UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR - … DE MÉTODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO CON POTENCIAL DE APLICARSE EN EL CAMPO PUNGARAYACU - BLOQUE 20 Estudio Técnico presentado

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS, Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

SCREENING DE MÉTODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO

CON POTENCIAL DE APLICARSE EN EL CAMPO

PUNGARAYACU - BLOQUE 20

Estudio Técnico presentado como requisito parcial para aprobar el trabajo de titulación,

para optar el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTORES:

Michelena Rosero Julio César

Regalado Padilla Eric Rafael

TUTOR: Ing. José Arnulfo Cóndor Tarco, Ph.D.

Quito, febrero 2017

ii

DEDICATORIA

A Dios, por brindarme la oportunidad de vivir, por estar conmigo en cada paso que

doy, por fortalecer mi corazón e iluminar mi mente y por haber puesto en mi

camino a aquellas personas que han sido mi soporte y compañía.

A mi madre Nelly Margot

Mis abuelos César Humberto y Laura Eliza

Mis hermanos

Mis amores Diany y Aly

Lupita G.

Y a todos aquellos que de una u otra manera con su apoyo, consejos y amor

incondicional me impulsaron para alcanzar este objetivo.

Julio C.

A Dios, por ser mi guía, soporte y fortaleza, durante todas las etapas de mi vida.

A mis padres y mi hermano por ser el pilar fundamental en todo lo que soy, ya

que con su amor, paciencia y consejos me han respaldado durante todo este

proceso.

A mis amigos y profesores por su apoyo y colaboración en mi formación

profesional.

Eric R.

iii

AGRADECIMIENTO

Uno recuerda con afecto a los buenos maestros, pero con gratitud a los

que tocaron nuestros sentimientos.

A la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental

Al Ing. Jorge Erazo por impartirnos sus conocimientos, su tiempo,

buena disponibilidad y colaboración para el desarrollo del presente

trabajo

Al Dr. José Cóndor Tarco ya que con su conocimiento y gran

dedicación hizo posible la culminación de nuestro proyecto, por sus

consejos como docente y amigo

iv

AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL

Nosotros, Julio César Michelena Rosero y Eric Rafael Regalado Padilla, en calidad

de autores del Estudio Técnico realizado sobre “SCREENING DE MÉTODOS DE

RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO CON POTENCIAL DE

APLICARSE EN EL CAMPO PUNGARAYACU – BLOQUE 20” por la

presente autorizamos a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, a hacer

uso de todos los contenidos que pertenecen o de parte de los que contienen esta obra

con fines estrictamente académicos o de investigación.

Los derechos que como autores nos corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirán vigentes a nuestro favor de conformidad con lo establecido en

los artículos 5, 6, 8, y 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su

reglamento.

Quito, a los 9 días del mes de Enero de 2017

Julio César Michelena Rosero

C.C. 040118610-1

Telf: 0981872113

E-mail: [email protected]

Eric Rafael Regalado Padilla

C.C. 172187843-5

Telf: 0984539202

E-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]

v


FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL

TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he leído el Trabajo de

Titulación, presentado por los señores JULIO CÉSAR MICHELENA ROSERO y

ERIC RAFAEL REGALADO PADILLA para optar el Título de Ingeniera de

Petróleos cuyo tema es: “SCREENING DE MÉTODOS DE RECUPERACIÓN

MEJORADA DE PETRÓLEO CON POTENCIAL DE APLICARSE EN EL

CAMPO PUNGARAYACU – BLOQUE 20”, considero que reúne los requisitos y

méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública por parte

del Tribunal que se designe.

En la ciudad de Quito a los, 9 días del mes de Enero del 2017.

_______________________________

José Arnulfo Cóndor Tarco

Ingeniero de Petróleos, Ph.D.

C.C. 171145466-8

TUTOR

vi


FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL

TRIBUNAL

El Tribunal constituido por: Ing. Jorge Erazo, Ing. Renán Ruiz, Ing. Diego Palacios

DECLARAN:

Que el presente trabajo de titulación denominado “SCREENING DE MÉTODOS

DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO CON POTENCIAL DE

APLICARSE EN EL CAMPO PUNGARAYACU – BLOQUE 20”, previo a la

obtención del título de Ingeniero de Petróleos, presentado por los señores Julio César

Michelena Rosero y Eric Rafael Regalado Padilla, ha sido revisado y analizado

dando fe de su originalidad.

Emite el siguiente veredicto: APROBADO para la defensa oral.

En la ciudad de Quito a los 30 días del mes de enero de 2017.

Para constancia de lo actuado firman:

Ing. Jorge Erazo

DELEGADO DEL SUBDECANO

Ing. Renán Ruiz Ing. Diego Palacios

MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL

vii

CONTENIDO

RESUMEN ......................................................................................................................xi

ABSTRACT .................................................................................................................. xii

CAPÍTULO I: GENERALIDADES .............................................................................. 1

1.1. Planteamiento del Problema ............................................................................... 1

1.2. Objetivos ............................................................................................................. 1

1.2.1. Objetivo General......................................................................................... 1

1.2.2. Objetivos Específicos ................................................................................. 1

1.3. Justificación e Importancia ................................................................................. 2

1.4. Marco Institucional ............................................................................................. 2

1.5. Marco Ético ......................................................................................................... 2

1.6. Marco Legal ........................................................................................................ 2

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO ............................................................................ 3

2.1. Generalidades del Campo Pungarayacu ............................................................. 3

2.1.1. Ubicación Geográfica ...................................................................................... 4

2.1.2. Aspectos Geológicos ....................................................................................... 6

2.1.3. Estratigrafía ..................................................................................................... 7

2.1.4. Yacimientos ................................................................................................... 11

2.2. Fases de Recuperación de Petróleo ....................................................................... 13

2.2.1. Recuperación Terciaria y/o Mejorada ........................................................... 13

2.2.2. Petróleo Incremental ..................................................................................... 14

2.3. Criterio de Selección de Métodos EOR o Screening ............................................ 14

2.3.1. Inyección de Gas Miscible o Inmiscible ....................................................... 15

2.3.2. Inyección de Químicos .................................................................................. 20

2.3.3. Métodos Termales ......................................................................................... 29

CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO ......................................................... 35

3.1. Tipo de Estudio ..................................................................................................... 35

3.2. Universo y Muestra ............................................................................................... 35

3.3. Métodos y Técnicas .............................................................................................. 35

3.4. Procesamiento y Análisis de Datos ....................................................................... 36

3.5. Aspectos Administrativos ..................................................................................... 36

3.5.1. Recursos Humanos ........................................................................................ 36

3.5.2. Recursos Técnicos y Materiales .................................................................... 36

CAPÍTULO IV: RESULTADOS ................................................................................. 38

4.1. Mapa Estructural ................................................................................................... 38

4.2. Ubicación de Pozos ............................................................................................... 39

4.3. Datos Petrofísicos ................................................................................................. 40

4.3.1. Registros Eléctricos ....................................................................................... 40

4.3.2. Interpretación Petrofísica .............................................................................. 40

4.3.3. Cálculo de Volumen de Arcilla ..................................................................... 40

viii

4.3.4. Cálculo de la Porosidad ................................................................................. 42

4.3.5. Cálculo del Gradiente de Temperatura.......................................................... 42

4.3.6. Cálculo de Salinidad y Resistividad del Agua .............................................. 43

4.3.7. Cálculo de la Saturación de Agua ................................................................. 44

4.3.8. Cálculo de la Permeabilidad .......................................................................... 45

4.3.9. Determinación de Espesores Netos Saturados: ............................................. 46

4.4. Resultados de la Evaluación Petrofísica ............................................................... 46

4.4.1. Porosidad Efectiva ........................................................................................ 47

4.4.2. Saturación de Agua ....................................................................................... 48

4.4.3. Permeabilidad ................................................................................................ 49

4.5. Cálculo del Petróleo Original en Sitio .................................................................. 50

4.6. Recolección de Datos para Screening ................................................................... 52

4.7. Resultados Obtenidos ........................................................................................... 54

4.8. Porcentaje de Recuperación de Acuerdo al Método EOR .................................... 57

CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................... 58

5.1. Conclusiones ......................................................................................................... 58

5.2. Recomendaciones ................................................................................................. 59

BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................... 60

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Ubicación Campo Pungarayacu (Ivanhoe Energy, 2011) ............................. 5

Figura 2. Ubicación Campo Pungarayacu (Rivadeneira & Ruilova, 2008)b) .............. 6

Figura 3. Columna estratigráfica para el Campo Pungarayacu (Halliburton, 2011)a)

.................................................................................................................................... 10

Figura 4. Mecanismos de Recuperación de petróleo (Modificado de (Stosur, 2003))

.................................................................................................................................... 13

Figura 5. Zonas características en yacimiento durante la inyección de N2 (Al-Anazi,

2007) ........................................................................................................................... 16

Figura 6. Zonas típicas en yacimiento durante inyección de CO2 (Llamas, Navarrete,

Vega, Rodriguez, Mezadiego, & Camaras, 2016) ...................................................... 18

Figura 7. Tipos de desplazamiento durante la inyección de gases inmiscibles (Pérez,

2009) ........................................................................................................................... 20

Figura 8. Proceso de Inyección de Polímeros (Lake L. W., 1989) ............................. 22

Figura 9. Proceso de Inyección de Surfactantes (PDVSA, 1999)a) ........................... 24

Figura 10. Proceso de Inyección de Soluciones Alcalinas (PDVSA, 1999)a) ........... 26

Figura 11. Proceso de Inyección de Mezcla ASP (Schlumberger, 2010) ................... 28

Figura 12. Proceso de Combustión Convencional (Alvarado & Banzer, 2002)......... 30

Figura 13. Proceso de Inyección Continua de Vapor (Alvarado & Banzer, 2012) .... 33

Figura 14 . Mapa Estructural al Tope de la Formación Hollín ................................... 38

Figura 15. Porosidad vs Permeabilidad ...................................................................... 45

Figura 16. Poblamiento - Porosidad Efectiva ............................................................. 47

Figura 17. Poblamiento- Saturación de Agua ............................................................. 48

Figura 18. Poblamiento – Permeabilidad ................................................................... 49

Figura 19. Zonificación del Campo ............................................................................ 50

Figura 20 Valores Asumidos para las Características de los Fluidos (Petroproducción

A. O., 1995) ................................................................................................................ 51

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 - Coordenadas geográficas y métricas (Petroproducción, 2010) ..................... 4

Tabla 2. Criterios de diseño para Inyección de Nitrógeno (Ferrer, 2001)a) ............... 16

Tabla 3. Criterios de diseño para Inyección de CO2 (Yen, 1989)a) ........................... 18

Tabla 4. Criterios de diseño para Inyección de Gases Inmiscibles (Ferrer, 2001)b) .. 20

Tabla 5. Criterios de diseño para Inyección de Polímeros (Paris de Ferrer, 2001)c) . 22

Tabla 6. Criterios de diseño para Inyección de Surfactantes (Sheng, 2013)a) ........... 24

Tabla 7. Criterios de diseño para Inyección de Soluciones Alcalinas (Donalson,

1985) ........................................................................................................................... 26

x

Tabla 8. Criterios de diseño para Inyección de Mezcla ASP (PDVSA-CIED, 1998)a)

.................................................................................................................................... 28

Tabla 9. Criterios de diseño para Combustión in situ (Burguer, Sourieau, &

Combarnous, 1985) .................................................................................................... 30

Tabla 10. Criterios para Inyección Continua de Vapor (Al Yousef, Al Daif, & Al

Otaibi, 2014) ............................................................................................................... 33

Tabla 11. Etapas, Procesos, y Resultados del Diseño Metodológico ......................... 37

Tabla 12. Coordenadas UTM de Ubicación de los Pozos .......................................... 39

Tabla 13. Gradiente de Temperatura .......................................................................... 43

Tabla 14. Salinidad y Resistividad ............................................................................. 44

Tabla 15. Parámetros m, n, a ...................................................................................... 44

Tabla 16. Resultados de la Evaluación Petrofísica ..................................................... 46

Tabla 17. POES Calculado ......................................................................................... 51

Tabla 18. Parámetros necesarios para el Screening .................................................... 52

Tabla 19. Criterios Screening para Inyección de Gas (Taber, Martin, & Seright,

1997)a) ........................................................................................................................ 53

Tabla 20. Criterios Screening para Inyección de Agua (Taber, Martin, & Seright,

1997)a) ........................................................................................................................ 53

Tabla 21. Criterios Screening para Métodos Térmicos (Taber, Martin, & Seright,

1997)a) ........................................................................................................................ 53

Tabla 22. Resultados Obtenidos para Selección Métodos de Recuperación Mejorada

.................................................................................................................................... 54

Tabla 23. Factor de Recuperación para los Métodos EOR......................................... 57

Tabla 24. Petróleo Recuperable por Método de EOR ................................................ 57

ANEXOS ........................................................................................................................ 63

Anexo 1: Mapa Estructural al Tope de la Formación Hollín (Halliburton, 2011) .......... 63

Anexo 2: Headers Pungarayacu Logs (Halliburton, 2011).............................................. 64

Anexo 3: Curvas de Registros del Campo Pungarayacu ................................................. 65

Anexo 4: Gráfica GEN9 (Schlumberger, 2009) .............................................................. 66

Anexo 5: Propiedades Químicas y Físicas del Crudo del Pozo IP-5B antes y después

de aplicar tecnología HTL (Ivanhoe Energy, 2011) ........................................................ 67

Anexo 6: Ecuaciones para Calibración de Registros ....................................................... 68

xi

TEMA: “Screening de métodos de recuperación mejorada de petróleo con

potencial de aplicarse en el campo Pungarayacu – Bloque 20”

Autores:



Tutor:

Ing. José Arnulfo Cóndor Tarco, Ph.D.

RESUMEN

Este trabajo evalúa teóricamente ocho métodos de recuperación mejorada de petróleo

que podrían aplicarse en el Campo Pungarayacu, nuestra investigación se basó en la

revisión técnica de la información disponible sobre el campo que fue tomada del

Banco de Información Petrolera del Ecuador (BIPE). Para nuestro estudio realizamos

una caracterización petrofísica, poblamiento de porosidad, permeabilidad, y

saturación de fluidos usando el software Petrel. Una vez que obtuvimos la

caracterización petrofísica usamos la metodología para selección de métodos de

recuperación mejorada desarrollada por J. J. Taber en cada uno de los 29 pozos que

el campo tiene. Finalmente calculamos los volúmenes que se podrían obtener

basados en los factores de recuperación que la literatura recomienda.

PALABRAS CLAVES: RECUPERACIÓN MEJORADA / SCREENING /

PETRÓLEO PESADO / CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA / INYECCIÓN DE

SURFACTANTES Y POLÍMEROS / INYECCIÓN DE VAPOR.

xii

THEME: "Screening of improved petroleum recovery methods with potential to

apply in the Pungarayacu field - Block 20"

Authors:



Tutor:

Ing. José Arnulfo Cóndor Tarco, Ph.D.

ABSTRACT

This work evaluates theoretically eight enhanced oil recovery methods which could

be applied in the Pungarayacu, our investigation was based on the technical review

of the information available on the field that was taken from the Ecuadorian Oil

Information Bank (BIPE). For our study, we performed a petrophysical

characterization, porosity settlement, permeability, and fluid saturation using Petrel

software. Once we obtained the petrophysical characterization we used the

methodology for selection of enhanced recovery methods developed by J. J. Taber in

each of the 29 wells that the field has. Finally, we calculated the volumes that could

be obtained based on the recovery factors recommended by the technical literature.

KEYWORDS: IMPROVED RECOVERY / SCREENING / HEAVY

PETROLEUM / PETROPHYSICAL CHARACTERIZATION / INJECTION OF

SURFACTANTS AND POLYMERS / VAPOR INJECTION.

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the

original document in Spanish.

_____________________

Dr. José Condór, Ph.D

Certified Translator

ID: 171145466-8

1

CAPÍTULO I: GENERALIDADES

1.1. Planteamiento del Problema

El campo Pungarayacu, ubicado en el Bloque 20 de la Región Amazónica Ecuatoriana,

contiene crudo de 4 a 14 grados API, el cual se considera técnicamente como crudo

pesado y extra-pesado (Rivera, 1998).

La explotación de este campo necesita de métodos de recuperación mejorada para

reducir las fuerzas viscosas y las fuerzas capilares que permitan el flujo de petróleo a

través del espacio poral.

En nuestro trabajo usamos ocho métodos de recuperación mejorada (inyección miscible

de nitrógeno, inyección miscible de hidrocarburos, inyección miscible de CO2,

inyección de gases inmiscibles, inyección ASP, inyección de polímeros, combustión en

sitio, e inyección de vapor). Cada uno de estos métodos es evaluado (screening) usando

tres propiedades del petróleo (grado API, viscosidad, y composición), y seis

características del reservorio (Saturación del petróleo, tipo de formación, espesor de la

zona de pago, permeabilidad, profundidad, y temperatura).

Para evaluar cómo los métodos se ajustan a las propiedades del petróleo y a las

características del reservorio usamos los criterios establecidos por J. J. Taber.

Como el Campo Pungarayacu presenta 29 pozos, se recopilo la información necesaria

para realizar una caracterización petrofísica.

1.2. Objetivos

1.2.1. Objetivo General

Realizar el análisis y selección del método con mayor potencial a ser aplicable para la

producción del crudo del campo Pungarayacu.

1.2.2. Objetivos Específicos

Recolectar la información necesaria de las propiedades del petróleo y las

características del reservorio.

Construir una base de datos del campo.

Utilizar la metodología de J. J. Taber para selección de métodos de recuperación

mejorada de petróleo en el campo Pungarayacu.

2

1.3. Justificación e Importancia

Debido a la necesidad de ampliar las fronteras de recuperación de reservas, en las

últimas décadas, se ha intensificado la búsqueda de alternativas que faciliten la

explotación de crudos pesados y extra-pesados, las mismas que se justifican siempre y

cuando sean rentables y operacionalmente posibles. Dos terceras partes de los

yacimientos del Oriente Ecuatoriano contienen crudos pesados y es el momento en que

se comience a explotarlos con la finalidad de incorporarlos a la producción nacional

(Mideros J. , 1986)a).

1.4. Marco Institucional

El presente trabajo de titulación se realizó dentro de lo establecido en los artículos 2, 3,

4, 5, y 6 del Estatuto Universitario del 2016 de la Universidad Central del Ecuador.

1.5. Marco Ético

El presente estudio se realizó tomando en cuenta los parámetros éticos, respetando las

normas de investigación, tomando con responsabilidad la investigación del tema,

mencionando autores y fuentes bibliográficas. Todo proceso en el desarrollo del trabajo

de titulación será planteado en forma cuidadosa para obtener resultados coherentes y

acertados, brindando un trabajo de calidad.

1.6. Marco Legal

Este proyecto de titulación se da en conformidad con los siguientes artículos

enmarcados en las leyes de la República del Ecuador:

Artículo 350, y el inciso tercero del artículo 356 de la Constitución de la República

del Ecuador.

Artículos 123 y 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Artículo 21 del Reglamento de Régimen Académico.

Artículo 1 de la Ley de Propiedad Intelectual.

Artículo 112 del Estatuto Universitario de la Universidad Central del Ecuador.

Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de

Petróleos.

3

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

2.1. Generalidades del Campo Pungarayacu

En el año 1975, la división de Exploración de la Corporación Estatal Petrolera

Ecuatoriana (CEPE) resolvió efectuar un reconocimiento geológico territorial de la

Cordillera Napo Galeras, en una superficie de 6.000 km2, utilizando métodos de bajo

costo, como fotogeología, acompañado de un rápido control de campo, efectuado en su

totalidad por técnicos nacionales. El reconocimiento duró alrededor de tres años, a partir

de junio de 1975. Como documento final del mismo se elaboró un mapa con la

ubicación de los indicios de asfalto encontrados, se delimitó un área de 1.600 km2 en las

cercanías del Tena, donde se confirmó posteriormente, con la perforación de catorce

pozos, la existencia de importantes reservas de hidrocarburos pesados.

Entre los años 1984 y 1985 CEPE presentó un informe que contenía una síntesis de las

características litológicas, petrofísicas y geológicas de las rocas madres y del potencial

generador de hidrocarburo, basado en el análisis de muestras de los pozos más

representativos, además se perforaron un total de 26 pozos exploratorios con núcleos

completos (Rivadeneira & Ruilova, 2008)a).

En el año 2008 se firma un contrato entre Ecuador e Ivanhoe Energy, para el Desarrollo,

Producción y Mejoramiento de Petróleo Crudo del Bloque 20 que comprende el Campo

Pungarayacu, cuya fecha efectiva e inicio de operaciones fue el 20 de mayo de 2009 con

la obtención de la primera Licencia Ambiental.

En cuanto a las actividades de perforación, Ivanhoe Energy Ecuador perforó los pozos

de avanzada IP-5b, IP-15, IP-14 e IP-14B (pozo de reemplazo del IP-14). En los dos

primeros pozos se obtuvieron núcleos en Hollín, “M2/A” y “T” y, además, se realizaron

pruebas de producción con inyección de vapor. También se perforó el pozo exploratorio

IP-17, cuyo objetivo principal era confirmar el potencial de las formaciones pre-

cretácicas en el Bloque 20. Se encontró hidrocarburos pesados en la formación Hollín

Superior e indicios de gas (Ivanhoe Energy, 2008-2013).

Utilizando la tecnología Heavy To Light (HTL) patentada por Ivanhoe, se pretendía

mejorar el crudo de Pungarayacu, mismo que se estimaba en 12 grados API de calidad.

El acuerdo permitía a la canadiense operar durante 30 años y recibir 37 dólares por

4

barril. Sin embargo, el 21 de enero de 2014, Ivanhoe Energy anunció que estaba

reduciendo sus actividades en Ecuador, como respuesta al bajo grado API encontrado y

un retraso en las discusiones con la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC)

para avanzar en el desarrollo del Bloque 20. Así en enero de 2015 el Ministerio de

Hidrocarburos, anunció que la compañía Ivanhoe Energy y Petroamazonas EP, daban

paso a la terminación del Contrato de Servicios Específicos para la explotación del

Campo Pungarayacu (Ivanhoe Energy, 2014).

Debido a las dificultades de producir el petróleo pesado del campo, no puede ser

extraído por técnicas convencionales de producción y es probable que las técnicas de

drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) sean necesarias para producir este

campo. Se cree que el petróleo era originalmente un petróleo mucho más liviano, de

más alto API cuando se atrapó por primera vez, pero debido a la poca profundidad del

campo, el aceite sufrió una biodegradación extensa y la pérdida de los volátiles más

ligeros cuando las aguas contaminadas con la vida microbiana penetraron y entró en

contacto con la base de la columna de aceite atrapada. El principal reservorio del campo

Pungarayacu es Hollín, y los yacimientos secundarios se encuentran en la formación

Napo, en los yacimientos M2/A y la arenisca “T” (BEICIP, 1987)a).

2.1.1. Ubicación Geográfica

El Campo Pungarayacu está localizado en la Provincia de Napo, aproximadamente a 20

km al norte de la ciudad del Tena. Pertenece al Bloque 20 que tiene aproximadamente

una superficie de 426 millas cuadradas. El nombre del Campo fue tomado de un río que

recorre por el área y que en quechua significa río de asfaltos (Mideros I. J., 1986)b).

Tabla 1 - Coordenadas geográficas y métricas (Petroproducción, 2010)

Coordenadas UTM

X (m) Y (m)

188.484 9.922.428

200.203 9.922.998

200.199 9.870.470

180.361 9.870.470

180.342 9.880.557

173.886 9.880.537

173.886 9.890.406

180.335 9.890.420

180.328 9.912.512

5

El campo se encuentra en una zona drenada por numerosos pequeños ríos y quebradas

que son recolectados por tres rios principales: Hollin y Misahualli en el Norte y por el

rio Napo en el Sur (BEICIP, 1987)a).

Figura 1. Ubicación Campo Pungarayacu (Ivanhoe Energy, 2011)

6

Figura 2. Ubicación Campo Pungarayacu (Rivadeneira & Ruilova, 2008)b)

2.1.2. Aspectos Geológicos

La estructura del campo Pungarayacu se puede definir como un monoclinal fallado y

plegado que buza ligeramente en dirección Sur-Oeste. Hacia el Oeste el monoclinal

pasa paulatinamente a una estructura de tipo sinclinal. El campo está integrado por una

considerable cantidad de bloques fallados.

El campo Pungarayacu está atravesado por un complicado conjunto de fallas, donde

pueden distinguirse tres sistemas principales. Uno rumbo Norte-Sur, un segundo Oeste-

Noreste y un tercero Noreste-Suroeste. Estas fallas que han controlado la evolución

7

geológica de las zonas geotectónicas, han ampliado la permeabilidad magmática

permitiendo la expulsión de magma hacia la superficie y por otro lado han facilitado los

movimientos tectónicos ascendentes de la cordillera de los Andes, además juegan un

papel importante en la estructura del Campo al separar el monoclinal y el sinclinal, el

sistema de fallas Noreste-Sureste debe probablemente su origen a la influencia tectónica

del volcán Sumaco situado al Noreste del área de estudio (Mideros I. J., 1986)b).

El campo contiene una densa red hidrográfica que pertenece a la parte Norte de la

cuenca superior del río Napo, representado por numerosos ríos y riachuelos, afluentes

del Hollín, que al sur desemboca en el río Misahuallí, afluente del río Napo.

Después de los estudios realizados por CEPE en los años 80 se definió a Hollín como el

principal yacimiento, con acumulación marginal en el yacimiento “T” de pobres

características petrofísicas. Se determinó una acumulación de areniscas bituminosas,

que aflora parcialmente en la parte Norte y se profundiza en dirección Sur, mejorando

ligeramente la calidad de los crudos hasta alcanzar valores probables superiores a los 10

grados API (Rivadeneira & Ruilova, 2008)a).

2.1.3. Estratigrafía

En la zona del campo, la sucesión estratigráfica está compuesta por las formaciones:

Misahuallí, Hollín, Napo, Tena, y Tiyuyacu.

a) Formación Misahuallí

Esta formación está constituida litológicamente por basaltos y rocas piroclásticas. El

contacto con la formación Hollín es una discordancia estratigráfica y angular (BEICIP,

1987)a). La parte superior cercana al contacto con la formación Hollín, se encuentra

fuertemente alterada y contiene minerales verdosos y arcillas producto de la

meteorización química. El espesor máximo llega a más de 240 m, en las cabeceras del

rio Hollín, pero su secuencia completa no ha sido descrita debido al difícil acceso

(CEPE, 1983).

b) Formación Hollín

Esta formación está constituida por areniscas cuarzosas con restos de vegetales y ámbar.

En la parte superior aparecen intercalaciones de lutitas negras y areniscas glauconita.

8

Los espesores de la formación son bastante uniformes de 80-240 m. Es el reservorio

principal. Esta formación se encuentra constituida por tres miembros que son:

Hollín Inferior

Constituida por las areniscas basales, se caracteriza por una mejor calidad de

reservorio, con buena continuidad tanto vertical como lateral, formada por areniscas

conglomeráticas a conglomerados.

Hollín Medio

Se diferencia claramente de Hollín Inferior por la discontinuidad lateral y vertical de

los cuerpos arenosos con calidad de reservorios, con cierto predominio de

sedimentos arcillosos y limosos.

Hollín Superior

Bien definida en toda la cuenca Oriente, marca claramente la transgresión marina que

cubre el sistema fluvial Hollín, con la deposición de areniscas glauconíticas con

matriz calcárea, con pobre calidad de reservorio, encontrándose además lutitas negras

y gris oscuras marino-someras (Rivadeneira & Ruilova, 2008)c).

c) Formación Napo

En la formación Napo del Campo Pungarayacu está ausente la parte lutítica desarrollada

sobre las calizas de Napo Superior, lo que se evidencia en el pozo Pungarayacu 30, esto

es un indicio de un primer levantamiento de los terrenos occidentales de la cuenca

oriente. Otra característica de esta formación en el Campo Pungarayacu, es la pobre

presencia de las areniscas “T” y la ausencia total de la arenisca “U”. Está formación se

subdivide generalmente en tres miembros: (Rivadeneira & Ruilova, 2008)a).

Napo Inferior

El Napo inferior está constituido por areniscas glauconíticas, calizas fosilíferas y una

secuencia de lutitas localizadas al techo de la formación Hollín. En la parte media se

destaca la arenisca “T” como reservorio.

Napo Medio

Se caracteriza por ser un miembro netamente calcáreo, representado por una capa de

calizas fosilíferas grises.

9

Napo Superior

El Napo superior está preservado únicamente en la parte Oeste del campo donde se

describen lutitas negras (BEICIP, 1987)b).

d) Formación Tena

Esta formación aflora solamente en el Suroeste del área. Está representada por arcillas y

en la base por areniscas de color verdoso. La formación Tena está discordantemente

sobre la formación Napo y el espesor es de ± 60 m.

e) Formación Tiyuyacu

Aflora en el extremo Sur-occidental del área y está constituida por conglomerados y

arcillas limosas (BEICIP, 1987)b).

10

Figura 3. Columna estratigráfica para el Campo Pungarayacu (Halliburton, 2011)a)

EDAD FORMACIÓN

MESA

CHAMBIRA

ARANJUNO

CHALCANA

ORTEGUASA

TIYUYACU

TENA

M-1

"A" Arenisca "U" Caliza"B" Arenisca"T" Caliza

HOLLIN

MISAHUALLI

CHAPIZA

SANTIAGO

MACUMA

PUMBUIZA

PC BASAMENTO Esquisto, granito

Arenisca blanca cuarzosa

Calizas y esquistos bituminosos, arenisca limitada

Caliza, lutita, dolomitas, arenisca

Lutita gris-oscura

DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA

Flujos de lava, brechas, "camas rojas", arcilla y

arenisca, pocos conglomerados

Arcillas, areniscas

Conglomerados

Arcillas, arenisca pequeña

Shales de color marrón, arenisca pequeña

Arcillas rojas, verdes, moradas, arenisca y

conglomerados

Arcilla roja y areniscas

Arenisca cuarzosa blanca, permeable

Terrazas de arcilla y arenisca tufáceaP

ALE

OZ

OIC

OT

ER

CIA

RIO

NAPO

CR

ET

ÁC

ICO

JUR

ÁS

ICO

11

2.1.4. Yacimientos

En el estudio realizado por BEICIP para CEPE, con el fin de ejecutar el estudio de Pre-

factibilidad de Inyección de Vapor en el campo Pungarayacu estableció lo siguiente:

Confirmó los 3 reservorios independientes del campo; areniscas Hollín,

Arenisca T, y Caliza B de la formación Napo.

Por los espesores de la Hollín Inferior y Medio en 20 pozos del campo, junto

con la alta porosidad de 24-25% y las excelentes permeabilidades que podrían

ser de varios Darcys, pueden ser considerado como un reservorio potencial para

que pueda ser explotado por métodos térmicos.

Establecieron que los espesores de la Hollín Inferior-Medio, está distribuido

regularmente, su promedio es de 82 m, obteniéndose valores extremos de 101 m

en el pozo 7 y 64 m en el pozo 19.

El yacimiento principal del Campo Pungarayacu se encuentra en la formación

Hollín, tiene un espesor que varía de 85 a 91 m.

La formación Napo muestra espesores entre 15 y 213 m. Al Sur del río Napo, las

arcillas y limos de la Formación Tena y Tiyuyacu están presentes.

El reservorio identificado en la Formación Hollín se compone de piedra arenisca

bituminosa con API: 4-12 que contiene el mayor volumen de crudo in situ de la

Cuenca Oriente (Rivadeneira & Ruilova, 2008)d).

a) Formación Hollín

El reservorio Hollín, se encuentra a profundidades que varían entre 0 m en la zona Norte

hasta 300 m al Sureste. En el reservorio Hollín se destacan tres cuerpos de arenas

independientes, pertenecientes a los miembros inferior, superior y arenisca glauconítica

respectivamente (CEPE, 1979-1982).

Las arenas del miembro Inferior constituyen el cuerpo más importante del reservorio

con un espesor que varía de 23-57 m.

Las arenas del miembro Superior están separadas de la anterior por una capa

impenetrable de limolitas y arcillolitas, su espesor varía de los 21 a 42 m.

12

El tercer cuerpo arenoso está separado en su parte inferior por una capa de lutitas y en la

parte superior por calizas o lutitas calcáreas pertenecientes a la Formación Napo, el

espesor de esta arena varía de 3 a 12 m.

b) Formación Napo

La formación Napo contiene dos yacimientos importantes llamados Arenisca “T” y

Caliza “A”.

Yacimiento Arenisca T

Esta unidad, con un espesor promedio de 15 m, está constituida por barreras de

areniscas. Estas areniscas son cuarzo-arenitas, semejantes a las de Hollín, pero mucho

más finas. La porosidad es intergranular primaria, pero puede ser también secundaria

por disolución del cemento carbonatado. Estas areniscas son a menudo radioactivas, han

sido depositadas en ambiente marino como atestigua la presencia simultánea de una

fauna marina, glauconita y granos de fosfato.

Yacimiento Caliza A

Se encuentra a la profundidad de 135 metros, se presenta erosionado en la zona

noroccidental, tiene un espesor de 33 m, una saturación de petróleo de 48.7% y una

porosidad media de 13%. El petróleo es de características similares al de la arenisca T.

En la caliza A se destacan dos cuerpos calcáreos con un espesor conjunto de 20 metros,

con saturaciones de petróleo mayores al 50% y porosidades entre 7, 9 y 16% (Mideros I.

J., 1986)c).

13

2.2. Fases de Recuperación de Petróleo

Con frecuencia se utilizan los términos Recuperación Primaria, Secundaria, y Terciaria

o Mejorada para referirse a los mecanismos de recuperación de petróleo. Además, se

considera Recuperación Avanzada a las técnicas de Recuperación Secundaria y

Mejorada de petróleo.

Figura 4. Mecanismos de Recuperación de petróleo (Modificado de (Stosur, 2003))

2.2.1. Recuperación Terciaria y/o Mejorada

Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento puede contener aún

60-80% de petróleo originalmente en sitio.

En este punto debe emplearse Recuperación Terciaria o Mejorada, la cual presenta

diferentes mecanismos entre los que se encuentra el uso de Químicos como Polímeros y

Surfactantes, Térmicos (inyección de vapor, y combustión en sitio), Inyección de Gas

Miscible (Salager, 2005)a).

El objetivo principal de la aplicación de los métodos de Recuperación Mejorada es

recuperar el petróleo inmóvil del yacimiento sin afectar las propiedades de la roca.

Cuando existe afectación de las propiedades de la roca yacimiento, el grupo de técnicas

14

se denomina Intensificación de Producción de Petróleo y la tecnología más conocida es

el fracturamiento hidráulico.

2.2.2. Petróleo Incremental

Una medida técnica del éxito de un proyecto EOR es la cantidad de petróleo

incremental recuperado. Para evaluar el éxito del EOR se debe calcular el volumen

incremental efectivamente recuperado por estos métodos y técnicas. Para su análisis el

gráfico más usado es entre los parámetros caudal (qo) versus tiempo (T).

En un yacimiento o un pozo cuya tasa de producción esté disminuyendo, se inicia un

proyecto EOR y, si tiene éxito, la tasa debe mostrar una desviación de la disminución

proyectada en algún momento.

El petróleo incremental es la diferencia que existe entre el petróleo que realmente se

recuperó y el que se habría recuperado si no se hubiera iniciado un proyecto de EOR.

Por lo tanto, se considera petróleo incremental al volumen de hidrocarburos, expresado

en barriles de petróleo día o pies cúbicos de gas día, que se obtiene por encima de la

curva básica de producción (Lake L. W., 1996).

2.3. Criterio de Selección de Métodos EOR o Screening

El criterio de screening ha sido planteado para todos los métodos de recuperación

mejorada de petróleo, en el que la data para proyectos de EOR alrededor del mundo ha

sido examinada y además han sido estudiadas las características óptimas para el sistema

roca-fluido. El criterio screening está fundamentado tanto en resultados de campo como

15

en mecanismos de recuperación de petróleo. La producción de petróleo para proyectos

de EOR ha aumentado el porcentaje de petróleo del mundo debido a que la producción

de petróleo convencional continúa disminuyendo cada vez más, es por esto que la

escogencia del método de recuperación se vuelve incrementadamente más importante

para los ingenieros de petróleo (Taber, Martin, & Seright, 1997)a).

2.3.1. Inyección de Gas Miscible o Inmiscible

El desplazamiento del petróleo por el gas puede clasificarse como inmiscible o miscible

(o proceso de miscibilidad de multi-contactos), dependiendo de las propiedades del gas

inyectado y las condiciones del fluido en el reservorio.

Los casos de desplazamiento por inmiscibilidad se producen a presiones por debajo de

la mínima presión de miscibilidad (MMP) del petróleo, la cual es la presión más baja a

la cual se puede alcanzar la miscibilidad de primer contacto o de múltiple contacto

(miscibilidad dinámica), en donde la tensión interfacial es cero y no existe interfaz entre

los fluidos. El gas inyectado puede ser utilizado para mantener la presión de la reserva y

mantener estable el drenaje por gravedad.

En los sistemas gas-liquido la miscibilidad dependerá de la similitud química entre los

fluidos, la presión y temperatura de los sistemas. La similitud química implica que los

hidrocarburos serán más solubles en hidrocarburos que en soluciones acuosas.

En un sistema gas-líquido a temperatura constante, la solubilidad del gas en el líquido

aumenta con el aumento de la presión. A presión constante, la solubilidad del gas

disminuye a medida que aumenta la temperatura (Moya, 2009).

a) Inyección de Nitrógeno

En el proceso de inyección de N2 actúan diferentes mecanismos:

Empuje por gas.

Aumento del drene gravitacional.

Vaporización de componentes ligeros del crudo y formación de una zona de

transición miscible, cuando la presión es bastante elevada.

Durante el proceso de inyección de nitrógeno se puede diferenciar cuatro zonas en el

yacimiento (Ferrer, 2001)a).

16

Figura 5. Zonas características en yacimiento durante la inyección de N2 (Al-Anazi, 2007)

Tabla 2. Criterios de diseño para Inyección de Nitrógeno (Ferrer, 2001)a)

Petróleo

Gravedad API >35

Viscosidad (cP) <0,4

Composición Alto porcentaje de hidrocarburos livianos

Yacimiento

Saturación de Petróleo (%) >40

Tipo de Formación Arenisca o carbonatos con canales o fracturas de alta permeabilidad

Espesor Neto (ft) Relativamente delgado excepto cuando la formación presenta buzamiento

Permeabilidad (mD) No crítico

Profundidad (ft) >6000

Temperatura (º F) No crítico

Cuando el proceso es inmiscible, se incrementa la recuperación por hinchazón de

petróleo, vaporización limitada del petróleo crudo y disminución de la viscosidad hasta

0.4 cP. La miscibilidad del nitrógeno puede alcanzarse solamente con petróleos ligeros

que presenten una densidad mayor a los 35 °API que estén a presiones elevadas.

Existen ciertos parámetros “no críticos”, que no limitan la inyección de nitrógeno como:

tipo de roca, contenido de arcillas, espesor en las capas de arena, permeabilidad y

temperatura.

17

Para alcanzar la miscibilidad entre el nitrógeno que se inyecta al yacimiento y el aceite,

es necesario que se dé una sola fase de la mezcla de ambos fluidos o la vaporización de

componentes ligeros (etano a hexano) para que se incorporen a la fase gaseosa.

Por lo tanto, el método miscible es adecuado solamente en yacimientos con

profundidades mayores a los 1.829 m donde se alcanza el valor mínimo de presión para

alcanzar la miscibilidad.

b) Inyección de CO2

El dióxido de carbono en estado líquido es el agente miscible preferido para el recobro

de petróleo, el desplazamiento miscible con CO2 es similar al empuje por gas

vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta C30. El CO2

también baja la viscosidad del petróleo y causa su hinchamiento, pero el principal

mecanismo en el caso de petróleos livianos es el desplazamiento miscible.

La meta de cualquier proceso miscible es de acrecentar el factor de recobro mediante la

disminución de la saturación residual de petróleo (Sro) al valor más bajo permitido. Esto

se alcanza debido a la mezcla miscible de CO2 con petróleo, dando lugar a que la

tensión interfacial se reduzca prácticamente a cero.

En el proceso de inyección de CO2 actúan diferentes mecanismos:

Generación de Miscibilidad

Barrido del crudo

Reducción de la viscosidad del petróleo

Disminución de la tensión interfacial entre el petróleo y la fase de CO2 más

cercana

18

Figura 6. Zonas típicas en yacimiento durante inyección de CO2 (Llamas, Navarrete, Vega,

Rodriguez, Mezadiego, & Camaras, 2016)

Tabla 3. Criterios de diseño para Inyección de CO2 (Yen, 1989)a)

Petróleo

Gravedad API >22, promedio 36

Viscosidad (cP) >10, promedio 15

Composición Alto porcentaje de hidrocarburos intermedios.

Yacimiento


Tipo de Formación Areniscas o Carbonatos con un mínimo de fracturas y altas permeabilidades.

Espesor Neto (ft) Relativamente delgado.


Profundidad (ft) >2.400


El dióxido de carbono, al igual que el nitrógeno y el gas seco, posee la habilidad de

alcanzar miscibilidad dinámica con petróleos de yacimientos que presenten una

densidad mayor a 26 °API (preferiblemente mayor de 30).

Debe ser lo suficientemente profundo (mayor a los 732 m) para permitir una apropiada

presión que debe estar considerada en base a la producción óptima, ésta se encuentra en

el rango por encima de 1.200 psi para un crudo de alta gravedad API (mayor a 30) a

bajas temperaturas, hasta 4.500 psi para los crudos pesados a mayores temperaturas

19

(Valores sugeridos por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE)

menor a 2.987 y mayor de 610 m).

Gracias al desplazamiento de miscibles e inmiscibles se pueden obtener eficiencias altas

en la recuperación de petróleo que queda en las zonas barridas y no barridas. Gracias a

ello la viscosidad del petróleo debe ser menor de 10 cP (preferiblemente menor o igual

de 10 a 12 cP), con porcentajes de hidrocarburos intermedios (C2-C20) primordialmente

C5-C12, donde la saturación en el yacimiento es 30% del volumen poroso.

Con respecto a la permeabilidad promedio “no crítico”, sin suficientes tasas de

inyección puede ser mantenido en un rango de 1 a 5 mD. Los espesores de las

formaciones deben ser relativamente delgados en las areniscas y carbonatos con un

mínimo de fracturas y altas permeabilidades (Yen, 1989)a).

c) Inyección de Gases Inmiscibles

El petróleo pesado no tiene habilidad para salir por sí mismo de los poros de la roca del

yacimiento en los cuales se localiza, este sale por el esfuerzo que puede formar la

acumulación de un fluido inmiscible, como el agua o el gas. A este proceso se lo

denomina desplazamiento de fluidos inmiscibles. En un medio poroso el

desplazamiento de dos fluidos inmiscibles puede ser:

Pistón sin fugas: sucede cuando el petróleo remanente en la zona invadida no

tiene movimiento.

Pistón con fugas: en este caso el petróleo remanente tiene movimiento y ocurre

flujo de dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor

que la residual (Ferrer, 2001)b).

20

Figura 7. Tipos de desplazamiento durante la inyección de gases inmiscibles (Pérez, 2009)

Tabla 4. Criterios de diseño para Inyección de Gases Inmiscibles (Ferrer, 2001)b)

Petróleo

Gravedad API >12

Viscosidad (cP) <600

Composición No crítico

Yacimiento

Saturación de Petróleo (%) >35. Promedio 30

Tipo de Formación No crítico

Espesor Neto (ft) No crítico, con buena permeabilidad vertical.


Profundidad (ft) >1800


Adicionalmente existe un método conocido como inyección alterna, donde el CO2 es

inyectado en el pozo y es cerrado por un periodo de tiempo, después el CO2 y el

petróleo son producidos por el mismo pozo. Este proceso se lo repite de dos a tres

veces. En cada proceso la cantidad recuperada de petróleo va disminuyendo, hasta que

este no sea económicamente rentable. Según estudios este tipo de método sería uno de

los más eficientes dentro de la recuperación mejorada de petróleo ya que se lo emplea

en yacimientos con profundidades mayores a los 549 m, una densidad mayor a los 12

°API, y altas concentraciones de hidrocarburos entre C5-C12.

2.3.2. Inyección de Químicos

a) Inyección de Polímeros

La inyección de polímeros consiste en aprovechar las propiedades de soluciones

acuosas de polímeros con la finalidad de aumentar la viscosidad del agua inyectada, así

http://4.bp.blogspot.com/_gZx5Bo5WX7s/SkAq7iqHTyI/AAAAAAAAAHs/GhdjuGBq2iM/s1600-h/desplaz_inmiscible.jpg

21

también mejorar la relación de movilidad agua-petróleo1, ampliar la eficiencia de

barrido2, realizada por el fluido de desplazamiento en el yacimiento y mejorar la

recuperación de petróleo. Consiste en añadir al agua de inyección un tapón de

polímeros, antes de que esta sea inyectada en el yacimiento. El polímero se mezcla

entonces con agua y se inyecta continuamente durante un período prolongado de

tiempo. Cuando se ha inyectado aproximadamente del 30% al 50% del volumen de poro

del depósito en el área del proyecto, se adiciona tapones de polímero y el agua de

inyección se bombea al pozo inyector para conducir la solución polimérica y el banco

de petróleo hacia los pozos de producción.

Dependiendo del polímero y de sus propiedades, tienden a funcionar mejor o peor en

diferentes condiciones. Por lo tanto, antes de la aplicación, se deben tener en cuenta

varios factores para seleccionar el polímero óptimo a ser utilizado. Para determinar el

mejor peso molecular del polímero, es necesario considerar la permeabilidad del

depósito y la viscosidad del petróleo (A.Z. Abidina, 2012).

El incremento en la viscosidad del agua permite reducir la permeabilidad efectiva del

agua en la zona barrida, esta reducción actúa favorablemente restaurando parte de la

presión del yacimiento después del paso del polímero (Osorio, 2011).

Este proceso tiene un gran potencial en yacimientos que son moderadamente

heterogéneos, conteniendo petróleos de intermedia viscosidad y que además tienen una

relación de movilidad agua-petróleo adversa (Craig, 1982).

1 Movilidad: Se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad (κ/µ) de un

fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. 2 Eficiencia de Barrido: Medida de la efectividad de un proceso de recuperación de petróleo mejorada

que depende del volumen del yacimiento contactado por el fluido inyectado.

22

Figura 8. Proceso de Inyección de Polímeros (Lake L. W., 1989)

Tabla 5. Criterios de diseño para Inyección de Polímeros (Paris de Ferrer, 2001)c)

Petróleo

Gravedad API >15, <40

Viscosidad (cP) >10, <150

Composición No crítica

Yacimiento

Saturación de Petróleo (%) >70, promedio 80

Tipo de Formación Arenisca preferible

Espesor Neto (ft) No crítica

Permeabilidad (mD) >10, promedio 800

Profundidad (ft) <9000

Temperatura (º F) <200, promedio140

La viscosidad del crudo controla la movilidad del petróleo, por lo tanto, esta no debe ser

mayor a 150 cP, al realizar la inyección de polímeros lo que se busca es reducir la

relación de movilidad agua-petróleo.

Para la inyección de polímeros se considera como un parámetro muy importante la

gravedad API, pues ésta se relaciona directamente con la viscosidad por lo que se

considera valores óptimos dentro del rango 15-40.

23

El tipo de formación es un factor importante, debido a la compatibilidad que presenten

las soluciones poliméricas, en formaciones con alto contenido de arcilla la mezcla de

polímeros con agua debe ser evaluada pues se podrían presentar fenómenos de

absorción de agua de algunas arcillas y en formaciones carbonatadas la disolución de

los carbonatos. La permeabilidad es considerada buena con valores promedio de 800

mD, pues mientras este valor sea mayor, se aseguran mayores recobros con una

inyección de agua convencional. Mientras los valores de permeabilidad sean más bajos,

se requerirá presiones de inyección más altas. La porosidad del yacimiento deberá ser de

media a alta, para asegurar una buena capacidad de almacenamiento.

La profundidad del yacimiento se considera un factor crítico solo cuando este tiene que

ver con la temperatura del yacimiento, la presión de inyección y la presión de fractura.

En cuanto a la temperatura, se requieren valores que permitan mantener una solución

polimérica estable, ya que los polímeros presentan una alteración debido a la

degradación causada por altas temperaturas, por lo tanto para la aplicación de éste

método se consideran valores menores a 200 ºF, antes de la inyección de polímeros es

necesario considerar la temperatura y el tiempo al que se va a someter el polímero, estas

condiciones pueden variar dependiendo del tipo de polímero (Jiménez Molano, 2009).

b) Inyección de Surfactantes

El objetivo de este proceso es disminuir la tensión interfacial3 entre el petróleo y el

agua. Esta técnica se aplica luego de procesos de recuperación por inyección de agua.

También se puede obtener recobros para reservorios que han sido inicialmente

producidos por inyección de vapor. Como beneficio secundario pueden también mejorar

la eficiencia de barrido volumétrico.

Consiste en la inyección de baches o tapones incluyendo la inyección de agentes

químicos en el agua, los cuales tiende a disminuir la tensión interfacial agua-crudo. Esto

se logra, gracias a la creación de una micro emulsión donde se busca establecer

miscibilidad entre ambos fluidos dentro del medio acuoso, generando un banco de

petróleo, es decir, una fase continua del petróleo entrampado en los intersticios de la

3 Tensión Interfacial: Se refiere a las fuerzas que actúan sobre la interfase de dos fluidos inmiscibles que

están en contacto, cuando estos fluidos son dos líquidos

24

roca. Seguidamente se inyectan volúmenes de polímeros para incrementar la viscosidad

del agua e impedir que su movilidad sea mayor a la del petróleo. Esto ocasiona un

aumento de la resistencia al flujo en zonas de alta permeabilidad, así como mayor

empuje al banco de petróleo, generando un incremento en la eficiencia de barrido dentro

del yacimiento. Por otra parte, la aplicación de surfactantes reduce la saturación de

petróleo residual, incrementando el recobro del hidrocarburo (Green & Willhite, 1998).

Figura 9. Proceso de Inyección de Surfactantes (PDVSA, 1999)a)

Tabla 6. Criterios de diseño para Inyección de Surfactantes (Sheng, 2013)a)

Petróleo

Gravedad API >25

Viscosidad (cP) <30


Yacimiento



Espesor Neto (pies) >10

Permeabilidad (mD) >20

Profundidad (pies) <9.000

Temperatura (ºF) <175

Es aplicable en arenas con fluidos ligeros a intermedios en densidad y con valores de

viscosidades menores a las de la inyección de polímeros, se tiene que la gravedad del

crudo debe ser mayor a 25 ºAPI, la viscosidad del crudo menor a 30 cP, puesto que

hidrocarburos con cadenas de compuestos más livianas tiende a disminuir con mayor

25

facilidad su tensión interfacial. El yacimiento debe presentar una profundidad menor a

2.743 m, debido a los cambios de presión y temperatura que afectan la adsorción del

tenso activo. Tanto el espesor, la porosidad y la transmisibilidad del reservorio se

consideran parámetros no críticos.

La heterogeneidad del yacimiento hace que el rango de permeabilidad sea mayor a 10

mD, asimismo, la saturación residual de petróleo debe ser mayor al 30% con el objetivo

de incrementar la eficiencia de recobro. El tipo de formación donde preferiblemente se

aplica este método son arenas, puesto que un alto contenido de arcillas reduce la

eficiencia de barrido, así también debe existir un control cuidadoso en la salinidad, pues

ésta podría afectar en el rendimiento de los surfactantes. La temperatura es un factor

determinante al momento de emplear esta recuperación, ya que los surfactantes son

moléculas químicas que tienden a degradarse y perder su capacidad de adsorción4 con el

aumento de la temperatura. Por lo tanto el método es aplicable con temperaturas

menores a 175 ºF. La salinidad del medio acuoso para que se logre la compatibilidad del

fluido inyectado en el reservorio debe ser menor a 50.000 ppm (Sheng, 2013)a).

c) Inyección de Soluciones Alcalinas

La inundación alcalina también se llama inundación cáustica. Este método consiste en

un proceso de inyección de soluciones que pueden ser: hidróxido de sodio, carbonato

sódico, orto silicato sódico, tripolifosfato sódico, meta borato sódico, hidróxido

amónico y carbonato amónico. Los álcalis más utilizados son hidróxido de sodio,

carbonato sódico y orto silicato sódico.

Estas soluciones se inyectan para producir una emulsificación in situ, estos reactivos

reaccionan con los ácidos orgánicos del petróleo, el petróleo crudo se emulsiona y es

arrastrado por el álcali acuoso que fluye debido a la reducción de la tensión interfacial.

Las condiciones para que este mecanismo ocurra son pH alto, baja salinidad y tamaño

de emulsión O/W menor que el diámetro de la garganta de poro (Sheng, 2013)b).

4 Adsorción: Reducción de la tensión superficial o interfacial, producida por un surfactante en una

superficie gas-líquido o una interfase líquido-líquido

26

Figura 10. Proceso de Inyección de Soluciones Alcalinas (PDVSA, 1999)a)

Tabla 7. Criterios de diseño para Inyección de Soluciones Alcalinas (Donalson, 1985)

Petróleo

Gravedad API 13-35

Viscosidad (cP) <200


Yacimiento

Saturación de Petróleo (%)


Espesor Neto (pies) No crítico


Profundidad (pies) <9.000

Temperatura (ºF) <200

d) Inyección de Mezcla de Aditivos Químicos

Inyección de Polímeros micelares

Este método consiste en la inyección sucesiva de diferentes fluidos en el yacimiento,

estos fluidos se inyectan mediante un denominado “tapón” miscelar. En tal sucesión de

tapones cada uno debe idealmente desplazarse en flujo tipo pistón, es decir que cada

27

nuevo fluido debe empujar el fluido que lo antecede. Este proceso ayuda a desprender el

crudo del medio poroso permitiendo desplazarlo con el agua inyectada.

Para incrementar la eficiencia de barrido y la producción de petróleo, se inyecta una

solución de polímero para el control de movilidad y así desplazar el tapón miscelar

(Salager, 2005)b).

Inyección de Mezcla Álcali-Surfactante-Polímero

El proceso ASP utiliza los beneficios de los tres métodos de inundación

simultáneamente (álcali-surfactante-polímero) por lo cual es un proceso muy rentable ya

que mejora la movilidad y mejora la eficiencia de desplazamiento microscópico.

Las aplicaciones de las soluciones alcalinas a menudo dan lugar a una recuperación

pobre debido a la pérdida de álcali causada por la reacción con la roca, el bajo contenido

de ácido del petróleo y la falta de control de la movilidad. Sin embargo, la inyección de

un tenso activo con solución alcalina ha demostrado ser un proceso eficaz tanto para la

pérdida de álcali como para el bajo contenido de ácido del petróleo, mientras que la

inyección de polímero con álcali o álcali/surfactante limita considerablemente la

recuperación de petróleo.

Gracias al método ASP se produce la movilización del aceite residual debido a la

tensión interfacial reducida y la recuperación mejorada por los tapones combinados.

Esto se explica pues el álcali reduce saturación de aceite residual mediante la

generación de surfactante adicional in situ, además la adición de un tenso activo a los

tapones de AP reduce aún más la tensión interfacial y permite alcanzar una recuperación

significativamente más alta (PDVSA-CIED, 1998)a).

28

Figura 11. Proceso de Inyección de Mezcla ASP (Schlumberger, 2010)

Tabla 8. Criterios de diseño para Inyección de Mezcla ASP (PDVSA-CIED, 1998)a)

Petróleo


Viscosidad (cP) <35 promedio 13


Yacimiento



Espesor Neto (ft) No crítica

Permeabilidad (mD) >10, promedio 450

Profundidad (ft) <9000, promedio 3250

Temperatura (º F) <200 promedio 80

La temperatura recomendada para la aplicación de este método debe ser menor a 200 ºF.

Este criterio se basa en que valores más altos de temperatura originarían una alteración

en la estabilidad química de los polímeros, disminuyendo su viscosidad.

La viscosidad considerada presenta valores menores a 100 cP, valor recomendable para

obtener un control adecuado de la relación de movilidad a un costo aceptable del uso de

polímeros. En la inyección ASP, se encontró que permeabilidades menores a 25 mD no

permitirán el flujo de fluidos eficiente.

29

Si se tiene un espesor delgado (< 6 metros) este no representará un factor que afecte el

proceso, siempre que se tenga un volumen de crudo económicamente extraíble para que

el proyecto sea rentable.

La inyección ASP requiere principalmente de altos valores de saturación de petróleo

que pueda hacer que el proyecto sea económicamente atractivo (PDVSA-CIED,

1998)a).

2.3.3. Métodos Termales

Los procesos de recuperación termal se basan en el uso de energía térmica que tiene

como objetivo aumentar la temperatura del yacimiento y así reducir la viscosidad del

petróleo, de tal manera que se lo pueda desplazar hacia un pozo de producción.

Esencialmente hay dos tipos generales de métodos termales: combustión en sitio, e

inyección de vapor. Varios tipos específicos de métodos se generan de estos dos

métodos generales.

a) Combustión in Situ

La combustión en sitio es un método de recuperación térmica que consiste en introducir

calor en un reservorio de bajo rendimiento o de petróleo pesado, con el fin de mejorar el

flujo del fluido del yacimiento. Este proceso se inicia generando un frente de llamas en

el depósito mediante un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector,

después que se calientan los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero

para mantener la llama encendida, se inyecta constantemente aire u otras mezclas de

gases con alto contenido de oxígeno. Finalmente, el fuego llega al yacimiento y éste se

dirige hacia los pozos de producción, reduciendo así la viscosidad del petróleo, y al

mismo tiempo evaporando el agua presente en el yacimiento, este vapor se mezcla con

el gas de la combustión y permite desplazar el petróleo delante del fuego y hacia los

pozos de producción (Alvarado, Banzer, & Rincón, 2002).

Se conocen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento. Combustión

Convencional o “hacia adelante”, debido a que la zona de combustión avanza en la

misma dirección del flujo de fluidos. El segundo se denomina Combustión en Reverso o

“en contra corriente”, la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del

flujo de fluidos. El tercero es la Combustión Húmeda, en la cual se inyecta agua en

forma alternada con el aire, de esta manera se crea vapor que contribuye a una mejor

30

utilización del calor y reduce los requerimientos de aire (Castaneda, Ruiz, & Munoz,

2014).

Figura 12. Proceso de Combustión Convencional (Alvarado & Banzer, 2002)

Tabla 9. Criterios de diseño para Combustión in situ (Burguer, Sourieau, & Combarnous,

1985)

Petróleo


Viscosidad (cP) <5.000, promedio 1.200

Composición Algunos componentes asfálticos

Yacimiento


Tipo de Formación Arenisca, alta porosidad



Profundidad (pies) <11.500, promedio 3500

Temperatura (ºF) >100, promedio 135

La aplicación del proceso de combustión está limitada por los productos de la

combustión, el petróleo y el agua, por lo tanto, existe un límite superior para la

viscosidad del petróleo que puede ser recuperado económicamente por este proceso.

31

La cantidad de coque no debe ser demasiado pequeña (riesgo de extinción) ni

demasiado grande (en cuyo caso el requerimiento de aire y la relación de aceite y aire

son altos).

Por lo tanto, se admite generalmente valores de gravedad API superior a 10, la

porosidad del medio mayor que 18% y su permeabilidad ser relativamente uniforme y

superior 50 mD para permitir la inyección de aire a una presión que garantice una

combustión sostenida. La composición del aceite es también importante teniendo en

cuenta la posible formación de emulsiones y la corrosión de los equipos. La saturación

de crudo debe ser alta para minimizar la pérdida de calor hacia la roca, también para

compensar su consumo como combustible en el proceso de combustión.

La combustión in situ no es un método que sea ampliamente usado en la práctica debido

a la dificultad de mantener el frente de fuego. Por otro lado, la inyección de vapor es

bastante utilizada y está limitada a yacimientos que se encuentren en el rango de presión

de 2.500 psi o menores.

Parece que no hay profundidad máxima para aplicar la combustión in situ, siempre y

cuando las economías sean satisfactorias. Obviamente, el costo de compresión del aire

aumenta significativamente con la presión; La inyección de oxígeno puede ser

económicamente más atractiva a altas presiones. Se debe considerar que los problemas

tecnológicos son también más difíciles de manejar cuando hay altas presiones. La

combustión in situ es entonces, potencialmente útil para yacimientos de alta presión y

una considerable profundidad.

Es recomendable que el espesor del yacimiento sea mayor a 2 o 3 metros, de modo que

la propagación del frente de combustión no se vea afectada adversamente por las

pérdidas de calor a las formaciones circundantes. En una arena delgada almacenadora

de crudo pesado, el frente de combustión avanzará hacia la parte inferior más

rápidamente de lo que sería en una formación de gran espesor. Si la arena es muy

delgada se producirán grandes pérdidas de calor lo que permitirá que la temperatura

caiga por debajo de la necesaria para sostener una frente de combustión (Burguer,

Sourieau, & Combarnous, 1985).

32

b) Inyección de Vapor (Steam flooding)

Este método consiste en un arreglo entre pozos de inyección y producción. El vapor es

inyectado en varios pozos mientras se produce petróleo de pozos adyacentes. En este

caso las pérdidas de calor son mayores por lo que el tamaño del arreglo es un punto

importante a considerar, debido a que a medida que el vapor se aleja de los pozos de

inyección, su temperatura desciende. A cierta distancia del pozo, el vapor se condensa y

forma un banco de agua caliente.

De todos los procesos de inyección de vapor, el drenaje por gravedad asistido por vapor

(SAGD) es un método eficaz de producción de petróleo pesado y betún. En un SAGD

típico se inyecta vapor de agua en un pozo horizontal situado directamente sobre un

productor horizontal, para aprovechar la gravedad al mover el petróleo hacia abajo al

productor. Una cámara de vapor crece alrededor del pozo de inyección y ayuda a

desplazar el petróleo caliente hacia el pozo de producción.

La efectividad de los métodos de inyección de vapor se basa en el incremento del

recobro mediante los siguientes puntos:

Reducir la saturación de petróleo residual y al mismo tiempo mejorar el valor de

permeabilidad relativa del petróleo.

Incrementar la eficiencia del barrido de fluidos.

Permitir la vaporización y destilación de las fracciones más livianas de

hidrocarburo, convirtiéndolas en condensados para ser producidos.

Proveer un mecanismo de empuje por gas debido al frente de vapor que se

desplaza y lleva al crudo hacia los pozos productores (Al Yousef, Al Daif, & Al

Otaibi, 2014).

33

Figura 13. Proceso de Inyección Continua de Vapor (Alvarado & Banzer, 2012)

Tabla 10. Criterios para Inyección Continua de Vapor (Al Yousef, Al Daif, & Al Otaibi, 2014)

Petróleo

Gravedad API <25

Viscosidad (cP) 20-1.000


Yacimiento


Tipo de Formación Arenisca, alta porosidad



Profundidad (pies) 300-3.300

Temperatura (ºF) No crítica

A partir de la experiencia obtenida de proyectos de campo, muchos autores propusieron

criterios de reservorio y de aceite para proyectos exitosos de inyección de vapor. Todos

los criterios propuestos tienen hallazgos comunes, el steamflooding funciona bien con

espesores relativamente gruesos, debido a que espesores pequeños de la formación

influyen en la pérdida de calor, pues éste desplaza a formaciones adyacentes.

A una profundidad superior a 1.524 m, el vapor se condensará en agua caliente, por lo

que el valor de calentamiento del fluido inyectado disminuirá la eficiencia del vapor de

agua. Además, las pérdidas de calor de los depósitos delgados son significativas, lo que

34

resulta en una eficiencia de calentamiento muy baja, por lo que se recomienda realizar

la inyección de vapor en embalses de 9,15 m de espesor o más.

La permeabilidad debe ser lo suficientemente alta para permitir la inyección de vapor y

el flujo de crudo hacia los pozos productores. Se estima que el rango deseable abarca

entre 200 y 4.000 mD.

En cuanto a la saturación de petróleo residual original, se sugiere que sea mayor al 40%.

Se recomienda valores de porosidades sobre el 20% para hacer del método rentable

económicamente. Los rangos estándares de aplicación reportan viscosidades entre 1.000

a 4.000 cP.

En general se espera que la saturación de crudo sea alta y su viscosidad también. Es

aplicable a crudos livianos, aunque el empuje por agua es un mejor método para

producirlos. Se presentan problemas técnicos al usar yacimientos con alto contenido de

arcillas hinchables, que comprometen la permeabilidad. No es recomendado en

yacimientos carbonatados (Al Yousef, Al Daif, & Al Otaibi, 2014).

35

CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. Tipo de Estudio

El presente trabajo de investigación realizado se fundamenta en un tipo de estudio

descriptivo. Este detalla los diferentes métodos de recuperación del petróleo y cuál es el

mecanismo más apropiado a ejecutarse tomando en cuenta las propiedades del petróleo

y las características del reservorio.

3.2. Universo y Muestra

El universo de este estudio corresponde al campo Pungarayacu, pertenece al Bloque 20

localizado en la Provincia de Napo: La muestra está conformada por zonas de estudio

donde intervienen 29 pozos que presentan datos petrofísicos de la arena productora

Hollín.

3.3. Métodos y Técnicas

El proyecto se enfoca en los diferentes métodos de recuperación del petróleo para lo

cual se revisó información referente a los criterios para emplear cada uno de los

métodos de recuperación mejorada, así también información sobre el Campo, se calculó

las propiedades como porosidad (ϕ), saturaciones (Sw, So), permeabilidad (k) y petróleo

original in situ (POES). Se generó una base de datos de todas las propiedades calculadas

y las obtenidas de la información disponible. Finalmente, el análisis de resultados

obtenidos ayudó a determinar la cantidad de petróleo que podría ser recuperado de los

reservorios, tomando en cuenta el factor de recobro en los métodos empleados y la

identificación de cuál es el más eficiente para su implementación.

La recolección de datos se realizó a partir de fuentes primarias y secundarias. Las

fuentes primarias fueron obtenidas directamente de datos existentes en el BIPE-

Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador: Datos Petrofísicos y Geológicos, análisis e

interpretación de registros eléctricos, análisis de núcleos, análisis PVT, etc.

Las fuentes secundarias seleccionadas en base a la información que mejor se adaptó a

los objetivos planteados, debido a que la información provino de datos pre-elaborados,

como datos estadísticos, trabajos realizados referentes al tema, matrices de datos o datos

teóricos que presenta la literatura de algunos textos.

36

3.4. Procesamiento y Análisis de Datos

Para un mejor entendimiento se realizó un estudio petrofísico del campo, con ayuda del

software “IP” (Interactive Petrophysics). También se realizó el poblamiento de las

propiedades petrofísicas con el fin de apreciar de mejor manera la distribución de éstas.

Después de la recolección de los datos necesarios estos fueron tabulados en hojas Excel

para ser procesados utilizando los criterios de Taber y así seleccionar los métodos EOR.

3.5. Aspectos Administrativos

3.5.1. Recursos Humanos

El desarrollado de este proyecto de investigación contó con un específico equipo de

trabajo que estuvo conformado por los tesistas quienes elaboraron la investigación, el

tutor de tesis, y dos profesores de la carrera de ingeniería de petróleos que colaboraron

en el desarrollo del modelo estático.

3.5.2. Recursos Técnicos y Materiales

Toda la información técnica fue proporcionada por el Banco de Información Petrolera

(BIPE) de la Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador gracias a un convenio firmado

con la Figempa.

El tiempo de investigación fue de nueve meses y fue financiada por los autores.

37

Tabla 11. Etapas, Procesos, y Resultados del Diseño Metodológico

Etapa I Compilación documental y bibliográfica

Etapa III

Etapa II

Revisión bibliográfica:

Campo Pungarayacu

Métodos de recuperación mejorada de petróleo

Presentación de Resultados

Screening usando EORgui

Procesamiento de datos petrofísicos

Elaboración de base datos con propiedades petrofísicas de los pozos

Cálculo del POES con valores promedios

Caracterización del método o métodos más eficientes

Estimación de reservas recuperables

Estudio de la estructura geológica del yacimiento y análisis de registros de pozos

Análisis de propiedades petrofísicas y

propiedades de los fluidos en el reservorio

38

CAPÍTULO IV: RESULTADOS

4.1. Mapa Estructural

El Mapa Estructural al Tope de la Formación Hollín, proporcionado por el BIPE-

Secretaría de Hidrocarburos fue digitalizado, generando la superficie de la arena.

Figura 14 . Mapa Estructural al Tope de la Formación Hollín

39

4.2. Ubicación de Pozos

La tabla 12 detalla las coordenadas UTM de superficie para la ubicación de cada uno de

los pozos en el campo Pungarayacu.

Tabla 12. Coordenadas UTM de Ubicación de los Pozos

Pozo X (m) Y (m) TD (pies) KB (pies)

PNG-01 190.545 9.919.178 486 4.165,6

PNG-02 190.391 9.921.994 389 4.327,3

PNG-03 192.242 9.918.404 384 4.036,6

PNG-04 192.970 9.921.169 396 4.463

PNG-05 195.248 9.919.940 430 4.354,7

PNG-06 191.708 9.914.062 484 3.485,1

PNG-07 194.740 9.908.695 597 2.855

PNG-08 191.971 9.908.223 769 2.815,6

PNG-09 194.603 9.911.833 851 3.515,6

PNG-10 186.700 9.912.889 1.240 3.565

PNG-11 187.739 9.917.886 528 3.691,8

PNG-12 190.393 9.910.482 753 2.986

PNG-13 190.645 9.915.928 388 3.527,8

PNG-14 194.353 9.915.306 443 3.411,2

PNG-15 199.180 9.899.754 554 2.644,4

PNG-16 187.276 9.884.265 967 1.591

IP-17 196.566 9.883.924 13.596 1.738

PNG-19 192.532 9.901.754 758 2.492,8

PNG-20 189.812 9.900.462 862 1.926

PNG-22 189.253 9.903.163 841 2.198,1

PNG-23 187.936 9.886298 976 1.895

PNG-25 189.867 9.906.196 1.030 2.346

PNG-26 191.778 9.899.177 693 2.118

PNG-27 189.438 9.898.449 969 1.841,93

PNG-28 189.928 9.889.454 848 2.019,58

PNG-29 193.827 9.896.554 848 2.066,92

PNG-30 187.852 9.891.276 1.365 1.706

IP-5B 187.202 9.884.402 1.030 1.663

IP-15 186.717 9.912.868 1.310 3.565

IP-14B 190.317 9.910.169 1.150 3.061

SC-1 185.707 9.874.195 3.650 1.739

40

4.3. Datos Petrofísicos

4.3.1. Registros Eléctricos

El campo Pungarayacu cuenta con registros de pozo tomado a hueco abierto disponibles

en 29 de los pozos perforados en el Bloque 20. Los registros de pozos desde el P-2 al P-

15 fueron tomadas con dispositivos primitivos de medición, del registro eléctrico, rayos

gamma, registro neutrón (API), registro de densidad (counts/sec), registro sónico, y el

tipo lateral. A partir del P-16 se cuenta con información tomada de dispositivos más

modernos. Todos estos pozos poseen registros de perforación, una descripción litológica

muestras de porosidad, saturación, extraídas en la mayoría de los pozos que cruzan las

formaciones Hollín y Napo. Los registros eléctricos se encontraban en forma de

imágenes, por lo que fue necesaria su digitalización.

Se elaboró una tabla de Excel con la información de los registros disponibles de los

pozos del Bloque 20 con el fin de visualizar los datos adquiridos que sirvieron para

realizar la caracterización petrofísica del campo.

4.3.2. Interpretación Petrofísica

Después de crear una base de datos, se procedió a realizar una interpretación petrofísica

del Bloque 20. Se realizó el cálculo de propiedades como: volumen de arcilla,

porosidad, saturación de agua, resistividad de agua, y zonas de pago.

4.3.3. Cálculo de Volumen de Arcilla

El volumen de arcilla ( ) es un factor determinante en la evaluación de formaciones,

pues este afecta directamente a las estimaciones de porosidad y saturación de agua.

Puede ser calculado mediante: Potencial Espontáneo (SP), Gamma Ray (GR) y

combinaciones entre dos registros Porosidad, Neutrón o Sónico.

Para el cálculo del volumen de arcilla se utilizó la curva de Gamma Ray (GR) y

combinaciones entre Porosidad, Neutrón y Sónico, que se realizaron de acuerdo a la

información disponible en cada uno de los pozos.

Volumen de arcilla mediante gamma ray:

41

Donde: = Valor leído en la curva GR

= Valor leído de GR en zona limpia y libre de arcilla

=: Valor leído de GR en zona con alto porcentaje de arcilla

Volumen de arcilla mediante Densidad-Neutrón:

Donde: = Valor leído de porosidad dado por el registro neutrón

= Valor leído de porosidad dado por el registro de densidad

= Valor leído de porosidad en la lutita dado por el registro neutrón

= Valor leído de porosidad, en la lutita dado por el registro densidad

Volumen de arcilla mediante Densidad-Sónico:

Donde: = Valor leído de porosidad dado por el registro sónico

= Valor leído de porosidad dado por el registro de densidad

= Valor leído de porosidad en la lutita dado por el registro sónico

= Valor leído de porosidad, en la lutita dado por el registro densidad

Volumen de arcilla mediante Sónico-Neutrón:

Donde: = Valor leído de porosidad dado por el perfil sónico

= Valor leído de porosidad dado por el perfil de neutrón

= Valor leído de porosidad en la lutita dado por el perfil sónico

= Valor leído de porosidad en la lutita dado por el registro neutrón

42

4.3.4. Cálculo de la Porosidad

La información disponible en la porosidad del campo Pungarayacu consta de registros

de: densidad, neutrón y sónico de pozo abierto.

El cálculo de porosidad se realizó en base a la curva RHOB seguido de la combinación

de densidad y de neutrones. La porosidad obtenida del registro sónico se utilizó en

pozos en los que no se disponía de información sea esta, registros, de densidad, o

neutrónicos.

Porosidad Absoluta mediante Densidad-Neutrón:

Donde: = Porosidad total

= Porosidad obtenida del registro neutrón.

= Porosidad obtenida del registro de densidad.

Porosidad Efectiva:

Donde: = Porosidad efectiva

= Porosidad total.

= Volumen de arcilla.

4.3.5. Cálculo del Gradiente de Temperatura

Con la información recopilada se calculó los gradientes geotérmicos en cada pozo de

acuerdo con las temperaturas máximas y de superficie indicados anteriormente mediante

la siguiente expresión:

Donde: = Gradiente de temperatura (°F/ft)

= Temperatura máxima del fondo del pozo (°F)

= Temperatura de referencia puede ser la temperatura de superficie

= Profundidad máxima

= Profundidad de referencia en la que se calcula la temperatura

43

En casos en los que no existe información de temperatura, se utilizaron valores

promedio.

Tabla 13. Gradiente de Temperatura

Pozo Tope (pies)

Base (pies)

Temperatura S (°F)

Max. Temperatura

(°F)

Gradiente

(°F/pies)

PNG-02 0 386 70 74 0,01

PNG-03 0 389 70 74 0,01

PNG-04 0 396 70 74 0,01 PNG-05 0 386 74 78 0,01 PNG-06 0 483 64 78 0,029 PNG-07 0 597 80 88 0,013 PNG-08 0 769 75 82 0,009

PNG-09 0 852 76 94 0,021 PNG-10 0 1.240 71 91 0,016 PNG-11 0 532 72 82 0,019 PNG-12 131 753 74 92 0,029

PNG-13 0 388 73 91 0,051

PNG-14 0 379 80 86 0,016

PNG-15 0 554 78 93 0,027

PNG-16 90 966 75 108 0,037 IP-17 0 13540 70 367 0.022

PNG-19 282 757 82 88 0,013

PNG-20 100 862 88 94 0,008

PNG-22 110 840 72 84,5 0,017 PNG-23 77 976 76 96 0,022 PNG-25 35 1.030 85 107 0,022 PNG-26 50 693 82 99 0,026 PNG-27 34 969 69 88 0,02 PNG-28 161 848 75 85 0,014

PNG-29 65 881 75 96 0,025

PNG-30 370 1.365 82 94 0,012

IP-5B 132 1.081 75 105 0,032 IP-15 131 1.309 75 100 0,021

IP-14B 131 753 74 92 0,029 SC-1 2.838 3.601 70 124 0,071

Promedio 75 91 0,022

4.3.6. Cálculo de Salinidad y Resistividad del Agua

Para determinar la temperatura de formación se utilizó la expresión:

Donde: = Temperatura de superficie o temperatura ambiente

= Gradiente geotérmico

= Profundidad deseada (formación)

Se utilizó un valor promedio de salinidad de agua de 1.316 ppm de NaCl, para un Rw =

3,38 ohm-m @ 60° F. Este es un parámetro basado en los valores reportados para las

muestras de agua tomadas y por lo tanto se considera que es altamente fiable. Para

44

calcular la resistividad del agua a la temperatura de formación se utilizó la carta de

interpretación GEN-9 (Anexo 4).

Tabla 14. Salinidad y Resistividad

Pozo Prof. (pies)

Temperatura de Superficie

(°F)

Gradiente (°F/pie)

Temperatura de Formación

(°F)

Salinidad del Agua

(ppm)

Rw (ohm-m)

Rmf (ohm-

m)

PNG-02 342,25 70 0,01 73 1.316 3,8 4,2 PNG-03 364,25 70 0,01 74 1.316 4 4,2 PNG-04 359,5 70 0,01 74 1.316 4 4,8 PNG-05 384,75 74 0,01 78 1.316 3,7 5 PNG-06 469 64 0,029 78 1.316 3,7 4,5 PNG-07 580,75 80 0,013 88 1.316 3,4 14 PNG-08 732,5 75 0,009 82 1.316 3,5 8,3 PNG-09 841,25 76 0,021 94 1.316 3,1 4 PNG-10 1.231,75 71 0,016 91 1.316 3,3 3,2 PNG-11 518,25 72 0,019 82 1.316 3,5 14 PNG-12 741,75 74 0,029 96 1.316 3,2 1,71 PNG-13 364,5 73 0,051 92 1.316 3,25 2,6 PNG-14 374,5 80 0,016 86 1.316 3,45 4 PNG-15 533 78 0,027 92 1.316 3,35 6,8 PNG-16 938,5 75 0,037 110 1.316 2,27 3,15

IP-17 1767 70 0.021 109 1.316 2.5 3.01 PNG-19 741,25 82 0,013 92 1.316 3,25 2,14 PNG-20 840 88 0,008 95 1.316 3,05 7,28 PNG-22 822,75 72 0,017 86 1.316 3,45 2,45 PNG-23 974 76 0,022 97 1.316 3,15 2,45 PNG-25 1.007,25 85 0,022 107 1.316 2,8 2,45 PNG-26 680 82 0,026 100 1.316 3 2,22 PNG-27 937,49 69 0,02 88 1.316 3,4 3,195 PNG-28 835,25 75 0,014 87 1.316 3 1,917 PNG-29 861,5 75 0,025 97 1.316 3,45 2,22

IP-5B 1.037,50 75 0,032 108 1.316 2,75 1,594 IP-15 1.240 75 0,021 101 1.316 2,95 2,353

IP-14B 850 74 0,029 99 1.316 3,4 2,353 SC-1 3.558,50 70 0,071 323 2.108 2,8 3,01

4.3.7. Cálculo de la Saturación de Agua

Para calcular la saturación de agua se utilizó el modelo de Simandoux5. Este modelo

sólo requiere tres parámetros: la curva de Rt, porosidad efectiva y el volumen de arcilla.

Tabla 15. Parámetros m, n, a

Parámetros utilizados en el cálculo de Sw

m 2

n 2

a 1

Saturación de Agua mediante el modelo de Simandoux:

5 Modelo de Simandoux: Permite determinar la saturación de agua en arenas arcillosas

45

[

(

)

]

Donde: = Saturación de agua

= Coeficiente de tortuosidad

= Factor de cementación

= Exponente de saturación

= Resistividad verdadera de la formación

= Resistividad del agua de formación

= Resistividad frente a la arcilla

= Porosidad efectiva

= Volumen de arcilla

4.3.8. Cálculo de la Permeabilidad

La permeabilidad se estimó utilizando una correlación entre la porosidad frente a la

permeabilidad. Estos datos se obtuvieron de análisis convencionales de núcleos. De los

pozos 12, 16, 19, 20, 23, 25, 26, 27, 28, 29, IP5B, IP15, IP14B.

Figura 15. Porosidad vs Permeabilidad

Gracias a la figura Permeabilidad vs. Porosidad se obtuvo la ecuación que relaciona

ambas variables. Esta ecuación se utilizó para calcular la permeabilidad de la arena a

partir de los resultados de obtenidos de la interpretación petrofísica.

y = 24,797e16,297x R² = 0,3859

1

10

100

1000

10000

100000

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45

Pe

rme

abili

dad

Porosidad

46

Donde: = Permeabilidad

= Porosidad efectiva

4.3.9. Determinación de Espesores Netos Saturados:

Los “cutt-offs” utilizados para determinar zonas de pago fueron:

Porosidad efectiva ( ): 10%

Saturación de Agua ( ): 50%

Volumen de Arcilla ( ): 40%

4.4. Resultados de la Evaluación Petrofísica

Tabla 16. Resultados de la Evaluación Petrofísica

Pozo Tope (ft) Base (ft) Espesor

(ft) Net (ft) N/G AvPhi AvSw AvVcl

Avk (mD)

PNG-02 84,50 342,25 257,75 234,75 0,91 0,26 0,16 0,03 2.300

PNG-03 48,75 364,25 315,50 161,00 0,51 0,19 0,15 0,21 1.500

PNG-04 62,50 359,50 297,00 191,00 0,64 0,23 0,20 0,13 2.260

PNG-05 86,00 384,75 298,75 154,00 0,52 0,16 0,30 0,03 1.600

PNG-06 147,25 469,00 321,75 185,00 0,58 0,17 0,24 0,13 550

PNG-07 236,00 540,00 304,00 142,00 0,47 0,18 0,32 0,19 400

PNG-08 449,25 732,50 283,25 115,00 0,41 0,14 0,34 0,17 646

PNG-09 556,75 841,25 284,50 64,75 0,23 0,17 0,30 0,22 800

PNG-10 933.5 1.200,00 266,50 112,00 0,42 0,18 0,23 0,15 466

PNG-11 240,75 518,25 277,50 124,00 0,47 0,19 0,22 0,16 500

PNG-12 450,25 741,75 291,50 255,50 0,88 0,20 0,62 0,22 1.000

PNG-13 78,00 364,50 286,50 110,00 0,38 0,18 0,24 0,18 620

PNG-14 52,50 374,50 322,00 156,00 0,48 0,18 0,22 0,15 1.000

PNG-15 194,00 533,00 339,00 84,00 0,30 0,20 0,38 0,10 1.363

PNG-16 677,75 938,50 260,75 172,00 0,66 0,21 0,25 0,12 2.400

IP-17 1466 1767 301 170.00 0.56 0.20 0.76 0.30 931

PNG-19 508,50 741,25 232,75 108,00 0,46 0,26 0,27 0,05 2.300

PNG-20 544,50 840,00 295,5 194,00 0,66 0,23 0,32 0,08 1.570

PNG-22 526,00 822,75 296,75 163,00 0,55 0,22 0,30 0,21 643

PNG-23 677,25 972,00 294,75 152,00 0,52 0,18 0,28 0,16 520

PNG-25 728,25 1.007,25 279,00 127,75 0,46 0,18 0,34 0,16 758

PNG-26 408,00 680,00 272,00 167,00 0,61 0,20 0,29 0,16 1.045

PNG-27 666,49 937,49 271,00 189,00 0,70 0,21 0,28 0,21 1.130

PNG-28 550,00 835,25 283,75 191,00 0,67 0,20 0,32 0,12 1.700

PNG-29 556,00 861,50 305,50 74,00 0,24 0,18 0,25 0,14 637

IP-5B 742,50 1.037,50 295 277,50 0,14 0,26 0,23 0,13 1.900

IP-15 960,00 1.240,00 280,00 268,00 0,96 0,26 0,23 0,07 1.640

IP-14B 810,00 1.050,00 240,00 190,00 0,79 0,24 0,61 0,07 2.027

SC-1 3.243,50 3.558,50 315,00 154,00 0,49 0,20 0,34 0,25 889

Promedio 288 161 0,54 0,20 0,30 0,14 1.220

47

4.4.1. Porosidad Efectiva

Figura 16. Poblamiento - Porosidad Efectiva

48

4.4.2. Saturación de Agua

Figura 17. Poblamiento- Saturación de Agua

49

4.4.3. Permeabilidad

Figura 18. Poblamiento – Permeabilidad

50

4.5. Cálculo del Petróleo Original en Sitio

Para el calculó del POES se utilizó los parámetros obtenidos en la evaluación

petrofísica. Previo a esto se dividió el campo en cinco zonas, las mismas que están

delimitadas por la existencia de fallas, se calculó el área y el POES para cada una de

estas zonas, y finalmente se obtuvo el POES total del Campo.

Figura 19. Zonificación del Campo

51

Figura 20 Valores Asumidos para las Características de los Fluidos (Petroproducción A. O., 1995)

Donde: = Porosidad expresada como fracción del volumen total.

= Saturación de agua expresada como fracción del volumen poroso.

= Factor volumétrico inicial de petróleo en el yacimiento.

Tabla 17. POES Calculado

Área (acres)

POES (MMBLS)

Zona 1 31.677 5.731 Zona 2 15.025 2.101 Zona 3 16.211 1.519 Zona 4 58.449 9.062 Zona 5 20.327 2.007

141.689 20.422

52

4.6. Recolección de Datos para Screening

Para la realización del screening con el método de Taber se utilizó una tabla con nueve

parámetros. En los pozos en los que no se disponía de datos de API y viscosidad se

utilizó valores promedios de 9 API y viscosidad mayor a 10000 cp.

Tabla 18. Parámetros necesarios para el Screening

Los parámetros considerados para la realización del screening están citados en las tablas

19, 20, 21, y se basa en los criterios establecidos por J. J. Taber.

Pozo API Viscosidad

(cP) So (%) Roca h (ft)

Composición

Profundidad (ft)

T (°F)

k (mD)

PNG-02 - - 0,8 Arenisca >20 %C1-C7 342,25 73 2.300 PNG-03 - - 0,8 Arenisca >20 %C1-C7 364,25 74 1.500 PNG-04 - - 0,8 Arenisca >20 %C1-C7 359,5 74 2.260 PNG-05 - - 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 384,75 78 1.600 PNG-06 - - 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 469 78 550 PNG-07 5,8 - 0,6 Arenisca >20 %C1-C7 580,75 88 400 PNG-08 10 - 0,6 Arenisca >20 %C1-C7 732,5 82 646 PNG-09 9 - 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 841,25 94 800 PNG-10 4,1 15.000 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 1.231,7 91 466 PNG-11 7,9 >10.000 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 518,25 82 500 PNG-12 - - 0,4 Arenisca >20 %C1-C7 741,75 96 1.000 PNG-13 - - 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 364,5 92 620 PNG-14 - - 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 374,5 86 1.000 PNG-15 - - 0,6 Arenisca >20 %C1-C7 533 92 1.363 PNG-16 10,4 60.230 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 938,5 110 2.400

IP-17 - - 0,3 Arenisca >20 %C1-C7 13540 367 930 PNG-19 7,2 80.000 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 741,25 92 2.300 PNG-20 - - 0,6 Arenisca >20 %C1-C7 840 95 1.570 PNG-22 - - 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 822,75 86 643 PNG-23 9 - 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 974 97 520 PNG-25 - - 0,6 Arenisca >20 %C1-C7 1.007,2 107 758 PNG-26 - - 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 680 100 1.045 PNG-27 14,4 - 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 937,49 88 1.130 PNG-28 9 - 0,6 Arenisca >20 %C1-C7 835,25 87 1.700 PNG-29 10 - 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 861,5 97 637 IP-5B 8,23 66.562 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 1.037,5 108 1.900 IP-15 14,25 10’877.310 0,7 Arenisca >20 %C1-C7 1.240 101 1.640

IP-14B - - 0,4 Arenisca >20 %C1-C7 1.050 99 2.027 SC-1 - - 0,6 Arenisca >20 %C1-C7 3.558,5 323 889

53

Tabla 19. Criterios Screening para Inyección de Gas (Taber, Martin, & Seright, 1997)a)

Parámetros Nitrógeno Hidrocarburo CO2 Gases

Inmiscibles

Grado API >35 promedio 48 >23 promedio 41 >22 promedio 36 >12

Viscosidad (cP) <0.4 promedio 0.2 <3 promedio 0.5 >10 promedio 15 <600

Composición Alto %C1-C7 Alto%C2-C7 Alto %C5-C12 No importante

So (%) >40 promedio 75 >30 promedio 80 >20 promedio 55 >35 promedio 70

Tipo de Formación

Arenisca o carbonato



No importante

Espesor Neto (pies)

Espesor de menor buzamiento

Espesor de menor buzamiento

Amplio Rango No importante

Permeabilidad mD)

No importante No importante No importante No importante

Profundidad (pies)

>6.000 >4.000 >2.500 >1.800

Temperatura (°F) No importante No importante No importante No importante

Tabla 20. Criterios Screening para Inyección de Agua (Taber, Martin, & Seright, 1997)a)

Parámetros Micelar/ Polímero. ASP y

Alcalino Polímeros

Gravedad (API) >30 promedio 35 >15, <40

Viscosidad (cP) <35 promedio 13 >10, <150

Composición Luz, intermedia. Algunos ácidos orgánicos para inyección alcalinos

No importante

So (%) >35 promedio 53 >70 promedio 80

Tipo de Formación Preferible arenisca Preferible arenisca

Espesor Neto (ft) No importante No importante

Permeabilidad (mD) >10 promedio 450 >10 promedio 800

Profundidad (pies) <9.000 promedio 3.250 <9.000

Temperatura (°F) <200 promedio 80 <200 promedio 140

Tabla 21. Criterios Screening para Métodos Térmicos (Taber, Martin, & Seright, 1997)a)

Parámetros Combustión Vapor

Gravedad (API) >10 promedio 16 >8 a 13.5 promedio 13.5

Viscosidad (cP) <5.000 promedio 1200 <200.000 promedio 4.700

Composición Algunos componentes asfálticos

No importante

So (%) >50 promedio 72 >40 promedio 66

Tipo de Formación Arenisca de alta porosidad Arenisca de alta porosidad

Espesor Neto (ft) >10 >20

Permeabilidad (mD) >50 >200 promedio 2.540

Profundidad (ft) <11.500 promedio 3.500 <4.500 promedio 1.500

Temperatura (°F) >100 promedio 135 No importante

54

4.7. Resultados Obtenidos

La tabla 22 muestra los resultados donde se puede ver el porcentaje de factibilidad para

la aplicación de cada uno de los métodos de recuperación mejorada de acuerdo a los

parámetros establecidos para la Arena Hollín.

Tabla 22. Resultados Obtenidos para Selección Métodos de Recuperación Mejorada

Well

Gas injection methods (Miscible) (Enhanced)

waterflooding Thermal / Mechanical

N2 and flue gas

Hydrocarbon CO2 Immiscible

gases Polymer flooding

ASP and Alkaline Flooding

Steam Combustion

PNG-02 40% (5) 20% (8) 22% (7) 33% (6) 70% (2) 81% (1) 70% (3) 42% (4)

PNG-03 40% (5) 20% (8) 22% (7) 33% (6) 70% (3) 81% (1) 80% (2) 42% (4)

PNG-04 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 60% (3) 81% (1) 70% (2) 33% (4)

PNG-05 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 60% (2) 81% (1) 80%(2) 50% (4)

PNG-06 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 50% (4) 81% (1) 80%(2) 50% (3)

PNG-07 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 50% (4) 73% (1) 70% (2)

50% (3)

PNG-08 30% (6) 20% (8) 22% (7) 33% (5) 50% (4) 82% (1) 70% (2) 58% (3)

PNG-09 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 50% (4) 82% (1) 80% (2) 50% (3)

PNG-10 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 50% (3) 82% (1) 70% (2) 33% (4)

PNG-11 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 50% (4) 82% (1) 70% (2) 50% (3)

PNG-12 20% (5) 20% (6) 11% (8) 17% (7) 60% (2) 73% (1) 70% (3) 50% (4)

PNG-13 30% (6) 20% (8) 22% (7) 33% (5) 50% (3) 82% (1) 80% (2) 50% (4)

PNG-14 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 60% (3) 82% (1) 80% (2) 50% (4)

PNG-15 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 60% (3) 82% (1) 70% (2) 50% (4)

PNG-16 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 60% (3) 82% (1) 80% (2) 50% (4)

IP-17ST 30% (3) 20% (5) 11% (7) 17% (6) 30% (2) 36% (1) 50% (6) 30% (4)

PNG-19 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (7) 60% (3) 82% (1) 80% (2) 50% (4)

PNG-20 30% (6) 20% (8) 22% (7) 33% (5) 60% (3) 82% (2) 80% (1) 58% (4)

PNG-22 30% (6) 20% (8) 22% (7) 33% (5) 50% (4) 82% (1) 80% (2) 58% (3)

PNG-23 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 50% (4) 82% (1) 80% (2) 50% (3)

PNG-25 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 50% (4) 82% (1) 70% (2) 67% (3)

PNG-26 30% (5) 20% (7) 22% (6) 17% (8) 60% (3) 82% (1) 80% (2) 58% (4)

PNG-27 40% (6) 20% (8) 22% (7) 50% (5) 60% (3) 82% (2) 90% (1) 58% (4)

PNG-28 30% (6) 20% (8) 22% (7) 50% (3) 60% (4) 82% (2) 90% (1) 58% (5)

PNG-29 30% (6) 20% (8) 22% (8) 33% (5) 50% (4) 82% (1) 80% (2) 58% (3)

IP-5B 40% (5) 20% (7) 22% (7) 17% (8) 60% (3) 82% (1) 80% (2) 58% (4)

IP-15 30% (6) 20% (8) 22% (7) 33% (5) 60% (2) 82% (1) 80% (2) 67% (3)

IP-14B 20% (5) 20& (6) 11% (8) 17% (7) 60% (2) 73% (1) 70%(3) 42% (4)

SC-1 30% (6) 20% (8) 22% (7) 33% (5) 40% (4) 64% (1) 70% (2) 58% (3)

55

Discusión De Resultados

Una vez analizados los resultados del Screening obtenidos en el programa, se puede

determinar que los métodos que cumplen la mayoría de parámetros establecidos de

acuerdo a las características del Campo, son: la Recuperación mediante Inyección de

Agua con Mezcla de Aditivos Químicos ASP (álcalis, Surfactante, Polímero) y la

Recuperación Térmica mediante Inyección de Vapor.

Métodos de Inyección de Gas

La inyección de Nitrógeno, Hidrocarburo, CO2, gases inmiscibles; presentan porcentajes

bajos en cuanto a su factibilidad a ser aplicados. Valores promedios de 30%, 20%, 21%

y 24% respectivamente. Estos resultados se dan debido a que las condiciones

establecidas por los criterios escogidos para su evaluación no se cumplen en cuanto a las

características del fluido, pues estos métodos requieren para ser aplicados un fluido con

un alto °API y viscosidades bajas, además en su composición requieren hidrocarburos

livianos con porcentajes altos, y el crudo del Campo es un crudo degradado y no posee

esta característica.

Inyección de Agua con químicos

Para la inyección de polímeros se obtuvo un valor promedio de 55%, para este método

al igual que en la inyección de gases se requiere un fluido de API elevado y

viscosidades bajas, el porcentaje es mayor que en la inyección de gases debido a que las

características del yacimiento se acoplan mejor a las condiciones establecidas para su

evaluación, ya que el método requiere de elevadas permeabilidades para su aplicación y

el Campo si cumple con esta propiedad pues presenta valores elevados de

permeabilidad, así también cumple con parámetros como baja temperatura de formación

y poca profundidad, factores necesarios para mantener las propiedades del polímero.

La inyección de agua con mezcla de aditivos químicos ASP nos da como resultado un

78% de factibilidad, de acuerdo a los criterios establecidos por el programa este método

cumple con la mayoría de parámetros como son: la composición del hidrocarburo,

saturación de petróleo, tipo de formación, espesor, permeabilidad, profundidad,

temperatura. Sin embargo no cumple con dos parámetros muy importantes como son

API y viscosidad, al igual que los métodos anteriores.

56

Métodos Termales

En la inyección de vapor obtuvimos un valor promedio de factibilidad de 76%. Este

método sería el más aplicable al Campo debido a que cumple con dos de los parámetros

más importantes como son API y viscosidad, lo que no sucede con los demás métodos,

por lo tanto se puede contemplar la posibilidad de aplicar la inyección de vapor en parte

del yacimiento Pungarayacu, pues las características se acoplan a los varios criterios de

selección.

Para la combustión in situ nos dio un valor promedio de factibilidad de 51%, se obtuvo

este valor pues para la aplicación de este método se requiere un yacimiento con

profundidades promedio de 3500 pies (1067 m), además de temperaturas mayores a las

temperaturas de formación de los pozos del Campo, es decir que este método puede

cumplir con los criterios establecidos para las características del fluido, más no para las

características del yacimiento.

Selección del Método

De acuerdo a los resultados obtenidos y en base al estudio realizado en cuanto a las

características generales tanto del fluido como del yacimiento, consideramos que la

estimulación por vapor podría ser el único método de recuperación que se pueda utilizar

para la puesta en producción inicial del reservorio.

Seleccionamos este método pues cumple con los criterios más importantes para su

aplicación que son las características del fluido ya que el crudo de Pungarayacu presenta

valores bajos de API promedio de 10 y es un mezcla altamente viscosa, con

viscosidades superiores a 10.000 cP por lo que el único método para moverlo sería

mediante calentamiento.

Para la selección de este método también nos guiamos en estudios realizados por

IVANHOE quienes realizaron pruebas de producción con inyección de vapor en los

pozos IP-15 e IP-5B, logrando producir del pozo IP-5B, 41 tambores de 55 galones de

capacidad.

57

4.8. Porcentaje de Recuperación de Acuerdo al Método EOR

Se estimó la cantidad de petróleo recuperable en base a los factores de recuperación pre

establecidos para cada uno de los métodos de EOR (Tabla 23).

Tabla 23. Factor de Recuperación para los Métodos EOR

Método Tipo de Fluido Efecto en Mecanismo Factor de Recobro

Gases

N2 Mejora movilidad, disuelve gas 5-15

CO2 Desarrolla miscibilidad, hinchamiento de aceite 5-10

Gases inmiscibles Mejora movilidad, disuelve gas 5-15

Químicos

Polímero Mejore movilidad 5

Surfactante Mejora movilidad, reduce tensión interfacial 15

Álcalis Reduce tensión interfacial, altera mojabilidad 5

Térmicos Inyección vapor Reduce viscosidad, vaporiza ligeros 10-15 Combustión Reduce viscosidad, vaporiza ligeros >50

La tabla 24 muestra la cantidad de petróleo que podría ser recuperable de acuerdo a los

métodos de EOR. En algunos de estos se muestran los valores mínimos y máximos.

Tabla 24. Petróleo Recuperable por Método de EOR

Método Petróleo Recuperable (106 bbls)

N2 1.021 3.062 CO2 1.021 2.042 Gases inmiscibles 1.021 3.062 Polímeros 1.021 Surfactantes 3.062 Álcalis 1.021 Vapor 2.042 3.062 Combustión en sitio >10.211

58

CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones

El estudio de los parámetros petrofísicos realizado en el Bloque 20 se vio afectado

por la falta y calidad de datos disponibles en esta área. Para el caso de pozos

antiguos las limitaciones son debido a los datos, formatos y unidades de muestreo de

los dispositivos utilizados. Registros modernos se ven afectados por minerales de

uranio existentes en la formación que impiden una mejor resolución especialmente

para la identificación de calizas por parte del registro gamma ray.

A partir de la información proporcionada se elaboró una base de datos detallando las

propiedades petrofísicas de los pozos presentes en el campo Pungarayacu de la arena

Hollín.

Los resultados promedios de la evaluación petrofísica fueron: 288 pies (88 m) de

espesor de la arena, 20% de porosidad efectiva, 30% de saturación de agua, 1.220

mD de permeabilidad.

Se considera que la variable de Sw tiene la mayor incertidumbre en la estimación de

las propiedades petrofísicas del campo Pungarayacu y podría ajustarse en el futuro a

medida que se obtengan mejores datos de registro de resistividad a partir de nuevas

perforaciones realizadas al explotar este bloque.

El POES calculado a partir de las propiedades petrofísicas correspondientes a cada

zona presenta un valor total de 20.422 x 106 barriles para un área de 141.689 acres.

Se encontró que la “Zona 2” es muy sensible para la determinación del POES

debido a los valores de densidades bajas y resistividades altas de los registros,

valores que inducen a que la lectura indique baja saturación de agua.

Según los resultados obtenidos en el programa EORgui para las características del

yacimiento de la arena Hollín, los método de recuperación mejorada de petróleo más

factibles de ser aplicados son: la inyección de productos químicos SP/ASP, esto

debido a la poca profundidad de los pozos, factor importante para la aplicación de

estos productos pues al no existir cambios elevados de temperatura, existirá

estabilidad en las características de estos productos. Y el segundo método más

factible es la inyección de vapor, por las características que presenta el yacimiento

como espesor y permeabilidades altas, esto es favorable para el proceso pues

59

mientras más altas sean las permeabilidades se facilita la inyección de vapor y el

flujo de crudo hacia los pozos productores.

En la zona Norte, el Campo cuenta con una densa red hidrográfica con

afloramientos de la formación Hollín en la que la posibilidad de explotación podría

ser a cielo abierto, pero la presencia de gran cantidad de ríos hace muy difícil esta

opción por el impacto ambiental y el riesgo de contaminar las aguas.

La zona Sur del Campo presenta posibilidades de explotación aplicando métodos

térmicos como por ejemplo el SAGD (Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor).

Los valores aproximados de petróleo recuperable a partir de la aplicación de los

métodos SP/ASP e inyección de vapor, se encuentran entre 1.021 y 3.062 MMBLS

respectivamente.

De acuerdo al estudio realizado consideramos que el método con mayor posibilidad

para aplicarse en este Campo es la inyección de vapor pues este es el que mejor se

acopla a las características tanto del yacimiento como de los fluidos.

5.2. Recomendaciones

Realizar el estudio sísmico en la parte Norte del Campo que permitirá la validación

o verificación de la información hacia esa zona.

Realizar una exploración de campo con el fin de verificar los afloramientos

existentes y correlacionarlos con la información digital existente ya que en la

mayoría de los pozos hacia el norte las formaciones Hollín y Napo son

afloramientos.

Realizar un estudio con un modelo dinámico del campo Pungarayacu además llevar

a cabo un análisis detallado del contacto agua-petróleo con el fin de determinar un

área más definida para el cálculo del POES.

Efectuar un análisis económico de los métodos seleccionados para la producción de

petróleo pesado existente en el campo Pungarayacu.

60

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63

ANEXOS

Anexo 1: Mapa Estructural al Tope de la Formación Hollín (Halliburton, 2011)a)

64

Anexo 2: Headers Pungarayacu Logs (Halliburton, 2011)b)

HEADERS PUNGARAYACU LOGS

POZO Electrical log Top

(feet)

Base

(feet)

Density

(lb/gal)

Viscosity

(s) pH

Ro

(ohm-

m)

Rmf

(ohm-

m)

Rmc

(ohm-

m)

Temp S

(F)

Max

Temp (F)

Drilling bit

(in)

P-2 Conventional electrical log 0 386 8,6 62 9,5 6 4,2 6 70 74 4

P-3 Conventional electrical log 0 389 8,6 62 9,5 6 4,2 6,1 70 74 4

P-4 Conventional electrical log 0 396 9 57 8,5 6,8 4,8 6,9 70 74 4

P-5 Conventional electrical log 0 386 8,6 35 10 6,7 5 8 74 78 4

P-6 Conventional electrical log 0 483 8,55 43 9,5 6,35 4,5 6,4 64 78 4 - 3 5/8

P-7 Lateral Electric Log 0 597 8,4 78 6,5 19 14 22 80 88 3,98

P-8 Conventional electrical log 0 769 8,6 30 7,5 12,2 8,3

75 82 4

P-9 Conventional electrical log 0 852 8,6 32 10 5,7 4 5,8 76 94 3,4

P-10 Lateral Electric Log 0 1.240 9,1 40 11 2,3 3,2 2,2 71

3,98

P-11 Conventional electrical log 0 532 8,35 30 7 18,2 14 21 72 82 3,78

P-12 Induction Electrical log 131 753 8,8 50 9 1,36 1,71 1,06 74 92 3,78

P-13 Lateral Electric Log 0 388 8,7 37 9 3,35 2,6 3,8 73

3,86

P-14 Conventional electrical log 0 379 8,56 32 9 5,7 4 5,7 80 86 3,78

P-15 Conventional electrical log 0 554 8,8 30 9 7,8 6,8 7,8 78 93 3,78

P-16 Induction Electrical log 90 966 10,3 80 10,5

108 3,85

P-19 Induction Electrical log 282 757 9,2

10 3,68 2,14

82 88 3 7/8

P-20 Induction Electrical log 100 862 8,5 52

5,44 7,28 3,38 88 94 4

P-22 Induction Electrical log 110 840 8,9 41 9,5 2,1

72 84,5 3 7/8

P-23 Induction Electrical log 77 976 8,9 50,5 9,5 3,55 2,45 3,62 76 96 5

P-25 Induction Electrical log 35 1.030 8,6 35 8,5 3,852

85 107 4 9/16

P-26 Induction Electrical log 50 693 8,8 45 10 1,79 2,22 1,325 82 99 5

P-27 Induction Electrical log 34 969 8,5 36 9 2,682 3,195

69 88 5

P-28 Induction Electrical log 161 848 8,3 50 10 1,854 1,917

85 3 7/8

P-29 Induction Electrical log 65 881

96 4,57

P-30 Induction Electrical log 370 1.365 9,35 53 10 1,5 1,45 1,54 82 94 3,74

IP-5B

132 1.081 9,7 49 9,8 1,692 1,594 2,43 75 105 9,875

IP-15

131 1.309 9,3 41 9 2,178 2,353 3,801 75 100 9,875

SC-1 Induction Electrical log 2838 3.601 9 60

3,79 4,07 5,7 70 124 6

65

Anexo 3: Curvas de Registros del Campo Pungarayacu

Pozo Curvas Disponibles

PNG-02 SN, LN, SP, CALIPER, DENSITY, NEUTRON, GR, DT

PNG-03 ILD, CALIPER, LL, NEUTRON, SN, SP, GR, DT

PNG-04 CALIPER, LL, NEUTRON, SP, GR, DT

PNG-05 CALIPER, GR, LL, NEUTRON, DENSITY, SN, SP, DT,


PNG-07 GR, LL, NEUTRON, DENSITY, SN, SP

PNG-08 CALIPER, GR, LL, NEUTRON, DENSITY, LN, SN, SP, DT

PNG-09 GR, LL, NEUTRON, DENSITY, SN, SP, DT

PNG-10 GR, LL, NEUTRON, DENSITY

PNG-11 GR, LL, NEUTRON, DENSITY, LN, SN


PNG-13 GR, LL, NEUTRON, DENSITY

PNG-14 GR, LL, NEUTRON, DENSITY, LN, SN

PNG-15 GR, ILD, NEUTRON, DENSITY

PNG-16 CALIPER, GR, IL, NEUTRON, DENSITY, SN, SP, DT

IP-17 CALIPER, GR, LL, NEUTRON, DENSITY, SN, SP, DT



PNG-22 GR, ILD, NEUTRON, DENSITY, DT



PNG-26 CALIPER, GR, ILD, NEUTRON, DENSITY, DT


PNG-28 GR, ILD, NEUTRON, DENSITY, DT, DRHO

PNG-29 GR, ILD, NEUTRON, DT

IP-5B CALIPER, GR, LL, NEUTRON, DENSITY, SN, SP, DT,

IP-15 CALIPER, GR, LL, NEUTRON, DENSITY, SN, SP, DT,

IP-14B CALIPER, GR, LL, NEUTRON, DENSITY, SN, SP, DT,

SC-1 GR, ILD, NEUTRON, DENSITY

66

Anexo 4: Gráfica GEN9 (Schlumberger, 2009)

67

Anexo 5: Propiedades Químicas y Físicas del Crudo del Pozo IP-5B antes y después de

aplicar tecnología HTL (Ivanhoe Energy, 2011)

Unidades IP-5B IP-5B SCO

Antes Despues

ASTM D4052 Gravedad API

Gravedad API Deg @ 60F 8.4 16.0

ASTM D1298 Gravedad Específica

Gravedad Específica 60/60 Deg. F 1.0112 0.9594

ASTM D7169 Sim Dist Alta Temperatura

HTSD porcentaje destilado sobre 1000F wt% 60.0 16.1

ASTM D4294 Azufre

Azufre Total por Rayos X Fluorescencia wt % 3.08 2.82

ASTM D4530 MCRT

Prueba de Micro Residuo de Carbón wt% 17.0 7.4

ASTM D5291 CHNS

Contenido de Carbón wt% 83.1 85.98

Contenido de Hidrógeno wt% 10.65 11.03

Contenido de Nitrógeno wt% 0.59 0.14

Contenido de Azufre wt% 2.42 0.03

ASTM D3279 Heptanos Insolubles

Heptanos Insolubles wt% 14.8 5.1

ASTM D893 Pentano y Tolueno Insolubles

Pentano Insoluble wt% 21.6 10.0

Tolueno Insoluble wt% 0.41 5.9

ASTM D445 Viscosidad Cinematica

cSt @ 275F 123.90 3.53

cSt @ 212F 672.2 6.99

cSt @ 140F 13680.00 23.59

cSt @ 104F No flujo 57.76



68

Anexo 6: Calibración de Registros

Documents

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR - … DE MÉTODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO CON POTENCIAL DE APLICARSE EN EL CAMPO PUNGARAYACU - BLOQUE 20 Estudio Técnico presentado