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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
Y PETRÓLEOS
DESARROLLO DE UN SIMULADOR PARA LA TOMA DE
DECISIONES EN LA IMPLEMENTACIÓN DE RECUPERACIÓN
SECUNDARIA EN CAMPOS MADUROS
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN
PETRÓLEOS
EMILY HSIU MING LIN GUTIÉRREZ
DANES VINICIO REYES ROSERO
DIRECTOR: MSc. Ing. VINICIO MELO G.
Quito, febrero 2017
II
DECLARACIÓN
Nosotros, Emily Hsiu Ming Lin Gutiérrez y Danes Vinicio Reyes Rosero,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría;
que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación
profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y
por la normatividad institucional vigente.
EMILY LIN GUTIÉRREZ
DANES REYES ROSERO
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Emily Hsiu Ming Lin
Gutiérrez y Danes Vinicio Reyes Rosero, bajo mi supervisión.
MSc. Ing. Vinicio Melo G.
Director del Trabajo de
Titulación
IV
AGRADECIMIENTOS
A Dios por permitirnos llegar hasta aquí y por guiarnos en cada paso, así como,
por darnos la sabiduría de haber escogido la mejor universidad del país, la
Escuela Politécnica Nacional.
A la Escuela Politécnica Nacional, por el excelente apoyo logístico proporcionado
en la elaboración del presente trabajo de titulación.
Al Ing. Vinicio Melo Gordillo, por su acertada Dirección durante el desarrollo de
este Trabajo de Titulación y durante toda nuestra carrera universitaria.
A los ingenieros de la Facultad de Geología y Petróleos por haber tenido la
certeza de proporcionarnos los conocimientos necesarios para lograr nuestras
metas.
V
DEDICATORIA
A mis abuelitos que están en el cielo Jorge y Edelmira que día tras día derraman
bendiciones sobre mí y me permiten luchar por mis metas.
A mis adorados padres Augusto y Marcela, por guiarme por el buen camino, por
el apoyo incondicional brindado a lo largo de mi vida y principalmente por su
esfuerzo diario para poder verme realizado como un profesional.
A mis hermanas Daysi y Jeily por su eterno amor, cariño, preocupación y apoyo
durante toda mi vida.
A mis abuelitos Jesús y Enma por su preocupación constante en todas las etapas
de mi vida estudiantil y por el inmenso amor que me han brindado.
A mis tíos y hermanos Oswaldo, Nena, Jr, Jay y Zaidita por el amor que me han
brindado y el sacrificio que han realizado para que yo pueda llegar a esta etapa
de mi vida.
A mi compañera de siempre Emily por todo el apoyo que ha sabido brindarme y
por su inmenso cariño hacia mi persona.
Danes
VI
DEDICATORIA
A mis padres Feng y Elsa, que han sido el pilar fundamental en mi vida, por haber
luchado todos los días para darme la oportunidad de realizar mis estudios; ya
que con su amor y apoyo incondicional he logrado ser la persona que soy.
A mis hermanos, Jessica y Brandon, que han sabido brindarme todo su amor y
apoyo a lo largo de mi vida.
A mi abuelita, Elvira, por haber llenado cada una de las etapas de mi vida con su
ternura y cariño.
A mis tías, María y Rocío, que siempre me han brindado su apoyo incondicional
a pesar de la distancia.
A mi compañero y amigo Danes, por su apoyo y cariño durante toda mi carrera
universitaria.
Emily
VII
CONTENIDO
DECLARACIÓN ................................................................................................. II
CERTIFICACIÓN .............................................................................................. III
CONTENIDO .................................................................................................. VII
RESUMEN .................................................................................................... XVII
PRESENTACIÓN .......................................................................................... XVII
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN......................................................................... 1
1.1 GENERALIDADES .................................................................................... 1
1.2 MÉTODOS IOR-EOR ................................................................................ 2
1.3 CAMPOS MADUROS ............................................................................... 3
1.3.1 DEFINICIÓN ....................................................................................... 3
1.3.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS CAMPOS MADUROS ......................... 4
1.3.3 PROBLEMÁTICA DE LOS CAMPOS MADUROS ............................... 4
1.3.4 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS CAMPOS MADUROS ........................ 6
1.4 RECUPERACIÓN SECUNDARIA DE PETRÓLEO MEDIANTE
INYECCIÓN DE AGUA .......................................................................... 9
1.4.1 TIPOS DE INYECCIÓN ..................................................................... 10
1.4.1.1 Inyección periférica...................................................................... 10
1.4.1.2 Inyección en arreglos ................................................................... 11
1.5 ANTECEDENTES ................................................................................... 13
1.5.1 HISTORIA ......................................................................................... 13
1.5.2 EXPERIENCIAS EN RECUPERACIÓN SECUNDARIA .................... 14
1.6 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..................................................... 15
1.7 JUSTIFICACIÓN ..................................................................................... 16
1.8 METODOLOGÍA ..................................................................................... 17
1.9 OBJETIVOS ............................................................................................ 22
VIII
1.9.1 OBJETIVO GENERAL....................................................................... 22
1.9.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................. 22
CAPÍTULO 2: TEORÍA DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA .................... 23
2.1 DEFINICIONES ....................................................................................... 23
2.1.1 PRESIÓN CAPILAR .......................................................................... 23
2.1.2 HUMECTABILIDAD ........................................................................... 24
2.1.3 MOVILIDAD ...................................................................................... 25
2.2 DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS NO MISCIBLES ............................... 26
2.2.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................. 26
2.2.2 ETAPAS DE DESPLAZAMIENTO DURANTE LA INYECCIÓN
DE AGUA .......................................................................................... 27
2.2.2.1 Etapa inicial ................................................................................. 27
2.2.2.2 Etapa de invasión ....................................................................... 27
2.2.2.3 Etapa de llene.............................................................................. 27
2.2.2.4 Etapa de ruptura ......................................................................... 27
2.2.2.5 Etapa posterior a la ruptura ........................................................ 28
2.3 EFICIENCIA DE BARRIDO ..................................................................... 28
2.3.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................. 28
2.3.2 EFICIENCIAS DE DESPLAZAMIENTO ............................................. 29
2.3.2.1 Eficiencia de barrido areal EA ...................................................... 29
2.3.2.1.1 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo
de cinco pozos....................................................................... 30
2.3.2.1.2 Eficiencia de barrido areal después de la ruptura para un
arreglo de cinco pozos ........................................................... 31
2.3.2.2 Eficiencia vertical de barrido EV ................................................... 31
IX
2.3.2.3 Eficiencia de desplazamiento volumétrico ES .............................. 32
2.4 ECUACIONES DE DESPLAZAMIENTO ................................................. 33
2.4.1 YACIMIENTO HOMOGÉNEO ........................................................... 33
2.4.2 YACIMIENTO HETEROGÉNEO ....................................................... 41
2.4.2.1 Método de Dykstra-Parsons ........................................................ 42
2.4.2.2 Método de Stiles .......................................................................... 48
2.5 ARREGLO DE POZOS ........................................................................... 53
2.5.1 EFICIENCIA AREAL A LA RUPTURA ............................................... 56
2.5.1.1 Arreglo de dos pozos ................................................................... 56
2.5.1.2 Arreglo de tres pozos .................................................................. 57
2.5.1.3 Arreglo de cuatro pozos normal e invertido .................................. 58
2.5.1.4 Arreglo de cinco pozos normal .................................................... 60
2.5.1.5 Arreglo de cinco pozos invertido .................................................. 62
2.5.1.6 Arreglo de siete pozos ................................................................ 64
2.5.1.7 Arreglo de siete pozos invertido .................................................. 66
2.5.1.8 Arreglo de nueve pozos .............................................................. 68
2.5.1.9 Arreglo de nueve pozos invertido ................................................ 70
2.5.1.10 Arreglo de empuje de líneas directas ........................................ 73
2.5.1.11 Arreglo de empuje de líneas alternas ........................................ 74
2.5.2 EFICIENCIA AREAL DESPUÉS DE LA RUPTURA .......................... 77
2.5.2.1 Efecto de la razón de movilidad y los volúmenes de fluidos
inyectados (vd) sobre la eficiencia areal, para un arreglo
de cinco pozos ............................................................................ 77
2.5.2.2 Efecto de la razón de movilidad y corte de agua sobre la
eficiencia areal, para un arreglo de cinco pozos .......................... 78
2.5.2.3 Efecto de un fluido inyectado sobre la eficiencia areal,
para un arreglo de cinco pozos ................................................... 79
X
2.5.2.2 Efecto de la razón de movilidad y los volúmenes de fluidos
inyectados sobre la eficiencia areal, para un arreglo en
línea directa ................................................................................. 80
CAPÍTULO 3: MANUAL DEL SIMULADOR DE RECUPERACIÓN
SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA ............................. 82
3.1 INFORMACIÓN DEL CAMPO ................................................................. 82
3.2 PARÁMETROS DE CAMPO MADURO .................................................. 82
3.3 PARÁMETROS PARA DETERMINAR LA FACTIBILIDAD DE
INYECTAR AGUA ............................................................................................ 83
3.4 PARÁMETROS DEL AGUA DE INYECCIÓN .......................................... 84
3.5 MODELO DE INYECCIÓN ...................................................................... 84
3.6 DATOS GENEREALES ........................................................................... 85
3.7 CÁLCULO DE PRODUCCIONES ........................................................... 85
3.8 ANÁLISIS ECONÓMICO ......................................................................... 86
CAPÍTULO 4: ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ................................................... 87
4.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................... 87
4.2 ANÁLISIS DEL POZO “Z” ....................................................................... 88
4.3 ANÁLISIS DEL POZO “X” ....................................................................... 94
4.4 ANÁLISIS DEL POZO “Y” ....................................................................... 97
4.5 ANÁLISIS DEL POZO “W” .................................................................... 100
4.6 ANÁLISIS DEL POZO “A” ..................................................................... 103
CAPÍTULO 5: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................... 108
5.1 CONCLUSIONES ................................................................................. 108
5.2 RECOMENDACIONES ......................................................................... 111
XI
GLOSARIO .................................................................................................... 112
BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................. 116
ANEXOS ........................................................................................................ 120
XII
LISTA DE FIGURAS
No DESCRIPCIÓN PÁGINA
1.1 Proceso de recuperación secundaria 2 1.2 Métodos de recuperación de petróleo 3 1.3 Saturación residual de petróleo después de un proceso de
desplazamiento 5
1.4 Técnicas de producción de petróleo a lo largo del tiempo 6 1.5 Grupos para los contratos de prestación de servicios 7 1.6 Inyección periférica en un yacimiento de petróleo 10 1.7 Arreglos de pozos 12 1.8 Árbol de problemas 15 1.9 Ciclo de gerencia de proyectos 17
1.10 Etapas y factores en la dirección de proyectos 18 1.11 Procesos de la dirección de proyectos 20 2.1 Área horizontal barrida a diferentes tiempos para un arreglo de
cinco pozos 30
2.2 Eficiencia de barrido vertical 31 2.3 Eficiencia de desplazamiento volumétrica 32 2.4 Curva de flujo fraccional Sw 34 2.5 Curva de flujo fraccional Sw2 39 2.6 Distribución de la permeabilidad a lo largo del yacimiento 42 2.7 Relación d/a en arreglo de pozos 55 2.8 Arreglo de dos pozos aislado 56 2.9 Arreglo de tres pozos 57
2.10 Arreglo de cuatro pozos normal 58 2.11 Arreglo de cuatro pozos invertido 58 2.12 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de cuatro
pozos normal 59
2.13 Arreglo de cinco pozos normal 60 2.14 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de cinco
pozos 62
2.15 Arreglo de cinco pozos invertido 62 2.16 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de cinco
pozos normal e invertido 64
2.17 Arreglo de siete pozos normal 65 2.18 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de siete
pozos normal 66
2.19 Arreglo de siete pozos invertido 66 2.20 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de siete
pozos invertido 68
2.21 Arreglo de nueve pozos normal 68 2.22 Eficiencia de barrido areal a la ruptura como función de la
relación de movilidad para un arreglo de nueve pozos, a diferentes volúmenes desplazables inyectados
70
2.23 Arreglo de nueve pozos invertido 70 2.24 Eficiencia de barrido areal a la ruptura como función de la
relación de movilidad para un arreglo de nueve pozos, a 72
XIII
diferentes volúmenes desplazables inyectados para un gasto de 0.5
2.25 Eficiencia de barrido areal a la ruptura como función de la relación de movilidad para un arreglo de nueve pozos, a diferentes volúmenes desplazables inyectados para un gasto de 5
72
2.26 Arreglo de pozos en línea directa 73 2.27 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de empuje
de líneas directas 74
2.28 Arreglo de pozos en línea alterna 75 2.28 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de empuje
de líneas alternas 76
2.29 Eficiencia de barrido areal a la ruptura en redes de pozos en líneas directas y líneas alternas como función de d/a
76
2.30
2.31
2.32 2.33
3.1
Eficiencia de barrido areal después de la ruptura en función del recíproco de la movilidad y los volúmenes desplazables inyectados Eficiencia de barrido areal después de la ruptura en función del recíproco de la movilidad y Ψs
Eficiencia de barrido areal después de la ruptura en función de Wi/W ibt Eficiencia de barrido areal después de la ruptura en función del recíproco de la movilidad para un arreglo de empuje en línea directa Pestaña de datos del campo
78
79
80
80
82
XIV
LISTA DE CUADROS
No DESCRIPCIÓN PÁGINA
2.1 Estudio de la eficiencia areal para dos pozos aislados 57 2.2 Estudio de la eficiencia areal para tres pozos aislados 58 2.3 Estudio de la eficiencia areal para cuatro pozos en línea oblicua 59 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9
2.10 2.11 2.12 4.1 4.2
4.3
4.4 4.5 4.6
4.7 4.8
4.9
4.10
4.11 4.12
Estudio de la eficiencia areal para cinco pozos Estudio de la eficiencia areal para cinco pozos invertido Estudio de la eficiencia areal para siete pozos normal Estudio de la eficiencia areal para siete pozos invertido Estudio de la eficiencia areal para nueve pozos normal Estudio de la eficiencia areal para nueve pozos invertido Estudio de la eficiencia areal para líneas directas Estudio de la eficiencia areal para líneas alternas Características de los arreglos dispersos de inyección Resultados para determinar si el campo es maduro Resultados para determinar si es factible o no realizar la inyección de agua Resultados para determinar si el agua disponible se puede inyectar Datos generales del pozo “Z” Resultados de la arena T con a la inyección de agua Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable Resultados de la arena U con la inyección de agua Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable Resultados de la arena T principal con la inyección de agua Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable Resultados de la arena U inferior con la inyección de agua Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable
61 63 65 67 69 71 73 75 81 88 89
90
91 92 93
95 96
98 99
101 102
4.13 Resultados de la arena U superior con la inyección de agua con el método de Dykstra Parsons
104
4.14 Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable
105
4.15 Resultados de la arena U superior con la inyección de agua con el método de Stiles.
106
4.16 Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable
107
XV
SIMBOLOGÍA
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
A Área L2 bl Barriles L3 bapd Barriles de agua por día L3/t bppd Barriles de petróleo por día L3/t bfpd Barriles de fluido por día (agua y petróleo) L3/t BF Barriles fiscales L3 BFPD Barriles fiscales de petróleo por día L3/t Bo Factor volumétrico del petróleo Bw Factor volumétrico del agua Cp Centipoises M/Lt fw Flujo fraccional Fr Factor de recobro g/cm3 Gramos masa por centímetro cúbico M/L3 h Altura neta productora L H Altura total productora L IP Índice de productividad L4t/M k Permeabilidad absoluta L2 ko Permeabilidad efectiva del petróleo L2 krg Permeabilidad relativa al gas kro Permeabilidad relativa al petróleo krw Permeabilidad relativa al agua m Metro L mD MiliDarcys L2 M Relación de movilidad (movilidad del fluido
desplazante a la del fluido desplazado)
M Abreviatura utilizada para indicar miles MM Abreviatura utilizada para indicar millones Np Producción acumulada de petróleo L3 P Presión M/Lt2 Pb Presión de burbuja M/Lt2 Pa Presión actual M/Lt2 Pi Presión inicial M/Lt2 Ppm Partes por millón Pwf Presión de fondo fluyente M/Lt2 Pws Presión de fondo estática M/Lt2 pH Potencial de hidrógeno Psi Libras fuerza por pulgada cuadrada M/Lt2 Psia Libras fuerza por pulgada cuadrada absolutas M/Lt2 Psig Libras fuerza por pulgada cuadrada
manométricas M/Lt2
Pc Presión capilar M/Lt2 POES Petróleo original in situ L3
XVI
PVT Presión - Volumen – Temperatura
q qo
Tasa de producción Tasa de producción de petróleo
L3/t L3/t
qw Tasa de producción de agua L3/t qt Tasa de producción de fluidos L3/t So Saturación de petróleo Sor Saturación residual de petróleo Sw Saturación de agua Swc Saturación de agua connata Swir Saturación irreductible de agua Swr Saturación de agua residual T Temperatura T TVD Profundidad vertical verdadera L TIR Tasa interna de retorno T Tiempo T US$ Dólares de Estados Unidos de América V Volumen L3 VAN Valor actual neto W Agua inicial en el yacimiento L3 Wi Inyección acumulada de agua L3 Wp Producción acumulada de agua L3 l Movilidad (k/m) L3t/M
lg Movilidad del gas L3t/M lo Movilidad del petróleo L3t/M
lw Movilidad del agua L3t/M m Viscosidad M/Lt
mg Viscosidad del gas M/Lt
mo Viscosidad del petróleo M/Lt mw Viscosidad del agua M/Lt
r Densidad M/L3 rg Densidad del gas M/L3
ro Densidad del petróleo M/L3
rw Densidad del agua M/L3 f Porosidad
Σ Tensión interfacial ML2/t2
Ɵc Ángulo de contacto °C Grados Celcius T °F Grados Fahrenheit T °API Grados API % Porcentaje
XVII
RESUMEN
El presente trabajo presenta el desarrollo de un software que permite el análisis
para la implementación de proyectos de recuperación secundaria en los campos
maduros del Ecuador.
En el primer capítulo de este trabajo, se describen las definiciones básicas para
entender las características de un campo maduro y las condiciones necesarias
para implementar en estos un proyecto de inyección de agua; se describe el
problema y metodología a seguir para el desarrollo de este trabajo de titulación.
La teoría y ecuaciones necesarias para poder desarrollar este software se
describen en el capítulo dos; se presenta un marco teórico, necesario para el
desarrollo de los métodos para recuperación secundaria por inyección de agua,
tanto en yacimientos homogéneos como heterogéneos.
En el tercer capítulo se presenta el manual de usuario, en el que se describe el
procedimiento a seguir para que el uso del programa sea adecuado y fácil.
Los resultados de los pozos estudiados dentro del análisis de sensibilidad, se
muestran en el capítulo cuatro; en este capítulo se muestra tanto la factibilidad
técnica como económica que cada proyecto estudiado dio como resultado; se
utilizaron los métodos de evaluación más comunes como, VAN y TIR y
finalmente, se presentan las conclusiones y recomendaciones.
XVIII
PRESENTACIÓN
La producción actual de los campos del Ecuador, ha ido disminuyendo de forma
significativa en los últimos años, dando como resultado el abandono de muchos
pozos; esto debido a la disminución de la presión del yacimiento, provocando
falta de energía para que el petróleo migre desde las trampas hasta los pozos
productores.
Este trabajo se desarrolló con el fin de proporcionar un software, que ayude en
el análisis previo a la implementación de un proyecto de recuperación
secundaria; ya que muchos de los proyectos llevados a cabo en nuestro país no
han sido exitosos.
El trabajo desarrollado es de gran importancia, ya que gran parte de los campos
del Ecuador se encuentran dentro de la definición de maduro y se encuentran
dentro de la concesión que firmó el estado para el desarrollo de estos campos.
El software fue desarrollado utilizando Microsoft Excel 2013, y está diseñado
para realizar el seguimiento y control en el desarrollo de un proyecto de
inyección de agua, lo que lo convierte en una herramienta valiosa para
determinar si es o no factible realizar la inyección de agua tanto técnica como
económicamente.
1 CAPÍTULO 1
2 INTRODUCCIÓN
1.1 GENERALIDADES
Las operaciones en la explotación de petróleo se dividen en tres etapas de forma
cronológica: primaria, secundaria y terciaria. Durante la etapa primaria, la
producción se realiza debido a la energía natural de yacimiento (expansión de la
roca y del fluido, expansión del gas, casquete de gas o empuje de agua) y a su
vez también se utilizan los diferentes sistemas de levantamiento artificial que van
a proporcionar una energía adicional al yacimiento para poder levantar los fluidos
hacia la superficie.
Cuando el reservorio disminuye de forma significativa su presión; es decir, que
la producción ha bajado considerablemente y por ende deja de ser
económicamente rentable, llega al fin de la etapa primaria de producción y da el
inicio a las etapas de IOR o EOR , que consiste en el incremento del factor de
recobro y la mejora de la producción mediante varias técnicas como: inyección
de vapor, inyección de CO2, inyección de polímeros, inyección de hidrocarburos,
combustión in situ y especialmente la técnica más utilizada y que es el objetivo
de análisis del presente trabajo; el proceso de inyección de agua.
La recuperación secundaria se entiende como la segunda etapa en la producción
de hidrocarburos; en la cual un fluido externo como agua o gas, es inyectado en
el yacimiento a través de pozos de inyección para que tengan comunicación de
fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es
mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el
pozo.La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido que
ha sido inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los
pozos productores y la producción deja de ser económicamente rentable.
(Schlumberger Oilfield Glossary, s.f)
2
En la figura 1.1 se muestra un esquema breve del proceso de recuperación
secundaria, ya sea mediante la inyección de agua o a su vez la inyección de gas.
Claramente se puede observar los pozos inyectores, productores, así como, el
petróleo que es desplazado.
FIGURA 1.1 PROCESO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA
Fuente: WATERFLOODING, 1997
Elaboración: Juan Pedro Azcona
1.2 MÉTODOS IOR-EOR
Es importante tener claro la diferencia entre la Recuperación Mejorada (IOR) y
la Recuperación Aumentada (EOR); se considera como “IOR” la recuperación de
petróleo adicional a la recuperación primaria, es decir, incluye procesos como
recuperación secundaria, procesos terciarios y métodos que permitan
suplementar la recuperación natural de petróleo; mientras que “EOR”, incluye
procesos térmicos y químicos para aumentar la recuperación de petróleo; cabe
mencionar que dentro de los procesos de “IOR”, se encuentran los procesos de
“EOR”. (Halliburton, 2014)
Cabe mencionar que la recuperación terciaria es la que contempla el mayor
número de procesos que se pueden implementar; debido a que cuando se llega
a esta etapa, se han agotado casi todos los esfuerzos posibles por llevar el
hidrocarburo a superficie.
3
En la figura 1.2 se muestra la clasificación de los métodos de recuperación de
petróleo anteriormente mencionados.
FIGURA 1.2 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO
Fuente: HALLIBURTON, 2014.
1.3 CAMPOS MADUROS
1.3.1 DEFINICIÓN
La definición que se usa de los campos maduros es muy diversa, pero
únicamente se va a tomar en cuenta la definición establecida por el Ministerio de
Recursos Naturales No Renovables del Ecuador, misma que expresa lo
EO
R
IOR
RECUPERACIÓN
RECUPERACIÓN SECUNDARIA
RECUPERACIÓN TERCIARIA
Inundación con agua Mantenimiento de la presión
Flujo Natural Levantamiento Artificial
Química Térmica Eléctrica, mecánica,
microbiológica
Miscible
Polímero
Surfactante Inyección de vapor
Cáustica
Inyección agua
Combustión in situ
Inyección gas
Solvente
CO2
Desplazamiento de espuma
4
siguiente: “Los campos petroleros maduros son aquellos que se encuentran en
producción por un tiempo considerablemente extenso, por lo cual sus volúmenes
diarios evidencian una curva de producción declinatoria.”
Esos campos requieren la aplicación de técnicas de optimización para mejorar
la producción de petróleo.
1.3.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS CAMPOS MADUROS
Cada uno de los campos maduros se ajusta al cumplimiento de las siguientes
características, pero no se puede generalizar, debido a que existen algunos
campos maduros que no cumplen con las características a mencionar y sin
embargo son maduros. Así como existen campos nuevos o jóvenes, que ya
presentan problemas que se atribuyen a los campos maduros. Las
características más comunes son:
· Tiempo de producción mayor a 30 años.
· Producción acumulada igual o mayor al 50% de sus reservas probadas.
· Producción de cortes de agua muy altos.
· Producción actual menor al 50% de la tasa más alta que se ha producido.
· El empleo de uno o varios tipos de levantamiento artificial.
1.3.3 PROBLEMÁTICA DE LOS CAMPOS MADUROS
Los campos petroleros en general atraviesan diversas etapas, desde su etapa
exploratoria hasta su etapa de abandono. Una de las etapas más importantes es
la fase de producción, durante la cual se busca obtener la mayor cantidad de
petróleo de forma óptima. Conforme avanzan los años de producción del campo,
éste va necesitando que le aporten energía, ya que su propia energía, es decir,
su presión va declinando y se vuelve insuficiente para poder llevar los fluidos
desde el reservorio a superficie.
El problema principal que presentan los campos maduros está relacionado a los
altos costos, ya que los campos maduros presentan un alto corte de agua, lo que
implica mayores gastos en el tratamiento de petróleo (facilidades de superficie),
y problemas asociados a la corrosión de equipos tanto en fondo como en
superficie; a consecuencia de esto, los campos que se consideran maduros
5
pierden su rentabilidad económica, y es ahí donde aparece la necesidad de
aplicar algún método que haga que estos campos vuelvan a ser
económicamente rentables.
Existe una variedad de campos en el Ecuador que han sido explotados mediante
procesos de recuperación primaria, y con el fin de obtener un mayor recobro
primario ha sido necesaria la incorporación de sistemas de levantamiento
artificial en una etapa temprana de la producción, y también se ha incrementado
el caudal recomendado por análisis nodal. A consecuencia de esto se presenta
daño en la formación, aumento en la migración de finos y la disminución del
factor de recobro, debido a que una mayor cantidad de petróleo se queda en la
formación como fase inmóvil. Este fenómeno se da debido a producciones a
caudales mayores que el recomendado por análisis nodal; relativamente en un
inicio es satisfactorio, ya que se va a obtener una producción alta de petróleo,
pero a medida que pasa el tiempo el caudal de agua va a ser mucho mayor que
el caudal de petróleo, debido a que la viscosidad del agua es mucho menor que
la viscosidad del petróleo, por lo que el agua tiende a viajar más rápido y gran
cantidad de petróleo se queda inmóvil en la formación.
La figura 1.3 da un indicativo de cómo se encuentra la saturación de petróleo
residual en la roca después de un proceso de desplazamiento.
FIGURA 1.3 SATURACIÓN RESIDUAL DE PETRÓLEO DESPUÉS DE UN
PROCESO DE DESPLAZAMIENTO
Fuente: MAGDALENA PARIS DE FERRER, 2001
Elaboración: Craig, Jr.
6
1.3.4 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS CAMPOS MADUROS
La figura 1.4 ilustra las técnicas que se han venido desarrollando en los últimos
años para aumentar la capacidad de producción en un yacimiento; se puede
observar que el EOR en la actualidad representa un aumento considerable en la
producción de las reservas, esto se lo puede corroborar en la parte que se
encuentra pintada de color amarillo.
FIGURA 1.4 TÉCNICAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO A LO LARGO
DEL TIEMPO
Fuente: SECTOR ENERGÉTICO MEXICANO, 2011
Elaboración: Edgar Rangel Germán
Alrededor del 70% del petróleo producido a nivel mundial, no solo en nuestro
país, proviene de campos maduros, mismos que han producido por más de 30
años; por lo que se centra el interés en el mejoramiento de la producción de estos
campos. (Schlumberger, 2007)
La industria del petróleo produce un volumen mucho mayor de agua que de
petróleo, éste volumen de agua debe ser manejado adecuadamente, es decir,
no se lo debe tratar como residuo sino como producto útil.
Actualmente, los campos maduros en Ecuador se encuentran bajo inversiones,
debido a que Petroamazonas EP obtuvo negociaciones de 17 campos maduros
en producción, divididos en seis grupos y captó inversiones por USD 2.120
7
millones que se ejecutarán durante cinco años a partir del año 2014. Esos
campos requieren la aplicación de técnicas de optimización para mejorar la
producción de petróleo. (Petroamazonas, EP, 2016)
Las negociaciones se dieron con firmas ecuatorianas y extranjeras que
conformaron cinco consorcios para manejar este proyecto, en seis grupos, como
se puede observar en la figura 1.5.
FIGURA 1.5 GRUPOS PARA LOS CONTRATOS DE PRESTACIÓN DE
SERVICIOS
Fuente: MINISTERIO DE HIDROCARBUROS, 2014
Elaboración: Petroamazonas EP
Los consorcios se conformaron por empresas estatales y privadas:
· Grupo 1: Schlumberger (Francia/EE.UU.) y Tecpetrol (Argentina)
· Grupo 2 y Grupo 4: Halliburton Latin America (EE.UU.)
· Grupo 3: Sinopec International (China) y Sinopec Services (Ecuador)
· Grupo 5: Sertecpet (Ecuador), Montecz y Edinpetrol (Colombia)
· Grupo 6: YPF (Argentina)
8
El contrato bajo el cual están trabajando las empresas tiene la modalidad de
Prestación de Servicios Específicos Integrados con Financiamiento, esto implica
que las compañías internacionales asumen el riesgo de las inversiones
realizadas, y el Estado a través de Petroamazonas EP, solo pagará por
producción incremental ejecutada.
Con las firmas del Estado y empresas extranjeras, se busca incrementar la
producción petrolera en los campos maduros; para ello las empresas contratistas
aplicarán técnicas de optimización y recuperación mejorada. El incremento de la
producción esperada en los campos maduros alcanzará los 30.000 barriles
adicionales por día en 2018. (EL COMERCIO, 2016)
Ya que las empresas trabajan bajo la modalidad de prestadora de servicios, es
importante considerar aspectos como; el de costo de exploración y desarrollo,
que incluye todos los egresos desde el inicio de la exploración hasta la puesta
en marcha del campo petrolero o gasífero, que son los egresos clasificados como
gasto de capital (CAPEX), y el costo de producción que refiere sólo a los egresos
relacionados con la extracción de los hidrocarburos desde el yacimiento hasta la
planta de procesamiento o hasta el punto de fiscalización, que son las
erogaciones clasificadas como gasto operativo (OPEX). (PMBOK, 2012)
En este caso para los contratos de servicios, el operador del campo recibe un
monto de recursos, generalmente como porcentaje del ingreso bruto para cubrir
sus Opex, Capex y aun así obtener una ganancia razonable.
Dentro de los contratos de servicios se tienen las siguientes características:
· El pago de un bono al Estado cuando se firma el contrato.
· Los pagos de regalías al Estado cuando se produce el campo.
· Las reservas quedan en propiedad del Estado.
· Todos los costos y riesgos de las etapas de exploración, desarrollo y
producción las asume el contratista.
· El contratista recupera los OPEX y CAPEX a través de pagos por sus
operaciones.
9
1.4 RECUPERACIÓN SECUNDARIA DE PETRÓLEO MEDIANTE
INYECCIÓN DE AGUA
La inyección de agua es el método dominante para la etapa de recuperación
secundaria de petróleo, esto se debe a:
· La disponibilidad de agua.
· La relativa facilidad para su inyección.
· La facilidad del agua para la expansión al actuar sobre una formación
petrolífera.
· La eficiencia del agua para el desplazamiento de petróleo.
Los factores claves para que la inyección de agua sea un método efectivo son:
· Geometría y continuidad: dependiendo del tipo de buzamiento que tenga
el reservorio se puede realizar una inyección periférica o en arreglos;
además la continuidad desde el pozo inyector hacia el productor es
esencial para el éxito de la inyección, ya que pozos muy fallados no se
consideran buenos candidatos para la inyección.
· Profundidad: este factor debe ser considerado en el diseño de una
inyección de agua; el agua debe ser inyectada a una presión de forma
que no se produzca la fractura de la formación.
· Viscosidad de petróleo: es el factor más importante que hay que
considerar para determinar el comportamiento de la inyección, ya que la
recuperación de petróleo para un petróleo ligero será mayor que para un
petróleo pesado.
· Movilidad: la eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento se
encuentra influenciada por la relación de movilidad.
Para realizar un proceso de inyección de agua, ya sea agua salada o agua
fresca, en cualquiera de los casos el agua debe cumplir ciertas normativas para
poder ser usada. (Comunidad petrolera, 2008)
10
1. El agua no debe ser corrosiva.
2. El agua no puede depositar minerales bajo condiciones de operación, ya
que un encostramiento mineral reduce la capacidad del flujo y además
proporciona un medio para que se produzcan efectos como la corrosión.
3. El agua no debe tener sólidos en suspensión en cantidades que puedan
causar problemas de taponamiento.
4. El agua debe ser compatible con la formación para evitar el hinchamiento
de los minerales arcillosos que están presentes en la formación.
1.4.1 TIPOS DE INYECCIÓN
1.4.1.1 Inyección periférica
Este tipo de inyección consiste en inyectar agua fuera de la zona de petróleo, en
los flancos del yacimiento. En este caso, la inyección de agua se realiza en el
acuífero cerca del contacto agua-petróleo.
La figura 1.6 ayuda a entender cómo se produce la inyección periférica dentro
de un yacimiento de petróleo, también se muestra la forma en la que se colocan
los pozos inyectores y productores. (Comunidad petrolera, 2009)
FIGURA 1.6 INYECCIÓN PERIFÉRICA EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO
Fuente: WATERFLOODING, 1997.
Elaboración: Grisela Belardo
CARACTERÍSTICAS:
11
· Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o
la estructura del mismo favorece a la inyección de agua.
· Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de
petróleo.
VENTAJAS:
· Se utilizan pocos pozos.
· No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden
usar pozos productores viejos como inyectores.
· No requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de
invasión con agua.
· Tiene un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.
DESVENTAJAS:
· Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.
· No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como
sí es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.
· En algunos yacimientos no es capaz de mantener la presión de la parte
central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa
parte de los yacimientos.
· Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el
centro del yacimiento.
· El proceso de invasión y desplazamiento es lento, por lo tanto, la
recuperación de la inversión es a largo plazo.
1.4.1.2 Inyección en arreglos
Este tipo de inyección consiste en inyectar agua en el lugar en el que se
encuentra el crudo. Es conocida con el nombre de inyección interna. De acuerdo
al número de pozos que se tiene en el campo se planea que tipo de arreglo se
puede hacer, así como también, dependiendo del ángulo de buzamiento,
geología. (Comunidad petrolera, 2009)
La figura 1.7 muestra las figuras geométricas que se forman para cada tipo de
arreglo de pozos.
12
FIGURA 1.7 ARREGLOS DE POZOS
Fuente: WATERFLOODING, 1997.
Elaboración: Grisela Belardo
Para determinar si un proyecto de inyección de agua será rentable, se pueden
utilizar varios métodos de predicción dependiendo de:
· La heterogeneidad del yacimiento.
· Los efectos de área barrida.
· Los métodos numéricos utilizados.
· Las soluciones empíricas obtenidas.
CARACTERÍSTICAS:
· La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento,
de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del
número y posición de los pozos existentes.
· Se emplea particularmente en yacimientos con poco buzamiento y una
gran extensión areal.
· A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen
entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos
productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores
interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución
uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.
13
VENTAJAS:
· Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos
buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los
pozos, debido a que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es
muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.
· Rápida respuesta del yacimiento.
· Elevadas eficiencias de barrido areal.
· Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.
· Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.
· Rápida respuesta en presiones.
· El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.
DESVENTAJAS:
· En comparación con la inyección externa, este método requiere una
mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.
· Es más riesgosa.
· Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de
recursos humanos.
1.5 ANTECEDENTES
1.5.1 HISTORIA
La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de
algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas
superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al
intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de
petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal
de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue
sino hasta los primeros años de 1980, cuando los operadores notaron que el
agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción.
(Craig Forrest, 1982)
14
1.5.2 EXPERIENCIAS EN RECUPERACIÓN SECUNDARIA
· CAMPO SACHA
El campo Sacha está ubicado en la provincia de Orellana al nororiente de la
región amazónica.
La inyección de agua en el campo Sacha se consideró en dos partes; la primera
etapa a partir del 11 de junio de 1968, en el que se inició el proyecto de
recuperación secundaria, y que consistía en inyectar agua dulce; en ese
entonces estuvo a cargo CEPE-TEXACO. La segunda etapa empezó el 10 de
noviembre de 1992, en esta etapa la inyección se realizaba con agua de río
conjuntamente con agua de formación.
Para establecer si la inyección de agua mejoraría el recobro se realizó un análisis
matemático usando el modelo general por computador BOSS; con el reporte del
análisis se estudiaron cuatro escenarios y de ellos la DNH aceptó la opción
donde se inyectarían un máximo de 40000 bapd.
Con esta opción lo único que se logró en el campo Sacha con la implementación
de inyección de agua fue reducir la velocidad con la que la presión descendía,
pero no existió un incremento en la producción, ya que el volumen de agua
inyectada debería haber sido mayor, de forma que el barrido de petróleo sea más
uniforme; además existieron problemas de corrosión del agua inyectada ya que
según las predicciones, el agua no presentaría corrosión, pero el momento en
que el agua ingresó a la planta de tratamiento fue muy agresiva dañando líneas
y tanques. (Maldonado, 1996)
· CAMPO MAURO DÁVALOS CORDERO
El campo maduro Mauro Dávalos Cordero se encuentra localizado en la parte
central de la cuenca oriental ecuatoriana, en la Provincia de Orellana. Por motivo
de la baja productividad y ya que el campo cuenta con empuje activo, se analizó
la inyección de agua para producir petróleo; este proyecto de recuperación
secundaria por inyección de agua inició el 12 de mayo de 2010; el agua utilizada
fue tomada de pozos productores.
15
Con este proyecto de inyección de agua en los pozos productores se dio un
incremento en la presión, lo que dio lugar a un incremento en la producción, ya
que en los reservorio “U” y “T” predomina como fase mojante el agua; además
estas arenas presentan buen desarrollo arenoso y continuidad, con buenos
valores de porosidad y permeabilidad. (Cabrera, 2010)
1.6 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El problema surge debido a que la rentabilidad de los campos maduros se ve
afectada debido a que su rejuvenecimiento se vuelve costoso y menos atractivo
que obtener producción de campos en desarrollo.
La figura 1.8 muestra la problemática que presentan los campos maduros.
FIGURA 1.8 ÁRBOL DE PROBLEMAS
Fuente: COMUNIDAD PETROLERA, 2008
16
1.7 JUSTIFICACIÓN
Este trabajo de titulación que se presenta proviene del problema que existe en
diferentes campos del Ecuador, mismos que han producido por más de 40 años,
por lo cual, han sufrido una declinación natural de su producción, como
consecuencia de la baja energía del reservorio para poder producir por sus
propios medios. Han llegado al punto en que los diferentes sistemas de
levantamiento artificial se han vuelto insuficientes para llevar el fluido desde el
reservorio hacia la superficie.
La producción de estos campos no ha mejorado debido a que no se han
desarrollado técnicas acertadas para la optimización de su producción, razón por
la cual, actualmente han llegado al punto de dejar de ser económicamente
rentables, debido a que las presiones han caído drásticamente hasta cerca del
punto de burbuja; además de que producen con un alto corte de agua.
Existen campos en el Ecuador que pueden mejorar su potencial de producción,
como son los campos Sacha, Shushufindi, razón por la cual, se ha decidido
realizar un simulador para la toma de decisiones en la implementación de
recuperación secundaria, mismo que permita optimizar la producción en campos
maduros. Se hace énfasis en los campos maduros debido a que
aproximadamente las dos terceras partes de la producción promedio de petróleo
por día a nivel mundial provienen de campos que llevan produciendo por más de
25 años. Además, estos campos han producido un acumulado cercano al 50%
de sus reservas probadas.
El proceso de inyección de agua en el tema de recuperación secundaria permitirá
a estos campos tener una mayor facilidad para el desplazamiento de los fluidos
hacia el pozo, también se conseguirá mantener un gradiente de presión. Este
proceso va a permitir un mejor barrido de la saturación de petróleo residual y un
mantenimiento de la presión de los yacimientos; de esa manera se podrá
producir un aumento en la producción en los campos maduros.
17
1.8 METODOLOGÍA
Para garantizar el cumplimiento de los objetivos planteados en los tiempos
estipulados, se ha considerado seguir la metodología del PMI (Project
Managment Institute), que define el proyecto como un
emprendimiento temporal que se lleva a cabo para crear un producto o servicio.
Es un proceso con una duración determinada y un fin concreto, compuesto por
actividades y tareas diferentes, que puede ser elaborado de manera gradual.
Según este enfoque, todos los proyectos se componen de procesos, que deben
ser seleccionados previamente y que necesitan de una serie de áreas de
conocimiento para poder ser aplicados. (PMBOK, 2012)
Un proceso está compuesto por todas aquellas actividades interrelacionadas que
se deben ejecutar para poder obtener el producto o prestar el servicio.
La figura 1.9 ayuda a entender el nivel de actividad de cada uno de los pasos del
proyecto a realizarse.
FIGURA 1.9 CICLO DE GERENCIA DE PROYECTOS
Fuente: PMBOK, 2012
Elaboración: Project Management Institute
La curva de inicio considera un lapso de empalme con las curvas de planeación,
ejecución y control, ya que en muchos proyectos en un inicio se establecen
18
premisas que se deben revisar en las etapas tempranas del proyecto, que
permitan confirmar su viabilidad.
La razón de que la planeación sea continua, corresponde al ciclo planear-
ejecutar-controlar-planear, donde periódicamente se desarrolla la planeación
adicional o estrategias correctivas a lo largo de la vida del proyecto. La curva de
control inicia y termina junto con la de ejecución. La curva de cierre considera un
tiempo de desarrollo, debido a los cierres contractuales y administrativos previos
a la conclusión del proyecto. (PMBOK, 2012)
La figura 1.10 ilustra cómo está direccionado el trabajo de titulación que se va a
realizar, las etapas a seguir hasta obtener el resultado propuesto por el PMI.
FIGURA 1.10 ETAPAS Y FACTORES EN LA DIRECCIÓN DE PROYECTOS
Fuente: PMBOK, 2012
Elaboración: Project Management Institute
La dirección de proyectos, es la aplicación de conocimientos, habilidades,
herramientas y técnicas a las actividades del proyecto para satisfacer los
requisitos del proyecto, mismos que son los siguientes:
19
1. Conocimientos: saber.
2. Habilidades: saber hacer – poder.
3. Técnicas y Herramientas: apoyos, métodos, tecnología.
· GRUPOS DE PROCESOS:
Siguen el ciclo de vida de un proyecto; estos son: grupos de procesos de
iniciación, planificación, ejecución, seguimiento y control y cierre del proyecto.
Proceso de iniciación:
· Define y autoriza el proyecto o una fase.
Proceso de planificación:
· Define y refina objetivos.
· Planifica acciones para el logro de objetivos.
Proceso de ejecución:
· Integra y gestiona personas, además de otros recursos para ejecutar el
plan de gestión del proyecto.
Proceso de seguimiento y control:
· Monitorea sistemáticamente el avance.
· Identifica desvíos respecto de la planificación.
· Toma medidas correctivas.
Proceso de cierre:
· Formaliza la aceptación del producto, servicio o cierre.
A continuación en la figura 1.11 se muestra la relación entre cada uno de los
procesos en la dirección de proyectos para poder entender de una mejor manera
el desarrollo del proyecto.
20
FIGURA 1.11 PROCESOS DE LA DIRECCIÓN DE PROYECTOS
Fuente: PMBOK, 2012
3
· ÁREAS DEL CONOCIMIENTO:
PMBOK, 2012 define como áreas de conocimiento las siguientes:
1. Gestión de la integración del proyecto. Comprende los procesos y
actividades necesarios para identificar, definir, combinar, unificar y
coordinar los distintos procesos y actividades de todos los grupos de
procesos de la dirección de proyectos.
2. Gestión del alcance del proyecto. Reúne los procesos necesarios para
asegurar que el proyecto incluya única y totalmente el trabajo requerido,
que será planificado y controlado para completar el proyecto
satisfactoriamente.
3. Gestión del tiempo del proyecto. Se refiere a los procesos necesarios para
planificar, ejecutar y supervisar el proyecto para poder terminarlo a
tiempo.
21
4. Gestión de los costos del proyecto. Abarca los procesos requeridos en la
estimación y preparación del presupuesto y control de costos para que el
proyecto pueda ser completado dentro de los parámetros aprobados.
5. Gestión de los riesgos del proyecto. Consiste en los procesos
relacionados con la planificación de la gestión de riesgos, su identificación
y análisis, las respuestas a estos y el seguimiento cercano, aumentando
así las probabilidades de que el proyecto termine con éxito.
6. Gestión de las comunicaciones del proyecto. Incluye los procesos de
planificación, ejecución, seguimiento y control para asegurar la correcta
generación, colección y distribución a tiempo de la información del
proyecto.
7. Gestión de la calidad del proyecto. Involucra a todos los procesos de la
organización ejecutante del proyecto que definen las políticas, los
objetivos y las responsabilidades relativos a la calidad.
8. Gestión de los recursos humanos. Considera los procesos necesarios
para organizar y dirigir personas definiendo sus respectivos roles y
responsabilidades dentro de cada equipo de proyecto para finalizarlo con
éxito.
9. Gestión de las adquisiciones del proyecto. Incluye los procesos
necesarios para adquirir productos, servicios o resultados necesarios
fuera del equipo de proyecto y la administración de los contratos
correspondientes. Además incluye los procesos de gestión del contrato y
control de cambios correspondientes.
22
1.9 OBJETIVOS
Los objetivos descritos a continuación brindarán una visión del alcance del
proyecto y hacia donde está encaminado, debido a que en base a los objetivos
se conocerá lo que se desea conseguir, los medios por los cuales se va a lograr
realizar y hacia quien o que se apunta el desarrollo de este trabajo de titulación.
1.9.1 OBJETIVO GENERAL
Desarrollar un simulador que permita la toma de decisiones en la implementación
de recuperación secundaria para la producción en campos maduros,
optimizando el lifting cost mediante el uso de agua como energía.
1.9.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
· Analizar los diferentes modelos de inyección de agua.
· Plantear un modelo estandarizado para procesos de inyección de agua
en campos maduros.
· Dimensionar la cantidad de energía que se va a inyectar mediante el uso
del agua de formación.
· Determinar el tiempo de eficiencia de barrido para remover el petróleo
residual.
· Analizar la factibilidad técnico - económica de la recuperación
secundaria.
23
CAPÍTULO 2
4 TEORÍA DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA
2.1 DEFINICIONES
En un reservorio es primordial obtener información del mismo, por lo tanto, la
data del reservorio puede clasificarse como “estática” y “dinámica” dependiendo
de su relación con el movimiento de flujo de fluidos en el reservorio. La data
“estática” es la originada de estudios de geología, perfiles, análisis de núcleos,
sísmica y geoestadística; mientras que la data “dinámica” es la que se origina de
well testing y comportamiento de la producción.
Se debe tomar en cuenta que las características del petróleo y gas originalmente
in situ cambian con la presión para una temperatura dada de reservorio. La
presión de burbuja original de un reservorio de petróleo y la presión de rocío
original de un reservorio de gas-condensado son los parámetros más
importantes que van a gobernar la energía y el comportamiento del sistema
durante la recuperación de hidrocarburos.
Es por eso, que para entender el comportamiento de la inyección de agua, es
importante conocer las propiedades básicas de la roca del yacimiento. Estas
propiedades son de dos tipos:
1. Propiedades de la roca propiamente dichas.
2. Propiedades combinadas de la roca y fluidos.
2.1.1 PRESIÓN CAPILAR
La presión capilar se define como la diferencia de presión entre dos fluidos
inmiscibles, el uno con preferencia de mojabilidad.
nmmc PPP -= (2.1)
24
Donde
Pc = presión capilar, psi
Pm = presión de la fase mojante, psi
Pnm = presión de la fase no mojante, psi
La presión capilar puede ser positiva o negativa, el signo solo expresa en qué
fase la presión es más baja, la cual siempre será la que humecta el capilar.
La presión capilar se relaciona con la tensión interfacial fluido-fluido, con la
humectabilidad de los fluidos a través de Ɵc, y con el tamaño del radio capilar (r),
en la siguiente ecuación:
r
Pcwo
c
qs cos2 ,= (2.2)
Donde
r = radio capilar, cm
Ɵc = ángulo de contacto, °
σo,w = tensión interfacial fluido-fluido ( agua o petróleo), dinas/cm
2.1.2. HUMECTABILIDAD O MOJABILIDAD
La humectabilidad se puede definir como la tendencia de un fluido a extenderse
o adherirse sobre una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles.
La preferencia mojante de un fluido (sobre otro) determinado sobre la superficie
de la roca, se mide en términos del ángulo de contacto. Este ángulo de contacto
es el ángulo medido a través de la fase más densa, entre una tangente sobre la
superficie de la gota trazada desde el punto de contacto y la tangente a la
superficie.
2.1.3 MOVILIDAD
Es la facilidad con la que un fluido se mueve en el yacimiento. Se calcula con la
relación entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de fase. La movilidad en
25
general es una suma de las viscosidades de fase individuales. La productividad
del pozo es directamente proporcional al producto de la movilidad por el espesor
de capa del producto.
Dentro de la movilidad aparece el concepto de relación de movilidad, misma que
se define como la movilidad de la fase desplazante; ya sea agua o gas, dividida
por la movilidad del fluido desplazado; en nuestro caso petróleo.
Se lo calcula en base a la siguiente ecuación:
o
o
w
w
k
k
M
m
m= (2.3)
Donde:
M = relación de movilidad.
krw = permeabilidad relativa al agua, mD.
kro= permeabilidad relativa al petróleo, mD.
µw= viscosidad del agua, cp.
µo= viscosidad del petróleo, cp.
Si M es menor a 1, significa que es favorable a la producción de petróleo, a
diferencia que si M es mayor a 1, indica que es desfavorable a la producción de
petróleo.
2.2 DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS NO MISCIBLES
2.2.1 INTRODUCCIÓN
Al inyectar agua o gas en un yacimiento de petróleo, ocurren desplazamientos
de fluidos inmiscibles, y para que exista el desplazamiento es necesario que el
fluido desplazante disponga de más energía que el desplazado.
26
El propósito de hablar sobre la teoría de inyección de agua es poder determinar
cuánto petróleo puede ser desplazado desde una porción de la roca reservorio
que ha sido contactada por agua. El recobro de petróleo puede ser pronosticado
en cualquier tiempo durante la inyección de agua, si la siguiente información es
conocida:
1. Petróleo original en sitio, N
2. Eficiencia de barrido areal, EA
3. Eficiencia de barrido vertical, EV
4. Eficiencia de desplazamiento, ED
Si esta información es conocida a un tiempo en particular en la vida de un
proyecto, la recuperación de petróleo Np, debido a la inyección de agua puede
ser calculada de acuerdo a la siguiente ecuación:
(2.4)
Donde:
Np = recuperación de petróleo, bppd.
N = petróleo original en sitio, bppd.
ED = eficiencia de desplazamiento, fracción.
EA = eficiencia de barrido areal, fracción.
EV = eficiencia de barrido vertical, fracción.
La determinación del petróleo original en sitio generalmente se basa en
información geológica, o cálculos de balance de material que utilizan la historia
de producción del reservorio.
VADp EENEN =
27
2.2.2 ETAPAS DE DESPLAZAMIENTO DURANTE LA INYECCIÓN DE
AGUA
2.2.2.1 Etapa inicial
Al momento de iniciarse la inyección de agua, se encuentra un yacimiento que
ha sido producido por agotamiento natural durante la primera fase de su
producción primaria. Por lo general, la presión actual del yacimiento es menor
que la presión de burbuja, por lo que existirá una fase de gas presente la cual
será uniforme a lo largo del yacimiento.
2.2.2.2 Etapa de invasión
En el comienzo de la inyección de agua existe un incremento de la presión en
el yacimiento, que es mayor alrededor de los pozos productores y que disminuye
en los pozos inyectores. A medida que continua la inyección de agua, parte del
petróleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo; detrás de
este se forma el banco de agua, donde únicamente están presentes el agua
inyectada y el petróleo residual.
2.2.2.4 Etapa de llene
Durante esta etapa todo el gas, excepto el atrapado, se desplaza de la porción
inundada del yacimiento antes de que se produzca petróleo. A esto se denomina
llene, y para lograr esta etapa, la acumulación de agua inyectada debe ser igual
al volumen del espacio ocupado por el gas móvil en el yacimiento.
2.2.2.5 Etapa de ruptura
Cuando se alcanza el llene, el avance del frente continúa, pero la tasa de
producción de petróleo aumenta y eventualmente es igual a la tasa de inyección.
Si la saturación de agua inicial de la formación es menor que la requerida para
fluir, la producción de petróleo durante esta fase estará libre de agua. El
comienzo de una producción significativa de agua es signo de que se ha
producido la ruptura del frente de agua en el pozo.
28
2.2.2.6 Etapa posterior a la ruptura
Durante esta etapa la producción de agua aumenta a expensas de la producción
de petróleo. El recobro gradual de petróleo detrás del frente se obtiene
solamente con la circulación de grandes volúmenes de agua. En esta etapa final
de la inyección, el área barrida aumentará y esto puede proveer suficiente
producción de petróleo para justificar la continuación de la inyección. Al llegar a
la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del
yacimiento contendrá únicamente petróleo residual y agua.
2.3 EFICIENCIA DE BARRIDO
2.3.1 INTRODUCCIÓN
Se puede definir la eficiencia de barrido como la razón del volumen del barrido a
cualquier tiempo al volumen total sometido a invasión. Las eficiencias de barrido
se han estudiado por métodos matemáticos, los análisis matemáticos están más
o menos limitados a estudios donde los límites de la unidad o yacimiento son
regulares, por ejemplo, un cuadrado donde el espesor de la formación es
constante, y donde la razón de movilidades de los fluidos desplazantes al
desplazado es igual a la unidad.
Los modelos por otra parte, pueden incluir variaciones en algunas o todas estas
variables, o sea, límites irregulares de las unidades y espesor variable de la
formación. La cantidad de petróleo que puede ser desplazada por inyección de
agua es directamente proporcional a la eficiencia de barrido areal.
VADD EENEN = (2.5)
Donde:
ND = petróleo desplazado, bppd.
2.3.2 EFICIENCIAS DE DESPLAZAMIENTO
La eficiencia de desplazamiento se define como la fracción de petróleo móvil que
ha sido recuperado de la zona barrida en un tiempo determinado.
29
2.3.2.1 Eficiencia de barrido areal EA
Esta eficiencia se define como la fracción del área total del modelo de inyección,
que es contactada por el fluido desplazante. La eficiencia de barrido areal se
relaciona con factores que se dan en la naturaleza y por tanto, son incontrolables
como:
Propiedades de la roca:
· Porosidad
· Permeabilidad
· Conductividad
Propiedades del sistema roca-fluido
· Ángulo de contacto
· Permeabilidades relativas
· Presiones capilares
· Otros
Las propiedades antes mencionadas tienen una influencia directa sobre el
volumen de roca invadida por el fluido inyectado, así como sobre la dirección y
velocidad del movimiento de los fluidos.
Existen otros factores que se pueden modificar, los cuales se relacionan con la
localización de los pozos inyectores y productores, y con las densidades y
viscosidades de los fluidos. Entre estos factores los más importantes son:
· Geometría de los pozos de inyección y producción: Se refiere a la
configuración areal existente entre los pozos productores y los inyectores.
· Relación de movilidad: En general, la eficiencia areal disminuye cuando
la razón de movilidad aumenta.
· Volumen de fluidos inyectados: La eficiencia areal aumenta con el
volumen de fluidos inyectados y, por lo tanto, con el tiempo. Así, se habla
de eficiencia areal en el momento de la ruptura y de eficiencia areal
después de la ruptura, relacionándola con determinado volumen de
fluidos inyectados.
30
La figura 2.1 representa el área horizontal que se va barriendo a medida que la
inyección avanza.
FIGURA 2.1 ÁREA HORIZONTAL BARRIDA A DIFERENTES TIEMPOS PARA
UN ARREGLO DE 5 POZOS
Fuente: ACADEMIA EDU, 2014.
Elaboración: Giselle Guillén.
2.3.2.1.1 Eficiencia de barrido areal en la ruptura para un arreglo de cinco pozos.
La eficiencia areal de barrido durante la ruptura puede determinarse por la
siguiente ecuación:
MeM
EMABT 00509693.0
30222997.003170817.054602036.0 -++= (2.6)
Donde:
EABT = eficiencia de barrido areal a la ruptura, fracción.
2.3.2.1.2 Eficiencia de barrido areal después de la ruptura para un arreglo de cinco
pozos
La eficiencia areal de barrido después de la ruptura puede determinarse a partir
de la relación entre el volumen de agua inyectada después de la ruptura y el
volumen de agua inyectada en la ruptura.
31
÷÷ø
öççè
æ+=
iBT
iny
ABTAW
WEE log633.0 (2.7)
Donde:
EA = Eficiencia de barrido areal después de la ruptura, fracción.
Winy = volumen de agua inyectada, bapd.
WiBT = volumen de agua inyectada hasta la ruptura, bapd.
2.3.2.2 Eficiencia vertical de barrido Ev
Se define como la fracción de la sección vertical que ha sido invadida por el fluido
desplazante, como se observa en la figura 2.2. Esta eficiencia depende de:
· La relación de movilidad.
· Volumen de agua inyectado.
FIGURA 2.2 EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL
Fuente: INGENIERÍA PETROLERA, 2006.
Elaboración: Raysha Vera
2.3.2.3 Eficiencia de desplazamiento volumétrica Es.
Esta eficiencia indica la fracción del volumen total del yacimiento que está en
contacto con el agua.
VAS EEE = (2.8)
Donde:
32
ES = Eficiencia de desplazamiento volumétrica, fracción.
En yacimientos homogéneos la eficiencia volumétrica es igual a la eficiencia de
barrido areal; la eficiencia de desplazamiento volumétrica ocurre en el yacimiento
como se muestra en la figura 2.3.
FIGURA 2.3 EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO VOLUMÉTRICA
Fuente: INGENIERÍA PETROLERA, 2006.
Elaboración: Raysha Vera
2.4 ECUACIONES DE DESPLAZAMIENTO
2.4.1 YACIMIENTO HOMOGÉNEO
El método de predicción considerado para este tipo de yacimientos, utilizado en
este trabajo es el método de Buckley y Leverett con el aporte posterior de Welge.
Dicha teoría considera dos fluidos inmiscibles: desplazante y desplazado, y su
desarrollo se basa en el concepto de permeabilidades relativas y en la idea de
33
un desplazamiento tipo pistón con fugas; esto significa que existe una cantidad
considerable de petróleo que queda detrás del frente de invasión debido a la
superficie irregular que presenta el medio poroso. La teoría de un
desplazamiento tipo pistón es sin duda una simplificación en el caso de un
yacimiento sujeto a un barrido lineal, ya que si bien es cierto que detrás del frente
existe una región de flujo de dos fases, esta región es a menudo de extensión
limitada y su influencia resulta insignificante, pues representa menos del 5% del
volumen poroso. (Ingeniería en petróleo, 2013)
Craig Forrest describe el método para determinar la producción de agua y de
petróleo en un yacimiento homogéneo, durante un proceso de inyección de agua,
de la siguiente forma:
1. Cálculo de la saturación de agua actual conociendo las reservas
remanentes.
( )o
wac
B
ShAremanentesreservas
-=
17758f (2.9)
Donde:
f = porosidad, fracción
h = espesor de cada capa, ft.
A = área transversal del yacimiento, acres.
Swac = saturación de agua actual, fracción.
Bo = factor volumétrico del petróleo, bppd/BFPD.
2. Generar una tabla donde se expresen los valores de saturación,
permeabilidades relativas y los valores de fw.
rwo
row
w
k
kf
mm
+=
1
1 (2.10)
Donde:
fw = flujo fraccional, fracción.
34
3. Generar la curva de flujo fraccional con los diferentes valores de fw en
función de los valores de saturación. A partir de esta curva se obtiene la
derivada y se deben presentar los valores de dfw/dSw, para cada uno de
los valores de saturación.
4. Trazar una recta tangente que pase por el punto correspondiente al valor
de la saturación actual y encontrar los valores de Swbt, derivada y fwbt. La
figura 2.6 muestra el proceso descrito anteriormente.
Donde:
Swbt = saturación de agua hasta la ruptura, fracción.
fwbt = flujo fraccional de hasta la ruptura, fracción.
FIGURA 2.4 CURVA DE FLUJO FRACCIONAL
Fuente: RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA, 2012.
Elaboración: Raúl Valencia T.
5. Encontrar el valor de Swpbt con la siguiente ecuación.
swbtw
w
wbt
wbtwpbt
dS
df
fSS
÷÷ø
öççè
æ
-+=
1 (2.11)
Donde:
Swpbt = saturación promedia de agua en la parte del yacimiento que ha
sido invadido antes de la ruptura, fracción.
35
swbtw
w
dS
df÷÷ø
öççè
æ= pendiente de la tangente antes de la ruptura.
6. Graficar la curva de permeabilidades relativas en base a los datos de kro,
krw y Sw.
7. Calcular el valor de relación de movilidad M.
wro
orw
k
kM
mm
= (2.12)
8. Obtener la eficiencia de desplazamiento Easbt, dependiendo del tipo de
arreglo.
ETAPA INICIAL
· Se procede a calcular la producción de agua y petróleo para la etapa
inicial:
1. Cálculo del volumen poroso (Vp)
hAVp f= (2.13)
Donde:
Vp = volumen poroso, MMbl.
2. Cálculo de la producción de agua
pwrwcasbtpbt VSSEW )( -= (2.14)
Donde:
36
Wpbt = producción de agua hasta la ruptura, MMbl.
Swc = saturación de agua connata.
Swr = saturación de agua residual.
3. Cálculo de la producción de petróleo
( )o
pwacwpbtasbt
pbtB
VSSEN
-= (2.15)
Donde:
Npbt = petróleo producido hasta la ruptura, MMbl.
4. Cálculo del volumen de agua inyectada
( )pwacwpbtasbtinybt VSSEW -= (2.16)
Donde:
Winybt = volumen de agua inyectada hasta la ruptura, MMbl.
5. Tiempo de ruptura
o
pbt
btq
Nt = (2.17)
Donde:
tbt = tiempo de ruptura, días.
qo = caudal de petróleo, bl/día.
· Se procede a calcular la producción de agua y fluidos a condiciones de
reservorio:
1. Cálculo de la producción de agua
37
bt
pbt
wt
Wq = (2.18)
Donde:
qw = caudal de agua, bl/día.
2. Producción total de fluidos
woot qBqq += (2.19)
Donde:
qt = caudal total de fluidos, bl/día.
3. Cálculo del corte de agua en superficie
t
w
wq
qf = (2.20)
4. Cálculo de la recuperación de petróleo al hasta de la ruptura
( )o
wcp
pbtpbt
bt
B
SV
N
N
NRP
-==
1 (2.21)
Donde:
RPbt = petróleo recuperado hasta la ruptura, fracción.
N = petróleo original en sitio (POES), MMbl.
38
ETAPA SUBORDINADA
· Se calcula la saturación después de la ruptura debido a que la saturación
se incrementará desde Swpbt a Sw2, por lo que la saturación promedio
después de la ruptura viene dada por la siguiente ecuación:
( )
2
2
2
1
Sww
w
w
dS
df
fSwSw
úû
ùêë
é
-+= (2.22)
Donde:
Sw= saturación promedia después la ruptura, fracción.
Sw2 = saturación de agua en el extremo productor del sistema después
de la ruptura, fracción.
fw2 = fracción de petróleo que fluye en el extremo de salida del sistema.
2Sww
w
dS
dfúû
ùêë
é= pendiente de la tangente después de la ruptura.
Los valores de Sw2, fw2 y 2Sww
w
dS
dfúû
ùêë
é se pueden obtener de la figura de flujo
fraccional, trazando una tangente a la curva a la saturación Sw2. La
extrapolación de la tangente para fw=1 da el valor de Sw , como se puede
observar en la figura 2.5.
FIGURA 2.5 FLUJO FRACCIONAL
39
Fuente: RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA, 2012.
Elaboración: Raúl Valencia T.
· Se procede a calcular la producción de petróleo y agua en la zona virgen
1. Cálculo de la producción de petróleo
( )pwacwpbtaspn VSSEN -D=D (2.23)
Donde:
ΔNpn = producción incremental de petróleo después de la ruptura,
MMbl.
ΔEas = variación de la eficiencia de barrido, fracción.
2. Producción de agua
( ) pwrwcaspn VSSEW -D=D (2.24)
Donde:
ΔWpn = producción incremental de agua después de la ruptura,
MMbl.
3. Cálculo de la fracción de volumen poroso nuevamente invadido
40
pas
iny
iVE
WQ
D=D (2.25)
Donde:
ΔQi = fracción de volumen poroso nuevamente inundado,
fracción.
ΔW iny = volumen incremental de agua inyectada, MMBL.
Eas = eficiencia de desplazamiento después de la ruptura.
4. Se encuentra la pendiente de la curva de flujo fraccional
iw
w
QS
f 1=
¶
¶ (2.26)
Donde:
Qi = fluido acumulativo inyectado
· Se procede a calcular la producción de agua y petróleo en la zona
invadida.
1. Producción de petróleo
( ) ( )[ ]pnpniwpp WNVfN D+D-D-=D 1 (2.27)
Donde:
ΔNpp = producción de petróleo en la zona invadida, MMbl.
ΔVi = volumen incremental de agua inyectada, MMbl.
2. Producción de agua
=¶¶
w
w
S
fpendiente de la curva de flujo fraccional.
41
( )[ ]pnpniwpp WNVfW D+D-D=D (2.28)
Donde:
ΔWpp = producción de agua en la zona invadida, MMbl.
· Se procede a calcular las producciones totales de petróleo y agua
1. Producción total de petróleo
( )o
pppn
B
NNN
D+D=D (2.29)
2. Producción total de agua
pppn WWW D+D=D (2.30)
2.4.2 YACIMIENTO HETEROGÉNEO
Un yacimiento heterogéneo es el producto de las variaciones de las propiedades
de la roca. Estas variaciones pueden dar lugar a diferentes direcciones de
permeabilidad. Debido a que las heterogeneidades en el yacimiento son muchas,
una interpretación única de los resultados es imposible.
La heterogeneidad del yacimiento es uno de los factores que más influyen en el
buen desempeño de un proyecto de inyección de agua, que se ve reflejado en
la eficiencia con la que el agua desplazará el petróleo.
2.4.2.1 Método de Dykstra-Parsons
Este método considera las siguientes hipótesis:
42
· Los valores de kro y krw existentes delante y detrás del frente de inundación
o desplazamiento permanecen constantes.
· El desplazamiento es tipo pistón sin fugas; es decir, todo el petróleo móvil
es empujado por el frente de agua, por lo que no existe producción de
petróleo en la zona detrás del frente.
· Sistema lineal en el que la eficiencia de barrido es 100%, aunque en la
práctica se puede aplicar a otros sistemas, considerando el mismo
procedimiento pero, tomando en cuenta que la eficiencia de barrido es
menor al 100%.
· En el banco de petróleo (delante del frente) sólo fluye petróleo, y en el
frente de agua sólo fluye agua.
La figura 2.6 muestra la distribución de la permeabilidad en las diferentes capas
presentes en el yacimiento, donde se observa que la permeabilidad no es
uniforme.
FIGURA 2.6 DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES EN EL YACIMIENTO
Fuente: BARÓN, JR; HERRERA, H., 2006
Elaboración: Jessica Barón
PROCEDIMIENTO
43
1. Determinar o ingresar los valores de permeabilidad para cada una de las
capas presentes en el yacimiento.
2. Ordenar decrecientemente los valores de permeabilidad ingresados y a
su vez calcular un porcentaje para cada valor.
3. Determinar la relación de movilidad agua-petróleo.
wro
orw
k
kM
mm
= (2.31)
Donde:
krw = permeabilidad relativa al agua a Sor.
kro = permeabilidad relativa al petróleo a Swir.
4. Calcular la eficiencia de barrido vertical a medida que la capa llega a la
ruptura, aplicando la siguiente ecuación:
( )
úúúúú
û
ù
êêêêê
ë
é
÷÷÷÷÷
ø
ö
ççççç
è
æ
-
-++-
+= åå=
+=
=
=i
ni
mi
m
i
mi
i
i
t
i hM
Mk
kMM
hh
E1
22
1 1
11
(2.32)
Donde:
Ei = eficiencia de barrido vertical, fracción.
M = relación de movilidad agua-petróleo.
hi = espesor de cada capa, ft.
ht = espesor total del yacimiento, ft.
n = número de capas total que presenta el yacimiento.
m = número de capas del yacimiento que han llegado a la ruptura.
ki = permeabilidad absoluta de cada capa, mD.
5. Calcular la relación agua-petróleo, a medida que llega a la ruptura,
aplicando la siguiente ecuación:
44
( )
w
o
ni
mi
m
i
ii
mi
i
ii
B
B
Mk
kM
hk
hk
WOR
å
å=
+=
=
=
-+
=
1 22
1
1
(2.33)
Donde:
WOR = relación agua – petróleo.
BO = factor volumétrico del petróleo, bl/BF.
BW = factor volumétrico del agua, bl/BF.
6. Determinar el valor de flujo fraccional para cada uno de los valores de
WOR antes encontrados.
úúúú
û
ù
êêêê
ë
é
+=
WORB
B
WORf
w
o
w (2.34)
7. Calcular los valores de eficiencia areal, utilizando la siguiente ecuación:
A
Ea +=
1
1 (2.37)
Donde:
Ea = eficiencia areal, fracción.
( )( ) ( )[ ] ( ) 4394,0123,0ln3048,0511,00712,0ln2062,0 +++-+-+-= MfMA w
(2.35)
8. Estimar el valor de eficiencia de desplazamiento.
oi
oroi
DS
SSE
-= (2.36)
45
Donde:
Soi = saturación de petróleo inicial, fracción.
Sor = saturación de petróleo residual, fracción.
9. Calcular el petróleo original en sitio (POES=N)
( )o
giwi
B
SSAhN
--=
17758 f (2.37)
Donde:
Swi = saturación inicial de agua, fracción.
Sgi = saturación de gas inicial, fracción.
10. Calcular el petróleo remanente.
PR NNN -= (2.38)
Donde:
NR = petróleo remanente, MMbl.
NP = petróleo producido en la etapa primaria de producción, MMbl.
11. Calcular el petróleo producido debido a la inyección, usando la siguiente
ecuación:
iADRP EEENN =2 (2.39)
Donde:
NP2 = petróleo producido debido a la inyección, MMbl.
46
12. Graficar el petróleo producido debido a la inyección en función de los
diferentes valores de WOR.
13. Calcular el volumen de agua inyectada para desplazar el petróleo.
oPD BNW 2= (2.40)
Donde:
WD = volumen de agua inyectada para desplazar el petróleo, MMbl.
14. Calcular el volumen de agua producida.
ò= 2PP WORdNW (2.41)
Donde.
WP = volumen de agua producida, MMbl.
ò WOR dNP2 = área bajo la curva de la gráfica WOR en función de NP2.
15. Calcular el volumen del agua de llenado.
( )gif SAhW f7758= (2.42)
Donde:
Wf = volumen del agua de llenado, MMbl.
16. Estimar el volumen de agua inyectada.
( )w
fwPD
iB
WBWWW
++= (2.43)
Donde:
Wi = volumen de agua inyectada, MMbl.
47
17. Calcular el tiempo de inyección, usando la siguiente ecuación:
t
i
q
Wt = (2.44)
Donde:
qt = tasa de inyección, bl/día.
t = tiempo de inyección, días.
18. Calcular la tasa de producción de petróleo y agua.
( )úû
ùêë
é -=
w
tw
oB
qfq
1 (2.45)
úû
ùêë
é=
w
tw
wB
qfq (2.46)
19. Estimar el factor de recobro.
N
NF PR
2= (2.47)
Donde:
FR = factor de recobro, fracción.
2.4.2.2 Método de Stiles
Este método se aplica a un yacimiento que presenta estratificaciones con
diferentes permeabilidades, considerando las siguientes hipótesis:
· Sistema lineal (yacimiento).
48
· La velocidad del frente de inundación en cualquier estrato es proporcional
a la permeabilidad absoluta de ese estrato.
· No existe flujo transversal (vertical) entre los diferentes estratos.
· A la ruptura del frente de inundación en cualquier estrato, la producción
de petróleo cambia bruscamente a una producción de agua 100%.
· El corte de agua producido (fw) depende de la capacidad de la formación
kh donde k es la permeabilidad absoluta y h es el espesor.
· El desplazamiento es tipo pistón sin fugas; es decir, no existe producción
de petróleo de la zona que ya ha sido invadida.
· Todos los estratos tienen la misma porosidad, la misma permeabilidad
relativa al petróleo delante del frente y detrás del frente de inundación.
PROCEDIMIENTO
1. Determinar los valores de permeabilidad para cada capa.
2. Ordenar decrecientemente los valores de permeabilidad.
3. Determinar los valores de capacidad para cada capa y la capacidad
acumulada de cada capa.
iii hkC = (2.48)
iacumiacum CCC += -1 (2.49)
Donde:
Ci = capacidad de cada capa, mD-ft.
ki = permeabilidad de cada capa, mD.
hi = espesor de cada capa, ft.
4. Estimar el valor de la capacidad total.
( )å= iit hkC (2.50)
Donde:
49
Ct = capacidad total, mD-ft.
5. Calcular la fracción de la capacidad iCD .
t
i
iC
CC =D (2.51)
Donde:
ΔCi = fracción de la capacidad.
6. Determinar la capacidad adimensional acumulada.
åD=D iacum CC (2.52)
Donde:
ΔCacum = capacidad adimensional acumulada.
7. Calcular el espesor acumulado.
å= iacum hh (2.53)
Donde:
hacum = espesor acumulado, ft..
8. Estimar el espesor adimensional.
å=
i
i
h
hh' (2.54)
Donde:
h’ = espesor adimensional.
50
9. Estimar la variación del espesor adimensional.
jj hhh ´´´ 1-=D + (2.55)
Donde:
Δh’ = variación del espesor adimensional.
hj’ = espesor adimensional del estrato j.
10. Calcular la permeabilidad adimensional k’.
´´
h
Ck i
D
D= (2.56)
Donde:
k’ = permeabilidad adimensional
11. Determinar los valores de h’’, usando la siguiente ecuación:
2
´´''
hhh
D+= (2.57)
Donde:
h’’ = espesor adimensional en función de h’.
12. Graficar k’ en función de h’’.
13. Graficar C en función de h’.
14. Calcular la relación de movilidad agua-petróleo.
wro
orw
k
kM
mm
= (2.58)
51
15. Estimar el valor de la eficiencia vertical Ei.
( )'
1''
k
ChkEi iD++= (2.59)
16. Calcular la relación agua-petróleo WOR.
úû
ùêë
é
D-
Dúû
ùêë
é=
i
i
w
o
Cacum
Cacum
B
MBWOR
1 (2.60)
Donde:
ΔCacumi = capacidad adimensional acumulada de cada capa.
17. Estimar el flujo fraccional de agua.
úúúú
û
ù
êêêê
ë
é
+=
WORB
B
WORf
w
o
w (2.61)
18. Calcular los valores de eficiencia areal, usando la siguiente ecuación:
AEa +
=1
1 (2.62)
Donde:
( )( ) ( )[ ] ( ) 4394,0123,0ln3048,0511,00712,0ln2062,0 ,, +++-+-+-= OWwOW MfMA
(2.63)
52
19. Estimar el valor de eficiencia de desplazamiento.
oi
oroi
DS
SSE
-= (2.64)
20. Determinar el petróleo producido.
o
giwi
B
SSAhN
--=
17758 f (2.65)
21. Calcular el petróleo remanente.
PR NNN -= (2.66)
22. Calcular el petróleo producido debido a la inyección, usando la siguiente
ecuación:
iADRP EEENN =2 (2.67)
23. Calcular el volumen de agua producida.
ò= 2PPi WORdNW (2.68)
24. Calcular el volumen de agua de llenado.
( )gif SAhW f7758= (2.69)
25. Calcular el agua producida acumulada.
å=
=
=ni
i
PiP WW1
(2.70)
26. Estimar el volumen de agua inyectada.
( ) ( )w
fwPop
iB
WBWBNW
++= 2
(2.71)
53
27. Calcular el tiempo de inyección, usando la siguiente ecuación:
t
i
q
Wt = (2.75)
28. Calcular la tasa de producción de petróleo y agua.
úû
ùêë
é -=
o
wt
oB
qqq (2.72)
úû
ùêë
é=
w
tw
wB
qfq (2.73)
29. Estimar el factor de recobro.
N
NF PR
2= (2.74)
2.5 ARREGLO DE POZOS
Muchos de los campos viejos que luego han sido sometidos a invasión para la
recuperación secundaria, se desarrollaron inicialmente mediante un espaciado
irregular de los pozos, pero una mejor comprensión del comportamiento de los
yacimientos ha traído como consecuencia el uso de arreglos y espaciados
uniformes en los pozos perforados durante el desarrollo del yacimiento. Esto
significa que es el momento de planificar el proceso de recuperación secundaria,
el campo estará desarrollado sobre la base de un arreglo regular donde los pozos
inyectores y productores forman figuras geométricas conocidas y muy variadas.
La selección del arreglo depende de:
· La estructura.
· Límites del yacimiento.
· Continuidad de las arenas.
54
· Variaciones de permeabilidad y de porosidad.
· Número y posición de los pozos existentes.
Ventajas
· Rápida respuesta del yacimiento.
· Elevadas eficiencias areales de barrido.
· Permite un buen control del frente de invasión y del factor de
recuperación.
· Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre la
recuperación.
· Rápido incremento en las presiones.
· El volumen recuperado de la zona de petróleo es grande en un período
de tiempo corto.
Desventajas
· Requiere mayor seguimiento y control que la inyección externa, y por lo
tanto, mayor requerimiento de recursos humanos.
· En comparación con la inyección externa, este método requiere una
mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.
· Requiere mejor descripción del yacimiento.
· El número de pozos inyectores es alto.
· Es más riesgosa que la inyección externa.
Para cada uno de los diferentes arreglos se debe tomar en cuenta la relación
!"#"" $, que es el número de pozos inyectores que alimentan a un solo pozo
productor dividido para el número de pozos productores que es alimentado por
un solo inyector, además de la relación d/a, donde d es la distancia más corta
entre líneas de pozos de distinto tipo, situadas una a continuación de la otra en
55
una misma columna y a es la distancia más corta entre pozos del mismo tipo que
se encuentran en una misma fila, uno a continuación del otro, como se muestra
en la figura 2.7.
FIGURA 2.7 RELACIÓN d/a EN ARREGLO DE POZOS
Fuente: ACADEMIA EDU
Elaboración: Lucia Carrillo
Si se desea encontrar la capacidad de flujo para cada uno de los arreglos se
tiene la siguiente ecuación general:
úû
ùêë
é÷÷ø
öççè
æ+-
D=
w
oo
o
r
a
a
dB
Phkqo
ln2
17.1
00254.0
pm
(2.74)
Donde:
rw = radio del pozo, ft.
PD = variación de la presión, psi.
Cabe mencionar que para los arreglos de pozos invertidos que se presentan a
continuación, la particularidad es que siempre se tiene un solo pozo inyector,
teniendo en cuenta que el pozo inyector está representado por un triángulo,
mientras que el pozo productor está representado por un círculo.
Para la determinación de la eficiencia de barrido areal en cada uno de los
arreglos de pozos se presenta un cuadro con los diferentes, autores, valores de
relación de movilidad y porcentaje de eficiencia de barrido areal. Dado que
existen un sin número de valores de relación de movilidad, se presentan las
56
figuras mediante las cuales se pueden encontrar los valores de eficiencia areal
para la relación de movilidad requerida.
2.5.1 EFICIENCIA AREAL A LA RUPTURA
2.5.1.1 Arreglo de dos pozos:
Se tiene un pozo inyector y un productor, como se observa en la figura 2.8.
FIGURA 2.8 ARREGLO DE DOS POZOS AISLADOS
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest.
1=PP
RPI
NAa
d=
Nota: Área base=2d2, donde d es la distancia entre pozos
El cuadro 2.1 muestra el autor, la relación de movilidad y la eficiencia de barrido
areal para el arreglo de pozos antes mencionado.
CUADRO 2.1
ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA DOS POZOS AISLADOS
57
FECHA AUTORES RELACIÓN DE
MOVILIDAD
EFICIENCIA
AREAL (%)
1933 Wyckoff, Botset y Muskat 1,0 52,5
1954 Ramey y Nabor 1,0 53,8
∞ 27,7
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
2.5.1.2 Arreglo de tres pozos
Se tiene por lo general dos pozos productores y un pozo inyector, como se
muestra en la figura 2.9
FIGURA 2.9 ARREGLO DE TRES POZOS AISLADOS
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
5.02
1==
PP
RPI
5.0=a
d
El cuadro 2.2 proporciona diferentes valores de relación de movilidad y la
eficiencia de barrido areal correspondiente; debido a que es un arreglo poco
común únicamente se tiene dos valores de relación de movilidad.
CUADRO 2.2
ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA TRES POZOS AISLADOS
58
FECHA AUTORES RELACIÓN DE
MOVILIDAD
EFICIENCIA
AREAL (%)
1933 Wyckoff, Botset y Muskat 1,0 78,5
1954 Ramey y Nabor ∞ 66,5
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
2.5.1.3 Arreglos de cuatro pozos normal e invertido
El arreglo de cuatro pozos normal por lo general tiene como figura geométrica
un triángulo con sus pozos inyectores a las esquinas del mismo y el pozo
productor en el centro, mientras que para el arreglo invertido se tiene los pozos
productores en las esquinas del triángulo y el pozo inyector en el centro, como
se muestra en las figuras 2.10 y 2.11.
FIGURA 2.10 ARREGLO DE CUATRO POZOS NORMAL
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
FIGURA 2.11 ARREGLO DE CUATRO POZOS INVERTIDO
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
5.06
3==
PP
RPI
59
5.0=a
d
El cuadro 2.3 muestra el autor, la relación de movilidad y la eficiencia de barrido
areal para un arreglo de cuatro pozos.
CUADRO 2.3
ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA CUATRO POZOS INVERTIDO
FECHA AUTORES RELACIÓN DE MOVILIDAD
1968 Caudle, Hickman y Silberberg 0,1 a 10
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
La figura 2.12 permite encontrar el valor de la eficiencia de barrido, en caso de
que la relación de movilidad sea diferente a la presentada en el cuadro 2.3. Esta
figura sirve para cualquier valor de relación de movilidad, tomando en cuenta el
volumen desplazable inyectado; esto para un arreglo de cuatro pozos invertido.
FIGURA 2.12 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL A LA RUPTURA PARA UN
ARREGLO DE CUATRO POZOS INVERTIDO
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
60
2.5.1.4 Arreglo de cinco pozos normal
Este tipo de arreglo es el más usado, ya que es altamente conductivo,
proporciona buena eficiencia de barrido. Este arreglo puede ser muy flexible para
generar otro tipo de arreglos, su forma geométrica es como se muestra en la
figura 2.13.
FIGURA 2.13 ARREGLO DE CINCO POZOS NORMAL
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
14
4==
PP
RPI
5.02
1==
a
d
El arreglo de 5 pozos es altamente conductivo, ya que la vía de flujo más corta
es una línea recta entre el inyector y el productor. Además, el patrón proporciona
una buena eficiencia de barrido. La perforación de un arreglo cuadrado es muy
flexible, pues permite generar otros arreglos simplemente reorientando la
posición de los pozos inyectores. Ejemplos de éstos son el asimétrico de 4
pozos, el de 9 pozos y el invertido de 9 pozos.
El cuadro 2.4 ilustra las eficiencias de área barrida obtenidas por diferentes
investigadores, y se presenta una referencia para cada autor, que permite ubicar
los valores obtenidos experimentalmente por cada uno de ellos.
61
CUADRO 2.4
ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA CINCO POZOS.
FECHA AUTORES RELACIÓN DE
MOVILIDAD REFERENCIA
1933 Wyckoff, Botset y
Muskat 1,0 25
1934 Muskat y Wyckoff 1,0 8
1951 Fay y Prats 4,0 6
1952 Slobod y Caudle 00,1 a 10,0 13
1953 Hurst 1,0 5
1954 Dyes, Caudle y Erickson 0,06 a 10,0 26
1955 Craig, Geffen y Morse 0,16 a 5,0 14
1955 Cheek y Menzie 0,04 a 10,0 27
1956 Aronofsky y Ramey 0,01 a 10,0 28
1958 Nobles y Janzen 0,1 a 6,0 21
1960 Habermann 0,037 a 130 29
1961 Bradley, Heller y Odeh 0,25 a 4,0 30
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
En la figura 2.14 se ilustran las eficiencias del área barrida obtenidas por cada
autor. Existen cuatro curvas para relaciones de movilidad mayores a la unidad,
estas curvas siguen los diferentes conjuntos de datos obtenidos
experimentalmente para esta gama de relaciones de movilidad.
62
FIGURA 2.14 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL A LA RUPTURA PARA UN
ARREGLO DE CINCO POZOS
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
2.5.1.5 Arreglo de cinco pozos invertido
Es un cuadrado, en el cual el pozo inyector se encuentra en el centro del mismo,
como se muestra en la figura 2.15.
FIGURA 2.15 ARREGLO DE CINCO POZOS INVERTIDO
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
63
14
4==
PP
RPI
5.02
1==
a
d
En el cuadro 2.5 se presentan los valores de diferentes eficiencias de barrido
areal, obtenidos de forma experimental, para diferentes relaciones de movilidad,
por cada uno de los autores mencionados a continuación.
CUADRO 2.5
ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA CINCO POZOS INVERTIDO.
FECHA AUTORES RELACIÓN DE
MOVILIDAD
EFICIENCIA
AREAL (%)
1958 Paulsell 0,319 117
1958 Paulsell 1,0 105
1958 Paulsell 2,01 99,0
1959 Moss, White y McNiel ∞ 92,0
1962 Neilson y Flock 0,423 110
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
En la figura 2.16 se ilustra las eficiencias de área barrida para un arreglo de cinco
pozos piloto, así como para un arreglo normal e invertido. En esta figura se
muestran referencias para los valores experimentales de cada autor.
Cabe mencionar que en la figura se recalca que el valor de la eficiencia areal
para M=∞ es 92%.
64
FIGURA 2.16 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL A LA RUPTURA PARA UN
ARREGLO DE CINCO POZOS NORMAL E INVERTIDO
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
2.5.1.6 Arreglo de siete pozos
Este tipo de arreglo se usa cuando la inyectividad de los pozos es baja. Muy rara
vez encontramos este tipo de arreglos. Puede considerarse un arreglo de línea
alterna y su forma geométrica se la puede observar en la figura 2.17.
FIGURA 2.17 ARREGLO DE SIETE POZOS NORMAL
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
65
23
6==
PP
RPI
866.0=a
d
El cuadro 2.6 brinda información de los valores de relación de movilidad y sus
respectivos valores de eficiencia de barrido areal.
CUADRO 2.6
ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA UN ARREGLO NORMAL DE
SIETE POZOS.
FECHA AUTORES RELACIÓN DE
MOVILIDAD
EFICIENCIA
AREAL (%)
1933 Wyckoff, Botset y Muskat 1,0 82,0
1934 Muskat y Wyckoff 1,0 74,0
1956 Burton y Crawford 0,33 80,5
1956 Burton y Crawford 0,85 77,0
1956 Burton y Crawford 2,0 74,5
1961 Guckert 0,25 88,1 a 88,2
1961 Guckert 0,33 88,4 a 88,6
1961 Guckert 0,5 80,3 a 80,5
1961 Guckert 1,0 72,8 a 73,6
1961 Guckert 2,0 68,1 a 69,5
1961 Guckert 3,0 66,0 a 67,3
1961 Guckert 4,0 64,0 a 64,6
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
66
En la figura 2.18 se puede obtener los valores de eficiencia de barrido areal para
cualquier valor de movilidad, siempre y cuando se tenga un arreglo normal de
siete pozos. Se recomienda usar la curva que tiene la línea continua para cuando
se tienen relaciones de movilidad diferentes a la unidad.
FIGURA 2.18 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL A LA RUPTURA PARA UN
ARREGLO NORMAL DE SIETE POZOS
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
2.5.1.7 Arreglo de siete pozos invertido
En este caso los pozos de inyección se colocan en el centro del hexágono y los
de producción en los vértices. La figura 2.19 presenta la forma del arreglo de
siete pozos invertido.
FIGURA 2.19 ARREGLO DE SIETE POZOS INVERTIDO
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
67
23
6==
PP
RPI
866.0=a
d
El cuadro 2.7 muestra el autor, la relación de movilidad y eficiencia de barrido
areal para un arreglo de siete pozos invertido.
CUADRO 2.7
ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA UN ARREGLO INVERTIDO DE
SIETE POZOS.
FECHA AUTORES RELACIÓN DE
MOVILIDAD
EFICIENCIA
AREAL (%)
1933 Wyckoff, Botset y Muskat 1,0 82,2
1956 Burton y Crawford 0,5 77,0
1956 Burton y Crawford 1,3 76,0
1956 Burton y Crawford 2,5 75,0
1961 Guckert 0,25 87,7 a 89,0
1961 Guckert 0,33 84,0 a 84,7
1961 Guckert 0,5 79,0 a 80,5
1961 Guckert 1,0 72,8 a 73,7
1961 Guckert 2,0 68,8 a 69,0
1961 Guckert 3,0 66,3 a 67,2
1961 Guckert 4,0 63,0 a 63,6
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
68
En la figura 2.20 se pueden obtener los valores de eficiencia de barrido areal;
para valores de relación de movilidad diferentes a uno, es mejor utilizar la curva
que se encuentra trazada con línea continua, debido a que es de mayor
confiabilidad.
FIGURA 2.20 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL A LA RUPTURA PARA UN
ARREGLO INVERTIDO DE SIETE POZOS
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
2.5.2.8 Arreglo de nueve pozos
Este tipo de al reglo puede desarrollarse con pozos perforados formando un
cuadrado, con los pozos de inyección en los vértices y puntos medios de los
lados del cuadrado y con el productor ubicado en el centro de éste, como se
muestra en la figura 2.21, en este caso los pozos inyectores sobrepasan a los
pozos productores por un factor de 3.
Una de las mayores ventajas del arreglo de nueve pozos es su flexibilidad. La
dirección del movimiento del agua y la ruptura prematura en ciertos pozos puede
llevar a la necesidad de cambiar el arreglo existente; pero esto, a veces, es difícil
y costoso y puede requerir muchas perforaciones interespaciadas.
69
FIGURA 2.21 ARREGLO DE NUEVE POZOS NORMAL
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
&'('' = 3
)* = 1
El cuadro 2.8 ayuda a encontrar los valores de eficiencia areal para diferentes
valores de movilidad.
CUADRO 2.8
ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA UN ARREGLO NORMAL DE
NUEVE POZOS.
FECHA AUTORES RELACIÓN DE
MOVILIDAD
EFICIENCIA
AREAL (%)
1939 Krutter 1,0 35
1961 Guckert 1,0 y 2,0 34
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
La figura 2.22 nos ayuda a encontrar la eficiencia areal para un arreglo de nueve
pozos, para cualquier valor de relación de movilidad en función de los volúmenes
desplazables.
70
FIGURA 2.22 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL A LA RUPTURA EN
FUNCIÓN DE LA RELACIÓN DE MOVILIDAD A DIFERENTES VOLÚMENES
DESPLAZABLES INYECTADOS
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
2.5.1.9 Arreglo de nueve pozos invertido.
En este caso, el pozo inyector se coloca en el centro y los productores se colocan
en los vértices y puntos medios de los lados del cuadrado. La figura 2.23 ilustra
la forma geométrica de este arreglo.
FIGURA 2.23 ARREGLO DE NUEVE POZOS INVERTIDO
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
71
3=PP
RPI
1=a
d
En el cuadro 2.9 se tiene información acerca del autor, la relación de movilidad
y eficiencia de barrido areal para el arreglo antes mencionado.
CUADRO 2.9 ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA UN ARREGLO INVERTIDO DE
NUEVE POZOS
FECHA AUTORES RELACIÓN DE
MOVILIDAD
EFICIENCIA
AREAL (%)
1964 Kimbler, Caudle y Cooper 0,1 a 10,0 36
1964 Watson, Silberberg y
Caudle 0,1 a 10,0 37
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Una ventaja del arreglo de nueve pozos invertido es que puede cambiarse a un
arreglo en línea directa o de cinco pozos sin que implique altos costos o
dificultades.
Debido que para un arreglo de nueve pozos invertido ya se toma en cuenta la
relación de gastos de producción de los pozos cercanos (laterales) y de los pozos
de producción lejanos (de esquina), la figura 2.24 nos va a proporcionar
información del porcentaje de área barrida cuando el gasto de producción es 0,5
y la figura 2.25 nos permite encontrar la eficiencia de barrido areal cuando el
gasto de producción es 5.
72
FIGURA 2.24 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL A LA RUPTURA EN
FUNCIÓN DE LA RELACIÓN DE MOVILIDAD A DIFERENTES VOLÚMENES
DESPLAZABLES INYECTADOS PARA UN GASTO DE 0,5
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
FIGURA 2.25 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL A LA RUPTURA EN
FUNCIÓN DE LA RELACIÓN DE MOVILIDAD A DIFERENTES VOLÚMENES
DESPLAZABLES INYECTADOS PARA UN GASTO DE 5.
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
73
2.5.1.10 Arreglo de empuje de líneas directas
En este patrón de inyección, los pozos inyectores se localizan frente a los pozos
productores como se puede observar en la figura 2.26. La eficiencia de barrido
en este modelo se mejora a medida que la relación d/a aumenta, considerando
un medio poroso isotrópico.
FIGURA 2.26 ARREGLO DE POZOS EN LÍNEA DIRECTA
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
16
6==
PP
RPI
1=a
d
El cuadro 2.10 muestra el autor, la relación de movilidad y la relación d/a, para
con ese valor poder ingresar a la figura 2.27, que es la figura generalizada para
arreglo de pozos en línea directa y alterna.
CUADRO 2.10
ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA UN ARREGLO DE LÍNEAS
DIRECTAS
FECHA AUTORES d/a RELACIÓN DE
MOVILIDAD
1933 Wyckoff, Botset y
Muskat 1,0 1,0
74
CUADRO 2.10 CONTINUACIÓN
1934 Muskat y Wyckoff 0,5 a 4 1,0
1952 Aronofsky 1,5 0,1, 1,0 y 10,0
1952 Slobod y Caudle 1,5 0,1 a 10
1954 Dyes, Caudle y
Erickson 1,0 0,1 a 17
1955 Cheek y Menzie 2,0 0,04 a 11,0
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
En la figura 2.27 se puede obtener la eficiencia de barrido areal conociendo la
relación de movilidad, siempre y cuando la relación d/a sea igual a 1.
FIGURA 2.27 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL A LA RUPTURA PARA UN
ARREGLO DE EMPUJE DE LÍNEAS DIRECTAS. d/a=1
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
2.5.1.11 Arreglo de empuje de líneas alternas
Este patrón es una variación del arreglo en línea directa, en el cual los pozos
inyectores se desplazan sobre su línea a una distancia a/2. El efecto escalonado
por la modificación de las líneas de inyección de los arreglos diagonales de este
75
modelo, incrementa significativamente la eficiencia. La figura 2.28 muestra la
forma geométrica de dicho arreglo.
FIGURA 2.28 ARREGLO DE POZOS EN LÍNEA ALTERNA
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
14
4==
PP
RPI
1=a
d
El cuadro 2.11 muestra el autor, la relación de movilidad y la relación d/a, para
con ese valor poder ingresar a la figura 2.29, que es la figura generalizada para
arreglo de pozos en línea directa y alterna.
CUADRO 2.11
ESTUDIOS DE LA EFICIENCIA AREAL PARA UN ARREGLO DE LÍNEAS
ALTERNAS
FECHA AUTORES d/a RELACIÓN DE
MOVILIDAD
1934 Muskat y Wyckoff 0,5 a 0,4
1954 Dyes, Caudle y
Erickson 1,0
1956 Prats 1,0 a 6,0 1,0
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
76
La figura 2.29 muestra los valores de eficiencia de área barrida para diferentes
valores de relación de movilidad para un arreglo de líneas alternas para cuando
d/a=1.
FIGURA 2.29 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL A LA RUPTURA PARA UN
ARREGLO DE EMPUJE DE LÍNEAS ALTERNAS. d/a=1
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
La figura 2.30 ayuda a encontrar la eficiencia del área de barrido cuando se
tienen diferentes valores de relación d/a pero siempre y cuando la relación de
movilidad sea igual a uno, la figura fue presentada por Muskat.
FIGURA 2.30 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL EN LÍNEAS DIRECTAS (1)
Y EN LÍNEAS ALTERNAS (2 Y 3) COMO FUNCIÓN DE d/a.
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
77
2.5.2 EFICIENCIA AREAL DESPUÉS DE LA RUPTURA
La etapa posterior a la ruptura presenta volúmenes desplazables inyectados, a
partir de los cuales se encuentran los valores de eficiencia de barrido areal para
esta etapa. Los volúmenes desplazables inyectados se calculan a partir de la
siguiente ecuación.
( )orwiDarreglop
i
DSSEV
WV
--=
1)( (2.80)
Donde:
VD = volumen desplazable inyectado, MMbl.
El arreglo más común de pozos por la facilidad de implementación y su buena
respuesta de productividad es el arreglo de cinco pozos, por lo que las figuras
2.33, 2.34 y 2.35 que se presentan a continuación son únicamente para dicho
arreglo.
Cada una de las figuras presentadas consideran diferentes efectos que actúan
sobre la eficiencia de barrido areal después de la ruptura. Adicional a eso, se
presenta la figura 2.36 para la eficiencia de barrido areal cuando se tiene un
arreglo de pozos en línea directa.
2.5.2.1 Efecto de la razón de movilidad y los volúmenes de fluidos inyectados (VD)
sobre la eficiencia de barrido areal, para un arreglo de cinco pozos.
Lake presentó una figura para poder encontrar el valor de la eficiencia del área
barrida después de la ruptura, en la figura 2.31 se considera el valor del recíproco
de la movilidad para poder entrar a la misma, que representa la eficiencia de
barrido areal después de la ruptura para un arreglo de cinco pozos.
78
FIGURA 2.31 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL DESPUÉS DE LA RUPTURA
EN FUNCIÓN DEL RECÍPROCO DE LA RAZÓN DE MOVILIDAD Y LOS
VOLÚMENES DESPLAZABLES INYECTADOS
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
2.5.2.2 Efecto de la razón de movilidad y corte de agua sobre la eficiencia areal,
para un arreglo de cinco pozos.
Dyes, Caudle y Erickson presentaron una figura para encontrar el valor de la
eficiencia de barrido areal después de la ruptura, en la figura se considera el
valor del recíproco de la movilidad y +,, que es la fracción de flujo total que viene
de la zona barrida (fw), como se muestra en la figura 2.32; que a diferencia de
otras figuras utilizadas para este tipo de arreglo, considera el efecto que tiene el
corte de agua sobre la eficiencia de barrido areal.
79
FIGURA 2.32 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL DESPUÉS DE LA RUPTURA
EN FUNCIÓN DEL RECÍPROCO DE LA RAZÓN DE MOVILIDAD Y Ψs
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
2.5.2.3 Efecto del fluido inyectado sobre la eficiencia areal, para un arreglo de
cinco pozos.
Finol y Ferrer presentaron la figura 2.32 para encontrar el valor de la eficiencia
del área barrida en función de la relación de agua inyectada acumulada y el agua
inyectada acumulada hasta la ruptura -.-./0
$
El valor del agua inyectada acumulada hasta la ruptura se encuentra despejando
la siguiente ecuación:
Según la correlación de Craig, Geffen y Morse se tiene:
÷÷ø
öççè
æ+=
iBT
iny
ABTAW
WEE ln2749.0 (2.81)
80
FIGURA 2.33 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL DESPUÉS DE LA RUPTURA
EN FUNCIÓN DE Wi/WiBT
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
2.5.2.4 Efecto de la razón de movilidad y los volúmenes de fluidos inyectados sobre
la eficiencia areal, para un arreglo en línea directa
Lake presentó la figura 2.34 para encontrar el valor de la eficiencia del área
barrida después de la ruptura, para un arreglo de empuje en línea directa.
FIGURA 2.34 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL DESPUÉS DE LA RUPTURA
EN FUNCIÓN DE 1/M PARA UN ARREGLO DE EMPUJE DE LÍNEA DIRECTA
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
Elaboración: Craig Forrest
81
El cuadro 2.12 presenta un resumen de las características de los arreglos
dispersos de inyección, donde se detalla el arreglo, la relación de pozos
productores a inyectores y la figura geométrica o patrón de perforación requerido.
CUADRO 2.12
CARACTERÍSTICAS DE LOS ARREGLOS DISPERSOS DE INYECCIÓN
ARREGLO RELACIÓN ENTRE POZOS DE PRODUCCIÓN Y POZOS
DE INYECCIÓN
PATRÓN DE PERFORACIÓN
REQUERIDO
Cuatro pozos 2 Triángulo equilátero
Cuatro pozos en líneas oblicuas
2 Cuadrado
Cinco pozos 1 Cuadrado
Siete pozos ½ Triángulo equilátero
Siete pozos invertido 2 Triángulo equilátero
Nueve pozos 1/3 Cuadrado
Nueve pozos invertido
3 Cuadrado
Empuje en líneas directas
1 Rectángulo
Empuje en líneas alternas
1 Líneas desfasadas de
pozos
Fuente: INGENIERÍA DE INYECCIÓN DE AGUA, 1982
82
CAPÍTULO 3
5 MANUAL DEL SIMULADOR DE RECUPERACIÓN
SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA
3.1 INFORMACIÓN DEL CAMPO
En esta pestaña se requiere ingresar los datos generales del campo, para
conocer nombre, la ubicación del mismo y sobre todo la arena productora en la
cual se realizará el proyecto de recuperación secundaria. En la celda que se
denomina descripción, por lo general, se debe ingresar una breve historia de la
producción del campo, es decir, el año desde el cual empezó a producir; para en
base a eso ir teniendo una idea de si el campo se puede considerar maduro. La
información descrita anteriormente se muestra en la figura 3.1.
FIGURA 3.1 PESTAÑA DE DATOS DE CAMPO
3.2 PARÁMETROS DE CAMPOS MADUROS
El objetivo de este trabajo de titulación se centra en conocer la factibilidad de la
inyección de agua en campos maduros, es por eso, que en la pestaña
“PARÁMETROS CAMPO MADURO” del simulador, es necesario ingresar la
información solicitada, como por ejemplo, el tiempo de producción en años,
83
conocer si el campo ha tenido una gran declinación de la producción y otra
información que se encuentra detallada en la pestaña antes mencionada. La
información se solicita con el fin de poder determinar si el campo al cual se quiere
realizar un proceso de inyección de agua es maduro.
Es importante, mencionar que el tiempo de producción del campo es un
parámetro importante para poder determinar si un campo es maduro; es por eso,
que si el valor ingresado en la celda “tiempo de producción” es menor a 30 años,
el simulador automáticamente mostrará un aviso a manera de error. Además es
importante ingresar otros datos como la producción acumulada, corte de agua,
producción actual, entre otros. Esta programación obedece a que el simulador
únicamente fue realizado para campos maduros.
Después de haber ingresado los datos solicitados, el programa dará un aviso de
si el campo es o no maduro.
3.3 PARÁMETROS PARA DETERMINAR LA FACTIBILIDAD DE
INYECTAR AGUA
Una vez que el campo ha sido considerado maduro; se procederá a ingresar los
datos solicitados en la pestaña “FACTIBILIDAD DE LA INYECCIÓN DE AGUA”,
mismos que son necesarios para determinar si se puede realizar un proceso de
inyección de agua; esto se hará tomando en cuenta parámetros como la
movilidad, °API, viscosidad, disponibilidad de agua, entre otros.
Una vez ingresada la información solicitada en el programa, al final se mostrará
un aviso, para conocer si es o no posible realizar un proceso de inyección de
agua en dicho campo; en caso de no ser factible se debe considerar otros
métodos de recuperación de petróleo, que se encuentran detallados en el
ANEXO 3.
Es recomendable que la relación de movilidad agua-petróleo sea menor a uno,
para facilitar el proceso de desplazamiento de petróleo. En el caso de que la
razón de movilidad sea mayor a uno, el programa realizará los cálculos para
84
determinar si independientemente del valor de la relación de movilidad, es o no
factible realizar un proceso de inyección de agua.
3.4 PARÁMETROS DEL AGUA DE INYECCIÓN
En la pestaña “PARÁMETROS AGUA INYECCIÓN”, se requiere ingresar la
información acerca del agua que se tiene disponible para realizar el proceso de
inyección. Es necesario, que el agua cumpla con todos estos requisitos, ya que
de lo contrario pueden existir problemas con los equipos de fondo y superficie,
problemas de incompatibilidad con la formación y sobre todo para evitar costos
adicionales que no están considerados en el proyecto, ocasionando que éste al
final no resulte rentable.
En el caso de que algunos parámetros no cumplan con los rangos establecidos
se dará una recomendación para mejorar la calidad del agua que será inyectada.
Al final se mostrará un aviso para conocer si el agua disponible es o no apta para
ser inyectada; en caso de que el agua no se encuentre en condiciones de ser
inyectada, será decisión del usuario seguir con el proceso.
3.5 MODELO DE INYECCIÓN
En la pestaña “MODELO DE INYECCIÓN”, se presentan ciertas
recomendaciones que ayudarán a que el proceso de inyección resulte exitoso;
además, estas recomendaciones ayudan a elegir el modelo de inyección
apropiada para cada caso; considerando aspectos del yacimiento como,
buzamiento, geometría, geología, presiones.
En el caso de que la decisión sea realizar una inyección de agua en arreglos, es
importante, considerar la ubicación de los pozos productores e inyectores
existentes en el campo.
La recomendación realizada por el programa, considera únicamente los
parámetros mencionados anteriormente.
85
3.6 DATOS GENERALES
La pestaña “DATOS GENERALES” permite ingresar toda la información tanto
del yacimiento como del pozo, en el cual se planea realizar la inyección de agua.
Para insertar los datos requeridos, se debe dar click sobre el botón “INGRESAR”
y en cada campo escribir los valores que se tiene; una vez que se ha
proporcionado los datos disponibles se debe presionar el botón “ACEPTAR”.
En la parte inferior de la hoja de Excel, se debe escoger el método que se desea
utilizar para realizar los cálculos del proceso de inyección de agua.
En caso de que el yacimiento sea homogéneo y se tenga datos de kro, krw y Sw,
se deberá presionar el botón “Yacimiento Homogéneo con datos” para proceder
a los cálculos. Si no se tiene disponibles los datos de kro, krw y Sw, se deberá
presionar el botón “Yacimiento Homogéneo sin datos”.
Si se tiene un yacimiento heterogéneo, se deberá escoger el método de Dykstra
Parsons o Stiles para que el programa pueda realizar los cálculos
correspondientes.
3.7 CÁLCULO DE PRODUCCIONES
En las pestañas siguientes se realiza el cálculo de la cantidad de petróleo que
se podrá recuperar del proceso de inyección de agua, dependiendo del tipo de
método escogido anteriormente.
Las producciones de petróleo y cálculo de los factores de recobro se calcularán
en las pestañas de “YACIMIENTO HOMOGÉNEO” y para un yacimiento
heterogéneo se calcularán en las hojas que tienen el nombre de “DYKSTRA
PARSONS” o “STILES”. En los métodos de yacimiento heterogéneo se
consideraron 12 capas, en el caso de que existan más capas, únicamente se
debe añadir las filas que sean necesarias hasta completar el número de capas
que posea cada yacimiento; de la misma manera si el yacimiento tiene menos
capas que las consideradas en el simulador, es necesario borrar las filas
sobrantes a fin de evitar errores.
86
Cada uno de los métodos utilizados cuenta con sus respectivas figuras para
encontrar los valores; ya sea de eficiencias de barrido, relación de movilidad y
otros factores necesarios para calcular las producciones de petróleo.
En el caso de que el proyecto de inyección de agua se lleve a cabo con cualquier
tipo de arreglo de pozos, se dispone de la pestaña “ARREGLO DE POZOS”,
donde se puede encontrar el valor de la eficiencia de barrido areal para cada
arreglo, ya sea en el cuadro presentado o en las figuras de los diferentes arreglos
de pozos.
3.8 ANÁLISIS ECONÓMICO
En la pestaña “ANÁLISIS ECONÓMICO”, se realiza un análisis económico para
determinar rentabilidad del proyecto mediante los indicadores financieros VAN,
TIR y tiempo de recuperación de la inversión; considerando tres escenarios:
pesimista, optimista y más probable.
En el escenario pesimista se considera un precio de barril de petróleo de $20, en
el escenario optimista un precio de barril de petróleo de $30, y para el escenario
más probable un precio de barril de petróleo de $25.
Se consideran tanto OPEX como CAPEX, dependiendo de las condiciones
actuales del campo; es decir las facilidades de superficie, el tipo de
levantamiento artificial y el costo de las líneas de flujo necesarias para la
inyección de agua.
87
6 CAPÍTULO 4
7 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
4.1 INTRODUCCIÓN
En este capítulo se presentan los resultados arrojados por el simulador; tomando
en cuenta tanto los parámetros necesarios para considerar un campo como
maduro y los parámetros necesarios para hacer factible una inyección de agua.
Para realizar este análisis se consideraron 4 campos del Oriente Ecuatoriano; en
los cuales se planea realizar proyectos de recuperación secundaria mediante
inyección de agua.
Se presenta el cuadro de resultados, que contiene, el petróleo recuperado, el
tiempo en el que el agua inunda el yacimiento, el factor de recobro y el corte de
agua en superficie.
Para el análisis económico se presenta únicamente el cuadro de resultados para
el escenario más probable, los cuadros de resultados para los escenarios
pesimista y optimista se presentan en los ANEXOS.
En el análisis económico se consideraron diferentes criterios de evaluación,
como son VAN, TIR y el tiempo de recuperación de la inversión.
La factibilidad del proyecto, se determina considerando que el tiempo de
recuperación de la inversión para un proceso de inyección de agua son dos años.
88
4.2 ANÁLISIS DEL POZO “Z”
El campo Z se encuentra ubicado en la región oriente de Ecuador, es uno de los
campos, que se encuentra dentro de los contratos para el desarrollo de campos
maduros. El campo cuenta con una historia de producción desde el año de 1996;
actualmente cuenta con algunas facilidades de superficie para realizar la
inyección de agua, debido a que ya se han realizado procesos de inyección
anteriormente.
En este caso se hizo un análisis, para realizar la inyección en un pozo mediante
el uso de tres pozos inyectores que se encuentran al momento cerrados por
cortes de agua muy elevados.
En el cuadro 4.1 se muestran los resultados para determinar si el campo es
maduro, en el cuadro 4.2 se muestran los resultados para determinar si es
factible la inyección de agua, en el cuadro 4.3 se muestran los resultados de los
parámetros para conocer si el agua está en condiciones de inyectarse y en el
cuadro 4.4 se muestran los datos generales del pozo “Z”.
CUADRO 4.1
RESULTADOS PARA DETERMINAR SI EL CAMPO ES MADURO
PARÁMETROS VALOR TIEMPO DE PRODUCCIÓN (AÑOS) 20
¿GRAN DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN? SI
PRESIÓN DEL YACIMIENTO (PSI) ALTA
(1500-2000)= BAJA (2000-4000)= ALTA
RELACIÓN GAS-PETRÓLEO ALTA
CORTE DE AGUA ALTO
FACTOR DE RECOBRO BAJO
89
CUADRO 4.1 CONTINUACIÓN
% DE PRODUCCIÓN ACUMULADA 60
MÁXIMA PRODUCCIÓN (bppd) 75000
PRODUCCIÓN ACTUAL (bppd) 1100
# POZOS TOTAL 72
# POZOS INACTIVOS 38
¿LOS POZOS ACTIVOS PRESENTAN PROBLEMAS?
SI
# DE WORKOVER REALIZADO EN EL ULTIMO AÑO
15
INCREMENTO EN LOS COSTOS OPERATIVOS SI
PLANES DE DESARROLLO A FUTURO SI
CUADRO 4.2
RESULTADOS PARA DETERMINAR SI ES O NO FACTIBLE REALIZAR LA
INYECCIÓN DE AGUA.
PARÁMETROS VALOR RELACIÓN DE MOVILIDAD 1,68
VOLUMEN ACCESIBLE DE AGUA SI
PRESIÓN DEL YACIMIENTO (PSI) ALTA
(1500-2000)= BAJA (2000-4000)= ALTA
MECANISMO DE EMPUJE GAS EN SOLUCION
°API 28,6
VISCOSIDAD (CP) 3,8
2 = 456 µ8458 µ6
90
CUADRO 4.2 CONTINUACIÓN
% SATURACIÓN DE PETRÓLEO 55
FORMACIÓN
ARENISCA
PROFUNDIDAD (ft) 9800
TEMPERATURA (°F) 220
CUADRO 4.3
RESULTADOS PARA DETERMINAR SI EL AGUA DISPONIBLE SE PUEDE
INYECTAR.
PARÁMETROS RANGO
REQUERIDO RECOMENDACIÓN
POTENCIAL DE HIDRÓGENO 6,8
COLOR VERDADERO (PPM) 23
TURBIDEZ (NTU) 2,3 PUEDE UTILIZAR MÉTODOS DE
COAGULACIÓN PARA DISMINUIR EL VALOR
ALCALINIDAD (PPM) 365 EL AGUA ES DURA
DUREZA (PPM) 1,8
OXÍGENO DISUELTO (PPB) 2
RESIDUAL DE HIERRO (PPM) 1
CLORO RESIDUAL (PPM) 0,5 SE PUEDE REMOVER EL GAS SULFHÍDRICO
POR AEREACIÓN
SÓLIDOS EN SUSPENSIÓN (PPM)
0,4
ÍNDICE DE ESTABILIDAD DE LANGELIER
0,4 AGUA CORROSIVA
CONTENIDO BACTERIOLÓGICO TOTAL
(COL/ML) 1780
91
CUADRO 4.4
DATOS GENERALES DEL POZO “Z”
DATOS GENERALES PRESIÓN DE RESERVORIO 3500 psia
SATURACIÓN DE AGUA CONNATA 0,44 fracción
POROSIDAD 0,138 fracción
PERMEABILIDAD 367 mD
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO 1,18 bl/BF
RELACIÓN AGUA-PETRÓLEO (WOR) 325 PCS/bl
VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO 3,8 cp
VISCOSIDAD DEL AGUA 0,25 cp
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO 1100 BFPD
ÁREA TRANSVERSAL DEL YO 300 acres
ESPESOR 28 ft
SATURACIÓN DE AGUA INICIAL 0,322 fracción
RESERVAS REMANENTES 33 MMbl
PERMEABILIDAD RELATIVA AL PETRÓLEO NA
PERMEABILIDAD RELATIVA AL AGUA NA
INYECCIÓN DE AGUA ACUMULADA MMbl
NÚMERO DE POZOS 1 NA
SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCTIBLE fracción
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA bl/BF
En los cuadros 4.5 y 4.6 se muestran los resultados de la arena T con la inyección
de agua, y los resultados económicos para el escenario más probable. Según el
análisis económico el proyecto resulta rentable únicamente cuando se considera
el escenario optimista. Los resultados para los escenarios pesimista y optimista
se encuentran en el ANEXO 6.
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4.5
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4.3 ANÁLISIS DEL POZO “X”
El pozo X se encuentra ubicado en la región oriente de Ecuador, en uno de los
campos, que se encuentra dentro de los contratos para el desarrollo de campos
maduros.
El campo cuenta con una historia de producción desde el año de 1963;
actualmente este campo cuenta con algunas facilidades de superficie para
realizar la inyección de agua, ya que en el campo ya se han realizado procesos
de inyección.
En este caso se efectuó un análisis para realizar la inyección en un pozo
mediante el uso de tres pozos inyectores que se encuentran al momento
cerrados por cortes de agua muy elevados.
En el cuadro 4.7 que se presentan los resultados de la arena U, se observa que
la inundación del yacimiento con agua se produce aproximadamente a los cuatro
años, momento en el cual el factor de recobro será del 32% y el corte de agua
en superficie será del 89%. Se considera que se ha llegado al límite del proceso
de inyección de agua, debido a que el corte de agua ya es considerablemente
alto. En el mismo cuadro se observa que el petróleo recuperado a los seis años
será de 1,04 MMBF.
El cuadro 4.8 muestra los resultados del análisis económico para el escenario
más probable, de tres años. Si bien es cierto, no sería factible invertir en dicho
escenario, pero en el escenario optimista se muestra una recuperación de la
inversión en dos años, escenario en el cual sí sería factible invertir en el proyecto.
Los resultados económicos para los escenarios optimista y pesimista se
encuentran en el ANEXO 4.
95
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4.8
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4.4 ANÁLISIS DEL POZO “Y”
El pozo Y se encuentra ubicado en la región oriente de Ecuador, en uno de los
campos, que se encuentra dentro de los contratos para el desarrollo de campos
maduros. El campo cuenta con una historia de producción desde el año 1993; y
en la actualidad algunos de sus pozos se encuentran en estado de abandono.
En este caso se efectuó un análisis para realizar la inyección en un pozo
mediante el uso de dos pozos inyectores que se encuentran al momento en
abandono por altos cortes de agua.
En el cuadro 4.9 se presentan los resultados de la arena T principal, se observa
que el yacimiento se inunda de agua en un 98% a los nueve años, momento en
el cual el factor de recobro será del 19%. Cabe mencionar que en este pozo el
aumento del factor de recobro fue mínimo.
Lo que si aumentó considerablemente es el corte de agua, ya que llegó hasta
casi un 100% en los nueve años, es por eso que se recomienda que el límite de
vida del proyecto sea hasta los seis años, momento en el cual se tiene un corte
de agua del 88%. En el mismo cuadro se observa que el petróleo recuperado a
los nueve años será de 1,94 MMBF, lo que comparado con el análisis de otros
pozos es demasiado bajo; a su vez se observa que el caudal de petróleo ha ido
en decremento desde 1400 bppd hasta 80 bppd.
El cuadro 4.8 muestra los resultados del análisis económico para el escenario
más probable, dentro del cual se observa que el tiempo de recuperación de la
inversión es de nueve años, en este proyecto en ninguno de los escenarios se
considera rentable el proceso de inyección de agua, ya que en el escenario
optimista se tiene un tiempo de recuperación de la inversión de cuatro años, lo
cual para un proyecto de recuperación secundaria no es rentable.
Los resultados económicos para los escenarios pesimista y optimista se
encuentran en el ANEXO 5.
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4.9
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100
4.5 ANÁLISIS DEL POZO “W”
El pozo W se encuentra ubicado en la región oriente de Ecuador, en uno de los
campos, que se encuentra dentro de los contratos para el desarrollo de campos
maduros.
El campo cuenta con una historia de producción desde el año de 1980. En este
caso se efectuó un análisis para realizar la inyección en un pozo mediante el uso
de dos pozos inyectores que se encuentran al momento en abandono por altos
cortes de agua.
El cuadro 4.11 muestra los resultados de la predicción del proceso de inyección
de agua, en el cual se observa que el yacimiento se inundará a los tres años,
momento en el cual el corte de agua será del 94%. A ese mismo tiempo se tiene
un factor de recobro del 24% y un petróleo recuperado de 0,61 MMBF.
El caudal de petróleo que ha ido disminuyendo es de aproximadamente 1400
BFPD hasta llegar a 157 BFPD.
El cuadro 4.12 muestra los resultados del análisis económico para el escenario
más probable, considerando un tiempo de vida del proyecto de tres años, el
proyecto resulta factible para ser llevado a cabo, con un tiempo de recuperación
de la inversión de dos años. En el escenario optimista se tiene un tiempo de
recuperación de la inversión de un año; mientras que en el escenario pesimista
el proyecto no resulta rentable, ya que la inversión se recupera en más de nueve
años.
Los resultados para los escenarios pesimista y optimista se encuentran el
ANEXO 7.
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4.6 ANÁLISIS DEL POZO “A”
El pozo A se encuentra ubicado en la región oriente de Ecuador. El campo en el
que se encuentra cuenta con una historia de producción desde el año de 1945.
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DEL POZO “A”
103
Dentro de este campo debido a la baja producción que presentaba, alrededor del
45% de pozos productores colapsaron, por lo cual fueron abandonados. Cabe
mencionar que se analizó un yacimiento estratificado, utilizando el método de
Dykstra Parsons y Stiles. Se procedió al análisis para realizar la inyección de
agua utilizando tres pozos inyectores.
El cuadro 4.13 muestra los resultados que se obtuvieron de la predicción del
proceso de inyección de agua mediante el método de Dykstra Parsons, dentro
del cual se observa que a los dos años se inundan de agua las nueve capas del
yacimiento en un 91%; teniendo un factor de recobro del 13.6%.
El petróleo recuperado después de dos años, es de 17660 BF. El caudal de
petróleo ha ido disminuyendo desde 208 BFPD hasta los 18 BFPD.
El cuadro 4.14 muestra los resultados del análisis económico para el escenario
más probable, dentro del cual se observa que el tiempo de recuperación de la
inversión es mayor a los 9 años. En este proyecto en ninguno de los escenarios
se considera rentable realizar un proceso de inyección de agua, ya que el
yacimiento se inunda de agua en una etapa temprana, haciendo que este
proyecto no resulte viable.
Los cuadros 4.15 y 4.16 muestran los resultados del análisis técnico y económico
del pozo realizado mediante el método de Stiles, que son muy parecidos a los
resultados obtenidos mediante el método de Dykstra Parsons.
Los resultados para los escenarios pesimista y optimista mediante el método de
Dykstra Parsosn se encuentran el ANEXO 8.
Los resultados para los escenarios pesimista y optimista mediante el método de
Stiles se encuentran el ANEXO 9.
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107
CAPÍTULO 5
8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
· Mientras se disponga de más información de producción, geológica y
petrofísica, los resultados del estudio de cualquier proyecto se
aproximarán más a la realidad, permitiendo tomar decisiones mucho antes
de ejecutar un proyecto.
· La movilidad es uno de los parámetros de mayor influencia para
determinar la factibilidad tanto técnica como económica de un proyecto de
inyección de agua; ya que cuando la movilidad es mayor a 1, el agua
tiende a superar al petróleo, por lo que se generan eficiencias de barrido
muy bajas.
· La inyección de agua es uno de los proyectos que presenta una forma
rentable y viable para el manejo de agua asociada a la producción de
petróleo; ya que el agua producida se reinyecta evitando así los riesgos
ambientales por su mal manejo; además que en la mayoría de los casos
de inyección el costo de su tratamiento es manejable.
· Es muy importante tener claro el concepto sobre lo que es un campo
maduro y todo lo que esto implica; ya que no sólo en Ecuador sino en todo
el mundo los campos petroleros llegarán a ser maduros en algún
momento de su vida.
· Seguir los parámetros que requiere el agua a ser inyectada es de suma
importancia, ya que si el agua no cumple alguno de estos parámetros es
muy posible que en un futuro existan problemas de corrosión,
incompatibilidad, incrustaciones, etc. Lo que al final incrementaría los
costos del proyecto.
108
· Mientras mayor sea el valor de la relación de movilidad, la tendencia de
fluir del agua es mayor que la del petróleo, ya que la roca tiene preferencia
a ser mojada por petróleo.
· La inyección de agua en arreglos mejora sustancialmente la eficiencia de
barrido en yacimientos homogéneos, a diferencia de lo que sucede en
yacimientos heterogéneos, donde debido a su complejidad es difícil
aseverar una mejora de la eficiencia, ya que en este caso prevalecen las
características geológicas, en especial de cómo se dio la acumulación de
petróleo en el lugar que se encuentra el yacimiento.
· El análisis del pozo A presenta un riesgo al momento de implementar un
proyecto de inyección de agua, debido a su valor de movilidad y a sus
bajos factores de recobro esperados; esto se da principalmente debido a
que se inyecta en un yacimiento heterogéneo, dentro del cual pueden
existir complejidades estructurales como lutitas sensibles, areniscas
heterogéneas que disminuirán la efectividad de la inyección.
· La rentabilidad del proyecto de inyección de agua se basa principalmente
en lo que actualmente produce un pozo, y mediante su pronóstico de
producción, determinar el caudal esperado después de implementación
del proceso de inyección, para así determinar la viabilidad del proyecto en
sí.
· La selección del patrón de arreglo de pozos es una de las decisiones más
complicadas dentro del proceso de inyección de agua, ya que depende
de la geología del reservorio, de los pozos disponibles que se asocien a
un modelo existente, y primordialmente de los recursos económicos, ya
que sobre estos radica la decisión de perforar nuevos pozos o a su vez
reacondicionar los pozos para poder realizar un arreglo que mejore la
eficiencia de barrido.
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5.2 RECOMENDACIONES
· Debido a que el programa se desarrolló en Excel, se tomaron en cuenta
únicamente los modelos matemáticos; más no se consideran mapas, por
lo tanto es importante saber que este programa no asegura el fallo o éxito
de un proyecto en su totalidad, sino que nos da un indicativo de lo que
podría suceder antes de su desarrollo.
· Para los casos en los que la movilidad es mayor a 1, se recomienda
escoger otro método de recuperación de petróleo (EOR); es decir un
método que permita reducir la viscosidad del petróleo y por lo tanto la
movilidad, de forma que el proyecto se pueda ejecutar.
· Se recomienda que los datos a ingresar dentro del programa sean lo más
exactos posibles, de forma que los resultados se acerquen más a la
realidad, y al ponerlo en práctica en un proyecto piloto no sucedan eventos
inesperados.
· Es importante tomar en cuenta la presión de inyección, ya que esta debe
ser menor a la presión de fractura. Lo más recomendable sería empezar
a inyectar a la presión a la que fue cerrado el pozo.
· Tomar en cuenta las facilidades de superficie disponibles en las
instalaciones donde se tiene planeado realizar la inyección de agua, de
tal manera que se pueda asegurar un tratamiento óptimo del agua de
formación, para que ésta pueda ser inyectada.
111
GLOSARIO
1. API.- American Petroleum Institute. Instituto Americano del Petróleo.
2. BUZAMIENTO.- Es el ángulo de inclinación de un plano geológico, como
por ejemplo una falla, medido desde un plano horizontal.
3. CAMPO MADURO.- Una acumulación o grupo de acumulaciones de
petróleo en el subsuelo que se encuentran en producción por un tiempo
considerablemente extenso, por lo cual sus volúmenes diarios evidencian
una curva de producción declinatoria.
4. CAMPO.- Área geográfica bien delimitada donde se lleva a cabo la
perforación de pozos profundos para la explotación de yacimientos
petrolíferos.
5. CAPEX.- Gasto de capital. Total de las asignaciones destinadas a la
creación de bienes de capital y conservación de los ya existentes, a la
adquisición de bienes inmuebles y valores por parte de la empresa, así
como los recursos transferidos a las subsidiarias para los mismos fines.
6. COMBUSTIÓN IN SITU.- Reacción química rápida entre sustancias
combustibles y un comburente, generalmente oxígeno que usualmente
es acompañada por calor y luz en forma de flama. El proceso de
combustión es comúnmente iniciado por factores como calor, luz o
chispas, que permiten que los materiales combustibles alcancen la
temperatura de ignición específica correspondiente.
7. CONIFICACIÓN.- Es el cambio producido en los perfiles de los contactos
agua/petróleo o gas/petróleo como resultado de las caídas de presión
durante la producción.
112
8. DELTA QI.- Fracción de volumen poroso nuevamente invadido después
de la ruptura.
9. DENSIDAD.- Magnitud que representa a la masa de una substancia entre
el volumen que esta ocupa. En el Sistema Internacional la unidad
utilizada es el kg/l.
10. DNH.- Dirección Nacional de Hidrocarburos
11. EOR.- Enhanced Oil Recoveries o Recuperación Mejorada de petróleo,
un método para mejorar la recuperación de petróleo que usa técnicas
sofisticadas que alteran las propiedades originales del petróleo.
12. ESPACIAMIENTO.- Distancia óptima entre los pozos productores de
hidrocarburos de un campo o de un yacimiento.
13. FACTOR DE RECOBRO.- Es el porcentaje de petróleo o gas en sitio en
un yacimiento que en última instancia puede ser retirado mediante
técnicas primarias o secundarias.
14. FACTOR DE RECUPERACIÓN.- Es la relación existente entre el
volumen original de petróleo o gas, a condiciones atmosféricas y la
reserva original de un yacimiento.
15. FINOS.- Partículas muy pequeñas, ya sea en una muestra de lodo o de
aditivo para lodo.
16. GEOESTADÍSTICA.- Estudio que se aplica durante la creación de
modelos del subsuelo de alta resolución de depósitos minerales o
yacimientos de petróleo.
17. GOR.- Gas Oil Relationship. Relación Gas-Petróleo.
113
18. IOR. - Improved Oil Recovey. Proceso de Recuperación Mejorada de
Petróleo que se utiliza comúnmente para describir cualquier proceso o
combinación de procesos que pueda aplicarse para aumentar
económicamente el volumen acumulativo de aceite que finalmente se
recupera del reservorio a una velocidad acelerada. IOR puede incluir
procesos químicos, mecánicos, físicos o procesales. IOR también puede
incluir EOR.
19. LIFTING COST.- Costo de elevación se refiere al costo de producción de
petróleo y gas después de la perforación es completo.
20. OLEODUCTO.- Tubería para la conducción de petróleo desde el lugar de
producción al de embarque o desde el lugar de descarga al de refinado.
21. OPEX.- Gato operativo o costo de producción desde el yacimiento hasta
la planta de procesamiento. Importe de las erogaciones que se efectúan
para el desarrollo de las funciones administrativas y de producción, como
son: gastos en mano de obra, adquisición de materiales, conservación,
mantenimiento y servicios generales. Estas operaciones no incrementan
los activos de la empresa.
22. PMI. - Project Management Institute
23. POLIMERIZACIÓN.- Reacción química en la cual las moléculas de un
compuesto orgánico se juntan entre sí o con otros compuestos, en forma
regular y ordenada, para formar una macro molécula.
24. POLÍMERO.- Material de elevado peso molecular formado por la
polimerización de muchas moléculas entre sí.
25. RESERVAS PROBADAS.- Volúmenes de hidrocarburos evaluados a
condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos se estima con
certidumbre que serán comercialmente recuperables.
114
26. RESERVAS REMANENTES.- Son los volúmenes de petróleo
recuperables, cuantificadas a cualquier fecha posterior al inicio de la
producción comercial que todavía permanecen en el yacimiento.
27. SODA CAÚSTICA.- El nombre común del hidróxido de sodio [NaOH]
28. TIR.- Tasa Interna de Retorno.
29. VAN.- Valor Actual Neto.
30. VISCOSIDAD.- Propiedad de un fluido que tiende a oponerse a su flujo
cuando se le aplica una fuerza. La viscosidad en poises se define como
la magnitud de la fuerza necesaria para mantener en situación de
equilibrio.
31. WELL TESTING.- Pruebas de pozos.
32. WOR. - Water Oil Relationship. Relación Agua-petróleo
33. YACIMIENTO.- Un cuerpo de roca del subsuelo que exhibe un grado
suficiente de porosidad y permeabilidad para almacenar y transmitir
fluidos.
BIBLIOGRAFÍA
115
1. Arreglo de pozos y eficiencia de barrido, Academia Edu, (2014), Tomado
de:
https://www.academia.edu/8970496/Arreglo_de_pozos_y_eficiencia_de_
barrido._CONTENIDO
2. Augusto Riofrío, (2014), “Estudio técnico económico previo a la
implementación de un proyecto de recuperación mediante inyección de
agua en el campo Mauro Dávalos Cordero, ubicado en el bloque 47 del
oriente ecuatoriano”, Universidad Tecnológica Equinoccial, Quito,
Ecuador.
3. Craig Forrest, (1982), “Aspectos de Ingeniería de la Inyección de Agua”,
Society of Petroleum Engineers of AIME, Dallas, EEUU.
4. Filomeno Alta, (2006), “La explotación de petróleo y gas en campos
maduros y marginales del noroeste peruano”, Escuela de Petróleos,
Universidad Nacional de Ingeniería, Lima, Perú.
5. Fundamentos de la mojabilidad, Schlumberger, (2007), Oilfield Review,
Tomado de:
https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/a
ut07/p44_61.pdf
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118
de Grado, Escuela de Petróleos, Universidad Central del Ecuador, Quito,
Ecuador.
119
ANEXOS
120
ANEXO No 1
MAPA DE LOS BLOQUES EN LA CUENCA ORIENTE
121
122
ANEXO No 2
PARÁMETROS NECESARIOS DEL AGUA DE INYECCIÓN
123
PARÁMETRO RANGO REQUERIDO
POTENCIAL DE HIDRÓGENO 6-7
COLOR VERDADERO Menor a 25 ppm
TURBIDEZ Menor a 2 NTU
ALCALINIDAD Menor a 50 ppm
DUREZA Menor a 40 ppm
OXÍGENO DISUELTO Menor a 10 ppb
RESIDUAL DE HIERRO Menor a 2 ppm
CLORO RESIDUAL 0.5-0.3 ppm
SÓLIDOS EN SUSPENSIÓN Menor a 1 ppm
ÍNDICE DE ESTABILIDAD DE LANGELIER
Si < 0.5 corrosivo
Si >0.5 incrustivo
CONTENIDO BACTEREOLÓGICO TOTAL < 100000 col./ml.
Fuente: Integrated Petroleum Reservoir Managment, 2004.
124
ANEXO No 3
CRITERIOS TÉCNICOS PARA EL USO DE OTROS PROCESOS DE RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO
125
126
ANEXO No 4
ESCENARIOS PESIMISTA Y OPTIMISTA DEL POZO “X”
127
128
129
ANEXO No 5
ESCENARIOS PESIMISTA Y OPTIMISTA DEL POZO “Y”
130
131
132
ANEXO No 6
ESCENARIOS PESIMISTA Y OPTIMISTA DEL POZO “Z”
133
134
135
ANEXO No 7
ESCENARIOS PESIMISTA Y OPTIMISTA DEL POZO “W”
136
137
138
ANEXO No 8
ESCENARIOS PESIMISTA Y OPTIMISTA DEL POZO “A”, MEDIANTE EL MÉTODO DE DYKSTRA PARSONS
139
140
141
ANEXO No 9
ESCENARIOS PESIMISTA Y OPTIMISTA DEL POZO “A” MEDIANTE EL MÉTODO DE STILES
142
143
144
ANEXO No 10
ASUNCIÓN DEL CÁLCULO REAL DE VOLUMEN APORTADO POR LA RECUPERACIÓN MEJORADA
145
La primera etapa de recuperación de petróleo considera la producción mediante flujo
natural y mediante el uso de sistemas de levantamiento artificial. Durante esta etapa
se produce sólo un pequeño porcentaje de los hidrocarburos inicialmente en el lugar,
típicamente alrededor de un 20 a un 30 por ciento del petróleo original en sitio para
los yacimientos de petróleo; dependiendo del mecanismo de empuje, del tipo de
levantamiento artificial y de las características propias del yacimiento.
Fuente: ADMINISTRACIÓN DE YACIMIENTOS PEP, 2011
Elaboración: Arana y Rodríguez
La implementación de proyectos de recuperación secundaria mediante inyección de
agua, aporta a la recuperación de petróleo de un 10 a un 40 por ciento, dependiendo
de cómo se realice dicho proceso, el momento en el cual se decida realizar la
inyección de agua, de las propiedades del yacimiento y de su heterogeneidad. El fluido
inyectado no desplaza todo el petróleo. Una cantidad apreciable queda atrapada por
fuerzas capilares en los poros de la roca reservorio y es pasada de largo. A esto se
llama petróleo residual y puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del
pozo. Además por las variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear
ciertas regiones portadoras de petróleo.
146
Fuente: BIT TOOTH ENERGY, 2012.
En la figura, la parte roja es la declinación natural del yacimiento, que independiente
de que se implemente un proceso de inyección de agua o no, se da en el reservorio.
Este valor no se puede determinar de forma exacta, pero como se mencionó
anteriormente este valor como parte de recuperación primaria conforma hasta un 30
por ciento del petróleo en sitio.
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