de inyección de agua en el periodo de llene, previo al desarrollo de la
interferencia entre pozos. Se supone que el agua inyectada se desplaza
radialmente, reduciendo la saturación de petróleo a su valor residual y
acumulando este petróleo desplazado en otra zona denominada banco de petróleo.
También se supone que existen saturaciones de gas libre tanto en la zona invadida
por agua como en la de petróleo. Otra consideración importante es que Mw, o
1 y y k constantes.
Ruptura de petróleo.
Producción de agua.
Banco de
Petróleo
Frente del Banco
de petróleo
Banco o zona
invadida por agua
177
Fig.2.4.6.11.Esquema de una Formación Sometida a Invasión de Agua
2.4.6.6 Análisis de Hall Modificado
El Método de Hall es una herramienta simple que se usa para evaluar el
desempeño de pozos de inyección de agua. Se basa en la suposición de estado
estacionario flujo radial. Además de las presiones de inyección histórica y las
tasas, Este método requiere información acerca de la presión del yacimiento, Pe.
Además, se supone que el radio equivalente, Re, del principal yacimiento de
influencia en donde es constante durante el período de observación. Ni Pe o Re,
están disponibles en las mediciones directas.
rw re
r
P
Pi
Pf
0
r
Banco de
petróleo
Zona invadida
por agua
Zona inalterada
PI rw ro re
Swp
Sgr
Sor
Swi
Sgr
So
Swi
Sgi
Soi
Zona
invadida
por agua
Banco
de
petróleo
Zona
inalterad
a
Frente del Banco
de petróleo
Frente de la
zona invad. por
agua
h Pi Pf
r
e
r
o
rw
178
En el análisis de Hall se analiza en un grafico, la pendiente. La modificación se
basa en el análisis de las variaciones de la pendiente de la presión de inyección
acumulada frente al volumen de inyección acumulada. En particular, el análisis de
la pendiente produce una estimación de la presión del yacimiento Pe que significa,
que requiere sólo la presión de inyección y las tasas. Tales datos de campo
recolectadados de forma periódica en la inyección de agua. Hay que tomar en
cuenta que el método de análisis de la pendiente no requiere de interrupciones
regulares.
El método de análisis de la pendiente se ha verificado con la presión generada
numéricamente y los datos de las tasas, realizadas en el campo. En ambos casos
resultó ser exacta, eficiente y simple. La estimación obtenida de la presión del
yacimiento puede ser utilizada para corregir el análisis del gráfico de Hall, el
mapa de presión de yacimiento promedio sobre varios patrones o en la inyección
de agua. Estos mapas se pueden utilizar para desarrollar una eficiente inyección de
agua, lo que ayudará a detener la disminución y mejorar la recuperación de
petróleo.
Grafico de Hall: Antecedentes Teóricos
El grafico de Hall es una herramienta para analizar el flujo en estado estacionario
en un pozo de inyección. Originalmente, se basó en el modelo de flujo radial.
Según este modelo,
1.......ln2
Qr
r
kHPePw
w
e
Donde Pw y Pe son la presión de fondo del pozo y la presión del yacimiento
respectivamente, Q es el caudal, μ es la viscosidad del fluido inyectado, k es la
permeabilidad de la formación y H es el espesor del yacimiento. Omitimos la
compresibilidad del fluido del yacimiento, por lo que el factor de formación es
igual a uno. Si es necesario, puede ser fácilmente incorporado en la ecuación. (1)
179
como un factor adicional frente a Q. Además, adoptamos que la tasa de inyección
de flujo es positiva. Para tener en cuenta el daño de formación en las cercanías del
pozo, o el efecto skin, asumimos algún radio efectivo del pozo rw. El pozo zona
de influencia es la zona cercana al pozo donde la presión del fluido cambia
sensiblemente debido a la inyección. En el modelo de flujo radial de esta zona de
influencia circular. La relación de re/rw es entre el radio del pozo y el radio de
influencia, es decir, la distancia desde el pozo hacia la parte del yacimiento donde
la presión se puede considerar como no alterada por la inyección o se mantienen
constantes para otros factores. De hecho, la ecuación (1) también se aplica, si el
flujo no es solamente radial, en tal caso, la presión tiene que ser un promedio. La
ecuación (1) se basa en varios supuestos. El fluido es homogéneo e incompresible.
El yacimiento es vertical, confinados y uniformes, tanto en lo que respecta a la
permeabilidad y el espesor. El yacimiento es horizontal y la gravedad no afecta el
flujo. En consecuencia, el flujo es radial. Durante todo el tiempo de las
observaciones, la presión a la distancia igual para re es constante, y esta distancia
del pozo es constante. En la práctica, no todos, estos son estrictamente buenos. El
intervalo de inyección por lo general cubre varias zonas de diferente
permeabilidad. La estructura geométrica del flujo puede ser distorsionada por la
heterogeneidad de la formación, la interferencia entre los pozos, fracturas, etc. Sin
embargo, la ecuación. (1) es de gran importancia, y en muchos casos se describe
adecuadamente la inyección de fluido suponiendo algunos parámetros de
formación con medidas efectivas. El coeficiente
2.......ln2 w
e
r
r
kHb
O su inverso, es a menudo utilizado para caracterizar el desempeño del pozo. Si
las tasas y las presiones son casi constantes a lo largo del período de tiempo, de la
observación entonces
180
3.......ew PP
Qb
b se determina mediante el recíproco del pozo de inyección. Aplicando la última
ecuación puede ser limitada por las inevitables fluctuaciones de la presión, las
tasas y la falta de información sobre la presión Pe media. La ecuación (1) se puede
integrar en el tiempo:
4......ln2
dQr
r
kHdPP
t
to w
e
t
to
ew
Tenga en cuenta que el límite superior de integración es variable. Como t crece, la
integración de los filtros de las fluctuaciones a corto plazo proporciona un
procedimiento más sólido para evaluar el pozo perforado, parámetro b.
5......)()()( dtQtVanddPt
t
to
t
to
w
El análisis del gráfico de Hall es correcto trazar de la parte izquierda de Eq. (4) vs
el lado derecho, graficando Π (t) - Pet con respecto al volumen acumulado de
inyección V (t). Es evidente que, la constante de presión del yacimiento, y
constante coeficiente b, en el grafico es una línea recta cuya pendiente es igual a
b. Si el propósito del análisis es comparar la transmisibilidad de la formación
antes y después del tratamiento del pozo, entonces el cambio de la pendiente, o el
coeficiente b, debe ser evaluada.
Sin embargo, la aplicación de la ecuación. (4) requiere el conocimiento de
Pe y una evidencia de la constancia de b durante el tiempo de observación
Tanto la presión del yacimiento y parámetro b es constante durante este período
de tiempo. Supongamos que el agua se inyecta a una tasa de 150 barriles / día y la
presión de inyección del pozo es de 1500 psi durante los primeros 4 días. Los dos
181
últimos días, la tasa se incrementa a 300 barriles / día, aumentando inyección a
presión de 1700 psi. Si la presión del yacimiento es constante e igual Pe= 1400
psi, de inmediato obtenemos que el grafico de Hall es una línea recta y b = 0,5
psi-day/bbl. Sin embargo, si trazamos Π (t) – Pet vs volumen de inyección
acumulada V (t) con una estimación de la presión del yacimiento incorrecta,
entonces, el grafico tiene una ruptura en la pendiente, (figura. 1). Por lo tanto, es
el único caso cuando el grafico de Hall es una línea recta con una rata de
inyección variable cuando la presión del yacimiento Pe se conoce y su valor
exacto se utiliza en la ecuación. (4). Si la presión Pe se desconoce, aunque en
condiciones constantes de la inyección puede resultar que el grafico de Hall tenga
una ruptura de la pendiente. La magnitud del cambio de pendiente es una función
de la diferencia entre la presión original del yacimiento y la presión utilizada en la
ecuación. (4).
El grafico en la figura. 1 sugiere que si las propiedades de la formación no cambia
y la presión del yacimiento también se mantiene, entonces el grafico de Π (t)-p en
función de V (t) es una línea recta sólo si P = Pe. Por lo tanto, la presión de
formación Pe puede ser estimada para seleccionar el valor de P, tal que la
pendiente del grafico es constante. Una presión baja al yacimiento es más
coherente y concisa. Algunos autores proponen un procedimiento simplificado,
donde la diferencia Pw-Pe se sustituye por la presión en boca de pozo.
182
Fig.1 Grafico de Hall en propiedades de la formación constante, pero con diferentes
presiones del yacimiento. La única línea recta con la pendiente b = 0,5 psi-day/bbl en
este grafico corresponde con el yacimiento correcto a una presión de 1,400 psi.
Grafico de Hall: Los Parámetros Claves
Para investigar el impacto de la presión del yacimiento y el radio de influencia en
el análisis de Hall, existen "datos del reservorio" que se generaron. Se envía
simulaciones con un modelo utilizado en el análisis de la prueba de pozo. Este
modelo se basa en la clásica presión. En la ecuación de difusión se da cuenta del
impacto de la componente del estado estacionario de flujo impulsado por la
cercanía del pozo del yacimiento a la presión de distribución. Este modelo fue
seleccionado como el instrumento para favorecer las simulaciones, porque utiliza
las asunciones, que son compatibles con las operaciones de inyección regular,
donde las fluctuaciones transitorias se superponen a largo del tiempo en el flujo
estado estacionario. En este modelo, los parámetros del yacimiento están
representados como cantidades promedio, exactamente como en el método de
Hall. El modelo ha sido ampliamente comprobado contra el campo real de datos.
En el análisis de prueba de pozo se obtiene una inyección apropiada y una presión
de ajuste de la curva, que es estable con respecto a la selección del intervalo de
tiempo. El análisis de datos de las operaciones regulares también produce
consistentes estimaciones estables. Por lo tanto, el siguiente procedimiento se
utiliza en esta sección. En primer lugar, los escenarios de varias operaciones, a un
paso del cambio de la rata de inyección, son usados mediante el modelo de
simulación. En segundo lugar, el resultado se representa mediante el método de
Hall, y obtener diferentes parámetros de influencia.
La ecuación principal utilizada en el modelo es:
)6...(..........)(2
exp
)(
1 stAQt
BEiAQ
dQt
t
B
APtP
t
to
oww
183
7...........44
2
k
crBand
kHA w
La ecuación (6) asume flujo radial en una yacimiento infinito. La presión del pozo
al comienzo del período de observación del intervalo se denota por Pow = p (to),
φ y c que son la porosidad de formación y el aumento de la compresibilidad. El
factor de daño S es igual a ln(rw / rwb), donde rwb es el radio real del pozo.
Parámetro Q-1 es la tasa de inyección efectiva correspondiente a la formación
cerca del pozo en estado estacionario de distribución de presión resultante a las
operaciones antes de t = to. La presión del pozo en t = to, Pow, se calcula
utilizando la solución durante un considerable período de tiempo, y suponiendo
inalteradas presión del yacimiento como condición inicial. Tenga en cuenta que
Pow, no es igual a la presión del yacimiento debido a la inyección realizada antes
de t = t0.
En las simulaciones, hemos asumido la presión del yacimiento igual a Pe = 950
psi y la tasa de inyección de fondo pseudo-estacionario de Q-igual a 150 barriles /
día. Utilizamos A = 1. psi-day/bbl, B = 0.001 días. Estos valores de los
parámetros A y B no describen ninguna formación específica, pero tiene órdenes
realistas de magnitud.
Si la tasa cambia en pasos, figura. 4, la presión de inyección respectiva no es
trazada como una función constante del tiempo figura. 5. Sin embargo, el grafico
de Hall, figura. 6, es trazada casi lineal. Se tiene:
8.......0tt
BEi
Cuya integral acumulada se aproxima a una función lineal. La "linealidad" de una
función de una variable puede ser "medidos" por la magnitud de su segunda
184
derivada. Si esta derivada es cercana a cero, entonces la función es casi lineal.
Para el exponencial integral (8), Se tiene
)9...(..........)(2
exp
1
0 0
2
2
stAQt
BEiAQ
tt
tt
B
t
BEi
dt
dd
t
BEi
dt
d
o
o
t
t
La multiplicación de ambos lados de la última ecuación por B es adimensional
10.......exp000
2
2
tt
B
tt
Bdt
tt
BEi
dt
dB
t
to
El lado derecho de la ecuación. (10) se encuentra entre cero y B/N (t-to). La
última expresión se descompone como incremento de t-to. El parámetro B suele
ser pequeño, y la cercanía de la integral acumulativa de la integral exponencial (8)
no es una función constante.
Fig. 2 y la Fig. 3 Se muestran un ejemplo ilustrando los cálculos sobre la integral
exponencial. Aunque la integral exponencial (8) no es una función constante, fig.
2, el grafico de la integral acumulada frente al tiempo es casi lineal debido al
decremento de la segunda derivada (10) con aumento de T.
Fig. 2. Ejemplo: Grafico de la integral exponencial (8) con B = 0,001 [días]
185
Fig. 3. Integral acumulada de la integral exponencial (8). Aunque la función no es
constante, la figura. 2, la integra acumulada es casi una función lineal
Fig. 6 muestra el diagrama de Hall de los datos generados. La pendiente es
prácticamente una línea recta (línea roja) sólo si Pe en la ecuación. (4) es
exactamente igual al valor de la presión del yacimiento utilizado en las
simulaciones. Si, en lugar del valor exacto, una incorrecta presión del yacimiento
que se utiliza en la ecuación. (4), la pendiente es una línea quebrada (líneas de
color negro y azul). Las esquinas en las líneas corresponden a los momentos en
que las tasas de inyección se cambian por una medida de incremento. Este cuadro
se encuentra en plena analogía con la ilustración presentado en la figura. 1
Fig. 4 Medida de incremento de la tasa de inyección
186
Fig. 5. Acumulación de presión que corresponde a las tasas en la figura. 4.
El Grafico de la Pendiente: Una Nueva Herramienta de Diagnóstico del Pozo
La inspección visual del grafico de Hall puede ser engañosa. Los filtros de la
integración de las fluctuaciones de presión y las tasas, son normalmente no
demasiado grandes en comparación con los respectivos valores medidos. En esta
sección, se demuestra que estos son visualmente casi imperceptible las variaciones
de la pendiente del grafico de Hall se puede analizados para extraer información
muy importante acerca de la presión del yacimiento eficaz y pozo inyectado.
11............dV
dS
Fig. 6. Tres versiones del análisis del gráfico de Hall de los datos presentados en la
figura. 4 y la figura. 5. Sólo la presión exacta del yacimiento de 950 psi se obtiene una
línea recta. Una inexacta información sobre la presión del yacimiento resulta una
pendiente inclinada.
187
Como hemos demostrado, el correcto grafico de Hall requiere conocimiento de la
presión media del yacimiento Pe. Esta presión no se puede medir, por lo que
utilizamos en nuestro análisis una "incorrecta" el grafico de Hall, con Pe de ajuste
a cero. Para calcular la pendiente de este grafico, es necesario evaluar la derivada.
Desde La Ec 5
12............Q
PS w
Desde Las Ecuaciones 1 Y 3
13............bQ
PS e
La última ecuación implica que el grafico de S frente a 1/Q es una función lineal.
La tasa de Inyección de Q y, en virtud de la ecuación. (12), la pendiente S se
cuenta con parámetros de medición. Por lo tanto, la presión del yacimiento Pe y
parámetros del pozo inyectado b se obtienen de la ecuación. (13) por ajuste lineal
de S frente a 1/Q. Este procedimiento se abrevia como " gráfico del análisis de la
pendiente. "Pe se estima a partir de la pendiente de la grafica pendiente, que puede
ser utilizado para crear el grafico de Hall de acuerdo con Eq. (4).
Fig. 7 presenta el grafico del análisis de la pendiente de los datos simulados que
aparecen en la figura. Fig.4 - Fig.6. La grafica es casi una línea recta interrumpida
por los saltos verticales, donde la tasa de inyección tiene una medida de cambios.
Estos desplazamientos paralelos expresar los cambios en el inyectividad,
parámetro b. Las propiedades de la formación no cambian durante estas
simulaciones, las variaciones de b son por completo debido a la expansión de la
zona de influencia de radio causada por la velocidad de inyección y la presión. La
estimación de la pendiente de 957 psi es menos del 1% con respecto a la presión
ambiente de 950 psi utilizados en estas simulaciones. Como argumento el grafico
de Hall, las líneas de la figura. 7 no puede ser exactamente rectas porque de el
188
tipo de las variaciones de presión en la figura. 5. no son grandes en comparación
con la presión media de inyección durante el intervalo de tiempo. Pero,
visualmente, las líneas están casi en línea recta por cerca de linealidad de la
integral de la función integral exponencial, como está demostrado en las
ecuaciones. (9) - (10).
Fig. 7. Gráfico del análisis de la pendiente de las simulaciones con interés presentado
en la figura. 4 - fig. 6.
Al parecer, la ecuación. (1) se puede utilizar directamente en el ajuste lineal para
sustitución de las medidas de tasa de inyección y presiones. Sin embargo, en la
práctica, es más adecuado el análisis para la siguiente razón. En el lado derecho de
la ecuación. (1), la primera denominada, presión del yacimiento, es más grande
que el segundo término, la acumulación de una presión adicional debido a la
inyección de fluidos. Por ello, un ajuste lineal de la ecuación. (13) en las variables
S y 1/Q es más estable que el de la ecuación. (1) en las variables originales Pe y
Q.
Hay una diferencia importante entre el grafico de Hall y la grafica de la pendiente.
En el grafico de Hall, sin tener en cuenta la presión correcta del yacimiento se
utiliza la ecuación. (4) o no, el eje horizontal (inyección acumulada) es una
medida de tiempo transcurrido en la inyección: los puntos a la derecha siempre
corresponden a los últimos tiempos, de los de la izquierda. Sólo si el pozo se
189
cierra y Q = 0, caerán los puntos del eje x. En un grafico de la pendiente, el
tiempo no está involucrado en absoluto. Por lo tanto, los datos de la presión de
inyección y la tasa de inyección son separados por puntos para un tiempo
sustancial y se puede observar uno junto al otro en el grafico de la pendiente. Por
el contrario, mediciones consecutivas se pueden separar el uno del otro, por
ejemplo, hay fluctuaciones bruscas en los datos. En el grafico de Hall los datos de
las curvas son el tiempo promedio. En la grafica pendiente, el tiempo promedio
puede complicar el análisis y comprometer las conclusiones mediante la
introducción artificial "Promedio" de puntos erróneos.
Pozos con una geometría de flujo diferente con flujo radial, por ejemplo,
pozos fracturados, se pueden analizar de una manera similar por sustitución de la
integral exponencial para una función diferente al pozo. De hecho, el análisis de la
pendiente se basa en el pseudo-estado estacionario de la ecuación (13), se puede
aplicar a cualquier geometría de flujo con una modificación apropiada de la
interpretación del coeficiente b.
El ejemplo de cálculo anterior simula una idealizada situación de la predicción de
flujo en estado estacionario en una formación homogénea. En realidad, estas
asunciones pueden ser ciertas sólo en promedio. De hecho, los pozos vecinos
pueden interferir, el flujo puede ser no radial, etc. Nuestra experiencia con el
análisis de los datos de pozos de inyección en Lost Hills muestra que en la
mayoría de los casos el análisis de la pendiente produce un asombrosa línea recta.
Pocos valores pueden indicar el flujo transitorio. Si una sistemática desviación se
produce, puede ser un signo de un problema. El carácter de esta desviación se
puede utilizar para diagnosticar el problema. El parámetro b en la ecuación. (1) es
una combinación agrupada de transmisividad, T = kh/μ, y el logaritmo de la razón
de los radios, ln(re/rw). Si b se mide en psi-day/bbl, que corresponde a presiones
medidas en PSI y las tasas de inyección medidas en bbl/día,
190
14......1
14.0
lnbcp
ftDarcy
r
r
kH
w
e
Por lo tanto, si b ~0.14 [psi-day/bbl], ~ 0.3 m, re ~ 121 m, entonces T, ~ 6 [Darcy-
ft/cp]. Si el fluido que se inyecta es el agua, μ~cp 1, y el espesor del yacimiento es
de unos 120 pies, entonces la permeabilidad efectiva de la roca es k=50 mD.
Suponiendo que 30% de porosidad y 20×10-6 psi-1 de compresibilidad, la
difusión de presión en el distancia de 121 pies es del orden de una hora. Para el
análisis profundo, de las mediciones tienen que ser recogidos durante un tiempo
de intervalo mucho mayor de 1 hora. Dado que la información sobre propiedades
del yacimiento de roca está sujeta a una alta incertidumbre, de los intervalos de
observación de tiempo más largos.
Una interpretación detallada de las estimaciones obtenidas puede ser más fácil si
la información adicional es válida. Por ejemplo, la transmisivilidad estimada a
partir del análisis de formación transitoria puede ayudar a afinar las estimaciones
del radio de influencia del pozo.
2.4.6.7 Factores que Afectan la Inyección
Cualquier componente en el agua que no sea H2O es un contaminante o impureza.
Toda el agua es impura y el trabajo principal del químico de agua es definir estas
impurezas, indicar las especificaciones para cada impureza aceptables para el
empleo que se va a dar al agua después del tratamiento, y encontrar métodos
económicos de tratamiento para alcanzar los límites de calidad que se han fijado.
Es importante reconocer que los términos impureza, contaminación son términos
subjetivos. Un contaminante se considera como tal cuando su concentración
alcanza un nivel que puede resultar dañino para la salud pública si él se va a
utilizar como potable.
Tratamientos de Aguas Efluentes y/o Residuales
191
Los criterios importantes que se deben considerar para un tratamiento eficientes
son: caudal del agua a tratar (volumen, mezclas de corrientes, incorporaciones de
aguas de lluvias, pozos nuevos, etc.), calidad de las aguas (contaminantes y
proporción), un sistema de monitoreo de flujo, tratamiento y calidad de entradas y
salidas, un análisis de la distribución del tratamiento y frecuencia del monitoreo.
El tratamiento de un efluente para su descarga a una corriente o a un yacimiento
de agua, debe considerarse en forma individual. Las características de los
efluentes varían mucho, aun en plantas de las mismas industrias que pueden
producir efluentes de calidad sumamente diferentes. Los datos sobre la calidad del
agua manejada pueden no dar información exacta de la cantidad que necesita
tratamiento.
Para obtener información sobre el tipo de tratamiento y los requerimientos de
tamaño de equipos, todas las fuentes de agua deben ser examinadas. El registro de
los volúmenes de agua que requieren tratamiento es de primordial importancia
para dar datos realistas sobre flujos que van a tratarse, las mediciones deberían
hacerse en períodos tan largos como sea práctico para mostrar variaciones de
flujos.
2.5 Hipótesis
El funcionamiento de la inyección de agua, implica una mayor extracción del
crudo, protegiendo al medio ambiente, ya que el agua desplaza físicamente al
petróleo.
Además la inyección de agua, permite ahorrar económicamente la investigación
y posterior la perforación para tener un eficiente recobro y una mayor cantidad del
petróleo.
192
CAPITULO III
3 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
En la recopilación de la información se realizará mediante una respectiva matriz
(APENDICE Nº 4) con los respectivos programas utilizados OFM, EXEL, WELL
TEST, y una guía de obtención (APENDICE Nº 3)
3.1 Recolección de Datos
La recopilación de los datos se realizó mediante reportes diarios de inyección que
se detallan en el apéndice 4, ingresando información de inyección de agua,
presión y cantidad de sólidos que se registraron en la planta Auca Sur 16, las
producciones se logro obtener en el departamento de Ingeniería de el Campo
Auca y para los build up se analizó los reportes de pozos para los tres últimos
años (2009, 2010 y 2011) en donde toda esta información se logro obtener en el
departamento de Yacimientos en Quito, con la colaboración y disposición de las
personas encargadas de cada área.
Esta información y datos fueron tabulados en tablas y gráficos en Exel donde
nuestra investigación y análisis desarrollados fue revisada y supervisada bajo los
ingenieros encargados de cada departamento.
3.2 Resultados
A continuación se detalla los resultados obtenidos con las respectivas graficas de
la inyección de Agua, Presión de Reservorio y Producciones.
Para los resultados de Inyección de Agua se basó en los datos de los
reportes diarios de inyección dando los siguientes resultados.
Para los resultados del Método de Hall se basó en los datos de volúmenes
de agua con parámetros de campo dando los siguientes resultados.
193
Para los resultados de Presiones de Yacimientos de los pozos aledaños se
basó en los datos petrofísicos actualizados hasta el año 2010 y analizados
en el programa well Test dando los siguientes resultados.
Tabla 3.1.1 Resultas Anuales de Inyección de Agua
Completion Date Días Pwhi(PSI)
Volumen
Acumulado(BLS) Q(BAPD) Sólidos(PPM)
AUC012I:TI 31/12/2007 31 854 153826 4962 5.28
AUC012I:TI 31/12/2008 31 975 152291 4913 6.70
AUC012I:TI 31/12/2009 6 262 26518 4420 10.24
AUC012I:TI 31/10/2010 7 560 32090 4584 2.60
AUC04ID:TI 30/11/2009 3 5 14980 4993 3.60
AUC04ID:TI 31/12/2010 31 317 195428 6304 4.44
AUC04ID:TI 31/01/2011 26 437 149239 5740 5.62
AUC041I:TI 31/12/2006 8 1485 23560 2945 1.24
AUC041I:TI 30/06/2007 5 930 8186 1637 1.23
Fig.3.1.1.Volumenes Acumulado de Agua Inyectados.
194
En el grafico de volúmenes acumulados de agua inyectado se muestra el
comportamiento histórico de los pozos inyectores, como fue decreciendo el
volumen del Auca 12I por causa de no existe aporte de volumen a la formación. Y
en cambio para el Auca 04ID aporta un volumen mayor.
Fig3.1.2.Volumenes de Inyección de Agua.
De igual manera se observa el comportamiento de inyección de agua diaria a los
pozos.
Fig.3.1.3.Presión de Cabeza de los pozos Inyectores
195
En este grafico se observa el comportamiento de la presión de cabeza al momento de
inyectar en donde se observa una drástica caída de presión de todos los pozos debido a
que la arena se fracturó.
Fig.3.1.4.Total de Sólidos en el Agua
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Álvaro Izurieta
En el gráfico se muestra el historial de total de sólidos en el agua en donde según
el comportamiento de las líneas indican que no existió un alto porcentaje de
solidos al momento de inyectar, debido a que se controlaba periódicamente.
202
Completion Date Días D_Cum
Pwhi
(PSI)
Volumen
Acumulado(BLS)
Q
(BAPD)
Sólidos
(PPM)
Pwfi
(PSI)
Pwfi_Cum
(PSI)
Q_Cum
(BLS)
AUC012I:TI 28/02/2011 7 1067 550 25760 3680 5.06 4851 4851 3680
AUC012I:TI 31/01/2010 31 1060 666 150346 4850 7.63 4967 9817 8530
AUC012I:TI 29/02/2010 4 1029 675 19196 4799 5.49 4976 14793 13329
AUC012I:TI 31/05/2010 11 1025 600 49874 4534 3.16 4901 19693 17863
AUC012I:TI 30/06/2010 3 1014 300 5785 1928 5.50 4601 24294 19791
AUC012I:TI 31/07/2010 3 1011 633 15723 5241 6.00 4934 29228 25032
AUC012I:TI 31/08/2010 7 1008 726 33986 4855 6.26 5026 34254 29887
AUC012I:TI 31/10/2010 7 1001 560 32090 4584 2.60 4861 39115 34472
AUC012I:TI 31/01/2009 31 994 937 145770 4702 6.46 5237 44352 39174
AUC012I:TI 28/02/2009 28 963 939 134132 4790 8.99 5240 49592 43964
AUC012I:TI 31/03/2009 31 935 935 147410 4755 7.17 5235 54827 48719
AUC012I:TI 30/04/2009 29 904 762 126917 4376 6.41 5063 59889 53096
AUC012I:TI 31/05/2009 31 875 799 150507 4855 7.05 5099 64989 57951
AUC012I:TI 30/06/2009 30 844 840 147032 4901 6.51 5141 70129 62852
AUC012I:TI 31/07/2009 31 814 787 155379 5012 7.00 5088 75217 67864
AUC012I:TI 31/08/2009 31 783 765 156919 5062 7.57 5066 80283 72926
AUC012I:TI 30/09/2009 22 752 621 104460 4748 5.40 4921 85204 77674
AUC012I:TI 31/10/2009 4 730 447 16700 4175 7.47 4747 89952 81849
AUC012I:TI 30/11/2009 9 726 489 29795 3311 9.36 4789 94741 85160
AUC012I:TI 31/12/2009 6 717 262 26518 4420 10.24 4563 99304 89580
AUC012I:TI 31/01/2008 31 711 873 150241 4846 4.04 5174 104477 94426
AUC012I:TI 29/02/2008 29 680 891 143736 4956 4.28 5192 109669 99382
AUC012I:TI 31/03/2008 31 651 867 155022 5001 4.08 5168 114837 104383
AUC012I:TI 30/04/2008 30 620 872 145017 4834 4.60 5173 120010 109217
AUC012I:TI 31/05/2008 31 590 894 141807 4574 3.60 5194 125204 113792
AUC012I:TI 30/06/2008 30 559 874 132921 4431 2.49 5174 130378 118222
AUC012I:TI 31/07/2008 31 529 911 137611 4439 1.95 5212 135590 122661
203
AUC012I:TI 31/08/2008 30 498 906 136643 4555 2.99 5207 140797 127216
AUC012I:TI 30/09/2008 30 468 1040 153612 5120 2.59 5341 146138 132336
AUC012I:TI 31/10/2008 31 438 944 158207 5103 4.83 5244 151382 137440
AUC012I:TI 30/11/2008 30 407 916 127760 4259 8.84 5216 156598 141699
AUC012I:TI 31/12/2008 31 377 975 152291 4913 6.70 5275 161873 146611
AUC012I:TI 31/01/2007 14 346 1402 43112 3079 1.52 5702 167576 149691
AUC012I:TI 28/02/2007 27 332 1222 112439 4164 2.96 5522 173098 153855
AUC012I:TI 31/03/2007 30 305 1136 114054 3802 1.49 5436 178534 157657
AUC012I:TI 30/04/2007 29 275 1101 100708 3473 1.28 5402 183936 161130
AUC012I:TI 31/05/2007 27 246 1048 105219 3897 0.91 5349 189285 165027
AUC012I:TI 30/06/2007 25 219 1051 90884 3635 1.18 5351 194636 168662
AUC012I:TI 31/07/2007 31 194 977 131534 4243 5.16 5278 199914 172905
AUC012I:TI 31/08/2007 30 163 927 117484 3916 3.10 5227 205141 176821
AUC012I:TI 30/09/2007 30 133 888 143738 4791 4.97 5189 210330 181612
AUC012I:TI 31/10/2007 31 103 873 155654 5021 4.16 5173 215503 186633
AUC012I:TI 30/11/2007 25 72 883 118737 4749 5.41 5184 220687 191383
AUC012I:TI 31/12/2007 31 47 854 153826 4962 5.28 5155 225841 196345
AUC012I:TI 31/01/2006 16 16 1348 50162 2332 0.81 5649 231490 198677
AUC041I:TI 31/05/2007 2 2 664 332 4317 4317 332
AUC041I:TI 31/03/2007 2 4 1875 3486 1743 0.65 6192 10510 2075
AUC041I:TI 31/01/2007 12 16 1546 35669 2972 1.49 5863 16373 5047
AUC041I:TI 30/06/2007 5 21 930 8186 1637 1.23 5247 21621 6685
AUC041I:TI 30/04/2007 1 22 756 756 4317 25938 7441
AUC041I:TI 28/02/2007 11 33 1663 25966 2361 3.19 5981 31919 9801
AUC041I:TI 31/12/2006 8 41 1485 23560 2945 1.24 5802 37721 12746
AUC04ID:TI 30/05/2011 31 31 160 146658 5621 3.55 4477 4477 5621
AUC04ID:TI 30/04/2011 30 61 494 149239 6979 4.02 4811 9282 12600
AUC04ID:TI 31/03/2011 30 30 476 181809 6060 6.01 4793 4793 18660
AUC04ID:TI 28/02/2011 24 54 497 146658 6111 5.06 4814 9608 12171
204
AUC04ID:TI 31/01/2011 26 80 437 149239 5740 5.62 4754 14362 17911
AUC04ID:TI 29/02/2010 25 105 485 139457 5578 5.35 4802 19165 23489
AUC04ID:TI 31/03/2010 31 136 50 153191 4942 3.27 4367 23532 28431
AUC04ID:TI 30/04/2010 30 166 679 227809 7594 4.79 4996 28528 36025
AUC04ID:TI 31/05/2010 21 187 680 134139 6388 5.69 4998 33526 42412
AUC04ID:TI 30/06/2010 21 208 614 101276 4823 4.29 4931 38457 47235
AUC04ID:TI 31/07/2010 28 236 333 158969 5677 5.06 4650 43108 52912
AUC04ID:TI 31/08/2010 25 261 350 127469 5099 3.33 4668 47775 58011
AUC04ID:TI 30/09/2010 30 291 211 153978 5133 1.81 4529 52304 63144
AUC04ID:TI 31/10/2010 26 317 97 141498 5442 2.71 4414 56719 68586
AUC04ID:TI 30/11/2010 30 347 55 174392 5813 10.60 4372 61091 74399
AUC04ID:TI 31/12/2010 31 378 317 195428 6304 4.44 4635 65726 80703
AUC04ID:TI 30/09/2009 10 388 199 43970 4397 7.14 4516 70242 85100
AUC04ID:TI 31/10/2009 28 416 18 140939 5034 6.78 4335 74577 90134
AUC04ID:TI 30/11/2009 3 419 5 14980 4993 3.60 4322 78899 95127
Completion
S
(PPM)
1/Q
(BAPD-1)
Pressure
Integral(PSI) Velocidad Reynolds Factor de Fricción
Perdidas por
Fricción
AUC012I:TI -188 4 35 0.003124 1
AUC012I:TI 1.024 0.0002062 4778 5 46 0.003091 2
AUC012I:TI 1.037 0.0002084 9754 5 45 0.003092 2
AUC012I:TI 1.081 0.0002206 14654 4 43 0.003099 2
AUC012I:TI 2.386 0.0005186 19255 2 18 0.003204 0
AUC012I:TI 0.941 0.0001908 24189 5 49 0.003081 3
AUC012I:TI 1.035 0.0002060 29215 5 46 0.003091 2
AUC012I:TI 1.060 0.0002181 34076 4 43 0.003097 2
AUC012I:TI 1.114 0.0002127 39313 5 44 0.003094 2
205
AUC012I:TI 1.094 0.0002087 44553 5 45 0.003092 2
AUC012I:TI 1.101 0.0002103 49788 5 45 0.003093 2
AUC012I:TI 1.157 0.0002285 54850 4 41 0.003103 2
AUC012I:TI 1.050 0.0002060 59950 5 46 0.003091 2
AUC012I:TI 1.049 0.0002040 65090 5 46 0.003089 2
AUC012I:TI 1.015 0.0001995 70178 5 47 0.003087 2
AUC012I:TI 1.001 0.0001976 75244 5 48 0.003085 2
AUC012I:TI 1.036 0.0002106 80165 5 45 0.003093 2
AUC012I:TI 1.137 0.0002395 84913 4 39 0.003109 2
AUC012I:TI 1.447 0.0003021 89702 3 31 0.003137 1
AUC012I:TI 1.032 0.0002263 94265 4 42 0.003102 2
AUC012I:TI 1.068 0.0002063 99438 5 46 0.003091 2
AUC012I:TI 1.047 0.0002018 104630 5 47 0.003088 2
AUC012I:TI 1.033 0.0002000 109798 5 47 0.003087 2
AUC012I:TI 1.070 0.0002069 114971 5 45 0.003091 2
AUC012I:TI 1.136 0.0002186 120165 4 43 0.003098 2
AUC012I:TI 1.168 0.0002257 125339 4 42 0.003102 2
AUC012I:TI 1.174 0.0002253 130551 4 42 0.003101 2
AUC012I:TI 1.143 0.0002196 135758 4 43 0.003098 2
AUC012I:TI 1.043 0.0001953 141099 5 48 0.003084 3
AUC012I:TI 1.028 0.0001959 146343 5 48 0.003084 3
AUC012I:TI 1.225 0.0002348 151559 4 40 0.003106 2
AUC012I:TI 1.074 0.0002036 156834 5 46 0.003089 2
AUC012I:TI 1.852 0.0003247 162537 3 29 0.003146 1
AUC012I:TI 1.326 0.0002401 168059 4 39 0.003109 2
AUC012I:TI 1.430 0.0002630 173495 4 36 0.003120 1
AUC012I:TI 1.555 0.0002880 178897 3 33 0.003131 1
AUC012I:TI 1.373 0.0002566 184246 4 37 0.003117 1
AUC012I:TI 1.472 0.0002751 189597 4 34 0.003126 1
206
AUC012I:TI 1.244 0.0002357 194875 4 40 0.003107 2
AUC012I:TI 1.335 0.0002554 200102 4 37 0.003117 1
AUC012I:TI 1.083 0.0002087 205291 5 45 0.003092 2
AUC012I:TI 1.030 0.0001992 210464 5 47 0.003086 2
AUC012I:TI 1.091 0.0002105 215648 5 45 0.003093 2
AUC012I:TI 1.039 0.0002015 220802 5 47 0.003088 2
AUC012I:TI 2.423 0.0004289 226451 2 22 0.003181 1
AUC041I:TI 3.553 0.0005737 6491 2 16 0.003217 0
AUC041I:TI 1.973 0.0003364 12354 3 28 0.003151 1
AUC041I:TI 3.205 0.0006108 17602 2 15 0.003225 0
AUC041I:TI 5.711 0.0013228 21919 1 7 0.003324 0
AUC041I:TI 2.534 0.0004236 27900 2 22 0.003179 1
AUC041I:TI 1.970 0.0003396 33702 3 28 0.003152 1
AUC04ID:TI 942 6 57 0.003064 4
AUC04ID:TI 0.788 0.0001636 5757 6 57 0.003063 4
AUC04ID:TI 0.828 0.0001742 10511 6 54 0.003070 3
AUC04ID:TI 0.861 0.0001793 15314 5 52 0.003074 3
AUC04ID:TI 0.884 0.0002024 19681 5 46 0.003088 2
AUC04ID:TI 0.658 0.0001317 24677 7 71 0.003037 5
AUC04ID:TI 0.782 0.0001566 29675 6 60 0.003057 4
AUC04ID:TI 1.023 0.0002074 34606 5 45 0.003091 2
AUC04ID:TI 0.819 0.0001761 39257 6 53 0.003072 3
AUC04ID:TI 0.915 0.0001961 43924 5 48 0.003085 3
AUC04ID:TI 0.882 0.0001948 48453 5 48 0.003084 3
AUC04ID:TI 0.811 0.0001837 52868 5 51 0.003077 3
AUC04ID:TI 0.752 0.0001720 57240 6 55 0.003069 3
AUC04ID:TI 0.735 0.0001586 61875 6 59 0.003059 4
AUC04ID:TI 1.027 0.0002274 66391 4 41 0.003103 2
AUC04ID:TI 0.861 0.0001987 70726 5 47 0.003086 2
207
Fig.3.1.5.Historial de Presiones de Fondo AUC 41I
Fig.3.1.6.Historial de Presiones de Fondo AUC 04I
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Álvaro Izurieta
208
Fig.3.1.7.Historial de Presiones de Fondo AUC 12I
Fig.3.1.8.Historial de Presiones de Fondo de los Pozos de Inyector.
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Álvaro Izurieta
209
Fig.3.1.9.Historial de Caudales de Inyección AUC 12I
Fig.3.1.10.Historial de Caudales de Inyección AUC 04I
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Álvaro Izurieta
210
Fig.3.1.11.Historial de Caudales de Inyección de los pozos Inyectores
Fig.3.1.12.Método de la Pendiente AUC 12I
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Álvaro Izurieta
211
Fig.3.1.13.Método de la Pendiente AUC 04DI
Fig.3.1.14.Método de la Pendiente AUC 41I
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Álvaro Izurieta
212
Tabla 3.1.4 Presiones de Fondo y Yacimientos de los Pozos Aledaños
POZO Date OIL
(BPPD)
WATER
(BAPD)
Pr
(PSI)
Pwf
(PSI)
Pr (MP)
(PSI)
Pwf (MP)
(PSI) API
AUC021:TI 08/09/1995 347 448 1566 1363 1566 1363 24
AUC021:TI 25/09/1997 506 615 1525 1353 1525 1353 24
AUC021:TI 22/06/2000 297 87 1883 1642 1883 1642 24
AUC021:TI 11/05/2003 552 229 1481 1266 1481 1266 26
AUC021:TI 04/12/2010 250 698 1479 1313 1479 1313 20
AUC022:TI 09/11/1992 944 10 1568 1333 1568 1333 29
AUC022:TI 04/06/1993 1189 17 1508 1328 1508 1328 29
AUC022:TI 09/08/1995 711 9 1483 1293 1483 1293 29
AUC022:TI 07/01/1996 632 10 1428 1202 1428 1202 29
AUC027:TI 28/05/1991 645 3 1748 731 1748 731 26
AUC027:TI 07/07/1991 619 56 1937 830 1937 830 26
AUC027:TI 16/12/1995 767 37 1375 1244 1375 1244 26
AUC027:TI 26/12/1995 1012 42 1280 1138 1280 1138 26
AUC027:TI 14/01/1996 588 16 1467 1418 1467 1418 26
AUC027:TI 11/03/1999 429 114 1632 1455 1632 1455 26
AUC027:TI 07/12/2008 815 127 1725 1511 1725 1511 25
AUC049:TI 18/09/2002 552 368 1483 1308 1483 1308 21
AUC098D:TI 11/09/2010 238 26 1672 624 1672 624 23
AUC099DST:TI 31/07/2010 570 6 1562 1499 1562 1499 26
AUS003:TS 03/12/2004 62 562 3964 2122 3964 2122 24
En la tabla podemos observar que las presiones de yacimiento fueron decreciendo antes de
la inyección de agua, y después de la inyección existe un incremento notable manteniendo
así las presiones. Y además existe un incremento en la recuperación de petróleo.
Fig.3.1.15. Análisis de Build Up Pozo Auca 67 D Arenisca“U”
213
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Xavier Guerrero
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Xavier Guerrero
214
Liquid IPR
Reservoir Pressure (Pr) 1786 psi (a)
Bubble Point Pressure (Pbp) 880 psi (a)
Test Pressure (Pwf) 1319 psi (a)
Oil Test Rate (Qo) 127 bbl/d
Water Test Rate (Qw) 2009 bbl/d
Flow Duration 16.57 H
Maximum Oil Rate 379.3 bbl/d
Maximum Water Rate 7683.2 bbl/d
Maximum Total Rate 8062.6 bbl/d
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Xavier Guerrero
Flowing
Pressure
Oil
Rate
Water
Rate
Total
Rate
psi (a) bbl/d bbl/d bbl/d
0 379.3 7683.2 8062.5
200 367.8 6822.9 7190.7
400 345.3 5962.5 6307.8
600 311.8 5102.1 5413.9
800 267.3 4241.7 4509
880 246.4 3897.5 4143.9
1000 213.8 3381.3 3595.1
1200 159.4 2520.9 2680.3
1319 127 2009 2136
1400 105 1660.5 1765.5
1600 50.6 800.2 850.8
1786 0 0 0
215
Fig.3.1.16. Análisis de Build Up Pozo Auca 70 D Arenisca “Ti”
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Xavier Guerrero
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Xavier Guerrero
216
Liquid IPR
AUCA 70 D Ti
EP - PETROECUADOR - UCE
Fernando Cuaspud - Lenin Sáenz
Yacimiento Pressure (Pr) 2040 psi (a)
Bubble Point Pressure (Pbp) 478 psi (a)
Test Pressure (Pwf) 920 psi (a)
Oil Test Rate (Qo) 517 bbl/d
Water Test Rate (Qw) 11 bbl/d
Flow Duration 10.1 H
Maximum Oil Rate 843.6 bbl/d
Maximum Water Rate 20 bbl/d
Maximum Total Rate 863.6 bbl/d
Flowing
Pressure
Oil
Rate
Water
Rate
Total
Rate
psi (a) bbl/d bbl/d bbl/d
0 843.6 20 863.6
200 816.2 18.1 834.3
400 754.4 16.1 770.5
478 721 15.3 736.3
600 664.7 14.1 678.8
800 572.4 12.2 584.6
920 517 11 528
1000 480.1 10.2 490.3
1200 387.8 8.3 396.1
1400 295.4 6.3 301.7
1600 203.1 4.3 207.4
1800 110.8 2.4 113.2
2000 18.5 0.4 18.9
2040 0 0 0
217
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Xavier Guerrero
Fig.3.1.17. Análisis de Build Up Pozo Auca 21 Arenisca “Ti”
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Xavier Guerrero
218
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Xavier Guerrero
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Xavier Guerrero
219
Liquid IPR
Reservoir Pressure (Pr) 1479 psi (a)
Bubble Point Pressure (Pbp) 478 psi (a)
Test Pressure (Pwf) 1313 psi (a)
Oil Test Rate (Qo) 250 bbl/d
Water Test Rate (Qw) 698 bbl/d
Flow Duration 45.37 H
Maximum Oil Rate 1907.5 bbl/d
Maximum Water Rate 6218.9 bbl/d
Maximum Total Rate 8126.4 bbl/d
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Xavier Guerrero
Flowing
Pressure
Oil
Rate
Water
Rate
Total
Rate
psi (a) bbl/d bbl/d bbl/d
0 1907.5 6218.9 8126.4
200 1818 5378 7196
400 1616.5 4537 6153.5
478 1507.5 4209 5716.5
600 1323.8 3696 5019.8
800 1022.6 2855.1 3877.7
1000 721.4 2014.1 2735.5
1200 420.2 1173.1 1593.3
1313 250 698 948
1400 119 332.2 451.2
1479 0 0 0
220
Evaluación de las Presiones
Los acuíferos de los yacimientos Napo U y Napo T tienen un bajo potencial de
actividad debido a que son acuíferos laterales. Las presiones actuales son muy bajas
pues se han depletado reduciendo el potencial de producción de los pozos:
Tabla 4.1.3 Presiones de las Areniscas U y T
Yacimiento Presión Inicial@-8875ft Presión 2007 Presión 2010
Napo U @-8875ft 4141 psi 1363 psi 2951 psi
Napo T @-9050ft 4213 psi 1180 psi 2040 psi
Se consideró las presiones restauradas analizadas hasta 1994 y las que fueron
tomadas entre 1994 y 2000 El análisis de las presiones se realizó utilizando el
programa WELLTEST del departamento de yacimientos.
De la evaluación de las presiones utilizando el modelo de canales, entre los
principales parámetro se calcularon los siguientes: presión promedia del
yacimiento, permeabilidad de la formación, daño de la formación y el índice de
productividad.
La presión estática, Pws, se considera como el valor representativo de la presión en
el yacimiento al tiempo de medición, el cálculo y los resultados corregidos al nivel
del Datum = 8775’ PBNM para la arenisca “UI” y extrapolados a enero del 2006.
Se consideró las presiones restauradas analizadas hasta el año 2005 y al nivel del
Datum= -9050 para la arenisca TI.
La presión inicial del yacimiento "TI" fue de 4213 psi y la actual al 2007 es de
1180 psi, y para el 2010 es de 1479 a 2040 además la presión de burbuja es 478 psi
La presión inicial del yacimiento "UI" fue de 4141 psi en 1974 y a 2007 la presión
ha disminuido al valor de 1363 psi y para el 2010 es de 2951. La presión de burbuja
es de 880psi, hay que tomar en cuenta que para analizar la presión de yacimiento de
las areniscas TI y UI se tomaron posos que están produciendo de estas areniscas.
De la evaluación de las presiones, se calculó la presión promedia del yacimiento.
De acuerdo al gráfico de historia de presión a diciembre del 2010 del campo Auca
en la arenisca “UI” y ”TI”, Figura 4.1.15 y figura 4.1.17.
221
La caída de presión no es pronunciada, pues el campo es nuevo, tiene pocos pozos
productores y además los yacimientos producen por expansión de roca y fluido, ya
que se trata de yacimientos subsaturados; en este período de tiempo no existió la
influencia de los acuíferos, los pozos producen con BSW bajos. La caída de presión
se calculó en 50 psi/año para la arenisca “U” y “T”, pues la presión disminuye de
4200 psi a 4000 psi para el año 2007.
Pero el campo logró su mayor desarrollo, en un tiempo que va de 10 a 13 años, se
obtuvo una caída de presión más drástica de 169 psi/año, pues la presión cae de
4000 psi a 1800 psi, mientras que en “T” la presión cae de 4000 psi a 2000 psi, es
decir a un ritmo de 200 psi/año. En este período el yacimiento "U" y “T”
experimentan la mayor caída de presión, fenómeno que se debe principalmente a la
mayor producción de los pozos en la zona central del campo y a la poca influencia
del acuífero lateral.
Para los años 1990 a 2000, se tiene nuevamente una caída de presión baja. Para la
arenisca “U” la presión va desde 1800 psi a 1500 psi, para tener una caída de
presión de 43 psi/año; para la arenisca “T” la presión cae desde 2000 psi a 1500 psi,
es decir la presión cae a un ritmo de 50 psi/año.
Esta suave caída de presión se debe principalmente a la influencia del acuífero en
las arenisca “U” y “T”, lo que se puede notar por los altos cortes de agua en los
pozos productores de estas areniscas en los flancos de las estructuras.
De acuerdo a los mapas isobáricos para “U” y “T”, se puede observar que la
depletación de los yacimientos se va sucediendo en el centro de las estructuras,
pues es ahí donde se encuentran localizados los pozos de mayor producción; es en
estos sectores donde los pozos tienen una presión menor a 1500 psi. A medida que
nos vamos alejando del centro de la estructura las presiones de los yacimientos van
aumentando hasta alcanzar una presión de 2500 psi en el contacto agua petróleo.
De los mapas isobáricos a junio de 2000 se tiene una presión promedio general para
el campo de 1449 psi para la arenisca “U” y de 1585 psi para “T”. En las zonas mas
depletadas se tiene presiones de 1000 psi para “U” y “T”.
222
CAPITULO IV
4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN
Los datos fueron analizados en el programa Excel, OFM, WELL TEST que
4.1 Análisis y Comparación de los Datos Obtenidos
Al analizar y comparar datos de presión y producción de años anteriores tiene un
incremento de los pozos aledaños como para la arenisca “T” notamos un
incremento de producción y las presiones de yacimiento fueron aceptables.
Para este análisis se baso con datos de campo reales y mediante simuladores para
interpretar el comportamiento de inyección y su respectiva recuperación mediante
este método.
4.2 Estado Actual de la Planta de Inyección
La planta de inyección actualmente está operando con normalidad controlando el
agua de inyección periódicamente e inyectando a la formación y manteniendo los
caudales adecuados.
Por el momento se encuentra inyectando solo al pozo AUC-04ID con los
parámetros establecidos y con los correctos análisis para que no exista alguna
corrosión como sucedió con un tramo de tubería en el período 2008, ni tampoco
taponamiento a la formación a causa de los sólidos.
El pozo AUC-12I se encuentra parado debido a que no existe la suficiente
capacidad de agua a inyectar y no abastece para los dos pozos en conjunto, por lo
que la inyección se la está realizando un pozo a la vez.
Operación y Mantenimiento.- EP-Petroecuador ha hecho un esfuerzo enorme
durante todos estos años, con altas inversiones de dinero a fin de mantener operable
la planta, para poder cumplir con las leyes ambientales, mantener la producción del
petróleo en las Reservas con Recuperación Secundaria, y no es conveniente que tal
inversión sufra deterioro si se llegara a paralizar su operación, ya sea por la
corrosión que generaría el agua de formación empaquetada en los sensores, las
223
Bacterias Sulfato Reductoras que se alimentan del Hierro, empezarían a re
producirse sin el adecuado tratamiento químico que se da en el proceso continuo,
daños mecánicos en los equipos, posicionadores de válvulas de control por la
continuidad del proceso, taponamientos en filtros, líneas, sedimentación de sólidos
en tanques y oxidación si quedasen vacíos, etc. , que para poder poner en operación
de nuevo generaría un gasto adicional en realizar limpiezas y adecuación de los
equipos, y lo que es más importante donde ponemos el agua producida sin tratar.
Como se puede razonar la operación de la Planta de Tratamiento de Aguas del AU-
16 es vital en el proceso de producción del Petróleo en el Auca Sur.
Monitoreo Y Control de Líneas De Flujo Y Pozos.- Consiste en instalar
portacupones y cupones tanto de corrosión como de escala, así como los
correspondientes, a efecto de mantener un permanente control técnico del estado de
las líneas y de los cabezales de pozos, así como la inyección de químicos para
mantener limpias las líneas de inyección a los pozos y de los cabezales,
manteniendo y calibrando de los medidores de flujo.
En el análisis físico químico se cuantifica los parámetros de la calidad del agua que
se inyecta a la formación. Los resultados de los análisis se muestran en la tabla e
indican que la calidad del agua es muy buena ya que los resultados están por debajo
de los parámetros exigidos por los estándares de la compañía en el tratamiento del
agua.
4.3 Parámetros Físico – Químicos del Agua de Formación Actual
Los parámetros físico químicos son controlados una vez por semana donde se
constató en el laboratorio de la planta de inyección los respectivos equipos para su
análisis, de estos parámetros calculados en donde se lograba determinar se miro que
si cumplía o no los parámetros, para que luego se pueda tener que aumentar o
disminuir la dosificación de los químicos para controlar dichos parámetros.
4.4 Eficiencia de la Inyección (Método de Hall)
224
Según las graficas realizas con el método de Hall acumulado de presiones vs
acumulado de caudales podemos observar que está cumpliendo con normalidad la
eficiencia de inyección periférica debido a que la línea tiende a seguir una
trayectoria recta según el modelo.
La eficiencia fue aceptable según la grafica el pozo inyector AUC 12I, pero con un
daño positivo que refleja el segmento bD, para el pozo AUCA 04ID presentó con
comportamiento operacional Normal y para el pozo AUCA 41I de igual manera su
comportamiento es Normal.
Fig.4.4.1.Grafico de Hall AUC 12I
Fig.4.4.2.Grafico de Hall AUC 4ID
225
Fig.4.4.3.Grafico de Hall AUC 41I
Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz
Revisado por: Ing. Álvaro Izurieta
4.5 Producción de petróleo después de la inyección
En la producción podemos observar que hay un incremento aproximado del 19% en
donde se obtiene mayor producción en comparación con los anteriores años, para
que se pueda observar mejor en el historial de Producción con el software OFM se
detalla las respectivas curvas de Producción de petróleo, agua y corte de agua en
donde se proyecta al obtener mayor recuperación que los años anteriores.
Interpretación de Presiones
En el año 2000 hasta el 2006, donde se evidencia luego de una aparente
estabilización de la presión por alrededor de 2 años, una nueva caída baja de
presión, desde 1500 psi a 1200 psi, con una caída promedio de 55 psi/año.
Al momento de implementar el sistema de inyección de agua en la arenica “TI”
para el año 2006 hasta el 2010, actualmente, donde se evidencia luego de una
aparente aumento de presión por alrededor de 3 años, en donde existe un
226
incremento de presión, desde 1200 psi a 1479 psi, con una incremento promedio de
93 psi/año.
4.6 Costos
El costo total del proyecto de recuperación secundaria incluyendo 5 pozos
inyectores, fue estimado en 11.5 millones de dólares. La tasa interna de retorno para
este proyecto es de 196% de acuerdo al estudio de ingeniería básica.
Tabla 4.6.1 Evaluación Económica para la Planta de Inyección de Agua
EVALUACIÓN ECONÓMICA Y TERMINOS DE LAS OFERTAS
PARAMETROS PRINCIPALES PRECIO (USD)
Sistemas Agua de formación 266,299
Sistema Agua de Río 305,9
Sistema de Control 45,937
Sist. Ctrol seg-un especificaciones 66,055
"Software" para simulación 6,329
Transmisores de nivel Tanques 6,753
Sistema Automático para químicos 12,107
Centro Ctrol motores + arrancadores 25,687
Detectores en corriente 12,567
Protección interior de tubería 9,216
Repuestos para Bombas 35,735
Tubería para interconexiones 18,987
PRECIO EX – FABRICA 811,572
Máx. Es Documentos de envío 921
Máx. Est Export Packing 21,579
Máx Est inland freight 12,947
PRECIO MAX F.O.B HOUSTON 847,019
Puerto de Embarque Houston
Máx transporte a Ecuador 67,842
PRECIO MAX EST. C & F ESMERALDAS 914,861
Costo de Procesos y Químicos
Dentro de estos costos se toman en cuenta los trabajos extras que ayudan a producir
el fluido, por ejemplo: químicos para el tratamiento del agua de inyección y para la
estación de producción, rascadores para limpiar las líneas de inyección y
producción, conservación del medio ambiente y equipos de vacuum. A
continuación se detalla los costos de químicos para el año 2010 y para los meses de
Enero y Febrero del año 2011.
227
Tabla 4.6.2 Costos de Químicos
COSTOS
MES US$/MES BAPM
ENERO 38936,59 1157159
FEBRERO 31794,10 170504
MARZO 34411,83 162982
ABRIL 50093,68 242394
MAYO 26037,32 1092236
JUNIO 15419,10 111388
JULIO 31969,36 1164463
AGOSTO 23021,71 1234689
SEPTIEMBRE 6116,36 152952
OCTUBRE 7558,75 1399394
NOVIEMBRE 33267,63 192947
DICIEMBRE 39394,87 195884
TOTAL 338021,29 7276991,01
PROMEDIO
MENSUAL 28168,44
Tabla 4.6.3Tratamiento Químico para el mes de Enero 2011
TRATAMIENTO PARA INYECCION DE AGUA, INTEROC
QUIMICO NOMBRE DEL
QUIMICO
BAPM
TRAT.
GAL/
MES
COST
/GAL US$/MES BA/US$ US$/BA ppm
(a) (b) (c) d=b*c e=a/d f=d/a Obt.
INHIBIDOR DE
ESCALA
ESCALCONTROL
C 186903 77,0 11 847 220,66 0,0045 9,81
INHIBIDOR DE
CORROSION
CORRCONTROL
C 186903 138,0 12 1656,24 112,85 0,0089 17,58
BIOCIDA BIOCIDA A 186903 352,0 12 4224 44,25 0,0226 44,84
BIOCIDA B 186903 91,7 12 1100 169,85 0,0059 11,68
SECUESTRANTE
DE O2
OXIGEN
SCANVERGER 186903 86,0 26,98 2320,28 80,55 0,0124 10,96
DISPERSANTE DE
SOLIDOS DISPERSANTE A
186903 0,0 7,49 0 186903,0 0,0000 0,00
CLARIFICADOR POLIMERO A 186903 7,5 23,75 178,125 1049,28 0,0010 0,96
COAGULANTE C 186903 800,0 19 15200 12,30 0,0813 101,9
FLOCULANTE,
Kg 186903 293,0 16,15 4731,95 39,50 0,0253 37,33
COSTO ANUAL
RENDIMIENTO
COSTO
EXTRA
COSTO
TOTAL
ENERO 1665016,90 606715,45 2271732,35
US$/1000 BF PROPUESTOS OBTENIDOS 46,45
228
DESINFECTANTE HIPOCLORITO 186903 1,5 4,75 7,125 26232,00 0,0000 0,19
COSTO TOTAL TRATAMIENTO DE INYECCION 30265,12
Tabla 4.6.4Rendimiento del Tratamiento Químico para el mes de Enero 2011
RESUMEN DE RENDIMIENTOS
Tratamiento QUIMICO
RENDIMIENTO COSTOS
US$/1000
BF
propuesto
US$/1000
BF
obtenido
US$/MES
propuesto
US$/MES
obtenido
INYECCION
DE AGUA
(INTEROC)
ESCALCONTROL C
4,53
847,00
CORRCONTROL C 8,86 1.656,24
BIOCIDA A 22,60 4.224,00
BIOCIDA B 5,89 1.100,40
ELIMINOX 12,41 2.320,28
DISPERSANTE A 0,00 0,00
POLIMERO A 0,95 178,13
COAGULANTE 81,33 15.200,00
FLOCULANTE 25,32 4.731,95
HIPOCLORITO 0,04 7,13
Tabla 4.6.5Tratamiento Químico para el mes de Febrero2011
TRATAMIENTO PARA INYECCION DE AGUA, INTEROC
QUIMICO NOMBRE DEL
QUIMICO
BAPM
TRAT
GAL
/ME
S
COS
T/G
AL
US$/ME
S BA/US$
US$/
BA Ppm
(a) (b) (c) d=b*c e=a/d f=d/a Obtenid.
INHIBIDOR DE
ESCALA
ESCALCONTROL
C 151681 73,0 11 803 188,8929 0,01 11,459115
INHIBIDOR DE
CORROSION CORRCONTROL C
151681 184,5 12 2213,76 68,5174 0,01 28,958596
BIOCIDA BIOCIDA A 151681 296,5 12 3558 42,6310 0,02 46,542843
BIOCIDA B 151681 42,0 12 504 300,9544 0,00 6,5929154
SECUESTRANTE
DE O2
OXIGEN
SCANVERGER 151681 85,0 26,98 2293,3 66,1409 0,02 13,342805
DISPERSANTE DE
SOLIDOS DISPERSANTE A
151681 9,5 7,49 71,155 2131,698 0,00 1,4912547
CLARIFICADOR
POLIMERO A 151681 11,0 23,75 261,25 580,5971 0,00 1,7267159
COAGULANTE C 151681 497,0 19 9443 16,0628 0,06 78,016166
FLOCULANTE, Kg 151681 236,0 16,15 3811,4 39,7967 0,03 37,045906
DESINFECTANTE HIPOCLORITO 151681 0 4,75 0 0,0000 0 0
COSTO TOTAL TRATAMIENTO DE INYECCION 22958,57
229
Tabla 4.6.6Rendimiento del Tratamiento Químico para el mes de Febrero2011
RESUMEN DE RENDIMIENTOS
Tratamiento QUIMICO
RENDIMIENTO COSTOS DIF. DE
COSTOS
PROP-OBT
US$/1000
BF
propuesto
US$/1000
BF
obtenido
US$/MES
propuesto
US$/MES
obtenido
INYECCION DE
AGUA
(INTEROC)
ESCALCONTROL C
5,29
803,00
CORRCONTROL C 14,59 2.213,76
BIOCIDA A 23,46 3.558,00
BIOCIDA B 3,32 504,00
ELIMINOX 15,12 2.293,30
DISPERSANTE A 0,47 71,16
POLIMERO A 1,72 261,25
COAGULANTE 62,26 9.443,00
FLOCULANTE 25,13 3.811,40
HIPOCLORITO 0,00 0,00
Costo de Mantenimiento
Dentro de estos costos se consideran los gastos para mantener en buen estado las
instalaciones, bombas y equipos de superficie necesarios en el proyecto. También
se debe considerar el mantenimiento para los equipos de superficie. A continuación
se detalla los costos de mantenimiento y consumo de energía para la planta de
inyección.
Tabla 4.6.7 Costos de Mantenimiento Para la Planta De Inyección de Agua
DEMANDA DE CARGADA 320 Kw/hora
Precio Promedio por Kw/hora 0,015 Ctvs.
Energía Eléctrica Consumida 230.400 Kw/h mes
Energía Eléctrica Consumida 2’.764.800 Kw/h año
Consumo (USD) mensual 3.456 Kw/h mes
Consumo (USD) anual 41.472 Kw/h año
Costo de Operadores (mes) 3 1.596 4.788 USD
Costo de Operadores (anual) 3 1.596 57.456 USD
Costo de Mecánicos(mes) 3 1.196 3.588 USD
Costo de Mecánicos(anual) 3 1.196 43.056 USD
TOTAL 8.244 MES
141.984 ANUAL
230
En el costo operativo se consideran los equipos y personal necesarios para la
producción del fluido, por ejemplo: personal de trabajo, combustible para
funcionamiento de equipos, seguridad industrial y física, laboratorios y
contribuciones. Cabe señalar que todo el consumo se lo realiza por redes de Alta
tensión y ninguna bomba o motor es operado por un combustión interna es decir
que ninguno consume combustible (DISEL).
Prácticamente los costos son bajos en comparación con otros métodos de
recuperación secundaria, dando un costo total de 7’.418.975 anuales en donde está
incluido costos de personal, consumo de energía seguridad física, laboratorios y
otros para mantener la planta de inyección en condiciones adecuadas.
Es factible aplicar el sistema de inyección de agua por su inversión reducida ya que
prácticamente se tiene que controlar los costos operativos para el tratamiento del
agua a inyectarse y los costos de operación.
En la siguiente tabla se indica los costos operativos para que la planta de inyección
de agua se encuentre en óptimas condiciones.
231
CAPITULO V
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones
5.1.1 Luego de más de 25 años de producción la presión de los yacimientos Napo
“U” y “T” del Campo Auca, ha disminuido a valores de alrededor de 1500
psi sobre la presión de burbuja, causando así la perdida de producción y de
las reservas, por lo que es necesario implementar un método de
recuperación secundaria para mejorar las condiciones de los yacimientos y
lograr aumentar la recuperación de las reservas del campo.
5.1.2 La presión inicial del yacimiento “U” fue 4141 psi y la presión actual, a
diciembre del 2010, es 2150 psi. La presión del punto de burbuja es de 243
psi. Y para el yacimiento “T” fue de 4213 psi y la presión actual hasta
diciembre del 2010, es de 1587 psi. La presión del punto de burbuja es de
478 psi.
5.1.3 Los pozos: AUCA-15, AUCA-12, AUCA-18, y AUCA-41 se convirtieron
en inyectores para la arenisca “T”. El pozo AUCA 012I inyectó agua el 11
de Diciembre del 2006 hasta el 16 de octubre del 2010, El pozo AUCA 041I
inyectó agua el 17 de diciembre del 2006 hasta el 27 de junio del 2007, El
pozo AUCA 01ID se encuentra cerrado, El pozo AUCA 04ID inyectó agua
el 21 de septiembre del 2009 hasta el 31 de mayo del 2011, en la cual sigue
inyectando en la actualidad.
5.1.4 Para cada pozo en la arenisca “T” inició el 11 de diciembre del 2006 la
inyección de agua con un volumen de 2332 BAPD el cual se deberá ir
incrementando hasta alcanzar un volumen de alrededor de 4000 BAPD en
los tres primeros años, en la actualidad se está inyectando un volumen de
5621 BAPD hasta mayo del 2011en donde se mantendrá constante por todo
el período de inyección. Igualmente la presión de inyección será de máximo
5000 psi en la cara de la formación, en la actualidad tiene una presión de
160 Psi hasta el 31 de mayo del 2011.
232
5.1.5 El estudio se lo ha realizado interpretando y analizando toda la información
técnica que dispone el campo en lo que respecta a Sísmica, Geología y
Yacimientos.
5.1.6 Para implementar el sistema de inyección de agua se calcularon las reservas
por el método volumétrico, con lo que se ha procedido a realizar los
cálculos de recuperación secundaria.
5.1.7 Del análisis de las correlaciones estratigráficas de dirección Norte – Sur y
Este – Oeste la distribución de sedimentos arenosos a lo largo y ancho del
campo es irregular, interrumpiéndose su continuación al sur a la altura del
pozo Auc – 23 por la depositación de delgados lentes de cuerpos ígneos.
5.1.8 El análisis sedimentológico de los núcleos cortados y analizados en los
yacimientos analizados “U” inferior y “T” inferior, indican la presencia de
un depósito estuarino influenciado por marea, asociados a varios
subambientes de depósitos: depósitos fluviales y depósitos de plataforma
marina somera.
5.1.9 El yacimiento “U” inferior presenta un límite inferior de arenisca de -8830
PBNM en la parte norte y el flanco occidental; y de -8868 PBNM en el
flanco oriental.
5.1.10 Para el yacimiento “T” en la parte norte del campo se ha definido el límite
inferior de arenisca (LIA) de -9090 PBNM. En la parte central del campo se
ha definido el límite inferior de petróleo (LIP) a -9140 PBNM; y para la
parte sur y en el flanco oriental del campo se ha definido el contacto agua –
petróleo se encontró a 9098 PBNM.
5.1.11 El mecanismo de producción predominante del yacimiento “U” y “T” es el
de Empuje Hidráulico Lateral no muy activo combinado con expansión de
roca y fluido.
233
5.1.12 La producción acumulada para el yacimiento “U” y “T” a marzo del 2011,
son:
YACIMIENTO
POES
(MMBN)
FR INICIAL
(%)
PRODUC. ACUM.
(MMBLS)
° API
“U” 324,89 30,1 33,5 19
“T” 351,73 29 39,94 29
5.1.13 El yacimiento “T” es estructural e irregular y tiene espesores netos saturados
de 1 a 80 pies; las porosidades tienen un rango de 9% a 21% y las
saturaciones iniciales de agua son de 10% a 47%.
5.1.14 Las reservas al 01- 03-2011 son:
YACIMIENTO
RESERVAS
PRIMARIAS (MMBN)
RESERVAS
REMANENTES (MMBLS)
“U” 100,3 64,29
“T” 107,7 63,46
5.1.15 Se demostró mediante el análisis de Hall que la inyección de agua y la
presión de yacimiento se está en una operación normal cumpliendo con los
parámetros establecidos.
5.1.16 El método utilizado para predecir el comportamiento de la inyección de
agua en las areniscas “U” y “T” en una área de 200 acres y un arreglo de
cinco pozos es el método de Hall que considera el método de la pendiente.
234
5.1.17 Mediante el cálculo volumétrico y el método el análisis de Hall se determinó
que el Factor de Recuperación en la arenisca “T” aumenta de 29% (con
recuperación primaria) a 48% con inyección de agua. El factor se ha
incrementado con 19%. Y si se implementa la inyección de agua para la
arenisca “U” se incrementará en un 22%
5.1.18 Considerando la proyección de producción mediante el programa OFM para
10 años, desde el 31-03-2011 hasta el 31-03-2021 para las areniscas U+T,
con la inyección de agua se recuperará un volumen de reservas recuperables
de petróleo de 772.5 MMBLS.
5.1.19 Se pudo constatar que la planta de Inyección de Agua está cumpliendo con
los parámetros adecuados para el tratamiento de agua de formación y agua
de rio.
5.1.20 Las instalaciones de la planta de inyección se encontraron en una operación
normal, con algunos inconvenientes por la oxidación del tanque skimer del
agua de formación.
5.1.21 De acuerdo con los datos y análisis realizados en el sistema de evaluación
del sistema de inyección para un arreglo de 5 pozos se constató que solo un
pozo inyector está funcionando AUC04ID, el pozo inyector AUC01ID se
encuentra cerrado a causa de taponamiento de sólidos y los pozos AUC012I
y AUC041I se encuentran en espera debido a que no existe suficiente
capacidad de volumen y energía.
5.1.22 El sistema de inyección de agua no se cumple con lo establecido, debido a
que no existen los suficientes recursos económicos que presenta la empresa
EP-Petroecuador.
5.1.23 Se realizó la simulación en un modelo geológico estático y dinámico
analizado en los respectivos programas PETREL y OFM antes de
implementar el sistema de inyección de agua
235
5.1.24 La inyección de agua se está realizando solo para la arenisca “T” para
observar el comportamiento y el desplazamiento de fluido para
posteriormente implementar en la arenisca “U”.
5.1.25 Los principales parámetros de la predicción son: Tasa de inyección de agua,
volumen de agua inyectada, tiempo de inyección de ese volumen de agua,
tiempo acumulado, Tasa de producción de petróleo, Tasa de producción de
agua, Volumen de petróleo producido, Acumulado de petróleo producido y
Factor de Recuperación con inyección de agua.
5.2 Recomendaciones
5.2.1 Continuar con los trabajos de mantenimiento de los equipos de superficie de
la planta de Inyección de Agua a los yacimientos “U”, “T”.
5.2.2 Debido a que los pozos AU-15 y AU-18 se encuentran produciendo
actualmente se recomienda reacondicionar los pozos con completaciones
dobles de tal manera que en el pozo AU-15 se produzca por el tubing la
arenisca “U” e inyectar por el anular a la arenisca “T”, igualmente en el
pozo AU-18, producir la arenisca BTE por el Tubing e inyectar a la arenisca
“U” por el anular. Si por problemas operativos o restricciones mecánicas no
es posible utilizar completaciones dobles, se deberá buscar nuevas
alternativas de inyección en pozos con altos BSW o perforación de pozos
para este fin.
5.2.3 Monitorear el avance del frente de inundación de agua mediante salinidades
del agua de producción y pruebas de presión durante toda la vida de
inyección y de acuerdo a los resultados mover los pozos inyectores a las
zonas inundadas y continuar con el frente de agua hacia los pozos
productores en el centro de la estructura.
236
5.2.4 Se recomienda utilizar el método trazadores radioactivos para el monitoreo
y controlar del desplazamiento de inyección de agua en la cual se asume que
la velocidad del trazador es similar a la velocidad del agua del pozo
inyector.
5.2.5 La presión de inyección en la cara de la formación para “U” y “T” no deberá
ser mayor a 5000 psi, para poder evitara el daño de los yacimientos.
5.2.6 Especializar a ingenieros de servicios, geología y operaciones en
Recuperación Secundaria y Simulación Matemática de yacimientos con el
fin de contar con personal especializado en la materia para continuar
monitoreado e investigado el avance de agua en los yacimientos sometidos a
inyección de agua.
5.2.7 Incrementar en el menor tiempo la Inyección de Agua a los yacimientos “U”
y “T” del campo, lo que permitirá mantener la presión de los yacimientos,
aumentar la producción mediante el desplazamiento del fluido.
5.2.8 Realizar pruebas de inyectabilidad en las areniscas “U” y “T”, para obtener
valores reales de la presión de fractura.
5.2.9 Construir modelos de Simulación de las areniscas Hollín Napo “U”, Napo
“T” y Basal Tena, con el fin de realizar un plan integrado de desarrollo del
campo para los 4 yacimientos y así optimizar el comportamiento de los
mismos, principalmente en lo que a producción se refiere.
5.2.10 Se deben realizar reacondicionamientos a los pozos cuando estos presenten
algún problema.
5.2.11 La incidencia de problemas en los pozos inyectores es baja para lo cual se
estima que es necesario un reacondicionamiento cada año y medio a un
costo aproximado de 150.000 USD.
5.2.12 Los pozos productores, en promedio, necesitan un reacondicionamiento
cada 15 meses a un costo estimado de 100.000 USD cada uno.
TABLAS
Tabla 2.1. Estado Actual del Campo Auca-Auca Sur
POZO No. FECHA ESTADO ARENA BPPD TIPO DE BOMBA
AUC 1 09/04/2011 PPS BT 533 CTP12X-H6
AUC 1I 06/09/2010 CI T
AUC 1R 26/12/2007 PR TY
AUC 2 26/09/2008 CPS HS 473
AUC 3 21/03/2011 PPH T 584 NJ2.5X48
AUC 4 20/09/2006 CPS T 219
AUC 4IY 28/05/2009 PI T
AUC 5 24/02/2011 PPH H 203 GPPLII 2-1/2X1-1/2
AUC 5IY 05/01/2011 PPH HS 309 GJPLI 2-1/2
AUC 6 05/02/2011 PPH BT 214 KJET3
AUC 7 25/12/2004 CPH H 82
AUC 8 01/04/2003 CPH U 205
AUC 9 11/03/2011 PPH U 580 KJET2-7/8"
AUC 10 13/12/2010 PPS U 229 CTP6-XH6
AUC 11 20/01/2009 CPH BT 3
AUC 12 24/07/2004 PI UT 50
AUC 13 21/06/2006 PR H 79
AUC 14 04/03/2011 PPH U 271 KJET3X48
AUC 15 30/01/2011 PPH U 227 GJPLII 2-1/2
AUC 16 18/11/2010 PPH U 285 CJET 2-1/2
AUC 17 07/07/1997 CS TY 62
AUC 18 22/01/2011 PPH BT 204 GJPLII 2-1/2
AUC 19 15/03/1979 CA
AUC 19B 08/01/2011 PPH T 356 NP3X48X20X17
AUC 20 23/02/2011 PPH BT 52 KJET3
AUC 21 24/12/2010 CPH T 47
AUC 22 20/02/2011 PPH TD 216 KB1XA
AUC 23 16/09/1978 CA
AUC 24 22/05/2010 PPS U 402 GN1300
AUC 25 02/01/2011 PPH U 177 NP3X48X24X22
AUC 26 30/01/2011 PPH BT 241 KB1XA
AUC 27 05/10/2010 PPS T 1598 CTP23X-H6
AUC 28 28/01/2011 PPH U 268 GJPLII 2-1/2
AUC 29 24/02/2011 PPH UI 161 CJET 2-1/2
AUC 30 08/11/2010 PPH U 194 KSUPER A
AUC 31 26/03/2011 PPH U 103 GPPLI 2-1/2X2X1-1
AUC 32 19/01/2011 PPH HS 325 KB1XA
AUC 33 30/07/2010 PPH T 685 NJ3X48
AUC 34 21/04/2011 PPH HS 48 CJET 2-1/2
AUC 35 29/04/2011 CPH T 348
AUC 36 20/03/2011 PPH HS 155 KB1XA
AUC 37 28/08/2010 CPH T 31
AUC 38 17/01/2011 PPH HI 207 NP3X48X24X22
AUC 39 08/04/2010 PPS H 533 DN1100
AUC 40 05/01/2011 PPS T 409 DN475
AUC 41 01/01/2010 CI UT 93
AUC 42 14/01/2011 PPH BT 120 NSLSL
AUC 43 16/03/2011 PPH U 260 NP3X48X20X17
AUC 44 06/02/1996 CA
AUC 45 28/03/2010 PPS HS 56 TD1200
AUC 46 15/12/2001 CPS UI
AUC 47 13/08/2006 CPH U 94 KJET2-1/2
AUC 48 01/04/2002 CP
AUC 49 30/03/2011 PPS TI 60 P12XH6SSD
AUC 50 18/02/2011 PPH UI 281 NJ3X48
AUC 51 21/11/2010 PPS HS 300 DN475
AUC 52 12/03/2010 PPS UI 247 CTP6-XH6
AUC 53 05/04/2009 PPS HI 472 GN4000
AUC 55 28/04/2006 PR TY 38
AUC 57D 01/01/2011 PPS TI 872 DN1750
AUC 59D 08/08/2009 PPS TI 891 DN1750
AUC 60D 30/11/2007 PPS HD 383 GN1300
AUC 61D 30/11/2008 PPS HS 570 SN2600
AUC 62D 21/09/2010 PPS UI 290 CTP8X
AUC 65D 14/11/2009 PPS UI 184 CTP4-XH6
AUC 67D 24/01/2011 PPS U 223 CTP4-XH6
AUC 70D 15/05/2010 PPS U 290 TD460
AUC 73D 03/11/2009 PPS UI 191 CTP8X
AUC 75D 11/07/2010 PPS U 445 CTP8X
AUC 76D 13/08/2009 PPS U 344 DN725
AUC 77D 13/09/2009 PPS U 365 CTP6-XH6
AUC 82D 08/02/2011 PPS BT 253 CTP4-XH6
AUC 83D 16/01/2011 PPF HI 2447
AUC 92D 13/01/2011 PPS HI 3249 CTP35X-H6
AUC 93D 25/01/2011 PPS TI 707 CTP18X
AUC 95D 30/03/2011 PE
AUC 96D 11/12/2010 PPS HS 515 CTP12X
AUC 97D 03/02/2011 PPS UI 221 DN475
AUC 98D 25/09/2010 PPS T 796 CTP12X
AUC 99ST 11/11/2010 PPS TI 598 DN725
AUE 1 13/03/2006 CPH BT 99
AUS 1 29/12/2009 PPS TI 268 DN475
AUS 2 02/03/2009 CPS U 303
AUS 3 21/02/2011 PPS UI 871 P12XH6SSD
AUS 4 05/05/2009 PPS U 444 CTP6-XH6
AUS 5D 14/11/2010 PPS TI 815 CTP12X
AUS 6D 30/06/2010 PPS U 991
AUS 7D 14/08/2010 PPS HS 317 CTP12X
PRODUCTORES 63
CERRADOS 13
ABANDONADOS 6
INYECTORES 2
REINYECTORES 3
POZO EXPLORATORIO 1
POZO POR PROBAR 1
TOTAL POZOS 91
SIMBOLOGÍA
PP Pozo Productor
PPS Pozo que produce con Bomba Eléctrica Sumergible
PPHJ Pozo que produce con Bomba Jet
PPHP Pozo que produce con Bomba Pistón
PPF Pozo que produce por Flujo Natural
BFPD Barriles de Fluido por Día
BPPD Barriles de Petróleo por Día
BAPD Barriles de Agua por Día.
BSW Porcentaje de agua y sedimentos
API Grado del petróleo
PR Pozo Reinyector
PI Pozo Inyector
CA Pozo Abandonado
CP Pozo Cerrado
U Arenisca "U"
UI Arenisca "U inferior"
UT Arenisca "U" + "T"
T Arenisca "T"
TI Arenisca "T inferior"
TS Arenisca "T superior"
TD Arenisca "Ti + Ts”
TY Formación Tiyuyacu
H Arenisca Hollín
HI Arenisca Hollín inferior
HS Arenisca Hollín superior
HD Arenisca "Hi + Hs”
Tabla 2.2 Análisis Físico-Químico de Corrosión Auca-Auca Sur
Año 2009 2010 2011
Locación UNIDAD WASH TANK POZO AUC SUR RW 13 WASH TANK POZO AUC SUR RW 13 WASH TANK POZO AUC SUR RW 13
Alkalinity (mg/l) 341 311 365 345 297 290
Hardness Total (mg/l) 2379 2171 2433 2688 2700 2167
Hardness Calcium (mg/l) 1633 1716 1895 2167 1200 1500
Hardness Magnesium (mg/l) 746 455 538 520 1500 667
Sodium, Na+ (mg/l)* 7428 7277.6 6909 6781 8015 7472
Magnesium, Mg2+ (mg/l) 181.278 110.565 130.815 126.4005 364.5 162
Calcium, Ca2+ (mg/l) 653.2 686.4 758 867 480 600
Manganese, Mn2+ (mg/l) 0.842 0.624 1.297 1.265 1.28 0.52
Total Iron (mg/l) 5.64 10.425 10.56 11.34 8.7 4.25
Chloride, Cl- (mg/l) 12895 12541 12092 12083 14050 12833
Sulfate, SO42- (mg/l) 16 16 42 48 23 30
Bicarbonate (mg/l HCO3) 416.02 379.42 445.3 420.9 362 353.8
NTU FAU 18 44 13.132 31.888 21.6 22.31
Total Dissolved Solids (mg/l)* 21591.2 21017.8 20604.7 20928.2 23298 21454
SST (mg/l) 18.94 34.5 26.5 39.3 81.7 33
Known pH --- 6.678 11.218 6.774 6.736 6.61 6.66
CO2 Dissolved in Brine (mg/l) 94 94 162.3 165 193 150
H2S Dissolved in Brine (mg/l) 0.28 0.44 0.42 0.78 0.3 0.5
Oxygen Dissolved (ppb) 4 4 0 0 0 0
Scale Inhibitor Concent. (ppm) - 51.91007 75.9 84.4 16.84 23.17
BWPD (BWPD) - 0.38 0.39
Temperature (°F) 106 99 102 101 93 97
Pressure (psia) 15 900 15 992 15 1450
Saturation Index SI -0.33 -0.58 -0.56 -0.70 -1.21 -0.97
Value PTB 0 0 NA NA NA NA
Tendency CORROSIVE CORROSIVE CORROSIVE CORROSIVE CORROSIVE CORROSIVE
Description NO SCALE NO SCALE NO SCALE NO SCALE NO SCALE NO SCALE
Tabla2.3 Datos de Build Up de la Arenisca TI
COMPLET DATE Q(BLS)
TOTAL
OIL
(BPPD)
WATER
(BAPD)
PROF
(ft)
Pr
(PSI)
Pwf
(PSI)
K
(md) DATUM API
AUC027:TI 28/05/1991 648 645 3 9805 9805 1748 731 9859 26
AUC027:TI 07/07/1991 675 619 56 9805 9805 1937 830 9859 26
AUC018:TI 01/05/1992 1155 879 276 9920 9920 2174 1813 9859 26
AUC012:TI 25/07/1992 448 189 259 9850 9850 1649 650 9859 28
AUC022:TI 09/11/1992 954 944 10 9950 9950 1568 1333 9859 29
AUC022:TI 04/06/1993 1206 1189 17 9936 9936 1508 1328 9859 29
AUC018:TI 15/07/1993 682 594 88 9768 9768 1943 1546 9859 26
AUC025:TI 22/02/1994 336 121 215 9860 9860 4936 266 9859 28
AUC013:TI 07/07/1995 472 272 200 9961 9961 1566 923 9859 28
AUC022:TI 09/08/1995 720 711 9 9990 9990 1483 1293 9859 29
AUC018:TI 31/08/1995 395 267 128 9933 9933 1948 1631 9859 26
AUC021:TI 08/09/1995 795 347 448 10085 10085 1566 1363 9859 24
AUC007:TI 11/09/1995 256 235 21 9861 9861 1332 1136 9859 28
AUC027:TI 16/12/1995 804 767 37 9873 9873 1375 1244 9859 26
AUC012:TI 20/12/1995 496 221 275 9717 9717 1182 784 9859 25
AUC027:TI 26/12/1995 1054 1012 42 9873 9873 1280 1138 9859 26
AUC022:TI 07/01/1996 642 632 10 9850 9850 1428 1202 9859 29
AUC027:TI 14/01/1996 604 588 16 9939 9939 1467 1418 9859 26
AUC043:TI 13/11/1996 508 391 117 9931 9931 1181 827 9859 21
AUC041:TI 29/01/1997 368 348 20 9142 9142 1104 1464 9859 27
AUC012:TI 10/08/1997 858 469 389 9717 9717 1405 945 9859 28
AUC021:TI 25/09/1997 1121 506 615 9771 9771 1525 1353 9859 24
AUC027:TI 11/03/1999 543 429 114 9912 9912 1632 1455 9859 26
AUC004:TI 21/11/1999 528 396 132 9991 9991 2846 1362 9859 29
AUC021:TI 22/06/2000 384 297 87 9774 9774 1883 1642 9859 24
AUC034:TI 26/09/2001 153 109 44 9731 9731 2010 1159 9859 26
AUC037:TI 14/06/2002 159 139 20 10125 10125 2044 131 9859 29
AUC040:TI 29/07/2002 375 372 3 9625 9625 1547 1188 9859 27
AUC049:TI 18/09/2002 920 552 368 9819 9819 1483 1308 9859 21
AUC021:TI 11/05/2003 781 552 229 9774 9774 1481 1266 9859 26
AUC055:TI 25/08/2004 112 98 14 9699 9699 2243 482 9859 25
AUC059D:TI 24/08/2008 624 587 37 10073 10073 1691 1515 9859 23
AUC057D:TI 18/09/2008 840 836 4 10118 10118 1643 1338 9859 29
AUC027:TI 07/12/2008 942 815 127 9912 9912 1725 1511 9859 25
AUC070D:TI 06/03/2009 528 517 11 10328 10328 2040 920 9859 23
AUC019B:TI 09/04/2010 430 361 69 9968 9968 1608 1067 9859 28
AUC099DST:TI 31/07/2010 576 570 6 10131 10131 1562 1499 9859 26
AUC098D:TI 11/09/2010 264 238 26 9835 9835 1672 624 9859 23
AUC021:TI 04/12/2010 948 250 698 9783 9783 1479 1313 9859 20
Tabla 2.4. Datos de Build Up de la Arenisca “UI”
COMPLET DATE Q(BLS)
TOTAL
OIL
(BPPD)
WATER
(BAPD)
PROF
(ft)
Pr
(PSI)
Pwf
(PSI)
K
(md) DATUM API
AUC028:UI 27/06/1991 1008 685 323 9616 1978 1481 9582 21
AUC031:UI 05/08/1991 751 743 8 9530 1753 1103 9582 21
AUC033:UI 26/02/1992 615 593 22 9521 1713 712 171 9582 24
AUC033:UI 17/06/1992 30 22 8 9700 1543 639 9582 24
AUC013:UI 04/07/1992 670 409 261 9750 1600 850 210 9582 24
AUC008:UI 08/07/1992 685 681 4 9700 1332 850 183 9582 23
AUC015:UI 12/08/1992 553 403 150 9650 2087 1534 106 9582 21
AUC018:UI 17/08/1992 428 327 101 9750 2074 1690 99 9582 26
AUC013:UI 02/05/1993 247 203 44 9750 1548 739 83 9582 24
AUS002:UI 05/05/1993 1200 624 576 9700 3765 1553 31 9582 19
AUC033:UI 22/05/1993 17 9 8 9750 1227 276 11 9582 24
AUC010:UI 01/06/1993 225 190 35 9751 1030 861 94 9582 23
AUC015:UI 20/06/1993 747 311 436 9680 2071 1503 62 9582 21
AUC018:UI 12/07/1993 713 526 187 9768 1888 1520 132 9582 26
AUC010:UI 31/07/1994 461 424 37 9715 1291 1117 174 9582 23
AUC042:UI 02/01/1995 576 484 92 9196 3355 639 179 9582 19
AUC014:UI 20/01/1995 1061 1011 50 9700 1383 1117 24 9582 21
AUC043:UI 16/04/1995 240 187 53 9682 1291 835 31 9582 19
AUC016:UI 22/08/1995 320 272 48 9700 1685 1109 87 9582 21
AUC015:UI 25/08/1995 1314 979 335 9637 1994 1388 132 9582 21
AUC018:UI 02/09/1995 675 318 357 9735 1740 1450 133 9582 26
AUC021:UI 06/09/1995 610 610 0 9709 3941 553 9582 24
AUC025:UI 30/10/1995 252 191 61 9571 1102 884 62 9582 21
AUC012:UI 22/12/1995 448 368 80 9592 1266 964 154 9582 20
AUC036:UI 09/01/1996 608 400 208 9594 1762 997 56 9582 26
AUC021:UI 27/01/1996 948 374 574 9771 1447 1291 146 9582 24
AUC041:UI 14/02/1996 254 65 189 9728 1311 1093 9582 19
AUC024:UI 04/06/1996 326 314 12 9233 1755 1325 140 9582 26
AUC014:UI 16/06/1996 960 564 396 9746 1419 1136 125 9582 21
AUC036:UI 23/07/1996 1686 116 1570 9594 4045 2878 29 9582 26
AUC030:UI 06/12/1996 564 560 4 8887 1262 929 1836 9582 21
AUS001:UI 05/02/1997 360 327 33 9701 3533 2142 286 9582 15
AUC015:UI 16/06/1997 1092 347 745 9699 2158 1583 63 9582 21
AUC041:UI 16/02/1998 338 247 91 9742 1304 1055 268 9582 19
AUC008:UI 16/11/1998 727 710 17 9705 1342 1114 307 9582 22
AUC015:UI 09/02/2000 782 276 506 9699 2277 1807 482 9582 21
AUS002:UI 17/02/2001 744 283 461 9714 3420 2036 22 9582 19
AUC046:UI 08/05/2001 1008 867 141 9677 2753 1867 159 9582 19
AUC043:UI 02/07/2001 451 429 22 9778 1290 308 38 9582 19
AUC034:UI 08/10/2001 85 85 0 9731 1162 247 130 9582 26
AUC028:UI 15/10/2001 449 444 5 9699 1522 1303 1478 9582 21
AUC009:UI 05/02/2002 2699 2503 196 9148 1102 902 569 9582 22
AUC050:UI 02/11/2002 480 202 278 9595 1542 560 356 9582 23
AUC031:UI 14/06/2005 336 319 17 9305 893 545 386 9582 21
AUC034:UI 19/11/2005 196 162 34 9731 1191 634 110 9582 26
AUC052:UI 29/12/2005 504 383 121 9658 2633 1863 115 9582 19
AUC050:UI 01/11/2007 331 323 8 8945 1210 298 194 9582 22
AUC062D:UI 03/01/2008 768 338 430 9870 2545 1923 349 9582 19
AUC024:UI 15/07/2008 344 330 14 9622 1565 884 422 9582 17
AUC015:UI 02/02/2009 660 264 396 9733 1768 1354 3217 9582 21
AUC075D:UI 29/03/2009 360 331 29 9686 1745 1542 148 9582 21
AUC067D:UI 15/04/2009 2136 127 2009 10015 1786 1319 42 9582 17
AUC073D:UI 16/04/2009 336 188 148 10660 1662 1527 780 9582 19
AUS004:UI 28/04/2009 576 409 167 9721 3091 1958 300 9582 19
AUC076D:UI 08/08/2009 384 134 250 10507 1531 1220 285 9582 16
AUC077D:UI 24/08/2009 312 75 237 10505 1452 1273 1024 9582 19
AUC073D:UI 27/12/2009 240 238 2 10661 1320 1085 156 9582 18
AUC005:UI 13/04/2010 154 149 5 9711 2135 733 9582 24
AUC006:UI 19/05/2010 497 461 36 9125 2829 328 156 9582 17
AUS006D:UI 19/05/2010 720 461 259 10005 2951 2328 156 9582 17
AUS003:UI 19/06/2010 1104 1049 55 9690 2911 1769 74 9582 19
AUC097D:UI 22/12/2010 887 812 75 10193 1646 1166 9582 21
AUC073D:UI 27/12/2009 240 238 2 10661 1320 1085 156 9582 18
AUC006:UI 19/05/2010 497 461 36 9125 2829 328 156 9582 17
AUS006D:UI 19/05/2010 720 461 259 10005 2951 2328 156 9582 17
AUS003:UI 19/06/2010 1104 1049 55 9690 2911 1769 74 9582 19
Tabla 2.5. Datos Petrofísicos de la Arenisca “TI”
COMPLET Ho(ft) VHS Φ(%) SW(%) Boi
(BY/BN) T(°F)
Pi
(PSI)
Pb
(PSI)
AUC001:TI 24.25 0.064 0.136 0.116 1.068 200 4213 478
AUC002:TI 10.00 0.093 0.146 0.183 1.068 200 4213 478
AUC003:TI 33.50 0.082 0.191 0.135 1.068 200 4213 478
AUC004:TI 12.00 0.150 0.117 0.348 1.068 200 4213 478
AUC005:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC006:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC007:TI 9.00 0.093 0.129 0.344 1.068 200 4213 478
AUC008:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC009:TI 3.50 0.197 0.134 0.252 1.068 200 4213 478
AUC010:TI 22.50 0.100 0.148 0.274 1.068 200 4213 478
AUC011:TI 36.50 0.152 0.162 0.172 1.068 200 4213 478
AUC012:TI 47.00 0.176 0.144 0.224 1.068 200 4213 478
AUC013:TI 26.50 0.066 0.205 0.177 1.068 200 4213 478
AUC014:TI 21.50 0.100 0.173 0.167 1.068 200 4213 478
AUC015:TI 39.50 0.095 0.176 0.164 1.068 200 4213 478
AUC016:TI 57.00 0.115 0.162 0.166 1.068 200 4213 478
AUC017:TI 13.50 0.098 0.157 0.170 1.068 200 4213 478
AUC018:TI 8.50 0.203 0.115 0.152 1.068 200 4213 478
AUC019B:TI 19.50 0.198 0.140 0.183 1.068 200 4213 478
AUC020:TI 20.00 0.133 0.107 0.181 1.068 200 4213 478
AUC021:TI 49.00 0.137 0.175 0.180 1.068 200 4213 478
AUC022:TI 54.00 0.275 0.155 0.174 1.068 200 4213 478
AUC023:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC024:TI 21.00 0.230 0.149 0.162 1.068 200 4213 478
AUC025:TI 11.00 0.317 0.116 0.167 1.068 200 4213 478
AUC026:TI 29.00 0.226 0.139 0.166 1.068 200 4213 478
AUC027:TI 29.00 0.104 0.194 0.151 1.068 200 4213 478
AUC028:TI 59.50 0.123 0.184 0.142 1.068 200 4213 478
AUC029:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC030:TI 55.50 0.186 0.168 0.196 1.068 200 4213 478
AUC031:TI 35.00 0.089 0.172 0.181 1.068 200 4213 478
AUC032:TI 2.50 0.092 0.171 0.177 1.068 200 4213 478
AUC033:TI 27.50 0.147 0.186 0.152 1.068 200 4213 478
AUC034:TI 2.50 0.139 0.159 0.364 1.068 200 4213 478
AUC035:TI 55.00 0.178 0.179 0.157 1.068 200 4213 478
AUC036:TI 38.00 0.105 0.167 0.159 1.068 200 4213 478
AUC037:TI 13.00 0.277 0.114 0.198 1.068 200 4213 478
AUC038:TI 10.00 0.211 0.139 0.214 1.068 200 4213 478
AUC039:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC040:TI 33.50 0.155 0.162 0.177 1.068 200 4213 478
AUC041:TI 59.50 0.146 0.162 0.166 1.068 200 4213 478
AUC042:TI 23.50 0.201 0.175 0.224 1.068 200 4213 478
AUC043:TI 15.00 0.274 0.155 0.262 1.068 200 4213 478
AUC044:TI 32.00 0.189 0.171 0.163 1.068 200 4213 478
AUC045:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC046:TI 8.00 0.168 0.126 0.321 1.068 200 4213 478
AUC047:TI 11.50 0.146 0.153 0.388 1.068 200 4213 478
AUC048:TI 11.00 0.214 0.130 0.195 1.068 200 4213 478
AUC049:TI 40.00 0.106 0.194 0.172 1.068 200 4213 478
AUC050:TI 13.50 0.128 0.174 0.228 1.068 200 4213 478
AUC051:TI 9.00 0.287 0.129 0.221 1.068 200 4213 478
AUC052:TI 10.00 0.095 0.148 0.189 1.068 200 4213 478
AUC053:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC055:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC057D:TI 51.00 0.157 0.159 0.166 1.068 200 4213 478
AUC059D:TI 55.60 0.191 0.180 0.109 1.068 200 4213 478
AUC060D:TI 3.50 0.240 0.138 0.484 1.068 200 4213 478
AUC061D:TI 7.00 0.216 0.141 0.319 1.068 200 4213 478
AUC062D:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC065D:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC067D:TI 4.00 0.096 0.161 0.453 1.068 200 4213 478
AUC074:TI 19.50 0.116 0.122 0.166 1.068 200 4213 478
AUC075D:TI 4.00 0.171 0.129 0.420 1.068 200 4213 478
AUC076D:TI 8.50 0.225 0.108 0.398 1.068 200 4213 478
AUC082D:TI 22.50 0.154 0.130 0.274 1.068 200 4213 478
AUC083D:TI 41.25 0.154 0.146 0.193 1.068 200 4213 478
AUC092D:TI 27.00 0.197 0.104 0.288 1.068 200 4213 478
AUC093D:TI 32.50 0.127 0.260 0.214 1.068 200 4213 478
AUC096D:TI 29.80 0.240 0.130 0.320 1.068 200 4213 478
AUC097D:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478
AUC098D:TI 93.75 0.198 0.157 0.108 1.068 200 4213 478
AUS001:TI 14.50 0.102 0.188 0.163 1.068 200 4213 478
AUS002:TI 7.50 0.166 0.129 0.216 1.068 200 4213 478
AUS003:TI 16.50 0.276 0.097 0.164 1.068 200 4213 478
AUS004:TI 19.50 0.175 0.158 0.184 1.068 200 4213 478
AUS005D:TI 43.25 0.141 0.159 0.242 1.068 200 4213 478
AUS006D:TI 33.75 0.213 0.110 0.168 1.068 200 4213 478
AUS007D:TI 28.50 0.115 0.106 0.192 1.068 200 4213 478
AUE001:TI 2.50 0.306 0.101 0.189 1.068 200 4213 478
AUC001ID:TI 10.50 0.157 0.168 0.445 1.068 200 4213 478
Tabla 2.6. Datos Petrofísicos de la Arenisca “UI”
COMPLET Ho(ft) VHS Φ(%) SW(%) Boi
(BY/BN) T(°F)
Pi
(PSI)
Pb
(PSI)
AUC001:UI 1.75 0.386 0.224 0.394 1.072 185 4141 880
AUC002:UI 28.50 0.201 0.152 0.178 1.072 185 4141 880
AUC003:UI 25.00 0.120 0.161 0.158 1.072 185 4141 880
AUC004:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880
AUC005:UI 13.50 0.248 0.120 0.289 1.072 185 4141 880
AUC006:UI 5.00 0.147 0.158 0.253 1.072 185 4141 880
AUC007:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880
AUC008:UI 17.50 0.133 0.181 0.210 1.072 185 4141 880
AUC009:UI 33.50 0.072 0.207 0.145 1.072 185 4141 880
AUC010:UI 31.00 0.184 0.144 0.163 1.072 185 4141 880
AUC011:UI 27.00 0.159 0.151 0.203 1.072 185 4141 880
AUC012:UI 20.00 0.146 0.193 0.182 1.072 185 4141 880
AUC013:UI 8.00 0.081 0.196 0.186 1.072 185 4141 880
AUC014:UI 53.50 0.154 0.153 0.228 1.072 185 4141 880
AUC015:UI 16.00 0.128 0.194 0.167 1.072 185 4141 880
AUC016:UI 11.00 0.126 0.160 0.143 1.072 185 4141 880
AUC017:UI 9.00 0.237 0.122 0.159 1.072 185 4141 880
AUC018:UI 47.50 0.168 0.157 0.123 1.072 185 4141 880
AUC019B:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880
AUC020:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880
AUC021:UI 19.00 0.191 0.158 0.161 1.072 185 4141 880
AUC022:UI 8.00 0.168 0.166 0.162 1.072 185 4141 880
AUC023:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880
AUC024:UI 25.00 0.203 0.190 0.135 1.072 185 4141 880
AUC025:UI 49.50 0.128 0.195 0.114 1.072 185 4141 880
AUC026:UI 25.50 0.144 0.190 0.123 1.072 185 4141 880
AUC027:UI 6.50 0.204 0.153 0.154 1.072 185 4141 880
AUC028:UI 48.00 0.128 0.178 0.119 1.072 185 4141 880
AUC029:UI 19.00 0.104 0.142 0.160 1.072 185 4141 880
AUC030:UI 9.50 0.106 0.179 0.137 1.072 185 4141 880
AUC032:UI 35.00 0.106 0.183 0.118 1.072 185 4141 880
AUC033:UI 12.50 0.189 0.193 0.144 1.072 185 4141 880
AUC034:UI 26.00 0.120 0.200 0.120 1.072 185 4141 880
AUC035:UI 4.00 0.326 0.147 0.249 1.072 185 4141 880
AUC036:UI 34.50 0.175 0.160 0.136 1.072 185 4141 880
AUC037:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880
AUC038:UI 16.50 0.235 0.144 0.139 1.072 185 4141 880
AUC040:UI 10.50 0.196 0.184 0.142 1.072 185 4141 880
AUC041:UI 25.50 0.218 0.180 0.165 1.072 185 4141 880
AUC042:UI 17.00 0.185 0.155 0.198 1.072 185 4141 880
AUC043:UI 22.00 0.154 0.181 0.183 1.072 185 4141 880
AUC044:UI 17.00 0.183 0.164 0.177 1.072 185 4141 880
AUC045:UI 2.00 0.548 0.092 0.184 1.072 185 4141 880
AUC046:UI 19.00 0.261 0.152 0.128 1.072 185 4141 880
AUC047:UI 28.00 0.119 0.164 0.155 1.072 185 4141 880
AUC048:UI 7.50 0.141 0.190 0.344 1.072 185 4141 880
AUC049:UI 6.50 0.143 0.156 0.147 1.072 185 4141 880
AUC050:UI 9.50 0.210 0.180 0.193 1.072 185 4141 880
AUC051:UI 28.00 0.197 0.171 0.172 1.072 185 4141 880
AUC052:UI 28.00 0.256 0.152 0.167 1.072 185 4141 880
AUC053:UI 19.50 0.220 0.140 0.175 1.072 185 4141 880
AUC055:UI 19.50 0.220 0.140 0.175 1.072 185 4141 880
AUC057D:UI 15.50 0.127 0.175 0.162 1.072 185 4141 880
AUC059D:UI 27.10 0.219 0.167 0.072 1.072 185 4141 880
AUC060D:UI 36.50 0.144 0.173 0.147 1.072 185 4141 880
AUC061D:UI 14.50 0.171 0.159 0.146 1.072 185 4141 880
AUC062D:UI 23.00 0.174 0.148 0.138 1.072 185 4141 880
AUC065D:UI 25.50 0.217 0.175 0.117 1.072 185 4141 880
AUC067D:UI 41.50 0.164 0.156 0.061 1.072 185 4141 880
AUC070D:UI 1.072 185 4141 880
AUC073D:UI 1.072 185 4141 880
AUC074:UI 8.50 0.169 0.136 0.179 1.072 185 4141 880
AUC075D:UI 39.50 0.176 0.163 0.172 1.072 185 4141 880
AUC076D:UI 32.50 0.143 0.165 0.091 1.072 185 4141 880
AUC082D:UI 17.00 0.204 0.154 0.133 1.072 185 4141 880
AUC083D:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880
AUC092D:UI 26.75 0.145 0.133 0.118 1.072 185 4141 880
AUC093D:UI 32.50 0.224 0.134 0.138 1.072 185 4141 880
AUC096D:UI 15.00 0.230 0.120 0.200 1.072 185 4141 880
AUC097D:UI 41.50 0.215 0.145 0.086 1.072 185 4141 880
AUC098D:UI 10.00 0.225 0.129 0.110 1.072 185 4141 880
AUS001:UI 25.50 0.207 0.158 0.201 1.072 185 4141 880
AUS002:UI 20.50 0.244 0.133 0.180 1.072 185 4141 880
AUS003:UI 18.00 0.293 0.134 0.166 1.072 185 4141 880
AUS004:UI 9.50 0.178 0.155 0.168 1.072 185 4141 880
AUS005D:UI 39.00 0.159 0.141 0.110 1.072 185 4141 880
AUS006D:UI 44.13 0.145 0.138 0.058 1.072 185 4141 880
AUS007D:UI 13.00 0.146 0.127 0.075 1.072 185 4141 880
AUE001:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880
Tabla 2.7. Producción Anual de la Arenisca “UI”
FECHA ESTADO ARENA PRODUCCIÓN REAL
BFPD BPPD BAPD BSW API G.F
2009 PP UI 549 426 123 15 21 33
2010 PP UI 458 384 74 22 22 21
2011 PP UI 368 307 61 17 21 22
Tabla 2.8. Producción Anual de la Arenisca “TI”
FECHA ESTADO ARENA PRODUCCIÓN REAL
BFPD BPPD BAPD BSW API G.F
2009 PP TI 1208 1068 140 15 25 135
2010 PP TI 798 630 168 25 25 144
2011 PP TI 942 733 209 18 25 172
Tabla 2.9. Presión de Reservorio Después de la Inyección de Agua
COMPLET. DATE DIAS DIAS ACUM. Pr(PSI)
AUC027:TI 28/05/1991 1.00 1.00 1803
AUC027:TI 07/07/1991 39.00 40.00 1992
AUC018:TI 01/05/1992 294.00 334.00 2231
AUC012:TI 25/07/1992 84.00 418.00 1691
AUC022:TI 09/11/1992 104.00 522.00 1595
AUC022:TI 04/06/1993 205.00 727.00 1540
AUC018:TI 15/07/1993 41.00 768.00 2059
AUC025:TI 22/02/1994 217.00 985.00
AUC013:TI 07/07/1995 495.00 1480.00 1595
AUC022:TI 09/08/1995 32.00 1512.00 1494
AUC018:TI 31/08/1995 22.00 1534.00 2000
AUC021:TI 08/09/1995 8.00 1542.00 1546
AUC007:TI 11/09/1995 3.00 1545.00 1351
AUC027:TI 16/12/1995 95.00 1640.00 1404
AUC012:TI 20/12/1995 4.00 1644.00 1280
AUC027:TI 26/12/1995 6.00 1650.00 1309
AUC022:TI 07/01/1996 11.00 1661.00 1493
AUC027:TI 14/01/1996 7.00 1668.00 1470
AUC043:TI 13/11/1996 299.00 1967.00 1220
AUC041:TI 29/01/1997 76.00 2043.00 1432
AUS001:TI 01/02/1997 2.00 2045.00
AUC012:TI 10/08/1997 189.00 2234.00 1501
AUC021:TI 25/09/1997 45.00 2279.00 1635
AUC027:TI 11/03/1999 526.00 2805.00 1646
AUC004:TI 21/11/1999 250.00 3055.00
AUC021:TI 22/06/2000 211.00 3266.00 1989
AUC034:TI 26/09/2001 454.00 3720.00 2118
AUC037:TI 14/06/2002 258.00 3978.00 2037
AUC040:TI 29/07/2002 45.00 4023.00 1694
AUC049:TI 18/09/2002 49.00 4072.00 1539
AUC021:TI 11/05/2003 233.00 4305.00 1587
AUC055:TI 25/08/2004 464.00 4769.00 2360
AUC059D:TI 24/08/2008 1439.00 6208.00 1804
AUC057D:TI 18/09/2008 24.00 6232.00 1716
AUC027:TI 07/12/2008 79.00 6311.00 1739
AUC070D:TI 06/03/2009 89.00 6400.00 2110
AUC019B:TI 09/04/2010 393.00 6793.00 1604
AUC099DST:TI 31/07/2010 112.00 6905.00 1632
AUC098D:TI 11/09/2010 41.00 6946.00 1703
AUC021:TI 04/12/2010 83.00 7029.00 1587
INICIO 1 1676
FINAL 4769 1676
INICIO 6208 1737
FINAL 7029 1737
Rendimiento Global de Químicos y Costos
Tabla 2.10. CHAMPION POZOS 2010
QUIMICO COSTOS
PROPUESTO OBTENIDOS
ANTIESCALA 111161.89 106614.42
ANTICORROSIVO 100473.09 114903.36
TOTAL 211634.98 221517.78
DIFERENCIA -9882.80
Tabla 2.11. CHAMPION POZOS 2011
QUIMICO COSTOS
PROPUESTO OBTENIDOS
ANTIESCALA 9957.85 14298.57
ANTICORROSIVO 9655.37 10181.67
TOTAL 19613.22 24480.24
DIFERENCIA -4867.02
Tabla .2.12 Agua de Formación 2009 – 2010
AÑO PH ºT TURBIDEZ
(NTU)
STS
(ppm)
D. Total
(ppm)
Fe
(ppm)
Sulfatos
(ppm)
Cloruros
(ppm)
2009 6.59 31.9 9.00 11.3 2826 6.5 10.8 19568
2010 6.58 34.2 7.88 8 1853 4.9 7.8 14699
Tabla 2.13. Agua de Río 2009-2010
AÑO PH ºT TURBIDEZ
(NTU)
STS
(ppm)
D. Total
(ppm)
Fe
(ppm)
Alcalinidad
(ppm)
Sulfatos
(ppm)
2009 5.81 25.7 3.24 2.8 18.4 0.5 14.3 2
2010 6.03 30.9 3.46 2.9 26.2 1.8 34.9 5.7
Tabla 2.14. Pozos Reinyectores e Inyectores del Campo Auca
POZOS REINYECTORES E INYECTORES CAMPO AUCA
CAMPOS PRODUCCION POZOS ARENA
PSI
CABEZA UNIDADES CAPACIDAD
YUCA 8890 YUCA 05 REINY " HI" 1500 1 7000
YUCA 06 REINY " HI" 2100 2 12000
11180 CONACO 05 REINY " HI" 1600 1 12000
CONONACO CONACO12 REINY " HI" 1700 2 12000
CONACO 02 REINY " HI" Espera tendido de línea de flujo
YULEBRA 2800 YULEBRA 01 REINY " HI" 1200 1 7000
YULEBRA 06 REINY TIYUYACO 1100 2 7000
AUCA
CENTRAL 5950
AUCA 55 REINY TIYUYACO 2500 3 12000
AUCA SUR 8500
AUCA 17 REINY 01 TIYUYACO 1250 2 4500
AUCA 13 REIY " HS " 900 2 9500 Y 4500
AUCA 01 INYC NAPO U Espera tendido de línea de flujo
AUCA 04 INYC NAPO U 55 5 5000 BLS
AUCA 12 INYC NAPO T 55
Tabla 2.15. Equipos Instalados en las Estación de Producción Auca Sur.
SECCIÓN CANT. DESCRIPCIÓN
CAPACIDAD
POTENCIA
FA
CIL
IDA
DE
S
D
E
P
RO
DU
CC
IÓN
6 Baterías de manifolds 28 POZOS
1 Tanque/diluyente 2000 bls.
1 Tanque de lavado 50000 bls.
1 Tanque de surgencia 15000 bls.
1 Separador de prueba 6000 bls.
1 Separador de prueba 10000 bls.
1 Separador de producción 20000 bls.
1 Separador de producción 25000 bls.
1 Separador de producción 35000 bls.
2 Bombas para ACT Durco Mark
6 Compresores de aire eléctrico y diesel Durco Mark
7 Bombas de químico 1/4 HP
1 Compresor captación de gas 360 HP
1 Bota de gas
1 Calentador de agua artesanal
1 Calentador de agua automático
3 Mecheros de tiro natural
LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL 7 Unidades Power Oil Auca-Sur 597 HP
BOMBAS DE
TRANSFERENCIA
2 Diluyente 320 HP
2 Bombas booster 50 HP
2 Transferencia 100 HP
Tabla 2.16. Equipos Instalados en Auca–17 Reinyector.
ESTACIÓN AUCA–17
QUÍMICO NOMBRE CONCENTRACIÓN (ppm)
Inhibidor de Incrustación MX-505 15
Inhibidor de Corrosión P-107 9
Detergente DT-274 6
Bactericida BAC-95 11
Bactericida BAC-98 30-50
SECCIÓN CANT. DESCRIPCIÓN
CAPACIDAD
POTENCIA
FA
CIL
IDA
DE
S D
E
PR
OD
UC
CIÓ
N
1 Compresor de aire
1 Compresor de aire
1 Bomba de químico 1/4 HP
2 Tanques de almacenamiento 500 bls.
1 Tanques empernado 2000bls.
REINYECCIÓN DE AGUA
2 Bombas booster 30 HP
3 Bombas horizontales 250 HP
Tabla2.17. Equipos instalados en la Mini Estación Auca Sur 01.
SECCIÓN CANT. DESCRIPCIÓN
CAPACIDAD
POTENCIA
FA
CIL
IDA
DE
S
DE
PR
OD
UC
CIO
N 1 Tanque de prueba 300 bls.
1 Tanque de prueba 600 bls.
1 Tanque empernado 1500 bls.
2 Bombas de químico 1/4 HP
1 Batería de manifolds 5 POZOS
2 Botas de gas
2 Mecheros de tiro natural
BOMBAS DE
TRANSFERENCIA
2 Bomba de Transferencia 126 GPM
1 Bomba Booster
Tabla 2.18. Estado de Tanques de Campo Auca.
TANQUE ESTACIÓN TIPO CAP. BLS ESTADO OBSERVACIONES
LAVADO
AUCA
CENTRAL
CÓNICO
FIJO 37800 REGULAR
Actualizar mediciones de espesores
en el techo y en el primer anillo. Los
últimos valores se muestran
constantes por lo que se encuentran
en buenas condiciones. Ultima
reparación 28-10-2002
REPOSO
AUCA
CENTRAL
CÓNICO
FIJO 28650 BUENO
Tanque Reparado. Existía 100% de
corrosión en el techo por lo que
requería cambio completo del mismo
y además se determinó el cambio del
último anillo. Se inició reparación el
17-08-2004 y termina el 23-12-2004.
Entra en operación el 27-03-2005.
OLEODUCTO
AUCA
CENTRAL
TECHO
FLOTANTE 106483 BUENO
Se requiere dar mantenimiento a la
pintura del techo, de acuerdo al
informe de Inspección Técnica del
15-12-2001. Ultima reparación 10-
01-2000
LAVADO AUCA SUR
CÓNICO
FIJO 50000 MALO
Existen algunos espesores muy bajos
cerca del límite de retiro en algunas
planchas del primer y segundo
anillo. Existe una fuga por el piso.
Se recomienda que entre en
reparación urgente para evitar
complicaciones futuras. Última
reparación 29-03-2001.
REPOSO AUCA SUR
CÓNICO
FIJO 15000 BUENO
Tanque Reparado. Tanque
presentaba corrosión severa en los
dos primeros anillos. Se inicia
reparación el 5-01-2003 y finaliza el
29-05-2003. Entra en operación el 25
-06-2003
EMPERNADO
AUCA SUR-
01
CÓNICO
FIJO 1500 BUENO
Tanque nuevo, entra en operación el
2-03-2004. Realizar medición de
espesores.
PULIDO
EMPERNADO AUCA 17
CÓNICO
FIJO 2000 REGULAR
Actualizar medición de espesores.
No se lo ha reparado todavía.
PULIDO AUCA 17 CÓNICO 500 REGULAR
Actualizar medición de espesores.
Última reparación 10-10-2003.
PULIDO AUCA 17 CÓNICO 300 REGULAR
Actualizar medición de espesores.
Última reparación 06-05-2002.
Tabla 2.19 Estado de Separadores en el Campo Auca
ESTACIÓN SERVICIO No.
CAPACIDAD
OBSERVACIONES (BFPD)
CENTRAL PRUEBA 1 10000
Los valores de espesores se encuentran en
rangos tolerables de operación. OK.
CENTRAL PRODUCCIÓN 2 20000
Todos los espesores se encuentran dentro
de los rangos de operación. OK.
CENTRAL PRODUCCIÓN 3 20000
Según las mediciones de espesores, existen
bajos espesores de desgaste. OK
SUR PRUEBA 1 10000
Se debe programar la reparación del fondo
y revisar el casquete del lado norte. OK.
SUR PRUEBA 2 10000
Se realizó reparación de casquete.
Actualizar medición de espesores en el
recipiente.
SUR PRODUCCIÓN 1 25000
Los espesores de la tapa se encuentran
cerca del límite de retiro. Se debe
programar una reparación del recipiente.
SUR PRODUCCIÓN 2 25000
Los espesores en el recipiente se
encuentran dentro de rangos tolerables de
operación. OK.
SUR PRODUCCIÓN 3 35000
Los espesores medidos no son bajos. Este
separador fue traído de Auca Central.
Tabla 2.20 Inyección de químicos, Estación Auca Central.
ESTACIÓN AUCA CENTRAL
LUGAR
QUIMICOS (gpd: galones por día) Punto de
Inyección
Bombas de
Inyección Dem. AE AP IC IE
Separadores 10 4 5 Entrada Sep. 2
Power Oil 25 3 2 Succión Boosters 2
Auca-02
1 Línea de Flujo
1 1 Recirculación
Auca-04 4 Recirculación 1
Auca-11 EWO Recirculación 1
Auca-40 4 Recirculación 1
Auca-26 1 Línea de Flujo 1
Total 36 4 13 5 2
Fuente: Departamento Corrosión Auca.
Tabla 2.21. Inyección de químicos, Estación Auca Sur.
ESTACIÓN AUCA SUR
LUGAR
QUIMICOS (gpd: galones por día) Punto de
Inyección
Bombas de
Inyección Dem AE AP IC IE
Separadores 12 5 12 Entrada Sep. 3
Power Oil 40 12 8 3 Succión Boosters 3
Auca Sur 01
2 Manifold
2
2 Transferencia
Auca Sur 03 2 Entrada a la bota
Auca Sur 02 1 Recirculación 1
Auca Sur 04
1 Capilar
1 2 Recirculación
Total 58 5 24 10 5
Fuente: Departamento Corrosión Auca.
Descripción:
Dem: Demulsificante
AE: Antiespumante
AP: Antiparafínico
IC: Inhibidor de Corrosión
IE: Inhibidor de escala.
ANEXOS
Fig. 2.1 - Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente
Figura 2.2 Mapa Estructural (Napo U, T)
Figura 2.3 Modelo de simulación al final de junio 2001, incluye pozos.
Figura 2.4 Mapa de Pozos del Campo Auca-Auca Sur
Figura 2.5 Mapa de burbuja de la Producción Acumulada de Petróleo
Date:01/03/2011
9923186 9923186
9925186 9925186
9927186 9927186
289255
289255
291255
291255
AUC001
AUC001AUC001
AUC001AUC001
AUC001R
AUC001AUC001
Acumulado Petroleo ( bbl )
0 23207662 46415324
Figura 2.6 Mapa de burbuja de Acumulado de Gas
Date:01/03/2011
9923483 9923483
9925483 9925483
289751
289751
291751
291751
AUC001
AUC001AUC001
AUC001AUC001
AUC001R
AUC001AUC001
Acumulado Gas ( MMcf )
0 3 6
Figura 2.7 Mapa de burbuja del Corte de Agua
Date:01/03/2011
9923112 9923112
9925112 9925112
289730
289730
291730
291730
AUC001
AUC001AUC001
AUC001AUC001AUC001AUC001
Water.cumcut ( % )
0 29 57
Figura 2.8 Mapa de burbuja de Acumulado de Agua
Date:01/03/2011
9923153 9923153
9925153 9925153
9927153 9927153
289189
289189
291189
291189
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AUC001AUC001
AUC001R
AUC001AUC001
Acumulado agua ( bbl )
0 13701182 27402364
Figura 2.9 Mapa de Ubicación de los pozos Inyectores
Figura 2.10 Mapa de Contorno de Acumulado de Petróleo
9918016 9918016
9920016 9920016
9922016 9922016
9924016 9924016
9926016 9926016
9928016 9928016
289205
289205
291205
291205
293205
293205
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AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001
Date:01/03/2011
Acumulado Petroleo ( bbl )
0.00 5806851.0011613702.00
Figura 2.11 Mapa de Contorno de Acumulado de Agua
9916767 9916767
9918767 9918767
9920767 9920767
9922767 9922767
9924767 9924767
9926767 9926767
288155
288155
290155
290155
292155
292155
294155
294155
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AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001
Date:01/03/2011
Acumulado agua ( bbl )
0.00 2347578.50 4695157.00
Figura 2.12 Mapa de Contorno de Acumulado de Gas
9919154 9919154
9921154 9921154
9923154 9923154
9925154 9925154
9927154 9927154
9929154 9929154
288512
288512
290512
290512
292512
292512
294512
294512
AUC001
AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001
AUC001R
AUC001AUC001
Date:01/03/2011
Acumulado Gas ( MMcf )
0.00 3.43 6.87
Figura 2.13 Mapa de Contorno de Acumulado de Agua
9921004 9921004
9923004 9923004
9925004 9925004
9927004 9927004
9929004 9929004
288049
288049
290049
290049
292049
292049
294049
294049
AUC001
AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001
AUC001R
AUC001AUC001
Date:01/03/2011
Acumulado agua ( bbl )
0.00 15928896.0031857792.00
Figura 2.14 Mapa de Contorno de WOR
9918854 9918854
9920854 9920854
9922854 9922854
9924854 9924854
9926854 9926854
9928854 9928854
288032
288032
290032
290032
292032
292032
294032
294032
AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001
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AUC027AUC027AUC027AUC027AUC027AUC027AUC027
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AUC083DAUC083DAUC083DAUC083DAUC083DAUC083DAUC083D
AUC092DAUC092DAUC092DAUC092DAUC092DAUC092DAUC092D
AUC093DAUC093DAUC093DAUC093DAUC093DAUC093DAUC093D
AUC096DAUC096DAUC096DAUC096DAUC096DAUC096DAUC096D
AUC097DAUC097DAUC097DAUC097DAUC097DAUC097DAUC097D
AUC098DAUC098DAUC098DAUC098DAUC098DAUC098DAUC098DAUC099DAUC099DAUC099DAUC099DAUC099DAUC099DAUC099D
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Date:01/03/2011
WOR ( bbl/bbl )
0.00 9.50 19.00
Figura 2.15 Mapa de Contorno de Acumulado de Petróleo
9918423 9918423
9920423 9920423
9922423 9922423
9924423 9924423
9926423 9926423
9928423 9928423
288524
288524
290524
290524
292524
292524
294524
294524
AUC001
AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001
AUC001R
AUC001AUC001
Date:01/03/2011
Acumulado Petroleo ( bbl )
0.00 23207662.0046415324.00
Figura 2.16 Mapa de Contorno de Acumulado de Gas
9918660 9918660
9920660 9920660
9922660 9922660
9924660 9924660
9926660 9926660
9928660 9928660
288219
288219
290219
290219
292219
292219
294219
294219
AUC001
AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001
AUC001R
AUC001AUC001
Date:01/03/2011
Acumulado Gas ( MMcf )
0.00 3.43 6.87
Figura 2.17 Mapa de Contorno de WOR
9923143 9923143
9925143 9925143
9927143 9927143
289203
289203
291203
291203
293203
293203
AUC001AUC001AUC001
AUC001AUC001
AUC001R
AUC001AUC001
Date:01/03/2011
WOR ( bbl/bbl )
0.00 6.26 12.51
Figura 2.18 Mapa de Contorno de Corte de Agua
9923381 9923381
9925381 9925381
9927381 9927381
289543
289543
291543
291543
AUC001AUC001AUC001
AUC001AUC001
AUC001R
AUC001AUC001
Date:01/03/2011
Water.cumcut ( % )
0.00 28.73 57.46
Figura 2.19 Mapa de Elevación de Acumulado de Petróleo
Acumulado Petroleo ( bbl )
0.00 39732696.0079465392.00
Date:01/03/2011
Acumulado Petroleo ( bbl )
0.00 39732696.0079465392.00
Figura 2.20 Mapa de Elevación de Acumulado de Agua
Acumulado agua ( bbl )
0.00 15928896.0031857792.00
Date:01/03/2011
Acumulado agua ( bbl )
0.00 15928896.0031857792.00
Figura 2.21 Mapa de Elevación de Acumulado de Gas
Acumulado Gas ( MMcf )
0.00 3.43 6.87
Date:01/03/2011
Acumulado Gas ( MMcf )
0.00 3.43 6.87
Figura 2.22 Mapa de Elevación de WOR
WOR ( bbl/bbl )
0.00 6.26 12.51
Date:01/03/2011
WOR ( bbl/bbl )
0.00 6.26 12.51
Figura 2.23 Mapa de Elevación de Corte de Agua
Water.cumcut ( % )
0.00 28.73 57.46
Date:01/03/2011
Water.cumcut ( % )
0.00 28.73 57.46
Fig2.24. Filtro de Cascara de Nuez para el Agua de Formación.
Fig2.25. Filtros para Agua de Río.
Fig2.26. Tanque de Almacenamiento de Químicos
Fig2.27. Bomba de Transferencia de Agua de Río.
Fig. 2.28. Captación de Agua de Río.
Fig.2.29. Hidrocelda (Unidad de Flotación) para Agua de Formación.
Fig.2.30.Tanque de Almacenamiento de Agua de Formación Tratada
Fig.2.31. Bombas de Recirculación
Fig.2.32 Pozo No. 04 de Inyector de Agua
GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS
A
Acuífero.- Una zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo
presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero necesitará estar
formado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa
impermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas.
Agua de formación.- Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo y el
gas en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes concentraciones
de sales minerales.
B
BS y W.- Abreviatura de “Basic sediment and Water”, que se antepone al
indicar el porcentaje de materiales extraños y agua que se producen con el
petróleo y que deben ser separados del mismo antes de su entrega en el punto de
venta.
Bioturbación.- Aspecto más o menos caótico de un sedimento motivado por la
removilización en él provocada por organismos vivos.
C
Corrosión.- Alteración física, generalmente deterioro o destrucción de un metal,
provocada por una acción química o electroquímica. Por contraste, la erosión es
causada por una acción mecánica.
Crudo.- Mezcla de petróleo, gas, agua y sedimentos, tal como sale de las
formaciones productoras a superficie.
Diagénesis.- Proceso que implica cambios físico-químicos en un depósito
sedimentario que lo convierte en una roca consolidada
D
Daño de pared (skin damage).- Es la disminución de la permeabilidad en las
paredes del pozo de la formación productora y sus proximidades. Este daño se
produce por diferentes razones: Invasión del filtrado del lodo de perforación,
depósito de arcillas, precipitación de carbonatos, formación de emulsiones,
crecimiento de bacterias, depósitos de parafina, incremento del agua connata,
etc. El daño de pared disminuye la capacidad de flujo del pozo.
Declinación de la producción de un yacimiento.- Es la disminución anual de la
producción expresada en porcentaje, que experimenta un yacimiento. Se la
obtienen dividiendo la tasa de producción de fin de año para la producción a
comienzos de año.
Declinación exponencial.- La tasa de producción de petróleo de un pozo, tiene
declinación exponencial, cuando está dada por la siguiente expresión:
Qt = Qi * e-DT
donde:
Qt = Tasa de producción en cualquier instante t (bbl/d)
Qi = Tasa de producción inicial (bbl/d)
e = Base de los logaritmos neperianos (c = 2.7182)
D = Factor constante de declinación anual de la producción expresado en
fracción.
t = Tiempo en años.
Depreciación.- Es la pérdida de valor de un bien por el uso u obsolescencia.
Drenaje.- Proceso en donde la fase no-mojante va aumentando su saturación en
el sistema con el tiempo. Este es un proceso forzado. Es el movimiento de
petróleo y gas en un yacimiento debido al gradiente de presión que existe entre
el yacimiento y los pozos productores.
E
Eficiencia de flujo.- Es la tasa de producción real de un pozo dividida para la
tasa de producción sin considerar daño ni estimulación al pozo.
Emulsión.- Mezcla de petróleo y agua.
F
Factor de daño (DR).- Es el factor que resulta al dividir la producción real del
pozo para su producción teórica. La producción teórica refleja la producción sin
daño ni mejora (estimulación) al reservorio.
Factor de recuperación de petróleo.- Es el porcentaje de petróleo producido
con respecto al volumen de petróleo original en sitio.
Factor de recuperación primaria de petróleo.- Es el factor de recuperación de
petróleo producido gracias al empuje natural del reservorio. Este factor varía
considerablemente de un reservorio a otro ya que depende del tipo de petróleo,
mecanismo natural de producción del yacimiento y de las características
petrofísicas de la formación productora.
Falla.- Una estructura geológica que consiste de una fractura en la roca, a lo
largo de la cual ha habido un perceptible deslizamiento.
Fluido.- Sustancia que fluye y que se deforma ante cualquier fuerza que tienda a
cambiar su forma. Los líquidos y gases son fluidos.
Formación.- La formación es la unidad formación fundamental de la
clasificación litoestratigráfica; tiene rango intermedio en la jerarquía de las
unidades litoestratigráficas y es la única unidad formal empleada para dividir
completamente a toda la columna estratigráfica en todo el mundo en unidades
nombradas, sobre la base de su naturaleza litoestratigráfica.
G
Gas asociado.- Gas natural que se encuentra en los yacimientos petroleros y
cuya composición es variable.
Gas en solución.- Gas natural disuelto en el crudo dentro del yacimiento.
Gas natural.- Gas compuesto por hidrocarburos livianos y que se encuentra en
estado natural solo o asociado al petróleo. Mezcla de hidrocarburos que se
encuentra en la naturaleza en estado gaseoso, por sí sola o asociada con el
petróleo, y que permanece así a condiciones normales de temperatura y presión.
Se emplea como combustible doméstico, industrial, en la generación de
electricidad y como insumo industrial en petroquímica. En su composición
prevalece el metano, aunque también incluye etano y otros hidrocarburos de la
cadena parafínica más pesados y en menor proporción. También puede contener
otros componentes como el nitrógeno, el sulfuro de hidrógeno, el helio, el
dióxido de carbono, agua, etc.
Gasto de operación.- Son los costos que se atribuyen a un proyecto, operación o
unidad específica.
Glauconita.- Es un mineral del grupo de los silicatos, subgrupo
filosilicatos y dentro de ellos pertenece a las micas. Es un hidroxi-silicato
con numerosos iones metálicos, dando muchas variedades, hasta el punto
de que más que un mineral la glauconita casi es considerada como grupo
de minerales. Normalmente se encuentra en forma de agregados
redondeados, con partículas escamosas, como todas las micas, pero de
grano muy fino.
I
Imbibición: Es el proceso inverso al drenaje y en este la fase mojante
incrementa su saturación en el sistema con el tiempo. Este es un proceso
espontáneo.
Inyección de agua.- Método de recuperación secundaria para elevar la presión
del yacimiento a fin de incrementar la recuperación de hidrocarburos; así como
para la disposición de fluidos residuales a formaciones del subsuelo por medio
de pozos no productivos; muchas veces referido como reinyección de agua. Es
un proceso que se lleva a cabo por medio de una planta la cual inyecta el agua a
través de un pozo hacia la formación. Esta agua antes de ser inyectada debe ser
tratada para eliminar el oxígeno en suspensión y las bacterias anaeróbicas, las
cuales van a actuar como elementos corrosivos que van a afectar a las tuberías y
a los diferentes equipos que componen dicha planta. Para eliminar el oxígeno
presente en el agua, es necesario pasar ésta por una torre de aireación y las
bacterias anaeróbicas, las cuales van a actuar como elementos corrosivos que
van a afectar a las tuberías y a los diferentes, equipos que componen dicha
planta. Luego de todo este proceso, el agua es inyectada por una bomba a través
de un pozo hasta la formación. Esta presión de inyección debe ser mayor que la
presión interna del yacimiento para que el agua pueda arrastrar el petróleo
adherido a las rocas porosas permeables, hacia los pozos que pertenecen a ese
yacimiento para que el agua pueda arrastrar el petróleo. Este proceso se utiliza
en los yacimientos donde la relación Gas Petróleo es alta, es decir, que la
producción de gas es mayor que la del petróleo.
P
Petróleo mediano.- Es aquel cuyo API está entre 20 y 30º
Petróleo original en sitio (POES).- Es el volumen de petróleo que existe en un
yacimiento al inicio de la explotación.
Petróleo en Sitio.- Es el volumen de petróleo que existe en un yacimiento en
cualquier instante.
Petróleo móvil (Movable oil).- Es el petróleo que puede ser producido de un
yacimiento sin importar la economía de la operación (reservas-físicas). En teoría
el petróleo móvil sería iguales a las reservas cuando la tasa de abandono es cero.
Pozo fluyente.- Es aquel que produce sin necesidad de levantamiento artificial.
En este caso se dice que el pozo produce por flujo natural.
Pozo de desarrollo.- Es el pozo que ha sido perforado en un yacimiento que ha
sido razonablemente bien delineado o delimitado. Los pozos de desarrollo tienen
por objeto drenar eficientemente un área y presentan un riesgo muy pequeño.
Pozo inyector.- Aquel que se perfora o acondiciona para inyectar un fluido a fin
de confinarlo o para implementar procesos de recuperación mejorada de
hidrocarburos.
Presión Umbral.- Es la mínima diferencia de presión necesaria para poder
introducir fase no-mojante al sistema.
R
Reacondicionamiento de pozos.- (WORKOVERS) Son trabajos destinados a
mejorar la producción de un pozo. Pueden ser trabajos de reparación de un pozo
o trabajos de formación, tales como estimulaciones, acidificaciones,
fracturamientos, etc.
Recuperación mejorada EOR (Enhanced Oil Recovery).- Técnicas aplicadas
a los Reservorios para aumentar la recuperación final de sus Hidrocarburos. La
recuperación de petróleo de un yacimiento utilizando otros medios aparte de la
presión natural del yacimiento. Esto puede ser incrementando la presión
(recuperación secundaria), o por calentamiento, o incrementando el tamaño de
los poros en el yacimiento (recuperación terciaria).
Recuperación primaria (Primary recovery).- La recuperación de petróleo y
gas de un yacimiento empleando sólo la presión natural del yacimiento para
forzar la salida del aceite o gas.
Recuperación secundaria (Secondary recovery).- Técnica de Recuperación
Mejorada que consiste en la inyección de agua o gas a un Reservorio con el
objeto de mantener su energía (presión) e incrementar la recuperación final de
Hidrocarburos.
Relación Agua Petróleo.- Llamado también corte de agua fw, es el porcentaje
de agua que existe en un flujo de agua y petróleo y que viene dado por la
siguiente expresión:
Fw = qw / (qw + qo)
Donde:
qw = Producción de agua
qo = Producción de petróleo
Reservas: Consisten en el volumen estimado de petróleo crudo, gas natural,
gases líquidos naturales, y otras sustancias asociadas que se consideren
comercialmente recuperables de acumulaciones conocidas conforme a
información previa, bajo condiciones económicas existentes, prácticas
operativas establecidas, y bajo leyes y regulaciones en vigencia en ese momento.
La información necesaria para la determinación estimada de dichas reservas se
obtiene de interpretaciones geológicas y/o datos de ingeniería disponibles al
momento de dicha estimación.
Reservas Primarias o Convencionales.- Son las reservas que son producidas
por el mecanismo de empuje natural de los yacimientos y que pueden incluir
levantamiento artificial en los pozos.
Reservas no primarias o no convencionales.- Son las reservas que son
proporcionadas mediante las técnicas de recuperación mejorada.
Reservas posibles.- Estimado de reservas de petróleo o gas en base a datos
geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas.
Reservas probables.- Estimado de las reservas de petróleo y/o gas con base en
estructuras penetradas, pero requiriendo confirmación más avanzada para
clasificarlas como reservas probadas.
Reservas probadas.- La cantidad de petróleo y gas que se estima recuperable de
campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes.
Reservas recuperables.- La proporción de hidrocarburos que se puede
recuperar de un yacimiento empleando técnicas existentes.
Riesgo de una inversión: Es la probabilidad de que no se obtenga la tasa de
rendimiento prevista por los inversionistas y el Estado.
S
Saturación crítica de petróleo.- Es la saturación mínima del petróleo en un
reservorio a la cual comienza a fluir y su valor es alrededor del 15%.
Sedimentos básicos y agua (BS&W).- Están constituidos por las impurezas
sólidas y el agua que acompañan al petróleo crudo producido. La mayor parte de
estos sedimentos y agua deben ser separados del petróleo antes de que este sea
transportado. El porcentaje máximo que se acepta antes de ser bombeado es
generalmente del 1%.
Separación instantánea de los hidrocarburos (flash).- Efecto de separar el gas
del petróleo en determinadas condiciones de presión y temperatura.
T
Técnicas de recuperación mejorada de petróleo (Enhanced Oil Recovery)
EOR.- Son las técnicas que consisten en suministrar energía a un yacimiento y/o
en alterar las propiedades físico-químicas de los fluidos contenidos en él, con el
fin de obtener más producción y reservas, para incrementar el factor de recobro
de petróleo sobre el factor de recuperación primaria. Entre estas técnicas
tenemos la inyección de agua, la combustión in-situ, la inyección de gas, la
inyección de polímeros, la inyección de vapor etc.
V
Viscosidad.- resistencia de los líquidos al flujo, la cual se mide en Segundos
Saybolt Universales (SSU), en poise y centipoise o en grados Engler.
Y
Yacimiento.- Acumulación de petróleo y/o gas en roca porosa tal como
arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (petróleo,
gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades
variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el
aceite la parte intermedia y el agua la parte inferior.
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