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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA DISMINUIR LA PRODUCCIÓN DE AGUA MEDIANTE LA APLICACIÓN DE LA

TECNOLOGÍA HYDROSEP EN EL CAMPO SHUARA

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN TÍTULO DE INGENIERO EN

PETRÓLEOS

JUAN PABLO SARANGO SÁNCHEZ

[email protected]

DIRECTOR: ING. JORGE VELÁSQUEZ, MSC.

[email protected]

Quito, Enero del 2012

II

DECLARACIÓN

Yo Juan Pablo Sarango Sánchez, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito

es de mi autoría que no ha sido previamente presentada 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.

Sr. Juan Pablo Sarango Sánchez

III

CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el señor: Juan Pablo Sarango

Sánchez, bajo mi supervisión.

Ing. Jorge Velásquez, Msc.

DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS Expreso mis más sinceros agradecimientos, al Ingeniero Jorge Velásquez, director

del proyecto.

A la carrera de ingeniería de Petróleos en especial a todos sus ingenieros, que la

conforman, gracias por compartir sus conocimientos brindados durante mi carrera

estudiantil.

Agradezco a la empresa de petróleos del Ecuador EP PETROECUADOR, por prestar

todas las facilidades en especial a los Ingenieros: Omar Corozo y Omar Carrera.

Como Ecuatoriano me siento orgulloso que nuestro país posea tan preciado recurso

que nos regalo DIOS.

A la empresa Baker Hughes, a los ingenieros: Luis Constante, Álvaro Díaz y Freddy

Carrillo, por brindarme su colaboración para la elaboración de este proyecto.

Pablo

V

DEDICATORIA

Este trabajo dedico a DIOS, por darme la oportunidad de hacer que esto sea una

realidad y a mi familia que siempre está conmigo, en especial a mi hermano Mauro

por ser el mentor del cambio.

Pablo

VI

CONTENIDO

DECLARACIÓN……………………………………………………………………. II

CERTIFICACIÓN…………………………………………………………………... III

AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………... IV

DEDICATORIA……………………………………………………………………... V

CONTENIDO……………………………………………………………………….. VI

INDICE DE FIGURAS…………………………………………………………….. XII

INDICE DE TABLAS……………………………………………………………….. XV

RESUMEN………………………………………………………………………...... XVII

INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………… XVIII

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO SHUARA……………. 1

1.1 UBICACIÓN……………….......................................................................... 1

1.2 DESCUBRIMIENTO…………………………………………………………… 1

1.3 ESTRUCTURA DEL CAMPO………………………………………………… 2

1.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA Y FLUIDOS…………… 4

1.4.1 POROSIDAD……………………………………………………………… 4

1.4.2 SATURACIÓN………………………………………………………......... 4

1.4.3 PERMEABILIDAD………………………………………………………… 5

1.4.4 VISCOSIDAD……………………………………………………………… 5

1.4.5 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS……………………… 5

1.5 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS RESERVORIOS…………………. 6

1.5.1 FORMACIÓN TENA……………………………………………………... 6

1.5.1.1 Arenisca Tena Basal “BT”……………………………………………. 6

1.5.2 FORMACIÓN NAPO…………………………………………………….. 6

1.5.2.1 U Superior “Us”………………………………………………………... 6

1.5.2.2 U Media “Um”…………………………………………....................... 7

1.5.2.3 U Inferior “Ui”………………………………………………………….. 7

1.5.2.4 T Superior “Ts”……………………………………………………....... 7

VII

1.5.2.5 T Inferior “Ti”…………………………………………………………… 8

1.5.3 FORMACIÓN HOLLÍN…………………………………………………… 8

1.6 PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA…………………………………...... 10

1.7 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO…………………………………………….. 12

1.7.1 POZOS EN PRODUCCIÓN……………………………………………... 13

1.7.2 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS…………………………...... 14

1.7.3 POZOS DE REINYECCIÓN…………………………………………...... 14

1.8 RESERVAS DEL CAMPO……………………………………………………. 16

1.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE…………………………………………… 16

1.9.1 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA…………………………….. 18

CAPÍTULO 2

ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS SELECCIONADOS…. 19

2.1 ORÍGEN DE AGUA DEL CAMPO…………………………………………… 20

2.1.1 YACIMIENTO Us…………………………………………………………. 20

2.1.2 YACIMIENTO Ui………………………………...................................... 20

2.1.3 YACIMIENTO Ts Y Ti…………………………………………………… 21

2.2 HISTORIA DE PRESIÓN……………………………………………………... 21

2.3 MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS RESERVORIOS…………………. 23

2.3.1 YACIMIENTO Us, y Ui…………………………………………………… 23

2.3.2 YACIMIENTO Ts y Ti……………….................................................... 23

2.3.3 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE

AGUA………………………………………………………………………………... 23

2.4 UBICACIÓN DE POZOS……………………………………………………... 24

2.5 SELECCIÓN DE POZOS……………………………………………………... 26

2.5.1 TIPO DE YACIMIENTO………………………………………………….. 26

2.5.2 RESERVAS POR POZO……………………………………………….. 27

2.5.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS………………………... 29

2.5.3.1 Análisis por pozo………………………………………………... 29

2.6 GRÁFICOS DE DIAGNOSTICO ESPECÍFICOS…………………………... 32

2.7 HERRAMIENTAS DE DIAGNOSTICO……………………………………… 35

VIII

2.7.1 REGISTROS A HUECO ABIERTO …………………………………... 35

2.7.1.1 Salinidad y saturación de agua inicial............................................ 35

2.7.2 REGISTROS DE CONTROL DE CEMENTO………………………… 39

2.7.3 DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN…………………………………… 40

CAPÍTULO 3

DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA HYDROSEP…………………………... 41

3.1 FUNCIONAMIENTO DEL HIDROCICLÓN………………………………… 42

3.1.1 GEOMETRIA DEL HIDROCICLÓN……………………………………. 42

3.1.1.1 Cámara de entrada y sección de reducción………………………. 43

3.1.1.2 Sección de separación……………………………………………….. 44

3.1.1.3 Sección de longitud final……………………………………………... 47

3.2 FENOMENO FÍSICO DE LA SEPARACIÓN……………………………….. 47

3.3 REQUERIMIENTOS BÁSICOS PARA LA APLICACIÓN………………. 48

3.3.1 CONDICIONES Y LIMITACIONES……………………………………... 49

3.3.1.1 Condiciones……………………………………………………………. 49

3.3.1.2 Limitaciones…………………………………………………………… 50

3.4 REQUERIMIENTOS PARA LA REINYECCIÓN…………………………. 50

3.5 COMPLETACIÓN DE FONDO……………………………………………….. 50

3.5.1 BOMBA DE RELEVO…………………………………………………….. 52

3.5.2 MOTOR……………………………………………………………………. 52

3.5.3 SELLO……………………………………………………………………... 52

3.5.4 BOMBA DE INYECCIÓN………………………………………………… 52

3.5.5 SEPARADOR HIDROCICLÓN………………………………………….. 52

3.5.6 SENSOR DE FONDO…………………………………………………… 54

3.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA…………………………….. 54

3.7 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA……………………………………....... 54

3.8 SISTEMAS ADICIONALES…………………………………………………… 55

CAPÍTULO 4

REDUCCIÓN DE PRODUCCIÓN DE AGUA EMPLEANDO LA

TECNOLOGÍA HYDROSEP EN POZOS SELECCIONADOS………………… 56

IX

4.1 DISEÑO DE SISTEMA HYDROSEP………………………………………… 56

4.1.1 INFORMACIÓN NECESARIA PARA REALIZAR DISEÑO…………. 56

4.1.1.1 Datos del pozo………………………………………………………… 56

4.1.1.2 Datos de producción………………................................................. 56

4.1.1.3 Condiciones del fluido en el pozo…………………………………… 57

4.1.1.4 Fuente de poder………………………………………………………. 57

4.1.1.5 Problemas posibles…………………………………………………… 57

4.1.2 CÁLCULOS UTILIZADOS……………………………………………….. 57

4.1.2.1 Índice de productividad………………………………………………. 57

4.1.2.2 Correlaciones de Standing para cálculo de gas…………………… 58

4.1.2.3 Factor volumétrico de gas……………………………………………. 58

4.1.2.4 Factor volumétrico del petróleo……………………………………… 59

4.1.2.5 Volumen total de fluidos……………………………………………… 59

4.1.2.6 Nivel de fluido dinámico TDH………………………………………... 59

4.1.3 DATOS GENERALES PARA DISEÑO………………………………… 60

4.2 EQUIPO DE FONDO Y SUPERFICIE………………………………………. 61

4.2.1 CABLE Y VARIADOR…………………………………………………… 61

4.2.2 MOTOR…………………………………………………………………… 62

4.2.3 SELLO…………………………………………………………………….. 62

4.2.4 BOMBA……………………………………………………………………. 62

4.2.5 HIDROCICLÓN…………………………………………………………… 63

4.3 CONFIGURACIÓN DE HIDROCICLÓNES…………………………………. 64

4.3.1 CRITERIO DE ELECCIÓN………………………………………………. 66

4.3.1.1 Primera alternativa……………………………………………………. 66

4.3.1.2 Segunda alternativa…………………………………………………... 67

4.3.1.3 Tercera alternativa……………………………………………………. 67

4.3.1.4 Elección………………………………………………………………… 67

4.3.1.5 Cuerpo de encapsulado (Black Box)……………………………….. 67

4.3.1.5.1 Dimensiones de encapsulado…………………………………… 67

4.4 REDUCCIÓN DE AGUA……………………………………………………… 68

X

4.5 PRESIONES Y CAUDALES DE REINYECCIÓN………………………..... 69

4.5.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN [Piny]………………………………………. 69

4.5.2 PRESIÓN DE DESCARGA DEL HIDROCICLÓN [Pds]……………... 70

4.5.3 PRESIÓN DE FRACTURA………………………………………………. 71

4.5.4 ESPACIAMIENTO PRODUCCIÓN / REINYECCIÓN………………… 72

4.6 RADIO DE AVENCE DEL AGUA DE REINYECCIÓN............................... 72

4.7 VOLUMEN POROSO…………………………………………………………. 73

4.8 PRUEBA DE RATAS MÚLTIPLES…………………………………………... 74

4.9 UBICACIÓN DE SISTEMA DE SEPARACIÓN…………………………….. 74

4.10 DAÑO DE FORMACIÓN…………………………………………………….. 76

4.10.1 TIPO INORGÁNICO…………………………………………………….. 76

4.10.1.1 Precipitación inorgánica………………………............................... 76

4.10.2 TIPO ORGÁNICO……………………………………………………….. 77

4.10.2.1 Precipitación orgánica………………………….............................. 77

4.10.3 DAÑO DE ORIGEN BIOLÓGICO…………………………………....... 77

CAPÍTULO 5

ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DEL PROYECTO……………………….. 78

5.1 ANÁLISIS TÉCNICO…………………………………………………………... 78

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO……………………………………………………… 79

5.3 VALOR ACTUAL NETO………………………………………………………. 79

5.4 TASA INTERNA DE RETORNO……………………………………………... 79

5.5 DECLINACIÓN EXPONENCIAL DE PRODUCCIÓN……………………… 80

5.6 COSTOS ESTIMADOS PARA INSTALAR EL SISTEMA………………… 80

5.7 BASES PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO………………………………... 81

5.8 RESULTADOS DE ANÁLISIS ECONÓMICO………………………………. 89

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………………… 90

6.1 CONCLUSIONES……………………………………………………………… 90

6.2 RECOMENDACIONES……………………………………………………….. 91

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………… 93

XI

GLOSARIO DE TERMINOS UTILIZADOS……………………………………… 95

ANEXOS…………………………………………………………………………….. 98

ANEXO No.1………………………………………………………………………... 99

ANEXO No.2………………………………………………………………………... 118

XII

INDICE DE FIGURAS

FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUARA……………………………... 3

FIGURA 1.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LIBERTADOR…. 9

FIGURA 1.3 HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA………. 10

FIGURA 1.4 HISTORIA DE CORTE DE AGUA……........................................ 11

FIGURA 1.5 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ACUMULADO POR POZO...... 12

FIGURA 1.6 HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS............. 15

FIGURA 1.7 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO... 16

FIGURA 2.1 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA POR YACIMIENTO... 19

FIGURA 2.2 ACUIFERO Us………………………………………………………. 20

FIGURA 2.3 ACUIFERO Ui……………………………………………………….. 21

FIGURA 2.4 ACUIFERO Ts y Ti………………………………………………….. 21

FIGURA 2.5 PRESIÓN ARENA Us Y Um………………………………………. 22

FIGURA 2.6 PRESIÓN ARENA Ui……………………………………………….. 22

FIGURA 2.7 PRESIÓN ARENA Ts Y Ti…………………………………………. 23

FIGURA 2.8 UBICACIÓN DE POZOS………………………………………….. 25

FIGURA 2.9 PRODUCCIÓN ACUMULADO DE AGUA………………………. 28

FIGURA 2.10 CURVA CHANG POZO SHU-4………………………………….. 33

FIGURA 2.11 CURVA CHANG POZO SHU-8………………………………….. 34

FIGURA 2.12 CURVA CHANG POZO SHU-12………………………………… 34

FIGURA 2.13 CURVA CHANG POZO SHU-26………………………………… 35

FIGURA 2.14 REGISTROS SP, GR, MNOR, MINV, ILD, MSFL, RHOB Y

NPHI…………………………………………………………………………………. 36

FIGURA 3.1 ESQUEMA BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO…………………... 41

FIGURA 3.2 MODELOS DE HIDROCICLÓN…………………………………… 43

FIGURA 3.3 CONFIGURACIONES DE ENTRADA DEL HIDROCICLÓN…… 44

FIGURA 3.4 RADIO REVERSO Y ÁREAS DE SEPARACIÓN……………….. 46

FIGURA 3.5 MOVIMIENTOS DE GIRO DENTRO DEL HIDROCICLÓN…..... 47

FIGURA 3.6 FUERZAS DE VÓRTICE Y MOVIMIENTO DE FLUJO………… 48

XIII

FIGURA 3.7 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON DHOWS. 49

FIGURA 3.8 TECNOLOGÍA HYDROSEP……………………........................... 51

FIGURA 3.9 TIPOS DE CONFIGURACIÓN…………………………………….. 53

FIGURA 3.10 SISTEMAS DWS Y DWL…………………………………………. 55

FIGURA 4.1 DIMENSIONES DEL HIDROCICLÓN…………………………….. 64

FIGURA 4.2 CONFIGURACIÓN PARA DOS HIDROCICLÒNES……………. 65

FIGURA 4.3 CONFIGURACIÓN PARA TRES HIDROCICLÓNES…………… 66

FIGURA 4.4 VISTA SUPERIOR E INFERIOR DE ENCAPSULADO……….... 68

FIGURA 4.5 SISTEMA HYDROSEP EN POZO SHU-12……………………… 75

FIGURA 5.1 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-4…………………... 87

FIGURA 5.2 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-8…………………... 87

FIGURA 5.3 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-12……………….... 88

FIGURA 5.4 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-26……………….... 88

ANEXO No.1………………………………………………………………………... 98

A1.1 CURVAS TIPO CHANG…………………………………………………….. 100

A1.2 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-4………… 101

A1.3 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-8………… 101

A1.4 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-12………. 102

A1.5 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-26………. 102

A1.7 REGISTRO POZO SHU-4 ARENA HOLLÍN…………….......................... 106

A1.8 REGISTRO POZO SHU-8 ARENA HOLLÍN…………….......................... 106

A1.9 REGISTRO POZO SHU-26 ARENA HOLLÍN…………………………….. 107

A1.10 SP-3………………………………………………………………………… 107

A1.11 SP-2………………………………………………………………………… 108

A1.12 GEN -9……………………………………………………………………… 109

A1.13 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-4…………………………….. 110

A1.14 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-8……………………………… 111

A1.15 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-12……………………………. 112

A1.16 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-26……………………………. 113

A1.17 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-4…………………….... 114

XIV

A1.18 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-8……………………… 115

A.19 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-12…………………….. 116

A1.20 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-26…………………….. 117

ANEXO No.2………………………………………………………………………... 118

A2.1 INGRESO DE DATOS A SOFTWARE AUTOGRAPH -POZO SHU-12.. 119

A2.2 SELECCIÓN DE BOMBA…………………………………………………… 119

A2.3 MOTOR………………………………………………………………………. 120

A2.4 SELLO………………………………………………………………………… 120

A2.5 CABLE………………………………………………………………………… 120

A2.6 VARIADOR…………………………………………………………………… 121

XV

INDICE DE TABLAS

TABLA 1.1 COORDENADAS UTM DE UBICACIÓN DEL CAMPO………….. 1

TABLA 1.2 POROSIDAD………………………………………………………….. 4

TABLA 1.3 SATURACIÓN DE AGUA INICIAL………………………………….. 4

TABLA 1.4 PERMEABILIDAD PROMEDIA……………………………………... 5

TABLA 1.5 VISCOSIDAD PROMEDIA…………………………………………... 5

TABLA 1.6 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS………………….. 5

TABLA 1.7 POZOS DEL CAMPO SHUARA…………………………………….. 13

TABLA 1.8 POZOS EN PRODUCCIÓN DEL CAMPO………………………... 13

TABLA 1.9 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO DEL CAMPO…. 14

TABLA 1.10 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS……………………….. 14

TABLA 1.11 POZOS REINYECTORES………………………………………..... 15

TABLA 1.12 FACILIDADES DE SUPERFICIE………………………………….. 17

TABLA 1.13 EQUIPO DE REINYECCIÓN DE AGUA………………………….. 18

TABLA 2.1 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE

AGUA……………………………………………………………………………....... 24

TABLA 2.2 POZOS SELECCIONADOS…………………………………………. 26

TABLA 2.3 IDENTIFICACIÓN DE TIPO DE YACIMIENTO…………………… 27

TABLA 2.4 RESERVAS POR POZO…………………………………………….. 27

TABLA 2.5 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS……………………. 30

TABLA 2.6 TIPO DE PROBLEMA POR POZO…………………………………. 33

TABLA 2.7 PROSIDAD Y RESISTIVIDAD………………………………………. 36

TABLA 2.8 SALINIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA…………………………... 39

TABLA 2.9 ESTADO DE CEMENTO…………………………………………….. 40

TABLA 2.10 CONDICIONES DE CSG Y TBG………………………………….. 40

TABLA 4.1 DATOS DE PRODUCCIÓN…………………………………………. 60

TABLA 4.2 DATOS ZONA DE REINYECCIÓN……………………………….... 61

TABLA 4.3 CABLE Y VARIADOR………………………………………………... 61

TABLA 4.4 MOTOR………………………………………………………………... 62

XVI

TABLA 4.5 SELLO…………………………………………………………………. 62

TABLA 4.6 BOMBA………………………………………………………………… 62

TABLA 4.7 NÚMERO DE HIDROCICLÓNES POR POZO……………………. 65

TABLA 4.8 ESTIMADO DE REDUCCIÓN DE AGUA………………………….. 69

TABLA 4.9 PRESIÓN Y CAUDAL DE REINYECCIÓN………………………. 72

TABLA 4.10 ESPACIAMIENTOS………………………………………………… 72

TABLA 4.11 RADIO DE AVANCE DE AGUA DE REINYECCIÓN…………… 73

TABLA 4.12 VOLUMEN POROSO………………………………………………. 74

TABLA 4.13 PRUEBA DE RATAS MÚLTIPLES………………………………... 74

TABLA 5.1 TRABAJOS A REALIZAR……………………………………………. 78

TABLA 5.2 COSTOS ESTIMADOS………………………………………………. 81

TABLA 5.3 INGRESOS, EGRESOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE

CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-4………………………………………. 83


CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-8………………………………………. 84


CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-12…………………………………….. 85


CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-26……………………………………. 86

TABLA 5.7 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO…………………… 89

ANEXO No.1………………………………………………………………………... 99

A1.6 TOPES Y BASES……………………………………………………………. 103

ANEXO No.2………………………………………………………………………... 118

A 2.7 ANÁLISIS FÍSICO QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN….............. 121

XVII

RESUMEN

En la actualidad los campos maduros de petróleo de la empresa EP

PETROECUADOR, presentan alta producción de agua debido a diferentes factores

como: conificación, entrada lateral, fallas no sellantes en los reservorios, etc. Uno de

estos es el campo SHUARA, que actualmente tiene una producción diaria de 2000

Bls de petróleo con 11000 Bls de agua. Tomando en cuenta esta problemática y

considerando que, hoy en día existen varios métodos para disminuir esta excesiva

cantidad de agua que se tiene en superficie, se plantea la aplicación de la tecnología

Hydrosep desarrollada por la empresa Baker Hughes. La tecnología Hydrosep, es

una completación de fondo que trabaja con el sistema de bombeo electro sumergible

(BES), el cual permite controlar la producción de agua a superficie mediante la

utilización de separadores de fondo. Estos separadores basados en Hidrociclones,

que son elementos cilíndricos cónicos producen la separación de los fluidos, agua y

petróleo en el fondo del pozo. Una vez obtenida la separación, el petróleo con

pequeñas cantidades de agua sale por la parte superior del hidrociclón hacia la

superficie y por la parte inferior sale el agua para ser reinyectada, mediante una

bomba de inyección hacia la formación de depósito o de reinyección, la cual puede

estar sobre o bajo la zona de producción del mismo pozo.

Para el presente estudio se ha seleccionado cuatro pozos del campo Shuara, en los

cuales se puede utilizar a la formación Hollín como zona de reinyección, la que se

encuentra bajo las arenas productoras del campo.

De acuerdo a la literatura existente sobre la tecnología Hydrosep, la reducción de

agua que se obtiene una vez instalado el sistema está sobre el 80 %, del agua de

formación que sale a superficie, con lo cual esto ayuda a reducir principalmente los

problemas ambientales, a más de lo que significa el manejo del agua en superficie,

tales como instalaciones de superficie y pozos de reinyección.

XVIII

INTRODUCCIÓN

El proyecto está dividido en seis capítulos los cuales se concentran en el estudio a

detalle para tratar la producción de agua del campo Shuara, y especialmente en los

pozos: SHU-4, SHU-8 y SHU-12, que son los que presentan la mayor cantidad de

producción de agua y el pozo SHU-26 que fue cerrado por este problema.

En el capítulo uno se presenta una breve descripción del campo Shuara, que incluye

la ubicación del campo y su estructura geológica, también se analiza las propiedades

petrofísicas de rocas y de fluidos, descripción litológica de cada una de las arenas

productoras, así como de la arena Hollín que se utilizará para la reinyección del

agua, finalmente se analiza la historia de producción del campo, estado actual de

pozos, reservas por recuperar y facilidades de superficie.

Para el capítulo dos se realiza un análisis, de la producción de agua, donde se

identifica el origen de agua del campo, mecanismo de empuje de los reservorios, tipo

de problema que presenta cada pozo mediante el análisis de curvas tipo Chan,

registros a hueco abierto, cemento y diagramas de completación.

El capítulo tres describe la tecnología Hydrosep, se detalla el funcionamiento de los

componentes del Hidrociclón, modelos que son aplicados para el diseño, fenómeno

físico de la separación, también se presenta los condicionantes para la aplicación de

este sistema, por último la función que realiza cada elemento que integra la

completación de fondo.

La reducción de producción de agua que se obtiene con esta tecnología, trata el

capítulo cuatro, en el cual se presenta los diseños de los equipos de fondo y

superficie a utilizar, así como los arreglos de los Hidrociclónes empleados para

obtener la separación de los fluidos en el fondo del pozo los cuales van

encapsulados y colocados en la parte final de la completación. Por último se

XIX

presenta, presiones y caudales de reinyección, radio de avance del agua de

reinyección para diferentes periodos de tiempo, volumen poroso disponible que

presenta la arena Hollín para el campo, daño de formación y la ubicación de la

completación de fondo con este sistema.

El capítulo cinco está orientado para la parte económica del proyecto, en el cual se

evalúan por pozo mediante el análisis del V.A.N y T.I.R.

Por último el capítulo seis presenta las conclusiones y recomendaciones del

proyecto.

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO

SHUARA

1.1 UBICACIÓN

El campo Shuara se encuentra ubicado en la parte Sur - Oriental del campo

Libertador, teniendo por límites, el campo Pacayacu en la parte Norte, al Sur el

campo Pichincha, en sentido Oeste limitado por los campos Shushuqui, Secoya y al

Oriente limitado por la falla Shuara, su ubicación en coordenadas UTM (Universal

Transversal de Mercator), se presenta en la tabla 1.1 y en la figura 1.1 se presenta la

ubicación dentro del área Libertador.

TABLA1.1 COORDENADAS UTM DE UBICACIÓN DEL CAMPO

COORDENDAS X Y MÍNIMO 324758 9999602 MÁXIMO 326993 10007400

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

1.2 DESCUBRIMIENTO

El campo SHUARA fue descubierto en Abril de 1980 por la Corporación Estatal

Petrolera Ecuatoriana (CEPE), con la perforación del pozo exploratorio SHU-01,

obteniendo una producción de 9964 BPPD con un grado API del crudo de 28 a 33, a

una profundidad 9810 pies. Las primeras interpretaciones sísmicas, mostraban a los

campos Shushuqui, Secoya, Pichincha, Carabobo, Pacayacu y Shuara como

estructuras independientes, sin embargo, interpretaciones posteriores, sustentadas

2

con nueva sísmica y datos de nuevos pozos perforados, permitieron elaborar un

nuevo modelo estructural que integra las estructuras Shushuqui, Pacayacu, Shuara y

Secoya en un solo campo. Esta hipótesis se confirmó con la perforación del pozo

Guarumo-01 posteriormente denominado Pichincha-01 y se lo bautizó como campo

LIBERTADOR en honor al Libertador Simón Bolívar.

El campo LIBERTADOR es el tercer campo más grande en la Cuenca Oriente de

Ecuador, está ubicado en la región Amazónica del Ecuador, a 400 Km en línea recta

de la ciudad de Quito, al Noroeste del Campo Shushufindi y a 25 Km de la frontera

con Colombia.

1.3 ESTRUCTURA DEL CAMPO

El alineamiento Oriental Pacayacu-Shuara se presenta como una sola estructura

alargada, significativamente más estrecha que el alineamiento Secoya – Shushuqui

con 1,2 Km de ancho, una longitud de 9,5 Km y 60 pies de cierre estructural vertical.

Los cierres efectivos de Norte y Sur son 60 pies y 5 pies, respectivamente a 8350

pies.

El campo está limitado por dos fallas con rumbo N-E, las cuales se definen como

falla Shushuqui-Secoya y falla Shuara.

La falla Shushuqui - Secoya es una falla inversa, que tiene una extensión

aproximada de 10 km y dirección paralela al eje de la estructura, salto de falla de 80

pies que afecta la zona de interés desde la discordancia pre cretácica hasta la Caliza

A. La Falla Shuara es inversa y tiene una extensión aproximada de 12 km, en

dirección paralela al eje de la estructura, un salto de falla de 80 pies y afecta a la

zona de interés del campo desde la discordancia pre cretácica hasta la Caliza A.

3

FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUARA


4

1.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA Y FLUIDOS

Los reservorios productores del campo Shuara son Basal Tena “BT”, U superior “Us”,

U media “Um”, U inferior “Ui”, T superior “Ts” y T inferior “Ti”, cuyas propiedades

petrofísicas, como porosidad, permeabilidad, saturación y viscosidad se presentan

en las tablas: 1.2, 1.3, 1.4 y 1.5. Datos tomados de interpretaciones de registros a

hueco abierto, pruebas de restauración de presión “B´UPs” y análisis PVT.

1.4.1 POROSIDAD

TABLA 1.2 POROSIDAD

ARENA Ø [%]

BT 17,81

Us 13,30

Um 13,40

Ui 13,10

Ts 11,23

Ti 13,29 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

1.4.2 SATURACIÓN

TABLA 1.3 SATURACIÓN DE AGUA INICIAL

ARENA Swi [%] So [%]

BT 35,00 65,00

Us 22,50 77,50

Um 23,16 76,84

Ui 22,05 77,95

Ts 26,76 73,24

Ti 22,31 77,69

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

5

1.4.3 PERMEABILIDAD

TABLA 1.4 PERMEABILIDAD PROMEDIA

ARENA K [md]

Us 150

Ui 300

Ts 100

Ti 100 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

1.4.4 VISCOSIDAD

TABLA 1.5 VISCOSIDAD PROMEDIA

ARENA ][cpoµ

Us 1,39

Ui 1,40

Ts 2,22

Ti 2,22 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

1.4.5 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS

TABLA 1.6 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS

ARENA Pi [psi]

Pb [psi]

TF [°F]

Βoi [BY/BN]

ϒgas [Aire=1]

Rsi [PCN/BN] °API

BT 3100 807 - 1,1700 1,42 150 19,80

Us 3692 595 212 1,2631 1,22 162 28,70

Ui 3788 1245 217 1,2043 1,62 291 26,90

Ts 3899 900 220 1,2657 1,43 360 31,00

Ti 3900 - 222 1,2657 1,43 402 31,10


6

La tabla 1.6 presenta información que permite caracterizar a los reservorios, “BT”,

“Us”, “Um”, “Ui”, “Ts” y “Ti”, con datos de presión inicial, de burbuja, temperatura de

yacimiento, factor volumétrico, gravedad especifica del gas, razón de solubilidad y

grado API.

1.5 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS RESERVORIOS

Los principales reservorios productores del Campo SHUARA son: Arenisca Basal

Tena “BT”, Arenisca inferior “Ui”, Arenisca media “Um”, Arenisca superior “Us”,

Arenisca “Ts” y Arenisca “Ti”.

1.5.1 FORMACIÓN TENA

1.5.1.1 Arenisca Tena Basal “BT”

Arenisca cuarzosa con un espesor promedio de 8,21 pies con porosidad media de

17,81 %, la cual presenta una litología, con granos de cuarzo traslúcidos a

semitraslúcidos, de grano fino a muy fino, en partes medio, subangular a

subredondeados, con selección regular, arcillolita café oscura, café amarillentas, café

claras, gris-verdosas, café rojizas, cremas. El tipo de crudo que presenta el

reservorio es de 19,80 °API.

1.5.2 FORMACIÓN NAPO

La secuencia “U” se desarrolla entre la superficie de máxima inundación a la base de

la caliza B y base de la caliza A, tiene 209 pies de espesor aproximadamente.

1.5.2.1 U Superior “Us”

El reservorio “Us” presenta un espesor promedio de 48,40 pies con un volumen de

arcilla de 27,90 % y porosidad media de 13,30 %. La litología consiste en arenisca

cuarzosa, café clara, con inclusiones de glauconita, con granos transparentes a

7

traslúcidos, friable a suelta, de grano muy fino a fino, subangular a subredondeados,

de regular selección. Lutita gris oscura, ligeramente calcárea, gris a gris oscura y

negra ocasionalmente. El tipo de crudo que presenta el reservorio esta en el rango

de 26 a 28 °API. El yacimiento presenta mecanismo de producción por expansión

volumétrica y empuje lateral de agua.

1.5.2.2 U Media “Um”

La arena “Um” presenta un espesor promedio de 48,37 pies con 29,52 % de arcilla, y

13,40 % de porosidad promedio, la descripción litológica detalla a este reservorio

como, arenisca cuarzosa blanca, ligeramente calcárea con granos de cuarzo

transparente a traslúcidos, consolidada a friable, de grano fino a medio, subangular a

subredondeados, de regular selección, con matriz arcillosa. Lutita gris oscura, en

partes negra, ligeramente calcárea, algo dura, subfísil a físil, sublaminar, en partes

masiva (arcillolita), con inclusiones de pirita.

1.5.2.3 U Inferior “Ui”

Esta arena tiene un espesor promedio de 48,88 pies con porcentaje de arcilla de

28% y 13,10 % de porosidad. Arenisca cuarzosa gris clara, translúcida. Friable a

suelta, grano fino a medio, subredondeada a subangular, selección regular. Lutita

gris-oscura a gris, ocasionalmente negra, moderadamente dura, subfísil a físil, con

inclusiones de micropirita. Tiene presencia de crudo liviano de 27 a 29 °API. El

mecanismo de empuje que presenta esta arena es lateral activo.

Las arenas “Ts” y “Ti”, pertenecen a la secuencia “T” que se desarrolla entre las

superficies de máxima inundación caliza C a la base y caliza B al techo, tiene 219

pies de espesor promedio.

1.5.2.4 T Superior “Ts”

El reservorio “Ts” tiene un espesor promedio de 48,38 pies con un porcentaje de

arcilla de 31,90 % y una porosidad media de 11,20 %. La litología es arenisca

8

cuarzosa, en partes con glauconita, café clara a gris clara, con cuarzo translúcido,

friable a suelta, grano fino a muy fino y ocasionalmente medio, granos subangulares

a subredondeados, de pobre selección, con cemento calcáreo. Lutita gris-oscura,

moderadamente dura. El crudo presente en esta arena fluctúa entre 27 y 30 °API. El

mecanismo de producción que presenta el reservorio es por expansión volumétrica

debido a la caída de presion muy pronunciada para el tiempo de producción de esta

arena.

1.5.2.5 T Inferior “Ti”

Esta arena posee un espesor promedio de 46,57 pies con un volumen de arcilla de

18 % y una porosidad promedio de 13,29 %. La litología de la arena Ti es, arenisca

cuarzosa, café clara, translúcida, friable a suelta, grano fino a muy fino, variando en

menor grado a medio, subangular a subredondeado, pobre selección. Crudo café-

claro. Lutita gris oscura a gris y en partes negra, moderadamente dura. El crudo

presente en esta arena está entre 28 y 31 °API. El tipo de empuje que presenta la

arena es hidráulico de fondo.

1.5.3 FORMACIÓN HOLLÍN

La formación Hollín para el campo Shuara es considerada una zona de reinyección.

Comprendida entre la base erosional Hollín y el máximo de inundación de la caliza C,

tiene un espesor total de 122 pies con una porosidad promedio de 12,84 %, con

permeabilidad que va desde los 100 a 200 md.

La litología consiste en arenisca cuarzosa, gris-clara, transparente a traslúcida, en

partes blanco-lechosa, suelta, hacia arriba moderadamente consolidada, grano

medio a grueso, variando hacia arriba de grueso-medio a fino, ocasionalmente muy

grueso, los granos son subangulares a subredondeados y la selección es regular,

cambiando a pobre hacia el techo.

9

FIGURA 1.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LIBERTADOR


10

1.6 PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA

La figura 1.3, muestra la historia de producción de agua, petróleo y gas del campo

desde los inicios de los años ochenta hasta Enero de 2011, con una producción

actual de 2000 BPPD con 11000 BAPD y 900 Mcf/d de gas.

FIGURA 1.3 HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUAR A


La historia de corte de agua se presenta en la figura 1.4, la cual está en aumento,

hasta Enero de 2011 el campo presenta un corte de agua del 90 %.

11

FIGURA 1.4 HISTORIA DE CORTE DE AGUA


En la figura 1.5 se observa la producción acumulada por pozo al 31 de Enero del

2011 fecha de cierre de toma de información.

El pozo SHU-12, presenta la mayor cantidad de producción de agua, acumulando

12 MM de Bls con 7 MM de Bls de petróleo.

Los pozos con mayor producción de petróleo son: SHU-6 acumulando 7,80 MM Bls

con 2 MM Bls de agua, el pozo SHU-11 con 7,70 MM Bls de petróleo y 6,20 MM Bls

de agua.

FIGURA 1.5 HISTORIAL DE PRODUCCI

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP

1.7 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

El campo presenta a Enero del 2011, un total de 31 pozos perforados de los cuales

28 son verticales y 3 desviados, actualmente 12 están produciendo, 10 pozos con

sistema de bombeo electrosumergible PPS y los pozos SHU

neumático PPG, SHU- 34D

divididos en 6 reinyectores, 7 cerrados

La tabla 1.7 presenta el número total de pozos del campo. Mediante el estudio de

historiales de reacondicionamiento se determina que la pri

abandono de los pozos es por alto corte de agua, baja producción de petróleo y por

rotura de casing.

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ACUMULADO POR POZO

Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR

ESTADO ACTUAL DEL CAMPO



sistema de bombeo electrosumergible PPS y los pozos SHU

34D con bombeo hidráulico PPH. El restante de pozos, están

divididos en 6 reinyectores, 7 cerrados y 6 abandonados.


historiales de reacondicionamiento se determina que la principal causa de cierre y


12

POR POZO

PETROECUADOR.



sistema de bombeo electrosumergible PPS y los pozos SHU-3 con bombeo

con bombeo hidráulico PPH. El restante de pozos, están


ncipal causa de cierre y


13

TABLA 1.7 POZOS DEL CAMPO SHUARA

PERFORADOS EN PRODUCCIÓN REINYECTORES CERRADOS

No V D TOTAL PPH PPS PPG PPM PR CR PC ABAND

31 28 3 12 1 10 1 0 2 4 7 6


1.7.1 POZOS EN PRODUCCIÓN

La tabla 1.8 presenta la producción acumulada de los pozos que se encuentran en

producción hasta el 31 de Enero del 2011, sumando un total de 35,27 MM Bls de

petróleo y 17,23 MM Bls de agua.

TABLA 1.8 POZOS EN PRODUCCIÓN DEL CAMPO

POZO MM Bls de Petróleo

MM Bls de Agua

MM Mcf de gas BSW METODO °API

SHU-3 2,27 2,86 0,41 50 PPG 29

SHU-4 5,34 2,97 3,79 92 PPS 31

SHU-6 7,77 2,18 2,04 72 PPS 29,60

SHU-8 2,66 1,06 1,56 94 PPS 29,10

SHU-9 1,76 0,83 1,56 92 PPS 27,80

SHU-12 6,89 2,55 12,19 92 PPS 27

SHU-14B 3,06 1,27 3,13 98 PPS 27

SHU-15 2,80 1,71 1,15 1 PPS 30,30

SHU-20 0,57 0,64 2,74 0 PPS 29

SHU-22 0,36 0,09 0,45 80 PPS 23,80

SHU-25 1,79 1,08 0,94 80 PPS 29,50

SHU-34D 0,0004 0,00 0,0012 43 PPH -


14

La producción total del campo hasta el 31 de Enero del 2011, se muestra en la tabla

1.9, la cual se obtiene sumando el volumen producido de los pozos en producción y

los que fueron cerrados y abandonados obteniendo un total de 59,57 MM de Bls de

petróleo.

TABLA 1.9 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO DEL CAM PO

Pozos en Producción MM Bls

Pozos Cerrados y abandonados MM Bls

Total MM Bls

35,27 24,30 59,57 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

1.7.2 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS TABLA 1.10 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS

POZO FECHA DE CIERRE MOTIVO DE CIERRE / ABANDONO ESTADO

SHU-5 10/03/1999 Daño en Casing Abandonado

SHU-7 01/01/1991 Daño de Casing Abandonado

SHU-11 23/07/2007 Alto BSW Cerrado

SHU-14 07/05/2005 Daño de casing Abandonado

SHU-13 -/02/2010 Daño de casing Cerrado


SHU-17 23/11/2007 Daño de casing Cerrado

SHU-19 06/08/1998 Daño de Casing Abandonado

SHU-23 11/02/2009 Daño de casing Abandonado

SHU-24D 09/07/2009 Suspendida Perforación Abandonado



SHU-33D 11/10/2010 Bajo aporte de fluidos Cerrado Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

1.7.3 POZOS DE REINYECCIÓN

Los pozos de reinyección: SHU-RW1, SHU-1, SHU-2, SHU-10, SHU-18 y SHU-21,

son usados para reinyectar el agua separada que se obtiene en superficie, los pozos

SHU-21 y SHU-RW01 son utilizados actualmente para reinyectar el agua producida

de todo el campo, los demás se

TABLA 1.11 POZ OS REINYECTORES

POZO ZONA DE REINYECCI

SHU-RW01 SHU-1 ORTEGUAZASHU-2 ORTEGUAZA

SHU-10 ORTEGUAZASHU-18 ORTEGUAZASHU-21

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EPElaborado por: Juan Pablo Sarango

La figura 1.6 muestra el

pozos: SHU-4, SHU-6 y SHU

intervenciones.

FIGURA 1.6 HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP

RW01 son utilizados actualmente para reinyectar el agua producida

de todo el campo, los demás se encuentran cerrados.

OS REINYECTORES

ZONA DE REINYECCIÓN FECHA BIPD

HOLLIN 31/01/2011 7750 ORTEGUAZA 03/08/2003 2880 ORTEGUAZA 03/07/2006 2745 ORTEGUAZA 19/02/2005 0 ORTEGUAZA 17/07/2005 10930

HOLLIN 31/01/2011 2755 Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR

Juan Pablo Sarango

el número de W.O realizados por pozo hasta la actualidad,

6 y SHU-12, son los que presentan mayor número de

HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR

15

RW01 son utilizados actualmente para reinyectar el agua producida

OBSERVACIÓN

Activo Cerrado Cerrado Cerrado Cerrado Activo

PETROECUADOR.

r pozo hasta la actualidad, los

12, son los que presentan mayor número de

HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

PETROECUADOR.

16

1.8 RESERVAS DEL CAMPO

El cálculo de reservas para el campo SHUARA, se determino aplicando el método de

curva de declinación de producción, método que se aplico mediante la ejecución del

software OFM (Oil Field Manager), simulación que se observa en la figura 1.7, dando

un volumen de reservas a recuperar de 5,62 MMbls de petróleo.

FIGURA 1.7 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL C AMPO

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. 1.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE Las facilidades de superficie se presentan a detalle en la tabla 1.12. La estación

SHUARA cuenta con dos separadores de 20000 Bls de capacidad cada unidad y un

separador de prueba de 10000 Bls. Posee un tanque de lavado de 10590 Bls y un

tanque de surgencia con capacidad de 18130 Bls.

17

ELEMENTO DESCRIPCION ESTADO TRABAJOS EQUIPO O GENERAL ACTUAL REALIZADOS

UBICACIÓN COMPONENTE EN EL PERIODO- 2 COMPRESORES AJAX - COMPRESORES O.K. TRABAJAN ALTERNADAMENTE

SIZE 15 X 11 400 MWP DE GAS- COMPRESOR SULLAIR ELECT. - COMPRESORES DE AIRE O. K. NINGUNO- COMPRESOR MECANICO LISTER - COMPRESORES DE AIRE O.K. RSV NINGUNO

- 3 BOMBAS MAX -BOMBAS DE INYECCION O. K. NINGUNOMOTOR ELECTRICO 1/4 HP DE QUÍMICO

- DESHIDRADRATADOR ELEC. - DESHIDRATADOR F/S NINGUNO1028 LIBRS. ARANAUE ELECT. DE GAS

- TANQUE DE AGUA 200 BLS. - SISTEMA DE LIMPIEZA O. K. NINGUNOCON BOMBA DE 5 HP DE COMPRESOR 01 TK. CON BOTA INCORP. 500 BL. 1 TK. ALMACENAMIENTO REGULAR NINGUNO01 TK. . 750 BL. EMPERNADO 1 TK. ALMACENAMIENTO REGULAR NINGUNO02 TK. DE COMBUSTIBLES. 1 TK. DIESEL 10 BLS. REGULAR NINGUNO01 BOMBA GARDEN DENVER TRANSF. CRUDO A EST. SHU REGULAR NINGUNOMOD: FG-FXR 126 GLS/MIN.01 BOMBA ELECTRICA CON MOTOR HP100 BUENO NINGUNOBOMBA DURCO 2K3X2 BUENO NINGUNO01 MOTOR CATERPILLAR 78HP. REGULAR NINGUNO01. BATERIA DE 5 POZOS LLEGADA DE POZOS REGULAR NINGUNO- SEPARADOR DE PRODUCCION 15000 BLS BUENO NINGUNO- SEPARADOR DE PRUEBA 5000 BLS BUENO NINGUNO1 COMPRENSOR DE AIRE QUINSY BUENO NINGUNO01BOMBA SUMIDERO CON COM BOMBA BUENO NINGUNOCOOPRO-DURY 3HP- TANQUE EMPERNADO TANQUE DE AGUA PARA O. K. NINGUNODE 3000 BARRILES SIST. CONTRAINCENDIO- TK. DIESEL 6903 gls TANQUE COMBUSTIBLE O.K. NINGUNO- 2 BOMBAS DETROIT A DIESEL BOMBAS DEL S.C.I. FUNCIONAN MANUALMENTE NINGUNO- TK 2300 BLS. HORIZONTAL TANQUE DE ESPUMA SCI O. K. NINGUNO- TK VERTICAL DE SURGENCIA DE 2882,13 m3 TANQUE DE SURGENCIA MAL ESTADO LIQUEO X FONDO MAS ACUMULACION DE SEDIMENTOS

- TK. EMPERNADO 5000 bls TANQUE EMPERNADO O.K. ESPERA TABLAS DE CALIBRACION - TK. DE LAVADO 2001,43 m3 TANQUE DE LAVADO O. K. NINGUNO- TK. DE REINYECCION 476,91 m3 TANQUE SOLDADO O.K. NINGUNO- BOMBA ELECTRICA DE 5 HP BOMBAS DE SUMIDERO O. K. SUMIDERO GAS LIFT NO HAY BOMBA- BOMBA ELECTRICA DE 20 HP DE RECIRCULACIÓN O. K. NINGUNO- 2 BOMBAS ELECTRICAS 150HP DE TRANSFERENCIA O. K. CAMBIO VALVULA DE TRES VIAS- SEPARADOR DE PRODUCCION 20000 BLS O. K. NINGUNO- SEPARADOR DE PRODUCCION 20000 BLS REGULAR ESPERA CAMBIO DE NIPLES DE DESCARGA- SEPARADOR DE PRUEBA 5000 BLS F/S ACERO DELOS ANDES- SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS O. K. MANTENIMINETO ANUAL- 5 BATERIAS DE 5 POZOS MANIFOLDS REGULAR REALIZAN INSPECCION TECNICAEN TODOS LOS TKS EXISTEN SURGENCIA MAL ESTADOMUROS DE CEMENTO LAVADO O. K. NINGUNO

DISEL O. K. NINGUNO

AREA DE COMPRESORES GAS

LIFT

MINI ESTACION SHUARA 09

SISTEMA CONTRA INCENDIO

TANQUES

AREA DE SEPARADORES

SISTEMAS DE CONTENSION

TABLA 1.12 FACILIDADES DE SUPERFICIE


18

1.9.1 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA

Las facilidades que posee el campo para la reinyección de agua constan de un

sistema de bombeo horizontal de las siguientes características, y en la tabla 1.13 se

indica el tipo de equipo, capacidad y estado en el que se encuentran.

• Potencia de 25 a 1000 [HP]

• Maneja un flujo de 4000 a 50000 [BAPD]

• Presión de descarga desde 250 a 4300 [psi]

• Presión de succión de 1 a 3000 [psi]

TABLA 1.13 EQUIPO DE REINYECCIÓN DE AGUA

EQUIPO CAPACIDAD ESTADO OBSERVACIÓN

1 Bomba gn5600 172 etapas 6200 Bls o. k. Operación normal diaria

1 Bomba g6200n 130 etapas 6670 Bls o.k. En reserva para operación de

emergencia

1 Bomba hj200n 65 etapas 7050 Bls o.k. Operación normal diaria

1 Bomba hj200n 65 etapas 7050 Bls o. k. Operación normal diaria

2 Bombas booster 10" x 6"x 4" De Succión o.k. En buen estado

4 Variadores 518-390-600

kva o.k.

En buen estado de funcionamiento

1 Tanque empernado de stock 3000 Bls o.k En buen estado falta capacidad

Pozos de reinyección SHU-RW1, y SHU- 21 13960 Bls +/- o.k. Arena hollín

2 Generadores de roth - o.k. De alquiler


ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS

La excesiva producción de agua es

actualidad el campo SHUARA, alcanzando un volumen de

y un corte de agua del 90%

La figura 2.1 muestra los porcentajes producidos,

arena, con un total de 17,23

cual representa la mayor cantidad,

cantidad de producción las arenas “T”.

FIGURA 2.1 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA POR YACIMIE NTO

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EPElaborado por: Juan Pablo Sarango

CAPÍTULO 2


SELECCIONADOS

excesiva producción de agua es el principal problema que presenta en la

HUARA, alcanzando un volumen de 11000 Bls

y un corte de agua del 90% a Enero del 2011.

La figura 2.1 muestra los porcentajes producidos, de los pozos en producción por

17,23 MM Bls de agua, se identifica la arena

ayor cantidad, seguido de la arena “Us” con 21 % y con menor

cantidad de producción las arenas “T”.


Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADORJuan Pablo Sarango

19


el principal problema que presenta en la

11000 Bls de agua por dia

os pozos en producción por

se identifica la arena “Ui” con 49% la

seguido de la arena “Us” con 21 % y con menor


PETROECUADOR.

20

2.1 ORÍGEN DE AGUA DEL CAMPO

El campo SHUARA está limitado por un sistema de fallas las cuales se ubican en la

parte Este y Oeste, como se muestran en la figura 2.8.

Las figuras 2.2, 2.3 y 2.4, representa la simulación matemática del campo Libertador

realizada en 2009, el área SHUARA se ubica en la parte sureste, donde se muestra

los acuíferos de los yacimientos Us, Ui, Ts y Ti, representados por colores.

2.1.1 YACIMIENTO Us

En la parte sureste se aprecia el acuífero en color rojo, donde ingresa el agua hacia

el yacimiento. Debido que la falla que limita al campo no es sellante, este acuífero

representa el segundo yacimiento con mayor producción de agua del campo.

FIGURA 2.2 ACUIFERO Us


2.1.2 YACIMIENTO Ui

El aporte de agua para el yacimiento Ui, proviene del acuífero que está ubicado en la

parte sureste, el cual es de gran espesor y está representado con color turquesa.

21

FIGURA 2.3 ACUIFERO Ui


2.1.3 YACIMIENTO Ts Y Ti

Los acuíferos de los reservorios Ts y Ti están representados por color verde y

actualmente aportan con el 19 % de la producción de agua.

FIGURA 2.4 ACUIFERO Ts y Ti


2.2 HISTORIA DE PRESIÓN

La historia de presión del campo registrada desde 1982 hasta los inicios del 2009

para las arenas: Us, Um, Ui, Ts y Ti, están representadas en las figuras 2.5, 2.6 y

2.7. La presión inicial para los reservorios esta en 3800 psi y las presiones hasta el

2009 se encuentran en 2600 psi, con lo cual se determinó que el campo presenta

22

una declinación de presión anual de 44,44 psi/año, declinándose 24 psi por cada

millón de barriles de petróleo producido. En la figura 2.7 los puntos en el círculo azul

corresponden a presiones de los pozos SHU-4, SHU-13, SHU-22 y SHU-26,

registran valores altos por que se encuentran cerca de la falla principal.

FIGURA 2.5 PRESIÓN ARENA Us Y Um


FIGURA 2.6 PRESIÓN ARENA Ui


23

FIGURA 2.7 PRESIÓN ARENA Ts Y Ti


2.3 MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS RESERVORIOS

2.3.1 YACIMIENTO Us y Ui

Son reservorios de tipo estructural, con presencia de un contacto agua-petróleo

inicial para las arenas “Us” a -8185 pies y para “Ui” a -8300 pies.

2.3.2 YACIMIENTO Ts y Ti

Reservorios tipo estructural, con presencia de un contacto agua-petróleo inicial para

“Ts” a -8359 pies y a -8471pies para “Ti”.

2.3.3 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN D E AGUA

En la tabla 2.1 se presentan algunas características que deben cumplir los

yacimientos cuyo mecanismo de producción es por empuje de agua, sea este lateral

o de fondo.

24

TABLA 2.1 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA

Características Tendencia

Presión de reservorio Permanece alta

GOR de superficie Permanece bajo

Comportamiento del pozo Fluye hasta que la producción de agua es excesiva

Fuente de energía Proporcionada por la entrada de agua, desde un acuífero conectado hacia la zona de petróleo

Tamaño de la fuente Generalmente la zona con agua (acuífero) es mucho más grande que la zona de petróleo

Tipos de acuífero Fondo y Lateral

Proceso del mecanismo Como resultado de la producción, el agua del

acuífero se expande y se mueve para reemplazar el petróleo producido y mantener la presión

Factor de recuperación Entre 20 - 60 %

Fuente: Lucio Carrillo Barandiaran - 2006 Elaborado por: Juan Pablo Sarango

Los yacimientos Us, Um, Ui, Ts y Ti, que tiene el campo Shuara tienen

características similares a las mostradas en la tabla 2.1, por lo que se los podrían ser

considerados yacimientos con mecanismo de producción por empuje de agua.

2.4 UBICACIÓN DE POZOS

Los pozos activos del campo con mayor producción de agua son: SHU-3, SHU-4,

SHU-6, SHU-8, SHU-14, y SHU-34D. Los que se encuentran ubicados cerca de la

falla principal, siendo afectados directamente por los acuíferos, los cuales inundan

los yacimientos de producción. En cambio los pozos: SHU-9, SHU-20, SHU-22 y

SHU-25, están ubicados en el parte central del campo y no presentan comunicación

directa con los acuíferos por lo cual no son afectados gravemente y no presentan

elevada producción de agua. Los pozos SHU-12 y SHU-15, se encuentran en la

parte central del campo y presentan elevada producción de agua, ya que están

ubicados cerca de los pozos SHU-4 y SHU-8. Estos se observan en la figura 2.8.

25

FIGURA 2.8 UBICACIÓN DE POZOS

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR

26

2.5 SELECCIÓN DE POZOS

La selección de pozos se realiza mediante el análisis de historiales de producción,

reacondicionamiento, diagramas de completación, registros a hueco abierto y de

cemento juntamente con los condicionamientos1 presentados por: Jhon A. Veil -

1999, para la aplicación de la tecnología Hydrosep. Es decir, el pozo candidato

presenta, una zona de reinyección bajo la zona de producción, tener un RAP superior

a 8, BSW superior a 85 %, la producción de fluidos superior 1260 BFPD. I tabla 2.2

presenta los pozos seleccionados que cumplen todos los condicionamientos y la

figura 2.8 muestra la ubicación de estos pozos encerrados con un círculo de color

rojo.

TABLA 2.2 POZOS SELECCIONADOS

FECHA POZO BFPD BSW BAPD BPPD RAP ARENA

11/05/2011 SHU-4 2064 92 1899 165 11,51 T

27/02/2011 SHU-8 2078 96 1995 83 24,04 Ui

12/05/2011 SHU-12 4310 96 4138 172 24,06 Ui

26/09/2009 SHU-26 1984 98 1944 40 48,60 Ui

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango

2.5.1 TIPO DE YACIMIENTO

En la tabla 2.3 se indica pruebas de restauración de presión B´UP registradas hasta

el 2009, en la cual se identifica que para todos los pozos la presión de burbuja esta

bajo la presión de fondo fluyente por lo cual a estos yacimientos se los categoriza

como subsaturados en los cuales la presencia de gas esta en solución con el

petróleo. 1Feasibility Evaluation of Downhole (DOWS) oil water Separation, Jhon A. Veil – 1999, Chapter 2, pp: 11.

27

TABLA 2.3 IDENTIFICACIÓN DE TIPO DE YACIMIENTO

Pozo SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26

P inicial [psi] 3457 3071 3788 2920

Pwf [psi] 1745 2662 1701 2445

Pb [psi] 1120 1100 1245 1100 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango

2.5.2 RESERVAS POR POZO

El cálculo de reservas por pozo se muestra en la tabla 2.4, se calculó mediante el

método de curvas de declinación hasta Enero 2011, las cuales se realizaron en el

software OFM (Oil Field Manager), las que se indican en anexo No.1 y en la figura

2.9 la producción acumulada de agua por arena.

Ni = EUR (Estimate Ultimate Recovery) [Bls]

Np = Reservas acumuladas producidas [Bls]

Reservas remanentes = Ni – Np [Bls]

TABLA 2.4 RESERVAS POR POZO

POZO SHU-4

PRODUCCION TOTAL

Ni [Bls] Np [Bls] REMANENTE

5870380 5382600 487776

REMANENTE POR ARENA

ARENA

Us 47300 4286,37 Ui 3670700 332642,10 Ts 62600 5672,87

Ts+Ti 86500 7838,71 T 1515500 137335,96

POZO SHU-8

PRODUCCION TOTAL


2824930 2664830 160100

REMANENTE POR ARENA

ARENA

Us 14700 883,16 Ui 137600 8266,85 Ts 900 54,07 T 2511700 150900,12

28

CONTINUACIÓN TABLA 2.4

POZO SHU-12

PRODUCCION TOTAL


7727540 6945230 782310

REMANENTE POR ARENA

ARENA Us 4098800 461688,41 Ui 2846400 320618,21

POZO SHU-26

PRODUCCION TOTAL


819290 487540 331750

REMANENTE POR ARENA

ARENA Ui 46500 31641,25 T 441100 300149,58


FIGURA 2.9 PRODUCCIÓN ACUMULADO DE AGUA


0

2000000

4000000

6000000

8000000

10000000

12000000

14000000

US UI TS TS+TI T

Bls

Yacimiento

SHU-4

SHU-8

SHU-12

SHU-26

29

2.5.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS

Los historiales de reacondicionamiento se presentan en resumen en la tabla 2.5, con

el objetivo de conocer la evolución del pozo, evaluar el avance de corte de agua,

métodos de levantamiento aplicados, trabajos realizados para mantener el pozo en

producción y causas para la intervención.

2.5.3.1 Análisis por pozo

Así el pozo SHU-4, empieza a producir desde el 8 de Febrero de 1981, de las arenas

“Us” y “Ui”, con cortes de agua de 0,1 % y 0,4 %, alcanzando 90% de corte de agua

en W.O. # 17. Las causas para las intervenciones fueron para cambiar tubería por

obstrucción de escala y por comunicación csg - tbg.

El pozo SHU-8, inicia a producir el 21 de Febrero de 1986, de las arenas “Us”, “Ui” y

“T”, con cortes de agua de 3%, 1,5% y 0,5%, alcanzando corte de agua del 92% en

W.O. # 6. Todas las intervenciones han sido para evitar la entrada de agua de

formación hacia las arenas de producción a excepción del W.O # 6 que fue utilizado

para tomar registro de saturación.

La completacion inicial para el pozo SHU-12 se la realiza el 21 de Febrero de 1990,

produciendo de la arena “Ui” con corte de agua de 0,7 % y en W.O. # 13 alcanza el

92 % de corte de agua. Las intervenciones fueron principalmente realizadas para

cambiar de sistema de levantamiento a excepción del W.O. # 2 que fue realizado

para aislar la entrada de agua hacia la arena “Us”.

El 8 de Abril de 1992 el pozo SHU-26, presenta su completacion inicial, produciendo

de las arena “T”, con un corte de agua de 0,5%, alcanzando el 92 % de corte de

agua en W.O # 8 correspondiente a la arena “T”. Los reacondicionamientos

realizados al pozo fueron principalmente para tratar, rotura de csg-tbg y avance de

30

agua de formación hacia las arenas de produccion. Del análisis de los historiales de

reacondicionamiento que se presenta en la tabla 2.5, el sistema empleado para evitar

el avance de agua es mediante la aplicación de cementaciones forzadas (Squeeze),

los que se realizan con frecuencia para cementar la entrada de agua. Los métodos

de levantamiento que fueron aplicados son PPF, PPG y finalmente a PPS.

TABLA 2.5 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS

INTERVENCIÓN POZO SHUARA-4 MOTIVO

Completación inicial (08-Feb-81)

“Ui” 8978´- 8990´, 8995´-9001´, 9006´-9020´, 9024´-9052´, BPPD=1898, BSW=0,1 %, API=27 “Us” 8906´-8917´, 8920´-8934´ , BPPD=1761, BSW=0,4 %, API= 30,5

W.O. # 01 (04-Octubre-82)

Bajan completación para producir a Flujo Natural. Aislar arena “Ui” de arena “Us” para producir por camisas diferentes.

W.O. # 02 (10-Agosto-84)

Recuperación de tapón RZR y pescado, para producir de arenisca “T”. Bajan nueva completación para Flujo Natural.

W.O. # 03 (11-Febrero-86) Acidificación arena Ui.

W.O. # 04 (14-Agosto-88)

Reparar válvula máster, aislar entrada de agua en “T“. Evaluar arena “Ui”, salinidad = 37000– 38000 ppm.

W.O. # 05 (28-Octubre-89)

Repunzona intervalos: Arena “T” 9190’ – 9208’ (18’), 8978’ - 9001’ (23’), Arena “Ui” 9006’ - 9020’ (14’), 9024’ - 9040’ (16’).

W.O. # 06 (10-Octubre-91)

Aislar agua de “T” y cambio de completación para producir con Bombeo Neumático. Repunzonan el siguiente intervalo: Arena “T” 9190’ - 9202’ (12’) a 4 DPP.

W.O. # 07 (09-Febrero-94) Cambio de tubería con obstrucción de escala a 7040’. Evaluar arenas “Ui” y “Us” con BH jet.

W.O. # 08 (30-Septiembre-96) Cambio de completación por posible hueco en tubería.

W.O. # 09 (18-Agosto-97)

Cambio de completación por posible hueco en tubería y liqueo de gas en cabezal. Repunzonan el siguiente intervalo con cañones de 4 ½”. Arena “Ui” 8978’ - 9001’ (23’) a 4 DPP. Arena “Us” 8906’ - 8917’ (11’) a 4 DPP.

W.O. # 10 (17-Marzo-98) Cambio de completación por posible hueco en la tubería

W.O. # 11 (02-Julio-02) Cambio de completación válvula máster no cierra, posible hueco en tubería @ + / - 1400'.

W.O. # 12 (27-Septiembre-04)

Evaluar arenas "Ui" y "Us" por separado. Diseñar BES. Desasientan empacaduras a 8851' y 8954'. Sacan completación de gas lift. Arman y bajan equipo BES: 1 bomba fc-1200 (209 etapas), sello serie 513, separador de gas serie 513, motor: 130 hp, 2145 volts, 35 amp. Realizan empate a 4500'. Bajan hasta 8537'. Desarman BOP. Arman cabezal. Realizan prueba de rotación, ok. Realizan prueba de producción arena "Ui" a la estación. BFPD=1440, BPPD=288, BSW= 80%, Salinidad=12000 ppm Cl.

W.O. # 13 (11-Enero-08)

SQZ en arena “Ui”. Repunzonar arenas “T” y “Ui”. Evaluar arenas por separado. Diseñar BES. Punzonan los siguientes intervalos: arena “Ui”: 8978’ – 9001’ (23’) a 5 dpp (repunzonan) arena “T”: 9162’ – 9176’ (10’) a 5 dpp. BPPD=338, BSW=60%.

W.O. # 14 (11-Abril-08) Estimular arena “T”, evaluar, diseñar BES. BFPD=1574, BSW=77%, BPPD=364.

W.O. # 15 (16-Junio-08)

Cambiar completación por comunicación tbg-csg. Repunzonar arena “Ts”. Evaluar. Rediseñar BES. Inician evaluación de arena “Ts+Ti”. BFPD=768, BSW=82 %, BPPD=138, inician evaluación de arena “Ui” BFPD=576, BSW=85%, BPPD=86.

W.O.No.16 (08-jul-06)

Reparar BES, bajan BES reda con 2 bombas px8h6 (276) etapas; motor de 132 hp, 1370 voltios, 64 amp. En tubing de 3-1/2” hasta 8040’. BPPD=150, BSW=88, API=29.

W.O.No.17 (19-nov-09)

Evaluar arena “T”. Estimular con tratamiento “modificador de permeabilidad”. Rediseñar BES. BPPD=221, BSW=90, API=29.

31


INTERVENCIÓN POZO SHUARA- 8 MOTIVO

Completación

inicial: 20 – Enero – 1986

“ Us ” 8892´-8897´, 8902´-8926´, BPP=984, BSW [%]=3,0, °API = 26,8 “ Ui ” 8994´-9002´, 9008´-9032´, BPP=2253, BSW [%]=1,5, °API = 28,3

“ T ” 9182´-9189´, 9195´-9224´, BPP=3312, BSW [%]=0,5 °API = 33

W.O. # 01 (11-Noviembre-88)

Evaluación de “Ui”. Disminución del corte de agua con cementación forzada, recañoneo y evaluación de la arena “T”. Repunzonan el siguiente intervalo con cañones. Arena “T” 9182’ – 9189’ (7’) 9195’ - 9208’ (13’). Arena “Ui” 9012’ – 9032’ (20’). Realizan prueba de producción a “T”. BFPD = 516, BSW = 1.7%, BPPD = 507. Realizan prueba de producción a “Ui”: BFPD = 871, BSW = 8%, BPPD = 801. Bajan completación definitiva para PPF.


Aislar corte de agua en “T” y bajar completación definitiva para producir independientemente de arenas “T”, “Ui” y “Us”. Realizan prueba de producción a “Ui “. Con elementos de presión: BFPD = 806, BPPD = 443, BSW = 45 %. Realizan prueba de producción a “T “. BFPD = 1590, BPPD = 1336, BSW = 16%.

W.O. # 03 (07-Mayo-91)

Aislar corte de agua en arena “T”, bajar completación para producir independientemente de “T”, “Ui” y “Us” por Gas Lift. Evalúan arena “T” con elementos de fondo. BFPD = 1273, BPPD = 1260, BSW = 1%.


Aislar entrada de agua en arenas “T” y “U” con sqz. Evaluar y completar pozo según resultados. Repunzonan el siguiente intervalo: Arena “Ui” 8994’ – 9002’ (8’) a 4 DPP 9008’ - 9018’ (10’) a 4 DPP. Evalúan arena “Ui” con bomba jet−10A y elementos de presión: BFPD = 880, BSW = 15.4 %, Salinidad = 14 000 ppmCl.

W.O. # 05 (21-Octubre-94)

Cementar “ Ui ”, squeeze a “ Us ” de acuerdo a GR. Redisparar y evaluar “ T ” y “ Us ”, completar para GL con nuevo rediseño. Evalúan arena “T” con bomba jet y elementos de presión: BFPD = 672, °API = 28,3 a 93 °F, Salinidad = 5 400 ppmCl.

W.O. # 06 (19-Octubre-09)

Tomar Registro de Saturación. Repunzonar “Ui”: 9984’ – 9002’ (8’) y 9008’ – 9016’ (8’). Completar para evaluar sin torre (Jet de camisa). Desplazan Bomba Jet 10 J y evalúan arena “Ui “al tanque: BFPD = 1440, BSW = 92%, BPPD = 115.


Completación inicial:

21–Febrero –90

¨Us¨ 8972’-8990’, BPPD=1973, BSW%=0.7, °API =29.5. Bajan completación definitiva para producir por flujo natural de arena “Us”.

W.O. # 1 (24 -Noviembre 93)

Cambio de completación: de flujo natural a bombeo neumático. (Gas Lift).Evalúan arena “Us” con bomba jet y elementos de presión: BPPD=869, BSW=28,8

W.O. # 2 ( 07 - Junio – 95 )

Aislar entrada de agua de “Us” con cementación forzada. Perforar “Ui”, “Us”. Evaluar. Cambiar completación, posible hueco a ± 3800’. Repunzonan el siguiente intervalo: Arena “Us” a 8 DPP. 8972’-8984’ (12’), BFPD =1560, BSW= 3%, Salinidad = 6200 ppm Cl, ºAPI = 22,9.

W.O. # 3 ( 12-Abril-99 ) Cambio de completación de producción gas lift por posible hueco en tubería.

W.O. # 4 ( 5-Diciembre-99 )

Cambio de BHA por posible segundo mandril defectuoso. Realizan prueba de producción de arena “Ui” con bomba jet-E8: BFPD = 220, BPPD = 128, BSW = 42%.

W.O. #5 ( 21-Junio-00) Cambio de completación por hueco en tubería a 3500’

W.O. #6 (15-Diciembre00)

Intentan sacar tubería con completación de fondo, tubería rota a ± 3200’, BPPD=1058, BSW %=55.

W.O. # 7 (12-Diciembre-01)

Cambio de tipo de Levantamiento Artificial de PPG a PPS. Realizan prueba de producción de “Ui”: BFPD = 4536, BPPD = 907, BSW = 80%.

W.O. #8 ( 23-Marzo-02 )

Reparar BES. Sacan equipo BES Reda, Bombas con giro suave. Protectores giran libre con desgaste abrasivo en la carcasa. Motor eléctricamente ok. Cable circuitado a nivel del Flat Cable, realizan prueba de producción: BFPD = 4536, BPPD = 907, BSW = 80%.

W.O. # 9 ( 17-Oct-02 ) Cambio de BHA electrosumergible por hueco en tubería.

W.O. #10 ( 17-Mayo-03)

Cambio de completación por comunicación tubing-casing. Realizan prueba de producción a arena “Ui” BFPD = 3360, BPPD = 672, BSW = 80%, Hz= 52, Amp = 85.

W.O. #11 ( 21-Enero-04)

Cambio de completación por comunicación hueco en tubería. Realizan prueba de producción a arena “Ui”: BFPD = 3744, BPPD = 150, BSW = 96%, Hz= 55, Amp = 85, Salinidad = 34800 ppm.

32


W.O. #12 ( 16-Jul-04 ) Reparar bomba eléctrica sumergible.

W.O. #13 ( 28-Dic-06 )

Reparar bomba eléctrica sumergible, realizan prueba de producción arena "Ui" con equipo BES: BFPD= 3648; BPPD= 291; Bsw= 92%; Amp= 75; Hz= 55.


Completacion inicial 08 – Abril – 1992

“T” 9237´-9256´, BPPD=647, BSW=0,5%, API=31. Bajan completación definitiva para Flujo Natural.

W.O. # 01 (09-Octubre-93)

Controlar avance de agua en arena “T”. Evaluar “Ui”, completar pozo para PPG, Sacan completación de fondo, primeros 70 tubos salen con escala y corrosión. BPPD=300, BSW=76%, API=30.6

W.O. # 02 (22-Enero-96)

Realizar cementación forzada en arenas “T” + “Ui”. Evaluar las dos arenas por separado, repunzonan los siguientes intervalos con cañones 5” de alta penetración: Arena “ T ” 9250´ - 9256´ ( 6´) a 4 DPP 9262´ - 9272´ (10´) a 4 DPP, 9278´ - 9283´ ( 5´) a 4 DPP Arena “ Ui ” 9040´ - 9047´ ( 7´) a 4 DPP. Evalúan arena “T” con bomba jet−E8: BFPD = 1680, BSW = 100 %, Salinidad = 12000 ppmCl. Evalúan arena “Ui” con bomba jet−E8: BFPD = 936, BSW= 100 %, Salinidad = 12121 ppmCl.

W.O. # 03 (31-Diciembre-97) Cambio de completación a Gas Lift. BPPD=451, BSW=75, API=30,5.

W.O. # 04 (6-Agosto-07)

Repunzonar "T" (9237' - 9250') (13') + Punzonar "BT" (8316' - 8324') (8'). Bajar completación de fondo para evaluar sin torre arenas "BT", "Ui" Y "T" por separado con B'UP. Realizan prueba de producción de arena “T” contra tanque bota en locación: BFPD=1584, BPPD=127, BSW=73%.

W.O. # 05 (29-Agosto-07)

Evaluar arena "T" con B'UP. Diseñar BES, Realizan prueba de producción de la arena "T" con equipo BES: BFPD= 2424, BPPD= 121, BSW = 95%, Frec= 50 Hz, Salinidad ppmCI- = 6750.


Realizar squeeze a "T". Repunzonar arena "T": 9237' - 9246' (09') A 5 DPP. Evaluar arenas "T", "UI" Y "BT". Diseñar BES para la mejor zona. BPPD=315, BSW=80%, API=30.5.

W.O. # 07 (23-Abril-08)

Aislar arena "T" con CIBP A 9140'. Evaluar arena "Ui", alternativa "BT". Diseñar BES para la mejor zona. BFPD = 1147, BSW = 92%, BPPD = 92, Amp = 36/38/39, HZ = 55.

W.O. # 08 (28-Octl-08) Cambio de completación por comunicación tubing – casing, BPPP=145, BSW=92, API=28.


2.6 GRÁFICOS DE DIAGNÓSTICO ESPECÍFICOS

Los gráficos de diagnóstico específico permiten identificar el problema que ocasiona

la producción de agua en el fondo del pozo, que son elaborados tomando como base

los historiales de producción para obtener la RAP y su derivada RAP´, las cuales se

grafican con el tiempo de producción acumulado del pozo en escala logarítmica,

estas curvas fueron desarrolladas por Chan (SPE – 30775).

Las ecuaciones 2.1 y 2.2 son empleadas para graficar, que son comparadas con las

curvas patrón para identificar el problema, éstas se muestran en el anexo No 1.

o

wMensual q

qRAP =

oduccióndeDias

RAPRAPRAP

MensualMensual

Pr´

−=

TABLA 2.6 TIPO DE PROBLEMA POR POZO

Pozo SHU-4 SHU-8

SHU-12 SHU-26

Elaborado por: Juan Pablo Sarango

FIGURA 2.10 CURVA CHANG POZO SHU


Mensualoducción

previoMensual

TIPO DE PROBLEMA POR POZO

Problema Desplazamiento normal con alto RAP

Canalización multicapaConificación

Desplazamiento normal con alto RAPJuan Pablo Sarango

CURVA CHANG POZO SHU-4

Juan Pablo Sarango

33

(2.1)

(2.2)

Desplazamiento normal con alto RAP

Canalización multicapa Conificación

Desplazamiento normal con alto RAP






Juan Pablo Sarango


Juan Pablo Sarango

34



2.7 HERRAMIENTAS DE DIAGNOSTICO Mediante el uso de los registros

de completación se analiza las condiciones mecánicas, cemento y estado actual del

pozo para la zona de reinyección Hollín

2.7.1 REGISTROS A HUECO ABIERTO

Los registros a hueco abierto son utilizados para determinar las propiedades

petrofísicas del reservorio tales como: La porosidad y

petróleo.

2.7.1.1 Salinidad y saturación de agua inicial El método empleado para encontrar la salinidad

resistividad del agua de formación

inicial. A continuación se detalla un ejemplo de cálculo p


Juan Pablo Sarango

2.7 HERRAMIENTAS DE DIAGNOSTICO

diante el uso de los registros a hueco abierto, de control de cemento y diagramas


para la zona de reinyección Hollín.

2.7.1 REGISTROS A HUECO ABIERTO

a hueco abierto son utilizados para determinar las propiedades

vorio tales como: La porosidad y saturación inicial de agua y

y saturación de agua inicial

El método empleado para encontrar la salinidad se realiza mediante el cálculo de la

resistividad del agua de formación y con la formula de Archie la saturación de agua

A continuación se detalla un ejemplo de cálculo para el pozo SHU

35

a hueco abierto, de control de cemento y diagramas


a hueco abierto son utilizados para determinar las propiedades

saturación inicial de agua y

se realiza mediante el cálculo de la

y con la formula de Archie la saturación de agua

el pozo SHU-12.

36

1.- Se identifica las zonas permeables mediante la interpretación de los registros (SP,

GR, MNOR, MINV, ILD, MSFL, RHOB Y NPHI).

FIGURA 2.14 REGISTROS SP, GR, MNOR, MINV, ILD, MSFL, RHOB Y NPHI

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR TABLA 2.7 PROSIDAD Y RESISTIVIDAD

PROFUNDIDAD [pies]

ILD [Rt]

MSFL [Rxo]

NPHI [%]

RHOB [grms/cm3]

9430 39,26 45,50 12,54 2,468

9432 24,12 43,55 12,34 2,478

9434 17,14 27,80 12,70 2,461

9436 15,63 19,23 12,66 2,424

9438 18,54 15,42 11,11 2,465

9440 27 19 16 2,441 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango

El promedio de la porosidad del registro de densidad es 11,75 % valor que se

promedia con 12,89 % del registro neutrón NPHI se obtiene 12,32 % que representa

la porosidad media de la formación de interés.

2.- Datos de registro

BHT (Temperatura en fondo del pozo) = 214°F

37

TD (Profundidad del pozo) = 9502 pies

Ts (Temperatura de superficie) = 81°F

Rm (Resistividad del lodo) = 1,1 ohm-m @ 81°F

Rmf (Resistividad del filtrado de lodo) = 0,9 ohm-m @ 81°F

3.- Datos leídos de registro

SP (Potencial espontaneo)= -11 mV

FD (Profundidad media de zona de interés) = 9435 pies

Rs (Resistividad de zona adyacente)= 50 ohm-m

dh (Diámetro del hueco)=9,625 pulgadas

h (Espesor de zona de interés) = 10 pies

4.- El valor del registro SP debe ser corregido por efectos de invasión y resistividad

de la formación.

5% < Ø < 10%, el di=10*dh

10% < Ø < 15%, el di=5*dh

15% < Ø < 20%, el di=2,5*dh

La zona de interés presenta una porosidad de 12,32 %, por lo cual el diámetro de

invasión es di=5*dh, di=5*9,625=48,13 pulgadas.

5.- Con valores de Rs/Rm=113,85 (Rm a temperatura de formación), di/dh=5,

Rxo=Rt, h/dh=12,47 y Rxo/Rm=64,70 se ingresa en la carta SP-3, “Log Interpretation

Charts Schlumberger”. Obteniendo el factor de corrección Espcor=0,75. Con el cual

se obtiene el nuevo valor de SP de -14,67 mV.

pies

F

TD

TsBHTGeotermicoGradienteGT

°=−=−= 013997,09502

81203)( (2.4)

FFDGTTsFormacióndeatemperaturTF °=+=+= 06,213)9435*013997,0(81)*()( (2.5)

38

77,6

)77,6(

2

112 +

+=T

TRR (2.6)

mohmR Fm −=++=° 4391,0

77,606,213

)77,681(*1,106.213@ (2.7)

−=

weq

mfeq

R

RKSP log* (2.8)

337,89061,213*133,061133,061 −=+=+= °FTK (2.9)

−=

weq

mfeq

R

Rlog*337,89667.14 (2.10)

685,0=

weq

mfeq

R

R (2.11)

6.- La resistividad del filtrado de lodo a 75°F se c alcula con la ecuación (2.6) si:

• Rmf@ 75°F es mayor a 0,1 ohm-m, se tiene que Rfme q=0,85*Rfm

• Rmf@ 75°F es menor que 0,1 ohm-m, se determina de la carta SP-2

Rmf @75°F es 0,966 ohm-m entonces tenemos que Rfmeq =0,85*0,966=0,8211 ohm-

m, y la Rfmeq @ 213,062°F es 0,3054 ohm-m.

7.- Remplazando en, 685,0=weq

mfeq

RR

se tiene Rweq =0,445 ohm-m @ 213,06 °F,

valor con el que se ingresa en la carta SP-2 y se obtiene la Rw=1,30 @ 213,06 °F.

8.- Y con carta GEN-9 se ingresa con Rw=1,30 ohm-m @ 213,06°F, se obtiene el

valor de salinidad de 1400 ppm NaCl @ 202,229 °F. E n anexo No 1, se muestra las

39

cartas SP-3, SP-2 y GEN-9 que son empleadas para realizar las correlaciones por

efecto de invasión y resistividad de formación.

9.- Ecuación de Archie para cálculo de saturación de agua.

tm

w

tm

wnw R

Ra

R

RaS

*

*

*

*

φφ== (2.12)

Donde n, a y m, dependen del tipo de litología de la roca, para arenas estos

presentan los siguientes valores. n = 2, a = 0,81 y m = 2,15. Rw valor que se obtiene

del método descrito para encontrar la salinidad, Rt promedio de la lectura del registro

de resistividad ILD y Ø es la porosidad media de los registros de neutrón y densidad.

%14761,23*1232,0

3,1*81,015,2

==wS (2.13)

Los valores de saturación de agua, permiten estimar que la arena Hollín está

completamente inundada de agua y con la salinidad identificar la cantidad de ppm de

NaCl que se encuentra disuelto en el agua de formación, los que se indican en la

tabla 2.8.

TABLA 2.8 SALINIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA

POZO [ppm] NaCl @ TF Sw [%]

SHU-4 3500 95

SHU-8 4800 94

SHU-12 1400 147

SHU-26 5500 119

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por : Juan Pablo Sarango 2.7.2 REGISTROS DE CONTROL DE CEMENTO

La tabla 2.9 se indica los resultados del análisis de los registros de control de calidad

de cemento (CBL, CCL, VDL y TT), en la zona de reinyección, esta se encuentra en

40

mal estado para el pozo SHU-26 debido que el registro CBL, presenta un valor mayor

a 5mV. En el anexo No 1, se muestran los registros de cemento para los intervalos

analizados.

TABLA 2.9 ESTADO DE CEMENTO

POZO INTERVALO [pies]

ESTADO [pies]

SHU-04 9430 - 9310 No registra

SHU-08 9360 - 9240 Bueno

SHU-12 9490 - 9380 Bueno

SHU-26 9520 - 9360 Malo Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango

2.7.3 DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN

La integridad mecánica de los pozos se encuentra en buenas condiciones donde se

analizó el estado de Csg y Tbg, estos se observan en el anexo No 1.

TABLA 2.10 CONDICIONES DE CSG Y TBG


Csg OD 7” 7” 7” 7”

Condiciones de Csg y Tbg OK OK OK OK

Tbg OD 3 ½” 3 ½” 3 ½” 3 ½” Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango

41

CAPÍTULO 3

DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA HYDROSEP

La tecnología Hydrosep se define como una completación inteligente2, la cual va

instalada en el fondo del pozo y monitoreada desde superficie, la que es utilizada

para separar el agua del petróleo mediante la aplicación del sistema de separación

DOWS (Downhole oil water separation), utilizando Hidrociclones que son diseñados

para separar fluidos de diferente densidad.

FIGURA 3.1 ESQUEMA BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO

Fuente: Stefan T. Orszulik

2 Se define a un pozo inteligente como un proceso en el cual es capaz de vigilar, actuar y operar en tiempo real.

42

Una vez instalado el sistema de separación en el fondo del pozo el agua separada es

reinyectada en una formación receptora la que puede estar sobre o bajo la zona

productora y de esta forma se disminuye la producción de agua en superficie, como

muestra la figura 3.1.

3.1 FUNCIONAMIENTO DEL HIDROCICLÓN

El hidrociclón es un elemento mecánico que no posee partes móviles el cual separa

fluidos de diferente densidad, por efecto de la fuerza centrifuga, esta separación se

realiza entre:

• Liquido – Liquido (Hidrociclón)

• Gas – Líquido (Aerociclón)

• Solido – Líquido (Ciclón)

El tipo de separador que utiliza la tecnología Hydrosep es del tipo Liquido-Liquido.

3.1.1 GEOMETRIA DEL HIDROCICLÓN

La geometría del hidrociclón consiste en un conjunto de elementos cilíndricos y

cónicos, el modelo de Colman (1988), detalla el funcionamiento de la separación

mediante la división del hidrociclón en cuatro secciones, en la figura 3.2 se identifica

estas secciones que son:

• Cámara de entrada

• Sección de reducción

• Sección de separación

• Sección de longitud final

FIGURA 3.2 MODELOS DE HIDROCICLÓN

COLMAN

Fuente: Wesson G. y Petty C.


El modelo de Young et al.

resultados similares al de Colman, en este modelo se utiliza tres secciones, se

elimina la sección de reducción y el ángulo de la sección de separación, fue

cambiado de 20° a un rango en el cual puede variar de 1 ,5

3.1.1.1 Cámara de entrada y sección de reducción

Son las secciones del hidrociclón donde ingresa agua y petróleo, las cuales están

diseñadas para aumentar la aceleración tangencial de la mezcla dentro del

FIGURA 3.2 MODELOS DE HIDROCICLÓN

COLMAN YOUNG

Wesson G. y Petty C.

Pablo Sarango

Young et al. (1990) se presenta en la figura 3.2 el cual obtuvo

sultados similares al de Colman, en este modelo se utiliza tres secciones, se


iado de 20° a un rango en el cual puede variar de 1 ,5º a 6 º

.1.1 Cámara de entrada y sección de reducción



43

YOUNG

(1990) se presenta en la figura 3.2 el cual obtuvo

sultados similares al de Colman, en este modelo se utiliza tres secciones, se


grados.



44

hidrociclón, en la figura 3.2 se indica la cámara de entrada la cual posee una

abertura para que ingresen los fluidos, la misma que está en función del caudal de

flujo que ingresa hacia el hidrociclón.

FIGURA 3.3 CONFIGURACIONES DE ENTRADA DEL HIDROCIC LÓN

Entrada involuta

Entradas Paralelas

Entrada simple

Fuente: Colin A.

El objetivo de estas configuraciones de entrada es aumentar la velocidad tangencial

del fluido que ingresa hacia el hidrociclón y lograr un rompimiento de la emulsión de

las partículas que contienen agua, estas configuraciones se muestran en la figura

3.3.

3.1.1.2 Sección de separación

Es la sección cónica donde se realiza la separación, el ángulo de inclinación “β”

permite incrementar la intensidad de giro del remolino para que se genere la

suficiente fuerza centrifuga y se logre el flujo reverso. La fuerza centrífuga hace que

gire el fluido más rápidamente, como resultado de esto, la velocidad de giro

45

incrementa haciendo que las partículas menos densas del fluido, en este caso

petróleo, giren hacia el centro, y las más densas, el agua, hacia las paredes del

hidrociclón. Este fenómeno causa el flujo reverso alrededor del eje del hidrociclón y

permite la separación de los fluidos. Mediante la ecuación 3.1 se calcula la intensidad

de giro del remolino “Ω” presentadas por Mantilla (1998) basadas en simulaciones

de Erdal (2001) CFD (Computational Fluid Dynamic).

( )( )

( )( )

+

−

+

=Ω

12.0

7.016.035.0

4

15.0

93.0

2118.0

tan21Re

1

2

1

.tan2.11Re49.0

β

β

czT

t

T

t

D

zI

M

MEXP

IM

M

(3.1)

Donde:

• Tt MM / .- Es la relación de momento de flujo, la cual relaciona el área de la

sección de separación y el área de entrada del hidrociclón.

• Re.- Número de Reynolds en la cámara de entrada.

• “ I ”.- Factor de entrada hacia el hidrociclón se define como:

−−=2

1n

EXPI , n=1,5 para entradas paralelas y n=1 para entrada simple o

involuta.

• β .- Angulo de inclinación de sección de separación (1,5° a 6°).

• EXP.- Exponencial.

• zRe .- Numero de Reynolds en la sección de separación.

• Z .- Longitud de cámara de entrada más longitud de sección de reducción.

• cD .- Diámetro del hidrociclón.

La figura 3.4 indica los radios cuando el fluido alcanza la inversión de cono y las

secciones de: flujo de petróleo, de separación y área de flujo de agua.

46

FIGURA 3.4 RADIO REVERSO Y ÁREAS DE SEPARACIÓN

Fuente: Gómez. C, Caldentey. J, Wang. S, Gomes. L, Mohan. R, Shoham. O.

Flujo reverso.- Hargreaver (1990), explica que al tener un alto giro a la entrada, se

tendrá una presión alta en la pared del hidrociclón y baja en el centro. Como

resultado el gradiente de presión que atraviesa el diámetro decrece con la posición

aguas abajo, esto hace que la presión al final del remolino sea mayor que en la parte

superior, causando un flujo reverso. La ecuación 3.2 permite calcular el radio reverso

“ revr ” el cual está en función de la intensidad de giro de remolino “ Ω ”.

3.021.0 Ω=

z

rev

R

r (3.2)

• revr .- Radio reverso.

• zR .- Longitud del remolino que se forma desde la sección de separación hasta

la sección de longitud final.

47

3.1.1.3 Sección de longitud final

De forma cilíndrica y de estrechez moderada que permite incrementar la eficiencia de

separación, la relativa longitud de esta sección provee suficiente tiempo de retención

para que las partículas se separen permitiendo que el fluido denso separado salga a

través de la salida inferior del hidrociclón.

3.2 FENÓMENO FÍSICO DE LA SEPARACIÓN

El hidrociclón, utiliza la fuerza centrifuga para separar la fase dispersa del fluido

contínuo. El movimiento de los giros, es producido por la inyección tangencial del

fluido presurizado dentro del cuerpo del hidrociclón. El patrón de flujo consiste de una

espiral dentro de otro espiral, en la dirección circular (Seyda y Petty, 1991) la figura

3.5 muestra los movimientos de giro, los cuales producen la fuerza de vórtice en la

región cerca al eje del hidrociclón y en la región externa, ésta no presenta vórtice

cerca de la pared del hidrociclón.

FIGURA 3.5 MOVIMIENTOS DE GIRO DENTRO DEL HIDROCICLÓN

Fuente: Gómez. C, Caldentey. J, Wang. S, Gomes. L, Mohan. R, & Shoham, O.

48

FIGURA 3.6 FUERZAS DE VÓRTICE Y MOVIMIENTO DE FLUJ O

Fuente: Gómez. C, Caldentey. J, Wang. S, Gomes. L, Mohan. R, & Shoham, O

El fluido se mueve a la salida aguas abajo, la estrechez del diámetro incrementa la

velocidad angular del fluido y la fuerza centrifuga, con esta fuerza y la diferencia de

densidad entre el petróleo y el agua, hacen que el petróleo se mueva al centro,

siendo atrapado por el flujo reverso y llevado aguas arriba a la salida superior, las

partículas más densas migran aguas abajo, y son evacuadas por la salida inferior.

3.3 REQUERIMIENTOS BÁSICOS PARA LA APLICACIÓN

Para la aplicación de esta tecnología los pozos deben cumplir los siguientes

requisitos básicos.

1.- El pozo debe poseer dos zonas: Producción y de Reinyección.

2.- Levantamiento artificial: Esta tecnología es aplicable, a métodos de levantamiento

Artificial tales como: Bombeo eléctrico sumergible (BES), bombas de cavidad

progresiva y bombeo mecánico.

49

FIGURA 3.7 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CO N DHOWS

Fuente: C-FER, Technologies

3.3.1 CONDICIONES Y LIMITACIONES

3.3.1.1 Condiciones3

• El pozo candidato a instalar el sistema Hydrosep debe estar operando con

sistema de bombeo eléctrico sumergible (BES).

• Relación agua-petróleo (RAP), superior a 8.

• Presencia de una zona de reinyección bajo o sobre la zona de producción.

• Compatibilidad química entre el agua de formación y zona de depósito.

• Integridad mecánica del pozo en buenas condiciones.

• Producción diaria superior a 1260 BFPD.

• El reservorio debe tener suficientes reservas.

3 Condicionamientos presentados por Veil Jhon et. Al, 1999

50

• Diámetro de casing mínimo de 5 ½ pulgadas.

• Separación entre zona de producción - reinyección mínima de 80 pies.

• Zona de depósito mínimo de 10 pies de espesor.

• Grado API del crudo mayor a 15.

• Producción de gas menor al 10%.

• Temperatura limite 325 °F.

3.3.1.2 Limitaciones4 Los pozos en los que se implementa este sistema presenta limitaciones de acuerdo

a Veil John et. Al, 1999.

• El yacimiento debe tener suficiente espaciamiento entre la zona de

producción- reinyección. En casos donde no se cumple esto se ocasiona una

recirculación del agua separada la cual ingresa por las perforaciones de la

zona productora y crea una caída en el caudal de producción y aumento en la

producción de agua.

3.4 REQUERIMIENTOS PARA LA REINYECCIÓN

• Alta densidad de disparos por pie en la formación receptora.

• Realizar pruebas de inyectividad hacia la formación receptora.

• La presión de inyección debe ser menor que la presión de fractura. 3.5 COMPLETACIÓN DE FONDO La completación de fondo de la tecnología Hydrosep, utiliza los siguientes elementos:

• Bomba de relevo

• Motor

• Sello 4Limitaciones presentados por Veil Jhon et. Al, 1999.

51

• Bomba de inyección

• Separador Hidrociclón

• Sensor de fondo FIGURA 3.8 TECNOLOGÍA HYDROSEP

Fuente: Feasibility evaluation of Downhole oil/water separator (DHOWS)


52

La completación que muestra la figura 3.8 es un diseño básico en la cual el agua

separada es reinyectada en una zona de depósito bajo la zona de producción.

3.5.1 BOMBA DE RELEVO

Esta se utiliza cuando la bomba de inyección no tiene la suficiente energía, tanto

para reinyectar el fluido separado, como para levantar el petróleo hasta la superficie,

la cual va instalada en la parte superior del motor.

3.5.2 MOTOR

El motor está diseñado para que trabaje con corriente alterna trifásica a frecuencias

de 60 y 50 Hz, la cual induce el campo magnético para que se genere el movimiento

al estator y generar trabajo para el eje del motor, la selección se la realiza en función

de la potencia por etapa que se obtienen de las curvas de eficiencia de las bombas.

3.5.3 SELLO

Es utilizado para igualar las presiones, el cual balancea la presión dentro del motor y

el espacio anular dentro del pozo donde, este elemento cumple las funciones básicas

de manejar fluidos fuera del motor y conectar el torque desarrollado en el motor hacia

la bomba.

3.5.4 BOMBA DE INYECCIÓN

Esta bomba suministra la presión necesaria para que los fluidos ingresen hacia el

hidrociclón y salgan con la suficiente presión para la reinyección y para la

producción.

3.5.5 SEPARADOR HIDROCICLÓN

El hidrociclón el elemento principal de esta tecnología, permite separar el agua del

petróleo. Este va colocado en la parte final de la completación de fondo, donde el

agua separada sale por la abertura inferior del hidrociclón con la presión de descarga

53

necesaria para ser reinyectada hacia la zona de depósito y por la parte superior sale

el petróleo separado con pequeñas cantidades de agua hacia la superficie.

Dependiendo del número de Hidrociclónes que se utilicen a estos se los configura en

serie o en paralelo. La configuración en serie presenta mejores resultados para

disminuir la concentración de sólidos presentes en el agua separada que es

reinyectada, en cambio la configuración en paralelo se utiliza para manejar grandes

volúmenes de fluido pero se tiene el problema con el agua separada ya que lleva

altas concentraciones de sólidos hacia la zona de depósito, la figura 3.9 se muestra

los dos tipos de configuración.

FIGURA 3.9 TIPOS DE CONFIGURACIÓN

Serie Parale lo

Fuente: Production Technology II, Peachey Bruce R.

54

3.5.6 SENSOR DE FONDO

El sensor de fondo envía señales en tiempo real desde el fondo del pozo, como

información básica de presión y caudal de inyección, si estos parámetros están

trabajando fuera de rangos de operación estos se pueden manipular desde

superficie.

3.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA

• Ahorro de energía está entre el (30-50%), debido al menor manejo de agua.

• Controla grandes volúmenes de agua.

• La reducción de construcción de facilidades de superficie para reinyección de

agua y de pozos reinyectores.

• Disminuye la contaminación al ambiente, debido a derrames de agua.

• Disminución de los costos de inversión por equipos de superficie.

• Producción de petróleo con bajo cortes de agua.

• Pozos cerrados por alta producción de agua pueden ser incorporados a la

producción.

• El costo de instalación del sistema es de dos a tres veces, de un sistema BES

normal.

3.7 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA

El funcionamiento hace referencia a la figura 3.8, por las intakes de la bomba de

inyección ingresan los fluidos (agua+petróleo), esta bomba genera la presión

necesaria para que ingresen al separador hidrociclón, una vez obtenida la separación

por la parte inferior del separador sale el agua separada hacia la zona de

55

reinyección, y por la parte superior sale el petroleo con pequeñas cantidades de

agua por el conducto de transferencia hacia la bomba de relevo y esta impulza el

fluido hacia la superficie.

3.8 SISTEMAS ADICIONALES

Los sistemas DWS (Donwhole water sink) y DWL (Donwhole water Loop) son

utilizados con el mismo propósito para separar el agua del petróleo en el fondo del

pozo, la separación se la realiza mediante la reducción de la altura del cono de agua

o inversión de cono, donde esta se logra realizando perforaciones bajo el contacto

agua-petróleo (CAP). El sistema DWS, realiza la separación mediante la producción

de los fluidos por separado, el agua se produce por la tubería de producción y el

petróleo por el espacio anular. El sistema DWL es aplicable para la tecnología

Hydrosep para pozos que no presenten una zona de reinyección.

FIGURA 3.10 SISTEMAS DWS Y DWL

DWS DWL

Fuente: Stefan T. Orszulik

56

CAPÍTULO 4

REDUCCIÓN DE PRODUCCIÓN DE AGUA EMPLEANDO

LA TECNOLOGÍA HYDROSEP EN POZOS

SELECCIONADOS

4.1 DISEÑO DE SISTEMA HYDROSEP

El cable de alimentación de energía, variador de potencia, motor, sello y bomba, a

estos elementos se los diseña bajo el mismo criterio de un sistema de bombeo

eléctrico sumergible (BES), para lo cual se utilizó el software Autograph de Baker

Hughes y el modelo de Colman, Young y Thew para el Hidrociclón.

4.1.1 INFORMACIÓN NECESARIA PARA REALIZAR DISEÑO

El diseño de la completación para el sistema se considera información del pozo,

datos de producción, condiciones del fluido y fuente de alimentación de energía.

4.1.1.1 Datos del pozo

• Tamaño y peso de casing (csg)

• Tamaño y tipo de conexiones de la tubería de producción (tbg)

• Intervalo perforado y profundidad de asentamiento de la bomba

4.1.1.2 Datos de producción

• Presión de tbg en la cabeza del pozo

57

• Caudal de producción

• Nivel de producción de fluido/presión de entrada hacia la bomba

• Nivel de fluido estático/presión estática de fondo

• Temperatura de fondo

• Caudal de producción deseado, GOR y WOR

4.1.1.3 Condiciones del fluido en el pozo

• Gravedad especifica del agua, petróleo y gas

• Presión del punto de burbuja

• Viscosidad del petróleo y datos PVT

4.1.1.4 Fuente de poder

• Voltaje primario disponible

• Frecuencia y capacidad de fuente de poder

4.1.1.5 Problemas posibles

• Arena, deposición

• Corrosión, parafina

• Emulsión

• Gas, temperatura

4.1.2 CÁLCULOS UTILIZADOS

4.1.2.1 Índice de productividad

Índice de productividad PI, cuando la Pwf es mayor a la presión del punto de burbuja

es:

58

(4.1)

Q =Rata de flujo [Bls]

Pwf =Presión de fondo fluyente [psi]

Pr = Presión de reservorio [psi]

Ecuación de Vogel para el cálculo de la IPR, para yacimientos con presión de

burbuja Pb sobre presión de fondo fluyente Pwf

2

8,02,01

max

−

−

=

r

wf

r

wf

oo

P

P

P

P

QQ (4.2)

4.1.2.2 Correlaciones de Standing para cálculo de gas

2048,1

)(*00091,0

*0125,0

10

10*

18

= °

°

FTb

gs

API

PR γ (4.3)

4.1.2.3 Factor volumétrico de gas

P

TZg

**04,5=β (4.4)

Donde:

Z = Factor de compresibilidad del gas (0,81 – 0,91)

T = Temperatura en el fondo del pozo en °Rankine (4 60+°F)

P =Presión [psi]

wfr PP

QJPI

−==

59

4.1.2.4 Factor volumétrico del petróleo

175,1000147,0972,0 Fo +=β (4.5)

TRFo

gs 25,1

5,0

+

=

γγ

(4.6)

T=Temperatura en fondo [°F]

=Gravedad especifica del gas

=Gravedad especifica del petróleo

4.1.2.5 Volumen total de fluidos

Una vez conocidas las tres variables, Rs, y , los volúmenes de petróleo, agua y

gas libre son determinados con las siguientes formulas.

(4.7)

(4.8)

El gas libre es igual al gas total menos el gas en solución.

4.1.2.6 Nivel de fluido dinámico TDH

Es el nivel dinámico del fluido en pies requerido por la bomba para el caudal de

bombeo deseado.

(4.9)

gγ

oγ

oβ gβ

][1000

*PrMCF

BOPDGORoducingtotalGas ==

][1000

*MCF

BOPDRGasSolution s ==

dtd PFHTDH ++=

60

= Levantamiento neto, es la distancia vertical entre la cabeza del pozo y el nivel

estimado del fluido producido a la capacidad seleccionada.

= Pérdida de fricción en el tbg.

= Presión de descarga en la cabeza del pozo

4.1.3 DATOS GENERALES PARA DISEÑO

TABLA 4.1 DATOS DE PRODUCCIÓN


Formación T Ui Ui Ui

Pwf [psi] 2417 2936 1701 2444

Profundidad [pies] 9202 9202 9094 9290

GOR [sfc/BN] 383 274 255 274

BAPD 1899 1995 4138 2184

BPPD 165 83 172 139

Pb [psi] 900 1245 1245 1245

°API 31 29,10 27 28

BSW [%] 92 96 96 98

ϒ agua 1,02 1,02 1,02 1,02

Pwe [psi] 3899 3788 3788 2920

Pwh [psi] 130 140 160 160

βo [BLY/BLF] 1,2626 1,1947 1,1947 1,314

µo [cp] 0,92 1,20 1,40 1,60

ϒgas 0,65 0,65 0,65 0,65

J [bls/día/psi] 1,39 2,44 2,05 4,88

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango La tabla 4.1 muestra datos generales utilizados para realizar el diseño de los equipos

de fondo y superficie los cuales fueron tomados de registros, diagramas de

completación, análisis PVT y B´UPs.

dH

tF

dP

61

TABLA 4.2 DATOS ZONA DE REINYECCIÓN


Formación HOLLÍN HOLLÍN HOLLÍN HOLLÍN

Profundidad [pies] 9396,5 9336 9435 9430

Pwei [psi] 4083,19 4052,88 4109,32 4142,16

I [bls/dia/psi] 15,19 15,96 33,10 17,47

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango La presión de fondo estática para la arena Hollín [Pwei], y el índice de inyectividad

[I], son datos correlacionados mediante el gradiente de comportamiento normal de

poro 0,433 psi/pie, los que se muestran en la tabla 4.2.

4.2 EQUIPO DE FONDO Y SUPERFICIE

El anexo No 2 presenta la ejecución del programa para el diseño de bomba, motor,

sello, cable y variador.

4.2.1 CABLE Y VARIADOR

TABLA 4.3 CABLE Y VARIADOR

Pozos

SHU: 4,8,12 y 26

EQUIPO Parámetro Máximo Mínimo

CABLE TIPO PLANO

Numero #1 #4

VARIADOR

S [KVA] 346 206

I [A] 417 154

V [v] 480 479

Fuente: Baker Hughes Elaborado por: Juan Pablo Sarango

• S: Potencia aparente del variador en Kilowatio amperio.

62

4.2.2 MOTOR TABLA 4.4 MOTOR

Pozos SHU: 4,8,12 y 26

Parámetro Máximo Mínimo

P [HP] 504 180

V [v] 3022 2266

I [A] 79,63 25,92

Rotores 24 12 Fuente: Baker Hughes Elaborado por: Juan Pablo Sarango

4.2.3 SELLO

TABLA 4.5 SELLO

Pozos

SHU: 4,8,12 y 26

Series

400 FST34B - 513 GST34B

Fuente: Baker Hughes Elaborado por: Juan Pablo Sarango

4.2.4 BOMBA TABLA 4.6 BOMBA

Pozos SHU: 4,8,12 y 26

Parámetro Máximo Mínimo Etapas 182 123

Pintake [psi] 2073 1785 Pdb [psi] 4267 4192

F [hz] 55,50 52,90 Fuente: Baker Hughes Elaborado por: Juan Pablo Sarango Para los pozos en estudio el sistema utiliza una sola bomba por que la cantidad de

fluido a ser levantado es demasiado bajo y la presión de descarga a superficie del

hidrociclón, genera la suficiente energía para levantar esta cantidad hasta la

superficie.

• Pintake.- Presión con la que ingresan los fluidos hacia la bomba

• Pdb.- Es la presión de descarga de la bomba hacia el hidrociclón

63

4.2.5 HIDROCICLÓN

Schubert et al., (1991), hace referencia que el hidrociclón de diámetro de 60mm,

presenta gran eficiencia de separación y Bowers et al., (2000), indica que cada

hidrociclón posee la capacidad de separar 2000 BFPD. Las correlaciones

desarrolladas por Colman y Thew, son empleadas para dimensionar el hidrociclón las

cuales son detalladas a continuación, las dimensiones se observa en la figura 4.1.

25,0*Hu DD = (4.10)

mmDu 1525,0*60 ==

07,0*Ho DD = (4.11)

mmDo 2.407,0*60 ==

22*HH DL = (4.12)

mmLH 132022*60 ==

9*Hu DL = (4.13)

mmLu 5409*60 ==

Hi DL = (4.14)

mmLi 60=

35,0*Hi DD = (4.15)

mmDi 2135,0*60 ==

64

FIGURA 4.1 DIMENSIONES DEL HIDROCICLÓN


4.3 CONFIGURACIÓN DE HIDROCICLÓNES Los Hidrociclones tienen una capacidad máxima para separar 2000 BFPD, en la

tabla 4.7 se presenta el número de Hidrociclónes a ser utilizados por pozo, los cuales

se los configura en serie o paralelo dentro del encapsulado o Black Box para ser

acoplados en la parte final de la completación.

65

TABLA 4.7 NÚMERO DE HIDROCICLÓNES POR POZO

Parámetro SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26

# de Hidrociclónes 2 2 3 2


Para los pozos SHU-4, SHU-8 y SHU-26, se muestra en la figura 4.2, tres diferentes

alternativas para encapsular dos Hidrociclónes y la figura 4.3 muestra el encapsulado

para tres Hidrociclónes para el pozo SHU-12.

FIGURA 4.2 CONFIGURACIÓN PARA DOS HIDROCICLÒNES


66

FIGURA 4.3 CONFIGURACIÓN PARA TRES HIDROCICLÓNES


4.3.1 CRITERIO DE ELECCIÓN

4.3.1.1 Primera alternativa

Este diseño tiene configuración en paralelo donde la mezcla de fluido agua y petróleo

ingresa por cada hidrociclón y por la abertura superior de cada uno sale el petróleo

libre de agua y por la abertura inferior sale el agua separada hacia la zona de

reinyección.

67

4.3.1.2 Segunda alternativa

Toda la mezcla ingresa por el primer hidrociclón y la salida de este alimenta al

segundo y por la abertura inferior de este sale el agua separada hacia la zona de

depósito y el petróleo libre de agua sale por la parte superior de cada hidrociclón.

4.3.1.3 Tercera alternativa

Este arreglo presenta configuración serie la cual es empleada para disminuir la

cantidad de sólidos presentes en el agua de formación. Donde la mezcla de fluido

ingresa por el primer hidrociclón, la salida de este alimenta al segundo y por la

abertura superior sale el agua separada hacia la zona de depósito y por la abertura

inferior salen los sólidos los cuales son llevados por un ducto para ser levantados

juntamente con el petróleo separado del primer hidrociclón hacia la superficie.

4.3.1.4 Elección

Experiencias con aplicaciones de este sistema presentan configuración en paralelo,

ya que separa grandes volúmenes de fluido. La mejor alternativa es utilizar la primera

propuesta la cual se presenta en las figuras 4.2 y 4.3.

4.3.1.5 Cuerpo de encapsulado (Black Box)

El encapsulado es la parte crítica del sistema debido a que la separación se realiza

dentro de este cuerpo, la longitud depende del número de Hidrociclónes que se van

a utilizar y los diámetros de ingreso y salida de los fluidos están en función del caudal

de fluido que se separa y levanta.

4.3.1.5.1 Dimensiones de encapsulado

• OD del cuerpo de encapsulado de 5 pulgadas.

68

• OD de 2 pulgadas, parte superior para el ingreso de la mezcla (agua + petróleo).

• Capilar de 0,5 pulgada de OD parte superior, este ducto lleva el petróleo

separado con algo de agua hasta el tubing de producción con una longitud

aproximada de 110 pies.

• OD de 2 pulgadas, ubicado en la parte inferior para salida de agua hacia zona

de reinyección

FIGURA 4.4 VISTA SUPERIOR E INFERIOR DE ENCAPSULA DO

Superior Inferior


4.4 REDUCCIÓN DE AGUA

La reducción de agua que se estima obtener se presenta en la tabla 4.8, la cual se

determina mediante las ecuaciones 4.16 y 4.17, presentadas en la publicación de la

SPE-71538, estas permiten calcular el caudal de agua a separar de igual manera la

eficiencia de separación del sistema, un ejemplo de cálculo se presenta para el pozo

Shuara-12.

(4.16) epp

otsepw S

QQQ

%@ −=

69

BAPDQ sepw 39665,0

1724310@ =−=

(4.17)

%92100*92,04310

3966 ===ffsepε

• [email protected] Volumen de agua separada [BAPD]

• Qt.-Volumen total de fluido agua y petróleo (Qw + Qo)

• %Sepp.-Porcentaje de separación deseado [fracción]

• Effsep.- Eficiencia de separación [%]

TABLA 4.8 ESTIMADO DE REDUCCIÓN DE AGUA

POZO Arena Productora

Producción deseada a superficie antes y después de instalar la tecnología Hydrosep

[%] Antes Después

Petróleo [BPPD]

Agua [BAPD]

Petróleo [BPPD]

Agua [BAPD]

SHU - 4 T 165 1899 165 165 84

SHU - 8 Ui 83 1995 83 83 92

SHU - 12 Ui 172 4138 172 172 92

SHU - 26 Ui 139 2184 139 139 88

Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.5 PRESIONES Y CAUDALES DE REINYECCIÓN

4.5.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN [Piny]

La presión de inyección se calcula mediante la ecuación 4.18, la cual es el resultado

de la suma de la presión estática de la formación receptora más flujo de agua

separado a reinyectar sobre índice de inyectividad.

t

sepw

sepff Q

Q @=ε

sepffε

70

I

QPP sepw

weiiny@+= (4.18)

psiPiny 12,422904,33

396632,4109 =+=

• Pwei.-Presión de fondo estática de zona de reinyección

• I.- Índice de inyectividad de zona de reinyección

4.5.2 PRESIÓN DE DESCARGA DEL HIDROCICLÓN [Pds]

Es la presión necesaria para levantar el petróleo que sale por la parte superior del

hidrociclón hacia la superficie. La ecuación 4.19, permite calcular la pérdida de

presión en la salida inferior del hidrociclón [Pdi].

96,1)147//#( nesHidrocicloQP tdi = (4.19)

psiPdi 19,87)147/3/4310( 96,1 ==

La ecuación 4.20, calcula la pérdida de presión en la salida superior de hidrociclón

(Pdo), la cual está en función de PDR (Relación de diferencia de presión) el cual

debe mantener un valor de 2.

PDRPP dido *= (4.20)

psiPdo 38,1742*19,87 ==

Con la ecuación 4.21 se calcula la presión de descarga del hidrociclón para levantar

el petróleo a superficie donde Pdb, es la presión de descarga de la bomba hacia el

hidrociclón valor para el pozo Shuara-12 es 4252 psi.

71

(4.21)

psiPds 62,407738,1744252 =−=

En la tabla 4.9 se presenta la presión de inyección, arena donde se va a reinyectar

el agua separada.

4.5.3 PRESIÓN DE FRACTURA

Los cálculos se ilustran para el pozo SHU-4: Mediante la ecuación 4.22, de Hebbert y

Willis, se obtiene la presión de fractura, la cual es la máxima presión que soporta el

reservorio.

(4.22)

Los gradientes se muestran a condiciones normales de presión de poro.

pie

psi

D

P433,0=

pie

psipie

psi

pie

psi

D

F622,0

3

433,0*214

=+

=

dodbds PPP −=

3

2D

P

D

S

D

F+

=

fracturadeGradienteD

F =

aSobrecdeGradienteD

Sarg=

porodepresiondeGradienteD

P =

41

pie

psi

D

S =

72

El valor de la presión de fractura se obtiene multiplicando el gradiente de fractura por

la profundidad de la formación, para este caso se encuentra a 9423 pies.

psipiespie

psiF 11,58619423*622,0 ==

TABLA 4.9 PRESIÓN Y CAUDAL DE REINYECCIÓN

POZO Arena Presión de Inyección

[psi]

Pds [psi]

Presión de Fractura

[psi]

a reinyectar [BAID]

SHU-4 Hollín 4197 4118 5861,11 1734

SHU-8 Hollín 4173 4104 5816,94 1912

SHU-12 Hollín 4229 4078 5871,68 3966

SHU-26 Hollín 4171 4049 5880,39 2045


4.5.4 ESPACIAMIENTO PRODUCCIÓN / REINYECCIÓN El espesor de la arena de reinyección Hollín y espaciamiento que existe entre la

arena de producción presenta la tabla 4.10, valores que se identificaron mediante la

lectura de los registros eléctricos.

TABLA 4.10 ESPACIAMIENTOS


Espesor de Hollín [pies] 53 22 25 48

Espaciamiento producción /reinyección [pies] 168 128 306 116

Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.6 RADIO DE AVANCE DEL AGUA DE REINYECCIÓN El radio de avance del agua a reinyectar dentro de la formación receptora es un

parámetro importante el cual indica el avance de agua dentro de la formación para

los tiempos de: 1 año y 5 años.

sepwQ @

73

2

1

**

**42,650

=

hs

tqr ii φ

(4.23)

ri = radio de avance de agua reinyección [pies]

qi =rata de inyección de agua [BAIPD]

t=tiempo de inyección acumulado

=porosidad [fracción]

s=saturación de flujo [fracción]

h=espesor de formación receptora [pies]

piesri 83,43953*1*11,0

1*1734*42,650 21

=

=

TABLA 4.11 RADIO DE AVANCE DE AGUA DE REINYECCIÓN

POZO Q [BAIPD]

t [años]

Ø [fracción]

Saturación [%]

h [pies]

ri [pies]

SHU-4 1734 1 0,11 100 53 439,83

1734 5 0,11 100 53 983,49

SHU-8 1912 1 0,14 100 22 637,71

1912 5 0,14 100 22 1425,96

SHU-12 3965 1 0,10 100 25 1015,66

3965 5 0,10 100 25 2271,09

SHU-26 2045 1 0,14 100 48 446,49

2045 5 0,14 100 48 998,39 Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.7 VOLUMEN POROSO

El volumen poroso se calcula para determinar el espacio disponible para la zona de

reinyección, la tabla 4.12 presenta el volumen disponible en la formación Hollín para

el campo SHUARA.

(4.24)

φ

φ***7758 hAVp =

74

Vp= volumen poroso

A= Área del campo

h= Espesor de la formación hollín

= Porosidad media

TABLA 4.12 VOLUMEN POROSO

A [acres]

h [pies]

Ø [%]

Vp [MM Bls]

2817 122 12,84 342,34 Elaborado por: Juan Pablo Sarango

4.8 PRUEBA DE RATAS MÚLTIPLES Las pruebas de ratas múltiples permiten determinar, la rata de flujo que admite la

formación a una presión de inyección, para el sistema de separación esta se la

realiza antes de instalar el equipo de fondo. La tabla 4.13 muestra una prueba de

rata múltiple para la arena Hollín a la profundidad de 9406 – 9442 pies, realizada en

el pozo reinyector SHU-21.

TABLA 4.13 PRUEBA DE RATAS MÚLTIPLES

BIPM Presión [psi]

Tiempo [min]

TOTAL [Bls]

4,00 2980 20 80 6,00 3450 20 120 5,00 2960 20 100 3,10 2200 15 47 4,10 2500 15 62

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. 4.9 UBICACIÓN DE SISTEMA DE SEPARACIÓN

La figura 4.5 representa el diagrama de completación con el sistema de separación

para el pozo SHU-12, el cual está asentado sobre el packer a la profundidad de 9340

pies, el que se reviso con el registro CCL para evitar que la empacadura se asiente

en un cuello de casing, y separar la zona de depósito Hollín que se encuentra a 306

pies de la arena Ui.

φ

FIGURA 4.5 SISTEMA HYDROS


SISTEMA HYDROSEP EN POZO SHU-12

Juan Pablo Sarango

75

76

4.10 DAÑO DE FORMACIÓN

El daño de formación que tiende a formarse en este tipo de sistema es por la

presencia de sólidos en el agua de formación que se reinyecta hacia la zona de

depósito y por la incompatibilidad entre los fluidos de formación y la zona de

reinyección. Las partículas presentes en el agua de formación y que taponan el

medio poroso son las arcillas: caolinita, illita, esméctita y clorita, seguidas por cuarzo,

sílice, feldespatos y carbonatos (calcita, dolomita y siderita). La precipitación de los

sólidos es causada por la interacción fluido/fluido la cual es generada por tipo

inorgánico y por incompatibilidad entre aguas u orgánicos.

4.10.1 TIPO INORGÁNICO

El tipo inorgánico se forma por la incompatibilidad entre el agua de formación de la

zona de producción y el agua de la zona de reinyección alterando el equilibrio

químico y termodinámico, que forman generalmente carbonato de calcio que se

precipitan en forma de sólidos conocidos con el nombre de escala.

4.10.1.1 Precipitación inorgánica

La incrustación inorgánica que se presenta con mayor frecuencia es la de Carbonato

de Calcio. La precipitación del Carbonato de Calcio se genera por la combinación del

ion calcio y los iones carbonato o bicarbonato:

(4.25)

La presencia de carbonato de calcio se da por:

• Incremento de la temperatura

• Disminución de la presión parcial del CO2

• Incremento del ph

• Disminución de las sales disueltas

• Disminución de la presión total del sistema

↓→+ −++33 COCaCOCa

77

4.10.2 TIPO ORGÁNICO

Las especies orgánicas más comunes que causan daño a la formación son las

parafinas y los asfáltenos, las cuales pueden agregarse, formando partículas lo

suficiente grandes como para quedar atrapadas en el medio poroso, causando daño

a la formación.

4.10.2.1 Precipitación orgánica

La precipitación de productos orgánicos puede ser también natural o inducida. La

natural en el caso de las parafinas está asociada a la disminución de la temperatura

del crudo, y se da con más frecuencia en las tuberías que en la formación. La

precipitación natural de asfáltenos está asociada a cambios en la composición del

crudo por liberación de gas, a medida que la presión del yacimiento declina.

4.10.3 DAÑO DE ORIGEN BIOLOGICO

Este tipo de daño se presenta de manera particular en pozos de reinyección el cual

es causado por las bacterias en la cercanía del pozo especialmente por la formación

de bacterias anaeróbicas las cuales se reproducen en el yacimiento las que taponan

el espacio poroso con la biomasa de las bacterias muertas.

78

CAPÍTULO 5

ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DEL PROYECTO

5.1 ANÁLISIS TÉCNICO

Del análisis técnico realizado en los capítulos anteriores, nos da como resultado la

factibilidad técnica de aplicación de la tecnología Hydrosep en los pozos Shuara-04,

Shuara-08, Shuara-12 y Shuara-26, en los cuales es necesario realizar trabajos

previos, como se muestra en la tabla 5.1.

TABLA 5.1 TRABAJOS A REALIZAR

TARBAJO POZO

SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26

Moler collar flotador de 7 pulgadas

si no si no

Moler zapato guía de fondo

si no no no

Moler cemento Inérvalo [pies]

si 9340 – 9434 (94) no

si 9436 – 9460 (24) no

Realizar limpieza en fondo del pozo

si si si si

Realizar disparos en arena Hollín

en el intervalo [pies] 9423 – 9370 (53) 9352 – 9330 (22)

9400 - 9408 (8) 9422 - 9415 (7) 9440 - 9430 (10)

9454 – 9406(48)

Prueba de ratas múltiples si si si si

Completar zona de reinyección con csg [pies]

si 9340 – 9434 (94) no no no

Profundidad de asentamiento de

equipo de separación [pies]

9235 9215 9188 9336


79

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO

El análisis económico permite evaluar la rentabilidad del proyecto, y se basa en el

cálculo de ingresos, egresos, valor actual neto (V.A.N) y la tasa interna de retorno

(T.I.R).

5.3 VALOR ACTUAL NETO

Se estima que un proyecto es económicamente rentable cuando:

V.A.N > 0, proyecto rentable.

La siguiente formula permite calcular el valor actual neto (V.A.N).

(5.1)

FNCK = Flujo neto de caja para el periodo K

i = Tasa de actualización (%)

n = Tiempo de vida del proyecto

5.4 TASA INTERNA DE RETORNO

El T.I.R también se lo denomina como Tasa Interna de rendimiento que es una

característica propia del proyecto y es un indicativo para determinar la rentabilidad

del proyecto.

• Si la tasa interna de retorno (T.I.R) es mayor que la tasa de actualización el

proyecto es rentable. La fórmula 5.2 permite calcular la Tasa Interna de

Retorno (T.I.R).

∑= +

=n

kni

FNCKVAN

0 )1(

80

(5.2)

El valor actual neto es igual a la suma de los flujos de caja actualizados de cada

mes, mientras que la tasa interna de retorno es la tasa de rendimiento por periodo

con la cual la totalidad de los beneficios actualizados son exactamente iguales a los

desembolsos expresados en moneda actual.

5.5 DECLINACIÓN EXPONENCIAL DE PRODUCCIÓN

Tomando en cuenta que el yacimiento tiene una declinación de producción, ésta se

calcula mediante el método de declinación exponencial.

tDi eqq ** −=

(5.3)

Donde:

q = Caudal esperado a cierto período de tiempo [BFPD]

qi = Caudal inicial [BFPD]

D = porcentaje de declinación del pozo anual

t = tiempo al cual se desea calcular el nuevo caudal [años]

5.6 COSTOS ESTIMADOS PARA INSTALAR EL SISTEMA

Los costos de instalación del sistema representan las inversiones requeridas y se las

puede estimar para cada pozo seleccionado considerando el costo de los equipos de

separación y bombeo (sistema Hydrosep) a instalarse en el fondo del pozo y los

trabajos previos como se detalló en la tabla 5.1, estos valores se presentan en la

tabla 5.2.

0)1(0

=+

=∑=

n

kkTIR

FNCKVAN

81

TABLA 5.2 COSTOS ESTIMADOS

POZO SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26

OPERACIÓN

COSTOS ESTIMADOS (USD)

Movimiento de la torre 10000,00 10000,00 10000,00 10000,00

Trabajo de la torre 30 días 258679,00 258679,41 258679,41 258679,41

Equipo de subsuelo y superficie 900000,00 900000,00 900000,00 900000,00

Evaluar con B`UP 27500,00 27500,00 27500,00 27500,00

Prueba de Ratas Múltiples 57677,00 57677,10 57677,10 57677,10

Registros y Disparos 149677,00 149677,00 149677,00 149677,00

BHA de limpieza 15565,00 15565,00 15565,00 15565,00

Cementación y acondicionamiento de zona de

reinyección 257191,00 - - -

Contingencias +/- 30% 498217,20 421060,05 421060,05 421060,05

TOTAL 2158941,20 1824593,56 1824593,56 1824593,56


5.7 BASES PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO

• Tasa de actualización anual del 12%, valor sugerido por EP

PETROECUADOR, para la realización del proyecto.

• Precio de venta de crudo se estima para tres diferentes escenarios: 91,17

USD/BL precio del barril de petróleo correspondiente al mes de Octubre del

2011 (www.bce.fin.ec), 79,70 USD/BL valor que es utilizado para el

presupuesto del estado Ecuatoriano para el año 2012 y un valor de 75

USD/BL para el peor de los casos.

82

• Se considera un factor de declinación por pozo con los siguientes valores:

SHU-4=8,3%, SHU-8= 9,8%, SHU-12=11,76%, y SHU-26=5,6%, tomado de

las curvas de declinación de producción de anexo No.1.

• Periodo mensual de 30 días.

• Para determinar los egresos se estima un valor de 10,03 USD/BL el costo de

operación del campo Shuara y por consumo de energía del equipo BES, de

acuerdo a reportes de EP PETROECUADOR.

• El tiempo de evaluación del proyecto se realiza para un periodo de un año con

el fin de obtener la recuperación de la inversión y ganancias debidas.

• La recuperación de la inversión, se presenta a partir del segundo mes de

haber instalado el sistema.

• El porcentaje para las contingencias es de +/-30 %.

• No se considera devaluación monetaria durante el año de ejecución del

proyecto.

• El sistema de separación se considera, un valor de tres veces el costo de un

sistema BES convencional.

Las tablas 5.3, 5.4, 5.5 y 5.6 presentan los cálculos del análisis económico para los

pozos en estudio, se muestra un ejemplo de cálculo con precio de crudo de 91,17

USD/BL y las figuras 5.1, 5.2, 5.3 y 5.4 el tiempo de recuperación de la inversión

para el mismo precio anterior.

83

TABLA 5.3 INGRESOS, EGRESOS, V.A.N, T.I.R CON PREC IO DE CRUDO DE

91,17 USD/BL POZO SHU-4

Mes [BPPD] [BPPM] INGRESOS [USD]

Instalación del

Sistema [USD]

Costo de Producción

10,032 USD/bbl

Egresos [USD]

FNCK [USD]

Ingresos Actualizado

[USD]

Egresos Actualizado

[USD]

Flujo de Caja

Actualizado [USD]

1 0,00 0,00 0,00 2158941,20 0,00 2158941,20 -2158941,20 0,00 2158941,20 -2158941,20

2 165,00 4950,00 451291,50 0,00 49658,40 49658,40 401633,10 402938,84 49166,73 353772,11

3 163,86 4915,88 448180,84 0,00 49344,89 49344,89 398835,95 443743,40 48856,33 394887,08

4 162,73 4882,00 445091,62 0,00 49033,36 49033,36 396058,26 440684,77 48547,88 392136,89

5 161,61 4848,35 442023,69 0,00 48723,80 48723,80 393299,89 437647,22 48241,38 389405,83

6 160,50 4814,93 438976,91 0,00 48416,19 48416,19 390560,72 434630,60 47936,82 386693,78

7 159,39 4781,74 435951,13 0,00 48110,52 48110,52 387840,60 431634,78 47634,18 384000,60

8 158,29 4748,78 432946,20 0,00 47806,78 47806,78 385139,42 428659,60 47333,45 381326,15

9 157,20 4716,05 429961,99 0,00 47504,96 47504,96 382457,02 425704,94 47034,62 378670,32

10 156,12 4683,54 426998,35 0,00 47205,05 47205,05 379793,30 422770,64 46737,67 376032,97

11 155,04 4651,26 424055,13 0,00 46907,03 46907,03 377148,10 419856,57 46442,60 373413,96

12 153,97 4619,20 421132,20 0,00 46610,89 46610,89 374521,31 416962,58 46149,40 370813,18

V.A.N 2022211,66

T.I.R anual 425,94 %

T.I.R

mensual 35,50 %


84

TABLA 5.4 INGRESOS, EGREOS, V.A.N, T.I.R CON PRECI O DE CRUDO DE



Instalación del

Sistema [USD]


10,032 USD/bbl

Egresos [USD]

FNCK [USD]


[USD]

Egresos Actualizado

[USD]

Flujo de Caja

Actualizado [USD]

1 0,00 0,00 0,00 1824593,56 0,00 1824593,56 -1824593,56 0,00 1824593,56 -1824593,56

2 135,00 4050,00 369238,50 0,00 40629,60 40629,60 328608,90 329677,23 40227,33 289449,91

3 133,90 4017,06 366235,33 0,00 40373,09 40373,09 325862,24 362609,24 39973,36 322635,88

4 132,81 3984,39 363256,59 0,00 40118,20 40118,20 323138,39 359659,99 39720,99 319938,99

5 131,73 3951,98 360302,08 0,00 39864,93 39864,93 320437,15 356734,73 39470,22 317264,56

6 130,66 3919,84 357371,59 0,00 39613,24 39613,24 317758,35 353833,26 39221,04 314612,22

7 129,60 3887,96 354464,94 0,00 39363,15 39363,15 315101,79 350955,39 38973,42 311981,97

8 128,54 3856,33 351581,93 0,00 39114,64 39114,64 312467,29 348100,92 38727,37 309373,56

9 127,50 3824,97 348722,37 0,00 38867,70 38867,70 309854,67 345269,68 38482,87 306786,81

10 126,46 3793,86 345886,07 0,00 38622,31 38622,31 307263,76 342461,46 38239,92 304221,54

11 125,43 3763,00 343072,84 0,00 38378,48 38378,48 304694,36 339676,08 37998,49 301677,58

12 124,41 3732,40 340282,49 0,00 38136,18 38136,18 302146,30 336913,35 37758,60 299154,75

V.A.N 1572504,15


T.I.R

mensual 37,22 %


85




Instalación del

Sistema [USD]


10,032 USD/bbl

Egresos [USD]

FNCK [USD]


[USD]

Egresos Actualizado

[USD]

Flujo de Caja Actualizado

[USD]

1 0,00 0,00 0,00 1824593,56 0,00 1824593,56 -1824593,56 0,00 1824593,56 -1824593,56

2 172,00 5160,00 470437,20 0,00 51765,12 51765,12 418672,08 420033,21 51252,59 368780,62

3 170,32 5109,68 465849,43 0,00 51438,31 51438,31 414411,12 461237,06 50929,02 410308,04

4 168,66 5059,85 461306,41 0,00 51113,56 51113,56 410192,84 456739,01 50607,49 406131,53

5 167,02 5010,50 456807,68 0,00 50790,87 50790,87 406016,81 452284,83 50287,99 401996,85

6 165,39 4961,64 452352,83 0,00 50470,21 50470,21 401882,62 447874,09 49970,50 397903,59

7 163,78 4913,25 447941,42 0,00 50151,57 50151,57 397789,85 443506,36 49655,02 393851,34

8 162,18 4865,34 443573,04 0,00 49834,95 49834,95 393738,09 439181,23 49341,54 389839,69

9 160,60 4817,89 439247,25 0,00 49520,33 49520,33 389726,93 434898,27 49030,03 385868,24

10 159,03 4770,91 434963,66 0,00 49207,69 49207,69 385755,97 430657,08 48720,48 381936,60

11 157,48 4724,38 430721,83 0,00 48897,03 48897,03 381824,80 426457,26 48412,90 378044,36

12 155,94 4678,31 426521,37 0,00 48588,32 48588,32 377933,05 422298,39 48107,25 374191,14

V.A.N 2464258,43


T.I.R

mensual 30,13 %


86




Instalación del

Sistema [USD]


10,032 USD/bbl

Egresos [USD]

FNCK [USD]


[USD]

Egresos Actualizado

[USD]

Flujo de Caja Actualizado

[USD]

1 0,00 0,00 0,00 1824593,56 0,00 1824593,56 -1824593,56 0,00 1824593,56 -1824593,56

2 139,00 4170,00 380178,90 0,00 41833,44 41833,44 338345,46 339445,45 41419,25 298026,20

3 138,35 4150,59 378408,87 0,00 41569,33 41569,33 336839,53 374662,24 41157,75 333504,49

4 137,71 4131,26 376647,07 0,00 41306,89 41306,89 335340,18 372917,89 40897,91 332019,98

5 137,07 4112,03 374893,48 0,00 41046,11 41046,11 333847,37 371181,66 40639,71 330541,95

6 136,43 4092,88 373148,05 0,00 40786,97 40786,97 332361,08 369453,52 40383,14 329070,38

7 135,79 4073,83 371410,75 0,00 40529,47 40529,47 330881,28 367733,42 40128,19 327605,23

8 135,16 4054,86 369681,54 0,00 40273,59 40273,59 329407,95 366021,33 39874,85 326146,48

9 134,53 4035,98 367960,38 0,00 40019,33 40019,33 327941,04 364317,21 39623,10 324694,10

10 133,91 4017,19 366247,23 0,00 39766,68 39766,68 326480,55 362621,02 39372,95 323248,07

11 133,28 3998,49 364542,06 0,00 39515,62 39515,62 325026,44 360932,73 39124,38 321808,36

12 132,66 3979,87 362844,83 0,00 39266,14 39266,14 323578,68 359252,30 38877,37 320374,93

V.A.N 1742446,61


T.I.R

mensual 34,92 %


87

FIGURA 5.1 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-4




0,000

500000,000

1000000,000

1500000,000

2000000,000

2500000,000

3000000,000

3500000,000

4000000,000

4500000,000

5000000,000

0 2 4 6 8 10 12 14

ING

RE

SO

S Y

INV

ER

SIO

N (

DO

LAR

ES

)

TIEMPO (MESES)

TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE CAPITAL

INGRESOS ACUMULADOS

INVERSION TOTAL

0,000

500000,000

1000000,000

1500000,000

2000000,000

2500000,000

3000000,000

3500000,000

4000000,000

0 2 4 6 8 10 12 14

ING

RE

SO

S Y

INV

ER

SIO

N (

DO

LAR

ES

)

TIEMPO (MESES)


INGRESOS ACUMULADOS

INVERSION TOTAL

Tiempo de recuperación de la inversión al 6to mes

Tiempo de recuperación de la inversión al 6.2 mes

88





0,000

500000,000

1000000,000

1500000,000

2000000,000

2500000,000

3000000,000

3500000,000

4000000,000

4500000,000

5000000,000

0 2 4 6 8 10 12 14

ING

RE

SO

S Y

INV

ER

SIO

N (

DO

LAR

ES

)

TIEMPO (MESES)


INGRESOS ACUMULADOS

INVERSION TOTAL

0,000

500000,000

1000000,000

1500000,000

2000000,000

2500000,000

3000000,000

3500000,000

4000000,000

4500000,000

0 2 4 6 8 10 12 14

ING

RE

SO

S Y

INV

ER

SIO

N (

DO

LAR

ES

)

TIEMPO (MESES)


INGRESOS ACUMULADOS

INVERSION TOTAL

Tiempo de recuperación de la inversión al 4.9to mes

Tiempo de recuperación de la inversión al 6to mes

89

5.8 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECÓNOMICO

La tabla 5.7 muestra los resultados del análisis económico para tres diferentes

escenarios, con precios del petróleo de 75, 79,7 y 91.17 USD/BBL, donde se analiza

T.I.R mensual, T.I.R anual, V.A.N y el tiempo de recuperación de la inversión en

meses. El pozo Shuara – 12, presenta condiciones económicas favorables, posee el

V.A.N más alto para los tres escenarios y el menor tiempo de recuperación para la

inversión.

TABLA 5.7 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO

POZO PRECIO DE PETRÓLEO [USD/BBL]

T.I.R MENSUAL

[%]

T.I.R ANUAL

[%]

V.A.N [USD]

TIEMPO RECUPERACIÓN DE INVERSIÓN

[MESES]

SHU-4

75 49,06 588,78 1187686,80 7,1

79,7 43,49 521,86 1430251,20 6,7

91,17 35,5 425,94 2022211,66 6

SHU-8

75 53,15 637,83 893940,34 7,4

79,7 46,48 557,75 1091172,90 7

91,17 37,22 446,65 1572504,15 6,2

SHU-12

75 37,51 450,13 1606688,50 6

79,7 34,66 415,94 1855951,30 5,6

91,17 30,13 361,54 2464258,43 4,9

SHU-26

75 47,89 574,68 1031488,30 7,2

79,7 42,58 511 1238136,60 6,7

91,17 34,92 419,01 1742446,61 6


90

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

• El campo Shuara produce alrededor de 2000 Bls de petróleo por dia con

11000 Bls de agua a Enero del 2011, y tiene un volumen de reservas

originales de 68,19 MM de Bls y una producción acumulada de 62,57 MM Bls

y quedando unas reservas remanentes de 5,62 MM de Bls de petróleo. El

corte de agua está sobre el 90% lo cual, indica que el campo está al borde de

producir totalmente agua.

• Los yacimientos Us, Um, Ui, Ts y Ti, se consideran con empuje hidráulico

lateral ya que cumplen las características mostradas en la tabla 2.1.

• Sobre la base de los condicionamientos presentados por: John Veil, los pozos

SHU-4, SHU-8, SHU-12 y SHU-26, se han seleccionado como candidatos

para aplica la tecnología Hydrosep, para lo cual se requiere profundizar y /o

acondicionar los pozos en la zona de inyección.

• Los problemas que generan la excesiva producción de agua en los pozos

seleccionados se analizaron mediante las curvas tipo Chan, los resultados se

presentan en la tabla 2.6 y en las figuras 2.9, 2.10, 2.11 y 2.12.

• Del análisis de la interpretación de registros a hueco abierto en el capítulo 2,

se determina que la arena Hollín está inundada de agua, lo cual es elegida

para la reinyección de agua.

91

• De acuerdo a los diseños realizados en el capítulo cuatro no se requiere

bomba de relevo en ningún de los pozos seleccionados.

• La producción total de agua del campo es de 11000 Bls por dia, los cuales son

reinyectados en los pozos SHU-21 y SHU-RW01, una vez instalado el sistema

en los pozos SHU-4, SHU-8 y SHU-12, se estima que disminuya a 3388 Bls de

agua dia. Sin considerar el pozo SHU-26 que se encuentra cerrado.

• De las tres configuraciones diseñadas para en capsular a los Hidrociclónes

presentadas en el capítulo 4, se elije la primera alternativa, debido a que

separa grandes volúmenes de fluido.

• Para el diseño de los equipos en el capítulo cuatro se considera, que la

producción de petróleo permanece constante antes y después de la

separación.

• El estudio económico se lo realizó en base al análisis del V.A.N y T.I.R, para

tres escenarios diferentes con precios de petróleo de 75, 79,7 y 91,17

USD/BBL, los resultados se presentan en la tabla 5.7, obteniendo un tiempo

de recuperación de la inversión al 4,9 mes en el escenario más óptimo para el

pozo SHU-12 y al 7,4 mes para el peor de los casos en el pozo SHU-8.

• La aplicación de la tecnología Hydrosep permite la reducción de agua en

superficie, lo que redunda en beneficios económicos, por

concepto de tratamiento del agua, construcción de nuevas facilidades de

superficie para la reinyección y lo más importante, evitar posibles daños

ambientales.

6.2 RECOMENDACIONES

• Se recomienda punzonar los siguientes intervalos para la reinyección de agua

dentro de la formación Hollín: SHU-4: 9423´-9370´ (53´), SHU-8: 9352´-9330´

92

(22´), SHU-12: 9400´-9408´ (8´), 9422´-9415´ (7´), 9440´ - 9430´ (10´) y SHU-

26: 9454´ – 9406´ (48´).

• Se recomienda aplicar la tecnología Hydrosep para los cuatro pozos en el

siguiente orden de intervención: SHU-12, SHU-4, SHU-26 y el SHU-8.

• Se recomienda empezar a instalar el sistema con el pozo SHU-12 como pozo

piloto, por los siguientes aspectos: El volumen de reservas a recuperar es

782310 Bls de petróleo, reducción de volumen de agua, antes 4138 Bls y

después 172 Bls dia, eficiencia de separación de 92 %, espaciamiento

producción/reinyección de 306 pies, tiempo de recuperación de la inversión al

4,9to mes y V.A.N de 2464258,43 USD.

• El pozo SHU-4, con 487776 Bls a recuperar, reducción de volumen de agua,

antes 1995 Bls después 83 Bls dia, eficiencia de separación de 84 %,

espaciamiento producción/reinyección de 168 pies, tiempo de recuperación de

inversión al 6to mes y V.A.N de 2022211,66 USD.

• SHU-26 será el tercer pozo a intervenir, y ser habilitado para la producción, ya

que fue cerrado en W.O #9, el 23 de Septiembre del 2009 por alto corte de

agua. Presenta reservas a recuperar de 331750 Bls, reducción de volumen de

agua antes 2184 Bls después 139 Bls dia, eficiencia de separación de 88 %,

espaciamiento producción/reinyección de 116 pies, tiempo de recuperación de

inversión al 6to mes y V.A.N de 1742446,61 USD. Se recomienda realizar los

disparos en la arena “T” para la zona de producción.

• Por último SHU-8, volumen de reservas a recuperar 160100 Bls, reducción de

volumen de agua antes 1995 Bls después 83 Bls dia, eficiencia de separación

92%, espaciamiento producción/reinyección de 128 pies, tiempo de

recuperación de inversión 6,2 mes y V.A.N de 1572504,15 USD.

93

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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• Wesson, G., & Petty C., (1994), “Process Engineering of Produced Water

Treatment Facility Based on Hydrocyclone Technology”, Department of Chemical Engineering Michigan State University.

95

GLOSARIO DE TÉRMINOS UTILIZADOS

ABREVIATURAS

°API = Grado del petróleo

A = Amperios

ABND = Abandonado

Bls = Barriles

BAPD = Barriles de agua por día

BES = Bombeo eléctrico sumergible

BFPD = Barriles de fluido por dia

BIPD = Barriles de agua inyección por día

BIPM = Barriles inyectados por minuto

BN = Barriles a condiciones normales (superficie)

BPPD = Barriles de petróleo por día

BSW = Porcentaje de agua y sedimentos

BT = Arena Basal Tena

B´UP = Prueba de restauración de presión

cp = Centipoise

CR = Pozo convertido en reinyector

csg = Casing

DHOWS = Downhole oil water separation

ºF = Grados Fahrenheit

F = Frecuencia

FR = Factor de recobro

ft = Pies

GOR = Relación gas petróleo

GR = Gamma Ray

J = Índice de productividad

HP = Horse power

NaCl = Cloruro de sodio

96

K = Permeabilidad

Km = Kilómetros

KVA = Kilo voltio amperio

md = Milidarcys

Mcf/d = Miles de pies cúbicos de gas por día

OD = Diámetro externo

P = Potencia

PC = Pozo cerrado

PCN = Pies cúbicos normales

POES = Petróleo original en sitio

PPG = Producción por bombeo neumático

PPH = Producción por bombeo hidráulico

ppm = Partes por millón

PPS = Producción por bombeo electro sumergible

Pb = Presión de burbuja

Pi = Presión inicial

Pwe = Presión de fondo estática

Pwf = Presión de fondo fluyente

Pwh = Presión en la cabeza del pozo

psi = Libras por pulgada cuadrado

PR = Pozo Reinyector

RAP = Relación agua petróleo

RAP´ = Derivada de relación agua petróleo

Rsi = Razón de solubilidad del gas

SCF = Pies cúbicos estándar

SEC = Secoya

SHU = Shuara

So = Saturación de petróleo

SSQ = Shushuqui

Swi = Saturación de agua inicial

97

tbg = Tubing

T = Temperatura

Ti = Arena T inferior

T.I.R = Tasa interna de retorno

TF = Temperatura de formación

Ts = Arena T superior

Ui = Arena U inferior

Um = Arena U media

Us = Arena U superior

V.A.N = Valor actual neto

V = Voltaje

v = Voltios

W.O = Work over

WOR = Water oil ratio

γagua = Gravedad especifica del agua

γgas = Gravedad especifica del gas

φ = Porosidad

oµ = Viscosidad del petróleo

ioβ = Factor volumétrico del petróleo

98

ANEXOS

99

ANEXO No.1

100

A1.1 CURVAS TIPO CHANG

101

A1.2 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-4


102



103

A1.6 TOPES Y BASES

POZO UNIDAD TOPE BASE GROSS PAY VSH PHIE SW

shu-1

Us 8911 8945 34 6,5 0,294 0,109 0,245

Um 8945 8983,56 38,56

Ui 8983,56 9065 81,44 63 0,275 0,128 0,132

Ts 9167 9210 43

Ti 9210 9250 40 16 0,159 0,14 0,207

shu-2

Us 8929 8963 34 3,5 0,247 0,082 0,177

Um 8963 8998,38 35,38

Ui 8998,38 9068,58 70,2 19,5 0,207 0,087 0,111

Ts 9165 9206 41

Ti 9206 9253 47

shu-3

Us 8863 8905 42 10 0,338 0,104 0,202

Um 8905 8948,31 43,31

Ui 8948 9017 68,69 42 0,231 0,13 0,132

Ts 9126 9160 34

Ti 9160 9203 43 11 0,244 0,122 0,226

shu-4

Us 8889 8949 60 21 0,35 0,106 0,151

Um 8949 8983,64 34,64

Ui 8983,64 9054 70,36 36 0,261 0,128 0,099

Ts 9153 9198,85 45,85 4 0,334 0,109 0,265

Ti 9198,85 9240 41,15 28 0,218 0,133 0,092

shu-5

Us 8868 8902 34

Um 8902 8938,01 36,01

Ui 8938,01 9015 76,99 44,5 0,192 0,163 0,11

Ts 9113 9155 42

Ti 9155 9206 51 9,5 0,247 0,119 0,3

shu-6

Us 8949 8991,05 42,05 15,5 0,281 0,101 0,181

Um 8991,05 9032,25 41,2 4 0,389 0,135 0,27

Ui 9032,35 9097,68 65,33 32,5 0,319 0,121 0,141

Ts 9202 9234 32

Ti 9234 9276

shu-7

Us 9002 9048 46 15 0,249 0,123 0,311

Um 9048 9085,56 37,56 4,5 0,351 0,131 0,28

Ui 9085,56 9157 71,44 38,5 0,201 0,137 0,254

Ts 9249 9295 46

Ti 9295 9342 47 4,5 0,314 0,1 0,382

shu-8

Us 8875 8928 53 21,5 0,38 0,095 0,253

Um 8928 8960,6 32,6 5 0,35 0,119 0,292

Ui 8960,6 9032,29 71,69 30,5 0,193 0,15 0,128

104

CONTINUACIÓN A1.6

Ts 9145 9193 48 6,5 0,269 0,124 0,239

Ti 9193 9237 44 40 0,102 0,142 0,152

shu-9

Us 9040 9082 42 8,5 0,355 0,107 0,32

Um 9082 9126,06 44,06 10,5 0,371 0,146 0,251

Ui 9126,06 9192 65,94 31,5 0,198 0,174 0,129

Ts 9284 9324 40

Ti 9324 9376 52 14,5 0,152 0,152 0,322

shu-10

Us 8940 8972 32 5 0,453 0,129 0,268

Um 8972 9013,61 41,61 13 0,382 0,193 0,264

Ui 9013,61 9085 71,39 49 0,21 0,175 0,086

Ts 9176,37 9211,71 35,34

Ti 9211,71 9263 51,29 36,5 0,175 0,166 0,188

shu-11

Us 8926 8952 26

Um 8952 9002,03 50,03 4,5 0,417 0,146 0,283

Ui 9002,03 9066 63,97 29 0,355 0,138 0,163

Ts 9162 9220 58

Ti 9220 9257 37 36 0,139 0,175 0,065

shu-12

Us 8953 9011 58 21,5 0,341 0,103 0,242

Um 9011 9050,22 39,22

Ui 9050,22 9115 64,78 36 0,316 0,127 0,146

Ts 9209 9261 52 7 0,354 0,104 0,299

Ti 9261 9311 50 15 0,195 0,135 0,357

shu-13

Us 8897 8929,81 32,81

Um 8929,81 8967,58 37,77

Ui 8967,58 9043,34 75,76 25 0,387 0,113 0,198

Ts 9146 9196 50

Ti 9196 9234 38 29,5 0,388 0,102 0,228

shu-14

Us 8945 9006 61 18,5 0,384 0,103 0,159

Um 9006 9028,52 22,52

Ui 9028,52 9120 91,48 67,5 0,232 0,155 0,071

Ts 9220 9264 44

Ti 9264 9311 47 24 0,258 0,12 0,293

shu-15

Us 8905 8947 42 6 0,335 0,099 0,302

Um 8947 9005,43 58,43

Ui 9005,43 9065,45 60,02 18 0,288 0,141 0,165

Ts 9162 9215 53

Ti 9215 9257 42 24 0,234 0,133 0,223

shu-17 Us 8933 8976 43 9,5 0,237 0,113 0,25

Um 8976 9017,17 41,17 3 0,393 0,135 0,321

105

CONTINUACIÓN A1.6

Ui 9017,17 9081 63,83 44 0,297 0,121 0,16

Ts 9183 9229 46

Ti 9229 9280 51 19,5 0,161 0,13 0,261

shu-18

Us 8943 8970 27

Um 8970 9011,83 41,83

Ui 9011,83 9062,29 50,46 17 0,291 0,144 0,154

Ts 9169 9215 46

Ti 9215 9267 52 12,5 0,198 0,123 0,379

shu-19

Us 8900 8930 30 5 0,414 0,193 0,219

Um 8930 8969 39 5 0,37 0,155 0,261

Ui 8969 9035 66 21 0,328 0,122 0,274

Ts 9136 9178 42

Ti 9178 9232 54 30,5 0,318 0,125 0,232

shu-22

Us 8886 8963 77 39,5 0,351 0,115 0,235

Um 8963 8982,21 19,21

Ui 8982,21 9059 76,79 35,5 0,328 0,115 0,118

Ts 9149 9182 33

Ti 9182 9244 62 50,5 0,219 0,132 0,232

shu-23

Us 8950 8975 25

Um 8975 9028,52 53,52

Ui 9028,52 9074,89 46,37 25,5 0,239 0,141 0,07

Ts 9169 9227 58

Ti 9227 9272 45 24 0,135 0,144 0,266

shu-25

Us 9020 9065 45 18,5 0,271 0,122 0,233

Um 9065 9102,48 37,48

Ui 9102,48 9183 80,77 44,5 0,271 0,135 0,238

Ts 9276 9313 37

Ti 9313 9375 62 17,5 0,166 0,144 0,354

shu-26

Us 8950 8981 31

Um 8981 9027,61 46,61

Ui 9027,61 9086 58,39 16,5 0,167 0,165 0,249

Ts 9190 9236 46

Ti 9236 9285 49 34 0,211 0,123 0,295

shu-27

Us 9031 9077 46 7 0,302 0,12 0,282

Um 9077 9107,43 30,43

Ui 9107,43 9202 94,57 24,5 0,293 0,153 0,256

Ts 9313 9340 27

Ti 9340 9375 35 3,5 0,366 0,118 0,254

106

A1.7 REGISTRO POZO SHU-4 ARENA HOLLÍN


107


A1.10 SP-3

108

A1.11 SP-2

109

A1.12 GEN -9

110

A1.13 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-4

111


112


113


114

A1.17 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-4

115


116


117


118

ANEXO No.2

119

A2.1 INGRESO DE DATOS A SOFTWARE AUTOGRAPH POZO SHU -12

A2.2 SELECCIÓN DE BOMBA

120

A2.3 MOTOR

A2.4 SELLO

A2.5 CABLE

121

A2.6 VARIADOR

A 2.7 ANÁLISIS FÍSICO QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN

ESTACIÓN SHUARA Dureza cálcica (ppm CaCO3) 6200

Dureza total (ppm CaCO3) 7200 Dureza magnésica (ppm CaCO3) 1000

Alcalinidad total (ppm CaCO3) 800 Cloruros (ppm Cl¯ ) 25500 Sulfatos (ppm SO4⁺⁺) 250 Hierro (ppm Fe total) 21,8

Turbidez NTU 12 Co2 en el agua (ppm) 250

ph - 7,3 PTB (LibrasCaCO3/1000 barriles) 198 Problema: Moderadas dificultades por formación de

incrustaciones POZO SHU-RW01

Dureza cálcica (ppm CaCO3) 4900 Dureza total (ppm CaCO3) 7400

Dureza magnésica (ppm CaCO3) 2500 Alcalinidad total (ppm CaCO3) 720

Cloruros (ppm Cl¯ ) 22000 Sulfatos (ppm SO4⁺⁺) 200 Hierro (ppm Fe total) 16,5

Turbidez NTU 0,5 Co2 en el agua (ppm) 180

ph 7 PTB (LibrasCaCO3/1000 barriles 209 Problema: Moderadas dificultades por formación de

incrustaciones

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