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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS DE PREFACTIBILIDAD PARA CONVERSIÓN DE
POZOS PRODUCTORES CON BAJO APORTE Y ALTO CORTE
DE AGUA A CANDIDATOS PARA PROYECTO PILOTO DE
RECUPERACIÓN SECUNDARIA DE LA FORMACIÓN “U
SUPERIOR” EN EL CAMPO – ATACAPI, CORRESPONDIENTE
AL ACTIVO LIBERTADOR BLOQUE-57
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
VALVERDE TORRES JUAN CARLOS
DIRECTOR: ING. FAUSTO RENÉ RAMOS AGUIRRE
Quito, enero 2018
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2018
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 171724548-2
APELLIDO Y NOMBRES: Valverde Torres Juan Carlos
DIRECCIÓN: José Leal N51-30 Fernando Dávalos
(Florida)
TELÉFONO FIJO: 3301113
TELÉFONO MOVIL: 0981804117
DATOS DE LA OBRA
TITULO:
Análisis de prefactibilidad para conversión de pozos productores
con bajo aporte y alto corte de agua a candidatos para proyecto
piloto de recuperación secundaria de la formación “U superior”
en el campo Atacapi, correspondiente al activo Libertador
bloque-57.
AUTOR O
AUTORES: Valverde Torres Juan Carlos
FECHA DE
ENTREGA DEL
PROYECTO DE
TITULACIÓN:
16 enero del 2018
DIRECTOR DEL
PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ramos Aguirre Fausto René
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL
QUE OPTA: Ingeniero de petróleos
RESUMEN:
El objetivo de este trabajo fué presentar un estudio de
prefactibilidad aplicando la tecnología de recuperacion
secundaria por inyección de agua en el campo Atacapi a
la formación “U superior”. La selección de los pozos se la
realizó mediante el estudio de historiales de producción
para lo cual se determinó pozos con alto corte de agua y
bajo aporte de petróleo que son las condiciones ideales
para la selección de pozos y las propiedades petrofísicas
tomadas de los registros eléctricos tanto en la perforación
como en la completación de pozos con lo cual se obtuvo
valores de porosidad y permeabilidad favorables para el
estudio, con esta información se realizó correlaciones
estratigráficas con pozos vecinos para determinar que
exista continuidad de yacimientos lo cual fue corroborado
con el software Petrel proporcionado por la empresa
Schlumberger. Como resultado se eligió al pozo Atacapi-
12D como el pozo más idóneo para el proyecto de
recuperación secundaria, los pozos productores fueron
seleccionados por la proximidad y la continuidad del
yacimiento “U superior” con el pozo inyector, el área de
modelo se lo calculó mediante geometría básica con
ayuda de coordenada UTM y distancia entre pozos,
mediante la metodología de Buckley-Leverett en la cual se
considera un pozo inyector y cuatro pozos productores,
éste método permitió graficar las curvas necesarias para
determinar el comportamiento de flujo de fluidos dentro de
un medio poroso, mediante los métodos Dykstra y
Parsons se determinó la relación de movilidades para
obtener la mejor ficiencia de barrido. El factor de recobro
se lo obtuvo mediante el método volumétrico utilizando las
condiciones actuales del reservorio y la tasa de inyección
se le determinó con la presión de fractura de la formación
y facilidades de superficie disponibles para la inyección.
Se determinó que en la etapa inicial de 1 año y 6 meses
se recuperará 674571.792 barriles de petróleo con un
factor de recobro del 42.14 % que representa un 10.94%
más al considerado antes de implementar la recuperación
secundaria. En la siguiente etapa, subordinada se
inyectaría agua por un periodo de 3 años y 2 meses
recuperándose 136349.618 barriles de petróleo y con un
factor de recobro del 8.52 %, por lo que la aplicación es
considerada rentable.
PALABRAS
CLAVES:
RECUPERACIÓN SECUNDARIA, INYECCIÓN DE AGUA,
ANÁLISIS DE PRE FACTIBILIDAD.
ABSTRACT:
The objective of this analysis is to present a prefactibility
study for the application of secondary recovery technology
by water injection in the Atacapi field. The selection of the
wells was carried out through the study of production
records, wells with high water cutoff and low oil supply
were determined, which are the ideal conditions for the
selection of wells and the petrophysical properties taken
from logging, both in the drilling as in the completion of
wells which values of porosity and permeability were
obtained, with this information stratigraphic correlations
were made with neighboring wells to determine that there
is continuity of deposits which was corroborated with Petrel
software provided by the Schlumberger company. As a
result, the Atacapi-12D is the most suitable well for the
secondary recovery project, the producing wells were
selected for the proximity and continuity of the "U superior"
deposit with the injector well, the model area was
calculated by means of basic geometry with the help of
UTM coordinate and distance between wells, using the
Buckley-Leverett methodology in which an injector well
and four producing wells are considered, this method
allowed to graph the necessary curves to determine the
flow behavior of fluids within porosity area, the Dykstra
Parsons methods was determined the relationship of
mobilities to obtain the best swept ficiency. The recovery
factor was obtained by the volumetric method using the
current conditions of the reservoir and the injection rate, it
was determined with the fracture pressure of the formation
and surface facilities available for injection. It was
determined that in the initial stage of 1 year and 6 months,
674571,792 barrels of oil will be recovered with a recovery
factor of 42.14%, which represents 10.94% more than that
considered before implementing the secondary recovery.
In the next stage, subordinated water would be injected for
a period of 3 years and 2 months recovering 136349.618
barrels of oil and with a recovery factor of 8.52%, so the
application is considered profitable.
KEYWORDS SECONDARY RECOVERY, WATER INJECTION,
ANALYSIS OF PREFACTIBILITY.
DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTO
A Dios. Por haberme permitido llegar hasta este punto y haberme dado
salud para lograr mis objetivos, además de su infinita bondad y amor.
A mi madre Patricia. Por ese amor inmerecido que me regala día a día, sus
valores y consejos, te agradezco por estar bajo cualquier circunstancia
siempre brindandome tu apoyo, por tus enseñanzas de amor hacia la familia
y al projimo y por acercarme siempre más a Dios.
A mi padre Carlos. Por su enorme sacrificio y lucha constante como mentor
y ejemplo a seguir para alcanzar las metas propuestas al motivarme a
realizar mis actividades con responsabilidad y transparencia para el
fortalecimiento de mi vida personal y profesional.
A mis pilares Mellisita y Mateito. Por ser el motor que impulsa esa fuerza
requerida para proseguir en mi vida luchando diariamente para mejorar cada
dia en todos los aspectos personales como profesionales.
A mis hermanos Paulina, Jonathan, Lenin. Por estar allí conmigo con ese
vinculo familiar de cariño y unión, por el apoyo incondicional en las etapas de
mi vida profesional.
A mi novia Paulina de los Angeles, quien con su enorme amor
incondicional por estar pendiente a pesar de la distancia te siento tan cerca
de mi, agradezco tu infinito apoyo ante las circunstancias y gracias por estar
en mi vida.
Al Ing. Ramos, Ing. Baldeón e Ing. Pinto, director y calificadores de mi
proyecto un agradecimiento especial por haberme orientado en mi desarrollo
profesional para culminar con el estudio de mi tesis y poder emplear los
conocimientos adquiridos en las aulas, con su valioso ejemplo llegar a ser un
profesional de éxito.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN ..................................................................................................... 1
ABSTRACT ................................................................................................... 2
1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 3
1.1. OBJETIVOS ........................................................................................ 8
1.1.1 OBJETIVO GENERAL ................................................................ 8
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................... 8
2. METODOLOGÍA ................................................................................... .... 9
2.2. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO ........................................................... 11
2.3. CARACTERISTICAS DEL RESERVORIO U SUPERIOR
***CAMPO ATACAPI ........................................................................... 12
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ................................................................ 13
3.1. SELECCIÓN DEL MODELO DE INYECCIÓN ................................... 13
3.1.2. SELECCIÓN DE POZOS INYECTORES ............................... 15
3.1.3. SELECCIÓN DE POZOS PRODUCTORES .......................... 17
3.2. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DEL MODELO A APLICARSE……………
**PARA LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA ..................................... 20
3.3. ADQUISICIÓN DE DATOS ................................................................ 22
3.4. CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO “POES”
**PARA EL ÁREA DEL MODELO DE INYECCIÓN ............................. 23
3.5. RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO POR INYECCIÓN DE
********AGUA .................................................................................... 24
3.5.1. FLUJO FRACCIONAL SEGÚN EL MODELO DE
*********BUCKLEY LEVERETT……..…………………………………..…24
ii
PÁGINA
3.5.2. PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA ………..
**********RECUPERACIÓN SECUNDARIA ........................................... 27
3.5.2.1 ETAPA INICIAL .......................................................... 27
3.5.2.2 ETAPA DE RUPTURA ................................................ 31
3.5.2.3 ETAPA SUBORDINADA O IRRUPCIÓN DE
*******************AGUA ......................................................................... 32
3.6. DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA DEL MODELO DE
***INYECCIÓN .................................................................................... 37
3.6.1. EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL (EA) Y BARRIDO
***********VERTICAL ............................................................................. 37
3.7. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE
**PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE
**RECUPERACIÓN SECUNDARIA .................................................... 42
3.8. ANÁLISIS DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DEL AGUA
***DE INYECCIÓN .............................................................................. 44
3.9. ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................. 46
3.9.1. COSTOS OPERACIONALES ................................................ 46
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................... 47
4.1 CONCLUSIONES ............................................................................. 47
4.2 RECOMENDACIONES ..................................................................... 48
5. BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................... 49
6. ANEXOS .................................................................................................. 51
iii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Parámetros petrofísicos y fluidos del reservorio U superior. .......... 12
Tabla 2. Selección de pozos candidatos a inyectores en base a sus
producciones diarias de acumulados. ........................................... 15
Tabla 3. Estado de los pozos seleccionados para productores según el
modelo .......................................................................................... 17
Tabla 4. Delimitación del área del modelo de inyección .............................. 22
Tabla 5. Datos de los parámetros petrofísicos y de los fluidos del
reservorio “U superior” .................................................................. 22
Tabla 6. Resultados obtenidos determinación del POES, petróleo
producido, petróleo remanente y factor de recobro del área
del modelo de inyección. ............................................................... 24
Tabla 7. Parámetros PVT adoptados reservorio “U superior”. ..................... 25
Tabla 8. Determinación del flujo fraccional .................................................. 26
Tabla 9. Datos obtenidos de la Curva de Flujo fraccional ........................... 26
Tabla 10. Resultados obtenidos de la predicción de recuperación de
*petróleo en la etapa inicial. .......................................................... 31
Tabla 11. Resultados obtenidos en la etapa de ruptura .............................. 32
Tabla 12. Datos obtenidos de la curva ........................................................ 34
Tabla 13. Resultados obtenidos en la etapa subordinada ........................... 36
Tabla 14. Resultados obtenidos en la aplicación de la recuperación
*secundaria ................................................................................... 37
Tabla 15. Datos de Kro y Krw ...................................................................... 39
Tabla 16. Condiciones de la Razón de Movilidad ........................................ 39
Tabla 17. Eficiencias del modelo de inyección ............................................ 41
Tabla 18. Análisis físico- químico del agua de formación del reservorio
“U-superior”. ................................................................................ 44
Tabla 19. Análisis físico - químicos del Agua de pozo receptor .................. 45
Tabla 20. Estimación de costos operacionales al estudio de Inyección
*de agua ........................................................................................ 46
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Histórial de producción campo Atacapi. ......................................... 3
Figura 2. Histórial de producción campo Atacapi periodo 2016-2017. .......... 4
Figura 3. Presion de reservorio “U superior” del campo Atacapi. .................. 5
Figura 4. Mapa estructural en profundidad del campo Atacapi. .................. 11
Figura 5. Pozos productores del reservorio “U superior” del campo
Atacapi. ....................................................................................... 14
Figura 6. Correlación estratigráfica estructural – tope y base de
“U superior” ................................................................................. 16
Figura 7. Historial de producción pozo Atacapi B-012 ................................ 18
Figura 8. Historial de producción pozo Atacapi E-015 ................................ 18
Figura 9. Historial de producción del pozo Atacapi B-011 ........................... 19
Figura 10. Historial de producción del pozo Atacapi B-019 ......................... 19
Figura 11. Historial de producción pozo Atacapi-18 .................................... 20
Figura 12. Área del modelo de inyección campo Atacapi ........................... 21
Figura 13. Curva de permeabilidades relativas en porcentaje de
volumen .................................................................................... 26
Figura 14. Curva de flujo fraccional (Flujo fraccional “fw” versus
saturación de agua “Sw”). ......................................................... 27
Figura 15. Determinación de Swbp, Swprom, fwbt y fwpbt a partir de la
curva de flujo fraccional. ........................................................... 28
Figura 16. Ampliación del punto de ruptura en la curva de flujo
fraccional. ................................................................................. 33
Figura 17. Determinación de Swbt2, Swpbt2, fwbt2 y fwpbt2 a partir de
la curva de flujo fraccional ampliada después de la ruptura ..... 34
Figura 18. Curvas de permeabilidades relativas ........................................ 38
Figura 19. Efecto de la razón de movilidad en la eficiencia areal a la
ruptura para un arreglo de cinco pozos. ................................... 40
Figura 20. Diagrama para la determinación de la eficiencia vertical ........... 41
Figura 21. Facilidades propuestas para el tratamiento de agua ................. 43
v
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. Diagrama de completación de fondo del pozo Atacapi-12D ....... 51
1
RESUMEN
El objetivo de este trabajo fue presentar un estudio de prefactibilidad
aplicando la tecnología de recuperación secundaria por inyección de agua
en el campo Atacapi a la formación “U superior”. La selección de los pozos
se la realizó mediante el estudio de historiales de producción para lo cual se
determinó pozos con alto corte de agua y bajo aporte de petróleo que son
las condiciones ideales para la selección de pozos y las propiedades
petrofísicas tomadas de los registros eléctricos tanto en la perforación como
en la completación de pozos con lo cual se obtuvo valores de porosidad y
permeabilidad favorables para el estudio, con esta información se realizó
correlaciones estratigráficas con pozos vecinos para determinar que exista
continuidad de yacimientos lo cual fue corroborado con el software Petrel
proporcionado por la empresa Schlumberger. Como resultado se eligió al
pozo Atacapi-12D como el pozo más idóneo para el proyecto de
recuperación secundaria, los pozos productores fueron seleccionados por la
proximidad y la continuidad del yacimiento “U superior” con el pozo inyector,
el área de modelo se lo calculó mediante geometría básica con ayuda de
coordenada UTM y distancia entre pozos, mediante la metodología de
Buckley-Leverett en la cual se considera un pozo inyector y cuatro pozos
productores, éste método permitió graficar las curvas necesarias para
determinar el comportamiento de flujo de fluidos dentro de un medio poroso,
mediante los métodos Dykstra y Parsons se determinó la relación de
movilidades para obtener la mejor ficiencia de barrido. El factor de recobro
se lo obtuvo mediante el método volumétrico utilizando las condiciones
actuales del reservorio y la tasa de inyección se le determinó con la presión
de fractura de la formación y facilidades de superficie disponibles para la
inyección. Se determinó que en la etapa inicial de 1 año y 6 meses se
recuperará 674571.792 barriles de petróleo con un factor de recobro del
42.14 % que representa un 10.94% más al considerado antes de
implementar la recuperación secundaria. En la siguiente etapa, subordinada
se inyectaría agua por un periodo de 3 años y 2 meses recuperándose
136349.618 barriles de petróleo y con un factor de recobro del 8.52 %, por lo
que la aplicación es considerada rentable.
Palabras Claves: RECUPERACIÓN SECUNDARIA, INYECCIÓN DE AGUA,
ANÁLISIS DE PRE FACTIBILIDAD.
2
ABSTRACT
The objective of this analysis is to present a pre-factibility study for the
application of secondary recovery technology by water injection in the
Atacapi field. The history of well production and petrophysical properties was
analyzed in order to determine the most suitable wells for the application of
this technology. With the analysis of the petrophysical conditions of the "U
superior" reservoir, the properties of the fluids, and stratigraphic correlations
determined by the electrical records obtained both open hole and cased hole
can determine whether there is continuity in the reservoirs of the selected
model and the conditions of mobility of fluids. By means of the Buckley-
Leverett equation, which is considered an injector well and four producing
wells, the arial and vertical efficiency are determined, and the development of
the system is observed through its displacement efficiency. It was determined
that in the initial stage of 1 year and 6 months, 674571,792 barrels of oil will
be recovered with a recovery factor of 42.14%, representing 10.94% more
than estimated before implementing the secondary recovery. In the next
stage, subordinated water would be injected for a period of 3 years and 2
months recovering 136349.618 barrels of oil and with a recovery factor of
8.52%, causing the application to be considered profitable. In the primary
stage, the income from the sale of oil at a rate of 57 USD a barrel,
subtracting its operating costs and its penalty for quality of oil at 48 USD
gives us income for: 8 406 030.82 USD, while for the subordinated stage the
income would give us a total of: 6 544 781.66 USD giving a total income of:
14 950 812.48 USD, given that the costs of the injection process that
includes expenses and investment are: 4 885 595.5 USD. Providing a
favorable cost-benefit ratio with a value of: 3.06 USD, leading to the
recommendation of the implementation.
Keywords: SECONDARY RECOVERY, WATER INJECTION, ANALYSIS OF PREFACTIBILITY.
1. INTRODUCCIÓN
3
1. INTRODUCCIÓN La explotación de Hidrocarburos se realiza desde hace decadas y esto
produce disminución de la energía del resevorio y reducción de la
satruracion de petróleo móvil resultando en la declinación de la presión que
inicialmente tiene cada reservorio.
Problema:
El campo Atacapi, se ve afectado principalmente por una caída de presión
exponencial, esto debido a que la recuperación primaria (flujo natural y
levantamiento artificial), que se realiza a los yacimientos de interés no son lo
suficientemente eficaces al momento de producir en estas condiciones, por
este fín necesitamos la aplicación de la recuperación secundaria. El método
de recuperación secundaria por inyección de agua en el reservorio ¨U
superior¨ del campo Atacapi influye drásticamente en su producción,
inicialmente la presión del reservorio “U superior” fluctuaba entre los 4000
psi, depletandose con el tiempo hasta alcanzar actualmente los 1200 psi,
valor por debajo de la presión de burbuja del yacimiento lo que no es
favorable operacionalmente.
Figura 1. Histórial de producción campo Atacapi.
(Petroamazonas, OFM Well and Reservoir Analysis Software, 2017)
Barr
iles p
or
día
[B
pd]
4
AÑOS
Figura 2. Histórial de producción campo Atacapi periodo 2016-2017.
(Petroamazonas, OFM Well and Reservoir Analysis Software, 2017)
Debido a que el yacimiento tiene un empuje hidráulico adyacente, el corte de
agua incrementa considerablemente, lo que conlleva a la segunda razón por
la cual se pierde producción de petróleo actualmente estos son los
problemas principales de nuestro yacimiento.
La presión inicial de reservorio del campo Atacapi fue inicialmente de 3960
psi (año 1978), y para el 2017 se tenía una presión de 1260 psi en promedio
en todo el reservorio y 1100 psi aproximadamente como se muestra en la
figura 3.
Barr
iles p
or
día
[B
pd]
Pie
cúbic
o e
stá
ndar
por
día
[scf/d] --
----
-
5
Figura 3. Presion de reservorio “U superior” del campo Atacapi.
(Petroamazonas, OFM Well and Reservoir Analysis Software, 2017)
Justificación:
Es necesario intervenir en el yacimiento, mediante el suministro de energía,
la inyección de agua este método de recuperación es uno de los más
confiables y eficaces cuando tenemos yacimientos depletados por el paso
del tiempo y la aplicación de la recuperación primaria.
El proyecto se enfocará en analizar los pozos candidatos para la aplicación
de esta tecnología, seleccionando pozos productores con bajo aporte, que
exista continuidad del yacimiento de interés y considerando corte de agua.
Otro factor importante a ser considerado es la producción de fluidos y sus
acumulados para optar por convertirlos en inyectores. El objetivo de la
inyección de agua es el incremento de presión en el yacimiento sin alterar
sus propiedades.
6
Etapas de producción del reservorio.
Recuperación primaria: durante este período, el petróleo se drena
naturalmente hacia los pozos bajo el efecto del gradiente de presión
existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento. La
recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha bajado
demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado
importantes de otros fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación
primaria del crudo originalmente en sitio es en promedio del orden de 10-
15%.
Segunda etapa de producción de hidrocarburos durante la cual un fluido
externo, como agua o gas, se inyecta en el yacimiento a través de pozos de
inyección ubicados en la roca que tengan comunicación de fluidos con los
pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es mantener
la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo.
Las técnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de
gas o la inyección de agua. Normalmente, el gas se inyecta en el casquete
de gas y el agua se inyecta en la zona de producción para barrer el petróleo
del yacimiento. Durante la etapa de recuperación primaria, puede comenzar
un programa de mantenimiento de la presión, pero es una forma de
recuperación mejorada. (Schlumberger, Glosario de términos, 2015).
Recuperación secundaria: Los métodos de recuperación secundarios
consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el
petróleo para mantener un gradiente de presión.
Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o
arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores). El
drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite originalmente en
sitio hasta un promedio de 25-30%, con variaciones desde 15 hasta 50%
según los casos. (Salager J.-L. , 2005).
Considerando las principales condiciones petrofísicas de la roca para el siguiente estudio se consideró lo siguiente:
Espesor neto de la arena productora que contribuye al recobro de petróleo.
Porosidad efectiva que representa aquellos espacios porosos interconectados entre sí facilitando la identificación del espacio que contiene hidrocarburos recuperables.
7
La permeabilidad brindando la capacidad requerida que presenta la roca para permitir el flujo de fluidos a través de la misma.
La permeabilidad relativa es el factor más importante en lo que
respecta al movimiento de las fases inmiscibles (petróleo, agua y gas)
dentro del medio poroso indispensables para el presente estudio.
Por medio de la saturación nos permite conocer la fracción del
volumen poroso ocupado por un fluido en particular.
Considerando las propiedades de los fluidos tenemos:
La viscosidad considerada como la resistencia interna de los líquidos
al flujo.
Se consideró la gravedad API del crudo a condiciones de superficie la
cual está directamente relacionada con la gravedad específica.
Se identificó la presión de burbuja como la mayor presión a la cual se
libera del petróleo la primera burbuja de gas.
Por medio del factor volumétrico del petróleo siendo la relación que
existe entre el volumen del petróleo que se encuentra a condiciones
de presión y temperatura del yacimiento y el volumen del petróleo a
condiciones estándar se pudo calcular el POES para el arreglo.
Considerando las propiedades roca-fluido tenemos:
La tensión Superficial como la fuerza ejercida en el límite de las
superficies entre una fase líquida y una fase de vapor por unidad de
longitud.
La tensión Interfacial dando a conocer la tensión entre dos fluidos
inmiscibles para nuestro caso (agua-petróleo).
Un parámetro de mucha relevancia en proyecto de recuperación
secundaria es la humectabilidad dando la tendencia de un fluido a
expandirse o adherirse a una superficie sólida en presencia de otro
fluido.
La presión capilar permite al desplazar fluidos inmiscibles que exista
una diferencia de presión entre las fases.
8
Los tipos de permeabilidad son la absoluta, la efectiva y la relativa siendo
esta última la única propiedad de flujo más importante que afecta al
comportamiento de inyección de agua debido a que los datos permiten
conocer los efectos de humectabilidad, saturación de fluido, historia de
saturación, geometría del poro y distribución del fluido sobre el
comportamiento de un sistema del reservorio, proporcionando de esta
manera información sobre la habilidad relativa del petróleo y el agua para
para fluir simultáneamente en un medio poroso. La permeabilidad relativa
indica la habilidad relativa del petoleo y el agua para fluir simultáneamente
en un medio poroso en un sistema petróleo-agua, para cualquier medio
poroso, dos juegos de curvas de permeabilidad relativa son determinados
para cada par de fluidos, esto se obtiene incrementando la saturación de la
fase humectante (imbibición) o diminuyéndola (drenaje). (Valencia R. , 2012).
Las consecuencias de la producción de agua no es un problema debido a
que se tiene las facilidades para realizar la inyección a formaciónes que
admiten en este caso nuestro yacimiento de interés, además nuestras
formaciones no muestran problemas de formación de incrustaciones.
1.1. OBJETIVOS 1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar la pre factibilidad para conversión de pozos productores con bajo
aporte y alto corte de agua a pozos inyectores en un proyecto piloto de
recuperación secundaria por inyección de agua en la formación ‘’U superior’’
en el campo Atacapi.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar los pozos para selección a inyectores en función a su
productividad.
Examinar las condiciones petrofísicas del reservorio y físicas de los
fluidos.
Diseñar el proceso de inyección de agua con el arreglo seleccionado
mediante el modelamiento matemático de desplazamiento bifásico
agua-petróleo desarrollado por Buckley-Leverett.
Determinar el incremento del factor de recobro para el modelo de
inyección en los pozos del arreglo y su factibilidad económica.
2. METODOLOGÍA
9
2. METODOLOGÍA Para el presente estudio se aplicó la metodología de estudios de campo,
apoyado por resultados de análisis de laboratorio de propiedades de los
fluidos y de propiedades petrofísicas del reservorio, historial de producción,
pruebas de presión, registros eléctricos, cálculo de reservas remanentes de
petróleo a través del método volumétrico para lo cual se empleó ciertas
herramientas especializadas como: OFM, PETREL, OPEN-WELL, TOW
instalados en el sistema informático de Petroamazonas EP, para determinar
la geometría del de inyección de agua, localización de los pozos, distancias
entre pozos, coordenadas de los pozos, historiales de producción, estados
de los pozos, profundidades y presiones del reservorio, correlacion
estructural-estratigráfica lo cual determina si el proyecto se lo realiza de
forma satisfactoria.
El modelo matemático de Buckley-Leverett complementa este estudio para
determinar los factores de recobro a alcanzar con esta inyección de agua;
finalmente se realiza un estudio económico global para definir la
conveniencia o no de aplicación de este proyecto.
Todo el proyecto se realiza mediante dos etapas esenciales como la inicial y
la subordinada, para dicho efecto se construirá curvas de flujo fraccional y la
aplicación de simulaciones numéricas del modelo matemático Buckley
Leverett, considerando el tiempo en el cual se comenzarán a ver los
resultados de la inyección desde el pozo o pozos inyectores hacia los pozos
benefactores o productores.
Se analiza las caracteristicas físico-química del agua de formación y del
agua de producción a inyectar que incluya resultados de dureza total,
carbonatos solidos totales disueltos y compatibilidad entre estas aguas.
Determinacion del modelo de inyección.-
Se lo realiza mediante la ubicación de los pozos mediante las coordenadas
UTM, se determina un arreglo de cinco puntos como el más adecuado para
el estudio, se realiza la inyección del pozo elegido considerando la eficiencia
areal y vertical hacia los pozos benefactores.
Selección del pozo inyector.-
Se analizaron las condiciones petrofísicas, registros eléctricos y
correlaciones estratigráficas para determinar continuidad de yacimientos y
distancias hacia los pozos benefactores.
10
Selección de pozos productores.-
Se analizaron historiales de producción y acumulados de producción, cálculo
de reservas en base al área del arreglo, para ello se utilizó la herramienta
Petrel (Schlumberger, Petrel Geology and Modeling, 2017).
Delimitación del área de modelo de inyección.-
Se calcula el área del arreglo mediante geometría básica para un arreglo de
5 pozos con la ayuda del simulador de yacimientos Petrel, y las coordenadas
UTM de cada pozo mediante la herramienta OFM (Petroamazonas, OFM Well and
Reservoir Analysis Software, 2012).
Determinación de factor de recobro previo a la recuperación
secundaria.-
El factor de recobro se obtuvo mediante el método volumétrico utilizando las
condiciones iniciales del yacimeito.
Determinar la taza de inyección.-
Se obtiene a partir de la limitación de la presión de fractura de la formación y
las facilidades de superficie disponibles para la inyección.
Determinar la calidad de agua a inyectar.-
Se analiza la caracterización físico-química del agua de formación y del agua
de producción a inyectar.
Aplicación del modelo bi-fásico agua petróleo de Buckey-Leverett.-
Este método nos ayudó a la construcción de la curva de flujo fraccional,
además de determinar nuestro avance frontal de frente de barrido y la
evaluación del factor de recobro.
Eficiencia de modelo de inyección.-
Se aplicó el método desarrollado pos Muskat para la eficiencia arial y para la
eficiencia vertical el modelo de Dikstra y Parsons.
Estudio Economico.-
Se lo realizó en base a los resultados obtenidos, con la metodología aplicada
siendo nuestro indicador el costo beneficio del proyecto.
11
2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO
El estudio de prefactibilidad de recuperación secundaria por inyección de
agua se aplicará al reservorio ¨U superior¨ del campo Atacapi. Se encuentra
en la provincia de Sucumbios, cantón Lago Agrio, parroquia Dureno
localizado al Norte del campo Aguarico-Shushufindi, entre las coordenadas
UTM 313600 -318400 y 10001543-10015000. Se muestra como una
estructura anticlinal fallada de orientación Norte – Sur, cubre un área
aproximada de 64.50 Km2, perteneciente al bloque 57 y operado
actualmente por Petroamazonas EP, Como se observa en la figura 4.
Figura 4. Mapa estructural en profundidad del campo Atacapi.
(Petroamazonas, OFM Well and Reservoir Analysis Software, 2012)
12
2.2. CARACTERISTICAS DEL RESERVORIO U SUPERIOR CAMPO ATACAPI
Los estudios geológicos realizados en el campo Atacapi con sísmica, mapas
profundidad-tiempo, diseño del modelo estructural, registros eléctricos,
pruebas de restauración de presión, historiales de producción, se han podido
determinar las siguientes condiciones del reservorio U superior:
Tabla 1. Parámetros petrofísicos y fluidos del reservorio U superior campo Atacapi.
PARÁMETRO NOMENCLATURA VALOR UNIDAD
POROSIDAD 15 %
PERMEABILIDAD K 450 mD
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO
1.21 BY/BN
FACTOR VOLUMÉTRICO
DEL AGUA w 1.04 BY/BN
VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
1.5 cP
VISCOSIDAD DEL AGUA
w 0.35 cP
DENSIDAD DEL PETRÓLEO
o 54.37 lb/pie3
DENSIDAD DEL AGUA
w 62.4 lb/pie3
ESPESOR NETO DE PETRÓLEO
Ho 10 Pies
SATURACIÓN DE AGUA
IRREDUCTIBLE Swirr 27 %
(Petroamazonas EP, 2016)
0
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
13
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 3.1. SELECCIÓN DEL MODELO DE INYECCIÓN
El proyecto de recuperación secundaria se aplica para el reservorio “U
superior” del campo Atacapi en donde resulta adecuado un arreglo de cinco
puntos con un pozo inyector y cuatro productores.
La declinación de presión de este yacimiento es hiperbólico por lo que se ve
afectada la producción de los pozos en muy corto tiempo por lo que se
necesita suministrar energía adicional al pozo.
El pozo Atacapi-12D debido a su preferencial ubicación en el campo y a su
bajo aporte de fluidos es uno de los candidatos para inyectar agua al
reservorio; los pozos: Atacapi-11; Atacapi-15; Atacapi-18; Atacapi-19 serian
los benefactores, por la continuidad del reservorio, la profundidad a las que
están las completaciones principales, su ubicación, parámetros petrofísicos,
historiales de producción y acumulados de producción.
Debido a la baja presión el modelo de inyección, se basa en inyectar agua
fuera del lugar donde se ubica el crudo (flancos del yacimiento), el agua se
inyecta en el acuífero junto al contacto agua-petróleo. (Edrwin Pinto Cordero,
2016, pág. 3), hacia el centro de la estructura, donde se encuentran la mayoría
de pozos productores de “U superior”.
Las presiones han sido corregidas a mitad de punzados con el fin de saber
la presión real de cada uno de los pozos, considerese como dato importante
la presión de burbuja (Pb) 1308 psi de esta arenisca.
Se encuentran localizados la mayoría de pozos productores en la zona
central sur de la estructura. Influyendo el comportamiento de la presión en
la producción de fluidos, según el mapa estructural se ha identificado la
elevación de la estructura, sus fallas y su delimitación por el contacto agua-
petróleo como se muestra en la figura 5.
14
Figura 5. Pozos productores del reservorio “U superior” del campo Atacapi.
(Petroamazonas, Petrel E&P Software Platform, 2017)
15
3.1.2. SELECCIÓN DE POZOS INYECTORES
Para la selección de los pozos inyectores se tomó en cuenta el historial de la
producción de los pozos el porcentaje de agua, sedimentos, los acumulados
de producción y las características petrofísicas del yacimiento U superior
como se ve en la tabla 2.
Tabla 2. Selección de pozos candidatos a inyectores en base a sus producciones diarias de
acumulados.
FECHA POZO OIL [BLS] WATER
[BLS] BSW (%) BPPD ACUM
20/08/2017 ATC-002 20,39 30,60 60,01 34.611,00
N/A ATC-003 N/A N/A N/A N/A
25/06/2014 ATC-013 25,76 1,93 6,97 28.015,96
20/08/2017 ATC-014 368,48 21,37 5,48 694.609,41
20/08/2017 ATCA-007 55,32 15,66 22,06 285.180,90
20/08/2017 ATCA-020 188,03 16,89 8,24 365.071,95
08/08/2017 ATCB-008 122,66 24,09 16,42 424.909,52
10/07/2017 ATCB-012 40,98 2,05 4,76 18.819,49
N/A ATCB-019 N/A N/A N/A N/A
21/10/2015 ATCC-025 57,06 0,58 1,01 133.730,60
N/A ATCD-004 N/A N/A N/A N/A
05/03/2015 ATCD-010 21,03 146,16 87,42 63.810,00
N/A ATCD-029 N/A N/A N/A N/A
06/03/2013 ATCE-015 32,29 0,66 2,00 123.753,76
20/08/2017 ATCF-016 177,05 14,88 7,75 N/A
Se consideró los pozos ATC-02, ATCD-10, ATCB-12, ATC-13; como
candidatos a Inyectores de la formación U superior para el proyecto de
recuperación secundaria debido a su bajo aporte de petróleo diario que
también se puede evidenciar su pobre aporte en los acumulados de
producción de cada uno de ellos, otros indicativos que nos permiten su
elección son: el corte de agua y su ubicación geográfica.
En base a resultados del modelo dinámicos y estáticos ejecutados por el
departamento de reservorios en el campo Atacapi, existe la presencia de
zonas impermeables que han permitido el entrampamiento de crudo y la no
migración a intervalos superiores de los diferentes reservorios presentes en
el campo, en la figura 6, podemos observar claramente los sellos
impermeables al tope y a la base del reservorio “U Superior”.
El reservorio “U superior” se encuentra ubicado a la profundidad +/- 9678
pies, el espesor de la arena esta entre 8 a 12 pies. En las correlaciones
estratigráficas-estructurales podemos observar la continuidad del reservorio
16
pese a ser estratigráfico del reservorio “U superior”, se evidencia sus sellos a
sus pozos de influencia, lo que permitirá garantizar la no invasión de agua de
formación a estratos superiores.
Figura 6. Correlación estratigráfica estructural – tope y base de “U superior”
(Petroamazonas, Registros Eléctricos, 2017)
Se determinó que el pozo ATACAPI-12D pase de productor de petróleo a
inyector de agua, este pozo está ubicado en la zona sur central, el reservorio
“U superior” se puso en producción en junio del 2013, arrojó producciones
del orden de los 100 bfpd debido fundamentalmente al grado de depletación
del reservorio (el ensayo de build up realizado en septiembre del 2013
demuestra una presión de reservorio de 1233 psi). Actualmente produce 43
bppd con el 76% de corte de agua. Se realizó una estimulación hidráulica en
julio de 2013, se mantenían reservas remanentes por debajo de (75000 bls
aprox).
En base a los perfiles se aprecia la continuidad de la arena, donde detalla
condiciones favorables petrofísicas en la zona desde el pozo Atacapi-15
17
(Este) hacia el centro norte Atacapi-11, hasta el sur Atacapi-18; Atacapi-19
de la estructura, ubicados los pozos productores y baja presión de
reservorio.
3.1.3. SELECCIÓN DE POZOS PRODUCTORES Se determinaron 4 pozos productores localizados en el centro sur de la
estructura del reservorio “U superior” que muestran condiciones favorables
para la implementación a la tecnología de recuperación secundaria por
inyección de agua. El estado de los pozos se presenta en la tabla 3.
Tabla 3. Estado de los pozos seleccionados para productores según el modelo
POZO ATC-11 ATC-15 ATC-18 ATC-19
ESTADO CERRADO CERRADO ACTIVO ACTIVO
ULTIMA PRUEBA DE
PRODUCCIÓN “Us”
Abril 2014
Julio 2013
Septiembre 2013
Diciembre 2013
BARRILES DE PETRÓLEO POR
DIA 180.3 164 160 510.7
CORTE DE AGUA (%)
88 90 88 2
API 30.5 29.2 30.1 30.7
PRESIÓN(Psi) 1810 1949 1850 2000
BARRILES DE PETRÓLEO
PRODUCIDOS @ 2017
180300 162504 180800 408560
DECLINACIÓN DE PRESIÓN
(Psi)
P. inicial: 2800
P. actual:
1100
P. inicial:
2950
P. actual: 1250
P. inicial:
2830
P. actual: 1140
P. inicial:
3000
P. actual: 1500
RESERVAS REMANENTES
[bbl] 485357 431428 415250 1 348 214
PROFUNDIDAD DE LA
COMPLETACIÓN [pies]
9000 9100 8900 8945
DISTANCIA AL POZO
INYECTOR [pies]
1139 2800 1953 1562
18
Otra consideración que se tomó en cuenta para la selección de pozos
productores fue el comportamiento de producción de los fluidos de los pozos
seleccionados, la misma que se puede apreciar en las figuras 7, 8, 9, 10, 11,
y se evidencia la producción de petróleo como ha ido declinando.
AÑOS
Figura 7. Historial de producción pozo Atacapi B-012
AÑOS
Figura 8. Historial de producción pozo Atacapi E-015
Barr
iles p
or
día
[B
pd]
Pie
cúbic
o e
stá
ndar
por
día
[scf/d] --
----
-
Barr
iles p
or
día
[B
pd]
Pie
cúbic
o e
stá
ndar
por
día
[scf/d] --
----
-
19
AÑOS
Figura 9. Historial de producción del pozo Atacapi B-011
AÑOS
Figura 10. Historial de producción del pozo Atacapi B-019
Barr
iles p
or
día
[B
pd]
Pie
cúbic
o e
stá
ndar
por
día
[scf/d] --
----
-
Barr
iles p
or
día
[B
pd]
Pie
cúbic
o e
stá
ndar
por
día
[scf/d] --
----
-
20
AÑOS
Figura 11. Historial de producción pozo Atacapi-18
(Petroamazonas, OFM Well and Reservoir Analysis Software, 2012)
3.2. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DEL MODELO A APLICARSE
PARA LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA
Se estableció un área acorde, que se la delimitó en función de la distancia
entre pozos productores y el pozo inyector, como se ha mencionado
anteriormente, la mayoría de los pozos productores se encuentran en el
centro sur de la estructura del reservorio “U superior”, el área se ha
delimitado a partir de coordenadas “UTM” de cada pozo, dato referenciado a
partir de la perforación y obtenido mediante la herramienta geoportal de
Petroamazonas EP (Petroamazonas EP, 2017).
A partir de las coordenadas “UTM” se tiene un valor referente al Norte y al
Este que vienen a ser coordenadas “X” para el Norte y “Y” para el este y por
medio de geometría básica se determinó la distancia existente entre cada
pozo.
En la figura 12 que se detalla a continuación se muestra el triangulo color
azul como representación al pozo inyector y los círculos de color rojo a los
pozos productores.
Barr
iles p
or
día
[B
pd]
Pie
cúbic
o e
stá
ndar
por
día
[scf/d] --
----
-
21
Figura 12. Área del modelo de inyección campo Atacapi
(Petroamazonas, Petrel E&P Software Platform, 2017)
Una vez mantenida información como: distancias entre pozos y tomando la
distancia del inyector al pozo más distante, se procede a realizar los cálculos
del área del arreglo, aplicando geometría básica dando resultados
presentados en la tabla 4.
22
Tabla 4. Delimitación del área del modelo de inyección
3.3. ADQUISICIÓN DE DATOS
La información petrofísica como de fluidos del yacimiento “U superior” indispensables para la aplicación al modelo matemático en cuanto a su comportamiento al estudio de inyección de agua, se detalla en la tabla 5.
Tabla 5. Datos de los parámetros petrofísicos y de los fluidos del reservorio “Us”campo Atacapi
PARÁMETRO NOMENCLATURA VALOR UNIDAD
ÁREA DEL MODELO Amodelo 228 Acres
CAUDAL DE INYECCIÓN
Qiny 2500 Bls/dia
POROSIDAD 15 %
PERMEABILIDAD K 450 mD
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO
1.21 BY/BN
FACTOR VOLUMÉTRICO
DEL AGUA w 1.04 BY/BN
VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
1.5 cP
VISCOSIDAD DEL AGUA
w 0.35 cP
DENSIDAD DEL PETRÓLEO
o 54.37 lb/pie3
DENSIDAD DEL AGUA
w 62.4 lb/pie3
ESPESOR NETO DE PETRÓLEO
Ho 10 pies
SATURACIÓN DE AGUA
IRREDUCTIBLE Swirr 27 %
(Petroamazonas EP, 2017)
NOMBRE DEL POZO
COORDENADAS UTM DISTANCIA ÁREA
NORTE/SUR ESTE/OESTE ENTRE POZOS pies acres
ATC-011 10 005 076.00 315250.00 ATC-11-ATC-19 1608.1
228.01 ATC-015 10 005 204.14 317216.36 ATC-11-ATC-15 3610.4
ATC-018 10 007 013.00 315305.73 ATC-15-ATC18 4520.3
ATC-019 10 005 062.70 315241.30 ATC-18-ATC-19 1105.6
23
Cabe mencionar que los volúmenes de inyección “Qiny” para el proyecto se establecieron en 2500 BAPD de acuerdo al estudio técnico del yacimiento se consideró mediante simulación con varias tendencias dando un caudal de agua apropiado, el cual no fractura al reservorio tomando en cuenta la capacidad y facilidades de bombeo a disposición. “La distancia “L” se estableció en 2800 pies que es una distancia promedio desde el pozo inyector que se encuentra en la periferia hacia los pozos del arreglo que estan en el centro sur de la estructura.
3.4. CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO “POES”
PARA EL ÁREA DEL MODELO DE INYECCIÓN
A partir de datos de parámetros petrofísicos como de los fluidos aplicando
las ecuaciones [1], [2], y [3] se calculó el POES, el petróleo producido, el
petróleo remanente y el factor de recobro para área del modelo a efectuarse
la recuperación secundaria por inyección de agua. En la tabla 6 se presentan
los resultados obtenidos.
[1]
Donde:
POES : petróleo original en sitio, Bls
Amodelo : área, acres
h : espesor del reservorio, pies
: porosidad efectiva promedio del reservorio, fracción
So : saturación de petróleo móvil, fracción
: factor volumétrico del petróleo, BY/BN
[2]
[3]
24
Tabla 6. Resultados obtenidos determinación del POES, petróleo producido, petróleo
remanente y factor de recobro del área del modelo de inyección.
PO
ES
d
el
arr
eg
lo
Petr
óle
o
pro
du
cid
o
del arr
eg
lo
Petr
óle
o
rem
an
en
te d
el
arr
eg
lo
Facto
r d
e
reco
bro
POES PP PR FR
BN BN BN (%)
1 600 782.835 499444.24 1 101 338.59 31.2
3.5. RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO POR INYECCIÓN DE AGUA
3.5.1. FLUJO FRACCIONAL SEGÚN EL MODELO DE BUCKLEY LEVERETT.
“A partir de datos de saturación de agua y permeabilidades relativas
obtenidos a partir de cores y presentados en la tabla 7, se calcularon los
valores de flujo fraccional aplicando la ecuación [4]” (Petroamazonas EP,
2017).
[4]
Donde:
:Iviscosidad del agua, cP
:Ipermeabilidad relativa al petróleo
: viscosidad del petróleo, cP
:Ipermeabilidad relativa al agua
Para el cálculo de flujo fraccional se obtuvieron datos proporcionados por la
empresa Pardaliservices con los datos de saturación de agua irreductible,
saturación de petróleo residual, punto finales de Krw@Sor y Kro@Swr y
exponentes tanto de agua como para petróleo se emplearon para la
realizaron de los cálculos de (Krw, Kro) como se detalla a continuación en la
tabla 7.
25
Tabla 7. Parámetros PVT adoptados reservorio U superior.
(Pardali Services, 2012)
Cabe indicar que donde existe flujo simultaneo de petróleo y agua en un
sistema humectado por agua durante un proceso de imbibicion para
determinar (Krw, Kro), se aplicaron las correlaciones detalladas a
continuación:
(
)
(
)
: permeabilidad relativa al agua al momento de la inyección de
agua.
: permeabilidad relativa para el petróleo en la saturación
irreductible de agua.
: exponente de la permeabilidad relativa del agua.
: exponente de la permeabilidad relativa del petróleo.
: saturación residual del petróleo en la inyección de agua, fracción.
: saturación de petróleo, fracción.
: saturación de agua.
: saturación irreductible de agua, fracción.
Con los resultados obtenidos en base a la permeabilidad relativa del agua y
permeabilidad relativa de petróleo a una saturación de agua permite obtener
valores como se muestra en la tabla 8, para contruir la curva de flujo
fraccional.
26
Tabla 8. Determinación del flujo fraccional
Sw Krw Kro Fw
26 0.000 1.000 0.000
29 0.001 0.892 0.003
32 0.002 0.790 0.013
36 0.006 0.694 0.033
39 0.010 0.605 0.065
42 0.015 0.522 0.113
45 0.022 0.444 0.176
48 0.030 0.373 0.258
51 0.040 0.309 0.354
55 0.050 0.250 0.462
58 0.062 0.198 0.573
61 0.075 0.151 0.679
64 0.089 0.111 0.774
67 0.104 0.077 0.853
70 0.121 0.049 0.913
74 0.139 0.028 0.955
77 0.158 0.012 0.982
80 0.178 0.003 0.996
83 0.200 0.000 1.000
Con los datos obtenidos se procede a graficar las curvas de permeabilidades
relativas, la cual nos permite evidenciar la habilidad del aceite y del agua a
fluir simultánemanete en un medio poroso como se muestra en la figura 13.
Figura 13. Curva de permeabilidades relativas en porcentaje de volumen
27
Una vez obenidos los datos de permeabilidades relativas a los diferentes
valores de saturación de agua, graficamos la curva de flujo fraccional.
Figura 14. Curva de flujo fraccional (Flujo fraccional “fw” versus saturación de agua “Sw”).
3.5.2. PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA RECUPERACIÓN
SECUNDARIA
3.5.2.1. Etapa Inicial
La etapa inicial de la inyección de agua va desde la saturación inicial hasta
el punto de ruprura que es el momento en el cual el primer barril inyectado
por el pozo inyector llega al pozo productor.
A continuación se detallan las ecuaciones que sugiere el modelo matemático
con el fin de obtener a través de una secuencia de cálculos valores como el
petróleo producido hasta antes de la ruptura, el volumen de agua inyectada,
la eficiencia de desplazamiento y por último el factor de recobro. A partir de
la curva de flujo fraccional presentada en la figura 14 se trazó una tangente
que parta desde el valor de saturación de agua inicial y que pase por el
punto máximo de la pendiente como se puede apreciar en la Figura 1.
A partir de gráfica se obtuvieron los valores de saturación de agua al
momento de la ruptura “Swbt”, la saturación promedio de agua en el frente
de barrido al momento de la ruptura “Swpbt”, el flujo fraccional de agua al
momento de la ruptura “fwbt”, y el flujo fraccional promedio de agua en el
frente de barrido al momento de la ruptura “fwpbt”.
28
La data adquirida respecto a saturaciones de agua en el yacimiento y en
pozo por medio de la curva de “fw” serán aplicados en la continuación al
proceso de estudio del modelo matemático los cuales se presentan en la
tabla 10.
Se representa el desarrollo y comportamiento del gráfico a la etapa inicial
como se detalla a continuación:
Figura 15. Determinación de Swbp, Swprom, fwbt y fwpbt a partir de la curva de flujo
fraccional.
De la curva de flujo fraccional se determina que la irrupción del frente de
agua se produce cuando la saturación de agua en el reservorio es del 68%.
Y la saturación de agua en el pozo es del 86%.
Tabla 9. Datos obtenidos de la curva de flujo fraccional
Saturación de agua en el reservorio al momento de la ruptura
Swbt 68%
Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura
Swpbt 74%
Fujo fraccional de agua al momento de la ruptura
Fwbt 86%
Flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura
Fwpbt 1
29
Los datos obtenidos de la curva se reemplazaron en la ecuación [5] y se
determinó la pendiente de la curva.
(
)
[5]
Donde:
: flujo fraccional de agua al momento de la ruptura
: saturación del agua al momento de la ruptura
: saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento
de la ruptura
Calculado el valor de la pendiente se procedió a calcular el tiempo de ruptura
utilizando la ecuación [6].
(
) [6]
Donde:
: área transversal, pies2
: porosidad, fracción
: distancia recorrida por el frente de saturación, pies
: caudal total de inyección, Bls/día
: pendiente de la curva de flujo fraccional
t : tiempo de inyección, días
El área transversal se la calcula aplicando la siguiente ecuación:
√
Donde:
: área, pies2
h : espesor, pies
Posterior al cálculo del tiempo se procede a estimar el volumen de petróleo
recuperado hasta la ruptura, utilizando la siguiente ecuación:
30
( )
[7]
Donde:
: volumen adicional de petróleo, Bls
: área transversal, pies2
L : longitud, pies
: porosidad, fracción
: saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento
de la ruptura, fracción
: saturación de agua connata, fracción
: factor volumétrico, BY/BN
Se procedió a calcular el volumen de agua inyectada hasta el momento en
que se produce la ruptura, dada por la ecuación [8].
[8]
Donde:
: volumen de agua inyectada, Bls
: caudal de inyección, Bls/día
t : tiempo, días
Usando la ecuación [9] se determinó la eficiencia de desplazamiento permite
determinar un valor que indica la capacidad que tiene el frente de agua para
desplazar el banco de petróleo, y se determina aplicando:
( )
[9]
Donde:
: eficiencia de desplazamiento
: saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento
de la ruptura, fracción
: saturación de agua irreductible, fracción
Finalmente determinado el petróleo producido y el valor del POES del
arreglo ya calculado, se calculó el factor de recobro para el área del modelo
de inyección determinado empleando la ecuación [10].
31
[10]
Donde:
: factor de recobro
: volumen adicional de petróleo
POES : petróleo original en sitio arreglo
En la tabla 10 se exponen los resultados obtenidos al reemplazar todos los
datos en las ecuaciones descritas del modelo matemático para la predicción
del comportamiento de la inyección de agua.
Tabla 10. Resultados obtenidos de la predicción de recuperación de petróleo en la etapa
inicial.
Dis
tan
cia
re
co
rrid
a p
or
el fr
en
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atu
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ión
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mp
o
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l
Facto
r d
e
reco
bro
in
cre
men
tal
a
la e
tap
a in
icia
l
L t Np Winy FR FR
pies dias Bls Bls % %
2800 561.39 674571.792 1 403 475 42.14 10.94
Se determinó que se recuperará 674571.792 barriles de petróleo en 1 año 6
meses (561.39 días), lo cual se considera un tiempo razonable para el área
donde se efectuó la recuperación secundaria, además se obtuvo un
indicador del 64.38 % de la capacidad que tiene el frente de agua para
desplazar el banco de petróleo, este valor representa la fracción de la
saturación de petróleo desplazada de la porción del yacimiento contactada
por el fluido inyectado. Debido a los incrementos de recuperación de
petróleo que se deben básicamente a que se aumenta a través de la
inyección de agua la presión, el factor de recobro se incrementa en un 10.94
% más del estimado antes de implementar la recuperación secundaria.
3.5.2.2. Etapa de Ruptura Los resultados del comportamiento de la inyección de agua al momento de
la ruptura están en función de diferentes intervalos de distancia hasta
32
alcanzar la distancia recorrida por el frente de saturación, en función del
tiempo, los cuales se presentan en la tabla 11.
Tabla 11. Resultados obtenidos en la etapa de ruptura
P
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Facto
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reco
bro
L T Np Winy ED FR
pies dias Bls Bls % %
2,33
560 112.28 134914.36 280695 64.38 8.43
1.120 224.56 269928.72 561390 64.38 16.86
1.680 336.84 404743.08 842085 64.38 25.28
2.240 449.12 539657.44 1 122 780 64.38 33.71
2.800 561.39 674571.792 1 403 475 64.38 42.14
Se puede evidenciar que anualmente incrementamos la producción de
petróleo debido a nuestra gran eficiencia de desplazamiento, lo que nos
indica que estamos realizando un buen barrido incrementando al punto de
ruptura el factor de recobro incrementó un 10.94% al factor de recobro previo
a la implementación de la recuperación secundaria. Por lo tanto nuestro
proyecto nos ayudó a producir aproximadamente 175127.64 barriles de
petróleo adicionales.
3.5.2.3. Etapa subordinada o irrupción del agua
Después de la etapa de ruptura la saturación de agua aumentó en el
extremo productor del modelo, el agua que se inyectó comenzó a
incrementarse, es decir que el fluido desplazante comenzó ya a producirse
en los pozos productores.
Por medio del modelo matemático usando las ecuaciones descritas a
continuación y analizando nuevas saturaciones se efectuó la predicción del
comportamiento del reservorio a la surgencia del agua, estimando los
valores de petróleo que se recuperó en esta etapa, el volumen de agua que
se requirió para recuperar dicho petróleo, el volumen de agua que se produjo
33
hasta ese punto y el tiempo que tomó para que el reservorio alcance nuevas
condiciones de saturación donde ya no es económicamente rentable seguir
con el proyecto de recuperación secundaria.
Como se puede observar en la figura 16, se muestra una ampliación donde
ocurre el punto de ruptura en la curva de flujo fraccional.
Figura 16. Ampliación del punto de ruptura en la curva de flujo fraccional.
En la curva se fijó un punto en la parte superior de la gráfica que es la
saturación promedio a la cual se realizaron las estimaciones.
Etapa subordinada
En la figura 17 se detalla las nuevas condiciones de saturación de agua y
flujo fraccional que se alcanza después de la ruptura como se detalla a
continuación:
34
Figura 17. Determinación de Swbt2, Swpbt2, fwbt2 y fwpbt2 a partir de la curva de flujo
fraccional ampliada después de la ruptura
De la gráfica se obtuvieron datos de saturación de agua después de la
ruptura “Swbt2”, la saturación promedio de agua en el frente de barrido
después de la ruptura “Swpbt2”, el flujo fraccional de agua después de la
ruptura “fwbt2”, y el flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido
después de la ruptura “fwpbt2”. Los datos tomados de la gráfica se presentan
en la tabla 12.
Tabla 12. Datos obtenidos de la curva
Saturación de agua al momento de la ruptura
Swbt2 73.4%
Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura
Swpbt2 77.5%
Flujo fraccional de agua al momento de la ruptura
fwbt2 95.5%
Flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura
fwpbt2 1
35
Con los datos obtenidos de la curva se realizó el modelo matemático
utilizando la ecuación [11] para determinar el valor de la pendiente.
(
)
[11]
Determinada la pendiente se determinó el tiempo de inyección que tomará
llegar a esa condición de saturación promedio del reservorio, utilizando la
ecuación [12].
(
) [12]
Donde :
iiii: área transversal, pies2
iiiiiiiiiiiiii: porosidad, fracción
iiiiiiiiiiiiii: distancia recorrida por el frente de saturación, pies
iiiiiiiiiiiii: caudal total de inyección, bbls/día
: pendiente de la curva de flujo fraccional
t : tiempo de inyección, días
Posteriormente se calculó el volumen adicional de petróleo con la ecuación
[13].
( )
[13]
Donde:
iiiiiiiii: volumen adicional de petróleo
iiii: área transversal
Liiiiiiiiiiiiii: longitud, pies
iiiiiiiiiiiiii: porosidad, fracción
iiiiii: saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento
de la ruptura, fracción
iiiiiiii: saturación de agua al momento de la ruptura, fracción
iiiiiiiiiiii: factor volumétrico, BY/BN
Es importante recalcar que el el petróleo total producido es el resultado de la
suma de el petróleo producido hasta la ruptura más el volumen de petróleo
que se sigue barriendo por medio de la inyección de agua y se determinó
con la ecuación [14].
36
[14]
Después se calculó el agua que se producirá hasta que el reservorio alcance
las condiciones de saturación, la ecuación [15] permite obtener Wp. Y la
ecuación [16] se calculó el volumen de agua que se inyectará.
[15]
[16]
Al producirse en esta etapa agua inyectada y petróleo, se calculó la relación
agua petróleo RAP usando la ecuación [17].
[17]
Y por último determinó la eficiencia de desplazamiento y el POES, aplicando
la ecuación [18] y [19], respectivamente.
( )
[18]
[19]
En la tabla 13 se exponen los resultados obtenidos de la predicción de
recuperación de petróleo a la surgencia del agua.
Tabla 13. Resultados obtenidos en la etapa subordinada
Pen
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eco
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tap
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su
bo
rdin
ad
a
t Np Wp Wi RAP ED FR
dias bls bls Bls adm. % %
1.452 1191.29 136349.618 376453.891 2 978 225 25.68 69.17 8.52
37
Podemos concluir que en nustra estapa inicial producimos la mayor cantidad
de hidrocarburo, muy semejante al modelo de piston sin fugas, ya que en
nuestra etapa subordinada nuestro factor de recobro es del 8.52 % con una
recuperación de 376453.891 barriles y una relación agua petróleo muy alta
del 25.68%.
Tabla 14. Resultados obtenidos en la aplicación de la recuperación secundaria
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eco
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incre
men
tal
T Np Wp Wi RAP FR
dias bls bls Bls adm. %
1752.68 810921.41 376453.891 4 381 700 25.68 19.46
Se recuperará 810921.41 barriles de petróleo en un tiempo aproximado de 4
años 9 meses, cabe recalcar que el 83.18 % de esta producción se la
explotará en la etapa inicial, esto debido a nuestra gran eficiencia de
desplazamiento y al incremento de nuestro factor de recobro. El petróleo
recuperado es el drenado de zonas del reservorio que inyectando fluido
desplazante (agua) sigue desplazando el petróleo hacia los pozos
productores.
3.6. DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA DEL MODELO DE INYECCIÓN
Se determinó la fracción del volumen del yacimiento que es contactada por
el fluido inyectado, con la finalidad de evaluar la eficiencia de barrido
tomando en cuenta los factores que influyen sobre esta como el
espaciamiento y arreglo de pozos, distribución de presión, propiedades de
las rocas y de los fluidos y de la heterogeneidad del yacimiento para el
modelo de inyección seleccionado.
3.6.1. EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL (EA) Y BARRIDO VERTICAL (EV)
Para determinar la eficiencia del área barrida y de desplazamiento vertical,
se calculó la razón de movilidad “M” que viene dada por la ecuación [20].
38
[20]
Donde:
iiiii: permeabilidad relativa al agua
iiiiii: permeabilidad relativa al petróleo
iiiiiiiii: viscosidad del petróleo, cP
iiiiiiiii: viscosidad del agua, cP
Los valores de Krw y Kro se los obtuvo a partir del gráfico de
permeabilidades relativas presentado en la figura 18, trazando una línea
recta desde el valor de la saturación inicial hasta la curva de permeabilidad
relativa del petróleo y para el valor de Krw de igual manera pero tomando
como referencia el valor de la saturación de agua en el momento que ocurre
la ruptura.
Figura 18. Curvas de permeabilidades relativas
39
Los valores tomados del gráfico se exponen en la tabla 15.
Tabla 15. Datos de Kro y Krw
PERMEABILIDAD RELATIVA AL PETRÓLEO
Kro 0.975
PERMEABILIDAD RELATIVA AL AGUA Krw 0.075
Los datos obtenidos se reemplazaron en la ecuación [20] y se obtuvo una
movilidad de 0.33.
Tabla 16. Condiciones de la Razón de Movilidad
CONDICIÓN M PARÁMETROS
Ideal
= 1 Movilidades del petróleo y agua son
idénticas y ellas encuentran la misma al flujo en el yacimiento.
Favorable
˂ 1 El petróleo fluye mejor que el agua y es fácil para el agua desplazar al petróleo; la ecuación resulta en una eficiencia de
barrido y un buen recobro.
Desfavorable
˃ 1 El agua fluye mejor que el petróleo y no
es muy efectivo el desplazamiento de éste.
Calculada la movilidad, se utilizó el diagrama presentado en la figura 19 y se
determinó la eficiencia de área barrida a la surgencia.
Cabe recalcar que el diagrama depende para el arreglo de pozos
seleccionados para el estudio, en este caso es un diagrama para el arreglo
de 5 pozos.
40
Figura 19. Efecto de la razón de movilidad en la eficiencia areal a la ruptura para un arreglo
de cinco pozos.
(Craig, 1982)
Para la determinación de la eficiencia de desplazamiento vertical se debe
considerar la heterogeneidad del yacimiento y se utiliza un parámetro
estadístico “V” defnido por Dykstra y Parsons como variación de la
permeabilidad, el cual asigna a las permeabilidades dentro de cada estrato
una distribución log-normal. Es decir, un yacimiento perfectamente
homogéneo tiene una variación de permeabilidad igual a cero, mientras que
en un yacimiento totalmente heterogéneo tendrá una variación de uno (Ferrer,
2001).
Si no hay datos disponibles para poder calcular el parámetro estadístico “V”,
a este se puede suponer un valor típico de 0.7, que es aplicado para la
mayoría de los yacimientos.
Para el cálculo de la eficiencia de desplazamiento vertical, se empleó el
diagrama presentado en la figura 20, que ésta en función de la variación de
la permeabilidad “V” y la Movilidad.
41
Figura 20. Diagrama para la determinación de la eficiencia vertical
(Craig, 1982)
En la tabla 17 se exponen los resultados obtenidos de la determinación de
las eficiencias de barrido areal y barrido vertical para el modelo de inyección.
Tabla 17. Eficiencias del modelo de inyección
MO
VIL
IDA
D
EF
ICIE
NC
IA D
E
BA
RR
DIO
AR
EA
L
EF
ICIE
NC
IA
DE
BA
RR
DIO
VE
RT
ICA
L
M EA EV
% %
0.33 88 90
Como se puede observar en el gráfico de permeabilidades relativas la
saturación a la cual son iguales las permeabilidades al petróleo y al agua es
42
mas del 50 % de saturación de agua por ende el sistema prefiere ser mojado
por agua influenciando en el comportamiento de la producción de petróleo.
La eficiencia de barrido areal indica que el 88 % del área delimitada para el
arreglo fue contactada por el fluido desplazante y permitió recuperar una
fracción de petróleo móvil que se encuentra en esta zona.
Probablemente los factores que inciden para barrer mas del 50 % del área
del modelo de inyección son la configuración areal existente entre el pozo
inyector y los pozos productores, la razón de movilidad, ya que cuando ésta
aumenta la eficiencia areal disminuye, el volumen de fluidos inyectados, las
propiedades de las rocas y las propiedades del istema roca-fluido.
Cabe recalcar que la eficiencia areal se incrementa rápidamente desde que
inicia la inyección hasta antes que ocurra la ruptura y después hasta que el
proyecto deje de ser rentable y se continúe inyectando agua la eficiencia
areal continua creciendo pero de forma lenta.
El fluido desplazante ha contactado el 90 % del área vertical del reservorio,
entonces para el modelo de inyección la capacidad que tiene este para
barrer el área y desplazar petróleo de la sección vertical es alta, la relación
de movilidad al ser de 0.33 es un valor bajo que permite que se de un buen
barrido pues si aumenta la razón de movilidad disminuye la eficiencia de
barrido vertical (Ferrer, 2001).
3.7. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA
En la figura 21 se presenta el esquema diseñado con el proceso y las
facilidades requeridas para la implementación de la recuperación secundaria
en el reservorio “U superior” del campo Atacapi.
Para el diseño se consideraron los siguientes aspectos:
1. Diseño del sistema de tratamiento de agua para inyección. El agua de
inyección es proveniente de la Estación Secoya.
2. Instalación de quipo de bombeo con 2 bombas REDA HPS, tomando
en cuenta que una se encontraría en back up para inyección y 2
bombas Booster para inyectar 2500 BAPD.
Figura 21. Facilidades propuestas para el tratamiento de agua
(Pardali Services, 2017)
44
3.8. ANÁLISIS DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DEL AGUA
DE INYECCIÓN
El agua de formación del reservorio “U” superior del campo Atacapi supera
los 75000 ppm –Cl, agua no apta para el consumo humano y agrícola.
Para poder cuantificar la compatibilidad del agua a inyectar al reservorio “Us
presentamos el análisis físico-químico del agua de la estación Atacapi, la
que muestra un rango de salinidad y dureza muy semejante al agua de
formación, lo cual nos indica que no tendremos problema de
incompatibilidad.
La tabla 18 muestra los resultados obtenidos del análisis físico- químico del
agua de formación que recibe tratamiento químico para ser inyectada.
Tabla 18. Análisis físico- químico del agua de formación reservorio U-superior.
(Pardaliservices, 2013)
test unidades método resultado incertidumbre
+/- otras unidades
pH [ ] Sm 4500 + H
D 6.08 0.08
dureza total ppm
CaCO3 Sm 2340 C 27300
dureza cálcica ppm
CaCO3 Sm 2340 C 23000 N/A 10920 ppm Ca
dureza magnésica
ppm CaCO3
Sm 2340 C 4300 N/A 5589 ppm Mg
alkalinidad total
ppm CaCO3
Sm 2340 B 240 N/A 292.8 ppm
HCO3
hierro ppm ADAC
974.27/200 109 1.1
sulfatos ppm Sm 4500 SO4
A-E 25 24.71
cloruros ppm Sm 4500 CI-B 75300 3581.53
densidad ppm Sm 2520 C 10.718 N/A
oxigeno ppb Sm 4500 O D
N/A
dióxido de carbono
ppm Sm 4500 CO2
C N/A
sodio ppm
42647.2
TDS ppm
128518.9
45
En general los valores de aceite varían entre 1 y 2 ppm y de los sólidos
totales en suspensión están aproximadamente entre 30 y 70 ppm en el agua
de producción de los pozos receptores como muestra la tabla 20, tomando
uno de los pozos receptores para ejemplo, para lo cual se considera inyectar
demulsificante y surfactante a la salida de los separadores; antiescala,
biocida y anticorrosivo en las bombas de trasferencia del agua de producción
a los pozos re inyectores, para evitar la incorporación de oxígeno también se
incluye gas de blanqueting.
Tabla 19. Análisis físico- químicos del Agua de pozo receptor
(Pardaliservices, 2013)
El proceso de tratamiento de agua para la inyección consistirá básicamente
en la separación y acondicionamiento del agua de producción en la estación
ATACAPI a través del apropiado tiempo de residencia en los tanques
Skimmer y tanque pulmón.
Además el agua de producción de la estación Atacapi será tratada
químicamente para maximizar los volúmenes a ser inyectados en el
reservorio U superior de la formación Napo del pozo ATACAPI-12D y así
poder evitar el taponamiento por sólidos y prolongar el tiempo de vida útil
de las instalaciones de superficie y de fondo mediante el control de las
incrustaciones y de los mecanismos de corrosión natural.
6,75
103100
1,051
mg/l meq/l
0
329 5,39
57860 1631
140 2,92
7120 355,29
840 69,08
27050 1176
119 3,03
5,5 0,08
410 9,36
2 0,11
1639
1613
1,02
0,987
0,8% error=100 (An-Cat)/(An+Cat) en meq
Estroncio (Sr)
Hierro disuelto (Fe)
Suma de aniones (meq)
Suma de cationes (meq)
aniones/cationes
SST/Conductividad
Sulfatos (SO4)
Calcio (Ca)
Magnesio (Mg)
Sodio (Na)
Potasio (K)
Bario (Ba)
pH
Conductividad (μS/cm)
Peso específico
Alcalinidad (CO3)
Alcalinidad (HCO3)
Cloruro (Cl)
46
Generación eléctrica 1.92 kw/bbl 0.176
Perforar y completar 1 000 000 0.2
Recompletación 300000 usd
Total 1 pozo / 3
completaciones 1 600 000 usd
Costo por agua 400000 usd
Producción total1 000 000 bbl@ 90%
corte de agua
Agua total9 000 000 bbl@ 90%
corte de agua
Perforar y completar 600000 usd
Recompletación 200000 usd
Total 1 pozo / 3
completaciones1 000 000 usd
Total Inyectado / 3
completaciones32 850 000 bbl de agua
0.087
0.002
0.034
0.147
0.04
0.147
0.012
0.207
0.033
0.074
0.102
0.074
1.115
Estimación para 4 pozos productores
Estimación para 1 pozo inyector
Costo total/bbl
Total de pozos
Total de consumos
Total productos químicos
Consumos
Inversiones/Gastos
Consumos
Inversiones/Gastos
Productos químicos
Productos químicos
Consumos
Inversiones/Gastos
Inversiones/Gastos
Consumos
Inversiones/Gastos
Inversiones/Gastos 0.03
Generación eléctrica 0.0025 kw/bbl
Generación eléctrica 1.2 kw/bblInyección
Bombeo
Separación de
agua libre
Filtrado
Eliminación de
restos de crudo
Levantamiento
Instalaciones de
superficie0.589
3.9. ANÁLISIS ECONÓMICO 3.9.1. COSTOS OPERACIONALES
Tabla 20. Estimación de costos operacionales al estudio de Inyección de agua
(Schlumberger, 2000)
En la etapa primaria los ingresos por venta de petróleo a razón de 57 USD el
barril restando sus costos operativos y su penalidad por calidad de crudo a
48 USD nos dan ingresos por: 8 406 030.82 USD mientras que para la etapa
subordinada los ingresos nos darían un total de: 6 544 781.66 USD dando
un total de ingresos de: 14 950 812.48 USD, dado que los costos del
proceso de inyección que incluye gastos e inversión son de: 4 885 595.5
USD por lo que la relación costo beneficio es favorable al proyecto.
Por lo que la relación costo beneficio es positivo con un valor de: 3.06 USD
por cada dólar invertido por lo que se recomienda su implementación.
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
47
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1. CONCLUSIONES
El pozo inyector es el Atacapi-B12, se seleccionó en función a los parámetros de la tabla Nro.2, los pozos seleccionados como productores son Atacapi-11; Atacapi-15; Atacapi-18; Atacapi-19 se escogieron en base al análisis de los parámetros dados en la tabla Nro.3 para el estudio.
El factor de recuperación en la etapa inicial es de 42.14% se
incremento en un 10.94% más al factor de recobro determinado antes
de implementar la recuperación secundaria lo que indica que se tenía
un 31.2% previo al estudio con recuperación primaria. Con lo que se
recuperó una producción de 674571.792 barriles de petróleo en 1 año
6 meses.
Posterior a la etapa de ruptura la saturación de agua aumento por lo
cual en esta etapa se produce por arrastre ya que el agua de
inyección alcanza a nuestro pozo productor, por lo cual el tiempo de
recuperación de la etapa subordinada va a ser mayor a la etapa
inicial.
Se tiene una razón de movilidad calculada [M] de: 0.33 lo que implica
que el petróleo fluye mejor que el agua y es fácil para el agua
desplazar al petróleo manteniendo un buen factor de recobro lo cual
favorece al proceso de inyección de agua.
Debido a la eficiencia de barrido y a la alta productividad en la etapa
inicial hasta alcanzar la ruptura podemos evidenciar que el estudio se
acerca mucho a un modelo de piston sin fugas.
Con el diseño del proceso de inyección a una tasa de 2500 BAPD no
se produce fracturamiento, ni canalización, ni taponamiento de la
arena debido a que previo a realizar el estudio se ejecutó un análisis
físico-quimico del agua para determinar la compatibilidad entre el
agua de inyección y de formación.
Para la etapa inical del proyecto se estima la recuperación de
674571.792 barriles de petróleo en 1 año 6 meses, lo que resulta un
periodo idóneo donde se recuperó la mayor cantidad de reservas para
lo cual se considera favorable para proceder a un estudio de
factibilidad, concluyendo que se cumplen los criterios establecidos
esenciales para el desarrollo de un proyecto.
48
Para la etapa subordinada del proyecto se estimó que se recuperará
136349.618 barriles de petróleo en 3 años 3 meses, lo que implica
que en la etapa inicial se recuperó la mayor cantidad de reservas en
comparación a la subordinada, el estudio de pre factibilidad indica que
en la etapa subordinada se obtiene un factor de recobro de apenas
8.52%.
Se determinaron las curvas de permeabilidad relativa por lo que se
evidencia que es una roca hidrófila mojada por agua ya que en la
curva de permeabilidad relativa el corte de Sw es ˃50% lo que
favorece al desplazamiento de fluidos por imbibición.
En la etapa primaria los ingresos por venta de petróleo a razón de 57
USD el barril restando sus costos operativos y su penalidad por
calidad de crudo a 48 USD nos dan ingresos por: 8 406 030.82 USD
mientras que para la etapa subordinada los ingresos fueron de: 6 544
781.66 USD dando un total de ingresos de: 14 950 812.48 USD, dado
que los costos del proceso de inyección que incluye gastos e
inversión son de: 4 885 595.5 USD por lo que la relación costo
beneficio es favorable al proyecto. Por lo que la relación costo
beneficio es positivo con un valor de: 3.06 USD por cada dólar
invertido lo que hace al proyecto rentable.
4.2. RECOMENDACIONES
Aplicar el proyecto en su totalidad ya que tiene una rentabilidad tanto
en la estapa inicial como en la subordinada.
Debido a la depletación del yacmiento “U superior” se recomienda la
implementación de este proyecto para poder controlar la caída
hiperbólica de presión en los yacimientos.
Establecer un control del agua de formación que se utilizara para este
proyecto en cuanto a propiedades físico-quimicas y volúmenes
necesarios para aplicación del mismo, cumplimiento con los requisitos
medioambientales y operativos necesarios para su aplicación.
Realizar pruebas de producción constantes y mantener monitoreado
parámetros de fondo de pozos benefactores
Delimitar el arreglo de inyección en base a la estructura del
yacimiento, espesores, petrofísica y fluidos para evitar efecto fingering
o problemas de barrido.
5. BIBLIOGRAFÍA
49
5. BIBLIOGRAFÍA
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EPN.
Willhite, G. (1986). Waterflooding. Dallas: SPE.
6. ANEXOS
51
6. ANEXOS
ANEXO 1.
DIAGRAMA PROPUESTO DE LA COMPLETACIÓN PARA EL
POZO INYECTOR ATACAPI-12D
(Petroamazonas, Diagarama de Completación pozo Inyector "Us", 2013)
