Post on 08-May-2020
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS
ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA A LA
ARENA U INFERIOR EN EL POZO GUANTA 27 DEL CAMPO GUANTA DURENO
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS
KATHERINE PATRICIA VACACELA RECALDE katherine.vacacela@epn.edu.ec
DIRECTOR: MSc. Ing. RAÚL ARMANDO VALENCIA TAPIA raul.valenciat@epn.edu.ec
Quito, mayo 2018
II
DECLARACIÓN
Yo, Katherine Patricia Vacacela Recalde, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.
KATHERINE PATRICIA
VACACELA RECALDE
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Katherine Patricia Vacacela Recalde, bajo mi supervisión.
MSc. Raúl Valencia DIRECTOR DE PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios por poner en mi camino obstáculos que me enseñan a ser una mejor persona.
Al Ing. Raúl Valencia por su dirección y tiempo para la realización de este trabajo y a todos los docentes que conforman la Facultad de Ingeniería en Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional, por su predisposición para ayudar a sus alumnos en todo momento.
A Petroamazonas EP, que por medio de su equipo de trabajo hizo posible la obtención de información para la elaboración del presente.
A mi familia, por estar pendiente de mí a pesar de la distancia y el tiempo. Agradezco a mis hermanos Richard, Leidy y Diana por ser mi motivación para avanzar.
A mi amigo, confidente y cómplice, Wilson, por su constante apoyo y por ser un ejemplo a seguir.
A mis amigos Jhonny, Anita, Santiago y María Belén, por sus infaltables palabras de aliento y anécdotas compartidas. Un agradecimiento especial a mi mejor amigo Nixon, por compartir conmigo cada momento de la vida universitaria y ser una persona llena de alegría.
A mi fiel amiga Janis, por acompañarme cada noche de desvelo.
V
DEDICATORIA
A mi hermana Dayana que desde el cielo cuida de mí y de mi familia, todo lo hice porque sabía que estabas a mi lado.
A mis padres María Elena y Luis, por haber sembrado en mí la semilla de la perseverancia y el amor incondicional. Son los mejores padres que alguien podría tener.
VI
CONTENIDO
DECLARACIÓN ..................................................................................................... II
CERTIFICACIÓN ...................................................................................................III
CONTENIDO ......................................................................................................... VI
RESUMEN .......................................................................................................... XVI
PRESENTACIÓN ............................................................................................... XVII
CAPÍTULO 1: DESCRIPCIÓN DEL CAMPO GUANTA DURENO ......................... 1 1.1 ANTECEDENTES ........................................................................................ 1
1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ........................................................................ 2
1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO ............................................... 3
1.3.1 ESTRUCTURA ...................................................................................... 3
1.3.2 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA........................................................... 3
1.3.2.1 FORMACIÓN HOLLÍN .................................................................... 5
1.3.2.2 FORMACIÓN NAPO ....................................................................... 5
1.3.2.2.1 ARENISCA “T” ......................................................................... 7
1.3.2.2.2 ARENISCA “U” ......................................................................... 7
1.3.2.3 FORMACIÓN TENA ....................................................................... 8
1.3.2.3.1 SUPERIOR-MEDIA .................................................................. 8
1.3.2.3.2 ZONA BASAL TENA ................................................................ 8
1.4 PETROFÍSICA ............................................................................................. 9
1.4.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS DEL CAMPO ................................... 9
1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS ............ 10
1.5 FACTOR DE RECOBRO ........................................................................... 11
1.6 ESTADO DEL CAMPO .............................................................................. 12
1.6.1 PRODUCCIÓN .................................................................................... 12
1.6.2 PRESIÓN ............................................................................................ 13
1.6.3 RESERVAS ......................................................................................... 14
1.6.3.1 RESERVAS PROBADAS ............................................................. 14
1.6.3.2 RESERVAS PROBABLES ........................................................... 15
1.6.3.3 RESERVAS POSIBLES ............................................................... 15
1.6.4 POZOS ................................................................................................ 15
1.6.4.1 POZO GUANTA 27 ....................................................................... 16
1.6.4.2 POZO GUANTA 5 ......................................................................... 19
1.6.4.3 POZO GUANTA 11 ....................................................................... 21
1.6.4.4 POZO GUANTA 12 ....................................................................... 25
VII
1.6.4.5 POZO GUANTA 28 ....................................................................... 26
CAPÍTULO 2: TEORÍA DE LA INYECCIÓN DE AGUA Y PREDICCIÓN DE LA INYECCIÓN EN EL POZO GUANTA 27 ARENA U INFERIOR ......................................................................................30
2.1 TEORÍA DE LA INYECCIÓN DE AGUA .................................................... 30
2.1.1 PERMEABILIDAD ............................................................................... 30
2.1.1.1 PERMEABILIDAD ABSOLUTA ..................................................... 30
2.1.1.2 PERMEABILIDAD EFECTIVA ...................................................... 30
2.1.1.3 PERMEABILIDAD RELATIVA ...................................................... 30
2.1.1.3.1 FUENTES DE INFORMACIÓN .............................................. 30
2.1.2 SATURACIÓN DE FLUIDOS .............................................................. 31
2.1.2.1 SATURACIÓN IRREDUCTIBLE, SWIRR ..................................... 31
2.1.2.2 SATURACIÓN DE AGUA CRÍTICA, SWCR ................................. 31
2.1.3 MOJABILIDAD O HUMECTABILIDAD ................................................ 31
2.1.4 MOVILIDAD ........................................................................................ 31
2.2 INYECCIÓN DE AGUA .............................................................................. 32
2.2.1 MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS
INMISCIBLES...................................................................................... 32
2.2.1.1 TIPOS DE DESPLAZAMIENTO ................................................. 32
2.2.1.1.1 PISTÓN SIN FUGAS ............................................................. 33
2.2.1.1.2 PISTÓN CON FUGAS ........................................................... 33
2.2.2 EFICIENCIA DE BARRIDO Y TIPOS DE INYECCIÓN ....................... 34
2.2.3.1 INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTERNA ...................................... 34
2.2.3.2 EN ARREGLOS O DISPERSA ..................................................... 34
2.2.3.2.1 EMPUJE LINEAL DIRECTO .................................................. 35
2.2.1.2.2. EMPUJE LINEAL ESCALONADO ........................................ 35
2.2.1.2.3 MODELO DE CINCO PUNTOS ............................................. 36
2.2.1.2.4 MODELO DE SIETE PUNTOS .............................................. 38
2.2.1.2.5 MODELO DE NUEVE PUNTOS ............................................ 38
2.3 MÉTODOS DE PREDICCIÓN ................................................................... 39
2.3.1 MÉTODOS DE PREDICCIÓN RELACIONADOS
PRIMORDIALMENTE CON LA HETEROGENEIDAD DEL
YACIMIENTO ...................................................................................... 39
2.3.1.1 MÉTODO DE DYKSTRA PARSONS ............................................ 40
2.3.1.2 MÉTODO DE STILES ................................................................... 40
VIII
2.3.2 MÉTODOS DE PREDICCIÓN RELACIONADOS
PRIMORDIALMENTE AL ÁREA BARRIDA ........................................ 41
2.3.3 MÉTODOS DE PREDICCIÓN RELACIONADOS
PRIMORDIALMENTE CON EL MECANISMO DE
DESPLAZAMIENTO ............................................................................ 41
2.3.4 MÉTODOS DE PREDICCIÓN INVOLUCRANDO
MODELOS MATEMÁTICOS ............................................................... 42
2.3.5 MÉTODOS DE PREDICCIÓN EMPÍRICOS ........................................ 42
2.4 PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN
DE AGUA EN EL POZO GUANTA 27 ARENA U INFERIOR .................... 42
2.4.1 SELECCIÓN DEL ARREGLO DE POZOS .......................................... 42
2.4.2 CONTINUIDAD, ESPESOR Y SELECCIÓN DEL INTERVALO DE
ARENA A INYECTARSE ..................................................................... 43
2.4.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ARENA U INFERIOR Y
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS .................................................... 47
2.4.3.1 ANÁLISIS DE LA CALIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN .......... 48
2.4.4 SELECCIÓN DEL MÉTODO DE PREDICCIÓN.................................. 49
2.4.5 PREDICCIÓN POR EL MÉTODO DE DYKSTRA PARSONS ............. 50
2.4.5.1 PROCEDIMIENTO CON USO DE GRÁFICAS ............................. 50
2.4.5.2 PROCEDIMIENTO TOTALMENTE ANALÍTICO ............................ 59
2.4.6 PREDICCIÓN POR EL MÉTODO DE STILES .................................... 60
2.4.7 RESULTADOS OBTENIDOS CON LOS MÉTODOS DE
PREDICCIÓN ...................................................................................... 63
2.4.7.1 RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO TOTALMENTE
ANALÍTICO DE DYKSTRA PARSONS ........................................ 63
2.4.7.2 RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO DE STILES ..... 63
2.4.7.3 COMPARACIÓN DE RESULTADOS OBTENIDOS CON AMBOS
MÉTODOS.................................................................................... 64
CAPÍTULO 3: ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO ............................................67 3.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 67
3.2 FACTORES A CONSIDERAR PARA EL ANÁLISIS TÉCNICO –
ECONÓMICO ............................................................................................ 67
3.2.1 CAPEX ................................................................................................ 67
3.2.1.1 FACILIDADES DE SUPERFICIE NECESARIAS PARA
IMPLEMENTAR LA INYECCIÓN DE AGUA EN EL POZO
GUANTA 27 AREUNA U INFERIOR ............................................ 67
3.2.1.2 REACONDICIONAMIENTO DEL POZO GUANTA 27 .................. 69
3.2.2 OPEX .................................................................................................. 69
IX
3.2.3 PRECIO DEL PETRÓLEO .................................................................. 70
3.3 RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO ....................... 71
3.3.1 ESCENARIO OPTIMISTA .................................................................... 71
3.3.2 ESCENARIO PROBABLE .................................................................... 71
3.3.3 ESCENARIO PESIMISTA .................................................................... 72
CAPÍTULO 4: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..................................76 4.1 CONCLUSIONES ....................................................................................... 76
4.2 RECOMENDACIONES ............................................................................... 77
BIBLIOGRAFÍA .....................................................................................................79
GLOSARIO ............................................................................................................83
ANEXOS ...............................................................................................................84
X
LISTA DE TABLAS
No DESCRIPCIÓN PÁGINA
1.1 División de la formación Napo 7 1.2 Características de las rocas del campo Guanta Dureno 9 1.3 Propiedades de los fluidos del yacimiento 11 1.4 Factor de recobro del campo Guanta Dureno 12 1.5 Estado de producción de petróleo del campo 13 1.6 Reservas del campo Guanta Dureno 15 1.7 Estado de pozos del campo Guanta Dureno 16 1.8 Datos generales del pozo Guanta 27 17 1.9 Resumen de datos obtenidos del registro eléctrico del pozo
Guanta 27
17 1.10 Resumen de datos obtenidos del registro eléctrico del pozo
Guanta 5
19 1.11 Resumen de datos obtenidos del registro eléctrico del pozo
Guanta 11
23 1.12 Resumen de datos obtenidos del registro eléctrico del pozo
Guanta 12
25 1.13 Resumen de datos obtenidos del registro eléctrico del pozo
Guanta 28
26 1.14 Resumen de producción de los pozos Guanta 5, Guanta 11,
Guanta 12 y Guanta 28
29 2.1 Espesores saturados de hidrocarburo de la arena U inferior del
campo Guanta Dureno del arreglo de cinco pozos propuesto
43 2.2 Propiedades petrofísicas promedio de la arena U inferior y
propiedades de los fluidos
47 2.3 Datos de saturación y permeabilidad relativa del campo Guanta
Dureno, arena U inferior
48 2.4 Permeabilidades absolutas a profunidad 51 2.5 Cálculo de la probabilidad mayor que de las permeabilidades de
la arena U inferior del campo Guanta Dureno
51 2.6 Cálculos para el método de Stiles 61 2.7 Resumen de resultados obtenidos con el método totalmente
analítico de Dykstra - Parsons
64 2.8 Resumen de resultados obtenidos con el método totalmente
analítico de Stiles 65
3.1 Resultados del análisis técnico - económico para un escenario optimista
73
3.2 Resultados del análisis técnico - económico para un escenario probable
74
3.3 Resultados del análisis técnico - económico para un escenario pesimista
75
XI
LISTA DE FIGURAS
No DESCRIPCIÓN PÁGINA
1.1 Ubicación geográfica del campo Guanta Dureno 2 1.2 Mapa estructural al tope del reservorio U inferior 4 1.3 Columna estratigráfica del campo Guanta Dureno 6 1.4 Porosidad de las arenas del campo Guanta Dureno 10 1.5 Historial de producción del campo Guanta Dureno 13 1.6 Historial de presión de la arena u inferior del campo Guanta
Dureno
14 1.7 Registro eléctrico, reservorio U inferior, pozo Guanta 27 18 1.8 Registro eléctrico, reservorio U inferior, pozo Guanta 5 20 1.9 Historial de producción del pozo Guanta 5 U inferior 21
1.10 Historial de producción de agua del pozo Guanta 5 U inferior 21 1.11 Registro eléctrico, reservorio U inferior, pozo Guanta 11 22 1.12 Historial de producción del pozo Guanta 11 U inferior 23 1.13 Historial de producción de agua del pozo Guanta 11 U inferior 23 1.14 Registro eléctrico, reservorio U inferior, pozo Guanta 12 24 1.15 Historial de producción del pozo Guanta 12 U inferior 25 1.16 Historial de producción de agua del pozo Guanta 12 U inferior 26 1.17 Registro eléctrico, reservorio U inferior, pozo Guanta 28 27 1.18 Historial de producción del pozo Guanta 28 U inferior 28 1.19 Historial de producción de agua del pozo Guanta 28 U inferior 28 2.1 Desplazamiento tipo pistón sin fugas 33 2.2 Desplazamiento tipo pistón con fugas 34 2.3 Inyección de agua periférica 35 2.4 Empuje lineal directo 36 2.5 Empuje lineal escalonado 36 2.6 Modelo normal de cinco puntos 37 2.7 Modelo normal de siete puntos 38 2.8 Modelo normal de nueve puntos 39 2.9 Arreglo de cinco pozos invertido en el campo Guanta Dureno
U inferior
44 2.10 Área de influencia de la inyección de agua 45 2.11 Mapa de espesor total de la arena U inferior del campo Guanta
Dureno
46 2.12 Coeficiente de variación de permeabilidad de Dykstra Parsons 52 2.13 Coeficiente de variación de permeabilidad para la arena U
inferior del campo Guanta Dureno
53 2.14 Curva de flujo fraccional 54 2.15 Gráfico de la producción de petróleo acumulado versus el
WOR
55 2.16 Factor de recobro después de la inyección en el pozo Guanta
27 arena U inferior
65
XII
No DESCRIPCIÓN No
2.17 Proyección de producción de petróleo incremental después de la inyección en el pozo Guanta 27
66
3.1 Facilidades de superficie para la inyección en el pozo Guanta 27
69
3.2 Diferencial del crudo ecuatoriano frente al WTI 2017 70
XIII
SIMBOLOGÍA
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES bapd Barriles de agua por día L3/t bl Barriles L3 bppd Barriles de petróleo por día L3/t bfpd Barriles de fluido por día (agua y petróleo) L3/t Bg Factor volumétrico del gas Bo Factor volumétrico del petróleo Bw Factor volumétrico del agua cp Centipoises M/Lt CAP Contacto agua/petróleo CPPS Pozo cerrado con completación de bombeo
electrosumergible
CPPH Pozo cerrado con completación de bombeo hidráulico
FR Factor de recobro h Altura neta productora L H Altura total productora L iw Tasa de inyección de agua L3/t k Permeabilidad absoluta L2 kg Permeabilidad efectiva al gas L2 ko Permeabilidad efectiva al petróleo L2
kw Permeabilidad efectiva al agua L2
krg Permeabilidad relativa al gas kro Permeabilidad relativa al petróleo krw Permeabilidad relativa al agua LKO Lowest known oil m Metro L md Milidarcys (0.001 darcys) L2 M Razón de movilidades (movilidad del fluido
desplazante a la del fluido desplazado)
M Abreviatura utilizada para indicar miles MM Abreviatura utilizada para indicar millones Np Producción acumulada de petróleo L3 OPEP Organización de países exportadores de pétróleo p Presión M/Lt2 pb Presión de burbuja M/Lt2 ppm Partes por millón pi Presión inicial M/Lt2 pwf Presión de fondo fluyente M/Lt2 pws Presión de fondo estática M/Lt2 psi Libras fuerza por pulgada cuadrada M/Lt2 psia Libras fuerza por pulgada cuadrada absolutas M/Lt2 Pc Presión capilar M/Lt2
XIV
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES POES Petróleo original en sitio L3 PPH Pozo productor con completación de bombeo
hidráulico
PPS Pozo productor con completación de bombeo electrosumergible
q Tasa de producción L3/t qo Tasa de producción de petróleo L3/t qw Tasa de producción de agua L3/t Rs Razón gas disuelto – petróleo (solubilidad del gas en
el petróleo)
Sg Saturación de gas So Saturación de petróleo Sor Saturación residual de petróleo Sw Saturación de agua Swc Saturación de agua connata Swir Saturación irreducible de agua Swr Saturación de agua residual STB Barriles a condiciones de tanque L3 T Temperatura T TDS Total Dissolved Solids M/L3 TIR Tasa interna de retorno US$ Dólares de Estados Unidos de América UTM Universal Trans Meridian V Volumen L3 VAN Valor actual neto WOR Razón agua petróleo WTI West Texas intermediate Wi Inyección acumulada de agua L3 Wp Producción acumulada de agua L3
Movilidad (k/) L3t/M
g Movilidad del gas L3t/M
o Movilidad del petróleo L3t/M
w Movilidad del agua L3t/M
Micro
Viscosidad M/Lt
g Viscosidad del gas M/Lt
o Viscosidad del petróleo M/Lt
w Viscosidad del agua M/Lt
Densidad M/L3
g Densidad del gas M/L3
o Densidad del petróleo M/L3
w Densidad del agua M/L3
Porosidad
XV
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
ºF Grados Farenheit T
ºAPI Grados API
% Tanto por ciento
ºF Grados Farenheit T
XVI
RESUMEN
El principal objetivo para el desarrollo de este trabajo de titulación fue determinar la pre-factibilidad de implementar recuperación secundaria por inyección de agua en el pozo Guanta 27 arena U inferior. Dicha inyección afectaría el comportamiento de los pozos Guanta 5, Guanta 11, Guanta 12 y Guanta 28. Debido a la poca disponibilidad de tiempo y recursos económicos, se utilizaron métodos analíticos para estimar la producción de petróleo después de la inyección. El estudio se realizó en cuatro capítulos. El capítulo uno comprende una recopilación de información de las características geológicas y petrofísica del campo Guanta Dureno, además del estado actual del campo, su historial de presión y producción. Gracias a éste capítulo se demuestra la necesidad de aplicar un método de recuperación secundaria para la extracción del hidrocarburo bajo tierra. En el capítulo dos se describen conceptos básicos de la inyección de agua, varios métodos analíticos para la predicción del comportamiento de la producción, la selección de los métodos que más se adaptaron a las condiciones del reservorio y los resultados que se obtuvieron al emplear dichos métodos. Se analizan los distintos métodos existentes para la predicción de petróleo producido por inyección de agua y se elige el método que más conviene al campo y a Petroamazonas EP. El análisis técnico – económico se desarrolló en el capítulo tres, mediante los indicadores financieros VAN y TIR, calculados para tres escenarios de acuerdo al precio del barril de petróleo. Para el análisis se consideraron las facilidades de superficie, la inversión necesaria para poner en marcha el proyecto y la fuente de agua que se va a inyectar. Finalmente en el capítulo cuatro se enumeran las conclusiones y recomendaciones de acuerdo con los resultados encontrados en los capítulos previos.
XVII
PRESENTACIÓN
El Campo Guanta – Dureno inició su producción en el año 1986 con 34 000 BPD y una presión de la arena U Inferior de 3750 psi, la presión en este campo ha disminuido debido a los años de producción lo que ha conllevado que en el 2016 exista una presión de 2000 psi en U Inferior y que se produjeran 16 000 BPD, lo que indica que en 20 años su producción ha disminuido al 48%. El mayor problema del campo Guanta es la drástica caída de presión en el reservorio principal U inferior y continua depletándose hasta la actualidad, por dicha razón, considerando las propiedades petrofísicas, las reservas remanentes, y que es prioridad de Petroamazonas EP el desarrollo de actividades que incluyen proyectos de mejoramiento e incremento de la producción de petróleo, se planteó un proyecto de recuperación secundaria como es la inyección de agua en el reservorio U Inferior de la Formación Napo, mediante la transformación del pozo Guanta 27 a pozo inyector de agua de formación. Esta inyección afectaría el comportamiento de producción de los pozos Guanta 5, Guanta 11, Guanta 12 y Guanta 28. Es así que surge la necesidad de realizar un estudio de pre-factibilidad de la implementación de inyección de agua en el pozo Guanta 27 arena U inferior, para determinar si con dicha inyección existiría un incremento en el recobro de petróleo, y si éste es económicamente rentable. Se requiere predecir los resultados que se obtendrán gracias a la inyección de agua, para así dar paso a su implementación.
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO GUANTA DURENO
1.1 ANTECEDENTES
El pozo exploratorio Dureno 1 con su perforación a partir del 7 de Junio y
completación el 15 de Julio de 1969, permitió descubrir el Campo Guanta Dureno.
La profundidad alcanzada fue de 10286’. En el yacimiento “T” mediante las
pruebas iniciales de producción se obtuvieron 249 BFPD con un BSW de 2%, y en
el yacimiento “Hollín” se obtuvieron 273 BFPD con un BSW de 10%. (Goyes e
Hinojosa, 2012)
La continuidad en los yacimientos productores de las áreas Guanta y Dureno se
confirmó durante los años 1986 y 1987 mediante la perforación y completación de
9 pozos en el área Guanta. Adicionalmente se perforaron 14 pozos con el nombre
de “Guanta” en este campo. La perforación de los pozos Guanta 1 y 2 rectificó la
creencia de la existencia de dos campos independientes. Este dato erróneo se
obtuvo mediante las interpretaciones sísmicas iniciales, pero gracias a estas dos
perforaciones se logró determinar que los yacimientos son parte de un solo
campo. (Unapanta, 2006)
El perfil de producción del campo Guanta Dureno inicia con 699 BPPD el año
1984 alcanzando su máximo de producción de 9771 BPD en 1987. Luego de este
año su producción empezó a declinar hasta el año 2000 en el cual su producción
alcanzó los 2800 BPD. El año 2003 la producción promedio fue de alrededor de 4
MBPD. El 3 de Octubre de 2013 se perforó el pozo Guanta 27 y se completó el 17
de Octubre del mismo año. El pozo Guanta 27 es de desarrollo direccional y
presenta una trampa anticlinal. El tipo de perforación es tipo “S” con el objetivo de
incrementar y recuperar la producción de los reservorios de las arenas U Inferior
y T Inferior de la formación Napo. (Petroamazonas, 2016)
2
1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El campo Guanta forma parte del Bloque 57, se encuentra ubicado en la parte
Norte de la Región Amazónica Ecuatoriana, en la provincia de Sucumbíos al Este
del campo Lago Agrio. Se encuentra limitado al Sureste con el campo
Shushufindi, al Suroeste con el campo Sacha y al Noreste con los campos
Parahuacu y Atacapi como se puede observar en la figura 1.1.
FIGURA 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO GUANTA DURENO
Fuente: Petroamazonas EP, 2016
Elaboración: Petroamazonas EP
El principal medio de comunicación terrestre con el campo Guanta Dureno es la
carretera Quito-Baeza-Coca-Lago Agrio-Guanta. El medio de comunicación
marino son los ríos Napo y Aguarico y por vía aérea consta con la ruta Quito-
Lago Agrio. (Unapanta, 2006)
Las coordenadas geográficas del campo son:
Longitud: 76°43’52’’W 76°47’25’’W
Latitud 00°04’28’’N 00°02’25’’S
3
1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO
1.3.1 ESTRUCTURA
El campo Guanta Dureno es una estructura anticlinal asimétrica alargada de
dirección N-SW de 16 km de largo por 4.5 km de ancho. Al Este se encuentra
limitado por una falla inversa y su límite de petróleo al reservorio T inferior está
controlado por un L.K.O. de -8779 pies. (Petroamazonas EP, 2017)
Las fallas principales de este campo contienen acumulado el hidrocarburo en el
lado levantado de las mismas. El eje principal del anticlinal se halla limitado en el
flanco Este por la configuración de fallas invertidas de dirección NNE-SSW.
(Unapanta, 2006)
Los flancos Oeste, Norte, Sur presentan un cierre estructural con contactos agua
petróleo que limitan la acumulación de petróleo para cada uno de los reservorios.
Existen dos culminaciones de este anticlinal: a la altura del pozo Guanta 3 y a la
altura del Guanta 8, que están separadas por una silla estructural a la altura del
pozo Guanta 7. En la figura 1.2 se encuentra el mapa estructural del campo.
Varias trazas de fallas de compensación se encuentran en la zona centro sur del
campo las cuales se hallan relacionadas al movimiento principal al rumbo que
hace que el anticlinal se modifique en ancho en dicho sector. En la zona sur del
campo a la altura del pozo Guanta 9, el cierre estructural se forma con las fallas
en forma escalonada. (Goyes e Hinojosa, 2012)
1.3.2 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA
El campo Guanta Dureno posee una estratigrafía configurada de sedimentos que
inicia en el tope del Jurásico y la Formación Chapiza, en la cual se hallan arcillas
café rojizo, blanco, negro masiva semidura hasta sedimentos recientes del
Plioceno. (Ramos, 2014)
4
FIGURA 1.2 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DEL RESERVORIO U INFERIOR
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Elaboración: Joaquín Vargas
5
En la formación Napo se hallan los principales reservorios productores del campo
Guanta Dureno y son los yacimientos “U” y “T”. La arena “T” es la de mayor
importancia en el campo, seguida de la arena “U” y finalmente el yacimiento
“Basal Tena” debido a su desarrollo a lo largo del campo. En la figura 1.3 se
encuentra la columna estratigráfica del campo.
1.3.2.1 Formación Hollín
La formación Hollín pertenece a la edad Albiano - Cenomaniano y Paleoambiente
Transicional Deltaico. Se ha dividido en Hollín superior y Hollín inferior, en Hollín
inferior predomina la secuencia deltaica y Hollín superior se halla conformada por
dos secuencias estuarios de las cuales una se halla dominada por mareas y otra
por olas. (Ramos, 2014)
a) Hollín Inferior: Este reservorio almacena crudo de 30° API, su tope se
encuentran de 9959 pies (-9043) a 10053 pies (-9117) con un espesor
promedio de 241 pies. Conformada fundamentalmente de arenisca limpia
con poca presencia de arcilla. Su litología se caracteriza por presencia de
arenisca de cuarzo blanco, friable cemento calcáreo, clara a translúcida. El
contacto agua-petróleo del reservorio se encuentra a 10090 (-9103).
b) Hollín Superior: El reservorio posee su tope entre 9929 pies (-9013) a
10022 (-9086), posee un espesor promedio de 22 pies el cual se halla
saturado de hidrocarburo y con una porosidad de 13%. Su litología se
caracterizada por intercalaciones de areniscas finas, medias y algo sucias
con pocas incrustaciones de lutitas. Existe una salinidad de 2125 ppm
NaCl.
1.3.2.2 Formación Napo
El tope de la formación Napo se encuentra entre 8848 pies a 8941 pies y en ella
se encuentran los principales reservorios. La formación se divide en: Napo
inferior, Napo medio y Napo superior, como se puede observar en la tabla 1.1.
6
FIGURA 1.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO GUANTA DURENO
Fuente: Petroamazonas EP, 2010
Elaboración: Petroamazonas EP
7
La litología de la formación Napo se halla conformada por lutita, areniscas y
calizas.
TABLA 1.1 DIVISIÓN DE LA FORMACIÓN NAPO
NAPO
Napo Superior Caliza M-1 y Arenisca M-1
Napo Medio Caliza “A” y Arenisca M-2
Napo Inferior Arenisca “T”, Caliza “B”, Arenisca
“U”
FUENTE: Ramos, 2014
1.3.2.2.1 Arenisca “T”
Pertenece a la edad Albiano y Paleoambiente Transicional deltaico. El tope del
reservorio se encuentra entre 9740 pies a 9816 pies y posee un espesor promedio
de 136 pies. Dos secuencias clásticas se distinguen en este reservorio:
a) Arenisca “T” principal: Está constituida de areniscas de cuarzo de color gris
oscura, grano fino redondeado o subredondeado, friable, cemento silicio y
es la de mejor desarrollo de arena de Norte a Sur. (Unapanta, 2006)
b) Arenisca “T” superior: Se caracteriza por la presencia de areniscas de
cuarzo de color café, claro y verdoso, de grano fino y subredondeado,
friable, cemento ligeramente calcáreo, ligeramente glauconítica. (Unapanta,
2006)
1.3.2.2.2 Arenisca “U”
El tope de esta arenisca se encuentra entre 9527 pies (-8600) a 9598 pies (-8662)
con un espesor total promedio de 72 pies. Pertenece a la edad Cenomaniano y
Paleoambiente de Depósito Marino Somero a Marino Marginal. Esta arenisca se
divide en tres niveles, separados por sellos Lutáceos, agrupados a línea de
tiempo. (Mencías, 2016)
a) Arenisca “U” Principal: Es considerado como el mejor reservorio, sus
pozos con mejor desarrollo son los pozos Guanta 1, Guanta 2 y Guanta 7.
8
Presencia de areniscas de cuarzo café clara, friable, cemento silicio, grano
fino a muy fino, subredondeado a angular y trozos de glauconita.
(Unapanta, 2006)
b) Arenisca “U” Media: Este reservorio se caracteriza por tener poca
continuidad de arena. Formada por arenisca de cuarzo café claro, friable,
grano de fino a medio, redondeado a subredondeado, cemento calcáreo,
trozos de glauconita. (Unapanta, 2006)
c) Arenisca “U” Superior: Grano fino, redondeado a subredondeado formado
de areniscas de cuarzo café claro, cemento calcáreo y con trazas de
glauconita. (Unapanta, 2006)
1.3.2.3 Formación Tena
La formación Tena es de ambiente continental y pertenece a la edad
Maestrichtiano-Paleoceno Inferior, está ubicada a una profundidad entre 7772
pies a 7835 pies. La formación se halla dividida en dos secciones, Superior-media
y Basal Tena. (Mencías, 2016)
1.3.2.3.1 Superior-media
Se caracteriza por presencia de arcillositas café rojizas y multicolores masivas e
intercalada por limonitas medianamente firmes de color grisáceo y café obscuro.
(Mencías, 2016)
1.3.2.3.2 Zona Basal Tena
Se ubica a una profundidad de 8808 a 8905 pies. La arenisca Basal Tena se caracteriza
por ser cuarzosa, traslúcida ocasionalmente blanca, con presencia de granos
finos o medios, subredondeada a angular, con cemento calcáreo, regular a buena
gradación, ocasionalmente pirítica, excelente porosidad. En la parte superior
existe una sección de arena con influencia calcárea e incrustaciones de
glauconita secundaria como en Guanta 6 y Dureno 1. Sedimentos arcillosos de
color rojo se localizan en la secuencia continental de la última sección. (Mencías,
2016)
9
1.4 PETROFÍSICA
1.4.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS DEL CAMPO
En la tabla 1.2 se presentan las propiedades petrofísicas promedio de las rocas
del campo Guanta Dureno; dicha información está fundamentada en registros
eléctricos convencionales y especiales de núcleos.
TABLA 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO GUANTA DURENO
DATOS DE YACIMIENTO Basal Tena U Superior U Inferior T Superior T Inferior Hollín Superior
Pi (psi) 3 700 3 750 3 750 4 083 4 083 4 315
Pa (psi) 1 550 2 000 2 000 1 941 1 950 3 200
Pb (psi) 1 485 1 400 1 400 1 398 1 398 990
Sw (%) 23,6 29,3 37.1 34.5 22.6 24.6
Φ (%) 13.19 12.89 24.07 11.63 13.56 12.51
T ( ᵒF ) 194 198 200 204 204 232
H (ft) 11.07 6.34 37.51 15.45 35.07 26.82
FUENTE: Petroamazonas EP, 2017
La porosidad promedio en la arenisca U inferior es mayor a la de las demás
arenas como se muestra en la figura 1.4.
Los principales reservorios hidrocarburíferos en el campo Guanta Dureno, se
localizan dentro de las formaciones Napo, Tena y Hollín.
Reservorios Principales:
• U Inferior
• T Inferior
Reservorios Secundarios
• Basal Tena
10
• U Superior
• T Superior
• Hollín Superior
FIGURA 1.4 POROSIDAD DE LAS ARENAS DEL CAMPO GUANTA DURENO
Fuente: Petroamazonas EP
El reservorio U Inferior tiene una porosidad promedio de 24.07 % y un espesor de
37.51 además de que presenta una baja producción de agua, motivos por los
cuales esta arena se considera uno de los reservorios más importantes del campo
Guanta Dureno.
1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS
En la tabla 1.3 se muestran las propiedades promedias de los fluidos que se
encuentran en cada arena del campo Guanta Dureno.
U SUPERIOR BASAL TENA
U INFERIOR
T SUPERIOR
T INFERIORHOLLÍN SUPERIOR
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
1
POROSIDAD DE LAS ARENAS DE GUANTA DURENO
11
TABLA 1.3 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO
DATOS DE YACIMIENTO
Basal Tena U
Superior U
Inferior T
Superior T
Inferior Hollín
Superior
µo (cps) 2.8 1.8 1.8 1.8 3.13
µw (cps) 0.433 0.433 0.433 0.433
Rs (SPC/BN) 231 314 314 250 264 308
Densidad (gr/cc)
0.945 0.763 0.763
0.823 0.772
API 27.5 27.4 29.6 28.7 33.0 29.8
Boi (By/Bn) 1.1257 1.23 1.2265 1.28 1.2753 1.215
Bob (By/Bo) 1.1454 1.2548 1.2548
1.3128 1.2695
Bw (By/Bw) 1.038 1.038 1.038 1.038
Salinidad (ppm -Cl) 33 333 51 515 51 515 16 000 10 000 4 545
Salinidad (ppm ClNa) 55 000 85 000 85 000 26 400 16 500 7 500
FUENTE: Petroamazonas EP
El crudo que se produce del campo Guanta Dureno en promedio es de un ºAPI de
27.9, lo que lo ubica como un crudo mediano y es de fácil transporte. En la arena
U inferior se tiene un crudo de viscosidad 1.8 cp.
1.5 FACTOR DE RECOBRO
Se refiere a la fracción de petróleo en sitio que resulta entre el petróleo neto
producido y el volumen total de reservas en el yacimiento. (Dake, 1978)
𝐹𝑅 =𝑁𝑝
𝑃𝑂𝐸𝑆 ( 1.1 )
Donde:
Np = Producción acumulada de petróleo
POES = Petróleo original en sitio
La tabla 1.4 presenta los factores de recobro del campo Guanta Dureno hasta el
31 de diciembre del 2016.
12
TABLA 1.4 FACTOR DE RECOBRO DEL CAMPO GUANTA DURENO
RESERVORIO Factor de
Recobro al 31-Dic-2016
Basal Tena 15.3
U Superior 3.87
U Inferior 14.15
T Superior 1.48
T Inferior 10.79
Hollín Superior 11.46
FUENTE: Petroamazonas EP
El factor de recobro de Basal Tena del campo Guanta Dureno es el mayor debido
a que presenta un POES de 30.7 MMbl y un acumulado de petróleo de 4.7 MMbl,
mientras que en U inferior el POES es de 215.6 MMbl y el acumulado de petróleo
es de 30.52 MMbl. Los valores de factor de recobro fueron calculados con datos
de la producción acumulada a diciembre del 2016.
Inicialmente el mecanismo principal de recuperación de petróleo del campo
Guanta Dureno era una combinación de empuje natural del acuífero y la
expansión de petróleo y roca de los reservorios, actualmente se ha implementado
levantamiento artificial a la mayoría de pozos del campo. (Mencías, 2016)
1.6 ESTADO DEL CAMPO
1.6.1 PRODUCCIÓN
El Campo Guanta Dureno inició producción en el año 1864 y se obtuvo un
acumulado oficial al 31 de diciembre del 2016 de 53 877 925.7 bl de petróleo,
siendo la arena U inferior la que mayor aportó con un acumulado de 30 270 561.3
bl de petróleo. Dichos valores se encuentran en la tabla 1.5.
La producción del campo Guanta Dureno inicia con una baja producción de agua
y ésta va aumentando al pasar de los años. En el año 1988 la producción diaria
de petróleo llega a su punto más alto con cerca de 10 000 bppd. Por otra parte, la
producción de agua llega a su punto más alto en el año 2008 con una producción
diaria de cerca de 15 000 bapd. Estos datos se pueden observar en la figura 1.5.
13
TABLA 1.5 ESTADO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO
CAMPO RESERVORIO Producción Acumulada al
31-Diciembre-2016 MMbl
GUANTA DURENO
Basal Tena 4.6
U Superior 1.7
U Inferior 30
T Superior 0.24
T Inferior 10.7
Hollín Superior 6.2
Subtotal Guanta-Dureno
53.8
FUENTE: Petroamazonas EP, 2017
FIGURA 1.5 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO GUANTA DURENO
Fuente: PETROAMAZONAS EP, 2017
Elaboración: Petroamazonas EP
1.6.2 PRESIÓN
La presión de reservorio de U Inferior se estima de 1036 psi a 1868 psi
aproximadamente. Se recopilaron las lecturas y pruebas de restauración de
presión para la arena U inferior del campo Guanta Dureno, realizadas desde los
1984 88 92 96 2000 04 08 12 160
4000
8000
12000
16000
0
15000
30000
45000
60000
Date
Axis 1 CAMPO: DURENO, GUANTA(99)
PETROLEO PROM DIA CAL ( bbl/d )
AGUA PROM DIA CAL ( bbl/d )
Axis 2 CAMPO: DURENO, GUANTA(99)
ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )
ACUMULADO AGUA ( Mbbl )
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
CAMPO: DURENO, GUANTA(99)
14
inicios de la producción, hasta la actualidad. Los resultados se presentan en la
figura 1.6.
La presión de la arena U inferior del campo Guanta Dureno ha declinado a través
de los años, como se sabe, la caída de presión inicia desde que se pone en
producción el primer pozo. Se puede observar que la tendencia de la presión de
reservorio es continuar declinando y con ella también existirá declinación en la
producción, por lo que si se desea alargar la vida útil de la arena U inferior, se
deberá implementar algún proyecto de recuperación secundaria.
FIGURA 1.6 HISTORIAL DE PRESIÓN DE LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO GUANTA DURENO
Fuente: Petroamazonas EP
1.6.3 RESERVAS
Son los volúmenes de hidrocarburos, ya sea petróleo y/o gas que se estiman
pueden ser recuperados comercialmente a una fecha dada, gracias a proyectos
de desarrollo. (Flores y Ramírez, 2016)
1.6.3.1 Reservas Probadas
Son aquellas reservas estimadas con una considerable certeza. Se denomina
reserva probada cuando se cuenta con información estadística actual que indique
que la probabilidad de que las reservas estimadas sean igual o mayores a las
recuperadas es de al menos 90%. (Ramírez, 2017)
15
1.6.3.2 Reservas Probables
Se clasifican como reservas probables cuando al emplear algún método
estadístico, se obtiene que la probabilidad de que las reservas a recuperar sean
mayor o igual a la suma de las reservas probadas más las probables, resulte al
menos del 50%. (Flores y Ramírez, 2016)
1.6.3.3 Reservas Posibles
Se refiere a las reservas cuya información determina que su recuperación es
menor a la de las reservas probadas y posibles. Mediante métodos estadísticos,
se ubica en esta clase a las reservas cuando la probabilidad de que la suma de
las reservas probadas, las probables y las posibles, sean igual a las cantidades
recuperadas, será al menos del 10%. (Flores y Ramírez, 2016)
En la tabla 1.6 se muestran las reservas probadas, probables y posibles del
campo Guanta Dureno hasta diciembre del 2016.
TABLA 1.6 RESERVAS DEL CAMPO GUANTA DURENO
CAMPO RESERVORIO
Reservas Probadas
Produciendo bl
Reservas Probadas No desarrolladas
bl
Reservas Probables
bl
Reservas Posibles
bl
Reserva Total bl
GUANTA DURENO
Basal Tena 2 560 092.08 - - - 9 885 969.28
U Superior 162 402.50 - - - 1 901 346.05
U Inferior 3 695 740.65 6 917 090.56 1 600 956.61 - 45 368 997.74
T Superior - - - - 760 821.88
T Inferior 1 526 317.61 6 059 973.08 1 623 381.25 - 24 975 348.67
Hollín Superior
978 058.65 - - - 9 324 026.10
Subtotal
8 922 611 12 977 064 3 224 338 - 92 234 509.72
FUENTE: Petroamazonas EP
En el Anexo 1 se muestra con más detalle las reservas del campo Guanta
Dureno.
1.6.4 POZOS
El campo Guanta Dureno tiene 47 pozos perforados, entre los cuales están los
pozos Guanta 27 y Guanta 28 que se encuentran cerrados. Los pozos Guanta 5,
16
Guanta 11, Guanta 12 y Guanta 28 están produciendo mediante levantamiento
artificial. La Tabla 1.7 muestra los pozos perforados del campo Guanta Dureno
hasta el 17 de Junio de 2017.
TABLA 1.7 ESTADO DE POZOS DEL CAMPO GUANTA DURENO
ESTADO POZOS GUANTA DURENO
POZO ESTADO MÉTODO POZO ESTADO MÉTODO
GNTA-001 CPPS BES PF10X GNTC-025 PPS BES P4X
GNT-002 PPS BES TD-460 GNTC-026 CPM
GNT-003 CPPS TD-675 GNTF-027 CPPH WIW
GNT-004 PPS 2F3.2X /F10X GNTF-028 CPPH JET 9A
GNT-005 PPS TD-675 GNTG-029 PPH JET 10I
GNT-006 PPH JET-8A GNTG-030 CPPH
GNTB-007 REINYECTOR GNTE-031 PPS TD 675
GNTD-008S1 REINYECTOR GNTD-032 PPS D1050N
GNT-009 PPM 25-150-RHBC-24-4-1 GNTD-033 PPS TD 1000 QPLUS
GNT-010 PPS BES TD-650 GNTE-034 CPPH JET 9A
GNTF-011 PPH JET PLII 9A GNTF-035 CPPH TCP
GNTG-012 PPH JET 11K GNTD-036 CPPH NO APORTA
GNTC-013 PPH JET 10I GNTF-038 CPPS BES D460N
GNTC-014 ABANDONADO GNTF-039 PPH JET 10J
GNTC-014 R1 CPPH HIBRIDO GNTA-040 PPS TD 1000
GNT-015 PPH JET 10I GNTB-041 CPPM MEC 1.75"x30'
GNT-016 CPPH JET9H GNTB-042 CPPH JET 10i (MTU)
GNTC-017 CPPM GNTD-043 CP 1 TUBO
GNTA-018 PPH JET 10J GNT-045 CPPH
GNTA-019 CPPH JET- 9H (MTU) GNTE-046 S1 CPPS BES TD 850
GNTA-020 PPH JET KOBE 9A DRO-001 PPS TD 1000
GNTB-022 CPPS BES TD 1250 DROA-002 PPH JET 10I
GNTC-023 PPH JET 10J DROA-003 CP
GNTC-024 CPPS BES DN 725 TOTAL: 47 POZOS
FUENTE: Petroamazonas EP, 2017
1.6.4.1 POZO GUANTA 27
El pozo Guanta 27 fue perforado el 3 de octubre de 2013 y completado el 17 de
octubre de 2013. Es un pozo de desarrollo direccional y el tipo de trampa es un
anticlinal. La perforación se realizó en tipo “S”, orientado a incrementar y
recuperar la producción de los reservorios de las arenas “U” Inferior y “T” Inferior
17
de la Formación Napo, siendo los reservorios principales. Lamentablemente
después de ser perforado y completado, sólo produjo agua por lo que fue cerrado
al poco tiempo. (Petroamazonas EP, 2017)
Los datos generales del pozo Guanta 27 están tabulados en la tabla 1.8.
TABLA 1.8 DATOS GENERALES DEL POZO GUANTA 27
NOMBRE DEL POZO GUANTA 27 PLATAFORMA GNTF
ÁREA GUANTA-DURENO CAMPO GUANTA-DURENO
BLOQUE 57 TIPO DE POZO DIRECCIONAL
UBICACIÓN POLÍTICO ADMINISTRATIVA
PROVINCIA ORELLANA
CANTÓN FRANCISCO DE ORELLANA
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
UTM
COORDENADAS LLEGADA
E: 303431.53
N: 10003122.55
FUENTE: Petroamazonas EP
Se tomaron datos de los registros eléctricos hechos en el pozo Guanta 27 de la
arena U Inferior. El registro se presenta en la figura 1.7 y el resumen de estos
datos se presenta en la tabla 1.9.
TABLA 1.9 RESUMEN DE DATOS OBTENIDOS DEL REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO GUANTA 27
RESERVORIO ESPESOR
(Pies)
POROSIDAD
(%)
PERMEABILIDAD
ABSOLUTA
(md)
U INFERIOR 36 17.32 593.16
FUENTE: Petroamazonas EP, 2017
El reservorio U inferior en el pozo Guanta 27 tiene una porosidad del 17.32%, una
permeabilidad absoluta promedio de 593.16 md y un espesor que contiene
hidrocarburo de 36 pies, dicha información fue leída y calculada a partir del
registro eléctrico.
FIGURA 1.7 REGISTRO ELÉCTRICO, RESERVORIO U INFERIOR, POZO GUANTA 27
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Elaboración: Petroamazonas EP 18
19
1.6.4.2 POZO GUANTA 5
Se tomaron datos de los registros eléctricos hechos en el pozo Guanta 5 de la
arena U Inferior. El registro del pozo Guanta 5 arena U inferior se presenta en la
figura 1.8 y el resumen de estos datos se presenta en la tabla 1.10.
TABLA 1.10 RESUMEN DE DATOS OBTENIDOS DEL REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO GUANTA 5
RESERVORIO ESPESOR
(Pies)
POROSIDAD
(%)
PERMEABILIDAD
ABSOLUTA
(md)
U INFERIOR 24 19.98 1455.83
FUENTE: Petroamazonas EP, 2017
A partir del registro eléctrico de la arena U inferior del pozo Guanta 5 se conoce
que el espesor con saturación de hidrocarburo de la arena U inferior en el pozo es
de 24 pies, existe una porosidad de 19.98% y la permeabilidad absoluta promedio
es de 1455.83 md.
Este pozo fue perforado el 5 de enero de 1987 y completado el 10 de febrero de
1987. Inició su producción en el reservorio U Inferior en febrero de 1987 con 1 108
bppd y 1.8% de corte de agua, como se puede apreciar en la figura 1.9. La última
prueba de U Inferior fue en marzo del 2003 de 427 bfpd, 171 bppd y 60% de corte
de agua.
El pozo produce actualmente 89 bppd y 60% de corte de agua del reservorio
Basal Tena. La producción de agua del pozo Guanta 5 ha ido incrementando a
través del tiempo como se indica en la figura 1.10, lo que puede deberse a que
desde el año 1995 este pozo produce por bombeo electrosumergible (BES).
FIGURA 1.8 REGISTRO ELÉCTRICO, RESERVORIO U INFERIOR, POZO GUANTA 5
Fuente: Petroamazonas EP, 2017 Elaboración: Petroamazonas EP
20
21
FIGURA 1.9 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO GUANTA 5 U INFERIOR
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Elaboración: Petroamazonas EP
FIGURA 1.10 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL POZO GUANTA 5 U INFERIOR
Fuente: Petroamazonas EP, 2017 Elaboración: Petroamazonas EP
1.6.4.3 POZO GUANTA 11
Este pozo fue perforado y completado en 1994. Inició su producción en abril de
1994 con 550 bppd y 0.1% de corte de agua.
La información de la arena U inferior del pozo Guanta 11 se recopiló del registro
eléctrico del pozo (figura 1.11). El resumen de la información obtenida se
encuentra en la tabla 1.11.
En la figura 1.12 se observa que existe un incremento significativo de producción
en el año 2003, lo que se debe a que en ese año se implementó levantamiento
artificial en el pozo, específicamente bombeo hidráulico. La última prueba de U
Inferior fue el 28 de marzo del 2016 de 146 bfpd, 56 bppd y 61.8% de corte de
agua.
1987 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16
0
250
500
750
1000
1250
Date
GNT-005UI
PETROLEO PROM DIA CAL ( bbl/d )
AGUA PROM DIA CAL ( bbl/d )
LIQUIDO PROM DIA CAL ( bbl/d )
GNT-005UI
1987 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16
0
20
40
60
80
100
Date
CORTE DE AGUA ( % ) GNT-003HS
GNT-005UI
1987 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16
0
250
500
750
1000
1250
Date
GNT-005UI
PETROLEO PROM DIA CAL ( bbl/d )
AGUA PROM DIA CAL ( bbl/d )
LIQUIDO PROM DIA CAL ( bbl/d )
GNT-005UI
1987 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16
0
20
40
60
80
100
Date
CORTE DE AGUA ( % ) GNT-003HS
GNT-005UI
CORTE DE AGUA (%) GNT 005
FIGURA 1.11 REGISTRO ELÉCTRICO, RESERVORIO U INFERIOR, POZO GUANTA 11
Fuente: Petroamazonas EP, 2017 Elaboración: Petroamazonas EP
22
23
TABLA 1.11 RESUMEN DE DATOS OBTENIDOS DEL REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO GUANTA 11
RESERVORIO ESPESOR
(Pies)
POROSIDAD
(%)
PERMEABILIDAD
ABSOLUTA
(md)
U INFERIOR 36 18.65 521.11
FUENTE: Petroamazonas EP
La arena U inferior en el pozo Guanta 11 tiene un espesor saturado de hidrocarburo de
36 pies, porosidad de 18.65% y una permeabilidad promedio absoluta de 521.11 md.
El historial de producción de agua de la figura 1.13 muestra que desde el año
2008 ha existido un incremento significativo en lo que respecta a producción de
agua, hasta la actualidad.
FIGURA 1.12 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO GUANTA 11 U
INFERIOR
Fuente: Petroamazonas EP, 2017 Elaboración: Petroamazonas EP
FIGURA 1.13 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL POZO GUANTA
11 U INFERIOR
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Elaboración: Petroamazonas EP
CORTE DE AGUA (%) GNT 011
FIGURA 1.14 REGISTRO ELÉCTRICO, RESERVORIO U INFERIOR, POZO GUANTA 12
Fuente: Petroamazonas EP Elaboración: Petroamazonas EP
24
25
1.6.4.4 POZO GUANTA 12
Este pozo fue perforado y completado en 1996. Inició su producción en marzo de
1994 con 125 bppd y 15% de corte de agua.
La información de la arena U inferior del pozo Guanta 12 se tomó de la lectura del
registro eléctrico de la figura 1.14 y el resumen de dicha información se encuentra
en la tabla 1.12.
TABLA 1.12 RESUMEN DE DATOS OBTENIDOS DEL REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO GUANTA 12
RESERVORIO ESPESOR
(Pies)
POROSIDAD
(%)
PERMEABILIDAD
ABSOLUTA
(md)
U INFERIOR 26 18.53 1050
FUENTE: Petroamazonas EP
La información obtenida a partir del registro eléctrico es que la arena U inferior en el pozo
Guanta 12 tiene un espesor saturado de hidrocarburo de 26 pies, la roca tiene una
porosidad de 18.53% y la permeabilidad absoluta promedio es de 1050 md.
La última prueba de U Inferior fue el 3 de marzo del 2016 de 380 bfpd, 152 bppd y
60 % de corte de agua. El historial de producción de la arena U inferior del pozo
Guanta 12 se indica en la figura 1.15.
FIGURA 1.15 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO GUANTA 12 U INFERIOR
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Elaboración: Petroamazonas EP
1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16
375
300
225
150
75
0
26
A pocos años del inicio de producción del pozo Guanta 12, se implementó
levantamiento artificial por el método de bombeo electrosumergible. Como se
puede observar en la figura 1.15, la producción de agua de este pozo en la arena
U inferior, es prácticamente regular, es decir no han existido incrementos muy
drásticos.
FIGURA 1.16 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL POZO GUANTA 12 U INFERIOR
Fuente: Petroamazonas EP, 2017 Elaboración: Petroamazonas EP
1.6.4.5 POZO GUANTA 28
Este pozo fue perforado el 12 de mayo del 2013 y completado el 25 de junio del
2013. Inició su producción el 30 de junio de 2013 con 1045 bppd y 0.5% de corte
de agua.
El registro eléctrico de la arena U inferior del pozo Guanta 28 se encuentra en la
figura 1.17 y el resumen de la información leída y calculada en la tabla 1.13.
TABLA 1.13 RESUMEN DE DATOS OBTENIDOS DEL REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO GUANTA 28
RESERVORIO ESPESOR
(Pies)
POROSIDAD
(%)
PERMEABILIDAD
ABSOLUTA
(md)
U INFERIOR 36 18.94 1808.88
FUENTE: Petroamazonas EP
La arena U inferior en el pozo Guanta 28 tiene una porosidad de 18.94%, permeabilidad
absoluta promedio de 1808.88 md y un espesor saturado de hidrocarburo de 36 pies.
CORTE DE AGUA (%) GNT 012
1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16
75
60
45
30
15
0
FIGURA 1.17 REGISTRO ELÉCTRICO, RESERVORIO U INFERIOR, POZO GUANTA 28
Fuente: Petroamazonas EP, 2017 Elaboración: Petroamazonas EP
27
28
Actualmente se encuentra cerrado el pozo y la última prueba reportada del
reservorio U Inferior fue el 27 de enero del 2016 de 282 bfpd, 39 bppd y 86 % de
corte de agua. El historial de producción de la arena U inferior del pozo Guanta 28
se encuentra en la figura 1.18.
FIGURA 1.18 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO GUANTA 28 U INFERIOR
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Elaboración: Petroamazonas EP
A partir de diciembre de 2014, la producción de petróleo llega a ser nula,
existiendo únicamente producción de agua, esto se puede observar en la figura
1.19. Actualmente el pozo Guanta 28 se encuentra cerrado.
FIGURA 1.19 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL POZO GUANTA 28 U INFERIOR
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Elaboración: Petroamazonas EP
En resumen se presenta la tabla 1.14 de la producción de los pozos en cuestión.
GNTF-028 UI
2012 14 16
18
1250
1000
750
500
250
0
CORTE DE AGUA (%) GNT 028
2012 14 16 18
18
80
60
40
20 0
29
TABLA 1.14 RESUMEN DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS GUANTA 5, GUANTA 11, GUANTA 12 Y GUANTA 28
POZO RESERVORIO PRODUCCIÓN ACTUAL (BPPD) BSW (%) COMENTARIO
GUANTA-5 U INFERIOR 171 60 PRUEBA (marzo/2003)
GUANTA-11 U INFERIOR 56 61.8 PRUEBA (28 de marzo 2016)
GUANTA-12 U INFERIOR 152 60 PRUEBA (3 de marzo 2016)
GUANTA-28 U INFERIOR 39 86 PRUEBA (27 de enero 2016)
FUENTE: Petroamazonas EP, 2017
30
CAPÍTULO 2
TEORÍA DE LA INYECCIÓN DE AGUA Y PREDICCIÓN DE
LA INYECCIÓN EN EL POZO GUANTA 27 ARENA U
INFERIOR
2.1 TEORÍA DE LA INYECCIÓN DE AGUA
2.1.1 PERMEABILIDAD
2.1.1.1 Permeabilidad Absoluta
Se mide con un fluido que satura el 100% del espacio poral. Es una propiedad de
la roca y no del fluido que se mueve a través de la misma. (Bidner, 2001)
2.1.1.2 Permeabilidad Efectiva
Es la medida de la conductancia del medio poroso para cada fase que fluye en la
roca y debe ser determinada experimentalmente. (Bidner, 2001)
2.1.1.3 Permeabilidad Relativa
La permeabilidad relativa indica la habilidad del petróleo y el agua de fluir
simultáneamente en un medio poroso. (Da Silva, 2011)
2.1.1.3.1 Fuentes de Información
Medidas obtenidas en laboratorio de cores
Uso de datos de un reservorio similar
Modelos matemáticos
Ajuste histórico
Cálculos a partir de datos de presión capilar. (Valencia, 2011)
31
2.1.2 SATURACIÓN DE FLUIDOS
Se conoce como saturación de un fluido a la cantidad relativa de dicho fluido
presente en los poros de una roca, se representa en porcentaje. (Schlumberger
Glossary, 2017)
𝑆𝑓 =𝑉𝑓
𝑉𝑝 ( 2.1 )
Donde:
𝑆𝑓 : Saturación del fluido
𝑉𝑓: Volumen del fluido
𝑉𝑝: Volumen poroso total
2.1.2.1 Saturación Irreductible, Swirr
Es la fracción de fluido que no puede ser reducida, y se la determina por pruebas
de laboratorio. (Vaca, 2015)
2.1.2.2 Saturación de agua crítica, Swcr
Se refiere a la mínima saturación requerida para que el fluido empiece a moverse.
(Vaca, 2015)
2.1.3 MOJABILIDAD O HUMECTABILIDAD
Es la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse a una superficie sólida en
presencia de otro fluido inmiscible. (Schlumberger Glossary, 2017)
2.1.4 MOVILIDAD
Se refiere a la facilidad de un fluido para moverse en el espacio poroso. Para la
inyección de agua, la movilidad es calculada con la ecuación 2.3. Si el valor de M
es mayor a uno, es desfavorable para la producción de petróleo, por el contrario si
M es menor que uno. (Valencia, 2011)
32
𝑀 =𝑘𝑟𝑤𝜇𝑜
𝑘𝑟𝑜𝜇𝑤 ( 2.2 )
Donde,
𝑀: Relación de movilidades.
𝑘𝑟𝑤: Permeabilidad relativa al agua a la saturación residual de petróleo.
𝜇𝑤: Viscosidad del agua, cp.
𝜇𝑜: Viscosidad del petróleo, cp.
𝑘𝑟𝑜: Permeabilidad relativa al petróleo a la saturación inicial de agua.
2.2 INYECCIÓN DE AGUA
La inyección de agua es un método de recuperación secundaria que se descubre
de manera accidental en la ciudad de Pithole en 1865, cuando el agua de algunas
arenas acuíferas o superficiales, se movía a través de la arena petrolífera e
incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En la actualidad
existen diversos arreglos que serán implementados de acuerdo a las condiciones
de yacimiento y facilidades con las que se cuente. (Paris de Ferrer, 2001)
2.2.1 MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS INMISCIBLES
En un reservorio humectado por agua y desplazamiento de petróleo por agua
ocurre el proceso conocido como imbibición. Por otro lado, en un reservorio
humectado por petróleo, y desplazamiento de petróleo por agua ocurre el proceso
de drenaje. (Rivera, 2015)
En la inyección de agua, a medida que se la inyecta se distinguen dos zonas en el
yacimiento. La zona no invadida es donde se forma el banco de petróleo que es
desplazado por el agua, y la otra zona es la invadida, conformada por el fluido que
es inyectado y el petróleo remanente. (Lin y Reyes, 2017)
2.2.1.1 Tipos de Desplazamiento
Puede ser de dos tipos:
Pistón con fugas
33
Pistón sin fugas
En ellos se distinguen dos fases:
Fase Inicial o antes de la Ruptura: En esta fase el fluido producido no
contiene fluido desplazante.
Fase Subordinada o después de la Ruptura: En esta fase se produce fluido
desplazante y desplazado.
2.2.1.1.1 Pistón sin fugas
En este tipo de desplazamiento, que se muestra en la figura 1.2, existe petróleo
remanente inmóvil en la zona invadida y la saturación de fluido desplazante es la
máxima, mientras que la saturación de petróleo es la residual. (Paris de Ferrer,
2011)
FIGURA 2.1 DESPLAZAMIENTO TIPO PISTÓN SIN FUGAS
Fuente: Paris de Ferrer, 2001
2.2.1.1.2 Pistón con fugas
En este tipo de desplazamiento, el petróleo remanente de la zona invadida tiene
aún movilidad ya que la saturación de petróleo es mayor que la residual, por lo
que en esta zona fluyen dos fases. La representación de este tipo de
desplazamiento se ilustra en la figura 2.2. (Paris de Ferrer, 2001)
34
FIGURA 2.2 DESPLAZAMIENTO TIPO PISTÓN CON FUGAS
Fuente: Paris de Ferrer, 2001
2.2.2 EFICIENCIA DE BARRIDO Y TIPOS DE INYECCIÓN
La fracción del modelo de inyección que logró ser contactada por agua a un
tiempo es conocida como la eficiencia de barrido areal, 𝐸𝐴. (Valencia, 2011)
La eficiencia de barrido areal depende de la movilidad y del modelo de inyección,
mientras menor sea la movilidad, mayor será la eficiencia de barrido.
Desafortunadamente la movilidad depende de las propiedades del reservorio,
pero el modelo de inyección es un factor que se puede modificar. De acuerdo a la
posición de los pozos inyectores y productores, se clasifica en:
2.2.3.1 INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTERNA
Mediante pozos inyectores el agua se inyecta fuera de la zona que contiene
petróleo, es decir en el acuífero, como se muestra en la figura 2.3. (Paris de
Ferrer, 2001)
2.2.3.2 En Arreglos o Dispersa
El agua es inyectada dentro de la zona que contiene petróleo para que el agua lo
desplace hacia los pozos productores. La inyección se realiza mediante varios
pozos que forman un arreglo geométrico con los pozos productores. (Paris de
Ferrer, 2001)
35
Los modelos se denominan normales cuando incluyen solamente un pozo
productor en el patrón. Los modelos se describen como invertidos cuando
incluyen solamente un pozo de inyección por modelo. (Schlumberger, 2017)
FIGURA 2.3 INYECCIÓN DE AGUA PERIFÉRICA
Fuente: Paris de Ferrer, 2001
2.2.3.2.1 Empuje Lineal Directo
Consiste en un arreglo en donde los pozos productores e inyectores se
compensan directamente uno a otro. (Valencia, 2011)
La figura 2.4 muestra la eficiencia de barrido para este modelo, con M=1.
2.2.1.2.2. Empuje Lineal Escalonado
Se trata de una modificación del empuje lineal directo, como se puede observar
en la figura 2.5, las filas son movidas de tal manera que los pozos se encuentren
alternados y a la mitad de distancia. (Valencia, 2011)
a) Inyección en un yacimiento anticlinal con acuífero en el fondo / Pozos
ubicados en la periferia.
b) Inyección en un yacimiento monoclinal / Pozos ubicados en los flancos.
36
FIGURA 2.4 EMPUJE LINEAL DIRECTO
Fuente: Valencia, 2011
FIGURA 2.5 EMPUJE LINEAL ESCALONADO
Fuente: Valencia, 2011
2.2.1.2.3 Modelo de cinco puntos
Se trata de un caso especial de empuje lineal escalonado en el que d/a es 0.5. Es
un modelo muy frecuente ya que contiene un espaciamiento regular de pozos. El
modelo consta de un pozo productor y un inyector como lo muestra la figura 2.6.
Este modelo es muy usado por su alta conductividad gracias a que la trayectoria
de flujo más corta es una línea recta. Otra ventaja de este modelo es su
flexibilidad para re disponer la posición de los pozos de inyección y producción
para generar otros modelos de inyección. (Smith y Cobb, 1997)
Pozo inyector
Pozo productor
a: distancia entre
pozos en una fila
d: distancia entre
filas
Pozo inyector
Pozo productor
a: distancia entre
pozos en una fila
d: distancia entre
filas
37
2.2.1.2.3.1 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un modelo de cinco
pozos
La eficiencia de barrido areal a la ruptura para un modelo de cinco puntos, puede
ser determinada por la siguiente ecuación:
𝐸𝐴𝐵𝑇 = 0.54602036 +0.03170817
𝑀+
0.30222997
𝑒𝑀− 0.00509693 𝑀 ( 2.3 )
Donde,
𝐸𝐴𝐵𝑇: Eficiencia de barrido areal a la ruptura, fracción.
𝑀: Movilidad.
FIGURA 2.6 MODELO NORMAL DE CINCO PUNTOS
Fuente: Paris de Ferrer, 2011
2.2.1.2.3.2 Eficiencia de barrido areal después de la ruptura para un modelo
de cinco pozos
Puede determinarse al relacionar el volumen de agua inyectada después de la
ruptura y el volumen de agua inyectada en la ruptura.
Pozo de inyección
Pozo de producción
Arreglo
Modelo
38
𝐸𝐴 = 𝐸𝐴𝐵𝑇 + 0.633 𝑙𝑜𝑔 (𝑊𝑖𝑛𝑦
𝑊𝑖𝐵𝑇) ( 2.4 )
Donde:
𝐸𝐴: Eficiencia de barrido areal después de la ruptura, fracción.
𝑊𝑖𝑛𝑦: Volumen de agua inyectada, BAPD.
𝑊𝑖𝐵𝑇: Volumen de agua inyectada hasta la ruptura, BAPD.
2.2.1.2.4 Modelo de siete puntos
Para este modelo existe una relación pozo inyector-productor de 2 aplicado para
pozos de baja inyectividad en el caso del modelo normal. Como se puede
observar en la figura 2.7 puede ser considerado un modelo lineal escalonado.
(Valencia, 2011)
FIGURA 2.7 MODELO NORMAL DE SIETE PUNTOS
Fuente: Valencia, 2011
2.2.1.2.5 Modelo de nueve puntos
Para este modelo se tiene una relación de pozo inyector-productor de 3. El
modelo de nueve puntos normal es implementado cuando no existen condiciones
óptimas de permeabilidad y el modelo invertido cuando existe una alta
inyectividad en la arena. (Valencia, 2011)
En la figura 2.8 se puede observar el modelo de nueve puntos normal.
Pozo inyector
Pozo productor
39
FIGURA 2.8 MODELO NORMAL DE NUEVE PUNTOS
Fuente: Valencia, 2011
2.3 MÉTODOS DE PREDICCIÓN
El objetivo de los métodos de predicción de inyección es pronosticar información
sobre los resultados a futuro mediante una serie de ecuaciones. Los métodos de
predicción de inyección de agua se clasifican en grupos que consideran
principalmente:
Heterogeneidad
Efectos de área barrida
Mecanismo de desplazamiento
Métodos numéricos
Soluciones empíricas (Paris de Ferrer, 2001)
2.3.1 MÉTODOS DE PREDICCIÓN RELACIONADOS PRIMORDIALMENTE
CON LA HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTO
A escala microscópica ningún reservorio es homogéneo. Probablemente la
heterogeneidad es el factor más difícil de cuantificar. Para poder estudiar el
comportamiento de la inyección se debe considerar la variación de permeabilidad
areal y vertical. (Craig, 1982)
Si se desprecian los efectos de la estratificación, la predicción del
comportamiento de la inyección puede resultar en errores desastrosos. Los
métodos que han sido usados y resultado exitosamente son los siguientes:
Pozo inyector
Pozo productor
a: distancia entre
pozos en una fila
d: distancia entre
filas
40
2.3.1.1 Método de Dykstra Parsons
El método considera al yacimiento de petróleo como un sistema estratificado y la
predicción de petróleo recuperado se calcula en función de la razón de movilidad
y de la variación de permeabilidades de los estratos. Se trata de uno de los
métodos más utilizados ya que combina consideraciones teóricas con resultados
experimentales. (Craig, 1982)
Para su desarrollo se hacen las siguientes suposiciones:
El yacimiento está conformado por estratos de permeabilidad uniforme y
sin flujo cruzado entre capas.
Existe desplazamiento tipo pistón sin fugas.
Flujo continuo y sistema lineal.
Todas las capas del sistema tienen la misma porosidad y permeabilidades
relativas al petróleo y agua.
Los valores de 𝑘𝑟𝑜 y 𝑘𝑟𝑤 delante y detrás del frente de inundación o
desplazamiento permanecen constantes.
La caída de presión en los estratos es la misma.
No existe saturación de gas en el petróleo.
2.3.1.2 Método de Stiles
El método de Stiles fue presentado en 1949 y sirve para predecir el
comportamiento de la inyección de agua. Éste método es ampliamente ocupado
porque toma en cuenta la variación de permeabilidad y la distribución vertical de
la capacidad productiva, donde las distancias recorridas por los fluidos en las
diferentes capas son proporcionales a las permeabilidades de cada una de ellas.
(Paris de Ferrer, 2011)
El método hace las siguientes consideraciones:
El yacimiento está formado por estratos y entre ellos no existe
comunicación.
Todas las capas que conforman el sistema tienen las mismas propiedades,
a excepción de la permeabilidad.
41
Existe flujo lineal y continuo.
El desplazamiento es tipo pistón sin fugas en cada capa.
No existe saturación de gas residual en la zona invadida y no invadida.
La tasa de producción y de inyección son directamente proporcionales a la
permeabilidad absoluta de cada capa y a la movilidad del fluido producido a
través de cada capa.
El avance del frente en cada capa es proporcional a su permeabilidad, pero
para el cálculo de flujo fraccional de agua y de la razón agua-petróleo, la
movilidad es calculada.
Después de la ruptura, solo existe producción de agua y la eficiencia de
barrido areal es constante.
2.3.2 MÉTODOS DE PREDICCIÓN RELACIONADOS PRIMORDIALMENTE AL
ÁREA BARRIDA
La eficiencia de barrido está relacionada con la movilidad, el arreglo de los pozos
y el rendimiento de agua acumulada.
Éste tipo de métodos consideran en su mayoría que la razón de movilidad es uno
y que existen dos fluidos miscibles en la inyección de agua. (Craig, 1982)
2.3.3 MÉTODOS DE PREDICCIÓN RELACIONADOS PRIMORDIALMENTE
CON EL MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO
Este tipo de métodos reflejan la posible existencia de un gradiente de saturación y
de petróleo móvil detrás del frente de invasión y asumen el desplazamiento tipo
pistón detrás del frente de agua. (Smith y Cobb, 1997)
La mayoría de los métodos de esta categoría consideran un yacimiento
homogéneo y desprecia el efecto del área barrida. El método más representativo
es el de Higgins y Leighton, es un método extremadamente versátil, considera
que una inyección de agua se comporta arealmente como un cierto número de
tubos paralelos de flujo, cuyos límites son las líneas de flujo generadas cuando la
relación de movilidad es uno. Para cada tubo se debe determinar factores de
forma según el arreglo de pozos. (Craig, 1982)
42
2.3.4 MÉTODOS DE PREDICCIÓN INVOLUCRANDO MODELOS
MATEMÁTICOS
Los modelos de predicción que involucran modelos matemáticos son la mejor
opción para la predicción del comportamiento de una inyección de agua, debido a
que consideran las condiciones del medio poroso y permeable, la variación
direccional en las propiedades de la roca y los efectos de estratificación, flujo
transversal, gravedad, presión capilar, límites irregulares, comportamiento de
pozos individuales, etc. Por otra parte, la predicción con este tipo de métodos
resulta en elevados costos y en una gran inversión de tiempo. (Craig, 1982)
2.3.5 MÉTODOS DE PREDICCIÓN EMPÍRICOS
Los resultados con este tipo de métodos pueden ser generalmente correctos, pero
solo se deben usar para hacer un análisis superficial de un proyecto de inyección,
debido a que muchos de ellos están basados en inyecciones que se han realizado
en California y que obviamente esas arenas tienen características distintas a las
de otros yacimientos. (Craig, 1982)
2.4 PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN
DE AGUA EN EL POZO GUANTA 27 ARENA U INFERIOR
2.4.1 SELECCIÓN DEL ARREGLO DE POZOS
Para elegir el arreglo de pozos se deben tener en cuenta que un buen modelo de
inyección cumple principalmente con los siguientes factores:
Suministra la capacidad necesaria de inyección de agua y así producir el
caudal de petróleo deseado.
Toma ventaja de las características del reservorio como fracturas,
buzamientos, tendencias de permeabilidades, etc.
Requiere un mínimo o ningún número de pozos nuevos. (Valencia, 2011)
Para el presente proyecto se ha elegido un modelo de cinco pozos invertido, el
motivo principal es el aspecto económico para así utilizar los pozos que ya están
43
perforados y evitar la perforación de nuevos pozos. El pozo Guanta 27 será
convertido en inyector ya que su aporte de petróleo es nulo. El arreglo establecido
involucra a los pozos más cercanos al pozo Guanta 27, como se indica en la
figura 2.9 y son los pozos Guanta 5, Guanta 11, Guanta 12 y Guanta 28.
Para determinar área de influencia que involucra el modelo de pozos escogido se
ha determinado el área del polígono que abarca los pozos Guanta 5, Guanta 11,
Guanta 12 y Guanta 28. El área se determinó a través del software Petrel y es
380 acres, como se muestra en la figura 2.10.
2.4.2 CONTINUIDAD, ESPESOR Y SELECCIÓN DEL INTERVALO DE ARENA
A INYECTARSE
Para la implementación de recuperación secundaria por inyección de agua, es
necesaria la existencia de continuidad y un espesor favorable en la arena U
inferior.
En el mapa de espesor total de la formación Napo U inferior de la figura 2.11, se
observa que en la estructura Guanta Dureno, el espesor varía entre 50’ y 80’ pies,
el mayor espesor está hacia el norte y sur de la estructura. En el sector del pozo
propuesto como inyector el espesor total es del orden de 60’, aumentando el
menor espesor hacia el norte de la estructura entre los pozos Guanta 12, Guanta
28 respectivamente. Los espesores de la arena U inferior del campo Guanta
Dureno que se encuentran saturados de petróleo se muestra en la tabla 2.1.
TABLA 2.1 ESPESORES SATURADOS DE HIDROCARBURO DE LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO GUANTA DURENO DEL ARREGLO DE CINCO POZOS PROPUESTO
POZO ESPESOR (ft)
Guanta 5 24
Guanta 11 36
Guanta 12 26
Guanta 27 36
Guanta 28 36
PROMEDIO: 32
FUENTE: Petroamazonas, EP
44
FIGURA 2.9 ARREGLO DE CINCO POZOS INVERTIDO EN EL CAMPO GUANTA DURENO U INFERIOR
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
45
FIGURA 2.10 ÁREA DE INFLUENCIA DE LA INYECCIÓN DE AGUA
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
En el análisis estructural – estratigráfico del Anexo 2 y 3, realizado a los pozos
Guanta 27, Guanta 5, Guanta 11, Guanta 12, Guanta 39 y Guanta 28 se observa
que la formación U inferior presenta continuidad, lo que permitirá el avance frontal
de la inyección de agua y el empuje de petróleo por agua.
46
FIGURA 2.11 MAPA DE ESPESOR TOTAL DE LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO GUANTA – DURENO
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
Elaboración: Petroamazonas EP
47
2.4.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ARENA U INFERIOR Y
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Para la realización del proyecto de recuperación secundaria, los datos petrofísicos
a utilizarse para los cálculos posteriores serán los datos promedio previamente
descritos de la arena U inferior del campo Guanta Dureno. El espesor será de 32
ft. En la tabla 2.2 se ilustran los datos promedio.
TABLA 2.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS PROMEDIO DE LA ARENA U INFERIOR Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
ø = 18.67% Swirr = 18%
h = 32 ft Sor = 31.7%
Swi = 37% Bw = 1.038 BY/BN
uo = 1.8 cp ÁREA = 380 acres
uw = 0.433 cp Bo = 1.2265 BY/BN
FUENTE: Petroamazonas EP, 2017
Para el desarrollo del proyecto de inyección se promedió la porosidad de los 5
pozos involucrados en el arreglo se obtuvo como resultado 18.67%, la información
de viscosidades de petróleo y agua, factores volumétricos y saturación de agua,
fueron tomados de las propiedades de la roca de la arena U inferior del campo
Guanta Dureno.
Los datos de saturación de petróleo y agua, además de las permeabilidades
relativas al agua y petróleo fueron obtenidos de un análisis de laboratorio de un
core del pozo Secoya 1, arena U inferior y están tabulados en la tabla 2.3.
Como se explicó previamente, la obtención de datos de saturación y
permeabilidades relativas puede darse de medidas realizadas de cores de un
reservorio similar en laboratorio. Debido a que no existen análisis de laboratorio
de éste tipo de algún pozo cercano a los pozos que forman parte del proyecto, se
tomó el análisis de laboratorio del pozo Secoya 1, que presenta litología y
propiedades de la roca muy similares a las de los pozos del proyecto. En el Anexo
4 se puede observar mediante un registro eléctrico, el análisis de laboratorio y
dicha similitud.
48
TABLA 2.3 DATOS DE SATURACIÓN Y PERMEABILIDAD RELATIVA DEL CAMPO GUANTA DURENO, ARENA U INFERIOR
So % Sw % Krw Kro
82 18 0 1
75 25 0.0028 0.94
68.7 31.3 0.011 0.61
62.7 37.3 0.028 0.36
57.2 42.8 0.054 0.22
46.8 53.2 0.15 0.068
44.5 55.5 0.17 0.051
33.8 66.2 0.26 0.006
31.7 68.3 0.27
FUENTE: Petroamazonas EP, 1985
En el Anexo 5 se muestran la información de permeabilidad absoluta a través de
la profundidad, tomada de los registros eléctricos de los cinco pozos de la arena U
inferior del campo Guanta Dureno. Dichos valores se promediaron para un
espesor de 32 pies.
2.4.3.1 Análisis de la calidad del agua de formación
Gracias a un análisis químico del agua del pozo Guanta 11 del reservorio U
inferior se obtuvieron los resultados presentados en el Anexo 6. Debido a que se
trata de un proyecto de reinyección, el agua no presentará problemas de
compatibilidad con el agua de formación.
El agua de formación contiene impurezas, debido al contacto con las formaciones
de arena y roca que han disuelto sus componentes sólidos en ellas, con el
tratamiento del agua se evita el depósito de sólidos en las líneas de transporte, en
los tanques de almacenamiento y en los pozos, y la corrosión de los equipos.
A continuación se muestran los componentes más importantes para ser
eliminados:
Sólidos en suspensión
Turbidez
Dióxido de carbono disuelto
Sulfatos
Bacterias
49
Contenido de aceite.
Para evitar el depósito de carbonatos en equipos de bombeo así como prevenir el
taponamiento del pozo inyector se deberá adicionar un inhibidor de
incrustaciones. La cantidad de químico a suministrarse dependerá del volumen
de agua que será inyectado al reservorio U, teniendo un estimado de 20 a 50
ppm. Además se requiere tratar con surfactante no iónico, empleado para
remover partes de aceite impregnadas en las paredes internas de la
completación. Aproximadamente se inyectará 20 ppm.
2.4.4 SELECCIÓN DEL MÉTODO DE PREDICCIÓN
La selección del modelo de predicción debe hacerse de acuerdo a las
características del reservorio, en este caso de la arenisca U inferior del campo
Guanta Dureno.
Los modelos de predicción que consideran principalmente los efectos de área
barrida, en su mayoría, asumen que la relación de movilidad agua – petróleo es
uno y que el reservorio es homogéneo, lo que nos llevaría posiblemente a
cálculos de recuperación de petróleo que se alejan a los resultados reales. Entre
los modelos de predicción enfocados principalmente en el mecanismo de
desplazamiento, resalta el método de Buckley – Leverett, ya que al considerar la
ecuación de avance frontal es uno de los métodos más utilizados si se trata de
obtener resultados a brevedad. Sin embargo, también considera que el reservorio
es homogéneo.
Se puede decir que la heterogeneidad del reservorio es el factor más influyente
sobre los resultados de una inyección de agua. Un yacimiento heterogéneo
presenta variaciones en sus propiedades, lo que resulta en diferentes direcciones
de permeabilidad. (Lin y Reyes, 2017)
Los métodos de predicción que consideran principalmente la heterogeneidad del
reservorio cuantifican la heterogeneidad, mediante la eficiencia de barrido areal,
de desplazamiento y vertical. Los métodos que consideran modelos numéricos
son muy recomendados, pero requieren una gran cantidad de información
50
detallada del reservorio, de un software y su desarrollo puede llevar meses,
además de que son costosos.
En conclusión, para el desarrollo de este proyecto, la heterogeneidad será la
principal consideración. Se han seleccionado los métodos de Stiles y Dykstra
Parsons para predecir el rendimiento de la inyección de agua que se desea
implementar en el pozo Guanta 27 arena U inferior. Ambos métodos son los más
utilizados para este tipo de estudios ya que han sido aplicados para varios
proyectos de inyección y sus resultados han sido muy cercanos a los valores
obtenidos en la práctica.
2.4.5 PREDICCIÓN POR EL MÉTODO DE DYKSTRA PARSONS
El método de Dykstra Parsons puede hacerse utilizando las gráficas obtenidas
experimentalmente al llevarse a cabo más de 200 pruebas de inyectividad en más
de 40 muestras de núcleos de California. El método de Dykstra Parsons también
puede ser realizado de manera totalmente analítica. (Craig, 1982)
Para el desarrollo del presente proyecto se realizará la predicción por el método
totalmente analítico, ya que se prefiere evitar errores de lectura en el uso de las
gráficas.
2.4.5.1 Procedimiento con uso de gráficas
Para la predicción se asume que el petróleo desplazado es igual al petróleo
producido. El procedimiento es el siguiente:
1. Tabular los datos de permeabilidad de las muestras de igual espesor como se
indica en la tabla 2.4.
2. Ordenar los datos de permeabilidades de forma descendente.
3. Calcular para cada valor de permeabilidad el porcentaje mayor que, con la
fórmula 2.5. Un ejemplo se ilustra en la tabla 2.5.
% 𝑃𝑅𝑂𝐵 𝑀𝐴𝑌𝑂𝑅 𝑄𝑈𝐸 = (𝑖 − 1
𝑛) × 100 ( 2.5 )
Donde:
51
𝑖: el número de capa
𝑛: el número total de capas
TABLA 2.4 PERMEABILIDADES ABSOLUTAS A PROFUNIDAD
ESPESOR (ft)
PERMEABILIDAD (mD)
3.2 201.11
3.2 1481.11
3.2 940.00
3.2 1287.50
3.2 415.00
3.2 610.00
3.2 1002.50
3.2 2028.89
3.2 1745.00
3.2 732.00
FUENTE: Petroamazonas EP, 2017
4. Graficar los datos de permeabilidad en escala logarítmica y porcentaje mayor
que en escala de probabilidad.
TABLA 2.5 CÁLCULO DE LA PROBABILIDAD MAYOR QUE DE LAS PERMEABILIDADES DE LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO GUANTA DURENO
CAPAS ESPESOR
(ft)
PERMEABILIDAD ORDENADA
(mD) PROBABILIDAD
1 3.2
2028.89 0
2 3.2
1745.00 0.1
3 3.2
1481.11 0.2
4 3.2
1287.50 0.3
5 3.2
1002.50 0.4
6 3.2
940.00 0.5
7 3.2
732.00 0.6
8 3.2
610.00 0.7
9 3.2
415.00 0.8
10 3.2 201.11
0.9
52
5. Trazar una línea recta que pase por los puntos graficados, dar prioridad a los
puntos internos en lugar de a los de los extremos, como se muestra en la figura
2.12.
6. Hallar los valores de permeabilidad correspondientes a las probabilidades de
84.1% y 50%.
7. Calcular la variación de permeabilidad con la ecuación 2.6.
𝑉 =𝑘50 − 𝑘84,1
𝑘50 ( 2.6 )
Donde,
𝑘50: Permeabilidad leída al 50%, en md.
𝑘84,1: Permeabilidad leída al 84,1%, en md.
𝑉: Variación de la permeabilidad.
FIGURA 2.12 COEFICIENTE DE VARIACIÓN DE PERMEABILIDAD DE DYKSTRA PARSONS
Fuente: Valencia, 2011
Pe
rme
ab
ilid
ad
, m
d
53
El valor que se obtiene de variación de permeabilidad es un indicador del grado
de heterogeneidad del reservorio, si éste es cero se trata de un reservorio
homogéneo. Mientras mayor sea el valor de la variación de la permeabilidad,
mayor será el grado de heterogeneidad del reservorio. El gráfico de variación de
permeabilidad de éste trabajo se encuentra en la figura 2.13.
8. Debido a que el método de Dykstra Parsons supone desplazamiento tipo pistón
sin fugas, se debe considerar la permeabilidad relativa al agua a la saturación de
petróleo residual y la permeabilidad relativa al petróleo a la saturación inicial del
agua para el cálculo de la movilidad con la ecuación 2.7.
FIGURA 2.13 COEFICIENTE DE VARIACIÓN DE PERMEABILIDAD PARA LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO GUANTA DURENO
𝑀 =𝑘𝑟𝑤𝜇𝑜
𝑘𝑟𝑜𝜇𝑤 ( 2.7 )
Donde,
𝑀: Relación de movilidaes
𝑘𝑟𝑤: Permeabilidad relativa al agua a la saturación residual de petróleo.
𝜇𝑤: Viscosidad del agua, cp.
𝜇𝑜: Viscosidad del petróleo, cp.
𝑘𝑟𝑜: Permeabilidad relativa al petróleo a la saturación inicial de agua.
54
9. Obtener los valores de la cobertura vertical, Cv, con las gráficas a un WOR de
0.1, 0.2, 1, 2, 5, 10, 50, 100 BDA/BDP. Dichas gráficas se pueden encontrar en el
libro “Waterflooding” de Smith y Cobb, que se encuentra citado en la bibliografía.
10. Calcular una eficiencia de barrido apropiada para el modelo. Para la aplicación
del método asumiremos flujo lineal y que la eficiencia de barrido promedio es igual
a la eficiencia de barrido en la ruptura. Este escenario puede resultar muy
pesimista, pero al combinarlo con los cálculos optimistas del método de Dykstra
Parsons, obtendremos una predicción razonable. (Smith y Cobb, 1997)
Para obtener la eficiencia de barrido a la ruptura, se debe calcular una nueva
movilidad. Para ello, se debe graficar la curva de flujo fraccional como se indica
en la figura 2.14.
FIGURA 2.14 CURVA DE FLUJO FRACCIONAL
Elaborado por: Vacacela Katherine
La nueva movilidad es calculada de acuerdo a la Ecuación 2.8.
𝑀 =𝑘𝑟𝑤@�̅�𝑤𝑏𝑡 𝜇𝑜
𝑘𝑟𝑜@𝑆𝑤𝑖 𝜇𝑤 ( 2.8 )
Donde,
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70%
Fw
Sw
FLUJO FRACCIONAL
Swbt = 57%
55
𝑘𝑟𝑤@�̅�𝑤𝑏𝑡 : Permeabilidad relativa al agua a la saturación de agua a la ruptura.
𝑘𝑟𝑜@𝑆𝑤𝑖 : Permeabilidad relativa al petróleo a la saturación inical de agua.
𝜇𝑜: Viscosidad del petróleo, cp.
𝜇𝑤: Viscosidad del agua, cp.
La permeabilidad relativa al agua a la saturación de agua a la ruptura, se obtiene
de la lectura de la curva de flujo fraccional.
11. Para el cálculo del pretróleo original en sitio antes de la recuperación primaria
se emplea la ecuación 2.9.
𝑃𝑂𝐸𝑆 =7758𝐴ℎ∅𝑆𝑜𝑖
𝛽𝑂𝑖 ( 2.9 )
12. Calcular la producción de petróleo acumulado correspondiente a cada valor de
WOR.
Se debe restar la producción acumulada de petróleo por recuperación primaria,
del POES y así obtener el petróleo remanente antes de la inyección.
𝑁 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 − 𝑁𝑅𝐸𝐶 𝑃𝑅𝐼𝑀 ( 2.10 )
Luego,
𝑁𝑝 = 𝑁 × 𝐸𝐷 × 𝐸𝑎𝑠 × 𝐶𝑉 ( 2.11 )
y,
𝑉𝑃 =𝑁 × 𝛽𝑂
1 − 𝑆𝑤𝑖 ( 2.12 )
𝐸𝐷 =𝑆𝑜𝑖 − 𝑆𝑜𝑟
𝑆𝑜𝑖 ( 2.13 )
entonces,
56
𝑁𝑃 = 𝑉𝑃
(𝑆𝑜𝑖 − 𝑆𝑜𝑟) 𝐸𝑎𝑠
𝛽𝑂× 𝐶𝑉 ( 2.14 )
Donde,
POES: Petróleo original en sitio, STB.
𝑉𝑃: Volumen poroso, BY.
𝐶𝑉: Cobertura vertical.
𝑆𝑜𝑖: Saturación de petróleo inicial.
𝑆𝑜𝑟: Saturación de petróleo resudual.
𝐸𝑎𝑠: Eficiencia de barrido areal a la ruptura.
𝛽𝑂: Factor volumétrico del petróleo, BY/BN.
Si existe saturación de gas al inicio de la inyección, la eficiencia de
desplazamiento se calcula con la ecuación 2.15.
𝐸𝐷 =1 − 𝑆𝑤𝑐 − 𝑆𝑔 − 𝑆𝑜𝑟
1 − 𝑆𝑤𝑐 − 𝑆𝑔 ( 2.15 )
Donde,
𝐸𝐷: Eficiencia de desplazamiento.
𝑆𝑤𝑐: Saturación de agua connata.
𝑆𝑔: Saturación de gas inicial.
𝑆𝑜𝑟: Saturación de petróleo residual.
Determinar la producción acumulada de petróleo, Np, con la ecuación 2.14 para
cada capa.
Graficar la producción acumulada de petróleo, Np versus WOR como se indica en
la figura 2.15. Determinar de la gráfica la recuperación acumulada hasta un WOR
preestablecido según el límite económico del proyecto.
13. Calcular la inyección de agua requerida, Wf, para llenar el espacio de gas con
la ecuación 2.16.
57
𝑊𝑓 = 𝑉𝑝(1 − 𝑆𝑜 − 𝑆𝑤𝑖) ( 2.16 )
FIGURA 2.15 GRÁFICO DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ACUMULADO VERSUS EL WOR
Fuente: Valencia, 2011
14. Calcular la inyección de agua requerida para reemplazar la producción de
petróleo, Wo, con la Ecuación 2.17.
𝑊𝑜 = 𝑁𝑝 × 𝛽𝑜 ( 2.17 )
15. Determinar la inyección de agua requerida para reemplazar la producción de
agua, Wp, con la ecuación 2.18.
𝑊𝑝 = ∫ 𝑊𝑂𝑅 𝑑𝑁𝑝 = ∑ ∆𝑁𝑝 × 𝑊𝑂𝑅 ( 2.18 )
16. Calcular la inyección de agua acumulada, Wi, como una función de Np con la
ecuación 2.19.
𝑊𝑖 =𝑊𝑓 + 𝑊𝑜 + (𝑊𝑝 × 𝛽𝑤)
𝛽𝑤 ( 2.19 )
17. El caudal de inyección es calculado con la ecuación 2.20.
58
𝐼𝑤 =3.54 × (𝑃𝑤𝑖 − 𝑃𝑤𝑝) × 𝑘𝑜 × ℎ
𝜇𝑜 [ln (𝑑𝑟𝑤
) − 0.619 + 0.5 × (𝑆𝑖 + 𝑆𝑝)]
( 2.20 )
Donde:
𝐼𝑤: Caudal deinyección, bapd.
𝑃𝑤𝑖: Presión de fondo fluyente del pozo inyector, psia.
𝑃𝑤𝑝: Presión de fondo fluyente promedio de los pozos productores, psia.
𝑘𝑜: Permeabilidad efectiva del petróleo a la saturación de agua irreductible, Darcy.
ℎ: Espesor de la arena, ft.
𝜇𝑜: Viscosidad del petróleo, cp.
𝑑: Radio de drenaje, ft.
𝑟𝑤: Radio del pozo, ft.
𝑆𝑖: Daño del pozo inyector.
𝑆𝑝: Daño promedio de los pozos productores.
18. Calcular el tiempo para cada inyección de agua acumulada.
𝑡 =𝑊𝑖
𝐼𝑤 ( 2.21 )
19. Determinar el flujo fraccional con la ecuación 2.22.
𝑓𝑤 =1
1 +1
𝑊𝑂𝑅
( 2.22 )
20. Calcular el caudal de petróleo producido.
𝑞𝑜 =∆𝑁𝑃
∆𝑡 ( 2.23 )
21. Calcular el factor de recobro.
59
𝐹𝑅 =𝑁𝑃
𝑃𝑂𝐸𝑆 ( 2.24 )
2.4.5.2 Procedimiento totalmente analítico
1. Al igual que en el proceso anterior, se debe ordenar las permeabilidades de
cada capa de manera descendente.
2. Calcular la razón de movilidad con la ecuación 2.8.
3. Hallar la eficiencia de barrido vertical para cada capa, a medida de que la capa
llega a la ruptura. Para ello, utilizar la ecuación 2.25.
𝐸𝑖 =
𝑛𝑀 − 𝑗 − ∑ √𝑀2 +𝑘𝑗
𝑘𝑖(1 − 𝑀2)𝑛
𝑖=𝑗+1
𝑛(𝑀 − 1)
( 2.25 )
Donde:
𝐸𝑖: Eficiencia de barrido vertical.
𝑛: Número total de capas.
𝑗: Número de capas que han llegado a la ruptura.
𝑘𝑗: Permeabilidad absoluta de las capas, mD.
𝑘𝑖: Permeabilidad de la capa que ha llegado a la ruptura, mD.
M: Movilidad
4. Calcular la relación agua – petróleo (WOR) de las capas, a medida que llegan a
la ruptura.
𝑊𝑂𝑅 =∑ 𝑘𝑖
𝑛𝑖=𝑗
∑𝑘𝑗
√𝑀2 +𝑘𝑗
𝑘𝑖(1 − 𝑀2)
𝑛𝑖=𝑗+1
×𝛽𝑜
𝛽𝑤
( 2.26 )
60
5. Determinar el flujo fraccional para cada valor de WOR antes calculado, con la
ecuación 2.22.
6. Hallar los valores de eficiencia areal, con la ecuación descrita a continuación:
𝐸𝑎 =1
1 + 𝐴 ( 2.27 )
Donde:
𝐸𝑎: Eficiencia areal, fracción.
𝐴 = [−0.2062 × 𝑙𝑛(𝑀 − 0.0712) − 0.511] × 𝑓𝑤 + 0.3048
× 𝑙𝑛(𝑀 + 0.123) + 0.4394 ( 2.28 )
7. Calcular el valor de la eficiencia de desplazamiento con la ecuación 2.13.
8. Hallar el POES empleando la ecuación 2.9 y el petróleo remanente con la
ecuación 2.10.
9. Determinar el petróleo producido gracias a la inyección, usando la siguiente
ecuación:
𝑁𝑃 = 𝑁 × 𝐸𝐷 × 𝐸𝑎 × 𝐸𝑖 ( 2.29 )
Donde:
𝑁𝑃: Petróleo producido gracias a la inyección, STB.
𝑁: Petróleo remanente antes de la inyección, STB.
10. Calcular Wf, Wo, Wp, Wi, Iw, fw, t, qo y FR. Para ello realizar el procedimiento
indicado anteriormente, desde el paso 13 hasta el 21.
2.4.6 PREDICCIÓN POR EL MÉTODO DE STILES
El método de Stiles, al igual que el de Dykstra Parsons, utiliza datos de
permeabilidades por capa. Diez capas serán suficientes para los cálculos de
método.
61
1. Ordenar los datos de permeabilidad en forma descendente junto con el espesor
de la capa Δh.
2. Calcular el espesor acumulado.
ℎ𝑖 = ∑ ∆ℎ𝑖 ( 2.30 )
3. Calcular la capacidad de flujo, de cada capa del reservorio.
𝐶𝑖 = 𝑘∆ℎ𝑖 ( 2.31 )
4. Calcular la capacidad acumulada.
𝐶𝑗 = ∑ 𝐶𝑖 ( 2.32 )
5. Calcular la recuperación fraccional para cada capa.
𝑅𝐸𝐶 =(∑ ℎ𝑖
𝑗𝑖=1 )𝑘𝑗 + (𝐶𝑇 − 𝐶𝑗)
ℎ𝑇𝑘𝑗 ( 2.33 )
Los cálculos de los pasos 1 al 5 se ilustran en la tabla 2.6.
TABLA 2.6 CÁLCULOS PARA EL MÉTODO DE STILES
∆ℎ 𝑘𝑗 ℎ𝑖 𝐶𝑖 𝐶𝑗 𝑅𝐸𝐶
∆ℎ1 𝑘𝑗1 ℎ1 (𝑘∆ℎ)1 𝐶𝑗1 𝑅𝐸𝐶1
∆ℎ2 𝑘𝑗2 ℎ2 (𝑘∆ℎ)2 𝐶𝑗2 𝑅𝐸𝐶2
∆ℎ3 𝑘𝑗3 ℎ3 (𝑘∆ℎ)3 𝐶𝑗3 𝑅𝐸𝐶3
∆ℎ4 𝑘𝑗4 ℎ4 (𝑘∆ℎ)4 𝐶𝑗4 𝑅𝐸𝐶4
… … … … … …
∆ℎ𝑛 𝑘𝑗𝑛 ℎ𝑇 (𝑘∆ℎ)𝑛 𝐶𝑗𝑛 𝑅𝐸𝐶𝑛
ℎ𝑇 = ∑ ∆ℎ 𝐶𝑇 = ∑ 𝑘∆ℎ
6. Calcular el flujo fraccional de agua para cada capa con la ecuación 2.34.
𝑓𝑤@𝐶. 𝑆. =𝑀`𝐶𝑗
𝑀`𝐶𝑗 + (𝐶𝑇 − 𝐶𝑗) ( 2.34 )
La ecuación para la relación de movilidades a condición de superficie es la
siguiente:
62
𝑀` =𝑘𝑟𝑤𝜇𝑜
𝑘𝑟𝑜𝜇𝑤×
𝛽𝑜
𝛽𝑤 ( 2.35 )
7. Determinar la eficiencia de barrido areal como se procedió en el paso 6 del
método totalmente analítico de Dykstra Parsons.
8. Calcular el petróleo remanente antes de la inyección, como se indicó, con la
ecuación 2.10.
9. Calcular la producción de petróleo acumulada para cada capa con la ecuación
2.36.
𝑁𝑃 = 𝑁 × 𝐸𝐷 × 𝐸𝑎 × 𝑅𝐸𝐶 ( 2.36 )
10. Hallar la producción fraccional de agua en el yacimiento, antes de la ruptura.
Para estos cálculos, la producción de agua será medida a condiciones de
yacimiento, por lo que no es necesario multiplicar el flujo fraccional de agua por el
factor volumétrico.
𝑓 𝑤@𝐶. 𝑌. =𝑀𝐶𝑗
𝑀𝐶𝑗 + (𝐶𝑇 − 𝐶𝑗) ( 2.37 )
La relación de movilidades se calcula con la ecuación 2.8.
11. Calcular la producción de petróleo en la superficie.
𝑞𝑜@𝐶.𝑆. =𝐼𝑊(1 − 𝑓 `𝑤)
𝛽𝑜 ( 2.38 )
Para el cálculo de f'w antes del surgimiento para la capa dos, se debe tomar Cj =
C1 y así sucesivamente. Esto se debe a que antes de que en la capa uno se
alcance la ruptura se tendrá un flujo fraccional de agua en el yacimiento de cero.
12. Determinar la variación de tiempo en días, entre las sucesivas invasiones de
las capas.
∆𝑡 =∆𝑁𝑃
𝑞𝑜@𝐶.𝑆. ( 2.39 )
13. Calcular el tiempo de invasión para cada capa.
63
𝑡𝑖 = 𝑡𝑖−1 + ∆𝑡𝑖 ( 2.40 )
14. En caso de que exista saturación inicial de gas, antes de empezar la inyección
de agua, se deberá calcular el tiempo de llenado.
𝑡𝑙𝑙𝑒𝑛𝑎𝑑𝑜 =𝐴ℎ∅𝑆𝑔𝑖
𝐼𝑊 ( 2.41 )
El tiempo de llenado deberá ser sumado al tiempo de invasión de cada capa.
15. Hallar la inyección de agua acumulada.
𝑊𝑖 =𝐼𝑊 × 𝑡𝑖
𝛽𝑤 ( 2.42 )
16. Calcular el factor de recobro con la ecuación 2.24.
2.4.7 RESULTADOS OBTENIDOS CON LOS MÉTODOS DE PREDICCIÓN
2.4.7.1 Resultados obtenidos con el método totalmente analítico de Dykstra Parsons
Se desarrollaron los cálculos descritos para el método de Dykstra Parsons. Los
cálculos y todos los resultados se ilustran en el Anexo 7. El resumen de los
resultados obtenidos se encuentra en la tabla 2.9.
La información obtenida indica que sí existe un incremento de producción de
petróleo gracias a la implementación de la inyección de agua, el factor de recobro
incrementa de 14.15% a 20% en un tiempo de inyección de tres años, tiempo en
el que el corte de agua es aproximadamente 80%. Después de los tres años el
corte de agua está cerca del 100% lo que indica que prácticamente solo se
produciría agua.
2.4.7.2 Resultados obtenidos con el método de Stiles
En la tabla 2.10 se muestra el resumen de los resultados que se obtuvieron con el
procedimiento de Stiles. Los resultados y cálculos a detalle se encuentran en el
Anexo 8.
64
Los resultados muestran un incremento de factor de recobro del 14.15% al 19%
en aproximadamente 3 años, tiempo en el que el corte de agua es casi 80%. A
partir del año 4 la producción de agua sobrepasará el límite económico.
2.4.7.3 Comparación de resultados obtenidos con ambos métodos
El incremento del factor de recobro calculado gracias a ambos métodos de
predicción coincide como se puede apreciar en la figura 2.16.
TABLA 2.7 RESUMEN DE RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO TOTALMENTE ANALÍTICO DE DYKSTRA PARSONS
fw Ea Ei Np bf
Wi t
años Qo
bppd Qw
bfad FR
36.42% 0.654 0.429 242405.3242 423737.9438 0.967 686.7123 421.136 16.81%
57.22% 0.728 0.504 316780.7235 610646.0144 1.394 477.6736 661.763 17.63%
70.08% 0.782 0.581 392262.9345 876199.0403 2.000 341.2113 810.503 18.46%
80.02% 0.830 0.641 459375.8585 1223894.491 2.793 231.7059 925.423 19.19%
79.49% 0.827 0.742 530065.0981 1580895.834 3.608 237.6914 919.240 19.97%
91.11% 0.891 0.766 589491.8441 2259593.847 5.157 105.1079 1053.627 20.62%
94.31% 0.910 0.837 657670.283 3469685.076 7.919 67.6330 1090.658 21.37%
97.55% 0.930 0.879 706336.4242 5464469.491 12.472 29.2861 1128.130 21.90%
99.29% 0.941 0.937 761716.5337 13299730.6 30.354 8.4846 1148.281 22.51%
100.00% 0.946 1.000 817367.7069 13365139.5 30.504 0.0000 1156.465 23.12%
Por otro lado la producción acumulada de petróleo calculada por ambos métodos
es cercana, pero no igual. Los resultados de producción de petróleo hallados por
el método de Dykstra Parsons son ligeramente superiores y por lo tanto más
optimistas que los resultados hallados por el método de Stiles. Lo descrito se
puede observar en la figura 2.16.
65
TABLA 2.8 RESUMEN DE RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO TOTALMENTE ANALÍTICO DE STILES
fw Ea Ei Np bf
Wi t
años Qo
bppd Qw
bfad FR
47.84% 0.556 0.515 247375.852 509329.795 1.162 583.026 553.251 16.87%
68.28% 0.693 0.582 348491.677 837847.4496 1.912 369.480 789.611 17.98%
79.39% 0.774 0.650 434860.612 1259934.859 2.876 245.632 918.153 18.92%
86.45% 0.827 0.703 502078.671 1752086.494 3.999 163.952 999.762 19.66%
90.83% 0.864 0.789 589046.192 2683980.809 6.126 112.026 1050.393 20.62%
94.28% 0.889 0.808 620787.919 3225314.589 7.361 70.387 1090.315 20.96%
96.62% 0.910 0.868 681742.632 4976052.428 11.357 41.794 1117.387 21.63%
98.38% 0.924 0.901 719415.377 7222230.329 16.483 20.133 1137.713 22.05%
99.49% 0.935 0.948 766531.270 16070352.38 36.678 6.392 1150.526 22.56%
100.00% 0.943 1.000 814436.754 16126657.48 36.806 0.000 1156.465 23.09%
FIGURA 2.16 FACTOR DE RECOBRO DESPUÉS DE LA INYECCIÓN EN EL POZO GUANTA 27 ARENA U INFERIOR
La curva base de producción de petróleo sin inyección de la figura 2.17 se puede
comparar con la curva de producción de petróleo incremental después de la
inyección de agua en el pozo Guanta 27, desde el año 2018. Es fácilmente
0%
5%
10%
15%
20%
25%
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
FR
TIEMPO (AÑOS)
FACTOR DE RECOBRO DESPUÉS DE LA INYECCIÓN
DYKSTRA STILES
66
apreciable el incremento de producción de petróleo que existiría de
implementarse el proyecto de recuperación secundaria en el año 2018. Sin
embargo el proyecto no puede tener una duración mayor al tiempo establecido
como límite económico.
FIGURA 2.17 PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO INCREMENTAL DESPUÉS DE LA INYECCIÓN EN EL POZO GUANTA 27
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
67
CAPÍTULO 3
ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO
3.1 INTRODUCCIÓN
Realizar el análisis técnico – económico de un proyecto requiere conocer los
factores que lo afectarán. El análisis técnico – económico que se presenta en este
capítulo se realizará mediante el cálculo de los indicadores financieros VAN y TIR,
y así se determinará la rentabilidad del proyecto, además se considerará el tiempo
de recuperación de la inversión.
Para el estudio se utilizarán los resultados de la predicción de producción de
petróleo que se obtuvieron con el método de Stiles, ya que ese método refleja
valores cercanos, pero menores que los obtenidos con el método de Dykstra
Parsons, evitando así ser demasiado optimistas en los resultados que se
obtengan del análisis económico.
3.2 FACTORES A CONSIDERAR PARA EL ANÁLISIS TÉCNICO –
ECONÓMICO
3.2.1 CAPEX
En la industria petrolera el CAPEX comprende toda la inversión o desembolso que
se realiza previo a la implementación del proyecto, y que luego pasa a formar
parte de los activos de la empresa. (Moix, 2014)
En el caso específico de la implementación de inyección de agua en el pozo
Guanta 27, el CAPEX está conformado por las facilidades de superficie que se
deberán asentar y el reacondicionamiento del pozo Guanta 27 y Guanta 28.
3.2.1.1 Facilidades de superficie necesarias para implementar la inyección de agua en
el pozo Guanta 27 areuna U inferior
A medida que el campo madura, el corte de agua de las zonas en producción
sigue incrementándose. El campo Guanta Dureno produce actualmente 3500
68
BAPD que representa un BSW promedio del 30%, se anticipa que el corte de
agua continuará aumentando. El manejo de agua es sumamente importante para
asegurar el exitoso desarrollo del campo Guanta Dureno.
Para el desarrollo del proyecto se requiere la implementación de una mini
estación para la recolección, tratamiento e inyección de agua y además de las
líneas de flujo para la distribución de fluidos.
Para la recolección y tratamiento
Tratamiento: flotación y filtros.
Recolección: líneas, manifold, controles y válvulas.
Para la inyección
Bombas booster y bombas de inyección
Controles, instrumentación, sistemas eléctricos y sistema de combustible.
Turbina de succión y descarga.
Bases, tanques y equipos de seguridad
Para la mini estación para la inyección en un pozo se necesita:
Dos tanque de 5000 bl (uno para suministrar el agua a la unidad de
flotación y el otro para almacenar el agua de formación tratada)
Una unidad de flotación (para la separación del aceite del agua y
arrastrar los sólido fácilmente removibles).
Una unidad de filtración (para remover las partículas pequeñas).
Dos bombas booster.
Una bomba horizontal.
Líneas de alta presión.
Lo descrito se puede apreciar en la figura 3.1, que ilustra las facilidades de
superficie que se deberán implementar para el proyecto de inyección.
69
FIGURA 3.1 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA INYECCIÓN EN EL POZO GUANTA 27
3.2.1.2 Reacondicionamiento del pozo Guanta 27
La implementación del proyecto implica convertir el pozo Guanta 27 a inyector,
para eso es necesario mover una torre de reacondicionamiento a la localización
del pozo.
Al momento el pozo se encuentra con tubería de producción (320 juntas) 3 ½”
EUE 9.3 lb/ft L-80 clase “A” insta. Durante la conversión a pozo inyector el pozo
se re-completará con tubería nueva de inyección 3 ½” EUE 9.3 lb/ft clase “A”, se
cambiará de cabezal a uno de inyección.
3.2.2 OPEX
El OPEX abarca los costos de operación, que no se consideran activos de la
empresa, entre ellos está la energía eléctrica y los químicos para tratar el agua.
(Moix, 2014)
70
Se consideran gastos diarios y pueden ser fijos o variables. Los gastos variables
dependerán de la producción de barriles de petróleo, mientras que los gastos fijos
se refieren al costo del personal y energía eléctrica.
3.2.3 PRECIO DEL PETRÓLEO
Según la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), el precio del
crudo WTI a nivel mundial se podría mantener entre $55 y $60 en el 2018. El
precio del crudo ecuatoriano ha incrementado en los últimos meses de $44.8 a
$50.4 hasta octubre de 2017, y el diferencial del precio ha bajado como se
muestra en la figura 3.2.
FIGURA 3.2 DIFERENCIAL DEL CRUDO ECUATORIANO FRENTE AL WTI 2017
Fuente: El Universo, 2017
Para el análisis económico de la inyección de agua en el pozo Guanta 27 arena U
inferior se considerarán tres escenarios, optimista, probable y pesimista, con un
precio de barril de petróleo de $50.4, $45.3 y $40.2 respectivamente. Dichos
precios fueron utilizados debido a que son el más bajo, más alto y el medio que
alcanzó el barril de petróleo del Ecuador en el año 2017.
71
3.3 RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO
Para el caso particular del proyecto de inyección en el pozo Guanta 27 se
considera como límite un corte de agua del 80%, por lo tanto el tiempo del
proyecto serán 3 años.
3.3.1 ESCENARIO OPTIMISTA
El escenario optimista se desarrolla con un precio de barril de petróleo de $50.4.
La inversión es de tres millones y medio de dólares y se debe en gran parte a la
implementación de facilidades de superficie y reacondicionamiento de pozos.
Los resultados que se obtienen con el análisis técnico económico reflejan
resultados muy buenos. Se estima que con ese precio de barril de petróleo se
recuperará la inversión en menos de un año de iniciado el proyecto, como se
indica en la tabla 3.1.
El indicador financiero VAN es superior a cero y el TIR es 68%, ambos
indicadores confirman la viabilidad del proyecto, es decir que sí es factible su
implementación. De acuerdo con las predicciones de la OPEP el precio del barril
de petróleo superará los $60, en ese caso los resultados serán aún mejores.
3.3.2 ESCENARIO PROBABLE
Para el escenario probable el precio del petróleo es de $45.3 y los resultados se
encuentran en la tabla 3.2. Los resultados que se obtienen con el análisis técnico
económico reflejan buenos resultados. Se estima que con ese precio de barril de
petróleo se recuperará la inversión en menos de dos años de iniciado el proyecto.
El indicador financiero VAN es superior a cero y el TIR es 37%, ambos
indicadores confirman la viabilidad del proyecto, es decir que sí es factible su
implementación. Al igual que en el escenario optimista, el tiempo del proyecto es
3 años, antes de que el reservorio se inunde de agua por completo.
72
3.3.3 ESCENARIO PESIMISTA
El escenario pesimista se desarrolla con $40.2 como precio por el barril de
petróleo, como se puede ver en la tabla 3.3.
A diferencia de los otros dos escenarios, el proyecto resulta no ser factible, ya que
la recuperación de la inversión se da prácticamente en 3 años. El TIR es 5%, lo
que indica que el proyecto no representará mayor ganancia, sino que solo se
recuperará la inversión.
TABLA 3.1 RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO PARA UN ESCENARIO OPTIMISTA
AÑO PRODUCCIÓN
SIN INYECCIÓN (BFP)
PRECIO APROXIMADO POR BARRIL ($)
PRODUCCIÓN DESPUÉS DE LA
INYECCIÓN (BFP)
PRODUCCIÓN EXTRA (BFP)
CAPEX ($) OPEX ($) INGRESO ($) UTILIDAD ($) UTILIDAD
ACUMULADA ($)
0 -3500000 -3500000 -3500000
1 36500 50.4 244766.7037 208266.7037 6248001.11 10496641.87 4248640.756 748640.7564
2 31025 50.4 130741.8742 99716.87424 2991506.23 5025730.462 2034224.234 2782864.991
3 25550 50.4 86353.33839 60803.33839 1824100.15 3064488.255 1240388.103 4023253.094
4 20075 50.4 59832.07568 39757.07568 1192712.27 2003756.614 811044.3438 4834297.438
5 18250 50.4 50920.97246 32670.97246 980129.174 1646617.012 666487.8383 5500785.276
6 13870 50.4 42009.86925 28139.86925 844196.077 1418249.41 574053.3327 6074838.609
7 10950 50.4 33098.76604 22148.76604 664462.981 1116297.808 451834.8271 6526673.436
8 10220 50.4 24022.96815 13802.96815 414089.044 695669.5947 281580.5502 6808253.986
9 8030 50.4 21411.05718 13381.05718 401431.716 674405.282 272973.5665 7081227.553
10 6935 50.4 18799.14622 11864.14622 355924.387 597952.9694 242028.5828 7323256.136
VAN : $ 2,975,499.68
TIR : 68%
Tiempo de recuperación de inversión: 1 año
Tiempo del proyecto: 3 años
73
TABLA 3.2
RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO PARA UN ESCENARIO PROBABLE
AÑO PRODUCCIÓN
SIN INYECCIÓN (BFP)
PRECIO APROXIMADO POR BARRIL ($)
PRODUCCIÓN DESPUÉS DE LA
INYECCIÓN (BFP)
PRODUCCIÓN EXTRA (BFP)
CAPEX ($) OPEX ($) INGRESO ($) UTILIDAD ($) UTILIDAD
ACUMULADA ($)
0 -3500000 -3500000 -3500000
1 36500 45.3 244766.7037 208266.7037 6248001.11 9434481.68 3186480.567 -313519.433
2 31025 45.3 130741.8742 99716.87424 2991506.23 4517174.403 1525668.176 1212148.743
3 25550 45.3 86353.33839 60803.33839 1824100.15 2754391.229 930291.0774 2142439.821
4 20075 45.3 59832.07568 39757.07568 1192712.27 1800995.528 608283.2579 2750723.078
5 18250 45.3 50920.97246 32670.97246 980129.174 1479995.053 499865.8787 3250588.957
6 13870 45.3 42009.86925 28139.86925 844196.077 1274736.077 430539.9995 3681128.957
7 10950 45.3 33098.76604 22148.76604 664462.981 1003339.101 338876.1204 4020005.077
8 10220 45.3 24022.96815 13802.96815 414089.044 625274.4571 211185.4127 4231190.49
9 8030 45.3 21411.05718 13381.05718 401431.716 606161.8904 204730.1749 4435920.665
10 6935 45.3 18799.14622 11864.14622 355924.387 537445.8237 181521.4371 4617442.102
VAN : $ 1.356.624,76
TIR : 37%
Tiempo de recuperación de inversión: 2 años
Tiempo del proyecto: 3 años
74
TABLA 3.3 RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO PARA UN ESCENARIO PESIMISTA
AÑO PRODUCCIÓN
SIN INYECCIÓN (BFP)
PRECIO APROXIMADO POR BARRIL ($)
PRODUCCIÓN DESPUÉS DE LA
INYECCIÓN (BFP)
PRODUCCIÓN EXTRA (BFP)
CAPEX ($) OPEX ($) INGRESO ($) UTILIDAD ($) UTILIDAD
ACUMULADA ($)
0 -3500000 -3500000 -3500000
1 36500 40.2 244766.7037 208266.7037 6248001.11 8372321.491 2124320.378 -1375679.62
2 31025 40.2 130741.8742 99716.87424 2991506.23 4008618.344 1017112.117 -358567.505
3 25550 40.2 86353.33839 60803.33839 1824100.15 2444294.203 620194.0516 261626.5471
4 20075 40.2 59832.07568 39757.07568 1192712.27 1598234.442 405522.1719 667148.719
5 18250 40.2 50920.97246 32670.97246 980129.174 1313373.093 333243.9191 1000392.638
6 13870 40.2 42009.86925 28139.86925 844196.077 1131222.744 287026.6663 1287419.304
7 10950 40.2 33098.76604 22148.76604 664462.981 890380.3946 225917.4136 1513336.718
8 10220 40.2 24022.96815 13802.96815 414089.044 554879.3196 140790.2751 1654126.993
9 8030 40.2 21411.05718 13381.05718 401431.716 537918.4988 136486.7833 1790613.776
10 6935 40.2 18799.14622 11864.14622 355924.387 476938.678 121014.2914 1911628.068
VAN : ($ 262,250.16)
TIR : 5%
Tiempo de recuperación de inversión: 3 años
Tiempo del proyecto: 3 años
75
76
CAPÍTULO 4
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
La existencia de continuidad de la arena U inferior del campo Guanta
Dureno se demostró gracias a los registros eléctricos y fue primordial para
confirmar la comunicación entre los pozos y así tener la certeza de que el
agua inyectada pueda cumplir con el objetivo de empujar al banco de
petróleo.
La selección del patrón de arreglo de pozos para éste trabajo, dependió de
la geología del reservorio, de los pozos existentes y principalmente de los
recursos económicos que dispone la empresa para el proyecto, al utilizar
en el arreglo a los pozos Guanta 5, Guanta 11, Guanta 12, Guanta 28 y
Guanta 27, y así evitar costos de perforación.
El campo Guanta Dureno es un buen candidato para un proyecto de
inyección de agua, una de las razones es que produce 3500 BAPD, siendo
el manejo del agua un aspecto fundamental para evitar riesgos
ambientales.
A pesar de la gran cantidad de métodos de predicción que existen, no
todos deben ser utilizados para cualquier proyecto de recuperación
secundaria, ya que las características de cada reservorio lo convierten en
un caso particular y debe elegirse un método que considere, de ser posible,
todas las propiedades y características del reservorio a ser inyectado.
El factor de recobro después de la inyección incrementará del 14 al 20% en
3 años, tiempo después del cual se producirá agua en su mayoría. Los
métodos de Stiles y Dikstra Parsons coinciden en dichos valores.
77
El caudal de inyección de agua para el pozo Guanta 27 se calculó en 1200
BAPD, éste valor se vio influenciado por el daño que presentan el pozo
inyector y los productores, además de las presiones de fondo fluyente y la
información petrofísica de la arena.
Se espera que gracias a la inyección de agua exista una producción extra
de petróleo de aproximadamente 244 mil barriles en el primer año, 99 mil
en el segundo y 60 mil en el tercer año, siendo ésta producción extra la
fuente para recuperar la inversión y obtener ganancias económicas.
En el caso particular de este proyecto, se concluye que es rentable con una
inversión de 3.5 millones y el precio del barril de petróleo de $45.3 y $50.4.
Por otro lado, el proyecto también será rentable si el precio del barril de
petróleo es $40.2, pero la ganancia será muy poca ya que el TIR es del
5%.
4.2 RECOMENDACIONES
Para un estudio de pre-factibilidad, es esencial contar con información de
saturaciones, permeabilidades relativas y permeabilidades absolutas que
sean confiables, de ser posible los datos deben haber sido tomados de
pozos cercanos al área en la que se piensa implementar la inyección. De
no existir dichos datos, se puede utilizar información de algún campo
vecino con características de la arena muy similares
Si la empresa que desea implementar el proyecto de recuperación
secundaria tiene suficientes recursos económicos y el tiempo necesario, la
mejor opción es la predicción de los resultados del comportamiento de la
inyección mediante un simulador numérico.
En un proyecto de inyección de agua es recomendable reinyectar el agua
producida para evitar problemas de compatibilidad entre fluidos y posibles
daños ambientales.
78
Tener en consideración las instalaciones de superficie existentes en el
campo para asegurar la accesibilidad del proyecto, y además de evitar
algún gasto innecesario.
En un análisis técnico – económico el factor que predomina es el precio del
petróleo, y debido a que ese factor es variable a través del tiempo, es
recomendable realizar el análisis por lo menos para tres escenarios.
Para el escenario optimista es aconsejable establecer como el precio del
barril de petróleo, al precio máximo al que llegó el año anterior al estudio, y
no el mayor valor que se espera.
En lo que respecta al proyecto, se recomienda la realización del estudio de
pre factibilidad para la implementación de recuperación secundaria por
inyección de agua en el pozo Guanta 27 arena U inferior mediante un
simulador numérico, para una mayor exactitud y verificación de resultados.
79
BIBLIOGRAFÍA
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83
GLOSARIO
1. Bombeo Electrosumergible.- Un sistema de levantamiento artificial
que utiliza un sistema de bombeo de fondo de pozo accionado
eléctricamente
2. Depletación.- Fenómeno natural de reducción progresiva del volúmen
de hidrocarburo que está en función del tiempo y del nivel de extracción
total.
3. Falla geológica.- Una interrupción o superficie laminar existente en una
roca frágil a lo largo de la cual existe un desplazamiento observable.
4. Levantamiento Artificial.- Cualquier sistema que agrega energía a la
columna de fluido de un pozo con el objetivo de iniciar y mejorar la
producción del pozo.
5. Pozo tipo “S”.- Pozo perforado con una sección de aumento de
ángulo, una sección tangencial y una sección de caída de ángulo.
6. Pozo petrolero.- Es una perforación efectuada en el subsuelo con
brocas de diferentes diámetros y con revestimiento de tuberías, a
diversas profundidades, para la prospección o explotación de
yacimientos. Permite la comunicación entre el subsuelo y superficie.
7. Yacimiento.- Roca que presenta porosidad y permeabilidad para
almacenar y transmitir fluidos.
84
ANEXOS
85
ANEXO No 1
RESERVAS DEL CAMPO GUANTA DURENO
CAMPO
RESERVORIO
FR a la Recuper
ación Final del
Yacimiento ( % )
Reserva Total Bls
Producción
Acumulada al
31-Diciembre-2016
Bls
Factor de Recobro
Actual
31-Dic-2016 ( % )
Reservas
Probadas
Produciendo Bls
Reservas
Probadas
shutin Bls
Reservas
Probadas
detrás del
casing Bls
Reservas
Probadas No
desarrolladas Bls
Reservas
Probables Bls
Reservas
Posibles Bls
Reservas
Probadas (1P)
Bls
Reservas
Probadas +
Probables (2P)
Bls
Reservas
Probabas +
Probables +
Posibles (3P)
Bls
Basal Tena
32,17 9.885.96
9,28 4.640.92
2,84 15,1
0 2.560.092,08
1.237.806,64
1.447.147,72
- - - 5.245.04
6,44 5.245.04
6,44 5.245.04
6,44
U Superior
4,29 1.901.34
6,05 1.714.89
4,14 3,87
162.402,50
24.049,41
- - - - 186.451,
91 186.451,
91 186.451,
91
U Inferior
21,05 45.368.9
97,74 30.270.5
61,27 14,0
4 3.695.740,65
2.682.090,78
202.557,87
6.917.090,56
1.600.956,61
- 13.497.4
79,86 15.098.4
36,47 15.098.4
36,47
T Superior
4,60 760.821,
88 244.698,
73 1,48 -
358.677,37
157.445,78
- - - 516.123,
15 516.123,
15 516.123,
15
T Inferior 24,98 24.975.3
48,67 10.788.2
82,57 10,7
9 1.526.317,61
3.301.954,76
1.675.439,40
6.059.973,08
1.623.381,25
- 12.563.6
84,85 14.187.0
66,10 14.187.0
66,10
Hollín Superior
23,94 9.342.02
6,10 6.218.56
6,11 15,9
4 978.058
,65 1.450.761,73
694.639,61
- - - 3.123.45
9,99 3.123.45
9,99 3.123.45
9,99
Subtotal Guanta-Dureno
92.234.5
10 53.877.9
26 12,0
8 8.922.6
11 9.055.3
41 4.177.2
30 12.977.0
64 3.224.3
38 -
35.132.246
38.356.584
38.356.584
Fuente: Petroamazonas EP, 2016
86
87
ANEXO Nº 2
CORTE ESTRUCTURAL-ESTRATIGRAFICA DIRECCIÓN
NNO-NNE ENTRE LOS POZOS GUANTA 039 – GUANTA 028
– GUANTA 27 y GUANTA-005.
Fuente: PETROAMAZONAS EP
88
89
ANEXO Nº 3
CORTE ESTRUCTURAL-ESTRATIGRAFICA DIRECCIÓN
NNO-NNE ENTRE LOS POZOS GUANTAF 011 – GUANTA
27 y GUANTAG 012
Fuente: PETROAMAZONAS EP
90
91
ANEXO Nº 4
REGISTRO ELÉCTRICO Y ANÁLISIS DE LABORATORIO
DE UN CORE DEL POZO SECOYA 1
92
93
ANEXO Nº 5
PERMEABILIDADESABSOLUTAS A LA PROFUNFDIDAD
DEL ÁREA EN QUE SE DESEA IMPLEMENTAR LA
INYECCIÓN DE AGUA
94
GUANTA 5 GUANTA 12 GUANTA 27 GUANTA 11 GUANTA 28
PROFUND. K ABSOL PROFUND. K ABSOL PROFUND. K ABSOL PROFUND. K ABSOL PROFUND. K ABSOL
9634 - 36 140 9622 - 24 100 9974 – 76 60 9628 - 30 40 10050 - 52 40
9636 - 38 200 9624 - 26 410 9976 - 78 120 9630 - 32 300 10052 - 54 600
9638 - 40 600 9626 - 28 800 9978 - 80 250 9632 - 34 1200 10054 - 56 6000
9640 - 42 400 9628 - 30 2000 9980 - 82 800 9634 - 36 80 10056 - 58 2000
9642 - 44 250 9630 - 32 1680 9982 - 84 250 9636 - 38 180 10058 - 60 3500
9664 - 66 300 9632 - 34 1000 9984 - 86 250 9638 - 40 600 10060 -62 400
9666 - 68 2000 9634 - 36 1000 9986 - 88 1000 9640 - 42 600 10062 - 64 300
9968 - 70 2500 9636 - 38 2000 9988 - 90 400 9648 - 50 200 10064 - 66 180
9970 - 72 3000 9638 - 40 3000 9998 - 00 60 9650 - 52 400 10066 - 68 2000
9972 - 74 4000 9650 - 52 120 10000 - 02 60 9652 - 54 600 10068 - 70 80
9974 - 76 4000 9652 - 54 1200 10002 - 04 120 9654 - 56 180 10070 - 72 500
9976 - 78 80 9654 - 56 160 10004 - 06 200 9656 - 58 200 10072 - 74 1700
9656 - 58 180 10006 - 08 400 9658 - 60 600 10074 - 76 460
10008 - 10 2000 9660 - 62 800 10076 - 78 1800
10010 - 12 2000 9662 - 64 500 10078 - 80 4000
10012 - 14 2000 9664 - 66 1300 10080 - 82 3000
10014 - 16 900 9666 - 68 1400 10082 - 84 3000
10016 - 18 200 9668 - 70 200 10084 - 86 3000
10018 - 20 200
95
ANEXO Nº 6
ANÁLISIS DE LA CALIDAD DEL AGUA
96
Fuente: Petroamazonas, 2014
97
ANEXO Nº 7
RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO
TOTALMENTE ANALÍTICO DE DYKSTRA PARSONS
i = 1 i = 2 i = 3 i = 4 i = 5 i = 6 i = 7 i = 8 i = 9 i = 10
sumat ki @ cs 4163.703 3315.837 2636.387 1919.812 2288.522 973.385 653.637 290.101 85.797 0.000
(sumat ki @ cy)(Bo/Bw) 2384.629 4435.592 6176.397 7689.644 8867.919 9972.736 10833.083 11550.039 12037.803 12274.177
WOR 0.573 1.338 2.343 4.005 3.875 10.245 16.574 39.814 140.306
fw 0.364 0.572 0.701 0.800 0.795 0.911 0.943 0.975 0.993 1.000
A 0.528 0.374 0.279 0.205 0.209 0.123 0.099 0.075 0.062 0.057
Ea 0.654 0.728 0.782 0.830 0.827 0.891 0.910 0.930 0.941 0.946
Ei 0.429 0.504 0.581 0.641 0.742 0.766 0.837 0.879 0.937 1.000
Ed 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497
NP2 242405.324 316780.724 392262.935 459375.859 530065.098 589491.844 657670.283 706336.424 761716.534 817367.707
ΔNP 242405.324 74375.399 75482.211 67112.924 70689.240 59426.746 68178.439 48666.141 55380.109 55651.173
ΔN X WOR 138829.952 99491.898 176835.976 268815.136 273917.651 608851.549 1129958.574 1937585.289 7770170.811 0.000
Wd 295734.496 386472.483 478560.780 560438.547 646679.420 719180.050 802357.745 861730.438 929294.171 997188.602
Wp 138829.952 238321.850 415157.826 683972.962 957890.613 1566742.162 2696700.736 4634286.025 12404456.836 12404456.836
Wi 423737.944 610646.014 876199.040 1223894.491 1580895.834 2259593.847 3469685.076 5464469.491 13299730.604 13365139.497
t 352.994 508.697 729.916 1019.563 1316.962 1882.350 2890.414 4552.165 11079.313 11133.802
t años 0.967 1.394 2.000 2.793 3.608 5.157 7.919 12.472 30.354 30.504
qo 686.712 477.674 341.211 231.706 237.691 105.108 67.633 29.286 8.485 0.000
FR SEC 0.027 0.035 0.043 0.050 0.058 0.065 0.072 0.078 0.084 0.090
FR 0.168 0.176 0.185 0.192 0.200 0.206 0.214 0.219 0.225 0.231
98
99
ANEXO Nº 8
RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO DE STILES
100
CAPAS ESPESOR ft PERMEABILIDAD K (mD) K ordenada Ci =k x Δh
1 3.2 201.11 2028.89 6492.44
2 3.2 1481.11 1745.00 5584.00
3 3.2 940.00 1481.11 4739.56
4 3.2 1287.50 1287.50 4120.00
5 3.2 415.00 1002.50 3208.00
6 3.2 610.00 940.00 3008.00
7 3.2 1002.50 732.00 2342.40
8 3.2 2028.89 610.00 1952.00
9 3.2 1745.00 415.00 1328.00
10 3.2 732.00 201.11 643.56
32
33417.96
cj fw f`w REC
(Ei) A Ea Ed
NP 2
(MMBl)
DELTA
NP WOR ΔN X WOR
Wd
(MMBL)
Wp
(MMbL) Wi (MMBF)
6492.4
44
0.4
78
0.0
00
0.5
15
0.7
98
0.5
56
0.4
97
247375.
852
247375.
852 0.884
218579.7
57
301798.
540
218579.7
57
509329.7
95
12076.
444
0.6
83
0.4
78
0.5
82
0.4
43
0.6
93
0.4
97
348491.
677
101115.
825 2.074
209672.4
65
425159.
846
428252.2
22
837847.4
50
16816.
000
0.7
94
0.6
83
0.6
50
0.2
92
0.7
74
0.4
97
434860.
612
86368.9
35 3.712
320574.7
88
530529.
947
748827.0
10
1259934.
859
20936.
000
0.8
64
0.7
94
0.7
03
0.2
10
0.8
27
0.4
97
502078.
671
67218.0
59 6.146
413147.7
52
612535.
979
1161974.
762
1752086.
494
24144.
000
0.9
08
0.8
64
0.7
89
0.1
57
0.8
64
0.4
97
589046.
192
86967.5
21 9.540
829678.1
52
718636.
355
1991652.
914
2683980.
809
27152.
000
0.9
43
0.9
08
0.8
08
0.1
25
0.8
89
0.4
97
620787.
919
31741.7
27
15.87
9
504026.5
49
757361.
261
2495679.
463
3225314.
589
29494.
400
0.9
66
0.9
43
0.8
68
0.0
99
0.9
10
0.4
97
681742.
632
60954.7
13
27.54
7
1679095.
498
831726.
011
4174774.
961
4976052.
428
31446.
400
0.9
84
0.9
66
0.9
01
0.0
82
0.9
24
0.4
97
719415.
377
37672.7
46
58.44
8
2201899.
723
877686.
760
6376674.
684
7222230.
329
32774.
400
0.9
95
0.9
84
0.9
48
0.0
69
0.9
35
0.4
97
766531.
270
47115.8
93
186.6
20
8792744.
988
935168.
149
15169419
.672
16070352
.378
33417.
956
1.0
00
0.9
95
1.0
00
0.0
61
0.9
43
0.4
97
814436.
754
47905.4
84 0.000
993612.
840
15169419
.672
16126657
.475
101
t (días) t años qo (BFPD) FR SEC FR 424.296 1.162 583.026 0.027 0.169
697.967 1.912 369.480 0.038 0.180
1049.586 2.876 245.632 0.048 0.189
1459.572 3.999 163.952 0.055 0.197
2235.885 6.126 112.026 0.065 0.206
2686.842 7.361 70.387 0.068 0.210
4145.290 11.357 41.794 0.075 0.216
6016.464 16.483 20.133 0.079 0.220
13387.374 36.678 6.392 0.084 0.226
13434.279 36.806 0.000 0.089 0.231