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Universidad Nacional de Ingeniería Facultad de Petroleo
1N17t OCEB
ESPACIAMIENTO EN1RE POZOS EN LA FORMACION MOGOLLON YACIMIENTO
BALLENA
TESIS
Para Optar El Título Profesional De INGENIERO DE PETROLEO
William R. Navarro Cornejo PROMOCION 1981 — 1
LIMA — PERU — 1987
ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS EN LA FORMACION MOGOLLON
YACIMIENTO BALLENA
CONTENIDO
1. INTRODUCCION
2. LA FORMACION MOGOLLON EN EL YACIMIENTO BALLENA NOROESTE DEL PERU
2.1 Geología Regional
Marco Geológico, Estratigrafía, Estructura, Evolución Geológica
2.2 Descripción del Reservorio Mogollón
2.2.1 Geología
2.2.2 Características del Reservorio
2.3 Historia Productiva
2.3.1 Completación
2.3.2 Producción
2.3.3 Presiones
3. METODOLOGIA PARA OPTIMAR EL ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS
3.1 Factores que Intervienen en el Espaciamiento de Pozos
3.1.1 Factores Geológicos
. Tamaño y forma del yacimiento
. Espesor de la arena productiva
. Heterogeneidad
. La Trampa
3.1.2 Factores de Reservorio
. Porosidad, permeabilidad, permeabilidad relativa
. Fluidos contenidos en el Reservorio
. Presión Capilar
. Contactos de Fluidos
3.1.3 Factores Asociados a la Producción
. Régimen de Extracción y Consideraciones Económicas
. Reservas
. Area y Volumen de Drenaje
. Presiones Dinámica
. Interferencia de Pozos
3.2 Descripción del Método Propuesto
3.2.1 Asunciones y Datos Básicos
3.2.2 Modelo Propuesto
4. APLICACION DEL METODO AL YACIMIENTO BALLENA
4.1 Evaluación de Reservas
4.2 Caudal Inicial y Curvas Tipo de Producción
4.3 Economía
4.3.1 Definiciones Previas
4.3.2 Parámetros Económicos Utilizados
4.3.3 Evaluaciones Económicas
5. CONCLUSIONES
6. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
7. TABLAS
8. FIGURAS
1.
INTRODUCCION
El yacimiento Ballena cuya producción de petróleo proviene de las
formaciones Mogollón,
Ostrea,
Echino,
Hélico
del Terciario, se en-
cuentra ubicado en el Noroeste del Perú, en la provincia de Talara,
Departamento de
Piura.
Se halla comprendido entre las coordenadas N
1619000-1622000 y E 1144000-1147500, cubriendo un área de 3,500
acres, de los cuales se han desarrollado 2,500. La mayor producción
proviene de la formación Mogollón que ha acumulado 3.8
MMB1s.
de pe-
tróleo a través de 36 pozos perforados a un
espaciamiento
entre 40 y
70 acres.
El
espaciamiento
entre pozos productores de petróleo en Noroeste del
Perú, particularmente en el área de Ballena, es un aspecto crítico en
la explotación racional de yacimientos y su
optimación
debe estar ba-
sada en consideraciones técnicas y económicas.
Las consideraciones técnicas están relacionadas con la magnitud de
las reservas y el conocimiento de las variaciones espaciales de las
características de los
reservorios,
por lo que resulta necesaria la
perforación de varios pozos, a fin de obtener información confiable
de los fluidos y de la geometría y características de la roca
reser-
vorio.
Las consideraciones económicas se refieren al precio, costo y
demanda de hidrocarburos.
- 2 -
En el Noroeste del Perú se han publicado pocos trabajos acerca del
espaciamiento entre pozos. En uno de estos trabajos, efectuado en el
área de operaciones costafuera (1)
, se ha asumido que la determina-
ción del espaciamiento entre pozos es principalmente un problema eco-
nómico y se ha desarrollado un método para maximizar el Valor Actual
Neto de proyectos de desarrollo, en función del espaciamiento, mante-
niendo constantes el factor de recuperación y las características de
las curvas de declinación.
En la mayoría de los casos, los resultados de las evaluaciones econó-
micas efectuadas solamente con este enfoque, proporcionan una idea
posterior del espaciamiento que habría sido conveniente utilizar, ya
que generalmente se obtienen cuando los yacimientos han sido desa-
rrollados casi totalmente. Debido a tales circunstancias, no siempre
es posible conciliar la ubicación real de los pozos perforados con la
red de espaciamiento óptimo. Sin embargo, los resultados siempre son
de utilidad, puesto que permiten determinar cuando menos, el número
de pozos necesarios para explotar el yacimiento y calcular el número
adicional de pozos, en caso de ser necesarios, para producir el resto
de petróleo recuperable.
Este trabajo presenta una modificación que generaliza el método ante-
rior, considerando tanto los aspectos económicos como técnicos de la
explotación de yacimientos, y se propone un procedimiento para deter-
minar el espaciamiento óptimo entre pozos en el yacimiento Ballena,
3
formación Mogollón. El método propuesto implica incorporar en el mo-
delo económico los parámetros de las curvas de declinación típicas y
la variación del factor de recuperación con el espaciamiento,
estima-
dos a partir del comportamiento productivo de los bloques desarrolla-
dos en áreas vecinas.
Aún cuando en este trabajo se presenta la aplicación del método en el
yacimiento Ballena, hay suficiente razón para afirmar que puede ser
usado en otras áreas y formaciones del Noroeste
del Perú.
Durante la realización del presente trabajo se contó con la colabora-
ción de varias personas, a quienes expreso mi reconocimiento: Al
Ing. José Sierra, por su asesoramiento y aporte de ideas; al
Ing. Ma-
nuel Cáceres, por su revisión y discusión del método y resultados>
al
Ing. Adrián
Montoya, por los comentarios y revisión de la parte
geo-
lógica; y en especial al personal de Ingeniería de Petróleo de Petró-
leos del Perú.
- 4 --
2. EL YACIMIENTO BALLENA DEL NOROESTE DEL PERU
El yacimiento Ballena está ubicado en el Noroeste del Perú, en la
provincia de Talara, Departamento de Piura. Se halla comprendido en-
tre los kilómetros cuadrados N-30, N-28, L-29 y L-28 del sistema de
coordenadas locales (Figura N° 1).
El campo fue descubierto en el año 1925, perforándose por las forma-
ciones superficiales; a la fecha se han perforado 148 pozos hasta una
profundidad máxima de 9000 pies. Actualmente produce 1100 BOPD.
Geográficamente el yacimiento Ballena se ubica en el área El Alto, en
la faja de terreno entre los cerros Amotape
y el Océano Pacífico, la
que está formada por terrazas de origen marino conocidas en la región
con el nombre de "Tablazos", los cuales se extienden por toda la cos-
ta norte del país en tres niveles principales. Los cerros Amotape,
situados al este del área con una elevación máxima de 710 metros,
constituyen el accidente topográfico más importante de la región.
El clima es caluroso y seco, correspondiente a una zona desértica.
Las lluvias son esporádicas, presentándose siempre entre los meses de
Marzo y Abril. El verano es muy caluroso y con un régimen de vientos
tranquilos y el invierno es templado, caracterizándose por los vien-
tos intensos del suroeste.
5
El desarrollo industrial en esta parte de la costa norte está princi-
palmente relacionado con la explotación del petróleo y en una pequeña
escala con la industria pesquera.
La ciudad más cercana al yacimiento es El Alto, siendo la más impor-
tante de Talara, capital de la provincia del mismo nombre. Todos los
campos petrolíferos del noroeste del Perú cuentan con una red densa
de carreteras en servicio, que facilitan enormemente la accesibilidad
a cualquier lugar de la región.
2.1 Geología Regional
Geológicamente el yacimiento Ballena se encuentra ubicado en la
Cuenca Talara, que junto con las cuencas Progreso al norte y Se-
chura al sur, constituyen una unidad geotectónica denominada
Zócalo de la Costa.
El Zócalo de la Costa es un tipo de plataforma costanera móvil,
la que a través del tiempo geológico ha estado unas veces sumer-
gida constituyendo lugar de sedimentación y otras, emergida
estando sujeta a fallamiento y erosión (Montoya A., 1986).
Los sedimentos de la Cuenca Talara son de edad cretácea y ter-
ciaria, alcanzan un espesor de más de 20,000 pies y se han depo-
sitado en discordancia angular sobre rocas de edad paleozoica,
al que se considera como "Basamento" de la región.
- 6
-
La secuencia estratigráfica
presente en la Cuenca Talara está
bien determinada y comprende formaciones cuya edad abarca desde
el paleozoico al reciente, con varias discordancias entre
ellas. La edad, relaciones y características estratigráficas
de
estas formaciones son, en general bien conocidas.
Litológicamente la secuencia
estratigráfica de la Cuenca Talara
consiste de sedimentos marinos y fluvio-deltaicos
clásticos que
vienen desde calizas hasta conglomerados en todos los rangos in-
termedios.
Los sedimentos del paleozoico presentan metamorfismo incipiente
y se encuentran de moderada a intensamente fracturados (porosi-
dad secundaria), mientras que los del cretáceo y terciario pre-
sentan porosidad primaria y a menudo también porosidad
secundaria de fracturas (en calizas,, areniscas y conglomerados
bien compactados).
El rasgo estructural predominante en el Zócalo de la Costa del
noroeste -del Perú es el intenso fallamiento
normal en bloques,
como resultado de esfuerzos tectónicos tensionales
a que ha es-
tado sometida el área, principalmente durante la Orogenia Andi-
na, desde mediados del Cretáceo hasta el Plioceno.
- 7 -
Este fallamiento normal ha dado lugar a grandes contrastes es-
tructurales con áreas relativamente levantadas, denominadas
"Altos" y áreas negativas denominadas "Artesa". Ambas tienen un
eje principal con dirección general Este-Oeste y se alternan su-
cesivamente en dirección Norte-Sur.
Localmente el fallamiento normal delimita el área de los yaci-
mientos individualizándolos de los vecinos y controlando la dis-
tribución de fluidos en cada uno de los reservorios presentes en
el mismo.
Durante el paleozoico, las aguas marinas invadieron la región,
principalmente en el Devónico, Missisipiano, Pensilvaniano y
Térmico, siendo las rocas del Grupo Amotape las representantes
de este evento. Estas rocas, posteriormente fueron expuestas a
la erosión durante la orogenia del Paleozoico Tardío.
En el mezosoico se depositaron las calizas Muerto-Pananga y los
conglomerados de Sandino, las lutitas calcáreas de Redondo, las
arenas y lutitas de Monte Grande, las arenas conglomeráticas de
Ancha y las lutitas de Petacas.
Durante el mesozoico se depositaron las arenas de la formación
Mesa y las lutitas de Balcones.
- 8 -
A principios del Eoceno Inferior se reinicia la sedimenación de
los conglomerados de Basal Salina, siguiendo las lutitas de San
Cristóbal, los conglomerados y areniscas de la formación Mogo-
llón y las secuencias de Cerro Pardo, Cerro Tanque, Palegreda,
Parifías y Chacra, en el sur> y Ostrea y Echino Insitu en el nor-
te.
En el Eoceno Medio, se depositan los sedimentos de las formacio-
nes Talara y Pozo con algunos depósitos de Canal (Formación Bé-
lico). En el Eoceno Superior se depositan los sedimentos de las
formaciones Verdan, Chira, Mirador, Cone hill. Durante el Pleis-
toceno, se llevó a cabo la depositación de las terrazas marinas
denominadas Tablazos, las cuales no muestran efecto alguno de
fallamiento.
2.2 Descripción del Reservorio Mogollón
La formación Mogollón es uno de los principales productores de
petróleo en el Noroeste del Perú y en especial en el yacimiento
Ballena.
2.2.1 Geología
. Estructura
El mapa de contornos estructurales, a líneas rectas,
referido al tope de la formación Mogollón en el área
EL ALTO y en el yacimiento Ballena, (Figura N° 2),
- 9
-
muestra que el
reservorio
Mogollón está constituido
por bloques estructurales principales, limitados por
fallas normales. A su vez, dichos bloques se encuen-
tran dislocados por fallas normales de carácter secun-
dario, siendo éste el caso del bloque en estudio.
Las fallas mayores delimitan los yacimientos indivi-
dualizándolos y controlando la distribución de los
fluidos.
Factores determinantes para este control, lo constitu-
yen la relación salto vertical de la falla
vs.
espesor
de los
reservorios,
de los cuales depende que una fa-
lla pueda comportarse como barrera de permeabilidad al
poner en contacto un
resevorio
con una formación im-
permeable o como vía de circulación de fluidos, al co-
municar a dos
reservorios.
Este hecho es de primera
importancia al tener que considerar el área óptima de
drenaje para explotar un yacimiento, sobre todo si en
él existen varios horizontes petrolíferos de espesor y
calidad diferentes entre sí.
.
Estratigrafía
La secuencia
estratigráfica
en el área está
representada por formaciones, cuyas edades varían
- 10 -
desde el Paleozoico (formación Amotape) hasta el re-
ciente (formación Tablazo). En la Figura N° 3 se pre-
senta la columna estratigráfica atravezada.
La formación Mogollón del Eoceno Inferior, consta de
tres miembros importantes:
a. Mogollón Superior
b. Mogollón Medio
c. Mogollón Inferior
Dado el alto grado de redondez relativo en relación al
tamaño de las partículas de cuarzo y al transporte re-
lativamente corto desde su origen de procedencia, se
puede concluir que los sedimentos de la formación Mo-
gollón provienen de rocas pre-existentes del Paleozoi-
co y Cretáceo, es decir, que han tenido anteriormente
por lo menos dos ciclos de sedimentación. La direc-
ción aproximada de aporte del material es de noreste a
suroeste.
. Textura
El tamaño de grano es variable, desde muy grueso a fi-
no y de regular selección, principalmente con rodados
que alcanzan de 3 a 4 cros. de espesor y areniscas de
grano grueso con estratificación cruzada en ángulo de
45°. Los espesores de los sedimentos varían de 30 a
50 metros) las
limolitas
arenosas son segundas en im-
portancia.
.
Roca Madre
En relación a la roca madre que ha aportado el petró-
leo al
reservorio
Mogollón, serían los mismos estratos
u horizontes de
lutitas
(Miembro Medio) de la forma-
ción Mogollón, así como las formaciones
Ostrea
y San
Cristóbal, las cuales a su vez están actuando como ro-
ca sello.
Indudablemente, las rocas madres de petróleo fueron
depositadas desde el
Pre-Cambriano
durante los perío-
dos de mayor
sumergencia,
con climatología favorable,
gran desarrollo de la vida animal y
exhuberante
creci-
miento de las plantas.
.
Rocas Sellos
Las rocas sellos del yacimiento impiden no sólo el es-
cape del petróleo y el gas, sino también de la masa
inferior de agua que generalmente se encuentra presen-
te en el yacimiento, y a través de la cual pasaron los
hidrocarburos para quedar encerrados dentro de la
trampa.
- 12 -
Ambiente de Deposición (Tomado de Carozzi, A., 1975)
La formación Mogollón es el tipo de relleno longitudi-
nal axial de la parte norte de la Cuenca Talara; se ha
depositado en por lo menos cuatro sistemas yuxtapues-
tos, que abarcan desde el medio fluvial en el norte,
el de conos de depositación sumergidos y finalmente
turbiditas en el sur, pero sin un delta intermedio
(Figura N° 4).
En el Area "El Alto" la formación Mogollón se ha depo-
sitado por los procesos de "redepositación", es decir
sedimentos que se acumularon en forma inestable en
aguas fluviales con influencia marina de aguas poco
profundas y fueron retrabajados o resedimentados;
siendo los principales mecanismos de depositación el
flujo de escombros y flujo de granos. La producción
de la formación Mogollón proviene de porosidad secun-
daria y porosidad intergranular o primaria. Las sec-
ciones que generan un grado más alto de fracturas son
las secuencias de conglomerados y areniscas conglome-
rádicas que son más rígidas a los esfuerzos, en cambio
en las areniscas y limolitas el fracturamiento es
menor.
- 13 -
Litología (Paredes, J. 1986)
En la litología se han determinado 3 miembros que a
continuación se describen y se puede observar el
perfil tipo en la Figura N° 5.
Mogollón Superior
Mogollón Superior muestra tres unidades bien diferen-
ciadas por las características litológicas y valores
electrográficos en los perfiles de pozos.
Chorro Superior
Areniscas blancas a grises de cuarzo hialino y lechoso
de grano medio a grueso firmes, en parte friables, in-
tercaladas con estratos delgados de lutitas abigarra-
das (marrón, rojizas, verdosas) de textura suave, ma-
sivas no calcáreas. En el perfil eléctrico muestra
poco desarrollo de la curva del potencial espontáneo.
Chorro Inferior
Areniscas blancas y gris verdosas de cuarzo hialino,
lechoso y cuarcitas grano medio a grueso subredondea-
do, friable y conglomerados de cuarzo intercalado con
aislados estratos de lutitas abigarradas.
Presenta mejor desarrollo de la curva S.P. en el
perfil eléctrico.
- 14 -
Fuente
Areniscas grises y gris verdosas de cuarzo, poca cuar-
cita, de grano medio a grueso, conglomerados de cuarzo
semi-lechoso en matriz de areniscas finas a medias con
cemento poco calcáreo delgadas intercalaciones de lu-
titas abigarradas, firmes masivas no calcáreas. La
curva S.P. se presenta poco desarrollada en el perfil
eléctrico.
Mogollón Medio
Lutitas grises, oscuras y limolitas grises, con granos
de glauconita, micromicáceas compactas, masivas.
Mogollón Inferior
Areniscas grises de cuarzo, grano medio a grueso con
intercalaciones de conglomerados de cuarzo hialino y
semi-lechoso separados por capas delgadas de lutita
abigarrada.
La formación Mogollón se extiende por toda el área estu-
diada. Las tendencias de más alta producción coinciden
con la dirección de máxima energía del paleo-flujo del
noreste a suroeste que son paralelas al eje longitudinal
del relleno.
- 15
-
Los máximos espesores penetrados para los diferentes
miembros en el yacimiento Ballena son:
Mogollón Superior 120U'
Mogollón Medio 1000'
Mogollón Inferior 900'
Para el bloque en estudio se perforará únicamente por Mo-
gollón Superior.
2.2.2 Características del Reservorio
Siendo el espesor bruto de la formación Mogollón superior
a los 1000', es difícil de interpretar el/los intervalos
productores, y por lo tanto, los valores de arena neta,
porosidad, permeabilidad y saturaciones promedios.
De los cores continuos obtenidos en el área, se pudo
obtener que la porosidad de matriz varía entre 4.9 a 9.6%
y la permeabilidad del sistema reservorio
varía de 0.05 a
4.2 milidarcys,
con un promedio de 0.87 md.
Del mismo modo de la observación directa de los cores, se
estimó que entre el 25 y 40% de los cores, contenían
mi-
crofracturas, de los cuales aproximadamente la mitad de
las fracturas estaban abiertas y el resto, rellenas de
- 16 -
calcita. Se llegó a estimar que estas fracturas contri-
buirían con aproximadamente el 0.2% del volumen bruto en
la porosidad del reservorio. La contribución primordial
de las fracturas es la de incrementar la permeabilidad y
por lo tanto, facilitar el acceso de petróleo al pozo.
Para la evaluación de las saturaciones de fuidos, no se
cuenta con análisis especiales, debido a la muy baja per-
meabilidad observada y a la poca información con que se
cuenta, razón por la cual se han tomado valores obtenidos
en forma indirecta a través de correlaciones de Sw vs.
altura relativa (Figura N° 6).
. Propiedades de los Fluidos del Reservorio
En el comienzo de la explotación del reservorio Mogo-
llón no se obtuvieron muestras de fluidos.
A efecto de poder determinar las propiedades PVT de
los fluidos, se ha utilizado la correlación preparada
para el área EL ALZO (Chira P., Navarro W., 1986).
Estos valores se pueden observar en las Figuras 7 y 8.
2.3 Historia Productiva
La formación Mogollón es altamente productiva en el Noroeste del
Perú. La producción total acumulada en las áreas operadas por
- 17 -
PetroPerú en el Noroeste es de 920 MMB1s. al 31.12.85, de los
cuales 122 MMB1s. corresponden a la producción de la formación
Mogollón.
En el Area Lima esta participación es mayor; con una producción
acumulada de 8.3 MMB1s. de los 54 MMB1s. producidos en dicha área.
Las reservas remanentes en el Area Lima son del orden de 39
MMB1s. para la formación Mogollón.
En el yacimiento Ballena, la producción acumulada al 31.12.85 es
de 6.2 MMB1s., de los cuales 3.8 MMB1s. pertenecen a la forma-
ción Mogollón.
En los yacimientos Pesa Negra y Verde, al oeste del yacimiento
Ballena, la recuperación final por pozo es de 150 MB1s., a un
espaciamiento promedio de 48 acres; hacia el sur en el yacimien-
to Central, la formación Mogollón aún no ha sido muy bien eva-
luada. Actualmente en este yacimiento se está efectuando un
proyecto de inyección de agua en las formaciones Echino-Hélico.
- 18 -
Por el este se encuentran los yacimientos Somatito-Zapotal, cuya
recuperación final es de 160 MB1s., en promedio por pozo, a un
espaciamiento de 45 acres.
Por lo tanto, el potencial productivo promedio de la formación
Mogollón es bastante similar en toda el área denominada EL AL-
TO. El comportamiento productivo también es similar en toda el
área, teniendo un desarrollo de la curva de producción acumulada
del tipo hiperbólico en los primeros seis meses a un año y luego
exponencial; ésto probablemente se deba al fracturamiento que es
necesario realizar, para obtener producción comercial.
2.3.1 Completación
En el yacimiento Ballena, los primeros pozos fueron per-
forados a cable por las formaciones superficiales (Lchi-
no-Bélico), a una profundidad promedia de 3500', siendo
completados con laina preperforada. Estos pozos fueron
producidos desde el inicio de su vida productiva con uni-
dad de levantamieto artificial (bombeo mecánico y gas
lift).
Posteriormente el sistema de perforación fue generalizado
mediante perforación rotaria, utilizando un peso de lodo
entre 10.5 y 13.5 lb/gal. para la formación Mogollón.
-
19
-
Para completar el pozo se utilizaba casing corrido de 4
1/2", llegando a estandarizar posteriormente a 5 1/2".
Para la apertura a producción se utilizaron balas con una
densidad de 1 a 2 tiros por pie; con el advenimiento de
la
estimulación
mediante
fracturamiento,
esta apertura
cambió, debido a que se utilizó la técnica de entrada li-
mitada, donde por aproximadamente 200' de arena bruta se
baleaba con 16 a 30 balas, el cual era estimulado a un
caudal de 12
-
16
BPM.
Actualmente, el pozo es completado mediante
baleo-fract;
se utiliza de 20-30 jets de 1/2" por etapa (aproximada-
mente 150' de arena bruta), estimulando mediante
fractu-
ramiento
hidráulico a un caudal de 25-34
BPM
con aproxi-
madamente 500
Bls.
de crudo por etapa.
Los primeros pozos perforados en el área por la formación
Mogollón fueron los pozos exploratorios 1133, 1690, 1700
entre los años 1955
-
1967, a partir de los cuales se de-
sarrolló el campo mediante la perforación de 33 pozos
adicionales a un
espaciamiento
variable
entr
40 y 70
acres.
- 20
-
El bloque en estudio fue descubierto por el pozo explora-
torio 5705 que encontró un nivel de saturación de agua a
-6830' y con una baja productividad de la formación Mogo-
llón (producción inicial 70 x 23 x 24 hrs.
x 1/4" ST),
lo
cual no permitió continuar con el desarrollo del bloque.
Una posterior reinterpretación
geológica permitió la per-
foración del pozo 6767 (año 1985) que confirmó el poten-
cial productivo del bloque (producción inicial 159 x 5 x
24 hrs.
x 1/4"), permitiendo una revisión estructural y
estratigráfica del bloque.
2.3.2 Producción
El acumulado total al 31.12.85 por la formación Mogollón
es de 3'800,000 Bls.
correspondiente a 36 pozos. La re-
cuperación final estimada por pozo a un espaciamiento
de
40 acres es de 70,000 Bls.
y para uno de 70 acres es de
140,000.
La máxima producción acumulada de un pozo es de 283,000
Bis. y la mínima de 26,250
Bls.
En las Figuras 9 al 14 se puede observar el comportamien-
to productivo para tres pozos que se encuentran dentro
del bloque en estudio.
21 -
La recuperación final estimada, mediante la extrapolación
de las curvas de caudal de producción (BOPD) vs. tiempo y
y caudal de producción (BOPD) vs. acumulado por pozo, pa-
ra el yacimiento es de 3'950,000 Bls., lo cual correspon-
de a un factor de recuperación del 8%.
2.3.3 Presiones
En los pozos perforados en el área, se han tomado única-
mente cuatro pruebas de presión de fondo de cuyo análisis
se ha calculado que la presión original del reservorio
sería de 2842 psi a -6800'.
La presión de burbuja obtenida a través de las correla-
ciones es de 1634 psi, lo cual nos indica que el reservo-
rio estuvo originalmente sobre la presión de burbuja.
La última presión de fondo registrada da una presión ac-
tual de 1560 psi a -6800', lo cual indica un grado de de-
pletación de 45% en la zona de mayor densidad de pozos.
En el bloque en estudio, la presión registrada en el úl-
timo pozo perforado fue de 2205 psi a -6800'.
- 22 -
3. METODOLOGIA PARA OPTIMAR EL ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS
Para el propósito del presente estudio el espaciamiento se define co-
mo el número de acres drenado por pozo al límite económico. Esta
área de drenaje se irá incrementando conforme transcurra el tiempo.
Los arreglos más comunes en el desarrollo primario son:
Arreglo Uniforme El arreglo uniforme de puntos de drenaje en un
yacimiento permite un drenaje uniforme y por tanto, es aplicable en
yacimientos cuyos mecanismos de producción predominantes sean el de
impulsión por gas en solución.
El arreglo uniforme puede efectuarse siguiendo dos modelos geométri-
cos: el rectangular y el triangular, cuyos puntos quedan distanciados
uniformemente entre sí, con el objeto de que todas las partes del ya-
cimiento resulten igualmente drenadas por los pozos productores.
Arreglo Cuadrado: En el arreglo cuadrado, los pozos se localizan en
los nudos de una red, cuyas líneas se cortan entre sí en ángulo de
900 formando cuadrados. Las áreas de drenaje de los pozos son tam-
bién cuadrados con lados iguales a la distancia entre los pozos. Es-
te arreglo permite aumentar o disminuir la densidad de los pozos se-
gún las necesidades de puntos de drenaje. Si se localizan pozos adi-
cionales en los centros de los cuadrados, por ejemplo> se reduce
- 23 -
el área de drenaje y el espacio entre pozos. Este arreglo rectangu-
lar interespaciado es conocido como el "cinco-puntos".
Arreglo Triangular: En el arreglo triangular equilátero, los pozos
se localizan en los nudos de una red, cuyas líneas se cruzan en ángu-
los de 60° formando triángulos equiláteros y hexágonos regulares. El
área de drenaje asociada a cada pozo es un hexágono regular, cuyos
lados se construyen uniendo los centros de los triángulos equiláte-
ros. Este arreglo triangular también se conoce como "siete-puntos",
ya que seis pozos se localizan en los vértices de un hexágono regular
y un séptimo pozo se localiza en el centro del mismo hexágono. El
arreglo triangular también permite aumentar o disminuir la densidad
de los puntos de drenaje. Si se duplica el espacio de los pozos, se
cuadruplica el área de drenaje, respectivamente.
3.1 Factores que Intervienen en el Espaciamiento de Pozos
La planificación necesaria para determinar el espaciamiento en-
tre pozos en un reservorio de petróleo está supeditado a tres
factores técnicos: geológico, reservorios y factores asociados a
la producción.
Los puntos más extremos de captación del petróleo producido,
define su volumen de drenaje; sin embargo, cuando el espesor y
las otras propiedades de la roca reservorio son uniformes, dicho
volumen se puede expresar como área de drenaje.
- 24 -
La magnitud del drenaje está influenciado por dos tipos de fac-
toress
Factores del reservorio, permeabilidad, porosidad,
tamaño, forma y continuidad de la roca reservorio y
agua asociada al petróleo.
Factores de producción, caudal de los pozos y el
espaciamiento.
En el caso óptimo de espaciamiento entre pozos debe guardar una
estrecha relación con el área de drenaje, de tal modo que se
pueda drenar el reservorio en forma eficiente técnica y económi-
camente.
Los factores que a continuación se indican se encuentran íntima-
mente ligados, por lo que se indica en forma simple, la influen-
cia del factor considerando el resto de propiedades constantes.
3.1.1 Factores Geológicos
Tamaño y Forma del Yacimiento
El tamaño del reservorio nos proporciona el área a
desarrollar y en combinación con el espesor nos
proporcionará el petróleo insitu.
- 25 -
La forma del yacimiento nos indicará el tipo de arre-
glo que se podrá aplicar para extraer dichas reservas,
es decir, el arreglo óptimo que permita un mejor dre-
naje.
Esta localización apropiada de los pozos de producción
es un factor muy importante, debido fundamentalmente
al hecho de que en realidad los yacimientos de hidro-
carburos no poseen una continuidad perfecta, ni pro-
piedades físicas distribuidas uniformemente-, por tan-
to, es importante obtener la mayor cantidad de infor-
mación con el objeto de conocer mejor la geometría del
yacimiento.
. Espesor de la Arena Productiva
Hay una relación estrecha entre el espesor de la arena
petrolífera y la recuperación de hidrocarburos. Cuan-
to más potente es una arena, la recuperación es mayor,
aún cuando puede existir que las diferentes partes de
la misma arena puede tener diferentes factores de pro-
ductividad, debido a cambios en porosidad y textura.
Luego cuando se tengan espesores potentes, es conve-
niente perforar a menor espaciamiento.
- 26 -
Si la arena es de grano fino y el crudo pesado o vis-
coso, los pozos deben tener el mínimo espaciamiento,
inversamente si la arena es porosa, el petróleo no es
viscoso y hay bastante presión de gas, el espaciamien-
to debe ser mayor.
Para un espesor potente de arena neta es conveniente
perforar a menor espaciamiento, a fin de drenar efi-
cientemente el reservorio; y cuando el reservorio tie-
ne un espesor pequeño se debe perforar a un espacia-
miento mayor.
heterogeneidad
Técnicamente ninguna roca debería ser llamada "unifor-
me", en la práctica sin embargo, las rocas reservorio
han llegado a ser conocidas como tal, de modo relativo
debido a que el espacio poroso varía muy poco en tama-
ño y generalmente están interconectados.
El grado en el cual la roca reservorio es uniforme in-
fluencia en la relación en la cual el petróleo puede
ser desplazado eficientemente desde la roca.
Estratificaciones excesivas de la roca reservorio ori-
ginan el desplazamiento de fluidos más susceptibles a
- 27 -
digitaciones; a lo largo de permeabilidades altas
moviéndose rápidamente hacia el pozo, dependiendo del
espesor.
Todas las rocas porosas que tienen petróleo, muestran
variación en el tamaño y la forma de los espacios po-
rosos. Posteriormente, estas variaciones controlarán
el grado de recuperación de petróleo de las rocas.
Bajo el proceso de desplazamiento por gas, el gas ten-
derá a moverse más fácilmente a través de los canales
porosos grandes, debido a su baja viscosidad y gran
movilidad. Cuando el gas se mueve a través de la are-
na, gran parte del petróleo residual tenderá a perma-
necer en los canales porosos de baja permeabilidad.
La roca reservorio puede existir como capas sucesivas,
cada una de las cuales tal vez sea relativamente uni-
forme, pero puede haber variaciones de permeabilidad y
de otras características entre las capas. La no uni-
formidad puede ser lateral (ésto es, no continuo), de-
bido a que la roca en un área tiene diferentes propie-
dades que la roca entre otras áreas en una misma ca-
pa. Estas variaciones laterales pueden existir dentro
de grandes áreas particulares comprendidas dentro del
reservorio o como pequeños lentes numerosos encerrados
- 28 -
por roca de diferente permeabilidad o por lutitas sín
permeabilidad. Esta no uniformidad se debe a la forma
cómo se depositaron los sedimentos y al medio ambiente
reinante durante la historia geológica.
Para reservorios heterogéneos (fallados, con variacio-
nes laterales fuertes), es recomendable perforar a es-
paciamientos pequeños; en caso que el reservorio sea
homogéneo dependerá fundamentalmente de las otras pro-
piedades de la roca reservorio.
Si la roca reservorio se encuentra a una gran profun-
didad, resulta en altas inversiones y altos costos de
operación por pozo, por lo cual es conveniente perfo-
rar a un espaciamiento grande, en caso inverso si la
arena reservorio es superficial, se puede perforar a
un menor espaciamiento.
. La Trampa
Es el elemento que mantiene en su lugar al petróleo y
al gas de un yacimiento.
El término trampa fue introducido por primera vez por
Ivlc Colloug en 1934 y se le aplicó a yacimientos de ca-
racterísticas tan diversas como obturaciones de asfal-
- 29 -
tos, capas lenticulares, truncamientos, así como a los
plegamientos y fallas.
Actualmente, suele denominarse trampa a la configura-
ción geométrica que contiene el petróleo, cualquiera
que sea su forma o su causa. Su característica esen-
cial es que tiene la posibilidad de acumular y retener
en su interior al petróleo y al gas.
La trampa definirá básicamente el mecanismo de impul-
sión, el que a su vez definirá el factor de recupera-
ción; permitiendo definir el petróleo recuperable.
3.1.2 Factores de Reservorio
El reservorio es aquella porción de roca porosa y permea-
ble que contiene hidrocarburos líquidos y gaseosos, sus-
ceptibles de ser producidos. La composición y textura de
la roca reservorio, así como su continuidad o falta de
ella, tienen primordial interés para la geología del pe-
tróleo. Los bordes de la roca reservorio pueden coinci-
dir con los bordes del yacimiento de petróleo y gas, pero
también puede ocurrir que la roca reservorio sea un depó-
sito de petróleo sólo en áreas favorable, a escala local,
a pesar de extenderse a lo largo de una amplia región.
- 30
-
Los factores que influyen en el espaciamiento
están dados
por las propiedades petrofísicas
de la roca reservorio y
las propiedades de los fluidos contenidos en ella. Estas
propiedades definirán conjuntamente con el tamaño del
yacimiento y espesor neto las reservas de petróleo insitu
y el petróleo recuperable>
así como la productividad del
reservorio. La capacidad para almacenar y producir
hidrocarburos está en función de dos características
esenciales de la masa de las rocas reservorios las cuales
son: porosidad y permeabilidad.
Porosidad.- Es la razón entre el espacio poroso y el
volumen total de la roca reservorio y por lo general
se le expresa como un porcentaje. Nos indicará la
cantidad de fluido que está almacenado en esta roca
reservorio y por lo tanto, influirá directamente en la
cantidad de petróleo insitu.
El tamaño y forma de los espacios porosos y el grado
de conección entre los espacios porosos tendrá una in-
fluencia importante en la recuperación.
Más petróleo será retenido en pequeños espacios poro-
sos, cuando el fluido debe seguir un camino tortuoso
para alcanzar el hueco.
- 31
-
En muchos casos, bajos rates
de producción pueden
incrementar la tendencia para que el fluido se desvíe
de espacios porosos más tortuosos.
La porosidad varía mucho en la mayor parte de las
rocas reservorio, tanto lateral como verticalmente.
La razón entre el volumen total del espacio que ocupan
los poros y el volumen total de la roca se denomina
porosidad absoluta o total. Incluye a todos los
insterticios o huecos,
interconectados o no. Sin
embargo, la medida de porosidad que se usa comúnmente
en los estudios sobre reservorios es la razón entre
los espacios que ocupan los poros interconectados
y el
volumen total de la roca, razón a la que se denomina
porosidad efectiva.
Por lo general, en los yacimientos de petróleo en el
Noroeste peruano, la porosidad es baja.
Los factores determinantes de una porosidad extremada-
mente baja, son a menudo, la arena sucia, el tamaño
muy irregular de los granos y la existencia de una
proporción muy alta de material matriz; a veces puede
deberse también a una fuerte cementación de esos
constituyentes con sílice, calcita o dolomita.
- 32 -
En el Noroeste del Perú las fracturas en rocas
provocan tipos frecuentes e importantes de porosidad
secundaria.
Para una porosidad intergranular alta es recomendable
perforar a un menor espaciamiento y para una porosidad
intergranular baja a un mayor espaciamiento, conside-
rando la misma permeabilidad. Si se tiene porosidad
secundaria, el espaciamiento depende más de la permea-
bilidad que de la porosidad.
. Permeabilidad.- Es la propiedad que permite el flujo
de un fluido a través de los poros interconectados de
un roca. En otras palabras, la permeabilidad es la
medida de la conductividad de fluidos que tiene una
roca, y es probablemente la propiedad aislada más
importante de una roca reservorio.
La unidad de medida de la permeabilidad de una roca se
denomina Darcy en honor a Henry Darcy, que llevó a
cabo experimentos con el flujo de líquidos a través de
medios porosos en 1856.
La ley de Darcy que rige el flujo de los fluidos a
través de un material poroso, se basa en el supuesto
- 33
-
de que sólo hay un fluido presente y que satura por
completo la roca. Sin embargo, en la naturaleza suce-
de que los espacios porales
de los reservorios contie-
nen gas, petróleo y agua en cantidades variables y
cada uno de estos fluidos se interfiere con los otros
y les impide el flujo. En los casos en que un fluido
no satura por completo la roca, que son los más fre-
cuentes, la capacidad de la roca para conducir ese
fluido en la presencia de otros fluidos se denomina
permeabilidad efectiva a ese fluido. Las permeabili-
dades efectivas al agua, petróleo y gas se designan
como Kw,
Ko,
Kg. El cociente entre la permeabilidad
efectiva a cierto fluido en un ambiente de saturación
parcial y la permeabilidad cuando la saturación es del
100% (permeabilidad absoluta), se denomina permeabili-
dad relativa. Se la expresa como kg/k,
ko/k,
kw/k,
es
decir, la permeabilidad relativa al gas, al petróleo y
al agua, respectivamente; que varia entre cero cuando
la saturación es más baja y 1.0 cuando la saturación
es del 100%.
Dado que el espacio poral
de todos los reservorios es-
tá lleno de gas, petróleo y agua en proporciones va-
riables, la permeabilidad relativa de la roca a un
fluido en particular depende de la cantidad de satura-
- 34
-
ción y naturaleza de los otros fluidos presentes, y
por lo tanto nos permitirá determinar el comportamien-
to productivo de la formación.
En realidad, siempre es necesario utilizar permeabili-
dades relativas, mejor que
permeabilidades a un fluido
en particular en los estudios de reservorio.
Generalmente, se mide la permeabilidad en forma para-
lela a los planos de estratificación de la roca reser-
vorio. En resumen, podemos decir que la permeabilidad
depende mayormente del tamaño de los poros abiertos y
el grado y tipo de cementación entre los granos de
areniscas.
En reservorios con baja permeabilidad se debe perforar
a un esspaciamiento
cercano y en reservorios con alta
permeabilidad a un mayor espaciamiento.
Si existen grandes variaciones verticales de permeabi-
lidad que puedan ocasionar canalizaciones y conifica-
ciones, es conveniente perforar a un
espaciamiento
cercano y abrir a produccción selectivamente.
- 35 -
Para efectos de evaluar el espaciamiento entre estos
casos, se debe tener en cuenta las permeabilidades más
bajas.
. Fluidos Contenidos en el Reservorio
El contenido de fluidos consiste en agua, petróleo y
gas que ocupan el espacio poral efectivo dentro de la
roca reservorio. Los datos sobre el contenido del
reservorio deben obtenerse en forma indirecta, ya que
es imposible ver un yacimiento de petróleo y gas. Por
lo general, los métodos que se usan son:
1. Examen de los fluidos contenidos en a: los testi-
gos y análisis de cores especiales, b: los fluidos
del fondo del reservorio, ya sea por medio de
muestras llevadas hasta la superficie en disposi-
tivos para ensayos o bien con la ayuda de equipos
electrónicos (perfiles mediante un cálculo indi-
recto mediante medidas de resistividad) y c: las
muestras de superficie de los fluidos del reservo-
rio, tal como se obtienen en los pozos productores.
2. El estudio de la historia de producción del reser-
vorio. La distribución del gas, el petróleo y el
agua en el reservorio petrolífero depende de la
- 36 -
interrelación de factores como: las permeabilida-
des relativas, saturaciones relativas del espacio
poral con cada uno de los fluidos, presiones capi-
lares y de desplazamiento, condiciones hidrodiná-
micas del reservorio, porosidad, permeabilidad,
etc.
La mojabilidad está definida como el grado de
preferencia que muestra la superficie de la roca a los
diferentes fluidos existentes en el medio poroso, que
el petróleo ocupa la parte media del canal poroso.
Los reservorios con fluidos distribuidos de este modo
se denominan mojados por agua, una clasificación a la
cual pertenece la gran mayoría de reservorios.
Se dispone de poca información acerca de la distribu-
ción de los fluidos en rocas mojadas por petróleo. En
este trabajo se discutirá el sistema de rocas mojadas
por agua, debido a que su aplicación es más general.
La saturación del agua es aquella fracción de los
insterticios ocupada por agua (también expresado en
porcentaje).
- 37
-
La íntima vinculación entre el agua intersticial
y el
petróleo y el gas hace que aquella tenga particular
importancia para la acumulación y extracción del
petróleo.
En los campos petrolíferos del noroeste peruano, las
características del agua de formación varían amplia-
mente en sus constituyentes químicos y en la concen-
tración de sus iones, dando una particularidad distin-
ta al agua de cada formación. Estas variaciones se
dan lateralmente de un reservorio
a otro.
La saturación de agua influirá directamente en las re-
servas. A mayor saturación de agua menos hidrocarbu-
ros, por lo cual es conveniente perforar los pozos a
un mayor espaciamiento;
y a una menor saturación de
agua, mayor cantidad de Hlc
y se puede perforar a un
mayor espaciamiento.
Las viscosidades
del petróleo y del fluido desplazante
(gas) juegan papeles importantes en la determinación
de la facilidad con que el petróleo es expulsado a
través del espacio poroso de la arena reservorio
y el
grado en que al petróleo se le permite pegarse a los
granos de arena del reservorio
para permanecer como
- 38 -
petróleo residual. Similar al caso del flujo en
tuberías, los petróleos de alta viscosidad no fluyen
tan fácilmente como lo harían los menos viscosos
Cuando un petróleo de alta viscosidad es empujado por
un fluido de más baja viscosidad, el petróleo de
preferencia se pega a las paredes de los canales
porosos, permitiendo que el fluido desplazante de baja
viscosidad se mueva hacia adelante. De allí que bajas
recuperaciones de petróleo, generalmente se obtienen
de reservorios donde se tiene petróleo de alta
viscosidad. La viscosidad del petróleo cambia con una
caída de presión y depende en bastante grado del
cambio de densidad cuando cae la presión y el gas se
libera. Cuando se reduce la presión, los componentes
ligeros dejan la mezcla para formar la fase gaseosa,
haciendo que el petróleo remanente sea más pesado.
Como consecuencia de este cambio, la viscosidad se
incrementa. Este incremento en la viscosidad hace que
el petróleo se convierta en menos movible o que se
mueva con gran dificultad en el reservorio. De allí
que es deseable prevenir que el gas en solución sea
liberado sin control en el reservorio, ésto puede
lograrse evitando la caída de presión en el reservorio.
- 39 -
El gas en solución en reservorios con empuje de gas
disuelto, cuando son liberados o cuando cae la pre-
sión, proporcionan la acción desplazante que permite
la recuperación de petróleo. Considerando sólo este
factor, mientras gas en solución se encuentre, mayor
será la energía para desplazar el petróleo. Sin em-
bargo, el grado de encogimiento del petróleo depende
también de la cantidad de gas en solución mientras ma-
yor sea la cantidad de gas en solución, mayor será el
grado de encogimiento del petróleo cuando se libera el
gas. La cantidad de gas disuelto en el petróleo
también influencia a la viscosidad del petróleo, debi-
do a que cuando el gas es removido del petróleo, la
viscosidad del petróleo se incrementará. El incremen-
to en las características de encogimiento y en la vis-
cosidad tenderán a reducir la recuperación de petró-
leo, de este modo disminuirá la tendencia hacia un
incremento de recuperación, debido a la presencia de
grandes cantidades de gas disuelto. Generalmente, se
presenta a bajas presiones, grandes cantidades de gas
disuelto en petróleo saturados que en un mecanismo de
empuje de gas en solución normal, sin embargo, compa-
rando con los otros mecanismos, la recuperación en un
mecanismo por empuje de gas en solución es bastante
bajo.
- 40 -
Para viscosidades altas de petróleo es conveniente
perforar a un espaciamiento corto y si la viscosidad
es pequeña, a un espaciamiento mayor.
. Presión Capilar
Está definida como la presión diferencial que existe
entre dos fluidos (ambos líquidos o un líquido y un
gas) como resultado de la tensión interfacial que los
separa:
Pc = Phc - Pw
Dos de los efectos importantes de la presión capilar
sobre los yacimientos petrolíferos y gasíferos son:
a. Controla la distribución original, estática de los
fluidos dentro de un reservorio no descubierto
aún, y
b. Provee el mecanismo por el cual el petróleo y el
gas se mueven a través de los espacios porales del
reservorio hasta quedar en reposo. La presión
capilar y las saturaciones de los fluidos se
combinan para determinar la distribución de los
mismos dentro del esquema poroso de la roca.
- 41 -
El petróleo es sólo una pequeña fracción del total de
fluidos de la roca reservorio, pero el descubrimiento
y la extracción de esta pequeña fracción son enorme-
mente importantes en la industria del petróleo.
El gas natural de un reservorio petrolífero consiste
en los gases hidrocarburos de bajo punto de ebulli-
ción, y puede variar entre cantidades mínimas disuel-
tas en el petróleo hasta el 100% del contenido
petrolífero.
La relación gas-petróleo de la formación, conocida
generalmente como relación gas-petróleo simplemente
(Rs), es el número de pies cúbicos de gas por barril
de petróleo, tal como se encuentra en el reservorio.
La relación gas-petróleo de producción (GOR) es la
relación de gas-petróleo del petróleo extraído y es
por lo general superior a la relación gas-petróleo
(ks) de la formación.
En resumen, podemos decir que cada uno de los fluidos
presentes agua, petróleo y gas natural, varían mucho
en sus propiedades físicas y químicas las que resultan
indispensables conocer para una extracción eficaz y
óptima del yacimiento.
- 42 -
Contactos de Fluidos
La localización de los pozos completados definen el
grado de control sobre el mecanismo y los contactos
gas-petróleo y/o petróleo-agua; para un reservorio con
un contacto de gas-petróleo definido y el reservorio
es uniforme (consideramos que no está estratificado),
los intervalos completados deberán estar localizados
en la parte inferior de la zona de petróleo. Estas
completaciones inferiores tienden a ser ayudadas por
la segregación gravitacional, que permitirá incluso la
formación de un casquete de gas, con sl gas liberado
del petróleo al caer la presión, incrementando de este
modo la recuperación.
Un reservorio con mecanismo de gas en solución en una
arena delgada con un alto ángulo de buzamiento debe
ser más controlado por tener completación irregular,
pero en la parte inferior de la estructura; conforme
al tamaño y forma del reservorio.
Para aquellos reservorios que tienen definido un con-
tacto agua-petróleo, los pozos pueden ser espaciados
en un arreglo regular. Si la arena reservorio es po-
tente y un bajo ángulo de buzamiento, los intervalos a
completar deberán estar en la parte alta de la estruc-
- 43
-
tura, lo que permitirá producir petróleo por un
período prolongado sin la invasión de agua.
Si el reservorio es una arena delgada con alto buza-
miento, la mejor forma es un arreglo irregular, consi-
derando las características de la estructura, las
completaciones) por lo tanto, deberían se realizadas
en la parte alta de la estructura, disminuyendo la
posibilidad de la irrupción temprana del agua. En
estos casos, lo recomendable es perforar a un mayor
espaciamiento.
Cuando se tiene un mecanismo combinado (contactos
definidos gas-petróleo, agua-petróleo), es necesario
definir cuál es el mecanismo predominante,
si se cono-
ciera que el empuje de agua predomina la completación,
se debe realizar en el tope de la estructura.
De otro lado, si el soporte del acuífero es pequeño,
el mecanismo de gas en solución controlará las
condiciones de producción> por lo tanto, lo
recomendable es completar en la parte inferior de la
estructura.
- 44 -
La mejor aproximación se obtiene cuando se perfora los
pozos y se obtiene el máximo de información, permi-
tiendo identificar el mecanismo predominante.
Las reglas empíricas no pueden ser usadas porque las
propiedades físicas y las características de produc-
ción están dadas por la ubicación del pozo.
Por lo tanto, el primer y más importante problema a
responder es la naturaleza de la complejidad del
reservorio, de cuyas características dependerá el
desarrollo del reservorio.
3.1.3 Factores Asociados a la Producción
Régimen de Extracción y Consideraciones Económicas
Los reservorios de petróleo y/o gas son recursos natura-
les agotables y tienen por lo tanto, un tiempo limitado
de vida que afectará el valor de la utilidad, de un modo
que generalmente no se aplica a una propiedad industrial.
El valor capital de los reservorios disminuye con el
tiempo, de allí que la tasa de retorno de la inversión,
ganancia de capital, intereses del capital son factores
primordiales en las operaciones de producción de petróleo
y/o gas.
-
45
-
Los más grandes beneficios se obtienen a grandes caudales
de producción de una cantidad de recuperación dada.
La utilización adecuada del mejor mecanismo de empuje del
reservorio
y la obtención del mejor desplazamiento para
un mecanismo dado, requiere un total conocimiento del
reservorio
y un adecuado aprovechamiento dependerá de los
muchos factores físicos que gobiernan el comportamiento
productivo del
reservorio.
Los resultados teóricos y prácticos del comportamiento de
reservorios,
han mostrado que el caudal de extracción del
petróleo tendrá significativa influencia sobre la efi-
ciencia de recuperación, en un gran cantidad (no todos)
de
reservorios.
No existe una fórmula simple para establecer un caudal
eficiente o un caudal óptimo de producción, debido
simplemente a que las características físicas de todas
las partes del
reservorio
no pueden establecerse y
fundamentalmente a que el
reservorio
puede ser producido
una sola vez.
Nadie puede aplicar ecuaciones y fórmulas para predecir
(con alguna certeza de precisión) el comportamiento de un
- 46
-
reservorio a cientos de pies del pozo, si no se tiene mo-
do de obtener información sobre las características físi-
cas de la formación y su contenido de fluidos en esa por-
ción del reservorio. De allí que uno puede confiar en
las tendencias del comportamiento del reservorio y los
factores característicos determinados sobre una extrema-
damente pequeña parte del reservorio.
Es necesario indicar que otro aspecto importante es el de
límite económico, donde los ingresos se hacen iguales a
los egresos. Este valor será variable para cada área y
dependerá fundamentalmente de los costos variables que
están asociados al número de servicios que es necesario
realizar al pozo para tenerlo en producción y los costos
fijos.
En las operaciones Noroeste de Petróleos del Perú este
valor ha sido calculado en 3 BOPD y en el área del zócalo
operado por Petromar,
este valor es de 12 BOPD.
El régimen de producción y el límite económico definen el
valor del ingreso a través del tiempo y son el resultado
del tipo de mecanismo, las propiedades volumétricas de la
roca reservorio y las propiedades de los fluidos presen-
tes en el reservorio.
- 47
-
A caudales altos se debe perforar a espaciamientos
gran-
des; y a espaciamientos
cortos si los caudales son peque-
fíos.
. Reservas
Reservas es el volumen de hidrocarburos existentes en
un entrampe geológico y que podría ser recuperado en
un tiempo determinado.
La necesidad de un sistema universal de nomenclatura y
clasificación para reservas de petróleo ha sido reco-
nocido por varias sociedades técnicas, organizaciones
profesionales, agencias gubernamentales y la industria
, (24)
del petróleo .
Para la evaluación del espaciamiento
propuesto, traba-
jamos con las reservas probadas.
Estos estimados están basados en la interpretación de
datos de ingeniería (porosidad, permeabilidad, satura-
ción de fluidos, contactos y propiedades de los flui-
dos) y geología (tamaño y forma del yacimiento, conti-
nuidad, límites, espesor de arena neta), disponibles a
la fecha del estimado.
- 48
-
como se puede observar, este valor de reservas involu-
cra los factores geológicos y de reservorio, y por lo
tanto, definirá conjuntamente con la "Historia Produc-
tiva", el valor del ingreso.
Petróleo Insitu%
Viene a ser el volumen de petróleo
existente en el reservorio evaluado en condiciones de
superficie.
Petróleo recuperable viene a ser el volumen de petró-
leo que se puede obtener del reservorio mediante la
perforación de los pozos. Este volumen viene a ser
una fracción del petróleo insitu
y normalmente está
dado por el factor de recuperacón.
La relación existente entre el factor de recuperación
y el espaciamiento
ha sido ampliamente discutido,
notándose dos criterios:
Primero: El factor de recuperación es independiente
del espaciamiento.
Craze y
Buckley( )
hicieron un análisis de 27 yaci-
mientos cuyo mecanismo de impulsión fue el de gas en
solución, encontrando que el factor de recuperación
- 49 -
era independiente de la densidad de pozos, e incremen-
tando como máximo 1.6% del petróleo recuperable sobre
un rango de espaciamientos que variaban de 3 a 48
acres.
Segundo: El factor de recuperación es afectado por el
espaciamiento.
Vietti, Mullane, Thorntony Van Everdinyen(3)
, estu-
diaron 103 yacimientos cuyos mecanismos de impulsión
fueron de gas disuelto y empuje pequeño de agua y una
de las conclusiones a la que llegaron es que existe
una relación entre el factor de recuperación y el
espaciamiento, que dependerá de las propiedades
específicas de cada yacimiento en particular.
. Presión y Area de Drenaje
Cuando las características de la roca y las saturacio-
nes de los fluidos son uniformes a través del reservo-
rios la distribución de la presión para el flujo ra-
dial durante la vida productiva, originará una caída
de presión, entre un punto en el reservorio (en el
cual se mantienen las condiciones iniciales a las con-
diciones representativas del yacimiento) y el pozos la
cual irá aumentando conforme transcurra el tiempo.
- 50 -
Es deseable que este punto se encuentre equidistante
de los pozos; de tal modo que la caída de presión que
se origine en todo el reservorio sea uniforme; permi-
tiendo que cada pozo tienda a drenar una porción igual
del reservorio.
Si no hay flujo a través del límite (reservorio volu-
métrico), a medida que transcurre el tiempo, la caída
de presión es mayor debido al agotamiento de masa de
fluido del reservorio.
Cuando un reservorio tiene alta permeabilidad o se
restringe la producción, la presión fluyente de fondo
es relativamente alta, resultando ésto en moderadas
caídas de presión en el reservorio.
Si el reservorio tiene baja permeabilidad o excesivo
caudal de producción, la caída de presión es aprecia-
blemente alta, disminuyendo la presión fluyente de
fondo.
En muchos pozos se tienen bajas presiones fluyentes,
debido al darlo (s), adyacente a la boca del pozo cau-
sado por el lodo de perforación, fluidos no adecuados
de perforación, taponamiento de la formación por
- 51 -
arcillas o carbonatos. Para reducir este valor de
presión fluyente en la mayoría de los casos, se em-
plean estimulaciones tales como ácidos, fracturamien-
to, limpiezas con alcohol, etc. Cuando se fractura
hidráulicamente, éste incrementa el valor de la per-
meabilidad cerca del pozo, así como la capacidad de
producción, originando una mayor caída de presión
entre el punto en el reservorio más lejano y el pozo.
Cada pozo drena un cierto volumen alrededor de él, es-
te volumen es proporcional a su caudal de producción,
por lo tanto, la presión en cada punto del reservorio
declinará con la misma velocidad, en ese momento cada
unidad de volumen del reservorio estará perdiendo
fluido a la misma velocidad.
Mattewhs y Russell(4)
, han desarrollado métodos para
calcular este volumen de drenaje a través de pruebas
drawdown, bajo condiciones de estado semiestacionario,
donde demuestran que el volumen poral drenado por un
pozo, es proporcional a la producción total de los po-
zos, cuando se tiene una sola fase de compresibilidad
constante.
- 52 -
Interferencia entre Pozos
Cuando se perforan pozos a un espaciamiento dado, el
área de drenaje de cada pozo se irá incrementando
conforme transcurra el tiempo> en algún momento estas
áreas se superpondrán ocasionando lo que se llama
interferencia entre pozos.
Este fenómeno de interferencia será mayor y en menor
tiempo, cuando el espaciamento sea pequeño o tengamos
altas permeabilidades en la roca reservorio.
Es probable que cuando el espaciamiento sea muy grande
no se produzca este fonómeno, en un tiempo muy prolon-
gado, por lo cual podrían quedar áreas sin drenar y
sería necesario la perforación de pozos adicionales.
Con la finalidad de conocer el fenómeno de interferen-
cia existe una prueba con el mismo nombre, cuyos prin-
cipales objetivos son:
. Proveer información acerca de la naturaleza sellan-
te de las fallas.
. Evaluar la continuidad del reservorio entre pozos.
. Evaluar las características del yacimiento.
- 53 -
Existen dos tipos de pruebas de presión entre pozos:
pruebas de interferencia y pruebas de pulso.
En las pruebas de interferencia un pozo es producido
por un largo período de tiempo, causando así una per-
turbación de presión a sus alrededores que puede ser
observado en un pozo cercano. El cambio de presión
observado, se usa para evaluar las características del
yacimiento.
En una prueba de pulso, un pozo activo es alternativa-
mente abierto y cerrado a flujo constante por interva-
los cortos de tiempo.
3.2 Descripción del Método Propuesto
El método propuesto considera los factores técnicos que se en-
cuentran interactuando, a fin de obtener las dos variables fina-
les que intervienen en el espaciamiento, reservas recuperables y
curvas tipo de declinación.
Para la evaluación de las reservas debemos contar con informa-
ción confiable de:
Tamaño y forma del yacimiento, continuidad, límites, espesor
de arena neta.
- 54 -
. Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos.
• Propiedades de los fluidos (po, Rs, 0).
La curva de declinación histórica está influenciada por todas
las propiedades anteriores y adicionalmente por las permeabili-
dades relativas, presiones capilares y la caída de presión que
se ha originado conforme transcurre el tiempo entre el pozo y el
punto extremo del cual se va drenando.
Debido a esta complejidad para evaluar el espaciamiento, es ne-
cesario realizar varias asunciones que nos permitirá simplificar
el método y realizar una evaluación confiable.
3.2.1 Asunciones y Datos Básicos
Asunciones:
. Los cálculos para la determinación del espaciamiento
entre pozos para un yacimiento, como se presenta en
este estudio, ha sido limitado a reservorios de petró-
leo, teniendo únicamente el gas en solución como fuen-
te de energía para la producción de petróleo desde el
reservorio.
. No están considerados los efectos de drenaje gravita-
cional.
- 55 -
• El espaciamiento es un problema técnico-económico.
Existe un cierto número de pozos que para ciertas con-
diciones dadas dan la máxima ganancia.
. Existe un único número de pozos que satisface la solu-
ción de un problema, dadas las reservas y su variación
respecto al espaciamiento y el tiempo de vida del pro-
yecto. Si el número de pozos calculado es modificado,
un cambio en la vida del proyecto ocurre necesariamen-
te y la optimazión es un problema de utilidad.
. El tipo de declinación puede ser cambiado (alterado)
por prácticas de producción, control de la producción,
control de GOR, etc. Por lo tanto, una reducción en
el espaciamiento puede cambiar el tipo de declinación.
. La ley de Darcy es aplicable para presiones preferen-
ciales extremadamente pequeñas y baja velocidad de
flujo en la formación.
. El reservorio es homogéneo y continuo (las fallas me-
nores permiten el flujo de fluidos), con una permeabi-
lidad uniforme.
- 56 -
. Drenaje radial hacia el interior del diámetro del po-
zo, a pesar del fracturamiento. El fracturamiento
permite una mayor producción inicial.
Datos Básicos
Los datos necesarios para evaluar el espaciamiento entre
pozos son:
• Económicos
i Tasa de descuento
WI Inversión por pozo (tangible e intan-
gible
L Límite Económico
CB Costo Operativo Fijo y Variable
CP Precio de Venta del barril de petróleo
. Reservorios
Reservas a recuperar durante la vida del proyecto,
para lo cual necesitamos conocer las propiedades de
los fluidos (PVT), las propiedades de roca reservorio
(O, K), tamaño y espesor de la roca reservorio
uniformidad.
- 57
-
. Producción
- Tipo de declinación de producción por la formación
(exponencial, hiperbólica, armónica).
- Caudal inicial de producción.
- Prácticas de producción que puedan variar el tipo
de declinación.
3.2.2 Modelo Propuesto
Se presentan dos diferentes alternativas que son aplica-
bles a las operaciones Noroeste de Petróleos del Perú,
donde se encuentra ubicado el yacimiento Ballena, debido
a la interpretación geológica y a los cambios que ocurran
durante el desarrollo del campo.
(a) Para propósitos de planificación, el espaciamiento
es analizado como modelo matemático.
(b) Durante el desarrollo del campo, el criterio de es-
paciamiento podría ser revisado en base a la inge-
niería de reservorios.
Esta revisión es realizada
cuanto más conocemos acerca de las características
del reservorio.
En nuestro caso, se va a evaluar la alternativa (a).
- 58 -
El método propuesto sigue el siguiente procedimiento:
(1) Cálculo de las reservas insitu y reservas recupera-
bles; en este caso mediante el método volumétrico.
(2) Evaluación del factor hiperbólico (n), mediante el
ajuste de las curvas reales de producción de los
pozos de bloques vecinos a modelos matemáticos.
(3) Cálculo del valor de la declinación.
La ecuación general de la declinación hiperbólica está
definida por:
o (1 + n b t)-1/n (1)
q = q
donde:
caudal de producción en cualquier tiempo, t
qo = caudal inicial promedio, Bls/día
b = declinación inicial de producción
n = factor hiperbólico
t = tiempo
La función q = q (t), es una función continua para
cualquier valor de t > U. Esta ecuación es hiperbólica
siendo sus asíntotas los ejes de coordenadas en su parte
superior.
_ft Producción Acumulada = Np = go (1 +nbt
)-1/n
o
l ot
-1 /n+1= go (1 + n b t)
- nb(-1/n+1)
- 59 -
Siendo una función continua, ella puede ser integrada,
por lo tantos
t Np = q0jf
o (1 + n b t) -1/n
Efectuando tenemos:
n-1
Np = go 1 - (1 + n b t) n (2)
(1 -n)b
De la ecuación anterior podemos despejar t:
1 - (1 + n b t) n-1 Np b (1-n) n g o
(1 + nbt) n-1 1 - Np b (1-n)
go
n
t = 1
nb
n-1
1( - Np b (1-n) 1 ) n -1 (3)
go
De la ecuación (1) se puede evaluar el tiempo al límite
económico:
a go
(1 + n b t) -1 /n
n
( 1 - Np b (1-n)) n-11 nb g
o 1 nb -1 = 1
n/n-1
1 [1
qo qa
n-1= 1 - o
íg ga
- Np b (1-n)go
1 - Np b (1-n) go
1 go b=
Np (1-n)
n-1
1 O m
Np (1-n)
n-1go
ga
go)g
a
Para m pozos: b
- 60 -
Despejando el valor de t obtenemos:
(1 + nbt) 1 /n
qg
oa
n t = clo) -1
•a
En el tiempo de abandono (3) = (4)
1
1 nb
- 61 -
Utilizando esta ecuación (6), evaluamos el valor de b,
para un número de pozos que asumimos, lo cual originará
una curva tipo para un espaciamiento dato.
(4) Obtención del pronóstico de producción:
Para este estudio se asumió lo siguiente:
. El pozo es perforado y cementado en 30 días.
. El pozo entra a producción continua a los 60 días
de haber sido cementado.
. Se perfora el bloque con un sólo equipo, por lo
tanto, el pronóstico que se obtiene tiene la
siguiente forma:
o Q
TIEMPO
De acuerdo a lo anterior, realizamos el programa
de perforación en el tiempo para la cantidad de
pozos asumida y realizamos el pronóstico de
producción para cada pozo, considerando un límite
de producción económico por pozo de 3 BOPU.
62 -
(5) Obtención de Datos de Costos
Estos valores son estadísticos para cada rubro (perfora-
ción, completación, facilidades de producción, unidades
de bombeo, pozo seco), lo que permite un buen estimado.
En base al programa de perforación se distribuyen las
inversiones en los años que corresponden.
(6) Una vez obtenidos todos los valores anteriores, se eva-
lúa la rentabilidad del proyecto para cada caso.
(7) Graficamos el valor del VAN obtenidos en (6) vs. el es-
paciamiento asumido, lo cual nos originará teóricamente
una curva del siguiente tipo:
z
ESPACIAMIENTO
En orden se determinará el espaciamiento, de acuerdo a
la combinación de la vida del proyecto, número de po-
zos que proporcionarían una rentabilidad aceptable de
la inversión; en ausencia de mayor información, se de-
termina de acuerdo a los propósitos de planificación,
mantenimiento de presión o recuperación secundaria.
- 63 -
4. APLICACION DEL mETODO
El bloque en estudio, Bloque "A", comprende un área de 652 acres:
está dividido en 2 sub-bloques principales, uno con formaciones
superiores a la formación Mogollón como Ostrea-Echino-Hélico que son
formaciones productiVas en el área y el otro sub-bloque cuyas
formaciones superiores están saturadas con agua de formación.
Para la aplicación del método se han seguido los pasos indicados en
3.2.2.
4.1 Evaluación de Reservas
Para la evaluación de las reservas recuperables, se ha utilizado
el método volumétrico, utilizando las siguientes consideraciones:
▪ Arena neta petrolífera preparado por el Dpto. de Geología de
Petróleos del Perú, de cuyo planimetreo se obtuvo un volumen
bruto de 66082 acre-pie (Area = 652 acres y h = 101').
. Se ha considerado que las fallas menores no son sello, por lo
tanto, todo es un sólo reservorio volumétrico.
▪ Propiedades Petrofísicas y de Fluidos
Las propiedade petrofísicas utilizadas son:
Porosidad (0), % 7
Saturación de Agua (Sw), % 50
Permeabilidad (k), md 1
- 64 -
Las propiedades de los fluidos fueron evaluadas a través de
las siguientes correlaciones:
Pb = Rs 1/1.3855
API 49.2109/T 0.001 x yg x e
e23.9310 °API/T Rs = 0.0178 x yg x P
1.187
1 + 1.1 x 10-5
(T-60) * ( °API/yg)
+ [4.67 x 10-4 + 1.337 x 10-9 (T-60) (°API/yg)] Rs
-Presión inicial del resevorio, psi (a -6800') 2842
-Temperatura del reservorio, °F (a -6800') 139
-Gravedad del petróleo, °API a 60°F 37
-Presión de saturación, psi 1634
-Factor de volumen de formación, BLS/STB (a 2842 psi) 1.229
-GOR de solución, SCF/STB (a 2842 psi 500
-Viscosidad del petróleo, cp (a 2842 psi) 0.72
-Salinidades del agua, ppm de ClNa 10000
Utilizando estos valores tenemos:
Ni = 7758 x Vb x 0 x (1 - Sw)
í3o
- 65 -
Ni = 7758 x 66082 x 0.07 x (1 - 0.5) = 14.6 MMSTB
El factor de recuperación se puede estimar mediante la
siguiente correlación del API:
0.1611 0.0979 .1741 FR = 41.815 x 0 x (1-Sw) x k x Sw 0.3722
x Pb 5o ph Pa
Donde: k = md
u = cp
Con los valores anteriores, el valor calculado de FR es 10.4%.
En el área denominada EL ALTO, se ha evidenciado una relación
entre el factor de recuperación y el espaciamiento al cual
han sido desarrollados los diferentes bloques de la formación
Mogollón. Esto se puede observar en la Tabla N° 1 y la
Figura N° 15, de lo cual se ha obtenido la siguiente relacion:
Log FR = 1.107 - 3.534 x 10-3
A
donde: FR = Factor de Recuperación, (%)
A = Area, (Acres)
Utilizando esta relación, se han evaluado los factores de
recuperación para cada espacimiento asumido, completando el
- 66 -
cálculo del petróleo recuperable, mediante la siguiente
ecuación:
N = N. x FR
lo cual se puede observar en la Tabla N ° 2.
El factor de recuperación, estimado mediante la correlación
API correspondería a un espaciamiento de 25 acres.
4.2 Caudal Inicial y Curvas Tipo de Producción
Para realizar un estudio del comportamiento de la formación
Mogollón fueron seleccionados cerca de 20 pozos que tienen
historia de los últimos 20 años.
Los datos de producción fueron graficados en papel semilogarít-
mico (producción vs. tiempo y producción vs. acumulado) para
realizar las curvas y determinar el régimen futuro de producción
(Figuras 9 al 14).
La formación Mogollón tiene una permeabilidad efectiva muy baja
y requiere estimulación (fracturamiento) para tener una
producción económica. Esta estimulación y otras propiedades del
reservorio son responsables de una severa declinación de la
producción en el inicio de la vida productiva de estos pozos.
- 67 -
Los pozos casi siempre exhiben declinación hiperbólica en los
primeros seis meses a dos años seguidos por una declinación
exponencial (Figura 16).
Consecuentemente, la evaluación de reservas en la vida inicial
de un pozo es extremadamente dificultosa.
La historia de producción real se ha ajustado mediante un
programa, que nos ha permitido definir la ecuación matemática
que estaría dado por:
q = q (1 + n b t) o l/n
donde el valor promedio de n = 0.87 para los pozos vecinos
estudiados y el valor de "b" promedio a aproximadamente 40 acres
de espaciamiento es de 64.3.
El ajuste obtenido entre la "curva tipo" y la historia real es
superior al 90% en la mayoría de los casos.
Para efectos del cálculo de las curvas pronóstico, las ecuacio-
nes utilizadas fueron:
q = qo (1 + 0.87 b t) -1.15 (por pozo) (A)
- 68 -
Np = 7.7 m go
b
1 - (1 + 0.87 b -0.15 (B)
b= 7.7 0.131
(C)
Np x m
De la ecuación (C) con los siguientes valores:
go
= 21,000 Bls. primer año (58 BOPD promedio)
qa
= Caudal en el límite económico 3 BOPD
Np = Calculado en la Tabla N° 2
Se evaluó el valor de "b" para m = 8, 9, 10 .......... 20
pozos, en función del espaciamiento. Los resultados se muestran
en la Tabla N° 3.
Con los valores de declinación (b), factor hiperbólico (0.87), y
número de pozos, se realizó el pronóstico de producción, el cual
se puede ver en la Tabla N° 4 y en la Figura 17 para los casos
donde se perforan 8 y 20 pozos.
Asímismo, en la Figura 18 se puede observar el pronóstico mes a
mes para el caso donde se perforen 11 pozos.
- 69 -
Los valores de costos se han obtenido mediante promedios estadísticos
de pozos perforados en el área y que vienen a ser por pozo:
Tiempo total de perforación, días 30
Costo tangible, MUS$ 158
Costo intangible, MUS$ 464
TOTAL 622
Profundidad final del pozo, pies 7500
Costo unidad de bombeo, MUS$ 1 25
Pozo seco, MUS$ 500
De igual modo, que en el pronóstico, se ha considerado la inversión
de acuerdo al número de pozos perforados en el tiempo correspondien-
te, esto se puede observar en la Tabla N° 5 y en la Figura 19.
4.3 Economía
4.3.1 Definiciones
A continuación se indicarán algunas definiciones que permiti-
rán visualizar el flujo de caja utilizado.
Un concepto fundamental en análisis económico es el valor del
dinero, es obvio que un Dólar que se recibirá dentro
- 71) -
de 1U años no tiene el mismo valor que un Dólar hoy, de
aquí viene el concepto de valor presente o valor actual.
Luego valor presente, como su nombre lo indica, es el va-
lor actual (hoy día) de un ingreso futuro, matemáticamen-
te se evalúa mediante:
VA = P x 1
(1 + i)n
Donde:
P = Es la cantidad a actualizar
i = Tasa de interés anual a la cual se actualiza
n = Número de períodos (arios, meses, días)
Bien Intangible.- Son todos aquellos gastos que no se
pueden depreciar, tales como sueldos, salarios,
mantenimiento de carreteras, lodo de perforación, pozo
seco.
Bien Tangible.- Son todos aquellos gastos que se pueden
depreciar, tales como costo del equipo en el pozo, casing
(a pesar que no se recupera), unidades de bombeo, líneas
de transporte, separadores, tratadores, tanques, etc.
- 71 -
Costo Fijo.- Son costos que no cambian cuando la
producción cambia o aún es retenido por un corto período
de tiempo. Incluye la parte prorrateada de costos de
oficina, investigación, seguros, etc.; estos costos se
miden normalmente en $ por unidad de tiempo.
Costo Variable.- Es el costo que se carga al barril de
petróleo y que dependen directamente de la producción de
dicho barril.
Depreciación.- Se aplica sólo a costos o bienes
tangibles. En teoría, la tasa anual se determina por el
desgaste, rotura u obsolescencia. Cada equipo tiene una
vida física esperada de cierto número de años.
Para nuestro caso se deprecian los bienes o costos
tangibles en función de las reservas.
4.3.2 Parámetros Económicos Utilizados
Los parámetros de evaluación económica utilizados para
los casos estudiados son los siguientes:
. Precio del crudo (US$/B1.) 20.00
. Gastos operativos
Gasto variable (US$/B1.) 0.07
- 72 -
Gasto fijo (MUS$/pozo-año) 4.95
• Tasa impositiva (%) 4U.00
• Tasa de descuento (%) 20.00
• Facilidades de recolección 36.50 MUS$ por pozo
productor
Se ha asumido lo siguiente:
• El precio del crudo es constante durante la vida del
proyecto.
. Al hacer la economía en Dólares, consideramos la
inflación igual a cero.
. Pronóstico de inversión, utilizando un equipo-año,
cuyo resultado se ve en la Tabla N° 5.
4.3.3 Evaluaciones Económicas
Se efectuaron las evaluaciones económicas siguiendo el
procedimiento que a continuación se indica para cada caso:
(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10)
AÑO PROD. Ibiu.B GO INT. TAN ID' IVN FE FER
La columna (1) indica los años en los cuales se va a
realizar la evaluación económica.
• - 73 -
La columna (2) es un dato obtenido del pronóstico de
producción elaborado anteriormente, Tabla N° 4.
La columna (3) = Ingreso Bruto = Producción (2) x precio
del crudo.
La columan (4) = Gastos Operativos = Producción (2) x
0.07 + 4.95.
La columna (5) = Intangibles = Dato, obtenido de la Tabla
N° 5.
La columna (6) = Tangible = Es el valor del total
tangible que se deprecia en función de las reservas de la
siguiente manera-.
TT x Producción (2)
Reservas (Np)
La columna (7) = Ingreso después de impuestos
Ingreso bruto (2) - Gastos
operacionales (4) - Intangible
(5) - Tangibles (6) x 0.6.
- 74 -
La columna (8) = Inversión = dato obtenido de la Tabla
N° 5, involucra todos los gastos realizados en el año.
= Intangibles + Tangibles + Unidades de Bombeo
+ Facilidades de producción.
La columna (9) = Flujo efectivo
Ingreso después de impuesto (7)
- Inversión (8).
= Intangibles (5) + Tangibles (6)
La columna (10) Flujo efectivo acumulado
= Flujo efectivo (9) x 1
(1 + i)n
donde: i = 20%
Este cálculo se realiza para cada año.
En la Tabla N° 6 se puede observar la evaluación
realizada para m = 10. El resultado final de las
evaluaciones se indica a continuación:
- 75 -
Número de Pozos (rn.)
Espaciamiento (Acres)
VAN (20%) (MUS$)
Vida del Proyecto (años)
8
9
81.5
72.4
590
617
27
26
10 65.2 404 25
11 59.3 382 24
12 54.3 312 23
13 50.2 248 22
14 46.6 165 21
15 43.5 23 20
16 40.8 -240 19
18 36.2 -802 17
20 32.6 -826 15
El Gráfico del espaciamiento vs. VAN al 20% se muestra en la
Figura N° 20.
- 76
-
5. CONCLUSIONES
. El método permite evaluar el espaciamiento
al cual debería desarro-
llarse un yacimiento.
. Este método puede ser aplicado a cualquier otro yacimiento; en el
cual se logre evaluar con razonable certeza las reservas y las cur-
vas de producción típicas.
. Para la formación Mogollón del bloque en estudio, el espaciamiento
recomendable es de 55 acres, pudiendo variar entre 45 y 70.
. En la formación Mogollón del área El Alto, el factor de recuperación
se incrementa a medida que el espaciamiento
disminuye, debido a que
se pueden drenar mejor los reservorios.
La declinación de la forma-
ción Mogollón es de tipo hiperbólico al inicio de la vida productiva
y al final, de tipo exponencial.
. El espaciamiento
es un problema técnico-económico; existe un número
de pozos que satisface la solución de un caso, si se conoce la va-
riación de las reservas con el espaciamiento
y el comportamiento prc
ductivo típico. Si el número de pozos se modifica, necesariamente
ocurre un cambio en la vida del proyecto.
- 77-
. Los parámetros más importantes en la determinación del espacia-
miento, son las reservas recuperables y el caudal inicial de
producción, los cuales están sometidos a una gran cantidad de
variables. Estos últimos están sujetos a la posibilidad de
error; por lo que es necesario conocer la sensibilidad de es-
tas variables.
. Es necesario un buen estudio geológico que permita un conocimien
to integral de la estructura, estratigrafía, con los cuales eva-
luar las propiedades espaciales del yacimiento.
. En muchos yacimientos recién descubiertos, muchos de los datos
requeridos para el cálculo del espaciamiento por este método no
son fáciles de obtener, lo mismo sucede en yacimientos desarro-
llados que no cuentan con suficiente información; y debido a la
naturaleza y complejidad del reservorio, raras veces son deter-
minados. Por esta razón, los resultados obtenidos por este pro
cedimiento no deberían ser considerados exactos, sino más bien
como una primera aproximación confiable del verdadero espacia-
miento entre pozos para el yacimiento.
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