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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS
Y AMBIENTAL
CONSEJO SUPERIOR DE POSGRADO
Diseño de un plan piloto para la implementación de un método químico de
recuperación mejorada (EOR) en la arena U inferior del campo Shushufindi -
Bloque 57
Trabajo de Titulación, modalidad proyecto de investigación previo a la obtención
del Título de Magíster en Ingeniería de Petróleos con mención en Recuperación
Mejorada
AUTORES: Espín Lara Manuel Enrique
Salas Lara Danny Javier
TUTOR: Ing. Jorge Augusto Erazo Basantes
Quito, 2021
ii
DERECHOS DE AUTOR
Nosotros, Manuel Enrique Espín Lara, y Danny Javier Salas Lara en calidad de autores y
titulares de los derechos morales y patrimoniales del trabajo de titulación: DISEÑO DE UN
PLAN PILOTO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN MÉTODO QUÍMICO DE
RECUPERACIÓN MEJORADA (EOR) EN LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO
SHUSHUFINDI-BLOQUE 57, modalidad proyecto de investigación, de conformidad con el
Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS
CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedemos a favor de la
Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el
uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservamos a nuestro
favor todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la normativa citada.
Así mismo, autorizamos a la Universidad Central del Ecuador para que realice la
digitalización y publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de
conformidad a lo dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
Los autores declaran que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma
de expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por
cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de
toda responsabilidad.
Firma:
------------------------------------------ --------------------------------------------
Manuel Enrique Espín Lara Danny Javier Salas Lara
C.C.: 170872052-7 C.C.: 060395544-4
Correo: [email protected] Correo: [email protected]
iii
APROBACIÓN DEL TUTOR
En mi calidad de Tutor del Trabajo de Titulación, presentado por los señores MANUEL
ENRIQUE ESPÍN LARA y DANNY JAVIER SALAS LARA, para optar por el grado de
Magister en Ingeniería de Petróleos con mención en Recuperación Mejorada, cuyo título es:
DISEÑO DE UN PLAN PILOTO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN MÉTODO
QUÍMICO DE RECUPERACIÓN MEJORADA (EOR) EN LA ARENA U INFERIOR
DEL CAMPO SHUSHUFINDI-BLOQUE 57, considero que dicho trabajo reúne los
requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por
parte del tribunal examinador que se designe.
En la ciudad de Quito a los 14 días del mes de febrero de 2021.
------------------------------------------
Ing. Jorge Augusto Erazo Basantes
TUTOR
C.C.: 060022376-2
iv
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DERECHOS DE AUTOR ii
APROBACIÓN DEL TUTOR iii
ÍNDICE DE CONTENIDOS iv
LISTA DE TABLAS vii
LISTA DE FIGURAS viii
LISTA DE ANEXOS ix
RESUMEN x
ABSTRACT xi
CAPÍTULO I 1
GENERALIDADES 1
1.1. Introducción 1
1.2. Descripción del problema 1
1.3. Objetivos 2
1.3.1. Objetivo General 2
1.3.2. Objetivos específicos 2
1.4. Justificación 2
1.5. Factibilidad 3
1.6. Entorno del estudio 3
1.6.1. Marco institucional: 3
1.6.2. Marco ético: 3
v
1.6.3. Marco legal: 4
CAPÍTULO II 5
MARCO TEÓRICO 5
2.1. Descripción del Campo Shushufindi 5
2.1.1. Antecedentes 5
2.1.2. Ubicación geográfica 5
2.1.3. Geología 6
2.1.4. Propiedades petrofísicas del campo Shushufindi 6
2.1.5. POES 7
2.2. Situación actual proyecto WF 7
2.2.1. Características de producción e inyección 7
2.3. Introducción teórica de inyección química 22
2.3.1. Petróleo producido por desplazamiento 22
2.3.2. Eficiencia de Desplazamiento 23
2.4. Polymer flooding 23
2.4.1. Características de polímeros 24
2.4.2. Tipos de polímeros 27
2.5. Método Craig, Geffen & Morse (CGM) 27
2.6. Análisis económico 28
CAPÍTULO III 29
DISEÑO METODOLÓGICO 29
vi
3.1. Universo y muestra 31
3.2. Instrumentos de recopilación de información y datos 32
3.3. Procesamiento y análisis de la información 33
3.4. Criterios de selección 33
3.5. Análisis de producto químico (Polímero) 35
3.6. Presentación de resultados 38
CAPÍTULO IV 39
ANÁLISIS Y RESULTADOS 39
4. Modelado Conceptual de aplicación en zona del piloto 39
4.1. Información de entrada 39
4.2. Metodología del Desarrollo del Modelo Waterflooding 39
4.3. Metodología del desarrollo del modelo polymer flooding (PF) 50
4.4. Análisis económico 55
4.4.1. Costos del proyecto 55
CAPÍTULO V 58
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 58
5.1. Conclusiones 58
5.2. Recomendaciones 60
BIBLIOGRAFÍA 61
vii
LISTA DE TABLAS
Descripción Pg.
Tabla 1: Resumen de análisis de datos PVT 7
Tabla 2: POES por reservorio 7
Tabla 3: Muestra de estudio 32
Tabla 4: Cálculo de RF y RFF 36
Tabla 5.1: Parámetros del Core del Pozo SHSB-151 Ui 39
Tabla 5.2: Parámetros petrofísicos de la zona de influencia 39
Tabla 6: Cálculo de la derivada de flujo fraccional 41
Tabla 7: Interceptos en la curva de flujo fraccional 42
Tabla 8: Eficiencia de barrido, coeficientes 43
Tabla 9: Cálculo de la derivada de flujo fraccional según CGM 45
Tabla 10: Cálculo de Qo, Qw, Wp y Fr según CGM 48
Tabla 11: Datos en el frente de saturación 53
Tabla 12: Datos de tiempos de ruptura a diferentes concentraciones 54
Tabla 13: Datos Qo, Qw, BSW, Np, Wp y Fr 54
Tabla 14: Actividades inversión inicial 56
Tabla 15: Indicadores económicos para la implementación del polímero
EOR 001
56
viii
LISTA DE FIGURAS
Descripción Pg.
Figura 1: Ubicación geográfica del campo Shushufindi-Aguarico 6
Figura 2: Arreglo de pozos Waterfloding CSSFD 8
Figura 3: Hall Plot SHSC-247I 9
Figura 4: Hall Plot SHSB-244I 10
Figura 5: Hall Plot SHSB-003I 11
Figura 6: Análisis de Pwf – Pozo SHS-053Ui 12
Figura 7: Historial de Producción SHS-053Ui 13
Figura 8: Curvas de Chan - SHS-053Ui 14
Figura 9: Análisis de Pwf – Pozo SHSB-136Ui 15
Figura 10: Historial de Producción SHSB-136Ui 15
Figura 11: Análisis de Pwf – Pozo SHSB-150Ui 16
Figura 12: Historial de Producción SHSB-150Ui 17
Figura 13: Curvas de Chan - SHSB-150Ui 18
Figura 14: Análisis de Pwf – Pozo SHSB-151Ui 18
Figura 15: Historial de Producción SHSB-151Ui 19
Figura 16: Análisis de Pwf – Pozo SHS-086Ui 20
Figura 17: Historial de Producción SHS-086Ui 21
Figura 18: Curvas de Chan - SHS-086Ui 22
Figura 19: Proceso de invasión con polímeros 24
Figura 20: Eficiencia areal de barrido 26
Figura 21. Viscosidad de soluciones poliméricas 27
Figura 22: Screening Shushufindi Norte 34
Figura 23: Resultados del Screening del campo Shushufindi 34
Figura 24: Monitoreo de viscosidad de EOR 001 a 95°C, en un período de
tiempo de 80 días
35
Figura 25: Viscosidad de EOR 001 vs. Tasa de corte a 95°C 36
Figura 26: EOR 001 adsorción a 95°C 37
Figura 27: Perfil de presión de Inyectividad a altos caudales de 1500 ppm,
EOR 001
37
Figura 28: Perfil de presión de inyectividad para diferentes concentraciones 38
Figura 29: Waterflooding, Permeabilidades relativas 40
Figura 30: Waterflooding, Curva de flujo fraccional 42
Figura 31: Sw2 versus la derivada de la curva de flujo fraccional para WF 46
Figura 32: Np, Wp vs tiempo para WF 49
Figura 33: Qo, Qw vs tiempo para WF 49
Figura 34: Permeabilidades relativas de petróleo y agua vs saturación de agua
para PF
51
Figura 35: Curva de flujo fraccional para PF (1000 ppm) 52
Figura 36: Curva de flujo fraccional para PF (2000 ppm) 53
Figura 37: Producción acumulada WF vs. PF 55
Figura 38: Periodo de Recuperación de la inversión. 57
ix
LISTA DE ANEXOS
Descripción Pg. ANEXO 1: TAREK A (2006). HALL PLOT; KS CHAN (1986).
WATER CONTROL DIAGNOSTICS PLOTS
60
ANEXO 2: TABER (1996). SCREENING CRITERIA 62
ANEXO 3: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN PF Vs WF 63
ANEXO 4: ANÁLISIS DE COSTOS 65
x
TÍTULO: Diseño de un plan piloto para la implementación de un método químico de
recuperación mejorada (EOR) en la arena U inferior del campo Shushufindi-Bloque 57.
Autores: Manuel Enrique Espín Lara y
Danny Javier Salas Lara
Tutor: Jorge Augusto Erazo Basantes
RESUMEN
Previo al desarrollo del proyecto, se analiza el Waterflooding/PIA implementado con
la identificación de la muestra de pozos inyectores y productores mediante análisis de
producción, presión de fondo fluyente, curvas de Chan, etc. Después se realiza un screening
en Eor Gui (software libre), el cual considera los criterios de selección concernientes a datos
del reservorio y mediante este análisis se determina que la opción técnica factible es la
inyección de productos inmiscibles. Finalmente, con la revisión de los análisis de laboratorio
se obtienen las características del polímero convenientes para la roca y fluido del reservorio
Ui, para posteriormente por métodos analíticos y de simulación numérica determinar el
potencial incremento de eficiencia de barrido y factor de recobro. Cabe manifestar que se
revisaron informes y estudios realizados por el Consorcio Shushufindi para alcanzar un pleno
conocimiento del proyecto de inyección de agua implementado desde el año 2014 y el mismo
que va a ser mejorado en su eficiencia con el método químico propuesto. La evaluación
económica incluye la estimación para el método químico EOR más rentable a los costos de:
químicos, facilidades, operación y tratamiento químico del agua de inyección.
Adicionalmente, con la estimación del precio del barril de petróleo, más el incremento en la
producción se usan los indicadores financieros valor actual neto (VAN), tasa interna de
retorno (TIR) y periodo de recuperación de la inversión (PRI) para la evaluación del proyecto.
PALABRAS CLAVE: RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO/ TENSIÓN
INTERFACIAL/ RELACIÓN DE MOVILIDADES/INYECCIÓN DE POLÍMEROS/
PROYECTO DE INYECCIÓN DE AGUA/PROCESO DE SELECCIÓN/ ADSORCIÓN.
xi
TITLE: Design of a pilot plan for the implementation of an improved chemical recovery
method (EOR) in the sand or lower of the Shushufindi-Block 57 field.
Authors: Manuel Enrique Espín Lara &
Danny Javier Salas Lara
Tutor: Jorge Erazo Basantes
ABSTRACT
Prior to the development of the project, Waterflooding-2014 implemented is analyzed
with the identification of injectors and producers wells' sample through Production Analysis,
Flowing Bottom Pressure, Chan Curves, etc. After a screening is carried out in Eor Gui (free
software), Injection of Immiscible Productos is the better option determined by Eor Gui.
Finally, Recovery Factor (FR) increase are determined with analytical methods and
numerical simulation throught laboratory tests data, fluid compability tests data and
petrophysical properties data.
The economic evaluation includes the estimation for the most profitable EOR
chemical method at the costs of: chemicals, facilities, operation and chemical treatment of
the injection water. Additionally, with the estimation of the price of a barrel of oil, plus the
increase in production, the financial indicators are used net present value (NPV), internal rate
of return (IRR) and investment payback period (PRI) for the evaluation. of the project.
KEY WORDS: ENHANCED OIL RECOVERY, INTERFACIAL TENSION, MOBILITY
RATIO, POLIMER FLOODING, WATERFLOODING, SCREENING, ADSORTION.
1
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.1. Introducción
La inyección química o conocida por sus siglas en inglés como CEOR
(Chemical Enhanced Oil Recovery) tiene como finalidad en un reservorio reducir la tensión
interfacial de los fluidos existentes, además aumentar y proporcionar un desplazamiento
inmiscible de petróleo.
El presente trabajo está enfocado en mejorar la eficiencia de barrido a través de la
producción mediante la reducción de la saturación residual del petróleo.
La primera fase de estudio comprende el manejo y uso de información documental y
bibliográfica, también muestra el estudio técnico de los pozos productores e inyectores desde
la implementación de Waterflooding (WF) en el campo Shushufindi (2014).
La segunda fase se concentra en delimitar la línea base del arreglo de pozos en los
cuales se elaborará el piloto de inyección química y también involucra la validación del
agente EOR, mediante la interpretación de un Screening (software libre EORgui).
La tercera fase consiste en analizar el producto químico a proponer de acuerdo con
ensayos de laboratorio realizados por Petroamazonas y el Consorcio Shushufindi (CSSFD).
Finalmente, en la cuarta fase se realiza las predicciones en función del método de
Craig, Geffen & Morse (CGM); para posteriormente comparar los factores de recobro con y
sin inyección química.
1.2. Descripción del problema
El campo Shushufindi es un campo con acuífero parcial en el que la presión de
reservorio Ui ha venido declinando en la parte norte, por lo que fue necesario la ejecución
del proyecto de inyección de agua para el mantenimiento de presión y barrido de las reservas
2
remanentes por parte del Consorcio Shushufindi. A la actualidad la eficiencia de barrido
conseguida por el Waterfloding es insuficiente; por tal razón se propone la implementación
de un proyecto piloto de CEOR usando las facilidades y recursos existentes.
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo General
Diseñar un plan piloto para la implementación de un método químico de recuperación
mejorada (EOR) en la arena U inferior del campo Shushufindi – Bloque 57.
1.3.2. Objetivos específicos
● Evaluar la eficiencia del proyecto de inyección de agua implementado en el campo
Shushufindi en el 2014, mediante métodos analíticos y conceptuales de ingeniería de
petróleos.
● Seleccionar el método óptimo de recuperación mejorada en base a la información de
campo (reservorio, proyecto de inyección de agua y facilidades de producción) y
mediante la interpretación de un screening en el software EORgui.
● Determinar las variables del método CEOR escogido en relación con las propiedades
de fluido y roca del reservorio.
● Estimar la factibilidad técnica y económica del proyecto piloto a partir de los
resultados del modelo analítico usado.
1.4. Justificación
Actualmente, el proyecto de inyección de agua instalado en la arena Ui del campo
Shushufindi norte es insuficiente, por lo que es necesario mejorar la eficiencia de barrido y/o
desplazamiento de agua inyectada mediante el uso de métodos de recuperación mejorada con
el fin de incrementar las reservas recuperables. Este mejoramiento de la eficiencia de barrido
consiste en la disminución del petróleo residual existente en el reservorio.
La política económica de los últimos gobiernos es y ha sido incrementar la producción
de petróleo de una forma sostenible y sustentable; y por tal razón los ojos de la administración
3
gubernamental se dirigen a este tipo de proyectos que generan nuevos recursos con una
inversión y tiempos de recuperación del capital menores en comparación a otros proyectos
de la industria hidrocarburífera.
1.5. Factibilidad
Petroamazonas EP., y la FIGEMPA de la Universidad Central del Ecuador
permitieron acceso a la información técnica del campo. Los análisis técnicos del proyecto
de Waterfloding se realizaron usando la información documental recibida y haciendo uso de
conceptos de ingeniería de petróleos y herramientas de ofimática.
El software usado para el screening del proyecto EORGui se lo uso con una licencia
gratuita/libre de uso académico y la recopilación bibliográfica para la metodología del
estudio fue recabada y desarrollada por los autores para el proyecto.
1.6. Entorno del estudio
1.6.1. Marco institucional:
El presente proyecto de investigación se realiza bajo las normas de la Universidad
Central del Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental,
Carrera de Ingeniería de Petróleos, y Petroamazonas EP.
1.6.2. Marco ético:
Este proyecto de investigación está dentro del respeto a los derechos de los autores,
políticas de empresa, normativas vigentes y normal ciclo evolutivo de la naturaleza, con el
fin común de mejorar la calidad de vida de los ecuatorianos que directa e indirectamente
están relacionados a esta actividad, sin afectar la estrecha relación entre el hombre y la
naturaleza.
4
1.6.3. Marco legal:
El presente estudio tiene el aval de la normativa vigente relacionada a los procesos
de titulación, entre las cuales constan:
● Artículo 350 de la Constitución de la República del Ecuador
● Artículo 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior
● Articulo 21 numeral 3 del Reglamento de Régimen Académico
● Art. 1 y Art. 4 contemplado en la Ley de Propiedad Intelectual.
● Art. 48 contemplado en el Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas.
A su vez, entre las modalidades de titulación de la UCE y de la carrera de Ingeniería
de Petróleos se establece a los estudios técnicos como una modalidad de titulación y se dice
que:
Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos,
etc., referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación,
explotación y cualquier otro campo relacionado con la ingeniería de petróleos con
alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los resultados. (Unidad de
titulación especial de la UCE, 2017, pág. 5)
5
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1.Descripción del Campo Shushufindi
2.1.1. Antecedentes
El campo Shushufindi fue descubierto en enero de 1969 con un estimado de
3700 MM bbl de POES (SHE, 2014). La producción de petróleo inició en 1972 teniendo su
pico más alto en 1986 con 125000 bbl/día y la producción actual del campo es 60498 bbl/dia
(Petroamazonas, 2020). Inicialmente la producción se obtuvo de las arenas U y T de la
formación Napo con empuje de un acuífero lateral. Actualmente, la energía proveniente del
acuífero y expansión de roca y fluido es insuficiente para mantener la presión, por lo que el
Consorcio Shushufindi (CSSFD) decidió implementar un proyecto piloto de Waterflooding
(WF) en la arena U Inferior. Sin embargo, la eficiencia de barrido no es la óptima, por lo
tanto, se propone realizar el “Diseño de un plan piloto para la recuperación mejorada (EOR)
en la arena U inferior del campo Shushufindi – Bloque 57”, tomando como línea base lo ya
implementado al mes de enero de 2021 para mejorar la eficiencia de barrido y la recuperación
de petróleo.
2.1.2. Ubicación geográfica
El campo Shushufindi, está ubicado en la provincia de Sucumbíos en la región
amazónica del Ecuador. La ubicación del bloque 57 se muestra en la figura 1
(Petroamazonas, 2017).
6
Figura 1: Ubicación geofigura del campo Shushufindi-Aguarico
Fuente: Petroamazonas EP, Informe del campo Shushufindi 2017
2.1.3. Geología
El campo Shushufindi tiene un anticlinal asimétrico de orientación norte-sur, y un
área aproximada de 43200 acres. De la misma manera los reservorios del campo Shushufindi
están limitados por el flanco este de fallas no completamente sellantes y en la dirección oeste
por acuíferos. (Petroamazonas, 2017).
2.1.4. Propiedades petrofísicas del campo Shushufindi
Mediante los reportes e informes facilitados por Petroamazonas EP., se realiza un
resumen general de las propiedades de roca y fluido tal como se detalla en la tabla 1.
7
Tabla 1: Resumen de análisis de datos PVTUIDOS
PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE FLUIDOS DE LA ARENA U INFERIOR
API 27 𝝁𝒐 (cp) 1.41
Porosidad (%) 18.95% GOR (pc/bl) 307
K (md) 350 Salinidad (ppm) 55000-70000
Kro 0.65-0.75 Pb (psi) 1010
Krw 0.2-0.4 Pi (psi) 3300
Swir 0.09-0.19 Net pay (ft) 61.76
Sor 0.1-0.3 Boi (By/Bn) 1.365
Fuente: Petroamazonas EP, Waterflloding Pilot 2014
2.1.5. POES
El POES del campo Shushufindi y de la arena U inferior son 3600 MM bbl y
1911 MM bbl, aproximadamente (SHE, 2019). Los datos y cálculo de POES de la arena Ui
se muestra en la tabla 2.
Tabla 2: POES por reservorio
POES CAMPO SHUSHUFINDI ARENA U INFERIOR
Reservorio
Volumen
Total [acre-
pie]
Área
[acres]
Espesor
[pies] Porosidad Sw
Boi
[By/Bn] POES [bbl]
Ui 2’246581.76 36376 61.76
0.1895
0.21 1,365 1911’505 967
Fuente: Petroamazonas EP, Waterflloding Pilot 2014
2.2. Situación actual proyecto WF
2.2.1. Características de producción e inyección
Para la evaluación del proyecto WF ejecutado por el CSSFD se escogen los pozos
inyectores SHSB-244IUi, SHSC-247IUi & SHSB-003IUi y los pozos productores
SHSC-053Ui, SHSB-136Ui, SHSB-150Ui, SHSB-151Ui, SHS-086Ui, mientras que los
pozos, parte del arreglo five spot invertido SHSC-250Us & SHSB-135Ti no se analizan por
no producir históricamente de la arena de estudio. Ver figura 2.
8
Figura 2: Arreglo de pozos WF CSSFD
Fuente: Petroamazonas EP, Waterflloding Pilot 2014
2.2.1.1. Pozos Inyectores
Para los pozos SHSB-244IUi, SHSC-247IUi & SHSB-003IUi se construyen curvas
de Hall, Piwf, tasa de inyección promedio mensual y tasa de inyección acumulada, con data
proveída por Petroamazonas EP.
2.2.1.1.1. SHSC-247I
La curva de Hall demuestra una caída en la tasa de inyección (884 MBA) lo que se
compara con la curva de Piwf y Wi, lo que se debió al cierre temporal realizado en la planta
de inyección de agua del 13 de marzo de 2017 al 05 de mayo de 2017. Después de ese evento
se observa como incrementa la pendiente de la curva, denotando un comportamiento regular
en el pozo inyector. La figura 3 muestra la curva de Hall del pozo SHSC-247IUI con datos
desde el inicio de la inyección en el pozo. El pozo SHSC-247I ha alcanzado un acumulado
de inyección de agua de 1476 MBA.
9
La figura 3 muestra también la presión mensual promedio de inyección y volumen de
inyección vs el acumulado de inyección de agua.
Figura 3: Curva de Hall SHSC-247I
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
2.2.1.1.2. SHSB-244I
La figura 4 muestra la curva de Hall del pozo SHSB-244I en la que se identifica que
al alcanzar una tasa de inyección de +/- 500 MBA/Mes y +/-6500 MBA la planta del PIA es
apagada por mantenimiento, y al volver a poner en operación el pozo inyector no se observa
daño en la matriz crítica, tal como se observa en la pendiente de la curva de Hall.
La figura 4 muestra que al período 62 se ha inyectado un valor de 18608 MBA; y en
ella se identifica la Presión promedio mensual de inyección y el Volumen de inyección vs el
Acumulado de inyección de agua.
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0
50
100
150
200
48
13
3
21
4
29
7
38
6
46
7
53
5
62
6
72
4
82
3
88
4
93
2
10
21
10
93
11
42
11
95
12
54
12
92
13
44
13
82
14
17
14
59
PR
ES
IÓN
DE
IN
YE
CC
IÓN
PR
OM
ED
IO M
EN
SU
AL
Wi
ME
NS
UA
L Y
HA
LL
PL
OT
Wi ACUMULADA*10^3
SHSC-247IUi
Wi (BA/MES)*10^3 HALL PLOT (PSI.DÍAS)*10^3 Piwf (PSI)
10
Figura 4: Curva de Hall Plot SHSB-244I
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
2.2.1.1.3. SHSB-003I
La figura 5 muestra que el pozo SHSB-003IUi alcanza +/- 260 MBA/Mes y decae la
rata de inyección por los mantenimientos realizados en el PIA del 13 de marzo al 5 de mayo
de 2017 teniendo en este punto un acumulado de +/- 4100 MBA, después de aquello el pozo
inyector no recupera su tasa promedio denotándose una posible afectación por taponamiento
en la formación.
La figura 5 muestra que al período 51, se ha inyectado un valor de 8276 MBA. En
esta figura se aprecian además las curvas de Presión mensual promedio de inyección,
Volumen de inyección vs el Acumulado de inyección de agua.
0 2 4 6 8 1012141618202224262830323436384042444648505254565860
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
85
41
10
61
16
16
21
09
25
41
30
33
34
75
39
93
44
77
49
55
54
12
60
53
69
58
75
18
78
29
87
12
95
95
10
44
61
13
03
12
08
91
28
63
13
71
11
42
60
14
74
11
51
69
15
65
11
62
73
16
94
11
75
91
18
10
51
86
08 PR
ESI
ÓN
DE
IN
YE
CC
IÓN
PR
OM
ED
IO M
EN
SUA
L
Wi
ME
NSU
AL
Y H
AL
L P
LO
T
Wi ACUMULADO*10^3
SHSB-244IUI
HALL PLOT (PSI.DÍAS)*10^3 Wi (BA/MES)*10^3 Piwf (PSI)
11
Figura 5: Curva de Hall SHSB-003I
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
2.2.1.1.4. Pozos Productores
En esta sección se grafican las curvas de Presión promedio de fondo fluyente,
Historial de producción & Salinidad con los datos provistos por Petroamazonas EP., y se
muestran las curvas de Chan obtenidas en la ARCH, las cuales poseen su sustento científico
comprobado y se puede revisar en el ANEXO 1.
El pozo SHSB-003Ui se convirtió a inyector el 1 de octubre de 2015 en reemplazo
del pozo SHSB-246IUi, el cual mostró deficiencia en su inyectividad y probable
taponamiento.
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
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1800
2000
0
50
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150
200
250
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350
20
4
68
0
11
67
16
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21
85
27
14
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96
36
45
40
28
41
21
44
68
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78
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53
73
56
48
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22
61
91
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45
66
82
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26
71
58
73
84
75
77
77
77
79
81
81
83
PR
ES
IÓN
DE
IN
YE
CC
IÓN
ME
NS
UA
L P
RO
ME
DIO
Wi
ME
NS
UA
L Y
HA
LL
PL
OT
Wi ACUMULADO*10^3
SHSB-003IUi
HALL PLOT (PSI.DÍAS)*10^3 Wi (BA/MES)*10^3 Piwf (PSI)
12
2.2.1.1.5. SHSC-053
La figura 6 del análisis de Pwf muestra que al iniciar la inyección del pozo
SHSC-247I se merma la disminución de la presión de fondo fluyente, manteniéndose valores
semejantes hasta el 2018.
Figura 6: Análisis de Pwf – Pozo SHS-053Ui
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
En la figura 7, se observa que después de 72 días (25/08/2015) de iniciada la inyección
en el pozo SHSC-247I se eleva considerablemente la producción de fluido hasta llegar a un
aproximado de 1080 BFPD con un BSW de 22% (192% de la producción promedio), pero a
partir de este período de incremento de producción (dic 2015 – feb 2016) la tasa disminuye
y se eleva el BSW alcanzando el 84%.
La salinidad coincidentemente con el incremento de producción de petróleo
(25/08/2015) disminuye de acuerdo a los registros de producción del pozo, denotando una
irrupción del frente de agua del pozo SHSC-247I.
0
500
1000
1500
2000
2500
no
v.-1
0fe
b.-
11
jun
.-1
1se
p.-
11
dic
.-1
1ab
r.-1
2ju
l.-1
2o
ct.-
12
ene.
-13
may
.-1
3ag
o.-
13
no
v.-1
3m
ar.-
14
jun
.-1
4se
p.-
14
dic
.-1
4ab
r.-1
5ju
l.-1
5o
ct.-
15
ene.
-16
may
.-1
6ag
o.-
16
no
v.-1
6m
ar.-
17
jun
.-1
7se
p.-
17
dic
.-1
7ab
r.-1
8ju
l.-1
8o
ct.-
18
feb
.-1
9m
ay.-
19
ago
.-1
9d
ic.-
19
mar
.-2
0ju
n.-
20
sep
.-2
0en
e.-2
1ab
r.-2
1ju
l.-2
1
ANÁLISIS DE PWF - POZO SHS-053UI
SHSB-244I(30/11/14)
SHSB-247I(12/06/15)
13
Figura 7: Historial de Producción SHS-053U
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
Las curvas de Chan de la figura 8, muestran 4 períodos de producción. El período 1,
se caracteriza por mantener un comportamiento lineal hasta los 100 días. El período 2 (100-
650 días WOR), identifica la disminución de la pendiente de las curvas WOR & WOR’ y por
ende de la producción del pozo. El período 3 (650-2000 días WOR), muestra una
recuperación de la pendiente de WOR, pero la curva WOR’ mantiene su tendencia, lo que
demuestra la existencia de conificación por la interferencia del agua inyectada del pozo
inyector más próximo. El período 4 inicia a los 1800 días, y las pendientes de las curvas
muestran un comportamiento indicativo de canalización en esta parte del reservorio.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
dic
.-0
8
jul.-
09
ene.
-10
ago
.-1
0
feb
.-1
1
sep
.-1
1
abr.
-12
oct
.-1
2
may
.-1
3
no
v.-1
3
jun
.-1
4
dic
.-1
4
jul.-
15
ene.
-16
ago
.-1
6
mar
.-1
7
sep
.-1
7
abr.
-18
oct
.-1
8
may
.-1
9
dic
.-1
9
jun
.-2
0
ene.
-21
jul.-
21
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN SHS-053UI
BFPD BAPD BPPD SALINIDAD (PPM)
(25/08/15)
(27/02/16)
SHSB-247I(12/06/15)
14
Figura 8: Curvas de Chan - SHS-053Ui
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019
2.2.1.1.6. SHSB-136
El comportamiento de Pwf en este pozo se muestra en la figura 9. Este análisis no se
lleva a cabo por la ausencia de data, ya que no se registra la variación de PIP por el cambio
del sistema de levantamiento artificial y por el Shut Down del pozo por un año
(25/08/2015 – 21/08/2016).
P
ERÍO
DO
1
PER
ÍOD
O 2
15
Figura 9: Análisis de Pwf – Pozo SHSB-136Ui
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
En la figura 10 no se identifica una variación en los parámetros de producción en el
inicio de la operación de los pozos inyectores aledaños, sin embargo, el aumento de salinidad
en el pozo SHSB-136Ui da un indicio de irrupción de la PIA desde mayo de 2017.
Figura 10: Historial de Producción SHSB-136Ui
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
Por la variación de condiciones operativas en este pozo no se grafican las curvas de Chan.
0
500
1000
1500
2000
2500M
ar-1
4
Jun
-14
Sep
-14
Dec
-14
Mar
-15
Jun
-15
Sep
-15
Dec
-15
Mar
-16
Jun
-16
Sep
-16
Dec
-16
Mar
-17
Jun
-17
Sep
-17
Dec
-17
Mar
-18
Jun
-18
Sep
-18
Dec
-18
Mar
-19
Jun
-19
Sep
-19
Dec
-19
Mar
-20
Jun
-20
Sep
-20
Dec
-20
ANÁLISIS DE PWF - POZO SHSB-136UI
SHSB-244I(30/11/14)
SHSB-247I(12/06/15)
SHSB-003I(01/10/15)
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
0
200
400
600
800
1000
1200
Mar
-14
Jul-
14
No
v-1
4
Mar
-15
Jul-
15
No
v-1
5
Mar
-16
Jul-
16
No
v-1
6
Mar
-17
Jul-
17
No
v-1
7
Mar
-18
Jul-
18
No
v-1
8
Mar
-19
Jul-
19
No
v-1
9
Mar
-20
Jul-
20
No
v-2
0
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN SHSB-136UI
BFPD BPPD BAPD SALINIDAD
SHSB-244I(30/11/14)
SHSB-247I(12/06/15)
SHSB-003I(01/10/15)
16
2.2.1.1.7. SHSB-150
La figura 11 muestra el análisis de Pwf de este pozo donde se nota un incremento de
presión por interferencia de los pozos inyectores SHSB-244I y SHSB-003I, sin embargo,
pese a la cercanía del pozo SHSB-247I no afecta la Pwf del pozo SHSB-150Ui, al inicio de
su operación.
Figura 11: Análisis de Pwf – Pozo SHSB-150Ui
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
En la figura 12 de historial de producción y salinidad, se observa que después del
inicio de operaciones en el pozo SHSB-244I, el pozo incrementa la producción de fluido con
paulatina elevación del BSW.
Después de 212 días (29/06/2015) del inicio de inyección en el pozo SHSB-244I
disminuye el valor de la salinidad, indicando el punto de ruptura en esta parte del reservorio.
El pico más alto de agua observado en la curva es en la fecha 10 de febrero de 2016.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Ap
r-1
2
Jul-
12
Oct
-12
Jan
-13
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-13
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3
No
v-1
3
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-14
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-14
Sep
-14
Dec
-14
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r-1
5
Jul-
15
Oct
-15
Jan
-16
May
-16
Au
g-1
6
No
v-1
6
Mar
-17
Jun
-17
Sep
-17
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-17
Ap
r-1
8
Jul-
18
Oct
-18
Feb
-19
May
-19
Au
g-1
9
Dec
-19
Mar
-20
Jun
-20
Sep
-20
Jan
-21
Ap
r-2
1
Jul-
21
ANÁLISIS DE PWF - POZO SHSB-150UI
SHSB-003I(01/10/15)
SHSB-244I(30/11/14)
17
Figura 12: Historial de Producción SHSB-150Ui
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
En las curvas de Chan expuestas en la figura 13, muestra 2 períodos de análisis. El
período 1, muestra un comportamiento estable de desplazamiento y se extiende hasta los 100
días. El período 2 va desde los 100 días y muestra un aumento en la pendiente de las curvas
WOR & WOR’, lo cual evidencia un fenómeno de canalización y la llegada del frente de
agua inyectada (Break Through) por el pozo SHSB-244I.
3 59 87 174 232 294 336 383 432 480 523
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
0
600
1200
1800
2400
3000
No
v-1
2
Jan
-13
Ap
r-1
3
Jul-
13
Au
g-1
3
No
v-1
3
Feb
-14
Sep
-14
Feb
-15
May
-15
Sep
-15
Dec
-15
Feb
-16
May
-16
Au
g-1
6
No
v-1
6
Jul-
17
Jun
-18
No
v-1
8
Mar
-19
Oct
-19
Feb
-20
Dec
-20
CUM OIL *10^3 (BBL)
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN SHSB 150 UiBFPD BPPD BAPD SALINIDAD (PPM)
SHSB-244I(30/11/14)
SHSB-003I(01/10/15)
18
Figura 13: Curvas de Chan - SHSB-150Ui
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019
2.2.1.1.8. SHSB-151
En la figura 14, no se aprecia la influencia del pozo SHSB-244I (pozo inyector más
cercano), debido al cambio de arena y condiciones operativas del pozo.
Figura 14: Análisis de Pwf – Pozo SHSB-151Ui
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
No
v-1
3
Mar
-14
Jun
-14
Sep
-14
Dec
-14
Ap
r-1
5
Jul-
15
Oct
-15
Jan
-16
May
-16
Au
g-1
6
No
v-1
6
Mar
-17
Jun
-17
Sep
-17
Dec
-17
Ap
r-1
8
Jul-
18
Oct
-18
Feb
-19
May
-19
Au
g-1
9
Dec
-19
Mar
-20
Jun
-20
Sep
-20
Jan
-21
ANÁLISIS DE PWF - POZO - SHSB-151UI
ARENA TI ARENA U
19
En este caso especial, para este pozo no se realiza un análisis preciso de la
interferencia de los pozos inyectores, por el constante cambio de zonas productoras (arena
Ui & Ti). Sin embargo, la figura 15 muestra un alto contenido de agua (95% BSW) de la
arena Ui después del inicio de la inyección en el SHSB-244I y una abrupta disminución de
la salinidad lo que indica la llegada del frente de agua del inyector SHSB-244I.
Figura 15: Historial de Producción SHSB-151Ui
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
Por el cambio de arena en el pozo no se grafican las curvas de Chan, pero el alto
contenido de agua en la arena de estudio es reflejo de un fenómeno de canalización en esta
parte del reservorio y se comprueba con la disminución de salinidad corroborando el Break
Through ocasionado por el pozo SHSB-244I.
0 50 100 150 200 250 300 350
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Jan
-16
May
-16
Au
g-1
6
No
v-1
6
Mar
-17
Jun
-17
Sep
-17
Dec
-17
Ap
r-1
8
Jul-
18
Oct
-18
Feb
-19
May
-19
Au
g-1
9
Dec
-19
Mar
-20
Jun
-20
Sep
-20
Jan
-21
CUM OIL *10^3 (BBL)
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN SHSB-151UIBFPD U BPPD U BAPD U SALINIDAD
20
2.2.1.1.9. SHS-086
De acuerdo al análisis de Pwf de la figura 16, el pozo SHS-086Ui se ve influenciado
por la inyección en el pozo SHSB-244I. El pozo SHSC-003I ayuda en el mantenimiento de
la presión por 107 días después de iniciada su operación.
Figura 16: Análisis de Pwf – Pozo SHS-086Ui
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
El 15 de enero de 2016, inicia el incremento de producción por WF, llegando a
producir 3040 BFPD con 77% BSW, esto después del inicio de inyección en el pozo
SHSB-003I. Este incremento en la producción se mantiene todo el 2016, tal como muestra la
figura 17.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
feb
.-1
1ju
n.-
11
sep
.-1
1d
ic.-
11
abr.
-12
jul.-
12
oct
.-1
2en
e.-1
3m
ay.-
13
ago
.-1
3n
ov.
-13
mar
.-1
4ju
n.-
14
sep
.-1
4d
ic.-
14
abr.
-15
jul.-
15
oct
.-1
5en
e.-1
6m
ay.-
16
ago
.-1
6n
ov.
-16
mar
.-1
7ju
n.-
17
sep
.-1
7d
ic.-
17
abr.
-18
jul.-
18
oct
.-1
8fe
b.-
19
may
.-1
9ag
o.-
19
dic
.-1
9m
ar.-
20
jun
.-2
0se
p.-
20
ene.
-21
abr.
-21
jul.-
21
ANÁLISIS DE Pwf - POZO SHS-086UI
SHSB-003I(01/10/15)
SHSB-244I(30/11/14)
21
Figura 17: Historial de Producción SHS-086Ui
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
En las curvas de Chan expuestas en la figura 18, se identifican 3 períodos. El
período 1 alcanza 500 días y expone un comportamiento estable de las curvas WOR &
WOR’, aunque se debe tener en cuenta que valores de WOR que superan a 1 denotan una
producción elevada de agua, tal como se venía observando en las curvas de producción. El
período 2 va desde los 500 hasta los 1700 días, donde se observa un comportamiento estable
de la pendiente de WOR y una disminución en WOR’.
Finalmente, el período 3 va desde los 1700 días y según la teoría de Chan muestra
canalización. Pero debido al cierre del pozo (Oct 2018 – Julio 2019) y al no existir variación
de la salinidad en su reapertura, no se puede concluir la existencia de una inundación de agua
por la inyección de sus pozos aledaños, SHSB-003I & SHSB-244I.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
abr.
-12
jul.-
12
oct
.-1
2en
e.-1
3m
ay.-
13
ago
.-1
3n
ov.
-13
mar
.-1
4ju
n.-
14
sep
.-1
4d
ic.-
14
abr.
-15
jul.-
15
oct
.-1
5en
e.-1
6m
ay.-
16
ago
.-1
6n
ov.
-16
mar
.-1
7ju
n.-
17
sep
.-1
7d
ic.-
17
abr.
-18
jul.-
18
oct
.-1
8fe
b.-
19
may
.-1
9ag
o.-
19
dic
.-1
9m
ar.-
20
jun
.-2
0se
p.-
20
ene.
-21
abr.
-21
jul.-
21
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN SHS-086UI
BFPD BPPD BAPD SALINIDAD
SHSB-244I(30/11/14)
SHSB-003I(01/10/15)
(15/01/16)
22
Figura 18: Curvas de Chan – SHS-086Ui
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2019
2.3. Introducción teórica de inyección química
2.3.1. Petróleo producido por desplazamiento
El petróleo incremental obtenido por un proceso de barrido viene dado por:
𝑁𝑑 = 𝑁 ∗ 𝐸𝑎 ∗ 𝐸𝑣 ∗ 𝐸𝑑 Ec. 1
Donde:
𝑁𝑑 = petróleo desplazado
𝑁 = petróleo en sitio al momento de comenzar el proceso de desplazamiento
𝐸𝑎 = eficiencia areal de barrido
𝐸𝑣 = eficiencia vertical de barrido
𝐸𝑑 = eficiencia microscópida de desplazamiento
La 𝐸𝑑 viene dada por la curva de permeabilidad relativa y la relación de viscosidades
de los fluidos desplazante y desplazado. La eficiencia volumétrica 𝐸𝑣𝑜𝑙 = 𝐸𝑣 ∗ 𝐸𝑎 representa
la fracción de reservorio que ha sido barrida con el agua inyectada. Para el caso del reservorio
PER
ÍOD
O 1
23
Ui del campo Shushufindi (continuidad en los pozos de estudio según análisis de salinidad,
Pwf.), la ecuación es igual de válida representando la eficiencia volumétrica del acuífero que
desplaza al petróleo.
La 𝐸𝑎 y 𝐸𝑣 están controladas principalmente por la heterogeneidad del medio y es
sobre las dos eficiencias que se busca una mejora mediante las distintas técnicas de invasión
química (Tarek, 2006, 975 pp).
2.3.2. Eficiencia de Desplazamiento
La eficiencia de desplazamiento se define como:
𝐸𝑑𝑜 =𝑆𝑜𝑖 − 𝑆𝑜𝑟𝑤
𝑆𝑜𝑖 Ec. 2
Representando básicamente la variación porcentual de saturación de petróleo en un
punto. (Tarek, 2006, 975 pp).
2.4. Polymer flooding
La inyección de polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en
añadir polímeros de un alto peso molecular al agua antes de que ésta sea inyectada en el
yacimiento. Dichas soluciones tienen la ventaja de ser muy viscosas aun cuando sean
altamente diluidas. Esta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua-petróleo, lo
cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido más completo del yacimiento
que en la invasión con agua convencional. Con polímeros se forma un banco de petróleo que
se empuja como en la inyección de agua convencional (Paris de Ferrer, 1996, 313 pp).
24
Figura 19: Proceso de invasión con polímeros
Fuente: Paris de Ferrer, 1996, pg 314
2.4.1. Características de polímeros
2.4.1.1. Estabilidad de polímeros
Varios mecanismos alteran la viscosidad de la solución polimérica inyectada.
2.4.1.1.1. Retención. - Los mecanismos de retención de los polímeros son los
siguientes:
Adsorción. – Se refiere a la interacción entre las moléculas del polímero y de la
superficie sólida. Esta interacción causa que las moléculas del polímero se liguen a la
superficie del sólido principalmente por adsorción física (Fuerzas de Van der Waals
y Puentes de Hidrógeno).
Entrampamiento mecánico. – La retención por entrampamiento mecánico se
observa cuando grandes moléculas de polímero quedan alojadas en canales de flujo
estrechos.
Retención hidrodinámica. – En bajas permeabilidades la retención es reversible
mientras en altas permeabilidades estas retenciones son irreversibles y son resultado
principalmente de los mecanismos de adsorción. (SORBIE, 1991. 129 pp.)
25
2.4.1.1.2. Degradación. – se refiere a cualquier proceso que rompe la estructura de la
macromolécula. En las aplicaciones en recuperación de petróleo se estudian
tres métodos principales:
Degradación química. – comprende la ruptura de las moléculas del polímero, ya sea
por un ataque corto por contaminantes, aditivos u otros componentes presentes en los
fluidos inyectados, como oxígeno, hierro, etc. O por los ataques largos por hidrólisis.
Degradación mecánica. – describe el rompimiento de una molécula como resultado
de un alto estrés mecánico. Por medio de esta degradación se rompen largas moléculas
en fragmentos más pequeños y además se cambia la distribución del peso molecular
del polímero.
Degradación biológica. – se refiere a una ruptura microbiana de las macromoléculas
durante el almacenamiento de agua antes de la inyección o en las zonas más frías del
reservorio.
2.4.1.1.3. Reducción de la permeabilidad. – es resultado de la retención existente del
polímero dentro del reservorio, la permeabilidad de la roca también es
reducida.
2.4.1.2.Relación de Movilidad
La relación de movilidad M se define como el cociente entre la movilidad por delante
del frente y la movilidad detrás del frente de desplazamiento.
𝑀 =𝜆𝑑𝑖𝑠𝑝𝑙𝑎𝑐𝑖𝑛𝑔
𝜆𝑑𝑖𝑠𝑝𝑙𝑎𝑐𝑒𝑑=
𝑘𝑟𝑤𝜇𝑤𝑘𝑟𝑜𝜇𝑜
=𝑘𝑟𝑤 ∗ 𝜇𝑜𝑘𝑟𝑜 ∗ 𝜇𝑤
Ec. 3
26
La movilidad también afecta la eficiencia areal de barrido, donde los polímeros
incrementan el área de contacto con respecto a un proceso de inyección de agua (Ganzer,
2015). Ver figura 20.
Figura 20: Eficiencia Areal de Barrido
Fuente: Chemical EOR (Polymer Flooding)/ 2015 by L. Ganzer & R. Hincapie.
2.4.1.2.1. Factor de Resistencia, RF
El factor de resistencia es una cantidad medida experimentalmente que da el grado
relativo de fuerza requerido para mover un líquido a través de un medio poroso (Gogarty,
1967, 2 pp) . La definición de factor de resistencia es:
𝑅𝐹 =(∆𝑃
𝑞)𝑖𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡𝑒𝑑 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑
(∆𝑃
𝑞)𝑏𝑎𝑠𝑒𝑙𝑖𝑛𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑
or 𝑅𝐹 =𝜆𝑖𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡𝑒𝑑 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑
𝜆𝑏𝑎𝑠𝑒𝑙𝑖𝑛𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑
Ec. 4
Donde: ∆𝑃 = caída de presión 𝑞 = caudal 𝜆 = movilidad
2.4.1.2.2. Factor de Resistencia Residual, RRF
El factor de resistencia residual se define como la relación entre la movilidad del agua
antes y después de la inyección de polímeros.
𝑅𝐹 =𝜆𝑤 𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑜𝑙í𝑚𝑒𝑟𝑜𝜆𝑤 𝑑𝑒𝑠𝑝𝑢é𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑜𝑙í𝑚𝑒𝑟𝑜
=𝑘𝑤/𝜇𝑤𝑘𝑤𝑎/𝜇𝑤𝑎
27
2.4.2. Tipos de polímeros
Dos tipos de polímeros son usados con agua para control de movilidad.
- Poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM)
- Polisacáridos o Biopolímeros Xanthan.
Los primeros (HPAM) reducen la movilidad por una combinación de aumento de
viscosidad y reducción de la permeabilidad de la roca causada por la retención de polímeros,
mientras que los Biopolímeros reducen la movilidad por el incremento de la viscosidad de la
solución (Willhite, 1998). Ver figura 19.
Figura 21: Viscosidad de Soluciones Poliméricas
Fuente: Chemical EOR (Polymer Flooding)/ 2015 by L. Ganzer & R. Hincapie.
2.5. Método Craig, Geffen & Morse (CGM)
En este punto es necesario tomar en cuenta que la porción horizontal del reservorio
que es contactada por el agua se encuentra en función de: la razón de movilidad, la
heterogeneidad del reservorio, el volumen de agua inyectada acumulada y el patrón de
inyección, por lo que se debe tener en cuenta las siguientes premisas:
28
La movilidad del agua después de la ruptura incrementa debido al incremento del
valor de la 𝑆𝑤𝑝𝑟𝑜𝑚 en el reservorio.
Entre más baja sea la razón de movilidad, mayor eficiencia de barrido se tendrá.
Ocasionan cambios en la eficiencia de barrido areal las siguientes características
de reservorio: la heterogeneidad, el carácter anisotrópico de la permeabilidad, las
barreras de flujo y la distribución de porosidad.
La eficiencia de barrido areal tiende a incrementar desde cero hasta la ruptura
(BT), después de esto continuará incrementando pero a una menor velocidad.
En el capítulo 4 se muestran las ecuaciones utilizadas en el método CGM, el cual
se utiliza para tiempos iguales o posteriores a la ruptura (Tarek, 2006, 989pp).
2.6. Análisis económico
Una vez seleccionado el producto químico que puede soportar las condiciones del
reservorio, se analiza la aplicación comercial de esta opción de EOR por un estudio de costos
y precio de petróleo.
Este análisis permite determinar en cifras la viabilidad la ejecución del proyecto.
(Padilla, 2018, p. 36).
29
CAPÍTULO III
DISEÑO METODOLÓGICO
El presente estudio es de tipo descriptivo-experimental, es decir, descripción de la
problemática actual del campo y revisión bibliográfica de la metodología de inyección
química. Además, es de tipo inductivo-deductivo en el cual se obtienen conclusiones
generales a partir de hipótesis o antecedentes, particularmente, con la utilización de
herramientas tecnológicas y con el estudio de la interacción de los químicos propuestos para
el reservorio.
Después se revisan ensayos de laboratorio de inyección química realizados a nivel de
núcleos, para finalmente prever o anticipar situaciones futuras en las que se requerirá de la
exploración, comparación y explicación de los resultados obtenidos para poder emprender
un proyecto piloto que recoja toda esta metodología para aprovechar el potencial de los
reservorios del país.
30
Esquema 1: Desarrollo metodológico del trabajo de titulación
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
Etapa IRecopilación documental
y bibliográfica
- Modelo Geológico
-Datos PVT
-Análisis de proyecto piloto de WF
Análisis de teoría de:
CGM
- Recuperación Mejorada
Inyección de polímeros
Etapa II
Definición de línea base - Arreglo de pozos
ScreeningValidación de un agente
EOR
Etapa IIIAnálisis de producto
químico
- Ensayos de laboratorio a nivel de cores
- Características fisicoquímicas
Etapa IV
Cálculo de petróleo incremental por Craig
Geffen & Morse
-Calculo de:
Qo, Qw, BSW, WP & Fr
Cálculos financieros
- Cálculo - Estimado de inversiones
- Cálculo de VAN, TIR con incremental de
producción.
31
3.1. Universo y muestra
El universo de este estudio es el reservorio Ui de la parte norte del campo Shushufindi
(PIA), en donde la producción de petróleo ha decaído y necesita someterse a procesos de
recuperación mejorada.
El patrón de inyección contiene inicialmente tres arreglos:
Primer arreglo: El pozo inyector SHSB-244IUi y los pozos productores
SHSB-150Ui, SHSB-136Ui, SHSB-151Ui.
Segundo arreglo: El pozo inyector SHSC-247IUi y los pozos productores
SHSC-250Us, SHS-053Ui, SHSB-150Ui y SHSB-136Ui.
Tercer arreglo: El pozo inyector SHSB-003Ui y los pozos productores
SHSB-151Ui, SHS-086Ui y SHSB-135Ti.
Después de analizar los pozos inyectores y productores en el “Capítulo II” (ver Tabla
3), se abstrae la muestra de estudio representada por 1 pozo inyector (SHSB-244) y 2 pozos
productores (SHSB-150, SHSB-151).
32
Tabla 3: Muestra de estudio POZO: SHSC-247I
(12/06/15)
SHSB-244I
(30/11/14)
SHSB-003I
(01/10/15)
CONIFICACIÓN/
CANALIZACIÓN
SHSC-053
Pwf X
X Producción X
Salinidad X
SHSB-136
Pwf ND ND
ND Producción ND ND
Salinidad ND ND
SHSB-150
Pwf X X
X Producción X
Salinidad X
SHSB-151
Pwf X
X Producción X
Salinidad X
SHS-086
Pwf X X
Producción X
Salinidad
AFECTA: X INCERTIDUMBRE: ND
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
3.2. Instrumentos de recopilación de información y datos
Para llevar a cabo este proyecto se estudia la información de producción del campo y
los análisis de pruebas de laboratorio a nivel de roca y fluido. Después se interpreta un
screening calculado por el Software EorGui y finalmente se usan métodos analíticos para
estimar el comportamiento del método CEOR.
33
3.3. Procesamiento y análisis de la información
Para la definición de la factibilidad de una inyección química, se analizan ensayos de
laboratorio donde varios químicos son sometidos a las condiciones del reservorio para ver su
comportamiento y poder elegir la mejor opción de inyección.
La tabulación de datos, análisis de inyección y producción de los pozos de la muestra,
cálculos del método de CGM y análisis económico se realiza en Microsoft Excel.
3.4. Criterios de selección
El screening del software EORGui responde a una recopilación de datos presentados
por J.J. Taber en el Paper de la SPE-35385 (ANEXO 2), el que recopila datos de varios
proyectos EOR alrededor del mundo. Los criterios de selección propuestos se basan tanto en
los resultados de campo como en los mecanismos de recuperación de petróleo. En este
análisis de datos se concluye que la inyección de gas es el método más usado, mientras que
los métodos de inyección química como polímeros y geles se están utilizando con éxito para
mejorar el barrido de petróleo.
Para el campo Shushufindi la mejor opción de recuperación mejorada de acuerdo al
EORGui es la inyección de gas o puede ser dióxido de carbono (CO2) y como segunda opción
recomienda Micellar / polímero / ASP /alkalino, seguido por Polimer flooding como lo
muestra las figuras 22 y 23.
Por la no disponibilidad de CO2 y/o gas en sitio los métodos más convenientes son
Micellar / polímero / ASP /alkalino.
34
Figura 22: Screening Shushufindi Norte
Fuente: Enhanced oil recovery screening software
Figura 23: Resultados del screening del campo Shushufindi
Fuente: Enhanced oil recovery screening software
Para todas las opciones asociadas con CEOR, el principal inconveniente de aplicación
está asociado a la estabilidad de los materiales en las condiciones de temperatura y dureza
del agua del campo Shushufindi, por lo tanto, se fundamenta la implementación del método
35
CEOR, Polimer Flooding, mediante el estudio y análisis de pruebas de laboratorio a nivel de
núcleos.
3.5. Análisis de producto químico (Polímero)
3.5.1. Polímero EOR001
En resumen, el polímero EOR001 mostró:
Adsorción estática a la arena Shushufindi a 95 °C en el nivel aceptado que varía
de 0.04 mg/g de roca a 500 ppm a 0.18 mg/g a 4000 ppm.
El estudio de estabilidad térmica de 80 días de EOR001 a 95 °C mostró el
comportamiento de la viscosidad del polímero.
No tiene ningún efecto adverso sobre la emulsión de crudo/salmuera.
Con todas las aplicaciones de control de movilidad, el rendimiento de la
inyectividad del polímero tiene prioridad sobre su rendimiento de viscosidad.
3.5.1.1. Estabilidad Térmica (EOR001)
La figura 24 presenta la viscosidad de la muestra frente al tiempo. La viscosidad de
EOR001 fue casi constante durante los primeros 30 días.
Figura 24: Monitoreo de viscosidad de EOR001 a 95°C, en un período de tiempo de 80 días
Fuente: EOR PRODUCTS
36
La figura 25 muestra la viscosidad del polímero EOR 001 a diferentes
concentraciones y tasas de corte, lo que demuestra la estabilidad del polímero al estrés
mecánico existente en la inyección.
Figura 25: Viscosidad de EOR001 vs. tasa de corte a 95°C
Fuente: EOR PRODUCTS
Tabla 4: Cálculo de RF y FFF
Polymer Concentratrion (ppm)
Viscosity (cp)
RF (adimensional)
RFF (adimensional)
1000 1.9 7.8 1.02
2000 3.24 19.6 1.08 Fuente: EOR PRODUCTS
3.5.1.2. Adsorción (EOR001)
La figura 26 muestra que la adsorción de la isoterma EOR001a la arena Shushufindi
está dentro de la cantidad aceptable conocida para arena limpia. La adsorción estuvo en el
rango de 0.04 - 0.18 mg/g de roca para concentraciones entre 500-4000 ppm.
37
Figura 26: EOR001 adsorción a 95°C
Fuente: EOR PRODUCTS
3.5.1.3. Inyectividad de alto caudal (EOR001)
Los resultados de la inyectividad de alto caudal se han presentado en la figura 27. Se
observan diferencias de presión estabilizadas en todos los caudales sin signos de
taponamiento del núcleo.
Figura 27: Perfil de presión de Inyectividad a altos caudales de 1500 ppm, EOR001
Fuente: EOR PRODUCTS
3.5.1.4. Inyectividad a diferentes concentraciones (EOR001)
La figura 28 muestra que los diferenciales de presión más estables fueron a
concentraciones menores a los 2000 ppm. Los valores de adsorción obtenidos van desde
38
0.08 mg/g de roca a 1000 ppm y 0.04 mg/g de roca a 4000 ppm. Estos valores son bajos
y están en un rango aceptable para polymer flooding.
Figura 28: Perfil de presión de inyectividad para diferentes concentraciones
Fuente: EOR PRODUCTS
3.6. Presentación de resultados
Se presentan los resultados en el capítulo IV del presente trabajo de titulación.
39
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS Y RESULTADOS
4. Modelado Conceptual de aplicación en zona del piloto
El área piloto escogida es localizada en la parte norte de Shushufindi, representada
por 1 pozo inyector (SHSB-244) y 2 pozos productores (SHSB-150 & SHSB-151).
4.1. Información de entrada Los datos requeridos en materia de reservorio son los siguientes (tabla 5.1):
Tabla 5.1: Parámetros del Core del pozo SHSB-151Ui
CORE DEL POZO SHSB-151Ui
Porosidad (fr) 0,177
uo (cp) 2,40
uw (cp) 0,36
Swirr 0,150
Sorw 0,250
Kro@Swirr 0,780
Krw@Sorw 0,400 Fuente: Petroamazonas EP, WF Pilot 2013
Los principales parámetros petrofísicos se muestran en la tabla 5.2:
Tabla 5.2: Parámetros petrofísicos de la zona de influencia
PARÁMETROS PETROFÍSICOS DE LA ZONA DE INFLUENCIA
API 27
Porosidad 0,177142857
K (md) 350
Fecha WF 29/11/2014
GOR (pc/bl) 307
Salinidad (ppm) 55000-70000
Espesor (ft) 37
Boi (By/Bn) 1,365
Bw (By/Bn) 1
Pb (psi) 1010
Pi (psi) 3300
Patrón (ACRES) 125
L (ft) 1650
Área de la sección transversal (ft^2) 122100
qi (bbl/día) 9845 Fuente: Petroamazonas EP, WF Pilot 2013
4.2. Metodología del Desarrollo del Modelo Waterflooding
40
4.2.1. Waterflooding.- Para el desarrollo del modelo se inicia con la PIA en el arreglo
de los pozos y se siguen los siguientes pasos:
1. Llevar a un gráfico las permeabilidades relativas versus sus correspondientes
saturaciones de agua en una escala semilogarítmica.
𝐾𝑟𝑜𝐾𝑟𝑤
= 𝑎𝑒𝑏𝑆𝑤 Ec. 5
Se obtiene la figura 29 y con la ayuda de Microsoft Excel se calcula la línea de
tendencia exponencial con una pendiente -13.85 y un intercepto de 993.21 los
cuales corresponden a los valores “b” y “a”, en la ecuación 5.
Figura 29: WF, permeabilidades relativas vs saturaciones de agua
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
2. Con los valores de Kro y Krw se calcula la curva de flujo fraccional de acuerdo a
la ecuación 6:
𝑓𝑤 =1
1 + (𝜇𝑤𝜇𝑜) 𝑎𝑒𝑏𝑆𝑤
Ec. 6
3. Con la ecuación 7 se calcula y grafica la derivada de la curva de flujo fraccional.
y = 993,21e-13,85x
0,10000
1,00000
10,00000
0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70
kro/krw
41
(𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤
)𝑆𝑤
=(−(
𝜇𝑤𝜇𝑜) 𝑎𝑒𝑏𝑆𝑤)
(1 + (𝜇𝑤𝜇𝑜) 𝑎𝑒𝑏𝑆𝑤)
2
Ec. 7
Se obtiene la tabla 6 a partir de los cálculos realizados.
Tabla 6: Cálculo de la derivada de flujo fraccional
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
Con los datos de la tabla 4, se realiza la curva de flujo fraccional tal como se
presenta en la figura 30. Los interceptos de la tangente y el corte con la curva se
presentan en la tabla 7.
Sw Krw Kro kro/krw Fw dFw/dSw
0,1500 0,0000 0,7800 124,3925 0 0,00000
0,2200 0,0054 0,6086 111,78673 47,1787 0,12381 1,50248
0,2500 0,0111 0,5417 48,75000 31,1384 0,17634 2,01166
0,2800 0,0188 0,4786 25,48846 20,5517 0,24493 2,56143
0,3100 0,0284 0,4195 14,74688 13,5643 0,32953 3,06001
0,3400 0,0401 0,3642 9,08019 8,9526 0,42682 3,38834
0,3700 0,0538 0,3129 5,81777 5,9088 0,53013 3,44992
0,4000 0,0694 0,2654 3,82200 3,8999 0,63092 3,22510
0,4300 0,0871 0,2219 2,54694 2,5740 0,72145 2,78328
0,4600 0,1068 0,1822 1,70650 1,6988 0,79692 2,24143
0,4900 0,1284 0,1465 1,14031 1,1212 0,85603 1,70694
0,5200 0,1521 0,1146 0,75351 0,7400 0,90009 1,24555
0,5400 0,1690 0,0956 0,56538 0,5610 0,92238 0,99155
0,5500 0,1778 0,0867 0,48750 0,4884 0,93174 0,88091
0,5700 0,1960 0,0702 0,35816 0,3703 0,94738 0,69039
0,5800 0,2054 0,0626 0,30479 0,3224 0,95388 0,60936
0,6100 0,2351 0,0425 0,18062 0,2128 0,96907 0,41510
0,6400 0,2668 0,0262 0,09827 0,1404 0,97937 0,27983
0,6700 0,3004 0,0139 0,04615 0,0927 0,98629 0,18731
0,7000 0,3361 0,0054 0,01612 0,0612 0,99091 0,12479
0,7300 0,3738 0,0009 0,00232 0,0404 0,99398 0,08287
0,7500 0,4000 0,0000 0,00000 0,0306 0,99543 0,06300
42
Figura 30: WF, Curva de flujo fraccional
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
Tabla 7: Interceptos en la curva de flujo fraccional
Sw frente 0,43
Fw frente 0,72
dFw/dSw 2,78
QiBT 0,36
Sw prom 0,53 Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
4. Se calculan el volumen poroso y el POES (previo al WF) por medio de las
ecuaciones 8 y 9.
𝑷𝑽 =∅𝐴𝐿
5.615
Ec. 8
y = -597,4x6 + 1673,2x5 - 1836,6x4 + 991,45x3 - 272,72x2 + 38,159x - 2,1236
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
Fw
Sw
Fw
fw (bt)= 0,723Sw (bt)= 0,43
Sw prom= 0,53
43
𝑷𝑽 = 6355846.86 𝑏𝑏𝑙
𝑷𝑶𝑬 =𝑃𝑉(1 − 𝑆𝑤𝑖)
𝛽𝑜
Ec. 9
𝑷𝑶𝑬 = 3957853.98 𝑏𝑏𝑙
5. Usando 𝑆𝑤𝑖 y 𝑆�̅�𝐵𝑇, se determina los valores de 𝑘𝑟𝑜 y 𝑘𝑟𝑤.
𝒌𝒓𝒐@ 𝒊 = 0.78
𝒌𝒓 @ 𝑩𝑻 = 0.161
6. Calcular el radio de movilidad definido en la ecuación 10:
𝑴 =𝑘𝑟𝑤@𝑆�̅�𝐵𝑇𝑘𝑟𝑜@𝑆𝑤𝑖
𝜇𝑜𝜇𝑤
Ec. 10
𝑴 = 1.372
7. Calcular la eficiencia de barrido areal en el BT (ecuación 12) a partir de la
ecuación 11 y la tabla 8:
𝑨 = [𝑎1 ln(𝑀 + 𝑎2) + 𝑎3] 𝑓𝑤 + 𝑎4 ln(𝑀 + 𝑎5) + 𝑎6 Ec. 11
Donde:
Tabla 8: Eficiencia de barrido, coeficientes
EFICIENCIA DE BARRIDO, COEFICIENTES
a1 -0,2062
a2 -0,0712
a3 -0,511
a4 0,3048
a5 0,123
a6 0,4394 Fuente: Tarek A. (2006)
𝑨 = 0.15420
𝑬𝑨𝑩𝑻 =1
1 + 𝐴
Ec. 12
𝑬𝑨𝑩𝑻 = 0.86639
8. Calcular el volumen de agua inyectada hasta la ruptura usando las
ecuaciones 13 y 14:
44
𝑸𝒊𝑩𝑻 = 𝑆�̅�𝐵𝑇 − 𝑆𝑤𝑖 Ec. 13
𝑸𝒊𝑩𝑻 = 0.38
𝑾𝒊𝑩𝑻 = (𝑃𝑉)𝑄𝑖𝐵𝑇𝐸𝐴𝐵𝑇 Ec. 14
𝑾𝒊𝑩𝑻 = 2092543.6 𝑏𝑏𝑙
9. Se calcula el tiempo de inyección de agua para cada uno de los volúmenes de agua
inyectada acumulada a partir del tiempo de ruptura utilizando la ecuación 15 y se
compara con los resultados obtenidos según Corey (220 días), Buckley Leverett
(232 días) y según el análisis previo de pozos productores e inyectores (212 días).
𝑡𝑏𝑡 =𝑊𝑖𝐵𝑇
𝑖𝑤
Ec. 15
A partir de la ecuación 15 se obtiene la relación de agua inyectada respecto al agua
inyectada en la ruptura (𝑊𝑖
𝑊𝑖𝐵𝑇).
Tras calcular la eficiencia de barrido areal a la ruptura por medio de la
ecuación 11, se obtuvieron las respectivas eficiencias posteriores a la ruptura por
la ecuación 16.
𝐸𝐴 = 𝐸𝐴𝐵𝑇 + 0.2749 ∗ ln (𝑊𝑖
𝑊𝑖𝐵𝑇
) Ec. 16
10. Las relaciones 𝑄𝑖
𝑄𝑖𝐵𝑇, pueden ser obtenidas mediante la expresión analítica de
Willhite (1986), quien propone la ecuación 20 para realizar este cálculo a partir de
las ecuaciones 17, 18 & 19.
𝑎1 = 3.65 ∗ 𝐸𝐴𝐵𝑇
Ec. 17
𝑎2 = 𝑎1 + 𝑙𝑛𝑊𝑖
𝑊𝑖𝐵𝑇
Ec. 18
𝐸𝑖(𝑓𝑥) = 0.57721557 + ln(𝑥) +∑𝑥𝑛
𝑛(𝑛!)
∞
𝑛=1
Ec. 19
45
𝑄𝑖𝑄𝑖𝐵𝑇
= 1 + 𝑎1𝑒−𝑎1[𝐸𝑖(𝑎2) − 𝐸𝑖(𝑎1)]
Ec. 20
11. Se calcularon las derivadas del flujo fraccional, por medio de la ecuación 21.
𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤
=1
𝑄𝑖
Ec. 21
Hasta este punto se ha obtenido los datos expresados en la tabla 9, en la cual la
primera fila representa el punto de ruptura.
Tabla 9: Cálculo de la derivada de flujo fraccional según CGM
Winj (bbl) t (days) Winj/ Wi (BT) EA a1 a2 Ei (a1) Ei (a2) Qi/Qi(BT) (Qi) dfw/dSw
2,09E+06 213 1,00 0,866 3,162 3,16235 11,080 11,080 1,000 0,380 2,632
2,84E+06 288 1,36 0,950 3,467 3,77114 13,617 16,759 1,340 0,509 1,964
3,40E+06 345 1,62 1,000 3,649 4,13411 15,413 21,557 1,583 0,602 1,662
5,10E+06 518 2,44 1,000 3,650 4,54142 15,424 28,776 2,267 0,861 1,161
6,41E+06 651 3,06 1,000 3,650 4,76948 15,424 33,935 2,756 1,047 0,955
7,22E+06 733 3,45 1,000 3,650 4,88780 15,424 37,000 3,047 1,158 0,864
9,21E+06 935 4,40 1,000 3,650 5,13149 15,424 44,301 3,740 1,421 0,704
1,04E+07 1059 4,98 1,000 3,650 5,25633 15,424 48,640 4,151 1,577 0,634
1,53E+07 1555 7,32 1,000 3,650 5,64022 15,424 45,017 3,807 1,447 0,691
1,86E+07 1888 8,88 1,000 3,650 5,83394 15,424 75,561 6,705 2,548 0,392
2,23E+07 2269 10,68 1,000 3,650 6,01802 15,424 87,211 7,810 2,968 0,337
2,95E+07 3000 14,11 1,000 3,650 6,29718 15,424 108,673 9,846 3,742 0,267
3,39E+07 3447 16,22 1,000 3,650 6,43600 15,424 121,372 11,051 4,199 0,238
5,09E+07 5174 24,34 1,000 3,650 6,84216 15,424 168,375 15,510 5,894 0,170
7,67E+07 7790 36,65 1,000 3,650 7,25146 15,424 235,476 21,876 8,313 0,120
1,01E+08 10247 48,21 1,000 3,650 7,52555 15,424 295,617 27,581 10,481 0,095
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
Posteriormente se obtuvieron las saturaciones de agua en los pozos productores
(𝑆𝑤2). Para el punto de ruptura se determina la saturación y el flujo fraccional por
medio de la curva de flujo fraccional. Los valores de 𝑆𝑤2 posteriores al punto de
ruptura, se obtuvieron mediante el valor de la derivada de flujo fraccional,
realizando una regresión a la figura de 𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 vs 𝑆𝑤. A partir de estos valores fue
46
posible encontrar los valores del flujo fraccional a partir de la ecuación de la
figura 31.
La 𝑆�̅�2 es la saturación promedio del agua en la porción barrida del reservorio. En
la ruptura es posible obtener el valor de la figura 31, sin embargo, para tiempos
posteriores a la ruptura es necesario estimarla utilizando la ecuación 22.
Figura 31: Sw2 versus la derivada de la curva de flujo fraccional, para WF
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
𝑆�̅�2 = 𝑆𝑤2 +1−𝑓𝑤2𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤
Ec. 22
47
12. Para estimar nuevamente los valores de la eficiencia de desplazamiento (𝐸𝐷) y el
petróleo producido acumulado (𝑁𝑝) se utilizaron las ecuaciones 23 y 24
respectivamente.
𝐸𝐷𝐵𝑇 =𝑆�̅�𝐵𝑇 − 𝑆𝑤𝑖1 − 𝑆𝑤𝑖
Ec. 23
(𝑁𝑝)𝐵𝑇 = 𝑁𝑠𝐸𝐷𝐵𝑇𝐸𝐴𝐵𝑇 Ec. 24
13. La producción acumulada de agua (𝑊𝑝), está definida por la ecuación 25:
𝑊𝑝 =𝑊𝑖 − ((𝑆�̅�2 − 𝑆𝑤𝑖) ∗ 𝑃𝑉 ∗ 𝐸𝐴
𝛽𝑤
Ec. 25
14. Después de la ruptura existen dos fuentes para la producción de petróleo. Una de
ellas corresponde al petróleo que está siendo desplazado detrás del frente del flujo
en las capas barridas y la otra al petróleo proveniente de las capas recién barridas.
Se asume que las capas “nuevas” que son contactadas por el agua de inyección
solo producen petróleo mientras que las capas ya barridas producen tanto agua
como petróleo. Para expresar el incremento de petróleo de estas capas se usa la
ecuación 26:
∆𝑁𝑝𝑛𝑢𝑒𝑣𝑜 = 𝐸𝜆 Ec. 26
15. Donde 𝐸 y 𝜆, corresponden a las ecuaciones 27 y 28 respectivamente.
𝐸 =𝑆𝑤2𝐵𝑇 − 𝑆𝑤𝑖
𝐸𝐴𝐵𝑇 ∗ (𝑆�̅�2𝐵𝑇 − 𝑆𝑤𝑖)
Ec. 27
𝜆 = 0.2749 ∗ (𝑊𝑖𝐵𝑇
𝑊𝑖
) Ec. 28
16. La relación agua petróleo, WOR, es representada por la ecuación 29.
𝑊𝑂𝑅 = [𝑓𝑤2 ∗ (1 − ∆𝑁𝑝𝑛𝑢𝑒𝑣𝑜)
1 − [𝑓𝑤2 ∗ (1 − ∆𝑁𝑝𝑛𝑢𝑒𝑣𝑜]] ∗ (
𝛽𝑜𝛽𝑤)
Ec. 29
48
17. Finalmente se calculan las tasas de flujo de petróleo y de agua por medio de las
ecuaciones 30 y 31.
𝑄𝑜 =𝑖𝑤
𝛽𝑜 + 𝛽𝑤𝑊𝑂𝑅𝑠
Ec. 30
𝑄𝑤 = 𝑄𝑜𝑊𝑂𝑅𝑠 Ec. 31
A partir de los cálculos anteriores se obtuvo la tabla 10, donde la primera fila
corresponde al punto de ruptura. Los datos resaltados corresponden a la fecha de
implementación del proceso de recuperación química.
Tabla 10: Cálculo de Qo, Qw, Wp & Fr según CGM
t (days) WORs Qo (STB/día))
Qw (STB/día)
BSW (%)
Wp FR (%)
FECHA
213 1,866 3047,139 5685,655 65,11 0,00E+00 10,37 29/6/2015
288 2,803 2361,867 6621,052 73,71 2,00E+05 12,20 13/9/2015
345 3,748 1925,655 7216,481 78,94 6,88E+05 13,81 9/11/2015
518 5,665 1400,461 7933,370 85,00 2,21E+06 14,94 30/4/2016
651 7,047 1170,387 8247,421 87,57 3,42E+06 15,56 10/9/2016
733 7,860 1067,217 8388,249 88,71 4,17E+06 15,87 30/11/2016
935 9,752 885,584 8636,177 90,70 6,04E+06 16,52 21/6/2017
1059 10,838 806,795 8743,724 91,55 7,21E+06 16,85 23/10/2017
1555 12,778 696,089 8894,839 92,74 1,21E+07 16,58 3/3/2019
1888 16,956 537,373 9111,485 94,43 1,50E+07 18,36 29/1/2020
2269 19,372 474,758 9196,955 95,09 1,87E+07 18,84 14/2/2021
3000 23,732 392,272 9309,548 95,96 2,57E+07 19,57 14/2/2023
3447 26,359 355,110 9360,275 96,34 3,00E+07 19,93 6/5/2024
5174 37,075 256,112 9495,407 97,37 4,68E+07 21,00 27/1/2029
7790 54,974 174,746 9606,471 98,21 7,25E+07 22,09 28/3/2036
10247 67,106 143,783 9648,736 98,53 9,65E+07 22,82 18/12/2042 Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
4.2.1.1. Resultados de WF.
Las figuras 32, 33 y 34 muestran los resultados obtenidos de graficar los valores
de 𝑄𝑜, 𝑄𝑤, 𝑁𝑝, 𝑊𝑝 y 𝐹𝑟 versus tiempo.
Estas figuras corresponden a las obtenidas de la corrección por el método de Craig,
Geffen & Morse.
49
Figura 32: Np, Wp vs tiempo para WF
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
Figura 33: Qo, Qw vs tiempo para WF
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
0,00E+00
2,00E+07
4,00E+07
6,00E+07
8,00E+07
1,00E+08
1,20E+08
0,00E+00
2,00E+05
4,00E+05
6,00E+05
8,00E+05
1,00E+06
1,20E+06
Wp
Np
Días
Np, Wp vs. Tiempo (WATERFLOODING)
Np Wp14/02/2021
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
BSW
(%)
Bb
l/d
ía
Días
Qo, Qw vs. Tiempo (WATERFLOODING)
Qo (STB/día)) Qw (STB/día) BSW (%)
14/02/2021
50
4.2.1.2.Análisis de resultados
Inicialmente, al calcular el tiempo de ruptura (𝑡𝑏𝑡) basado en la teoría de flujo
fraccional y siguiendo el método de Corey se obtuvo un tiempo de 220 días y según el método
de Buckley Leverett 232 días. Pero siguiendo el Método Craig, Geffen y Morse se obtiene
213 días el cual es el número más semejante a lo real comparando con el análisis previo de
pozos productores e inyectores en el cual se estima un 𝑡𝑏𝑡 en el pozo SHSB-150 de 212 días
(29/06/2015).
El método Craig, Geffen & Morse (CGM) se caracteriza porque a medida que se
aumenta el volumen de agua inyectada, se va a aumentar la eficiencia de barrido y esta va
tender a llegar a 1. Después de este número la eficiencia permanece constante por más de que
se inyecte agua a lo largo del tiempo. Estos cambios en los valores de 𝐸𝑎 a lo largo del tiempo
dan como resultado la obtención de un 𝑡𝑏𝑡 menor, debido a que el método tiene en cuenta la
razón de movilidad a la ruptura para hallar la eficiencia de barrido, la cual, debido a la
diferencia de densidades entre ambas fases va a tender a generar una razón desfavorable y,
por ende, una irrupción más temprana del agua a los pozos productores.
Se aprecia en la figura 33 como la producción de petróleo 𝑄𝑜 cae y 𝑄𝑤 se incrementa
a partir de 𝑡𝑏𝑡.
4.3. Metodología del desarrollo del modelo polymer flooding (PF)
4.3.1. Polymer flooding.- Para la metodología del desarrollo del modelo PF, se
modifican las siguientes ecuaciones para la elaboración de la curva de flujo
fraccional.
1. Se construye la figura 34 de la razón entre las permeabilidades relativas del
petróleo y agua (incluyendo RRF) vs saturación de agua en función a la
51
ecuación 32 y se obtienen los valores de = −14.01, 𝟏 = 1093.4 y 𝟐 = 157.7
para las concentraciones de polímero de 1000 ppm y 2000 ppm, respectivamente.
𝐾𝑟𝑜 ∗ 𝑅𝑅𝐹
𝐾𝑟𝑤= 𝑎𝑒𝑏𝑆𝑤
Ec. 32
Figura 34: Permeabilidades relativas de polímeros a 1000 ppm y 2000 ppm vs saturación de agua.
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
2. Se calcula la nueva curva de flujo fraccional por medio de la ecuación 33, y se
grafica de acuerdo a la figura 35 y 36, para 1000 y 2000 ppm respectivamente.
𝑓𝑤 =1
1 + (𝜇𝑝𝑘𝑟𝑜 ∗ 𝑅𝑅𝐹𝜇𝑜𝑘𝑟𝑜
)
Ec. 33
y = 1093,4e-14,01x
y = 1157,7e-14,01x
0,100
1,000
10,000
100,000
0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70
Kro
*RR
F/K
rw
Sw
(𝐾𝑟𝑜∗𝑅𝑅𝐹)/𝐾𝑟𝑤
52
Figura 35: Curva de flujo fraccional para PF (1000 ppm)
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
3. La derivada de la curva de flujo fraccional quedaría tal como muestra la
ecuación 33.
(𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤
)𝑆𝑤 = 𝑓𝑤𝑠𝑤−𝑓𝑤𝑖𝑆𝑤−𝑆𝑤𝑖
Ec. 33
y = 305,9x6 - 678,98x5 + 538,65x4 - 182,85x3 + 27,029x2 - 1,0372x - 0,0529
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
-0,1 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
fw
Sw
Fw (1000ppm)
fw (bt)= 0,723Sw (bt)= 0,43
Sw prom= 0,53
-dsp
FRENTE 1fw=0,56Sw=0,38
FRENTE 2 (1000 ppm)fw=0,9Sw=0,64
53
Figura 36: Curva de flujo fraccional para PF (2000 ppm)
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
En las figuras 35 y 36 se identifican los frentes denotados por el número 2, los cuales
son de mayor importancia debido a que es el que genera el mayor barrido de petróleo,
mientras que los frentes 1 corresponden al agua desnuda (stripped) del polímero.
El procedimiento para continuar con el método para el desarrollo del modelo PF no
varía demasiado con respecto al empleado en el modelo WF. La tabla 11 muestra los valores
del frente 2 correspondiente al polímero EOR 001.
Tabla 11: Datos en el frente de saturación
POLÍMERO EOR 001
CONCEN. (ppm) Sw (frente) Fw (frente) dfw/dSw Sw prom
0 0 0,43 2,57395 0,721 2,57395 0,53
1 1000 0,64 0,140 0,901 1,819 0,72
2 2000 0,67 0,097 0,890 1,701 0,75 Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
y = 503,1x6 - 1281,3x5 + 1251,4x4 - 594,87x3 + 148,33x2 - 18,466x + 0,9049
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
-0,1 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
fw
Sw
Fw (2000 ppm)
fw (bt)= 0,723Sw (bt)= 0,43
Sw prom= 0,53
-dsp
FRENTE 1fw=0,54Sw=0,37
FRENTE 2 (2000ppm)fw=0,89Sw=0,67
54
La tabla 11 identifica como el aumento en la concentración del polímero incrementa
la saturación y lo cual implica un mayor tiempo de ruptura, tal como muestra la tabla 12.
Tabla 12: Datos de tiempos de ruptura a diferentes concentraciones
POLÍMERO EOR 001
Concentración (ppm)
M TBT (días)
0 1.372 213
1000 0.432 359
2000 0.285 382
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
El mayor tiempo de ruptura es para la concentración de 2000 ppm, ya que a esta
concentración se reducirá la razón de movilidad y favorecerá al desplazamiento del petróleo.
Se toman tiempos iguales con el fin de evaluar el impacto de las concentraciones
sobre: los caudales, el petróleo acumulado y el WOR para tiempos posteriores a la llegada
del frente de polímero. Se comparan los valores de Qo, Qw, BSW, Np, Wp y Fr incluidos
en la tabla 13.
Tabla 13: Datos Qo, Qw, BSW, Np, Wp y Fr
Concen. (ppm)
Qo (STB/día))
Qw (STB/día) BSW (%) Np Wp FR (%) FECHA
0 392,27 9309,55 95,96 7,746E+05 2,57E+07 19,571 14/2/2023
1000 416,891 4886,944 92,140 1,203E+06 1,07E+05 30,405 14/2/2023
2000 499,396 4774,325 90,530 1,211E+06 8,51E+04 30,586 14/2/2023 Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
4.3.1.1.Análisis de resultados
El polímero EOR001 con una concentración de 2000 ppm sería el método a emplear,
sin embargo, sus valores no son lo suficientemente diferentes con respecto a la concentración
de 1000 ppm, por lo que se decide realizar el análisis económico únicamente para el polímero
EOR001 con 1000 ppm de concentración utilizando los valores de producción.
(Ver Anexo 4).
55
La figura 37 muestra el comportamiento de WF implementado versus el PF propuesto
en función de las curvas de producción de petróleo acumulado.
Figura 37: Producción acumulada WF vs PF
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
4.4. Análisis económico
4.4.1. Costos del proyecto
De acuerdo con la producción asistida por CEOR, se tomarán las siguientes
consideraciones para el análisis técnico económico:
Tasa de descuento del 8.86%.
Costo de producción por barril de 6,13 USD (Costo operativo de Petroamazonas
Campo Shushufindi 2020).
Costo por reacondicionamiento/pozos en el mes de 20000 USD.
Inversión por volumen de polímero inyectado en el proyecto de $1.406.417.92.
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
Jan
-00
Feb
-21
Mar
-21
Ap
r-2
1
May
-21
Jun
-21
Jul-
21
Au
g-2
1
Sep
-21
Oct
-21
No
v-2
1
Dec
-21
Jan
-22
Feb
-22
Mar
-22
Ap
r-2
2
May
-22
Jun
-22
Jul-
22
Au
g-2
2
Sep
-22
Oct
-22
No
v-2
2
Dec
-22
Jan
-23
Feb
-23
CU
M P
ET
RÓ
LE
O (
BB
L)
PERIODO (MESES)
PRODUCCIÓN ACUMULADA WF vs PF
Producción Acumulada PF (BPM) Producción Acumulada WF (BPM)
56
Los escenarios considerados para este análisis son de 37 USD (precio fijado en el
presupuesto general del estado, 2021), 51 USD (punto de equilibrio de rentabilidad
del proyecto) y 70 USD (precio de mercado optimista).
Además, para la implementación del método EOR en los pozos escogidos, se tomará
en consideración los siguientes valores expuestos en la tabla 14 como parte de la inversión
inicial.
Tabla 14: Actividades inversión inicial
ACTIVIDADES
Tanques de proceso $ 400.000,00
Implementación de sistemas de tratamiento $ 200.000,00
Bombas booster $ 80.000,00
Ampliación + interconexiones + filtros + líneas, etc. $ 250.000,00
TOTAL $ 930.000,00
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
4.4.1.1.Escenario con Polímero EOR001 (1000 ppm)
Los resultados del análisis económico con los indicadores usados se muestran en la
tabla 15.
Tabla 15: Indicadores económicos para la implementación del polímero EOR 001
INDICADOR ECONÓMICO
Precio del barril de petróleo
$ 37,00 $ 51,00 $ 70,00
VAN (USD) $ -517.061,04 $ -10.987,06 $ 675.827,63
TIR (%) 4% 9% 14%
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
A un valor de 37 USD no se recuperará la inversión en el tiempo que dure el proyecto
(24 meses), mientras que el valor de equilibrio del proyecto es 51 USD y valores superiores
a este número representan una rentabilidad atractiva para el estado ecuatoriano.
El período de recuperación de la inversión será menor a un año para valores superiores
de 70 USD, tal como se indica en la figura 38.
57
Figura 38: Periodo de recuperación de la inversion
Elaborado por: Enrique Espín y Danny Salas
-1.500.000
500.000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
VA
N (
USD
)
PERÍODO (MESES)
PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN TOTAL
$37,00 $51,00 $70,00
58
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
En el análisis de los pozos productores del PIA, se demuestra la llegada del frente de
agua (Break through) por la variación en sus tasas de producción y principalmente
por el cambio en la salinidad. Lo que nos demuestra que además de la llegada del
frente de agua, existe continuidad en el reservorio entre los pozos productores e
inyectores. En el pozo SHSB-150Ui que es parte de la muestra de estudio para la
implementación de un método EOR se identifica que el frente de agua llega a los
212 días.
Al calcular el tiempo de ruptura (𝑡𝑏𝑡) basado en la teoría de flujo fraccional y
siguiendo el método de Corey se obtuvo un tiempo de 220 días y según el método de
Buckley Leverett 232 días. Pero siguiendo el método Craig, Geffen y Morse se
obtiene 213 días, el cual es el número más semejante a lo real comparando con el
análisis previo de pozos productores e inyectores en el cual se estima un 𝑡𝑏𝑡 en el
pozo SHSB-150 a los +/- 212 días (29/06/2015).
Se determinó técnicamente que el método EOR Polymer Flooding es una alternativa
efectiva para ejecutar en la parte norte del campo Shushufindi, ya que después de
analizar los escenarios propuestos se mejora el factor de recobro de petróleo en
10.834% en comparación con el WF.
Por medio del método analítico se determinó que 2000 ppm es la concentración más
óptima de polímero, obteniéndose un factor de recobro de 30,586% y una producción
de petróleo de 499,396 STB/dia, pero de acuerdo al análisis económico la opción más
rentable para ejecutar el proyecto es 1000 ppm.
59
El Polymer Flooding nos permite lograr tiempos de ruptura mayores y mejor tasa de
recuperación con respecto al Waterflooding empleado, lo que implica razones de
movilidad bajas y convenientes para el movimiento de petróleo.
Al no disponer softwares de modelamiento y simulación numérica, los modelos
analíticos como el de Craig, Geffen & Morse serán una herramienta útil para el
desarrollo de predicciones.
Desde el punto de vista económico, la implementación de un recobro mejorado
mediante Polymer flooding en el piloto escogido del campo Shushufindi, no es viable
para escenarios menores a 51 USD. Finalmente, creando escenarios optimistas sobre
este valor se obtendrá un proyecto rentable para el país.
60
5.2. Recomendaciones
Se recomienda la creación y/o fortalecimiento de laboratorios de estudio en núcleos,
para que con las muestras de la litoteca propiedad de Petroecuador se puedan llevar a
cabo ensayos de retorno de permeabilidad, simulación de daño y eficiencia de barrido;
y después proponer proyectos de EOR a nivel macro en los campos del país, con los
análisis técnico-económicos respectivos.
Para proponer un proyecto EOR en un Waterflooding implementado, se recomienda
realizar registros de saturación y actualizar constantemente los modelos geológicos
para tener una mejor caracterización de las zonas.
Correlacionar este tipo de estudios analíticos con softwares especializados para
determinar el desplazamiento de los fluidos y la eficiencia de barrido de los productos
químicos dentro del reservorio.
Monitorear la continuidad en los reservorios con Waterflooding para estimar la
trayectoria de los frentes y en forma oportuna mejorar la eficiencia de barrido
proponiendo un agente químico adicional y de ser el caso una reconfiguración de los
patrones con nuevos pozos.
61
BIBLIOGRAFÍA
● Abreu, T. J. (1985). Apuntes de Recuperación Mejorada. Ciudad de Mexico:
Universidad Autónoma de México. 115 pp.
● Carrillo, L. (2006). Mecanismos de impulsión de los reservorios. Maracaibo,
Venezuela. (2006).
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63
ANEXO 1
Tarek A. (2006).
Reservoir Engineering Handbook. Third Edition. Burlington – USA. Pp. 1073
64
SPE 30775
Water Control Diagnostic Plots
K.S. Chan, *Schlumberger Dowell
65
ANEXO 2
Taber, J.J., Martin, F.D., Seright, R.S., 1996. EOR screening criteria revisited. Proceedings
of the SPE/DOE Tenth Symposium on Improved Oil Recovery, April 21–24, 1996, held at
Tulsa, Oklahoma, U.S.A. (SPE 35385).
66
ANEXO 3
Historial de producción PF vs. WF
Período Fecha Producción PF (BPM)
Producción
Acumulada PF (BPM)
Producción WF (BPM)
Producción
Acumulada WF (BPM)
INCREMENTAL (BPM)
0 0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
1 2021-02-14 10778,05 10778,05 7833,51 7833,51 2944,54
2 2021-03-14 10799,61 21577,66 7768,51 15602,02 3031,10
3 2021-04-14 10821,21 32398,86 7699,47 23301,49 3121,73
4 2021-05-14 10842,85 43241,71 7631,96 30933,45 3210,89
5 2021-06-14 10864,53 54106,25 7565,85 38499,30 3298,68
6 2021-07-14 10886,26 64992,51 7501,20 46000,50 3385,06
7 2021-08-14 10908,04 75900,55 7437,99 53438,49 3470,05
8 2021-09-14 10929,85 86830,40 7374,90 60813,39 3554,95
9 2021-10-14 10951,71 97782,11 7314,56 68127,94 3637,16
10 2021-11-14 10973,62 108755,73 7253,01 75380,95 3720,61
11 2021-12-14 10995,56 119751,29 7195,52 82576,47 3800,05
12 2022-01-14 11017,55 130768,84 7136,81 89713,27 3880,75
13 2022-02-14 11039,59 141808,43 7078,85 96792,13 3960,74
14 2022-03-14 11061,67 152870,10 7026,28 103818,41 4035,38
15 2022-04-14 11083,79 163953,89 6970,49 110788,90 4113,30
16 2022-05-14 11105,96 175059,85 6916,78 117705,68 4189,18
17 2022-06-14 11128,17 186188,02 6863,14 124568,81 4265,03
18 2022-07-14 11150,43 197338,45 6810,90 131379,72 4339,52
19 2022-08-14 11172,73 208511,18 6758,74 138138,46 4413,99
20 2022-09-14 11195,07 219706,25 6707,32 144845,78 4487,76
21 2022-10-14 12351,26 232057,51 6657,29 151503,07 5693,97
22 2022-11-14 12351,26 244408,76 6608,00 158111,07 5743,26
23 2022-12-14 12351,26 256760,02 6560,11 164671,18 5791,14
24 2023-01-14 11446,14 268206,16 6520,91 171192,09 4925,23
25 2023-02-14 9464,33 277670,50 6472,50 177664,59 2991,84
67
ANEXO 4
Análisis de Costos
Costos de
producción
(USD/bl)
Reacondiciona
miento y
mantenimiento
Total de
Egresos (USD)
Ingreso
Mensual (USD)
Flujo neto de
caja (USD)
-$ -$ -$ -$ -1.406.418 -1.406.418 -1.406.418
18.050$ 20.000$ 40.647$ 108.948$ 68.301 62.742 -1.343.676
18.581$ 20.000$ 41.456$ 112.151$ 70.695 59.655 -1.284.020
19.136$ 20.000$ 41.919$ 115.504$ 73.585 57.041 -1.226.980
19.683$ 20.000$ 42.558$ 118.803$ 76.245 54.292 -1.172.687
20.221$ 20.000$ 43.003$ 122.051$ 79.048 51.707 -1.120.981
20.750$ 20.000$ 43.626$ 125.247$ 81.622 49.045 -1.071.935
21.271$ 20.000$ 44.147$ 128.392$ 84.245 46.501 -1.025.434
21.792$ 20.000$ 44.574$ 131.533$ 86.959 44.093 -981.341
22.296$ 20.000$ 45.171$ 134.575$ 89.404 41.643 -939.698
22.807$ 20.000$ 45.590$ 137.662$ 92.073 39.396 -900.303
23.294$ 20.000$ 46.170$ 140.602$ 94.432 37.117 -863.186
23.789$ 20.000$ 46.386$ 143.588$ 97.202 35.096 -828.091
24.279$ 20.000$ 47.155$ 146.547$ 99.393 32.966 -795.125
24.737$ 20.000$ 47.519$ 149.309$ 101.790 31.013 -764.111
25.215$ 20.000$ 48.090$ 152.192$ 104.102 29.136 -734.975
25.680$ 20.000$ 48.462$ 155.000$ 106.538 27.391 -707.584
26.145$ 20.000$ 49.020$ 157.806$ 108.786 25.693 -681.891
26.601$ 20.000$ 49.477$ 160.562$ 111.086 24.101 -657.790
27.058$ 20.000$ 49.840$ 163.317$ 113.477 22.616 -635.175
27.510$ 20.000$ 50.385$ 166.047$ 115.662 21.175 -614.000
34.904$ 20.000$ 57.687$ 210.677$ 152.990 25.729 -588.270
35.206$ 20.000$ 58.081$ 212.501$ 154.419 23.856 -564.414
35.500$ 20.000$ 58.375$ 214.272$ 155.897 22.124 -542.290
30.192$ 20.000$ 52.789$ 182.234$ 129.445 16.875 -525.415
18.340$ 20.000$ 40.937$ 110.698$ 69.761 8.354 -517.061
VAN ingresos VAN costos Costo más Inv. Inicial
$1.337.481,23 $341.993,14 $1.748.411,06
5.456
Costo de inyección de polímero (USD/bl)
TIR (%) 4%
B/C 0,76
COSTO POR BARRIL DE
PETRÓLEO:37,00$
VAN DEL PROYECTO (USD) -517.061
𝒌(𝟏 + 𝒓)𝒌
𝒌(𝟏 + 𝒓)𝒌
68
Costos de
producción
(USD/bl)
Reacondiciona
miento y
mantenimiento
Total de
Egresos (USD)
Ingreso Anual
(USD)
Flujo neto de
caja (USD)
-$ -$ -$ -$ -1.406.418 -1.406.418 -1.406.418
18.050$ 20.000$ 40.647$ 150.172$ 109.525 100.611 -1.305.807
18.581$ 20.000$ 41.456$ 154.586$ 113.130 95.464 -1.210.343
19.136$ 20.000$ 41.919$ 159.208$ 117.290 90.919 -1.119.424
19.683$ 20.000$ 42.558$ 163.755$ 121.197 86.302 -1.033.122
20.221$ 20.000$ 43.003$ 168.233$ 125.229 81.915 -951.207
20.750$ 20.000$ 43.626$ 172.638$ 129.013 77.521 -873.686
21.271$ 20.000$ 44.147$ 176.973$ 132.826 73.317 -800.369
21.792$ 20.000$ 44.574$ 181.303$ 136.728 69.328 -731.040
22.296$ 20.000$ 45.171$ 185.495$ 140.324 65.361 -665.680
22.807$ 20.000$ 45.590$ 189.751$ 144.161 61.683 -603.997
23.294$ 20.000$ 46.170$ 193.802$ 147.633 58.027 -545.970
23.789$ 20.000$ 46.386$ 197.918$ 151.532 54.712 -491.257
24.279$ 20.000$ 47.155$ 201.998$ 154.843 51.357 -439.900
24.737$ 20.000$ 47.519$ 205.805$ 158.285 48.226 -391.674
25.215$ 20.000$ 48.090$ 209.778$ 161.688 45.254 -346.420
25.680$ 20.000$ 48.462$ 213.648$ 165.186 42.470 -303.950
26.145$ 20.000$ 49.020$ 217.517$ 168.497 39.795 -264.155
26.601$ 20.000$ 49.477$ 221.316$ 171.839 37.281 -226.874
27.058$ 20.000$ 49.840$ 225.113$ 175.273 34.931 -191.942
27.510$ 20.000$ 50.385$ 228.876$ 178.490 32.677 -159.265
34.904$ 20.000$ 57.687$ 290.392$ 232.706 39.136 -120.129
35.206$ 20.000$ 58.081$ 292.906$ 234.825 36.278 -83.851
35.500$ 20.000$ 58.375$ 295.348$ 236.973 33.630 -50.221
30.192$ 20.000$ 52.789$ 251.187$ 198.398 25.864 -24.357
18.340$ 20.000$ 40.937$ 152.584$ 111.647 13.370 -10.987
VAN ingresos VAN costos Costo más Inv. Inicial
$1.843.555,21 $341.993,14 $1.748.411,06
-10.987
1,05
TIR (%) 9%
B/C
VAN DEL PROYECTO (USD)
COSTO POR BARRIL DE
PETRÓLEO:51,00$
𝒌(𝟏 + 𝒓)𝒌
𝒌(𝟏 + 𝒓)𝒌
69
Costos de
producción
(USD/bl)
Reacondiciona
miento y
mantenimiento
Total de
Egresos (USD)
Ingreso Anual
(USD)
Flujo neto de
caja (USD)
-$ -$ -$ -$ -1.406.418 -1.406.418 -1.406.418
18.050$ 20.000$ 40.647$ 206.118$ 165.471 152.003 -1.254.414
18.581$ 20.000$ 41.456$ 212.177$ 170.721 144.062 -1.110.352
19.136$ 20.000$ 41.919$ 218.521$ 176.603 136.896 -973.456
19.683$ 20.000$ 42.558$ 224.762$ 182.204 129.743 -843.713
20.221$ 20.000$ 43.003$ 230.908$ 187.904 122.912 -720.800
20.750$ 20.000$ 43.626$ 236.955$ 193.329 116.168 -604.632
21.271$ 20.000$ 44.147$ 242.903$ 198.757 109.709 -494.923
21.792$ 20.000$ 44.574$ 248.847$ 204.272 103.577 -391.346
22.296$ 20.000$ 45.171$ 254.601$ 209.430 97.549 -293.797
22.807$ 20.000$ 45.590$ 260.442$ 214.853 91.930 -201.867
23.294$ 20.000$ 46.170$ 266.003$ 219.834 86.406 -115.461
23.789$ 20.000$ 46.386$ 271.652$ 225.266 81.335 -34.126
24.279$ 20.000$ 47.155$ 277.252$ 230.097 76.317 42.191
24.737$ 20.000$ 47.519$ 282.477$ 234.957 71.587 113.777
25.215$ 20.000$ 48.090$ 287.931$ 239.841 67.127 180.905
25.680$ 20.000$ 48.462$ 293.243$ 244.781 62.934 243.838
26.145$ 20.000$ 49.020$ 298.552$ 249.532 58.934 302.772
26.601$ 20.000$ 49.477$ 303.767$ 254.290 55.170 357.942
27.058$ 20.000$ 49.840$ 308.979$ 259.139 51.646 409.588
27.510$ 20.000$ 50.385$ 314.143$ 263.758 48.288 457.876
34.904$ 20.000$ 57.687$ 398.578$ 340.891 57.330 515.205
35.206$ 20.000$ 58.081$ 402.028$ 343.947 53.136 568.341
35.500$ 20.000$ 58.375$ 405.380$ 347.005 49.245 617.586
30.192$ 20.000$ 52.789$ 344.766$ 291.977 38.064 655.650
18.340$ 20.000$ 40.937$ 209.429$ 168.492 20.178 675.828
VAN ingresos VAN costos Costo más Inv. Inicial
$2.530.369,90 $341.993,14 $1.748.411,06
14%
1,45
COSTO POR BARRIL DE
PETRÓLEO:70,00$
675.828
TIR (%)
B/C
VAN DEL PROYECTO (USD)
𝒌(𝟏 + 𝒓)𝒌
𝒌(𝟏 + 𝒓)𝒌
