Campo Cuyabeno Analisis Del Sistema Power Oil - BES

AUTORES:

WILSON EDUARDO CHULLI CAGUANA

WASHINGTON RUBN ACATO ACATO

OPTIMIZACIN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL CAMPO

CUYABENO BLOQUE 27

TESIS DE GRADO

PREVIA A LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIERO DE PETRLEOS

Tutor: Ing. Carlos Rodrguez Primer Vocal: Ing. Gustavo Pinto Segundo Vocal: Ing. Marco Guerra

Quito Ecuador 2012

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS

FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA, MINAS, PETRLEOS Y AMBIENTAL

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

ii

CERTIFICADO DE ORIGINALIDAD

En calidad de Miembros del Tribunal de Grado designados por la Facultad

de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental, de la

Universidad Central del Ecuador, Certificamos que los seores Chulli

Caguana Wilson Eduardo y acato acato Washington Rubn, han

elaborado bajo nuestra tutora la tesis de Grado Titulada:

OPTIMIZACIN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL DEL CAMPO CUYABENO BLOQUE 27

Declaramos que la Tesis es absolutamente original, autentica y ha sido

elaborada ntegramente por los seores antes mencionados por lo cual

dejamos constancia.

Quito, D.M., 02 de Febrero 2012

Ing. Carlos Rodrguez Tutor de Tesis de Grado

Ing. Gustavo Pinto Ing. Marco Guerra Primer vocal de Tesis de Grado Segundo vocal de Tesis de Grado

iii

CESIN DE DERECHO DE AUTORES

En reconocimiento a la Primera Casa de Estudios Superiores del Pas,

establecimiento educativo que nos albergo y brindo el soporte tcnico y

acadmico para realizar nuestros estudios universitarios, por nuestra

propia voluntad, Nosotros Chulli Caguana Wilson Eduardo y acato

acato Washington Rubn, cedemos los derechos de autora sobre

nuestro trabajo de Tesis de Grado titulada: Optimizacin de los

Sistemas de Levantamiento Artificial del Campo Cuyabeno Bloque

27, a favor de la Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y

Ambiental de la Universidad Central del Ecuador.

AUTORIZACION.

Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta tesis sea diseminada a

travs de su Biblioteca Virtual por INTERNET.

Wilson Eduardo Chulli Caguana Washington Rubn acato acato

C.C.D. 171930533-4 C.C.D. 171589132-9

iv

DEDICATORIA

A mis padres y hermanos por su apoyo y confianza. Gracias por ayudarme a cumplir mis objetivos como persona y estudiante. A mi padre por brindarme los recursos necesarios y estar a mi lado con su apoyo y consejos. A mi madre por hacer de mi una mejor persona a travs de sus consejos, enseanzas y amor. A mis hermanos por estar siempre presentes, dndome nimos para continuar.

AGRADECIMIENTO

A dios por su bendicin.

A mi familia por su apoyo y quererme sobre todas las cosas.

A la prestigiosa Universidad Central del Ecuador; Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental, por permitirme cursar mis estudios superiores, en especial a los Ingenieros Carlos Rodrguez, Gustavo Pinto, Marco Guerra, por la ayuda brindada en la culminacin de mis estudios.

Wilson

v

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre Ingeniera de Produccin, especficamente anlisis tcnico. El objetivo fundamental es optimizar los sistemas de levantamiento artificial para mantener la produccin, en base al anlisis de las condiciones actuales de operacin de las mismas. El problema identificado son las condiciones inadecuadas de operacin de los equipos instalados. La hiptesis dice: prolongar el tiempo de operatividad del equipo instalado. Marco referencial: ubicacin, historia, formaciones productoras y estado actual del rea Cuyabeno. Marco Terico: Sistemas de levantamiento artificial, bombeo hidrulico, bombeo electrosumergible, anlisis nodal. Marco metodolgico: revisin de historiales de produccin, reacondicionamiento de pozos, seleccin de pozos productores, estudio de formaciones productoras, anlisis de B`UPs, anlisis de las condiciones actuales de produccin y propuestas para el buen desempeo de los sistemas de levantamiento: rediseo de BES, variacin de frecuencia BES, rediseo bombeo hidrulico. La conclusin general se refiere a un adecuado funcionamiento de los sistemas de levantamiento artificial existentes en el campo, manteniendo la produccin actual y prolongando la vida til del equipo. Con la recomendacin de realizar el diseo del equipo a instalarse con la data adecuada y previamente validada baja un criterio de alto profesionalismo.

DESCRIPTORES:

CATEGORIAS TEMATICAS:

vi

DOCUMENTARY SUMMARY

Thesis on Engineering of Production, specifically technical analysis. The main objective is optimizing artificial lift systems to keep production, based on analysis of current operating conditions thereof. The problem identified is the inadequate conditions of operation of the equipment installed. The hypothesis says: lengthen the time of operation of the equipment installed. Referential framework: location, history, production formations and current state of Area Cuyabeno. Theoretical framework: artificial lift systems, hydraulic pumping, electrosumergible pumping, nodal analysis. Methodological framework: a review of history of production, workover, selection of producing wells, study of producing formations, analysis of B`UPs, analysis of current production and proposals for the good performance of the lift systems: redesign BES, BES frequency variation, redesigned hydraulic pump. The general conclusion referred to the proper working of the existing artificial lift systems in the field, keeping the current production and extending equipment life. With the recommendation that the design of equipment to be installed with the appropriate data and previously validated high-low a standard of professionalism.

DESCRIPTION:

ENGINEERING OF PRODUCTION >< FIELD CUYABENO-BLOQUE 27 - ENGINEERING OF PRODUCTION>< TECHNICAL ANALYSIS FIELD CUYABENO BLQUE 27>< ECONOMY OF PRODUCTION ENGINEERING -EQUIPMENT CHANGE COSTS >

CATEGORIAS TEMATICAS:

< CS ECONOMY OF PETROLEUM>

vii

NDICE GENERAL NDICE GENERAL .................................................................................... vii

NDICE DE TABLAS ................................................................................ xvi

NDICE DE GRFICAS............................................................................. xx

NDICE DE ANEXOS ............................................................................. xxiv

OBJETIVOS ............................................................................................ xxv

OBJETIVO GENERAL ............................................................................ xxv

OBJETIVOS ESPECFICOS ................................................................... xxv

NOMENCLATURA ................................................................................. xxvi

CAPTULO I ............................................................................................... 1

DESCRIPCIN DEL CAMPO .................................................................... 1

1.1 ANTECEDENTES ......................................................................... 1

1.1.1 CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI ..................................... 3

1.1.2 BLOQUE 27 ........................................................................... 3

1.1.3 CAMPO VCTOR HUGO RUALES (VHR) .............................. 4

1.2 UBICACIN GEOGRAFICA. ........................................................ 4


1.2.2 CAMPO VCTOR HUGO RUALES ......................................... 5

1.2.3 BLOQUE 27 ........................................................................... 5

1.3 ESTRUCTURA GEOLGICA ....................................................... 6



1.3.3 BLOQUE 27 ........................................................................... 6

1.4 CARACTERSTICAS LITOLGICAS DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS. ................................................................................... 7



1.4.3 BLOQUE 27 ........................................................................... 8

1.5 LITOLOGA FORMACIONES RECEPTORAS. ............................. 9

1.6 RESERVAS ................................................................................ 11

1.6.1 PETRLEO ORIGINAL EN SITIO (POES) .......................... 11

1.6.2 RESERVAS PROBADAS ..................................................... 11

1.6.3 RESERVAS PROBABLES ................................................... 12

viii

1.6.4 RESERVAS REMANENTES ................................................ 12

1.7 CARACTERIZACIN DEL YACIMIENTO .................................. 14

1.7.1 PROPIEDADES PETROFSICAS DE LA ROCA .................. 15

1.7.2 PROPIEDADES FSICAS DE LOS FLUIDOS ...................... 17

1.7.3 PROPIEDADES FSICO-QUMICAS DEL AGUA DE FORMACIN. ................................................................................... 20

CAPTULO II ............................................................................................ 23

SISTEMAS DE PRODUCCIN EXISTENTES EN EL CAMPO CUYABENO-BLOQUE 27 ........................................................................ 23

2.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS .......................................... 23

2.1.1 CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI ................................... 23

2.1.2 CAMPO V.H.R. ..................................................................... 25

2.1.3 BLOQUE 27 ......................................................................... 26

2.2 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EXISTENTES EN EL REA. ............................................................................................. 27

2.2.1 SISTEMA DE BOMBEO HIDRULICO ................................ 27

2.2.1.1 SISTEMA DE OPERACIN FLUIDO MOTRIZ ................ 28

2.2.1.2 ELEMENTOS DE SUPERFICIE ....................................... 30

2.2.1.3 ELEMENTOS DE FONDO ................................................ 31

2.2.1.4 BOMBEO HIDRULICO TIPO JET................................... 32

2.2.1.5 OPERACIN BOMBEO HIDRULICO TIPO JET ........... 33

2.2.1.6 RELACIONES TOBERAS / GARGANTAS EN VOLUMEN Y PRESIN BOMBA JET. ................................................................. 34

2.2.1.7 CAVITACIN EN BOMBAS JET....................................... 35

2.2.1.8 BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON ............................ 36

2.2.2 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .................................... 37

2.2.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE ................................................ 39

2.2.2.2 EQUIPO DE FONDO ........................................................ 40

2.2.2.3 FALLAS ............................................................................. 48

2.2.2.4 ANLISIS DE LAS CURVAS DE LAS BOMBAS BES ...... 49

2.2.2.5 CARACTERSTICAS DE LA CURVA DE LA BOMBA BES 51

2.2.2.6 CAVITACIN BOMBA BES .............................................. 52

ix

2.2.2.7 MAXIMIZANDO LA VIDA DE LA BOMBA BES ................. 53

2.3 FACILIDADES DE PRODUCCIN ............................................. 54

2.3.1 ESTACION CUYABENO ...................................................... 54

2.3.2 ESTACION SANSAHUARI ................................................... 55

2.3.3 ESTACION VHR .................................................................. 57

2.3.4 ESTACION TIPISHCA ......................................................... 58

CAPTULO III ........................................................................................... 59

ANLISIS NODAL ................................................................................... 59

3.1 FUNDAMENTO........................................................................... 59

3.2 FLUJO EN EL YACIMIENTO. ..................................................... 61

3.2.1 IP EN YACIMIENTOS SUBSATURADOS. ........................... 62

3.2.2 IPR EN YACIMIENTOS SATURADOS. ............................... 63

3.2.3 IPR GENERALIZADA. .......................................................... 65

3.3 FLUJO EN EL POZO, A TRAVS DE TUBERAS VERTICALES O INCLINADAS. ................................................................................... 66

3.4 FLUJO EN EL ESTRANGULADOR. ........................................... 68

3.5 FLUJO EN LA LNEA DE DESCARGA. ...................................... 68

3.6 ANLISIS NODAL DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .......... 70

3.7 ANLISIS NODAL DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POWER OIL ..................................................................................... 73

CAPTULO IV ........................................................................................... 78

ANLISIS Y PROPUESTA TCNICA PARA LOS POZOS DEL CAMPO. ................................................................................................................. 78

4.1 HISTORIALES DE CADA POZO ................................................ 78

4.1.1 HISTORIAL DE PRODUCCIN ........................................... 78

4.1.2 HISTORIAL DE WORKOVER .............................................. 78

4.1.3 HISTORIAL DE INTERVENCIONES QUMICAS ................. 79

4.2 ASPECTOS TCNICOS CONSIDERADOS. .............................. 79

4.3 ANLISIS SISTEMA BES CAMPO CUYABENO SANSAHUARI 80

4.3.1 CUYABENO 13D .................................................................. 80

4.3.1.1 ANLISIS .......................................................................... 83

4.3.2 CUYABENO 21 .................................................................... 85

x

4.3.2.1 ANLISIS .......................................................................... 87

4.3.3 CUYABENO 22 .................................................................... 89

4.3.3.1 ANLISIS .......................................................................... 91

4.3.4 CUYABENO 23 .................................................................... 93

4.3.4.1 ANLISIS .......................................................................... 95

4.3.5 CUYABENO 24 .................................................................... 97

4.3.5.1 ANLISIS .......................................................................... 99

4.3.6 CUYABENO 25 .................................................................. 102

4.3.6.1 ANLISIS ........................................................................ 104

4.3.6.2 PROPUESTA CAMBIO EQUIPO BES ............................ 106

4.3.7 CUYABENO 27 .................................................................. 108

4.3.7.1 ANLISIS ........................................................................ 110

4.3.8 CUYABENO 29D ................................................................ 112

4.3.8.1 ANLISIS ........................................................................ 114

4.3.9 CUYABENO 30D ................................................................ 115

4.3.9.1 ANLISIS ........................................................................ 117

4.3.10 CUYABENO 31D ................................................................ 119

4.3.10.1 ANLISIS..................................................................... 121

4.3.11 CUYABENO 32D ................................................................ 123

4.3.11.1 ANLISIS..................................................................... 125

4.3.12 CUYABENO 34D ................................................................ 126

4.3.12.1 ANLISIS..................................................................... 128

4.3.13 CUYABENO 35D ................................................................ 130

4.3.13.1 ANLISIS..................................................................... 132

4.3.14 CUYABENO 36D ................................................................ 134

4.3.14.1 ANLISIS..................................................................... 136

4.3.14.2 PROPUESTA CAMBIO EQUIPO BES ........................ 138

4.3.15 SANSAHUARI 12D ............................................................ 140

4.3.15.1 ANLISIS..................................................................... 142

4.4 ANLISIS SISTEMA BES CAMPO VHR .................................. 144

4.4.1 VHR-01 .............................................................................. 144

4.4.1.1 ANLISIS. ....................................................................... 146

xi

4.4.2 VHR-02 .............................................................................. 148

4.4.2.1 ANLISIS ........................................................................ 150

4.4.3 VHR 03 ............................................................................... 152

DIAGRAMA DEL POZO ............................................................... 154

4.4.3.1 ANLISIS. ....................................................................... 155

4.4.4 VHR-04 .............................................................................. 157

4.4.4.1 ANLISIS. ....................................................................... 159

4.4.4.2 PROPUESTA CAMBIO EQUIPO BES ........................... 160

4.4.5 VHR-05 .............................................................................. 163

4.4.5.1 ANLISIS. ....................................................................... 165

4.4.6 VHR-06 .............................................................................. 167

4.4.6.1 ANLISIS. ....................................................................... 169

4.4.7 VHR-07 .............................................................................. 171

4.4.7.1 ANLISIS. ....................................................................... 173

4.4.8 VHR-08 .............................................................................. 175

4.4.8.1 ANLISIS. ....................................................................... 177

4.4.9 VHR-09 .............................................................................. 179

4.4.9.1 ANLISIS. ....................................................................... 181

4.4.10 VHR-11 .............................................................................. 182

4.4.10.1 ANLISIS..................................................................... 184

4.4.10.2 PROPUESTA CAMBIO EQUIPO DE FONDO BES ..... 185

4.4.11 VHR-12D ............................................................................ 188

4.4.11.1 ANLISIS..................................................................... 190

4.4.12 VHR-13 .............................................................................. 192

4.4.12.1 ANLISIS..................................................................... 194

4.4.13 VHR-14 .............................................................................. 196

4.4.13.1 ANLISIS..................................................................... 198

4.4.14 VHR-15 .............................................................................. 200

4.4.14.1 ANLISIS..................................................................... 202

4.4.15 VHR-16 .............................................................................. 204

4.4.15.1 ANLISIS..................................................................... 206

4.4.16 VHR-17 .............................................................................. 208

xii

4.4.16.1 ANLISIS..................................................................... 210

4.4.17 VHR-18D ............................................................................ 211

4.4.17.1 ANLISIS..................................................................... 213

4.4.18 VHR-20 .............................................................................. 214

4.4.18.1 ANLISIS..................................................................... 216

4.4.19 VHR-21D ............................................................................ 217

4.4.19.1 ANLISIS..................................................................... 219


4.4.20 VHR-22D ............................................................................ 223

4.4.20.1 ANLISIS..................................................................... 225

4.4.21 VHR-23 .............................................................................. 226

4.4.21.1 ANLISIS..................................................................... 228

4.4.22 VHR-24D ............................................................................ 230

4.4.22.1 ANLISIS..................................................................... 232

4.5 ANLISIS SISTEMA BES BLOQUE 27 .................................... 233

4.5.1 BLANCA 01 ........................................................................ 233

4.5.1.1 ANLISIS ........................................................................ 235

4.5.2 BLANCA 05 ........................................................................ 237

4.5.2.1 ANLISIS ........................................................................ 239

4.5.3 HUAICO 01 ........................................................................ 241

4.5.3.1 ANLISIS ........................................................................ 243

4.5.4 TIPISHCA 02 ...................................................................... 245

4.5.4.1 ANLISIS ........................................................................ 247

4.5.5 TIPISHCA 03 ...................................................................... 248

4.5.5.1 ANLISIS ........................................................................ 250

4.5.6 TIPISHCA 08 ...................................................................... 251

4.5.6.1 ANLISIS ........................................................................ 253

4.5.7 TIPISHCA 09 ...................................................................... 254

4.5.7.1 ANLISIS ........................................................................ 257

4.5.8 TIPISHCA 11 ...................................................................... 259

4.5.8.1 ANLISIS ........................................................................ 261

4.5.9 TIPISHCA 13 ...................................................................... 262

xiii

4.5.9.1 ANLISIS ........................................................................ 264

4.5.10 VINITA 01 ........................................................................... 265

4.5.10.1 ANLISIS..................................................................... 267

4.5.11 VINITA 02 ........................................................................... 268

4.5.11.1 ANLISIS..................................................................... 270


4.6 ANLISIS SISTEMA POWER OIL CAMPO CUYABENO- SANSAHUARI .................................................................................... 274

4.6.1 CUYABENO 06 .................................................................. 274

4.6.1.1 ANLISIS ........................................................................ 276

4.6.2 CUYABENO 07 .................................................................. 279

4.6.2.1 ANLISIS ........................................................................ 281

4.6.3 CUYABENO 08 .................................................................. 283

4.6.3.1 ANLISIS ........................................................................ 285

4.6.4 CUYABENO 09 .................................................................. 287

4.6.4.1 ANLISIS ........................................................................ 289

4.6.5 CUYABENO 10 .................................................................. 291

4.6.5.1 ANLISIS ........................................................................ 293

4.6.6 CUYABENO 15 .................................................................. 296

4.6.6.1 ANLISIS ........................................................................ 298

4.6.7 CUYABENO 16 .................................................................. 301

4.6.7.1 ANLISIS ........................................................................ 303

4.6.8 CUYABENO 19 .................................................................. 305

4.6.8.1 ANLISIS ........................................................................ 307

4.6.9 SANSAHUARI-02 ............................................................... 310

4.6.9.1 ANLISIS. ....................................................................... 312

4.6.10 SANSAHUARI-04 ............................................................... 315

4.6.10.1 ANLISIS..................................................................... 317

4.6.11 SANSAHUARI 06 ............................................................... 320

4.6.11.1 ANLISIS..................................................................... 322

4.6.12 SANSAHUARI 07 ............................................................... 324

4.6.12.1 ANLISIS..................................................................... 327

xiv

4.6.13 SANSAHUARI 08 ............................................................... 329

4.6.13.1 ANLISIS..................................................................... 332

4.6.14 SANSAHUARI 09 ............................................................... 335

4.6.14.1 ANLISIS..................................................................... 337

4.6.15 SANSAHUARI 10 ............................................................... 339

4.6.15.1 ANLISIS..................................................................... 341

4.7 ANLISIS SISTEMA HIDRULICO BLOQUE 27 ..................... 344

4.7.1 TIPISHCA 01 ...................................................................... 344

4.7.1.1 ANLISIS ........................................................................ 346

4.7.2 TIPISHCA 06 ...................................................................... 348

4.7.2.1 ANLISIS ........................................................................ 350

4.7.3 TIPISHCA 12 ...................................................................... 352

4.7.3.1 ANLISIS ........................................................................ 354

4.8 RESULTADOS DEL ANLISIS TCNICO ............................... 356

4.8.1 RESULTADO DEL ANLISIS POZOS CON BOMBEO HIDRULICO. ................................................................................. 356

4.8.2 RESULTADO DEL ANLISIS POZOS CON BOMBEO BES. 358

CAPTULO V .......................................................................................... 360

NALISIS ECONMICO PARA LA OPTIMIZACIN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. ..................................................... 360

INTRODUCCION ................................................................................... 360

5.1 Evaluacin econmica de la propuesta para pozos con BES .. 360

5.1.1 CRITERIOS PARA LA EVALUACIN ECONMICA ......... 360

5.1.1.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN). ...................................... 360

5.1.1.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ............................ 361

5.1.1.3 RELACIN BENEFICIO COSTO (B/C) ....................... 361

5.1.2 COSTOS DE IMPLEMENTACIN DE LA PROPUESTA. .. 362

5.1.3 INGRESOS. ....................................................................... 366

5.1.4 EGRESOS.......................................................................... 366

5.1.5 HIPTESIS BAJO LA CUAL SE REALIZA EL ANLISIS ECONMICO .................................................................................. 367

5.1.6 CRONOGRAMA DE REACONDICIONAMIENTOS ........... 368

xv

5.2 EVALUACIN ECONMICA DE LA PROPUESTA PARA POZOS CON BOMBEO HIDRULICO. ........................................................... 374

CAPTULO VI ......................................................................................... 375

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................... 375

6.1 CONCLUSIONES. .................................................................... 375

6.2 RECOMENDACIONES. ............................................................ 376

7 BIBLIOGRAFA ................................................................................... 378

8 GLOSARIO ......................................................................................... 379

9 ANEXOS ............................................................................................. 382

xvi

NDICE DE TABLAS

Tabla N I-1 RESERVAS DE PETRLEO CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI. ......................................................................................... 13 Tabla N I-2 RESERVAS DE PETRLEO CAMPO V.H.R. .................... 13 Tabla N I-3 RESERVAS DE PETRLEO BLOQUE 27 ......................... 14 Tabla N I-4 PARMETROS PETROFSICOS CAMPO CUYABENO - SANSAHUARI. ......................................................................................... 16 Tabla N I-5 PARMETROS PETROFSICOS CAMPO V.H.R............... 16 Tabla N I-6 PARMETROS PETROFSICOS BLOQUE 27. ................. 16 Tabla N I-7 ANLISIS PVT CAMPO CUYABENO SANSAHUARI ..... 18 Tabla N I-8 ANLISIS PVT BLOQUE 27. .............................................. 19 Tabla N I-9 ANALISIS P.V.T CAMPO VHR ........................................... 20 Tabla N I-10 PROPIEDADES FSICO-QUMICAS DEL AGUA DE FORMACIN. .......................................................................................... 22 Tabla N II-1ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI .......................................................................................... 23 Tabla N II-2 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS CAMPO V.H.R. ........ 25 Tabla N II-3 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS BLOQUE 27............. 26 Tabla N II-4 FACILIDADES DE PRODUCCIN ESTACIN CUYABENO. ............................................................................................ 54 Tabla N II-5 FACILIDADES DE PRODUCCIN ESTACIN SANSAHUARI. ......................................................................................... 56 Tabla N II-6 FACILIDADES DE PRODUCCIN ESTACIN V.H.R. ..... 57 Tabla N II-7 FACILIDADES DE PRODUCCIN ESTACIN TIPISHCA. ................................................................................................................. 58 Tabla N IV-1DATA CUY-13D................................................................. 84 Tabla N IV-2 DATOS CUY-21 ............................................................... 87 Tabla N IV-3 DATOS CUY-22 ............................................................... 91 Tabla N IV-4 DATOS CUY-23 ............................................................... 95 Tabla N IV-5 DATOS CUY-24D UI ...................................................... 99 Tabla N IV-6 DATOS CUY-24D US .................................................. 100 Tabla N IV-7 DATOS CUY-25 ............................................................. 104 Tabla N IV-8 DATOS CUY-25 REDISEO BES ................................. 106 Tabla N IV-9 DATOS CUY-27 ............................................................. 110 Tabla N IV-10 DATOS CUY-29D ......................................................... 114 Tabla N IV-11 DATOS CUY-30D ......................................................... 117 Tabla N IV-12 DATOS CUY-31D ......................................................... 121 Tabla N IV-13 DATOS CUY-32D ......................................................... 125 Tabla N IV-14 DATOS CUY-34D ......................................................... 128 Tabla N IV-15 DATOS CUY-35D ......................................................... 132 Tabla N IV-16 DATOS CUY-36D ......................................................... 136

xvii

Tabla N IV-17 DATOS CUY-36D REDISEO .................................... 138 Tabla N IV-18 DATOS SSH-12D ......................................................... 142 Tabla N IV-19 DATOS VHR-01 ........................................................... 146 Tabla N IV-20 DATOS VHR-02 ........................................................... 150 Tabla N IV-21 DATOS VHR-03 ........................................................... 155 Tabla N IV-22 DATOS VHR-04 ........................................................... 159 Tabla N IV-23 CONDICIONES PROPUESTAS REDISEO VHR-04 161 Tabla N IV-24 DATOS VHR-05 ........................................................... 165 Tabla N IV-25 DATOS VHR-06 ........................................................... 169 Tabla N IV-26 DATOS VHR-07 ........................................................... 173 Tabla N IV-27 DATOS VHR-08 ........................................................... 177 Tabla N IV-28 DATOS VHR-09 ........................................................... 181 Tabla N IV-29 DATOS VHR-11 ........................................................... 184 Tabla N IV-30 DATOS PROPUESTOS REDISEO VHR-11 .............. 186 Tabla N IV-31DATOS VHR-12D .......................................................... 190 Tabla N IV-32 DATOS VHR-13 ........................................................... 194 Tabla N IV-33 DATOS VHR-14 ........................................................... 198 Tabla N IV-34 DATOS VHR-15 ........................................................... 202 Tabla N IV-35 DATOS VHR-16 ........................................................... 206 Tabla N IV-36 DATOS VHR-17 ........................................................... 210 Tabla N IV-37 DATOS VHR-18D ......................................................... 213 Tabla N IV-38 DATOS VHR-20 ........................................................... 216 Tabla N IV-39 DATOS VHR-21D ......................................................... 219 Tabla N IV-40 CONDICIONES PROPUESTAS REDISEO VHR-21D 221 Tabla N IV-41 DATOS VHR-22D ......................................................... 225 Tabla N IV-42 DATOS VHR-23-UI ....................................................... 228 Tabla N IV-43 DATOS VHR-23-TS ...................................................... 229 Tabla N IV-44 DATOS VHR-24D ......................................................... 232 Tabla N IV-45 DATOS BLA-01 ............................................................ 235 Tabla N IV-46 DATOS BLA-05 ............................................................ 239 Tabla N IV-47 DATOS HCO-01 ........................................................... 243 Tabla N IV-48 DATOS TIP-02 ............................................................. 247 Tabla N IV-49 DATOS TIP-03 ............................................................. 250 Tabla N IV-50 DATOS TIP-08 ............................................................. 253 Tabla N IV-51 DATOS TIP-09 ............................................................. 257 Tabla N IV-52 DATOS TIP-11 ............................................................. 261 Tabla N IV-53 DATOS TIP-13 ............................................................. 264 Tabla N IV-54 DATOS VIN-01 ............................................................. 267 Tabla N IV-55 DATOS VIN-02 ............................................................. 270 Tabla N IV-56 CONDICIONES PROPUESTAS DE REDISEO VIN-02 ............................................................................................................... 272 Tabla N IV-57 DATOS CUY-06 ........................................................... 276

xviii

Tabla N IV-58 Rediseo B.H. CUY-06 ................................................. 278 Tabla N IV-59 DATOS CUY-07 ........................................................... 281 Tabla N IV-60 Rediseo B.H. CUY-07 ................................................. 282 Tabla N IV-61 DATOS CUY-08 ........................................................... 285 Tabla N IV-62 Rediseo B.H. CUY 08 ................................................. 286 Tabla N IV-63 DATOS CUY-09 ........................................................... 289 Tabla N IV-64 REDISEO B.H. CUY-09 ............................................. 290 Tabla N IV-65 DATOS CUY-10 ........................................................... 293 Tabla N IV-66 REDISEO B.H. CUY-10 ............................................. 294 Tabla N IV-67 DATOS CUY-15 ........................................................... 298 Tabla N IV-68 REDISEO B.H. CUY-15 ............................................. 299 Tabla N IV-69DATOS CUY-16 ............................................................ 303 Tabla N IV-70 REDISEO B.H. CUY 16 ............................................. 304 Tabla N IV-71 DATOS CUY-19 ........................................................... 307 Tabla N IV-72 REDISEO B.H. CUY-19 ............................................. 308 Tabla N IV-73 DATOS SSH-02 ............................................................ 312 Tabla N IV-74 REDISEO B.H. SSH-02 ............................................. 314 Tabla N IV-75 DATOS SSH-04 ............................................................ 317 Tabla N IV-76 REDISEO B.H. SSH-04 ............................................. 319 Tabla N IV-77 DATOS SSH-06 ............................................................ 322 Tabla N IV-78 REDISEO B.H. SSH-06 ............................................. 323 Tabla N IV-79 DATOS SSH-07 ............................................................ 327 Tabla N IV-80 REDISEO B.H. SSH-07 ............................................. 328 Tabla N IV-81 DATOS SSH-08 ............................................................ 332 Tabla N IV-82 REDISEO SSH-08 ..................................................... 333 Tabla N IV-83 DATOS SSH-09 ............................................................ 337 Tabla N IV-84 REDISIO B.H. SSH-09 ............................................... 338 Tabla N IV-85 DATOS SSH-10 ............................................................ 341 Tabla N IV-86 REDISEO B.H. SSH-10 ............................................. 342 Tabla N IV-87 DATOS TIP-01 ............................................................. 346 Tabla N IV-88 REDISEO TIP-01 ....................................................... 347 Tabla N IV-89 DATOS TIP-06 ............................................................. 350 Tabla N IV-90 REDISEO B.H. TIP-06 ............................................... 351 Tabla N IV-91DATOS TIP-12 .............................................................. 354 Tabla N IV-92 REDISEO B.H. TIP-12 ............................................... 355 Tabla N IV-93 PROPUESTA BOMBEO HIDRAULICO. ....................... 357 Tabla N IV-94 PROPUESTA BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE. .... 359 Tabla N V-1 COSTOS ESTIMADOS DE REACONDICIONAMIENTO PARA EL CAMBIO DE EQUIPO BES CUY-25 ..................................... 363 Tabla N V-2 COSTOS ESTIMADOS DE REACONDICIONAMIENTO PARA EL CAMBIO DE EQUIPO BES CUY-36 ..................................... 363

xix

Tabla N V-3 COSTOS ESTIMADOS DE REACONDICIONAMIENTO PARA EL CAMBIO DE EQUIPO BES VHR-04 ..................................... 364 Tabla N V-4 COSTOS ESTIMADOS DE REACONDICIONAMIENTO PARA EL CAMBIO DE EQUIPO BES VHR11 ...................................... 364 Tabla N V-5 COSTOS ESTIMADOS DE REACONDICIONAMIENTO PARA EL CAMBIO DE EQUIPO BES VHR-21 ..................................... 365 Tabla N V-6 COSTOS ESTIMADOS DE REACONDICIONAMIENTO PARA EL CAMBIO DE EQUIPO BES VIN-02 ...................................... 365 Tabla N V-7 COSTO DE PREPRODUCCIN DE LOS POZOS. ........ 366 Tabla N V-8 COSTO DE OPERACIN. .............................................. 367 Tabla N V-9 CRONOGRAMA DE TRABAJOS PROPUESTOS. ......... 368 Tabla N V-10 CLCULO DE LA PRODUCCIN (DECLINACIN 0,0082%)................................................................................................ 369 Tabla N V-11 CLCULO DEL VAN Y TIR PARA 104,15 USD/BBL .... 370 Tabla N V-12 CLCULO DEL VAN Y TIR PARA 91,85 USD/BBL ...... 372 Tabla N V-13 COSTOS ESTIMADOS PARA EL CAMBIO DE BOMBA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO HIDRULICO. .......................... 374

xx

NDICE DE GRFICAS

Grfica N I-1 UBICACIN DE LOS POZOS DEL REA CUYABENO ..... 2 Grfica N I-2 UBICACIN REA CUYABENO......................................... 5 Grfica N I-3 COLUMNA ESTRATIGRFICA DE LA CUENCA ORIENTE. ................................................................................................ 10 Grfica N II-1 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO HIDRULICO ............. 27 Grfica N II-2 SISTEMA DE OPERACIN FLUIDO MOTRIZ ................ 30 Grfica N II-3 PRINCIPIO DE OPERACIN BOMBA JET ..................... 33 Grfica N II-4 RELACIONES TOBERA - GARGANTA Y PRODUCCIN-LEVANTAMIENTO ................................................................................... 35 Grfica N II-5 OPERACIN BOMBEO HIDRULICO TIPO PISTN .... 37 Grfica N II-6 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ELECTROSUMERGIBLE......................................................................... 38 Grfica N II-7 PARTES BOMBA ELECTROSUMERGIBLE. ................... 41 Grfica N II-8 SEPARADOR DE GAS E INTAKE ................................... 43 Grfica N II-9 TIPOS DE SELLO ............................................................ 44 Grfica N II-10 PARTES DEL MOTOR ................................................... 45 Grfica N II-11 TIPO DE CABLE Y SUS PARTES ................................. 46 Grfica N II-12 CADA DE VOLTAJE c/ 1000ft. ...................................... 47 Grfica N II-13 CURVA DE PERFORMANCE BOMBA REDA DN1100. 49 Grfica N III-1 SISTEMA DE PRODUCCIN CON DIFERENTES PUNTOS DE NODO. ............................................................................... 60 Grfica N III-2 CURVA DE REFERENCIA ADIMESIONAL DE VOGEL. 64 Grfica N III-3 IPR GENERALIZADA ...................................................... 65 Grfica N III-4 PRDIDA DE PRESIN POR FRICCIN EN LA TUBERA ................................................................................................. 71 Grfica N III-5 PRESIN REQUERIDA PARA QUE EL POZO FLUYA . 72 Grfica N III-6 ANLISIS NODAL DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMEGIBLE ........................................................................... 73 Grfica N III-7 CURVAS DE COMPORTAMIENTO ADIMENSIONAL PARA BOMBAS JET ............................................................................... 76 Grfica N III-8 ANLISIS NODAL SISTEMA POWER OIL ..................... 77 Grfica N IV-1 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-13D............................... 84 Grfica N IV-4 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-21 ................................. 88 Grfica N IV-3 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-22 ................................. 92 Grfica N IV-4 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-23 ................................. 96 Grfica N IV-5 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-24-UI .......................... 101 Grfica N IV-6 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-24-US ......................... 102 Grfica N IV-7 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-25 ............................... 105 Grfica N IV-8 ANLISIS NODAL A CONDICIONES REDISEO CUY-25 ............................................................................................................... 107

xxi

Grfica N IV-9 CURVA DE COMPORTAMIENTO BOMBA SN2600 .... 107 Grfica N IV-10 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-27 ............................. 111 Grfica N IV-11 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-29D ........................... 115 Grfica N IV-12 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-30 ............................. 118 Grfica N IV-13 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-31D ........................... 122 Grfica N IV-14 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-32D ........................... 126 Grfica N IV-15 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-34D ........................... 129 Grfica N IV-16 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-35D ........................... 133 Grfica N IV-17 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-36D ........................... 137 Grfica N IV-18 ANLISIS NODAL CONDICIONES REDISEO CUY-36 ............................................................................................................... 139 Grfica N IV-19 CURVA DE COMPORTAMIENTO BOMBA P18X ...... 139 Grfica N IV-20 ANLISIS NODAL @ Pwf SSH-12D ........................... 143 Grfica N IV-21 ANLISIS NODAL@ Pwf VHR-01 .............................. 147 Grfica N IV-22 ANLISIS NODAL@ Pwf VHR-02 .............................. 151 Grfica N IV-23 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-03 ............................. 156 Grfica N IV-24 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-04 ............................. 160 Grfica N IV-25 ANLISIS NODAL A CONDICIONES REDISEN VHR-04 ........................................................................................................... 162 Grfica N IV-26 Curva de comportamiento bomba GN2100................. 162 Grfica N IV-27 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-05 ............................. 166 Grfica N IV-28 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-06 ............................. 170 Grfica N IV-29 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-07 ............................. 174 Grfica N IV-30 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-08 ............................. 178 Grfica N IV-31 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-09 ............................. 181 Grfica N IV-32 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-11 ............................. 184 Grfica N IV-33 ANLISIS NODAL REDISEO VHR-11 ..................... 187 Grfica N IV-34 CURVA DE COMPORTAMIENTO BOMBA DN1100 .. 187 Grfica N IV-35 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-12D........................... 191 Grfica N IV-36 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-13 ............................. 195 Grfica N IV-37 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-14 ............................. 199 Grfica N IV-38 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-15 ............................. 203 Grfica N IV-39 VARIACIN DE FRECUENCIA VHR-16 .................... 207 Grfica N IV-40 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-17 ............................. 211 Grfica N IV-41 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-18D........................... 214 Grfica N IV-42 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-20 ............................. 217 Grfica N IV-43 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-21D........................... 220 Grfica N IV-44 ANLISIS NODAL CONDICIONES REDISEO VHR-21D ........................................................................................................ 222 Grfica N IV-45 CURVA DE COMPORTAMIENTO BOMBA DC1100 .. 222 Grfica N IV-46 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-22D........................... 225 Grfica N IV-47 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-23-UI ........................ 229

xxii

Grfica N IV-48 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-23-TS ....................... 230 Grfica N IV-49 ANLISIS NODAL @ Pwf VHR-24D........................... 233 Grfica N IV-50 ANLISIS NODAL @ Pwf BLA-01 .............................. 236 Grfica N IV-51 ANLISIS NODAL @ Pwf BLA-05 .............................. 240 Grfica N IV-52 ANLISIS NODAL @ Pwf HCO-01 ............................. 244 Grfica N IV-53 ANLISIS NODAL @ Pwf TIP-02 ............................... 247 Grfica N IV-54 ANLISIS NODAL @ Pwf TIP-03 ............................... 251 Grfica N IV-55 ANLISIS NODAL @ Pwf TIP-08 ............................... 254 Grfica N IV-56 ANLISIS NODAL @ Pwf TIP-09 ............................... 258 Grfica N IV-57 ANLISIS NODAL @ Pwf TIP-11 ............................... 262 Grfica N IV-58 ANLISIS NODAL @ Pwf TIP-13 ............................... 265 Grfica N IV-59 ANLISIS NODAL @ Pwf VIN-01 ............................... 268 Grfica N IV-60 ANLISIS NODAL @ Pwf VIN-02 ............................... 271 Grfica N IV-61 ANLISIS NODAL A CONDICIONES REDISEO VIN-02 ............................................................................................................... 272 Grfica N IV-62 CURVA DE COMPORTAMIENTO BOMBA D475N .... 273 Grfica N IV-63 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-06 ............................. 277 Grfica N IV-64 Rediseo B.H. CUY-06 ............................................... 278 Grfica N IV-65 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-07 ............................. 282 Grfica N IV-66 Rediseo B.H. CUY-07 ............................................... 283 Grfica N IV-67 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-08 ............................. 285 Grfica N IV-68 REDISEO B.H. CUY-08............................................ 286 Grfica N IV-69 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-09 ............................. 290 Grfica N IV-70 REDISEO B.H. CUY - 09.......................................... 291 Grfica N IV-71 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-10 ............................. 294 Grfica N IV-72 REDISEO B.H. CUY-10............................................ 295 Grfica N IV-73 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-15 ............................. 299 Grfica N IV-74 REDISEO B.H. CUY-15............................................ 300 Grfica N IV-75 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-16 ............................. 304 Grfica N IV-76 REDISEO B.H. CUY-16............................................ 305 Grfica N IV-77 ANLISIS NODAL @ Pwf CUY-19 ............................. 307 Grfica N IV-78 REDISEO B.H. CUY-19............................................ 308 Grfica N IV-79 ANLISIS NODAL @ Pwf SSH-02 ............................. 313 Grfica N IV-80 REDISEO B.H. SSH-02 ............................................ 314 Grfica N IV-81 ANLISIS NODAL @ Pwf SSH-04 ............................. 318 Grfica N IV-82 REDISEO B.H. SSH-04 ............................................ 319 Grfica N IV-83 ANLISIS NODAL @ Pwf SSH-06 ............................. 323 Grfica N IV-84 REDISEO B.H. SSH-06 ............................................ 324 Grfica N IV-85 ANLISIS NODAL @ Pwf SSH-07 ............................. 328 Grfica N IV-86 REDISEO B.H. SSH-07 ............................................ 329 Grfica N IV-87 ANLISIS NODAL @ Pwf SSH-08 ............................. 333 Grfica N IV-88 REDISEO B.H. SSH-08 ............................................ 334

xxiii

Grfica N IV-89 ANLISIS NODAL @ Pwf SSH-09 ............................. 338 Grfica N IV-90 REDISEO B.H. SSH-09 ............................................ 339 Grfica N IV-91 ANLISIS NODAL @ Pwf SSH-10 ............................. 342 Grfica N IV-92 REDISEO SSH-10 .................................................... 343 Grfica N IV-93 ANLISIS NODAL A Pwf TIP-01 ................................ 346 Grfica N IV-94 REDISEO B.H. TIP-01 ............................................. 348 Grfica N IV-95 ANLISIS NODAL A Pwf TIP-06 ................................ 351 Grfica N IV-96 REDISEO B.H. TIP-06 ............................................. 352 Grfica N IV-97 ANLISIS NODAL A Pwf TIP-12 ................................ 355 Grfica N IV-98 REDISEO B.H. TIP-12 ............................................. 356 Grfica N V-1FLUJO NETO DE CAJA ................................................. 371 Grfica N V-2 INGRESOS Y EGRESOS TOTALES ACUMULADOS .. 371 Grfica N V-3 FLUJO NETO DE CAJA ................................................ 373 Grfica N V-4 INGRESOS Y EGRESOS TOTALES ACUMULADOS .. 373

xxiv

NDICE DE ANEXOS

Anexo N 1 DIMENSIONES TOBERA-GARGANTA DE LA BOMBA JET

............................................................................................................... 382

Anexo N 2 HISTORIAL DE TRATAMIENTOS QUMICOS .................. 383

Anexo N 3 PUNTOS DE INYECCION Y TENDENCIAS DE LOS POZOS

DEL AREA CUYABENO-BLOQUE 27 ................................................... 384

Anexo N 4 ANLISIS NODAL DE POZOS CON BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE....................................................................... 388

Anexo N 5 ANLISIS NODAL DE POZOS CON BOMBEO

HIDRULICO. ........................................................................................ 398

xxv

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Optimizar los sistemas de levantamiento artificial del

CAMPO CUYABENO-BLOQUE 27.

OBJETIVOS ESPECFICOS

Describir las condiciones actuales de los sistemas de

levantamiento artificial del CAMPO CUYABENO-BLOQUE

27.

Establecer el nodo ptimo para llevar a cabo el presente

estudio

Determinar las prdidas de presin que existen en la

trayectoria del flujo vertical de los pozos productores

mediante la aplicacin del anlisis nodal

Proporcionar una propuesta tcnica para los pozos

productores.

Mantener la produccin de petrleo mediante la

optimizacin de los sistemas de levantamiento artificial en

el rea de estudio.

Realizar un anlisis tcnico-econmico de los sistemas de

levantamiento artificial existentes en el CAMPO

CUYABENO-BLOQUE 27.

xxvi

NOMENCLATURA

ESPAOL ENGLISH UNIDADES BES Bombeo electrosumergible Electrical submersible

pump

o Gravedad especfica del petrleo. Specific gravity of oil gf Gravedad especfica del gas libre. Specific gravity of free

gas

w Gravedad especfica del agua. Specific gravity of water Densidad Density lb/ft3 o Densidad del Petrleo Density of oil lb/ft

3 w Densidad del agua Density of water 62.4 lb/ft

3 o 1 kg/l @ STP.

Viscosidad Viscosity cp o Viscosidad del petrleo Viscosity of oil cp w Viscosidad del agua Viscosity of water cp Viscosidad cinemtica Kinematic viscosity centistokes o

S.S.U. API Grados API, gravedad del petrleo. Degrees API, gravity of

oil

F Grados Farenheight. Degrees Farenheight TF = (TC*1.8)+32 BHP Brake Horsepower, Caballos de potencia al freno. Brake Horse Power BHT Temperatura del fondo del pozo Botton Hole

Temperature F

Bg Factor Volumtrico del gas Gas volume factor ft3/scf. Bo Factor Volumtrico del petrleo Oil volume factor bbl/stb Bw Factor Volumtrico del Agua Water volume factor bbl/stb Ft Pies. Feet GLR Relacin gas-lquido (petrleo + agua), (GFR). Gas Liquid Ratio scf/stb GOR Relacin gas-aceite. Gas Oil Ratio scf/stb I.D. Dimetro Interno Internal Diameter inch Inch Pulgada. Inch IPR Relacin del Comportamineto de Afluencia Inflow Performance

Relationship

MD Profundidad medida del pozo, Measured Depth ft. NPSH Etapas de succin positiva. Net Positive Suction

Head

O.D. Dimetro Externo. Outside Diameter Inch P Presin, Pressure psig Pb Presin de burbuja, Bubble point pressure psig PI Indice de productividad. Productivity Index psig PIP Presin de entrada a la bomba Pump Intake Pressure psig Pr Presin Promedio del Yacimiento Average Reservoir

pressure psig

Psc Presin estndar. Standard pressure 14.7 psia Pwf Presin de flujo, Flowing pressure psig. qo Caudal del pozo en la superficie, Flow rate stb/d. qomax Caudal mximo de produccin (a Pwf = 0 psig),. Maximum flow rate stb/d rpm Revoluciones por minuto Revolutions per minute Rs Gas en solucin (Sol GOR). Solution Gas Oil Ratio scf/stb (@ STP) Scf Pies cbicos a condiciones estndar. Standard cubic feet scf Stb Barriles por da a condiciones estndar. Stock tank barrels stb STP Condiciones estndar (Psc y Tsc) Standard conditions (Psc

y Tsc)

T Temperatura Temperature TDH Columna dinmica total Total Dinamic Head ft. Sleeve mangito

TVD Profundidad vertical total Total vertical depth ft W.C. Corte de agua Water Cut %.

1

CAPTULO I

DESCRIPCIN DEL CAMPO

1.1 ANTECEDENTES

El rea Cuyabeno est conformado por los campos Cuyabeno,

Sansahuari, Vctor Hugo Ruales (VHR) y Bloque 27 (formado por los

campos Tipishca-Huaico, Blanca y Vinita), esta rea forma parte de los

cinco campos maduros petroleros ms importantes del pas, operado por

la empresa estatal EP-PETROECUADOR, los cuales se encuentran

ubicados al noreste de la provincia de Sucumbos, siendo Cuyabeno la

Estacin Central, donde llega la produccin que se obtiene de los campos

Sansahuari, VHR y Bloque 27.

El area Cuyabeno tienen un total de 103 pozos perforados, de los cuales

66 pozos son productores: 48 producen con Sistema de Levantamiento

Electrosumergible y 18 pozos con sistema Power Oil, los que han

aportado con una produccin total desde 1 de enero a l 31 de mayo del

2011 de 3414941 bbls netos.

En el campo Cuyabeno Sansahuari, 15 pozos producen con Sistema de

Levantamiento Electrosumergible y 15 pozos con Sistema de

Levantamiento Power Oil.

En el campo V.H.R. los 22 pozos que se encuentran en producc in hasta

el mes de mayo del 2011, operan con Sistema de Levantamiento

Electrosumergible.

En el Bloque 27, 11 pozos operan mediante Levantamiento

Electrosumergible, y 3 pozos producen con Sistema de Levantamiento

Power Oil.

La distribucin de los pozos en el campo se puede observar en la grfica

I-1.

2

Grfica N I-1 UBICACIN DE LOS POZOS DEL REA CUYABENO

Fuente: Ingeniera Campo Cuyabeno

3

1.1.1 CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI

El campo Cuyabeno fue descubierto mediante la perforacin del pozo

Cuyabeno-01 el 23 de noviembre de 1972 por el consorcio Texaco-CEPE

con una profundidad de 8157 pies, una produccin de 648 BPPD (360

BPPD de la arena UI y 288 BPPD de la arena US) y 25.5 API.

El campo Sansahuari fue descubierto por CEPE (EP-PETROECUADOR)

el 11 de noviembre de 1979 con la perforacin del pozo Sansahuari -01 el

cual alcanz una profundidad de 8268, las pruebas iniciales mostraron

1729 BPPD en la arenisca U Inferior y 369 BPPD en U Superior, de 26,1 y

22,7 grados API, respectivamente; la arenisca Basal Tena prob 53 BPPD

de 8.7 grados API.

Las interpretaciones estructurales iniciales mostraban dos estructuras

independientes sobre los cuales se perforaron los pozos exploratorios

antes mencionados para cada campo.

La adquisicin de nueva ssmica por parte de EP-PETROPRODUCCIN

entre 1991 y 1992, permiti realizar nuevos estudios geolgicos y

estructurales con lo cual se determin que las estructuras Cuyabeno-

Sansahuari era una sola, corroborado mediante la perforacin de los

pozos de avanzada Cuyabeno-21 (Septiembre, 1995) y Sansahuari-10

(Octubre, 1995).

1.1.2 BLOQUE 27

El primer pozo perforado fue el pozo exploratorio Vinita-01 en noviembre

de 1971, la perforacin se realiz por parte de la compaa Cndor INC.,

llegando a la profundidad de 6.300 pies.

El 29 de marzo de 1995, City Oriente Limited firm el contrato de

participacin para la exploracin y explotacin de hidrocarburos en el

Bloque 27 de la Regin Amaznica Ecuatoriana.

En 1998 la interpretacin de registros ssmicos dieron como resultado la

ubicacin de tres pozos en el Bloque: Tas-01, Patricia-01 y Tipishca-01.

4

A finales del 2008 el Bloque pas a ser dirigido y desarrollado por EP-

Petroproduccin tras un acuerdo con el Estado.

El Bloque 27 est conformado por tres Campos principales: Tipishca

Huaico, Blanca y Vinita, los cuales sern considerados para el presente

estudio.

1.1.3 CAMPO VCTOR HUGO RUALES (VHR)

El Campo Vctor Hugo Ruales (ex Cantagallo) fue descubierto por CEPE

(EP-PETROECUADOR), luego de reinterpretar la ssmica del rea en

1988 se perfor el pozo exploratorio Cantagallo-01 a 2.8 Km. al norte del

pozo Lilian-01, obtenindose una produccin comercial de 10.600 BPPD

de 32 API promedio de los yacimientos: Arenisca Basal Tena, U

Superior, U Media, U Inferior y T Superior.

En 1991, a raz del fallecimiento del Ing. Vctor Hugo Ruales (ejecutivo de

CEPE, uno de los artfices del arranque de produccin de los primeros

campos de la empresa), se le rebautiz con su nombre.

1.2 UBICACIN GEOGRAFICA.


El Campo Cuyabeno-Sansahuari se localiza en la Regin Amaznica

ecuatoriana, al Noreste de la Provincia de Sucumbos, Cantn Nueva

Loja, aproximadamente a unos 23 Km al Norte de la poblacin de

Tarapoa.

El campo se encuentra las siguientes coordenadas geogrficas.

Latitud: 00 07 53.03 N - 00 0018.20 S

Longitud: 76 14 53.93 E - 76 1757.06 W

5

1.2.2 CAMPO VCTOR HUGO RUALES

Se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbos en el nororiente

ecuatoriano, entre los ros San Miguel y Putumayo, cerca de la frontera

con la Republica de Colombia, al norte del Campo Cuyabeno-Sansahuari.

Latitud: 0016N 0025 S

Longitud: 7615E 7620 W

1.2.3 BLOQUE 27

El Bloque 27 est ubicado al Noreste de la Cuenca Amaznica, provincia

de Sucumbos, Cantn Putumayo, frontera con la Republica de Colombia.

La extensin del Bloque 27 es de 1.882,24 Km

Se encuentra entre los campos VHR, Cuyabeno Sansahuari, con las

siguientes coordenadas geogrficas:

Latitud: 00 20 14.44 N - 00 01 58.68S

Longitud: 75 56 41.56E - 76 13 21.84W

Grfica N I-2 UBICACIN REA CUYABENO

Fuente: Ingeniera Campo Cuyabeno

6

1.3 ESTRUCTURA GEOLGICA


Se encuentra sobre el flanco platafrmico nororiental de la cuenca oriente

formando parte del tren estructural, VHR (Vctor Hugo Ruales), Cuyabeno-

Sansahuari, Fanny, Amo, asociado al paleo alto estructural de basamento

de edad Pre-Cmbrico, sobre el cual se depositaron los sedimentos

clsticos que dieron origen a los principales reservorios del sector.

Este campo tiene un rasgo estructural de rumbo Norte-Sur con una falla

inversa que viene desde el basamento en el flanco occidental

presentando un salto de falla de 375 en Cuyabeno y 332 en Sansahuari.


El Campo VHR es un anticlinal asimtrico fallado alargado de orientacin

N-S, de aproximadamente 15 Km de largo por 2.5 Km de ancho, limitado

hacia el Este por una falla inversa. Esta falla presenta un salto de

aproximadamente 130 pies contra la cual cierra la estructura. Est

asociado al Paleoalto de Basamento de edad Precmbrica que separa la

subcuenca Napo de la subcuenca Putumayo.

1.3.3 BLOQUE 27

La estructura del Campo Tipishca-Huaico, corresponde a una Nariz

Estructural de direccin preferencial suroeste-noreste, la misma que

limita en su flanco occidental con una falla inversa de igual direccin.

La estructura del Campo Blanca corresponde tanto en tiempo como en

profundidad a un monoclinal de direccin predominante norte-sur,

buzando hacia el este y limitada en su flanco oriental por una falla inversa

de igual direccin.

En el rea oriental de Vinita, a nivel estructural se define que la seccin

de Napo se acua hacia el este y pasa de ambiente marino a continental,

7

las areniscas inferiores se acuan hasta truncarse contra el basamento

del monoclinal que sube hacia el este.

1.4 CARACTERSTICAS LITOLGICAS DE LAS FORMACIONES

PRODUCTORAS.


La produccin del campo Cuyabeno - Sansahuari se la obtiene de la

formacin Napo donde se ha identificado tres unidades estratigrficas

para la arena U y dos para la arena T, adems, del aporte de Basal

Tena.

U Arenisca cuarzosa, crema a blanca crema, transparente translucida,

grano fino a medio, subredondeada a subangular, friable moderadamente

consolidada, regular seleccin, matriz arcillosa, cemento ligeramente

calcreo, con inclusiones de glauconita.

T, Arenisca cuarzosa crema a caf clara, subtransparente

subtranslucida, grano fino a medio, subredondeada a subangular, buena a

regular seleccin, friable a moderadamente consolidada, matriz arcillosa,

cemento ligeramente calcreo con inclusiones de glauconita.


La produccin del campo Vctor Hugo Ruales (VHR) se la obtiene de la

formacin Napo y de la formacin Tena.

Basal Tena, Arenisca gris clara, gris obscura, transparente,

subtranslucida, grano fino a muy fino, subangular a sub redondeada ,

moderada seleccin, moderadamente consolidada, regular porosidad,

cemento calcreo, con muchos puntales de hidrocarburo residual, sin

fluorescencia natural.

M2, Arenisca cuarzosa, caf muy clara, translucida a transparente,

subangular, angular, ocasionalmente subredondeada, grano fino a muy

fino, granos sueltos, friable, con inclusiones glauconiticas, buena

8

porosidad, matriz y cemento no visible, con manchas de hidrocarburo caf

obscuro.

Arenisca U, presenta intercalaciones de caliza y lutita. Arenisca

cuarzosa, caf clara, grano fino a medio, subangular a subredondeada,

moderadamente consolidada, en parte granos sueltos, buena a regular

seleccin, cemento silceo, matriz no visible, intercalaciones de lutita en

su parte superior.

Arenisca T, Arenisca cuarzosa, gris clara, blanca, subtransparente,

grano fino, regular seleccin, regular a buena porosidad, matriz

caolintica, cemento calcreo con inclusiones de glauconita.

1.4.3 BLOQUE 27

La arenisca Tena de la formacin Tena es una arenisca cuarzosa y ltica,

de color caf claro, menos blanco, negro y ocasionalmente rojo,

translucida a opaca, con tamao de grano medio a grueso y

ocasionalmente muy grueso, suelta y friable, con granos de forma

subangular a subredondeada cabe destacar que el pozo Blanca-01 es el

primer pozo de la regin amaznica ecuatoriana, que descubre la

presencia de arenisca Tena en la formacin Tena y con contenido de

petrleo, comercialmente rentable segn las pruebas iniciales.

La formacin Napo se compone predominantemente de lutitas

intercaladas con areniscas y calizas encontrndose al inicio de esta

formacin escasos niveles de limolita.

En el campo la formacin comienza con la Arenisca M-1, esta unidad

consiste de arenisca intercalada con lutita, de grano fino a medio.

Arenisca M-2, con intercalaciones de lutita y en menor proporcin con

caliza. Arenisca cuarzosa, de grano fino a medio, porosidad regular, con

inclusiones de glauconita y yace directamente sobre la caliza A.

9

Arenisca U, con intercalaciones de lutita gris obscura a negra,

moderadamente firme, no calcrea. Arenisca cuarzosa transparente, de

grano fino a medio, de porosidad regular.

Arenisca T, con intercalaciones de lutita negro a gris oscuro y caliza gris

claro. Arenisca blanca, transparente, de grano fino a medio, de porosidad

regular.

1.5 LITOLOGA FORMACIONES RECEPTORAS.

FORMACIN TIYUYACU

La gruesa secuencia terciaria (de 2.000 4.500 metros) de la cuenca

Oriente comienza con la Formacin Tiyuyacu, la que sobreyace a la Tena,

aparentemente concordante. La Tiyuyacu es una sucesin de capas rojas,

comprendiendo conglomerados bsales gruesos al que sobreyacen

areniscas con intercalaciones de lutitas rojas, verdosas y grises, cuyo

espesor vara de menos de 100 metros a ms de 250 metros.

FORMACIN ORTEGUAZA.

Yace sobre la Formacin Tiyuyacu y se encuentra debajo de los

sedimentos continentales fluvitiles de la Formacin Chalcana. Est

constituida de una serie marina somera compuesta por areniscas grises y

verduzcas, y lutitas gris a gris verdosas. Presenta un espesor de 526 a

566.

Toda la litologa descrita se puede observar en la Columna Estratigrfica

de la Cuenca Oriente presentada en la Grfica N I-3

10

Grfica N I-3 COLUMNA ESTRATIGRFICA DE LA CUENCA ORIENTE.

Fuente: Archivo EP-PETROPRODUCCIN

11

1.6 RESERVAS

Las reservas son cantidades de hidrocarburos en el caso de esta rea,

petrleo que pueden ser comercialmente recuperados, basado en

acumulaciones sealadas a una fecha futura. Todas las reservas

valoradas involucran algn grado de incertidumbre. Dependiendo de la

cantidad de datos de ingeniera y geologa, confiables y disponibles a la

fecha del estimado y de la interpretacin de estos datos el grado de

incertidumbre disminuye.

1.6.1 PETRLEO ORIGINAL EN SITIO (POES)

El petrleo original en sitio (POES), es la cantidad inicial u original de

hidrocarburos entrampado en las estructuras geolgicas como fallas o

trampas estratigrficas, que hacen posible su acumulacin y

concentracin.

1.6.2 RESERVAS PROBADAS

Es el volumen de hidrocarburos, medido a condiciones base, que puede

ser extrado como resultado de la produccin econmica, a partir de las

condiciones originales del yacimiento y hasta las de abandono,

considerando los mtodos tcnicos disponibles en el momento en que se

realiza la evaluacin.

Definicin de la Asistencia Recproca Petrolera Estatal Latinoamericana

(ARPEL).

Dentro de los mtodos para estimar reservas probadas tenemos: Mtodo

Volumtrico, Curvas de Declinacin, Balance de Materiales, Simulacin

Matemtica.

El mtodo volumtrico es utilizado como base para el clculo de reservas

en este estudio, para poder inicialmente determinar el POES, aplicar a

este el factor de recuperacin o factor de recobro (FR) y obtener el

volumen recuperable de hidrocarburos, como lo indica la siguiente

expresin:

12

FRPOESprobadasreservas *_ (1)

Donde:

POES (BN) = Petrleo Original in Situ

FR = Factor de Recobro

Np (BN) = Produccin Acumulada

1.6.3 RESERVAS PROBABLES

Son las reservas no probadas que el anlisis de datos de geologa e

ingeniera sugiere que tienen un mayor grado de incertidumbre que las

probadas. Bajo este argumento debe existir una posibilidad del 50%, de

que la cantidad a recuperarse superar a la suma del tasado de las

reservas probadas y probables.

Las reservas probables pueden incluir: reservas en formaciones que

podran ser productivas basadas en caractersticas de perfiles elctricos,

reservas que se atribuyen a un mtodo de recuperacin mejorada que ha

sido establecido por una repetida aplicacin comercial exitosa. Reservas

en un rea donde la formacin parece estar separada del rea probada

por fallamiento y la mala interpretacin geolgica realizada anteriormente.

1.6.4 RESERVAS REMANENTES

Es el volumen de hidrocarburos que resulta de la diferencia de las

reservas probadas y de la produccin acumulada a la fecha de

estimacin, este volumen es un indicativo del potencial de un yacimiento,

a ms de ser una base o justificativo para operaciones futuras en un

campo.

En las tablas N I-1, I-2 y I-3 se pueden observar las reservas del rea en

estudio.

13

Tabla N I-1 RESERVAS DE PETRLEO CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI.

Fuente: EP-PETROPRODUCCION QUITO. Subgerencia de Exploracin y Desarrollo Elaborado por: Wilson Chulli Washington acato

Tabla N I-2 RESERVAS DE PETRLEO CAMPO V.H.R.

EP-PETROPRODUCCIN

RESERVAS DE PETRLEO POR YACIMIENTO AL 30 DE ABRIL DEL 2011

YACIMIENTO API P O ES

(BN) FR (%)

RESERVAS

ORIGINALES

(BN)

PETRLEO

PRODUCIDO,

Np (BN)

RESERVAS

REMANENTES

(BN)

RESERVAS PROBADAS

CAMPO VHR

M-2 29,2 10.548.708 40,0 4.219.483 4.081.945 137.538

U Superior 32,0 54.822.221 28,0 15.350.222 10.392.171 4.958.051

U Medio 30,0 35.733.608 40,0 14.293.443 8.157.082 6.136.361

U Inferior 32,0 90.119.642 29,0 26.134.696 8.451.622 17.683.074

T Superior 31,0 10.159.241 20,0 2.031.848 1.531.658 500.190

T Inferior 31,0 22.810.104 18,0 4.105.819 995.870 3.109.949

Basal Tena 20,0 18.297.814 30,0 5.489.344 5.073.429 415.915

T O T A L 29,0 242.491.338 28,5 71.624.856 38.683.777 32.941.079

Fuente: EP-PETROPRODUCCION QUITO. Subgerencia de Exploracin y Desarrollo Elaborado por: Wilson Chulli Washington acato

EP-PETROPRODUCCIN


YACIMIENTO API P O E S (BN) FR (%)

RESERVAS

ORIGINALES

(BN)

PETRLEO

PRODUCIDO,

Np (BN)

RESERVAS

REMANENTES

(BN)

RESERVAS PROBADAS

CAMPO CUYABENO SANSAHUARI

U Superior 24,0 80.331.295 39,6 31.811.193 23064666 8.746.527

U Medio 24,0 22.395.670 51,4 11.511.374 165466 11.345.908

U Inferior 26,0 211.974.759 28,4 60.200.832 39486989 20.713.843

T Superior 29,0 111.729.824 41,4 46.289.666 28771475 17.518.191

T Inferior 29,0 32.086.102 12,7 4.087.769 2376829 1.710.940

Basal Tena 27,4 1.200.000 16,0 192.000 147.410 44.590

T O T A L 26,4 459.717.650 35,9 154.092.834 94.012.835 60.079.999

14

Tabla N I-3 RESERVAS DE PETRLEO BLOQUE 27

Fuente: Ingeniera Campo Cuyabeno Elaborado por: Wilson Chulli Washington acato

1.7 CARACTERIZACIN DEL YACIMIENTO

Para la caracterizacin y posterior anlisis de las arenas del rea

Cuyabeno, es necesario conocer los principales parmetros petrofsicos

de cada arena as como las propiedades de los fluidos que las mismas

contienen.

Los principales parmetros petrofsicos de la roca son: permeabilidad (K),

porosidad (), saturacin de fluidos (S) y volumen de arcilla (Vsh) que

dependen del grado de compactacin, tipo de cementacin, grado de

impurezas y otras caractersticas propias de la arena. Para los fluidos es

necesario determinar los siguientes parmetros: factores volumtricos de

EP-PETROPRODUCCIN


YACIMIENTO API P O E S

(BN) FR (%)

RESERVAS

ORIGINALES

(BN)

PETRLEO

PRODUCIDO

Np (BN)

RESERVAS

REMANENTES

(BN)

RESERVAS PROBADAS

CAMPO TIPISHCA HUAICO

"M-1" 17,0 5.467.248 13,9 759.947 713.752 46.195

"M-2" 26,0 11.883.728 18,0 2.139.071 26.877 2.112.194

"U" Superior 23,5 12.329.276 18,6 2.293.245 2.046.611 246.634

"U" Inferior 27,5 44.331.870 20,2 8.955.038 4.712.505 4.242.533

"T" 30,0 12.026.083 20,3 2.441.295 70.194 2.371.101

T O T A L 26,4 86.038.205 19,4 16.588.596 7.569.939 9.018.657

CAMPO BLANCA

"TENA" 27,1 5.465.798 26,2 1.432.039 743.202 688.837

"M-1" 18,4 4.359.301 20,8 906.735 695.186 211.549

T O T A L 23,2 9.825.098 23,8 2.338.774 1.438.388 900.386

CAMPO VINITA

"M-1" 13,7 16.716.556 10,1 1.688.372 800.735 887.637

"M-2" 15,3 14.724.202 11,8 1.737.456 789 1.736.667

T O T A L 14,4 31.440.758 10,9 3.425.828 801.524 2.624.304

TOTAL 21,3 127.304.061 18,1 22.353.198 9.809.851 12.543.347

15

agua y petrleo (o, w), viscosidades de agua y petrleo (o, w),

salinidad del agua de formacin, siendo estos caractersticos de cada

arena.

1.7.1 PROPIEDADES PETROFSICAS DE LA ROCA

Los valores promedios de las propiedades petrofsicas como: espesor,

porosidad, y saturacin se determinaron en base a los resultados de

reinterpretacin y reevaluacin de los registros, anlisis de ripios y

anlisis de ncleos.

POROSIDAD ()

La porosidad es una medida de la capacidad que tiene la roca de

almacenar fluidos: petrleo, agua o gas, en el volumen vacio que existe

entre los granos o partculas sedimentarias.

La porosidad efectiva es la fraccin del volumen total correspondiente al

volumen de poros conectados entre s.

PERMEABILIDAD (K)

La permeabilidad es una propiedad del medio poroso por la que se

determina la capacidad de una roca para permitir que los fluidos se

muevan dentro del volumen poroso interconectado. La permeabilidad de

acuerdo a las fases presentes en el medio poroso puede ser

permeabilidad relativa y permeabilidad efectiva.

La permeabilidad efectiva Kei (i = o, g, w) es aquella que corresponde a

una determinada fase cuando fluyan en el medio poroso dos o mas fases.

La permeabilidad relativa Kri (i = o, g, w) es la relacin que hay entre la

permeabilidad efectiva de un fluido y la permeabilidad absoluta.

SATURACIONES (S)

La saturacin es una propiedad que relaciona el volumen poroso y los

fluidos contenidos dentro de la roca. Por definicin es la fraccin o

porcentaje que ocupa un fluido particular dentro del volumen total poroso.

16

En las tablas N I-4, I-5 y I-6 se detallan las principales propiedades

petrofsicas correspondientes a cada campo en estudio.

Tabla N I-4 PARMETROS PETROFSICOS CAMPO CUYABENO - SANSAHUARI.

PARMETROS US UM UI TS TI

Ho, Espesor (ft) 12,2 6,9 19,7 15,7 1,6

Porosidad efectiva (%) 17,4 14,4 18,1 16 20,0

Saturacin de agua (%) 33,7 23,9 25,0 25,6 45,1

Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR Elaborado por: Wilson Chulli Washington acato

Tabla N I-5 PARMETROS PETROFSICOS CAMPO V.H.R. PARMETROS BT M-2 US UM UI TS

Ho, Espesor (ft) 9,0 12,0 18,0 10,0 43,0 12,0

Porosidad efectiva (%) 15,5 13,2 16,0 15,7 15,7 14,0

Saturacin de agua (%) 37,0 50,0 22,0 25,0 28,0 30,0


Tabla N I-6 PARMETROS PETROFSICOS BLOQUE 27.

Campo Tipishca Huaico PARMETROS M-1 M-2 U Superior U Inferior T

Ho, Espesor (ft) 10,2 18,0 20,0 20,0 11,3 Porosidad efectiva (%) 20,1 15,5 15,0 19,3 15,6 Saturacin de petrleo (%) 70,0 10,5 70,0 72,1 55,0

Campo Blanca PARMETROS Tena M-1 M-2 US UI T

Ho, Espesor (ft) 14,5 14,0 12,0 11,0 23,5 20,5

Porosidad efectiva (%) 12,1 15,6 9,5 13,0 14,0 13,6

Saturacin de petrleo (%) 58,3 78,9 54,8 72,6 55,0 55,0

Campo Vinita

PARMETROS M-1 M-2 U T

Ho, Espesor (ft) 39,5 40,5 20,5 9,5 Porosidad efectiva (%) 20,9 21,3 21,0 22,9

Saturacin de petrleo (%) 75,1 65,6 55,0 55,0


17

1.7.2 PROPIEDADES FSICAS DE LOS FLUIDOS

Para determinar las propiedades de los fluidos contenidos dentro de la

formacin, se realiza principalmente mediante un anlisis PVT en el

laboratorio simulando las condiciones del reservorio; sus resultados son

ms confiables que los obtenidos en las pruebas de campo ya que estos

se realizan bajo controles ms estrictos.

Entre las propiedades de los fluidos se encuentran:

DENSIDAD ()

La densidad es una propiedad intensiva de la materia que relaciona la

masa de una sustancia y su volumen a travs del cociente entre estas dos

cantidades. Las unidades comunes son gramos por centmetro cbico, o

en libras por pie cubico.

La densidad relativa de un lquido es la relacin entre la densidad del

lquido y la densidad del agua, a las mismas condiciones de presin y

temperatura.

En la industria petrolera la gravedad del petrleo se especifica como

gravedad API definida como:

5,131_

5,141

relativadensidadAPI

(2)

FACTOR VOLUMTRICO ()

El factor volumtrico se determina al relacionar el volumen de una misma

cantidad de un fluido en dos condiciones de presin y temperatura

diferentes. Es la relacin que existe entre el volumen de petrleo en

condiciones del yacimiento para el volumen que ocupa el petrleo en

condiciones de superficie o estndar.

18

VISCOSIDAD ()

La viscosidad de un fluido es la resistencia interna que presenta ste al

flujo. Es una caracterstica importante en el reservorio, junto a otras, ya

que determina como se mueven los fluidos en el espacio poroso.

RELACIN DE SOLUBILIDAD (Rs)

En condiciones de reservorio, existe cierta cantidad de gas que est

disuelto en el petrleo, empieza a liberarse cuando el hidrocarburo se

encuentra en condiciones bajo el punto de burbuja o cuando se presenta

la primera manifestacin de liberacin de gas. Fsicamente la relacin gas

disuelto petrleo es la relacin del volumen de gas que est disuelto en el

petrleo comparado con el volumen de aceite que lo contiene. Esta

relacin puede ser inicial (Rsi) o instantnea (Rs).

COMPRESIBILIDAD (c)

Todo elemento es factible de cambiar su volumen si se alteran las

condiciones de presin y temperatura de su medio.

Las Tablas N I-7, I-8 y I-9 muestran los datos promedios

correspondientes a cada formacin productora del rea Cuyabeno, que

fueron obtenidos del informe final de laboratorio:

Tabla N I-7 ANLISIS PVT CAMPO CUYABENO SANSAHUARI

POZO ARENA Pi (psia) T

(F) Boi

(BY/BN) Pb

(psia) Bob

(BY/BN) Rs

(PC/BN) API

SSH 01 US + UM 3258 187 1,147 847 1,170 157 24,5

CUY 08 UI 3285 206 1,163 690 1,1864 185 27,3

Muestra de

campo Napo T 3403 205 1,1932 1020 1,2198 357 29,4


19

Tabla N I-8 ANLISIS PVT BLOQUE 27.

CAMPOS TIPISHCA HUAICO PARMETROS T U Inferior U Superior M-2 M-1

TIP-1 HCO-1 TIP-1 HCO-1 TIP-1 HCO-1 TIPI-1 TIP-7 CONDICIONES INICIALES: PRESIN, Pi (LPC) 3.150 3.150 3.057 3.057 3.057 3.057 2.634 2.903 Boi (BY/BN) 1,146 1,164 1,139 1,148 1,168 1,117 1,159 1,088 Uoi (cp) 1,67 2,24 2,00 6,96 4,28 9,31 5,24 135,28 Coi * 10-6 PSIA-1 8,26 6,57 4,01 6,02 3,23 4,05 2,95 4,89 GRAV. (API a 60F) 28,8 28,2 27,5 26,3 23,5 25,1 23,5 16,5 DENSIDAD OIL (gr/cc) 0,836 0,840 0,831 0,872 0,828 0,867 0,829 0,904 CONDICIONES DE BURBUJA: Pb (LPC) 418 600 409 150 681 368 627 418 Rs (PCS/BN) 201 220 160 161 179 164 147 72 Bob (BY/BN) 1,175 1,187 1,158 1,172 1,178 1,131 1,167 1,102 Uob (cp) 1,36 1,83 1,57 5,03 3,61 6,85 4,52 99,10 Cob * 10-6 PSIA-1 10,49 6,83 8,51 6,23 4,25 4,08 4,46 5,71 DENSIDAD OIL(gr/cc) 0,815 0,824 0,818 0,854 0,821 0,856 0,824 0,893

CAMPO BLANCA

PARMETROS TENA Napo M-1 CONDICIONES INICIALES PRESIN, Pi (LPC) 2.842 2.481 Boi (BY/BN) 1,073 1,0996 Uoi (cp) 1,87 28,0 Coi * 10-6 PSIA-1 5,62 5,89 GRAV. (API a 60F) 27,1 18,3 DENSIDAD PETRLEO (gr/cc) 0,844 0,8899 CONDICIONES DE BURBUJA Pb (LPC) 286 305 Rs (PCS/BN) 42 83 Bob (BY/BN) 1,091 1,115 Uob (cp) 1,42 19,1 Cob * 10-6 PSIA-1 6,33 8,15 DENSIDAD PETRLEO (gr/cc) 0,8295 0,8776

CAMPO VINITA

PARMETROS Napo M-1 Napo M-2

VINITA-1 VINITA-2 VINITA-1 CONDICIONES INICIALES: PRESIN, Pi (LPC) 2.339 2.339 2.384 Boi (BY/BN) 1,076 1,076 1,100 Uoi (cp) 488,6 932,5 97,4 Coi * 10-6 PSIA-1 1,06 2,51 2,44 GRAV. (API a 60F) 12,9 13,0 14,0 DENSIDAD PETRLEO (gr/cc) 0,922 0,921 0,920 CONDICIONES DE BURBUJA: Pb (LPC) 345 339 520 Rs (PCS/BN) 43 46 124 Bob (BY/BN) 1,079 1,081 1,105 Uob (cp) 219,0 342,8 61,6 Cob * 10-6 PSIA-1 2,09 2,30 3,16 DENSIDAD PETRLEO (gr/cc) 0,919 0,916 0,916


20

Tabla N I-9 ANALISIS P.V.T CAMPO VHR

DESCRIPCIN BT M-2 Us Um Ui T

Presin inicial (Psi) 3150 3190 3250 3280 3340 3400

Presin de saturacin (Psi) 700 480 780 850 800 280

Presin actual (Psi) 3100 3000 2950 3050 3100 3000

Gravedad API 20 29,2 32 30 32 31

Rs (Pcn/Bln) 180 100 210 260 230 50

Boi (By/Bn) 1,0852 1,1237 1,179 1,1806 1,2248 1,2690

Factor de recobro (%) 20 20 29 20 28 20

Permeabilidad (md) 889 137 1468 592 1048 77

Viscosidad del petrleo (cp) 8 2 2 2 2 1.8

Temperatura de formacin (F) 196 197 198 198 198 199

Rw @ Temp. de formacin 0,05 0,07 0,07 0,07 0,07 0,15

Salinidad cloruro de sodio 50000 40000 40000 40000 40000 15000


1.7.3 PROPIEDADES FSICO-QUMICAS DEL AGUA DE

FORMACIN.

El agua de formacin se caracteriza por varios parmetros, los mismos

que se detallan a continuacin:

Dureza

Se denomina dureza a la concentracin de compuestos minerales que

hay en una determinada cantidad de agua, en particular sales de

magnesio y calcio. Son stas las causantes de la dureza del agua, y el

grado de dureza es directamente proporcional a la concentracin de sales

alcalinas.

Slidos suspendidos

Son partculas slidas orgnicas o inorgnicas que se encuentran

dispersas, coaguladas mantenidas en suspensin por agitacin o flujo. Es

uno de los principales parmetros usados para evaluar la agresividad de

las aguas de formacin y para determinar la eficiencia de las unidades de

tratamiento, ya que el objetivo de las mismas es la retencin de este

material por medio de los procesos fsico qumicos. Se expresa en mg/l.

21

Turbidez

Se entiende por turbidez la falta de transparencia de un lquido debida a la

presencia de partculas en suspensin. Uno de los mtodos analticos

empleados para la medicin de turbidez es el de interferencia luminosa

(turbidmetro), en cuyo caso la unidad de turbidez se denomina NTU.

Alcalinidad

Se la define como la cantidad de iones en el agua que reaccionarn para

neutralizar a los iones hidrgeno, tambin puede ser definida como una

medida de la capacidad del agua para neutralizar cidos o la capacidad

del agua para aceptar protones. Los bicarbonatos representan la forma

especie qumica principal de la alcalinidad.

La siguiente tabla detalla las propiedades fsico-qumicas del agua de

formacin del rea Cuyabeno.

22

Tabla N I-10 PROPIEDADES FSICO-QUMICAS DEL AGUA DE FORMACIN.

Fuente: Departamento de Corrosin Campo Cuyabeno

ANALISIS FISICO-QUIMICO SEMANAL DE POZOS REINYECTORES

AREA CUYABENO

ITEMS WTK-CUY CUY 01 CUY 04 CUY 18 WTK-SSHH SSHH 03 WTK-VHR VHR 01 VHR 10 WTK-EPF TPC 05 PTCA 01

Dureza Total ppm 1900 1800 1800 1900 2200 2200 2400 2400 2350 1200 1200 1200

Dureza Ca ppm 1700 1600 1600 1700 1900 1880 2000 2000 1980 940 940 940

Dureza Mg ppm 200 200 200 200 300 320 400 400 370 260 260 260

Cloruros ppm 10250 10150 10100 1

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Campo Cuyabeno Analisis Del Sistema Power Oil - BES