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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA A LA

ARENA U INFERIOR EN EL POZO GUANTA 27 DEL CAMPO GUANTA DURENO

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS

KATHERINE PATRICIA VACACELA RECALDE [email protected]

DIRECTOR: MSc. Ing. RAÚL ARMANDO VALENCIA TAPIA [email protected]

Quito, mayo 2018

II

DECLARACIÓN

Yo, Katherine Patricia Vacacela Recalde, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

KATHERINE PATRICIA

VACACELA RECALDE

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Katherine Patricia Vacacela Recalde, bajo mi supervisión.

MSc. Raúl Valencia DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a Dios por poner en mi camino obstáculos que me enseñan a ser una mejor persona.

Al Ing. Raúl Valencia por su dirección y tiempo para la realización de este trabajo y a todos los docentes que conforman la Facultad de Ingeniería en Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional, por su predisposición para ayudar a sus alumnos en todo momento.

A Petroamazonas EP, que por medio de su equipo de trabajo hizo posible la obtención de información para la elaboración del presente.

A mi familia, por estar pendiente de mí a pesar de la distancia y el tiempo. Agradezco a mis hermanos Richard, Leidy y Diana por ser mi motivación para avanzar.

A mi amigo, confidente y cómplice, Wilson, por su constante apoyo y por ser un ejemplo a seguir.

A mis amigos Jhonny, Anita, Santiago y María Belén, por sus infaltables palabras de aliento y anécdotas compartidas. Un agradecimiento especial a mi mejor amigo Nixon, por compartir conmigo cada momento de la vida universitaria y ser una persona llena de alegría.

A mi fiel amiga Janis, por acompañarme cada noche de desvelo.

V

DEDICATORIA

A mi hermana Dayana que desde el cielo cuida de mí y de mi familia, todo lo hice porque sabía que estabas a mi lado.

A mis padres María Elena y Luis, por haber sembrado en mí la semilla de la perseverancia y el amor incondicional. Son los mejores padres que alguien podría tener.

VI

CONTENIDO

DECLARACIÓN ..................................................................................................... II

CERTIFICACIÓN ...................................................................................................III

CONTENIDO ......................................................................................................... VI

RESUMEN .......................................................................................................... XVI

PRESENTACIÓN ............................................................................................... XVII

CAPÍTULO 1: DESCRIPCIÓN DEL CAMPO GUANTA DURENO ......................... 1 1.1 ANTECEDENTES ........................................................................................ 1

1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ........................................................................ 2

1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO ............................................... 3

1.3.1 ESTRUCTURA ...................................................................................... 3

1.3.2 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA........................................................... 3

1.3.2.1 FORMACIÓN HOLLÍN .................................................................... 5

1.3.2.2 FORMACIÓN NAPO ....................................................................... 5

1.3.2.2.1 ARENISCA “T” ......................................................................... 7

1.3.2.2.2 ARENISCA “U” ......................................................................... 7

1.3.2.3 FORMACIÓN TENA ....................................................................... 8

1.3.2.3.1 SUPERIOR-MEDIA .................................................................. 8

1.3.2.3.2 ZONA BASAL TENA ................................................................ 8

1.4 PETROFÍSICA ............................................................................................. 9

1.4.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS DEL CAMPO ................................... 9

1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS ............ 10

1.5 FACTOR DE RECOBRO ........................................................................... 11

1.6 ESTADO DEL CAMPO .............................................................................. 12

1.6.1 PRODUCCIÓN .................................................................................... 12

1.6.2 PRESIÓN ............................................................................................ 13

1.6.3 RESERVAS ......................................................................................... 14

1.6.3.1 RESERVAS PROBADAS ............................................................. 14

1.6.3.2 RESERVAS PROBABLES ........................................................... 15

1.6.3.3 RESERVAS POSIBLES ............................................................... 15

1.6.4 POZOS ................................................................................................ 15

1.6.4.1 POZO GUANTA 27 ....................................................................... 16

1.6.4.2 POZO GUANTA 5 ......................................................................... 19

1.6.4.3 POZO GUANTA 11 ....................................................................... 21

1.6.4.4 POZO GUANTA 12 ....................................................................... 25

VII

1.6.4.5 POZO GUANTA 28 ....................................................................... 26

CAPÍTULO 2: TEORÍA DE LA INYECCIÓN DE AGUA Y PREDICCIÓN DE LA INYECCIÓN EN EL POZO GUANTA 27 ARENA U INFERIOR ......................................................................................30

2.1 TEORÍA DE LA INYECCIÓN DE AGUA .................................................... 30

2.1.1 PERMEABILIDAD ............................................................................... 30

2.1.1.1 PERMEABILIDAD ABSOLUTA ..................................................... 30

2.1.1.2 PERMEABILIDAD EFECTIVA ...................................................... 30

2.1.1.3 PERMEABILIDAD RELATIVA ...................................................... 30

2.1.1.3.1 FUENTES DE INFORMACIÓN .............................................. 30

2.1.2 SATURACIÓN DE FLUIDOS .............................................................. 31

2.1.2.1 SATURACIÓN IRREDUCTIBLE, SWIRR ..................................... 31

2.1.2.2 SATURACIÓN DE AGUA CRÍTICA, SWCR ................................. 31

2.1.3 MOJABILIDAD O HUMECTABILIDAD ................................................ 31

2.1.4 MOVILIDAD ........................................................................................ 31

2.2 INYECCIÓN DE AGUA .............................................................................. 32

2.2.1 MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS

INMISCIBLES...................................................................................... 32

2.2.1.1 TIPOS DE DESPLAZAMIENTO ................................................. 32

2.2.1.1.1 PISTÓN SIN FUGAS ............................................................. 33

2.2.1.1.2 PISTÓN CON FUGAS ........................................................... 33

2.2.2 EFICIENCIA DE BARRIDO Y TIPOS DE INYECCIÓN ....................... 34

2.2.3.1 INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTERNA ...................................... 34

2.2.3.2 EN ARREGLOS O DISPERSA ..................................................... 34

2.2.3.2.1 EMPUJE LINEAL DIRECTO .................................................. 35

2.2.1.2.2. EMPUJE LINEAL ESCALONADO ........................................ 35

2.2.1.2.3 MODELO DE CINCO PUNTOS ............................................. 36

2.2.1.2.4 MODELO DE SIETE PUNTOS .............................................. 38

2.2.1.2.5 MODELO DE NUEVE PUNTOS ............................................ 38

2.3 MÉTODOS DE PREDICCIÓN ................................................................... 39

2.3.1 MÉTODOS DE PREDICCIÓN RELACIONADOS

PRIMORDIALMENTE CON LA HETEROGENEIDAD DEL

YACIMIENTO ...................................................................................... 39

2.3.1.1 MÉTODO DE DYKSTRA PARSONS ............................................ 40

2.3.1.2 MÉTODO DE STILES ................................................................... 40

VIII


PRIMORDIALMENTE AL ÁREA BARRIDA ........................................ 41


PRIMORDIALMENTE CON EL MECANISMO DE

DESPLAZAMIENTO ............................................................................ 41

2.3.4 MÉTODOS DE PREDICCIÓN INVOLUCRANDO

MODELOS MATEMÁTICOS ............................................................... 42

2.3.5 MÉTODOS DE PREDICCIÓN EMPÍRICOS ........................................ 42

2.4 PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN

DE AGUA EN EL POZO GUANTA 27 ARENA U INFERIOR .................... 42

2.4.1 SELECCIÓN DEL ARREGLO DE POZOS .......................................... 42

2.4.2 CONTINUIDAD, ESPESOR Y SELECCIÓN DEL INTERVALO DE

ARENA A INYECTARSE ..................................................................... 43

2.4.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ARENA U INFERIOR Y

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS .................................................... 47

2.4.3.1 ANÁLISIS DE LA CALIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN .......... 48

2.4.4 SELECCIÓN DEL MÉTODO DE PREDICCIÓN.................................. 49

2.4.5 PREDICCIÓN POR EL MÉTODO DE DYKSTRA PARSONS ............. 50

2.4.5.1 PROCEDIMIENTO CON USO DE GRÁFICAS ............................. 50

2.4.5.2 PROCEDIMIENTO TOTALMENTE ANALÍTICO ............................ 59

2.4.6 PREDICCIÓN POR EL MÉTODO DE STILES .................................... 60

2.4.7 RESULTADOS OBTENIDOS CON LOS MÉTODOS DE

PREDICCIÓN ...................................................................................... 63

2.4.7.1 RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO TOTALMENTE

ANALÍTICO DE DYKSTRA PARSONS ........................................ 63

2.4.7.2 RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO DE STILES ..... 63

2.4.7.3 COMPARACIÓN DE RESULTADOS OBTENIDOS CON AMBOS

MÉTODOS.................................................................................... 64

CAPÍTULO 3: ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO ............................................67 3.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 67

3.2 FACTORES A CONSIDERAR PARA EL ANÁLISIS TÉCNICO –

ECONÓMICO ............................................................................................ 67

3.2.1 CAPEX ................................................................................................ 67

3.2.1.1 FACILIDADES DE SUPERFICIE NECESARIAS PARA

IMPLEMENTAR LA INYECCIÓN DE AGUA EN EL POZO

GUANTA 27 AREUNA U INFERIOR ............................................ 67

3.2.1.2 REACONDICIONAMIENTO DEL POZO GUANTA 27 .................. 69

3.2.2 OPEX .................................................................................................. 69

IX

3.2.3 PRECIO DEL PETRÓLEO .................................................................. 70

3.3 RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO ....................... 71

3.3.1 ESCENARIO OPTIMISTA .................................................................... 71

3.3.2 ESCENARIO PROBABLE .................................................................... 71

3.3.3 ESCENARIO PESIMISTA .................................................................... 72

CAPÍTULO 4: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..................................76 4.1 CONCLUSIONES ....................................................................................... 76

4.2 RECOMENDACIONES ............................................................................... 77

BIBLIOGRAFÍA .....................................................................................................79

GLOSARIO ............................................................................................................83

ANEXOS ...............................................................................................................84

X

LISTA DE TABLAS

No DESCRIPCIÓN PÁGINA

1.1 División de la formación Napo 7 1.2 Características de las rocas del campo Guanta Dureno 9 1.3 Propiedades de los fluidos del yacimiento 11 1.4 Factor de recobro del campo Guanta Dureno 12 1.5 Estado de producción de petróleo del campo 13 1.6 Reservas del campo Guanta Dureno 15 1.7 Estado de pozos del campo Guanta Dureno 16 1.8 Datos generales del pozo Guanta 27 17 1.9 Resumen de datos obtenidos del registro eléctrico del pozo

Guanta 27

17 1.10 Resumen de datos obtenidos del registro eléctrico del pozo

Guanta 5


Guanta 11


Guanta 12


Guanta 28

26 1.14 Resumen de producción de los pozos Guanta 5, Guanta 11,

Guanta 12 y Guanta 28

29 2.1 Espesores saturados de hidrocarburo de la arena U inferior del

campo Guanta Dureno del arreglo de cinco pozos propuesto

43 2.2 Propiedades petrofísicas promedio de la arena U inferior y

propiedades de los fluidos

47 2.3 Datos de saturación y permeabilidad relativa del campo Guanta

Dureno, arena U inferior

48 2.4 Permeabilidades absolutas a profunidad 51 2.5 Cálculo de la probabilidad mayor que de las permeabilidades de

la arena U inferior del campo Guanta Dureno

51 2.6 Cálculos para el método de Stiles 61 2.7 Resumen de resultados obtenidos con el método totalmente

analítico de Dykstra - Parsons

64 2.8 Resumen de resultados obtenidos con el método totalmente

analítico de Stiles 65

3.1 Resultados del análisis técnico - económico para un escenario optimista

73

3.2 Resultados del análisis técnico - económico para un escenario probable

74

3.3 Resultados del análisis técnico - económico para un escenario pesimista

75

XI

LISTA DE FIGURAS

No DESCRIPCIÓN PÁGINA

1.1 Ubicación geográfica del campo Guanta Dureno 2 1.2 Mapa estructural al tope del reservorio U inferior 4 1.3 Columna estratigráfica del campo Guanta Dureno 6 1.4 Porosidad de las arenas del campo Guanta Dureno 10 1.5 Historial de producción del campo Guanta Dureno 13 1.6 Historial de presión de la arena u inferior del campo Guanta

Dureno

14 1.7 Registro eléctrico, reservorio U inferior, pozo Guanta 27 18 1.8 Registro eléctrico, reservorio U inferior, pozo Guanta 5 20 1.9 Historial de producción del pozo Guanta 5 U inferior 21

1.10 Historial de producción de agua del pozo Guanta 5 U inferior 21 1.11 Registro eléctrico, reservorio U inferior, pozo Guanta 11 22 1.12 Historial de producción del pozo Guanta 11 U inferior 23 1.13 Historial de producción de agua del pozo Guanta 11 U inferior 23 1.14 Registro eléctrico, reservorio U inferior, pozo Guanta 12 24 1.15 Historial de producción del pozo Guanta 12 U inferior 25 1.16 Historial de producción de agua del pozo Guanta 12 U inferior 26 1.17 Registro eléctrico, reservorio U inferior, pozo Guanta 28 27 1.18 Historial de producción del pozo Guanta 28 U inferior 28 1.19 Historial de producción de agua del pozo Guanta 28 U inferior 28 2.1 Desplazamiento tipo pistón sin fugas 33 2.2 Desplazamiento tipo pistón con fugas 34 2.3 Inyección de agua periférica 35 2.4 Empuje lineal directo 36 2.5 Empuje lineal escalonado 36 2.6 Modelo normal de cinco puntos 37 2.7 Modelo normal de siete puntos 38 2.8 Modelo normal de nueve puntos 39 2.9 Arreglo de cinco pozos invertido en el campo Guanta Dureno

U inferior

44 2.10 Área de influencia de la inyección de agua 45 2.11 Mapa de espesor total de la arena U inferior del campo Guanta

Dureno

46 2.12 Coeficiente de variación de permeabilidad de Dykstra Parsons 52 2.13 Coeficiente de variación de permeabilidad para la arena U

inferior del campo Guanta Dureno

53 2.14 Curva de flujo fraccional 54 2.15 Gráfico de la producción de petróleo acumulado versus el

WOR

55 2.16 Factor de recobro después de la inyección en el pozo Guanta

27 arena U inferior

65

XII

No DESCRIPCIÓN No

2.17 Proyección de producción de petróleo incremental después de la inyección en el pozo Guanta 27

66

3.1 Facilidades de superficie para la inyección en el pozo Guanta 27

69

3.2 Diferencial del crudo ecuatoriano frente al WTI 2017 70

XIII

SIMBOLOGÍA

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES bapd Barriles de agua por día L3/t bl Barriles L3 bppd Barriles de petróleo por día L3/t bfpd Barriles de fluido por día (agua y petróleo) L3/t Bg Factor volumétrico del gas Bo Factor volumétrico del petróleo Bw Factor volumétrico del agua cp Centipoises M/Lt CAP Contacto agua/petróleo CPPS Pozo cerrado con completación de bombeo

electrosumergible

CPPH Pozo cerrado con completación de bombeo hidráulico

FR Factor de recobro h Altura neta productora L H Altura total productora L iw Tasa de inyección de agua L3/t k Permeabilidad absoluta L2 kg Permeabilidad efectiva al gas L2 ko Permeabilidad efectiva al petróleo L2

kw Permeabilidad efectiva al agua L2

krg Permeabilidad relativa al gas kro Permeabilidad relativa al petróleo krw Permeabilidad relativa al agua LKO Lowest known oil m Metro L md Milidarcys (0.001 darcys) L2 M Razón de movilidades (movilidad del fluido

desplazante a la del fluido desplazado)

M Abreviatura utilizada para indicar miles MM Abreviatura utilizada para indicar millones Np Producción acumulada de petróleo L3 OPEP Organización de países exportadores de pétróleo p Presión M/Lt2 pb Presión de burbuja M/Lt2 ppm Partes por millón pi Presión inicial M/Lt2 pwf Presión de fondo fluyente M/Lt2 pws Presión de fondo estática M/Lt2 psi Libras fuerza por pulgada cuadrada M/Lt2 psia Libras fuerza por pulgada cuadrada absolutas M/Lt2 Pc Presión capilar M/Lt2

XIV

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES POES Petróleo original en sitio L3 PPH Pozo productor con completación de bombeo

hidráulico

PPS Pozo productor con completación de bombeo electrosumergible

q Tasa de producción L3/t qo Tasa de producción de petróleo L3/t qw Tasa de producción de agua L3/t Rs Razón gas disuelto – petróleo (solubilidad del gas en

el petróleo)

Sg Saturación de gas So Saturación de petróleo Sor Saturación residual de petróleo Sw Saturación de agua Swc Saturación de agua connata Swir Saturación irreducible de agua Swr Saturación de agua residual STB Barriles a condiciones de tanque L3 T Temperatura T TDS Total Dissolved Solids M/L3 TIR Tasa interna de retorno US$ Dólares de Estados Unidos de América UTM Universal Trans Meridian V Volumen L3 VAN Valor actual neto WOR Razón agua petróleo WTI West Texas intermediate Wi Inyección acumulada de agua L3 Wp Producción acumulada de agua L3

Movilidad (k/) L3t/M

g Movilidad del gas L3t/M

o Movilidad del petróleo L3t/M

w Movilidad del agua L3t/M

Micro

Viscosidad M/Lt

g Viscosidad del gas M/Lt

o Viscosidad del petróleo M/Lt

w Viscosidad del agua M/Lt

Densidad M/L3

g Densidad del gas M/L3

o Densidad del petróleo M/L3

w Densidad del agua M/L3

Porosidad

XV

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

ºF Grados Farenheit T

ºAPI Grados API

% Tanto por ciento

ºF Grados Farenheit T

XVI

RESUMEN

El principal objetivo para el desarrollo de este trabajo de titulación fue determinar la pre-factibilidad de implementar recuperación secundaria por inyección de agua en el pozo Guanta 27 arena U inferior. Dicha inyección afectaría el comportamiento de los pozos Guanta 5, Guanta 11, Guanta 12 y Guanta 28. Debido a la poca disponibilidad de tiempo y recursos económicos, se utilizaron métodos analíticos para estimar la producción de petróleo después de la inyección. El estudio se realizó en cuatro capítulos. El capítulo uno comprende una recopilación de información de las características geológicas y petrofísica del campo Guanta Dureno, además del estado actual del campo, su historial de presión y producción. Gracias a éste capítulo se demuestra la necesidad de aplicar un método de recuperación secundaria para la extracción del hidrocarburo bajo tierra. En el capítulo dos se describen conceptos básicos de la inyección de agua, varios métodos analíticos para la predicción del comportamiento de la producción, la selección de los métodos que más se adaptaron a las condiciones del reservorio y los resultados que se obtuvieron al emplear dichos métodos. Se analizan los distintos métodos existentes para la predicción de petróleo producido por inyección de agua y se elige el método que más conviene al campo y a Petroamazonas EP. El análisis técnico – económico se desarrolló en el capítulo tres, mediante los indicadores financieros VAN y TIR, calculados para tres escenarios de acuerdo al precio del barril de petróleo. Para el análisis se consideraron las facilidades de superficie, la inversión necesaria para poner en marcha el proyecto y la fuente de agua que se va a inyectar. Finalmente en el capítulo cuatro se enumeran las conclusiones y recomendaciones de acuerdo con los resultados encontrados en los capítulos previos.

XVII

PRESENTACIÓN

El Campo Guanta – Dureno inició su producción en el año 1986 con 34 000 BPD y una presión de la arena U Inferior de 3750 psi, la presión en este campo ha disminuido debido a los años de producción lo que ha conllevado que en el 2016 exista una presión de 2000 psi en U Inferior y que se produjeran 16 000 BPD, lo que indica que en 20 años su producción ha disminuido al 48%. El mayor problema del campo Guanta es la drástica caída de presión en el reservorio principal U inferior y continua depletándose hasta la actualidad, por dicha razón, considerando las propiedades petrofísicas, las reservas remanentes, y que es prioridad de Petroamazonas EP el desarrollo de actividades que incluyen proyectos de mejoramiento e incremento de la producción de petróleo, se planteó un proyecto de recuperación secundaria como es la inyección de agua en el reservorio U Inferior de la Formación Napo, mediante la transformación del pozo Guanta 27 a pozo inyector de agua de formación. Esta inyección afectaría el comportamiento de producción de los pozos Guanta 5, Guanta 11, Guanta 12 y Guanta 28. Es así que surge la necesidad de realizar un estudio de pre-factibilidad de la implementación de inyección de agua en el pozo Guanta 27 arena U inferior, para determinar si con dicha inyección existiría un incremento en el recobro de petróleo, y si éste es económicamente rentable. Se requiere predecir los resultados que se obtendrán gracias a la inyección de agua, para así dar paso a su implementación.

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN DEL CAMPO GUANTA DURENO

1.1 ANTECEDENTES

El pozo exploratorio Dureno 1 con su perforación a partir del 7 de Junio y

completación el 15 de Julio de 1969, permitió descubrir el Campo Guanta Dureno.

La profundidad alcanzada fue de 10286’. En el yacimiento “T” mediante las

pruebas iniciales de producción se obtuvieron 249 BFPD con un BSW de 2%, y en

el yacimiento “Hollín” se obtuvieron 273 BFPD con un BSW de 10%. (Goyes e

Hinojosa, 2012)

La continuidad en los yacimientos productores de las áreas Guanta y Dureno se

confirmó durante los años 1986 y 1987 mediante la perforación y completación de

9 pozos en el área Guanta. Adicionalmente se perforaron 14 pozos con el nombre

de “Guanta” en este campo. La perforación de los pozos Guanta 1 y 2 rectificó la

creencia de la existencia de dos campos independientes. Este dato erróneo se

obtuvo mediante las interpretaciones sísmicas iniciales, pero gracias a estas dos

perforaciones se logró determinar que los yacimientos son parte de un solo

campo. (Unapanta, 2006)

El perfil de producción del campo Guanta Dureno inicia con 699 BPPD el año

1984 alcanzando su máximo de producción de 9771 BPD en 1987. Luego de este

año su producción empezó a declinar hasta el año 2000 en el cual su producción

alcanzó los 2800 BPD. El año 2003 la producción promedio fue de alrededor de 4

MBPD. El 3 de Octubre de 2013 se perforó el pozo Guanta 27 y se completó el 17

de Octubre del mismo año. El pozo Guanta 27 es de desarrollo direccional y

presenta una trampa anticlinal. El tipo de perforación es tipo “S” con el objetivo de

incrementar y recuperar la producción de los reservorios de las arenas U Inferior

y T Inferior de la formación Napo. (Petroamazonas, 2016)

2

1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El campo Guanta forma parte del Bloque 57, se encuentra ubicado en la parte

Norte de la Región Amazónica Ecuatoriana, en la provincia de Sucumbíos al Este

del campo Lago Agrio. Se encuentra limitado al Sureste con el campo

Shushufindi, al Suroeste con el campo Sacha y al Noreste con los campos

Parahuacu y Atacapi como se puede observar en la figura 1.1.

FIGURA 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO GUANTA DURENO

Fuente: Petroamazonas EP, 2016

Elaboración: Petroamazonas EP

El principal medio de comunicación terrestre con el campo Guanta Dureno es la

carretera Quito-Baeza-Coca-Lago Agrio-Guanta. El medio de comunicación

marino son los ríos Napo y Aguarico y por vía aérea consta con la ruta Quito-

Lago Agrio. (Unapanta, 2006)

Las coordenadas geográficas del campo son:

Longitud: 76°43’52’’W 76°47’25’’W

Latitud 00°04’28’’N 00°02’25’’S

3

1.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO

1.3.1 ESTRUCTURA

El campo Guanta Dureno es una estructura anticlinal asimétrica alargada de

dirección N-SW de 16 km de largo por 4.5 km de ancho. Al Este se encuentra

limitado por una falla inversa y su límite de petróleo al reservorio T inferior está

controlado por un L.K.O. de -8779 pies. (Petroamazonas EP, 2017)

Las fallas principales de este campo contienen acumulado el hidrocarburo en el

lado levantado de las mismas. El eje principal del anticlinal se halla limitado en el

flanco Este por la configuración de fallas invertidas de dirección NNE-SSW.

(Unapanta, 2006)

Los flancos Oeste, Norte, Sur presentan un cierre estructural con contactos agua

petróleo que limitan la acumulación de petróleo para cada uno de los reservorios.

Existen dos culminaciones de este anticlinal: a la altura del pozo Guanta 3 y a la

altura del Guanta 8, que están separadas por una silla estructural a la altura del

pozo Guanta 7. En la figura 1.2 se encuentra el mapa estructural del campo.

Varias trazas de fallas de compensación se encuentran en la zona centro sur del

campo las cuales se hallan relacionadas al movimiento principal al rumbo que

hace que el anticlinal se modifique en ancho en dicho sector. En la zona sur del

campo a la altura del pozo Guanta 9, el cierre estructural se forma con las fallas

en forma escalonada. (Goyes e Hinojosa, 2012)

1.3.2 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA

El campo Guanta Dureno posee una estratigrafía configurada de sedimentos que

inicia en el tope del Jurásico y la Formación Chapiza, en la cual se hallan arcillas

café rojizo, blanco, negro masiva semidura hasta sedimentos recientes del

Plioceno. (Ramos, 2014)

4

FIGURA 1.2 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DEL RESERVORIO U INFERIOR


Elaboración: Joaquín Vargas

5

En la formación Napo se hallan los principales reservorios productores del campo

Guanta Dureno y son los yacimientos “U” y “T”. La arena “T” es la de mayor

importancia en el campo, seguida de la arena “U” y finalmente el yacimiento

“Basal Tena” debido a su desarrollo a lo largo del campo. En la figura 1.3 se

encuentra la columna estratigráfica del campo.

1.3.2.1 Formación Hollín

La formación Hollín pertenece a la edad Albiano - Cenomaniano y Paleoambiente

Transicional Deltaico. Se ha dividido en Hollín superior y Hollín inferior, en Hollín

inferior predomina la secuencia deltaica y Hollín superior se halla conformada por

dos secuencias estuarios de las cuales una se halla dominada por mareas y otra

por olas. (Ramos, 2014)

a) Hollín Inferior: Este reservorio almacena crudo de 30° API, su tope se

encuentran de 9959 pies (-9043) a 10053 pies (-9117) con un espesor

promedio de 241 pies. Conformada fundamentalmente de arenisca limpia

con poca presencia de arcilla. Su litología se caracteriza por presencia de

arenisca de cuarzo blanco, friable cemento calcáreo, clara a translúcida. El

contacto agua-petróleo del reservorio se encuentra a 10090 (-9103).

b) Hollín Superior: El reservorio posee su tope entre 9929 pies (-9013) a

10022 (-9086), posee un espesor promedio de 22 pies el cual se halla

saturado de hidrocarburo y con una porosidad de 13%. Su litología se

caracterizada por intercalaciones de areniscas finas, medias y algo sucias

con pocas incrustaciones de lutitas. Existe una salinidad de 2125 ppm

NaCl.

1.3.2.2 Formación Napo

El tope de la formación Napo se encuentra entre 8848 pies a 8941 pies y en ella

se encuentran los principales reservorios. La formación se divide en: Napo

inferior, Napo medio y Napo superior, como se puede observar en la tabla 1.1.

6

FIGURA 1.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO GUANTA DURENO



7

La litología de la formación Napo se halla conformada por lutita, areniscas y

calizas.

TABLA 1.1 DIVISIÓN DE LA FORMACIÓN NAPO

NAPO

Napo Superior Caliza M-1 y Arenisca M-1

Napo Medio Caliza “A” y Arenisca M-2

Napo Inferior Arenisca “T”, Caliza “B”, Arenisca

“U”

FUENTE: Ramos, 2014

1.3.2.2.1 Arenisca “T”

Pertenece a la edad Albiano y Paleoambiente Transicional deltaico. El tope del

reservorio se encuentra entre 9740 pies a 9816 pies y posee un espesor promedio

de 136 pies. Dos secuencias clásticas se distinguen en este reservorio:

a) Arenisca “T” principal: Está constituida de areniscas de cuarzo de color gris

oscura, grano fino redondeado o subredondeado, friable, cemento silicio y

es la de mejor desarrollo de arena de Norte a Sur. (Unapanta, 2006)

b) Arenisca “T” superior: Se caracteriza por la presencia de areniscas de

cuarzo de color café, claro y verdoso, de grano fino y subredondeado,

friable, cemento ligeramente calcáreo, ligeramente glauconítica. (Unapanta,

2006)

1.3.2.2.2 Arenisca “U”

El tope de esta arenisca se encuentra entre 9527 pies (-8600) a 9598 pies (-8662)

con un espesor total promedio de 72 pies. Pertenece a la edad Cenomaniano y

Paleoambiente de Depósito Marino Somero a Marino Marginal. Esta arenisca se

divide en tres niveles, separados por sellos Lutáceos, agrupados a línea de

tiempo. (Mencías, 2016)

a) Arenisca “U” Principal: Es considerado como el mejor reservorio, sus

pozos con mejor desarrollo son los pozos Guanta 1, Guanta 2 y Guanta 7.

8

Presencia de areniscas de cuarzo café clara, friable, cemento silicio, grano

fino a muy fino, subredondeado a angular y trozos de glauconita.

(Unapanta, 2006)

b) Arenisca “U” Media: Este reservorio se caracteriza por tener poca

continuidad de arena. Formada por arenisca de cuarzo café claro, friable,

grano de fino a medio, redondeado a subredondeado, cemento calcáreo,

trozos de glauconita. (Unapanta, 2006)

c) Arenisca “U” Superior: Grano fino, redondeado a subredondeado formado

de areniscas de cuarzo café claro, cemento calcáreo y con trazas de

glauconita. (Unapanta, 2006)

1.3.2.3 Formación Tena

La formación Tena es de ambiente continental y pertenece a la edad

Maestrichtiano-Paleoceno Inferior, está ubicada a una profundidad entre 7772

pies a 7835 pies. La formación se halla dividida en dos secciones, Superior-media

y Basal Tena. (Mencías, 2016)

1.3.2.3.1 Superior-media

Se caracteriza por presencia de arcillositas café rojizas y multicolores masivas e

intercalada por limonitas medianamente firmes de color grisáceo y café obscuro.

(Mencías, 2016)

1.3.2.3.2 Zona Basal Tena

Se ubica a una profundidad de 8808 a 8905 pies. La arenisca Basal Tena se caracteriza

por ser cuarzosa, traslúcida ocasionalmente blanca, con presencia de granos

finos o medios, subredondeada a angular, con cemento calcáreo, regular a buena

gradación, ocasionalmente pirítica, excelente porosidad. En la parte superior

existe una sección de arena con influencia calcárea e incrustaciones de

glauconita secundaria como en Guanta 6 y Dureno 1. Sedimentos arcillosos de

color rojo se localizan en la secuencia continental de la última sección. (Mencías,

2016)

9

1.4 PETROFÍSICA

1.4.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS DEL CAMPO

En la tabla 1.2 se presentan las propiedades petrofísicas promedio de las rocas

del campo Guanta Dureno; dicha información está fundamentada en registros

eléctricos convencionales y especiales de núcleos.

TABLA 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO GUANTA DURENO

DATOS DE YACIMIENTO Basal Tena U Superior U Inferior T Superior T Inferior Hollín Superior

Pi (psi) 3 700 3 750 3 750 4 083 4 083 4 315

Pa (psi) 1 550 2 000 2 000 1 941 1 950 3 200

Pb (psi) 1 485 1 400 1 400 1 398 1 398 990

Sw (%) 23,6 29,3 37.1 34.5 22.6 24.6

Φ (%) 13.19 12.89 24.07 11.63 13.56 12.51

T ( ᵒF ) 194 198 200 204 204 232

H (ft) 11.07 6.34 37.51 15.45 35.07 26.82

FUENTE: Petroamazonas EP, 2017

La porosidad promedio en la arenisca U inferior es mayor a la de las demás

arenas como se muestra en la figura 1.4.

Los principales reservorios hidrocarburíferos en el campo Guanta Dureno, se

localizan dentro de las formaciones Napo, Tena y Hollín.

Reservorios Principales:

• U Inferior

• T Inferior

Reservorios Secundarios

• Basal Tena

10

• U Superior

• T Superior

• Hollín Superior

FIGURA 1.4 POROSIDAD DE LAS ARENAS DEL CAMPO GUANTA DURENO

Fuente: Petroamazonas EP

El reservorio U Inferior tiene una porosidad promedio de 24.07 % y un espesor de

37.51 además de que presenta una baja producción de agua, motivos por los

cuales esta arena se considera uno de los reservorios más importantes del campo

Guanta Dureno.

1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS

En la tabla 1.3 se muestran las propiedades promedias de los fluidos que se

encuentran en cada arena del campo Guanta Dureno.

U SUPERIOR BASAL TENA

U INFERIOR

T SUPERIOR

T INFERIORHOLLÍN SUPERIOR

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

1

POROSIDAD DE LAS ARENAS DE GUANTA DURENO

11

TABLA 1.3 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO

DATOS DE YACIMIENTO

Basal Tena U

Superior U

Inferior T

Superior T

Inferior Hollín

Superior

µo (cps) 2.8 1.8 1.8 1.8 3.13

µw (cps) 0.433 0.433 0.433 0.433

Rs (SPC/BN) 231 314 314 250 264 308

Densidad (gr/cc)

0.945 0.763 0.763

0.823 0.772

API 27.5 27.4 29.6 28.7 33.0 29.8

Boi (By/Bn) 1.1257 1.23 1.2265 1.28 1.2753 1.215

Bob (By/Bo) 1.1454 1.2548 1.2548

1.3128 1.2695

Bw (By/Bw) 1.038 1.038 1.038 1.038

Salinidad (ppm -Cl) 33 333 51 515 51 515 16 000 10 000 4 545

Salinidad (ppm ClNa) 55 000 85 000 85 000 26 400 16 500 7 500

FUENTE: Petroamazonas EP

El crudo que se produce del campo Guanta Dureno en promedio es de un ºAPI de

27.9, lo que lo ubica como un crudo mediano y es de fácil transporte. En la arena

U inferior se tiene un crudo de viscosidad 1.8 cp.

1.5 FACTOR DE RECOBRO

Se refiere a la fracción de petróleo en sitio que resulta entre el petróleo neto

producido y el volumen total de reservas en el yacimiento. (Dake, 1978)

𝐹𝑅 =𝑁𝑝

𝑃𝑂𝐸𝑆 ( 1.1 )

Donde:

Np = Producción acumulada de petróleo

POES = Petróleo original en sitio

La tabla 1.4 presenta los factores de recobro del campo Guanta Dureno hasta el

31 de diciembre del 2016.

12

TABLA 1.4 FACTOR DE RECOBRO DEL CAMPO GUANTA DURENO

RESERVORIO Factor de

Recobro al 31-Dic-2016

Basal Tena 15.3

U Superior 3.87

U Inferior 14.15

T Superior 1.48

T Inferior 10.79

Hollín Superior 11.46


El factor de recobro de Basal Tena del campo Guanta Dureno es el mayor debido

a que presenta un POES de 30.7 MMbl y un acumulado de petróleo de 4.7 MMbl,

mientras que en U inferior el POES es de 215.6 MMbl y el acumulado de petróleo

es de 30.52 MMbl. Los valores de factor de recobro fueron calculados con datos

de la producción acumulada a diciembre del 2016.

Inicialmente el mecanismo principal de recuperación de petróleo del campo

Guanta Dureno era una combinación de empuje natural del acuífero y la

expansión de petróleo y roca de los reservorios, actualmente se ha implementado

levantamiento artificial a la mayoría de pozos del campo. (Mencías, 2016)

1.6 ESTADO DEL CAMPO

1.6.1 PRODUCCIÓN

El Campo Guanta Dureno inició producción en el año 1864 y se obtuvo un

acumulado oficial al 31 de diciembre del 2016 de 53 877 925.7 bl de petróleo,

siendo la arena U inferior la que mayor aportó con un acumulado de 30 270 561.3

bl de petróleo. Dichos valores se encuentran en la tabla 1.5.

La producción del campo Guanta Dureno inicia con una baja producción de agua

y ésta va aumentando al pasar de los años. En el año 1988 la producción diaria

de petróleo llega a su punto más alto con cerca de 10 000 bppd. Por otra parte, la

producción de agua llega a su punto más alto en el año 2008 con una producción

diaria de cerca de 15 000 bapd. Estos datos se pueden observar en la figura 1.5.

13

TABLA 1.5 ESTADO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO

CAMPO RESERVORIO Producción Acumulada al

31-Diciembre-2016 MMbl

GUANTA DURENO

Basal Tena 4.6

U Superior 1.7

U Inferior 30

T Superior 0.24

T Inferior 10.7

Hollín Superior 6.2

Subtotal Guanta-Dureno

53.8


FIGURA 1.5 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO GUANTA DURENO

Fuente: PETROAMAZONAS EP, 2017


1.6.2 PRESIÓN

La presión de reservorio de U Inferior se estima de 1036 psi a 1868 psi

aproximadamente. Se recopilaron las lecturas y pruebas de restauración de

presión para la arena U inferior del campo Guanta Dureno, realizadas desde los

1984 88 92 96 2000 04 08 12 160

4000

8000

12000

16000

0

15000

30000

45000

60000

Date

Axis 1 CAMPO: DURENO, GUANTA(99)

PETROLEO PROM DIA CAL ( bbl/d )

AGUA PROM DIA CAL ( bbl/d )

Axis 2 CAMPO: DURENO, GUANTA(99)

ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )

ACUMULADO AGUA ( Mbbl )

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN

CAMPO: DURENO, GUANTA(99)

14

inicios de la producción, hasta la actualidad. Los resultados se presentan en la

figura 1.6.

La presión de la arena U inferior del campo Guanta Dureno ha declinado a través

de los años, como se sabe, la caída de presión inicia desde que se pone en

producción el primer pozo. Se puede observar que la tendencia de la presión de

reservorio es continuar declinando y con ella también existirá declinación en la

producción, por lo que si se desea alargar la vida útil de la arena U inferior, se

deberá implementar algún proyecto de recuperación secundaria.

FIGURA 1.6 HISTORIAL DE PRESIÓN DE LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO GUANTA DURENO

Fuente: Petroamazonas EP

1.6.3 RESERVAS

Son los volúmenes de hidrocarburos, ya sea petróleo y/o gas que se estiman

pueden ser recuperados comercialmente a una fecha dada, gracias a proyectos

de desarrollo. (Flores y Ramírez, 2016)

1.6.3.1 Reservas Probadas

Son aquellas reservas estimadas con una considerable certeza. Se denomina

reserva probada cuando se cuenta con información estadística actual que indique

que la probabilidad de que las reservas estimadas sean igual o mayores a las

recuperadas es de al menos 90%. (Ramírez, 2017)

15

1.6.3.2 Reservas Probables

Se clasifican como reservas probables cuando al emplear algún método

estadístico, se obtiene que la probabilidad de que las reservas a recuperar sean

mayor o igual a la suma de las reservas probadas más las probables, resulte al

menos del 50%. (Flores y Ramírez, 2016)

1.6.3.3 Reservas Posibles

Se refiere a las reservas cuya información determina que su recuperación es

menor a la de las reservas probadas y posibles. Mediante métodos estadísticos,

se ubica en esta clase a las reservas cuando la probabilidad de que la suma de

las reservas probadas, las probables y las posibles, sean igual a las cantidades

recuperadas, será al menos del 10%. (Flores y Ramírez, 2016)

En la tabla 1.6 se muestran las reservas probadas, probables y posibles del

campo Guanta Dureno hasta diciembre del 2016.

TABLA 1.6 RESERVAS DEL CAMPO GUANTA DURENO

CAMPO RESERVORIO

Reservas Probadas

Produciendo bl

Reservas Probadas No desarrolladas

bl

Reservas Probables

bl

Reservas Posibles

bl

Reserva Total bl

GUANTA DURENO

Basal Tena 2 560 092.08 - - - 9 885 969.28

U Superior 162 402.50 - - - 1 901 346.05

U Inferior 3 695 740.65 6 917 090.56 1 600 956.61 - 45 368 997.74

T Superior - - - - 760 821.88

T Inferior 1 526 317.61 6 059 973.08 1 623 381.25 - 24 975 348.67

Hollín Superior

978 058.65 - - - 9 324 026.10

Subtotal

8 922 611 12 977 064 3 224 338 - 92 234 509.72


En el Anexo 1 se muestra con más detalle las reservas del campo Guanta

Dureno.

1.6.4 POZOS

El campo Guanta Dureno tiene 47 pozos perforados, entre los cuales están los

pozos Guanta 27 y Guanta 28 que se encuentran cerrados. Los pozos Guanta 5,

16

Guanta 11, Guanta 12 y Guanta 28 están produciendo mediante levantamiento

artificial. La Tabla 1.7 muestra los pozos perforados del campo Guanta Dureno

hasta el 17 de Junio de 2017.

TABLA 1.7 ESTADO DE POZOS DEL CAMPO GUANTA DURENO

ESTADO POZOS GUANTA DURENO

POZO ESTADO MÉTODO POZO ESTADO MÉTODO

GNTA-001 CPPS BES PF10X GNTC-025 PPS BES P4X

GNT-002 PPS BES TD-460 GNTC-026 CPM

GNT-003 CPPS TD-675 GNTF-027 CPPH WIW

GNT-004 PPS 2F3.2X /F10X GNTF-028 CPPH JET 9A

GNT-005 PPS TD-675 GNTG-029 PPH JET 10I

GNT-006 PPH JET-8A GNTG-030 CPPH

GNTB-007 REINYECTOR GNTE-031 PPS TD 675

GNTD-008S1 REINYECTOR GNTD-032 PPS D1050N

GNT-009 PPM 25-150-RHBC-24-4-1 GNTD-033 PPS TD 1000 QPLUS

GNT-010 PPS BES TD-650 GNTE-034 CPPH JET 9A

GNTF-011 PPH JET PLII 9A GNTF-035 CPPH TCP

GNTG-012 PPH JET 11K GNTD-036 CPPH NO APORTA

GNTC-013 PPH JET 10I GNTF-038 CPPS BES D460N

GNTC-014 ABANDONADO GNTF-039 PPH JET 10J

GNTC-014 R1 CPPH HIBRIDO GNTA-040 PPS TD 1000

GNT-015 PPH JET 10I GNTB-041 CPPM MEC 1.75"x30'

GNT-016 CPPH JET9H GNTB-042 CPPH JET 10i (MTU)

GNTC-017 CPPM GNTD-043 CP 1 TUBO

GNTA-018 PPH JET 10J GNT-045 CPPH

GNTA-019 CPPH JET- 9H (MTU) GNTE-046 S1 CPPS BES TD 850

GNTA-020 PPH JET KOBE 9A DRO-001 PPS TD 1000

GNTB-022 CPPS BES TD 1250 DROA-002 PPH JET 10I

GNTC-023 PPH JET 10J DROA-003 CP

GNTC-024 CPPS BES DN 725 TOTAL: 47 POZOS


1.6.4.1 POZO GUANTA 27

El pozo Guanta 27 fue perforado el 3 de octubre de 2013 y completado el 17 de

octubre de 2013. Es un pozo de desarrollo direccional y el tipo de trampa es un

anticlinal. La perforación se realizó en tipo “S”, orientado a incrementar y

recuperar la producción de los reservorios de las arenas “U” Inferior y “T” Inferior

17

de la Formación Napo, siendo los reservorios principales. Lamentablemente

después de ser perforado y completado, sólo produjo agua por lo que fue cerrado

al poco tiempo. (Petroamazonas EP, 2017)

Los datos generales del pozo Guanta 27 están tabulados en la tabla 1.8.

TABLA 1.8 DATOS GENERALES DEL POZO GUANTA 27

NOMBRE DEL POZO GUANTA 27 PLATAFORMA GNTF

ÁREA GUANTA-DURENO CAMPO GUANTA-DURENO

BLOQUE 57 TIPO DE POZO DIRECCIONAL

UBICACIÓN POLÍTICO ADMINISTRATIVA

PROVINCIA ORELLANA

CANTÓN FRANCISCO DE ORELLANA

UBICACIÓN GEOGRÁFICA

UTM

COORDENADAS LLEGADA

E: 303431.53

N: 10003122.55


Se tomaron datos de los registros eléctricos hechos en el pozo Guanta 27 de la

arena U Inferior. El registro se presenta en la figura 1.7 y el resumen de estos

datos se presenta en la tabla 1.9.

TABLA 1.9 RESUMEN DE DATOS OBTENIDOS DEL REGISTRO ELÉCTRICO DEL POZO GUANTA 27

RESERVORIO ESPESOR

(Pies)

POROSIDAD

(%)

PERMEABILIDAD

ABSOLUTA

(md)

U INFERIOR 36 17.32 593.16


El reservorio U inferior en el pozo Guanta 27 tiene una porosidad del 17.32%, una

permeabilidad absoluta promedio de 593.16 md y un espesor que contiene

hidrocarburo de 36 pies, dicha información fue leída y calculada a partir del

registro eléctrico.

FIGURA 1.7 REGISTRO ELÉCTRICO, RESERVORIO U INFERIOR, POZO GUANTA 27


Elaboración: Petroamazonas EP 18

19


Se tomaron datos de los registros eléctricos hechos en el pozo Guanta 5 de la

arena U Inferior. El registro del pozo Guanta 5 arena U inferior se presenta en la

figura 1.8 y el resumen de estos datos se presenta en la tabla 1.10.


RESERVORIO ESPESOR

(Pies)

POROSIDAD

(%)

PERMEABILIDAD

ABSOLUTA

(md)

U INFERIOR 24 19.98 1455.83


A partir del registro eléctrico de la arena U inferior del pozo Guanta 5 se conoce

que el espesor con saturación de hidrocarburo de la arena U inferior en el pozo es

de 24 pies, existe una porosidad de 19.98% y la permeabilidad absoluta promedio

es de 1455.83 md.

Este pozo fue perforado el 5 de enero de 1987 y completado el 10 de febrero de

1987. Inició su producción en el reservorio U Inferior en febrero de 1987 con 1 108

bppd y 1.8% de corte de agua, como se puede apreciar en la figura 1.9. La última

prueba de U Inferior fue en marzo del 2003 de 427 bfpd, 171 bppd y 60% de corte

de agua.

El pozo produce actualmente 89 bppd y 60% de corte de agua del reservorio

Basal Tena. La producción de agua del pozo Guanta 5 ha ido incrementando a

través del tiempo como se indica en la figura 1.10, lo que puede deberse a que

desde el año 1995 este pozo produce por bombeo electrosumergible (BES).


Fuente: Petroamazonas EP, 2017 Elaboración: Petroamazonas EP

20

21

FIGURA 1.9 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO GUANTA 5 U INFERIOR



FIGURA 1.10 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL POZO GUANTA 5 U INFERIOR



Este pozo fue perforado y completado en 1994. Inició su producción en abril de

1994 con 550 bppd y 0.1% de corte de agua.

La información de la arena U inferior del pozo Guanta 11 se recopiló del registro

eléctrico del pozo (figura 1.11). El resumen de la información obtenida se

encuentra en la tabla 1.11.

En la figura 1.12 se observa que existe un incremento significativo de producción

en el año 2003, lo que se debe a que en ese año se implementó levantamiento

artificial en el pozo, específicamente bombeo hidráulico. La última prueba de U

Inferior fue el 28 de marzo del 2016 de 146 bfpd, 56 bppd y 61.8% de corte de

agua.

1987 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16

0

250

500

750

1000

1250

Date

GNT-005UI



LIQUIDO PROM DIA CAL ( bbl/d )

GNT-005UI

1987 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16

0

20

40

60

80

100

Date

CORTE DE AGUA ( % ) GNT-003HS

GNT-005UI

1987 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16

0

250

500

750

1000

1250

Date

GNT-005UI



LIQUIDO PROM DIA CAL ( bbl/d )

GNT-005UI

1987 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16

0

20

40

60

80

100

Date

CORTE DE AGUA ( % ) GNT-003HS

GNT-005UI

CORTE DE AGUA (%) GNT 005



22

23


RESERVORIO ESPESOR

(Pies)

POROSIDAD

(%)

PERMEABILIDAD

ABSOLUTA

(md)

U INFERIOR 36 18.65 521.11


La arena U inferior en el pozo Guanta 11 tiene un espesor saturado de hidrocarburo de

36 pies, porosidad de 18.65% y una permeabilidad promedio absoluta de 521.11 md.

El historial de producción de agua de la figura 1.13 muestra que desde el año

2008 ha existido un incremento significativo en lo que respecta a producción de

agua, hasta la actualidad.

FIGURA 1.12 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO GUANTA 11 U

INFERIOR


FIGURA 1.13 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE AGUA DEL POZO GUANTA

11 U INFERIOR





Fuente: Petroamazonas EP Elaboración: Petroamazonas EP

24

25


Este pozo fue perforado y completado en 1996. Inició su producción en marzo de

1994 con 125 bppd y 15% de corte de agua.

La información de la arena U inferior del pozo Guanta 12 se tomó de la lectura del

registro eléctrico de la figura 1.14 y el resumen de dicha información se encuentra

en la tabla 1.12.


RESERVORIO ESPESOR

(Pies)

POROSIDAD

(%)

PERMEABILIDAD

ABSOLUTA

(md)

U INFERIOR 26 18.53 1050


La información obtenida a partir del registro eléctrico es que la arena U inferior en el pozo

Guanta 12 tiene un espesor saturado de hidrocarburo de 26 pies, la roca tiene una

porosidad de 18.53% y la permeabilidad absoluta promedio es de 1050 md.

La última prueba de U Inferior fue el 3 de marzo del 2016 de 380 bfpd, 152 bppd y

60 % de corte de agua. El historial de producción de la arena U inferior del pozo

Guanta 12 se indica en la figura 1.15.




1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16

375

300

225

150

75

0

26

A pocos años del inicio de producción del pozo Guanta 12, se implementó

levantamiento artificial por el método de bombeo electrosumergible. Como se

puede observar en la figura 1.15, la producción de agua de este pozo en la arena

U inferior, es prácticamente regular, es decir no han existido incrementos muy

drásticos.




Este pozo fue perforado el 12 de mayo del 2013 y completado el 25 de junio del

2013. Inició su producción el 30 de junio de 2013 con 1045 bppd y 0.5% de corte

de agua.

El registro eléctrico de la arena U inferior del pozo Guanta 28 se encuentra en la

figura 1.17 y el resumen de la información leída y calculada en la tabla 1.13.


RESERVORIO ESPESOR

(Pies)

POROSIDAD

(%)

PERMEABILIDAD

ABSOLUTA

(md)

U INFERIOR 36 18.94 1808.88


La arena U inferior en el pozo Guanta 28 tiene una porosidad de 18.94%, permeabilidad

absoluta promedio de 1808.88 md y un espesor saturado de hidrocarburo de 36 pies.


1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16

75

60

45

30

15

0



27

28

Actualmente se encuentra cerrado el pozo y la última prueba reportada del

reservorio U Inferior fue el 27 de enero del 2016 de 282 bfpd, 39 bppd y 86 % de

corte de agua. El historial de producción de la arena U inferior del pozo Guanta 28

se encuentra en la figura 1.18.




A partir de diciembre de 2014, la producción de petróleo llega a ser nula,

existiendo únicamente producción de agua, esto se puede observar en la figura

1.19. Actualmente el pozo Guanta 28 se encuentra cerrado.




En resumen se presenta la tabla 1.14 de la producción de los pozos en cuestión.

GNTF-028 UI

2012 14 16

18

1250

1000

750

500

250

0


2012 14 16 18

18

80

60

40

20 0

29

TABLA 1.14 RESUMEN DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS GUANTA 5, GUANTA 11, GUANTA 12 Y GUANTA 28

POZO RESERVORIO PRODUCCIÓN ACTUAL (BPPD) BSW (%) COMENTARIO

GUANTA-5 U INFERIOR 171 60 PRUEBA (marzo/2003)

GUANTA-11 U INFERIOR 56 61.8 PRUEBA (28 de marzo 2016)

GUANTA-12 U INFERIOR 152 60 PRUEBA (3 de marzo 2016)

GUANTA-28 U INFERIOR 39 86 PRUEBA (27 de enero 2016)


30

CAPÍTULO 2

TEORÍA DE LA INYECCIÓN DE AGUA Y PREDICCIÓN DE

LA INYECCIÓN EN EL POZO GUANTA 27 ARENA U

INFERIOR

2.1 TEORÍA DE LA INYECCIÓN DE AGUA

2.1.1 PERMEABILIDAD

2.1.1.1 Permeabilidad Absoluta

Se mide con un fluido que satura el 100% del espacio poral. Es una propiedad de

la roca y no del fluido que se mueve a través de la misma. (Bidner, 2001)

2.1.1.2 Permeabilidad Efectiva

Es la medida de la conductancia del medio poroso para cada fase que fluye en la

roca y debe ser determinada experimentalmente. (Bidner, 2001)

2.1.1.3 Permeabilidad Relativa

La permeabilidad relativa indica la habilidad del petróleo y el agua de fluir

simultáneamente en un medio poroso. (Da Silva, 2011)

2.1.1.3.1 Fuentes de Información

Medidas obtenidas en laboratorio de cores

Uso de datos de un reservorio similar

Modelos matemáticos

Ajuste histórico

Cálculos a partir de datos de presión capilar. (Valencia, 2011)

31

2.1.2 SATURACIÓN DE FLUIDOS

Se conoce como saturación de un fluido a la cantidad relativa de dicho fluido

presente en los poros de una roca, se representa en porcentaje. (Schlumberger

Glossary, 2017)

𝑆𝑓 =𝑉𝑓

𝑉𝑝 ( 2.1 )

Donde:

𝑆𝑓 : Saturación del fluido

𝑉𝑓: Volumen del fluido

𝑉𝑝: Volumen poroso total

2.1.2.1 Saturación Irreductible, Swirr

Es la fracción de fluido que no puede ser reducida, y se la determina por pruebas

de laboratorio. (Vaca, 2015)

2.1.2.2 Saturación de agua crítica, Swcr

Se refiere a la mínima saturación requerida para que el fluido empiece a moverse.

(Vaca, 2015)

2.1.3 MOJABILIDAD O HUMECTABILIDAD

Es la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse a una superficie sólida en

presencia de otro fluido inmiscible. (Schlumberger Glossary, 2017)

2.1.4 MOVILIDAD

Se refiere a la facilidad de un fluido para moverse en el espacio poroso. Para la

inyección de agua, la movilidad es calculada con la ecuación 2.3. Si el valor de M

es mayor a uno, es desfavorable para la producción de petróleo, por el contrario si

M es menor que uno. (Valencia, 2011)

32

𝑀 =𝑘𝑟𝑤𝜇𝑜

𝑘𝑟𝑜𝜇𝑤 ( 2.2 )

Donde,

𝑀: Relación de movilidades.

𝑘𝑟𝑤: Permeabilidad relativa al agua a la saturación residual de petróleo.

𝜇𝑤: Viscosidad del agua, cp.

𝜇𝑜: Viscosidad del petróleo, cp.

𝑘𝑟𝑜: Permeabilidad relativa al petróleo a la saturación inicial de agua.

2.2 INYECCIÓN DE AGUA

La inyección de agua es un método de recuperación secundaria que se descubre

de manera accidental en la ciudad de Pithole en 1865, cuando el agua de algunas

arenas acuíferas o superficiales, se movía a través de la arena petrolífera e

incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En la actualidad

existen diversos arreglos que serán implementados de acuerdo a las condiciones

de yacimiento y facilidades con las que se cuente. (Paris de Ferrer, 2001)

2.2.1 MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS INMISCIBLES

En un reservorio humectado por agua y desplazamiento de petróleo por agua

ocurre el proceso conocido como imbibición. Por otro lado, en un reservorio

humectado por petróleo, y desplazamiento de petróleo por agua ocurre el proceso

de drenaje. (Rivera, 2015)

En la inyección de agua, a medida que se la inyecta se distinguen dos zonas en el

yacimiento. La zona no invadida es donde se forma el banco de petróleo que es

desplazado por el agua, y la otra zona es la invadida, conformada por el fluido que

es inyectado y el petróleo remanente. (Lin y Reyes, 2017)

2.2.1.1 Tipos de Desplazamiento

Puede ser de dos tipos:

Pistón con fugas

33

Pistón sin fugas

En ellos se distinguen dos fases:

Fase Inicial o antes de la Ruptura: En esta fase el fluido producido no

contiene fluido desplazante.

Fase Subordinada o después de la Ruptura: En esta fase se produce fluido

desplazante y desplazado.

2.2.1.1.1 Pistón sin fugas

En este tipo de desplazamiento, que se muestra en la figura 1.2, existe petróleo

remanente inmóvil en la zona invadida y la saturación de fluido desplazante es la

máxima, mientras que la saturación de petróleo es la residual. (Paris de Ferrer,

2011)

FIGURA 2.1 DESPLAZAMIENTO TIPO PISTÓN SIN FUGAS

Fuente: Paris de Ferrer, 2001

2.2.1.1.2 Pistón con fugas

En este tipo de desplazamiento, el petróleo remanente de la zona invadida tiene

aún movilidad ya que la saturación de petróleo es mayor que la residual, por lo

que en esta zona fluyen dos fases. La representación de este tipo de

desplazamiento se ilustra en la figura 2.2. (Paris de Ferrer, 2001)

34

FIGURA 2.2 DESPLAZAMIENTO TIPO PISTÓN CON FUGAS


2.2.2 EFICIENCIA DE BARRIDO Y TIPOS DE INYECCIÓN

La fracción del modelo de inyección que logró ser contactada por agua a un

tiempo es conocida como la eficiencia de barrido areal, 𝐸𝐴. (Valencia, 2011)

La eficiencia de barrido areal depende de la movilidad y del modelo de inyección,

mientras menor sea la movilidad, mayor será la eficiencia de barrido.

Desafortunadamente la movilidad depende de las propiedades del reservorio,

pero el modelo de inyección es un factor que se puede modificar. De acuerdo a la

posición de los pozos inyectores y productores, se clasifica en:

2.2.3.1 INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTERNA

Mediante pozos inyectores el agua se inyecta fuera de la zona que contiene

petróleo, es decir en el acuífero, como se muestra en la figura 2.3. (Paris de

Ferrer, 2001)

2.2.3.2 En Arreglos o Dispersa

El agua es inyectada dentro de la zona que contiene petróleo para que el agua lo

desplace hacia los pozos productores. La inyección se realiza mediante varios

pozos que forman un arreglo geométrico con los pozos productores. (Paris de

Ferrer, 2001)

35

Los modelos se denominan normales cuando incluyen solamente un pozo

productor en el patrón. Los modelos se describen como invertidos cuando

incluyen solamente un pozo de inyección por modelo. (Schlumberger, 2017)

FIGURA 2.3 INYECCIÓN DE AGUA PERIFÉRICA


2.2.3.2.1 Empuje Lineal Directo

Consiste en un arreglo en donde los pozos productores e inyectores se

compensan directamente uno a otro. (Valencia, 2011)

La figura 2.4 muestra la eficiencia de barrido para este modelo, con M=1.

2.2.1.2.2. Empuje Lineal Escalonado

Se trata de una modificación del empuje lineal directo, como se puede observar

en la figura 2.5, las filas son movidas de tal manera que los pozos se encuentren

alternados y a la mitad de distancia. (Valencia, 2011)

a) Inyección en un yacimiento anticlinal con acuífero en el fondo / Pozos

ubicados en la periferia.

b) Inyección en un yacimiento monoclinal / Pozos ubicados en los flancos.

36

FIGURA 2.4 EMPUJE LINEAL DIRECTO

Fuente: Valencia, 2011

FIGURA 2.5 EMPUJE LINEAL ESCALONADO


2.2.1.2.3 Modelo de cinco puntos

Se trata de un caso especial de empuje lineal escalonado en el que d/a es 0.5. Es

un modelo muy frecuente ya que contiene un espaciamiento regular de pozos. El

modelo consta de un pozo productor y un inyector como lo muestra la figura 2.6.

Este modelo es muy usado por su alta conductividad gracias a que la trayectoria

de flujo más corta es una línea recta. Otra ventaja de este modelo es su

flexibilidad para re disponer la posición de los pozos de inyección y producción

para generar otros modelos de inyección. (Smith y Cobb, 1997)

Pozo inyector

Pozo productor

a: distancia entre

pozos en una fila

d: distancia entre

filas

Pozo inyector

Pozo productor

a: distancia entre

pozos en una fila

d: distancia entre

filas

37

2.2.1.2.3.1 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un modelo de cinco

pozos

La eficiencia de barrido areal a la ruptura para un modelo de cinco puntos, puede

ser determinada por la siguiente ecuación:

𝐸𝐴𝐵𝑇 = 0.54602036 +0.03170817

𝑀+

0.30222997

𝑒𝑀− 0.00509693 𝑀 ( 2.3 )

Donde,

𝐸𝐴𝐵𝑇: Eficiencia de barrido areal a la ruptura, fracción.

𝑀: Movilidad.

FIGURA 2.6 MODELO NORMAL DE CINCO PUNTOS


2.2.1.2.3.2 Eficiencia de barrido areal después de la ruptura para un modelo

de cinco pozos

Puede determinarse al relacionar el volumen de agua inyectada después de la

ruptura y el volumen de agua inyectada en la ruptura.

Pozo de inyección

Pozo de producción

Arreglo

Modelo

38

𝐸𝐴 = 𝐸𝐴𝐵𝑇 + 0.633 𝑙𝑜𝑔 (𝑊𝑖𝑛𝑦

𝑊𝑖𝐵𝑇) ( 2.4 )

Donde:

𝐸𝐴: Eficiencia de barrido areal después de la ruptura, fracción.

𝑊𝑖𝑛𝑦: Volumen de agua inyectada, BAPD.

𝑊𝑖𝐵𝑇: Volumen de agua inyectada hasta la ruptura, BAPD.

2.2.1.2.4 Modelo de siete puntos

Para este modelo existe una relación pozo inyector-productor de 2 aplicado para

pozos de baja inyectividad en el caso del modelo normal. Como se puede

observar en la figura 2.7 puede ser considerado un modelo lineal escalonado.

(Valencia, 2011)

FIGURA 2.7 MODELO NORMAL DE SIETE PUNTOS


2.2.1.2.5 Modelo de nueve puntos

Para este modelo se tiene una relación de pozo inyector-productor de 3. El

modelo de nueve puntos normal es implementado cuando no existen condiciones

óptimas de permeabilidad y el modelo invertido cuando existe una alta

inyectividad en la arena. (Valencia, 2011)

En la figura 2.8 se puede observar el modelo de nueve puntos normal.

Pozo inyector

Pozo productor

39

FIGURA 2.8 MODELO NORMAL DE NUEVE PUNTOS


2.3 MÉTODOS DE PREDICCIÓN

El objetivo de los métodos de predicción de inyección es pronosticar información

sobre los resultados a futuro mediante una serie de ecuaciones. Los métodos de

predicción de inyección de agua se clasifican en grupos que consideran

principalmente:

Heterogeneidad

Efectos de área barrida

Mecanismo de desplazamiento

Métodos numéricos

Soluciones empíricas (Paris de Ferrer, 2001)

2.3.1 MÉTODOS DE PREDICCIÓN RELACIONADOS PRIMORDIALMENTE

CON LA HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTO

A escala microscópica ningún reservorio es homogéneo. Probablemente la

heterogeneidad es el factor más difícil de cuantificar. Para poder estudiar el

comportamiento de la inyección se debe considerar la variación de permeabilidad

areal y vertical. (Craig, 1982)

Si se desprecian los efectos de la estratificación, la predicción del

comportamiento de la inyección puede resultar en errores desastrosos. Los

métodos que han sido usados y resultado exitosamente son los siguientes:

Pozo inyector

Pozo productor

a: distancia entre

pozos en una fila

d: distancia entre

filas

40

2.3.1.1 Método de Dykstra Parsons

El método considera al yacimiento de petróleo como un sistema estratificado y la

predicción de petróleo recuperado se calcula en función de la razón de movilidad

y de la variación de permeabilidades de los estratos. Se trata de uno de los

métodos más utilizados ya que combina consideraciones teóricas con resultados

experimentales. (Craig, 1982)

Para su desarrollo se hacen las siguientes suposiciones:

El yacimiento está conformado por estratos de permeabilidad uniforme y

sin flujo cruzado entre capas.

Existe desplazamiento tipo pistón sin fugas.

Flujo continuo y sistema lineal.

Todas las capas del sistema tienen la misma porosidad y permeabilidades

relativas al petróleo y agua.

Los valores de 𝑘𝑟𝑜 y 𝑘𝑟𝑤 delante y detrás del frente de inundación o

desplazamiento permanecen constantes.

La caída de presión en los estratos es la misma.

No existe saturación de gas en el petróleo.

2.3.1.2 Método de Stiles

El método de Stiles fue presentado en 1949 y sirve para predecir el

comportamiento de la inyección de agua. Éste método es ampliamente ocupado

porque toma en cuenta la variación de permeabilidad y la distribución vertical de

la capacidad productiva, donde las distancias recorridas por los fluidos en las

diferentes capas son proporcionales a las permeabilidades de cada una de ellas.

(Paris de Ferrer, 2011)

El método hace las siguientes consideraciones:

El yacimiento está formado por estratos y entre ellos no existe

comunicación.

Todas las capas que conforman el sistema tienen las mismas propiedades,

a excepción de la permeabilidad.

41

Existe flujo lineal y continuo.

El desplazamiento es tipo pistón sin fugas en cada capa.

No existe saturación de gas residual en la zona invadida y no invadida.

La tasa de producción y de inyección son directamente proporcionales a la

permeabilidad absoluta de cada capa y a la movilidad del fluido producido a

través de cada capa.

El avance del frente en cada capa es proporcional a su permeabilidad, pero

para el cálculo de flujo fraccional de agua y de la razón agua-petróleo, la

movilidad es calculada.

Después de la ruptura, solo existe producción de agua y la eficiencia de

barrido areal es constante.

2.3.2 MÉTODOS DE PREDICCIÓN RELACIONADOS PRIMORDIALMENTE AL

ÁREA BARRIDA

La eficiencia de barrido está relacionada con la movilidad, el arreglo de los pozos

y el rendimiento de agua acumulada.

Éste tipo de métodos consideran en su mayoría que la razón de movilidad es uno

y que existen dos fluidos miscibles en la inyección de agua. (Craig, 1982)

2.3.3 MÉTODOS DE PREDICCIÓN RELACIONADOS PRIMORDIALMENTE

CON EL MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO

Este tipo de métodos reflejan la posible existencia de un gradiente de saturación y

de petróleo móvil detrás del frente de invasión y asumen el desplazamiento tipo

pistón detrás del frente de agua. (Smith y Cobb, 1997)

La mayoría de los métodos de esta categoría consideran un yacimiento

homogéneo y desprecia el efecto del área barrida. El método más representativo

es el de Higgins y Leighton, es un método extremadamente versátil, considera

que una inyección de agua se comporta arealmente como un cierto número de

tubos paralelos de flujo, cuyos límites son las líneas de flujo generadas cuando la

relación de movilidad es uno. Para cada tubo se debe determinar factores de

forma según el arreglo de pozos. (Craig, 1982)

42

2.3.4 MÉTODOS DE PREDICCIÓN INVOLUCRANDO MODELOS

MATEMÁTICOS

Los modelos de predicción que involucran modelos matemáticos son la mejor

opción para la predicción del comportamiento de una inyección de agua, debido a

que consideran las condiciones del medio poroso y permeable, la variación

direccional en las propiedades de la roca y los efectos de estratificación, flujo

transversal, gravedad, presión capilar, límites irregulares, comportamiento de

pozos individuales, etc. Por otra parte, la predicción con este tipo de métodos

resulta en elevados costos y en una gran inversión de tiempo. (Craig, 1982)

2.3.5 MÉTODOS DE PREDICCIÓN EMPÍRICOS

Los resultados con este tipo de métodos pueden ser generalmente correctos, pero

solo se deben usar para hacer un análisis superficial de un proyecto de inyección,

debido a que muchos de ellos están basados en inyecciones que se han realizado

en California y que obviamente esas arenas tienen características distintas a las

de otros yacimientos. (Craig, 1982)

2.4 PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN

DE AGUA EN EL POZO GUANTA 27 ARENA U INFERIOR

2.4.1 SELECCIÓN DEL ARREGLO DE POZOS

Para elegir el arreglo de pozos se deben tener en cuenta que un buen modelo de

inyección cumple principalmente con los siguientes factores:

Suministra la capacidad necesaria de inyección de agua y así producir el

caudal de petróleo deseado.

Toma ventaja de las características del reservorio como fracturas,

buzamientos, tendencias de permeabilidades, etc.

Requiere un mínimo o ningún número de pozos nuevos. (Valencia, 2011)

Para el presente proyecto se ha elegido un modelo de cinco pozos invertido, el

motivo principal es el aspecto económico para así utilizar los pozos que ya están

43

perforados y evitar la perforación de nuevos pozos. El pozo Guanta 27 será

convertido en inyector ya que su aporte de petróleo es nulo. El arreglo establecido

involucra a los pozos más cercanos al pozo Guanta 27, como se indica en la

figura 2.9 y son los pozos Guanta 5, Guanta 11, Guanta 12 y Guanta 28.

Para determinar área de influencia que involucra el modelo de pozos escogido se

ha determinado el área del polígono que abarca los pozos Guanta 5, Guanta 11,

Guanta 12 y Guanta 28. El área se determinó a través del software Petrel y es

380 acres, como se muestra en la figura 2.10.

2.4.2 CONTINUIDAD, ESPESOR Y SELECCIÓN DEL INTERVALO DE ARENA

A INYECTARSE

Para la implementación de recuperación secundaria por inyección de agua, es

necesaria la existencia de continuidad y un espesor favorable en la arena U

inferior.

En el mapa de espesor total de la formación Napo U inferior de la figura 2.11, se

observa que en la estructura Guanta Dureno, el espesor varía entre 50’ y 80’ pies,

el mayor espesor está hacia el norte y sur de la estructura. En el sector del pozo

propuesto como inyector el espesor total es del orden de 60’, aumentando el

menor espesor hacia el norte de la estructura entre los pozos Guanta 12, Guanta

28 respectivamente. Los espesores de la arena U inferior del campo Guanta

Dureno que se encuentran saturados de petróleo se muestra en la tabla 2.1.

TABLA 2.1 ESPESORES SATURADOS DE HIDROCARBURO DE LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO GUANTA DURENO DEL ARREGLO DE CINCO POZOS PROPUESTO

POZO ESPESOR (ft)

Guanta 5 24

Guanta 11 36

Guanta 12 26

Guanta 27 36

Guanta 28 36

PROMEDIO: 32

FUENTE: Petroamazonas, EP

44

FIGURA 2.9 ARREGLO DE CINCO POZOS INVERTIDO EN EL CAMPO GUANTA DURENO U INFERIOR


45

FIGURA 2.10 ÁREA DE INFLUENCIA DE LA INYECCIÓN DE AGUA


En el análisis estructural – estratigráfico del Anexo 2 y 3, realizado a los pozos

Guanta 27, Guanta 5, Guanta 11, Guanta 12, Guanta 39 y Guanta 28 se observa

que la formación U inferior presenta continuidad, lo que permitirá el avance frontal

de la inyección de agua y el empuje de petróleo por agua.

46

FIGURA 2.11 MAPA DE ESPESOR TOTAL DE LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO GUANTA – DURENO



47

2.4.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ARENA U INFERIOR Y

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Para la realización del proyecto de recuperación secundaria, los datos petrofísicos

a utilizarse para los cálculos posteriores serán los datos promedio previamente

descritos de la arena U inferior del campo Guanta Dureno. El espesor será de 32

ft. En la tabla 2.2 se ilustran los datos promedio.

TABLA 2.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS PROMEDIO DE LA ARENA U INFERIOR Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

ø = 18.67% Swirr = 18%

h = 32 ft Sor = 31.7%

Swi = 37% Bw = 1.038 BY/BN

uo = 1.8 cp ÁREA = 380 acres

uw = 0.433 cp Bo = 1.2265 BY/BN


Para el desarrollo del proyecto de inyección se promedió la porosidad de los 5

pozos involucrados en el arreglo se obtuvo como resultado 18.67%, la información

de viscosidades de petróleo y agua, factores volumétricos y saturación de agua,

fueron tomados de las propiedades de la roca de la arena U inferior del campo

Guanta Dureno.

Los datos de saturación de petróleo y agua, además de las permeabilidades

relativas al agua y petróleo fueron obtenidos de un análisis de laboratorio de un

core del pozo Secoya 1, arena U inferior y están tabulados en la tabla 2.3.

Como se explicó previamente, la obtención de datos de saturación y

permeabilidades relativas puede darse de medidas realizadas de cores de un

reservorio similar en laboratorio. Debido a que no existen análisis de laboratorio

de éste tipo de algún pozo cercano a los pozos que forman parte del proyecto, se

tomó el análisis de laboratorio del pozo Secoya 1, que presenta litología y

propiedades de la roca muy similares a las de los pozos del proyecto. En el Anexo

4 se puede observar mediante un registro eléctrico, el análisis de laboratorio y

dicha similitud.

48

TABLA 2.3 DATOS DE SATURACIÓN Y PERMEABILIDAD RELATIVA DEL CAMPO GUANTA DURENO, ARENA U INFERIOR

So % Sw % Krw Kro

82 18 0 1

75 25 0.0028 0.94

68.7 31.3 0.011 0.61

62.7 37.3 0.028 0.36

57.2 42.8 0.054 0.22

46.8 53.2 0.15 0.068

44.5 55.5 0.17 0.051

33.8 66.2 0.26 0.006

31.7 68.3 0.27


En el Anexo 5 se muestran la información de permeabilidad absoluta a través de

la profundidad, tomada de los registros eléctricos de los cinco pozos de la arena U

inferior del campo Guanta Dureno. Dichos valores se promediaron para un

espesor de 32 pies.

2.4.3.1 Análisis de la calidad del agua de formación

Gracias a un análisis químico del agua del pozo Guanta 11 del reservorio U

inferior se obtuvieron los resultados presentados en el Anexo 6. Debido a que se

trata de un proyecto de reinyección, el agua no presentará problemas de

compatibilidad con el agua de formación.

El agua de formación contiene impurezas, debido al contacto con las formaciones

de arena y roca que han disuelto sus componentes sólidos en ellas, con el

tratamiento del agua se evita el depósito de sólidos en las líneas de transporte, en

los tanques de almacenamiento y en los pozos, y la corrosión de los equipos.

A continuación se muestran los componentes más importantes para ser

eliminados:

Sólidos en suspensión

Turbidez

Dióxido de carbono disuelto

Sulfatos

Bacterias

49

Contenido de aceite.

Para evitar el depósito de carbonatos en equipos de bombeo así como prevenir el

taponamiento del pozo inyector se deberá adicionar un inhibidor de

incrustaciones. La cantidad de químico a suministrarse dependerá del volumen

de agua que será inyectado al reservorio U, teniendo un estimado de 20 a 50

ppm. Además se requiere tratar con surfactante no iónico, empleado para

remover partes de aceite impregnadas en las paredes internas de la

completación. Aproximadamente se inyectará 20 ppm.

2.4.4 SELECCIÓN DEL MÉTODO DE PREDICCIÓN

La selección del modelo de predicción debe hacerse de acuerdo a las

características del reservorio, en este caso de la arenisca U inferior del campo

Guanta Dureno.

Los modelos de predicción que consideran principalmente los efectos de área

barrida, en su mayoría, asumen que la relación de movilidad agua – petróleo es

uno y que el reservorio es homogéneo, lo que nos llevaría posiblemente a

cálculos de recuperación de petróleo que se alejan a los resultados reales. Entre

los modelos de predicción enfocados principalmente en el mecanismo de

desplazamiento, resalta el método de Buckley – Leverett, ya que al considerar la

ecuación de avance frontal es uno de los métodos más utilizados si se trata de

obtener resultados a brevedad. Sin embargo, también considera que el reservorio

es homogéneo.

Se puede decir que la heterogeneidad del reservorio es el factor más influyente

sobre los resultados de una inyección de agua. Un yacimiento heterogéneo

presenta variaciones en sus propiedades, lo que resulta en diferentes direcciones

de permeabilidad. (Lin y Reyes, 2017)

Los métodos de predicción que consideran principalmente la heterogeneidad del

reservorio cuantifican la heterogeneidad, mediante la eficiencia de barrido areal,

de desplazamiento y vertical. Los métodos que consideran modelos numéricos

son muy recomendados, pero requieren una gran cantidad de información

50

detallada del reservorio, de un software y su desarrollo puede llevar meses,

además de que son costosos.

En conclusión, para el desarrollo de este proyecto, la heterogeneidad será la

principal consideración. Se han seleccionado los métodos de Stiles y Dykstra

Parsons para predecir el rendimiento de la inyección de agua que se desea

implementar en el pozo Guanta 27 arena U inferior. Ambos métodos son los más

utilizados para este tipo de estudios ya que han sido aplicados para varios

proyectos de inyección y sus resultados han sido muy cercanos a los valores

obtenidos en la práctica.

2.4.5 PREDICCIÓN POR EL MÉTODO DE DYKSTRA PARSONS

El método de Dykstra Parsons puede hacerse utilizando las gráficas obtenidas

experimentalmente al llevarse a cabo más de 200 pruebas de inyectividad en más

de 40 muestras de núcleos de California. El método de Dykstra Parsons también

puede ser realizado de manera totalmente analítica. (Craig, 1982)

Para el desarrollo del presente proyecto se realizará la predicción por el método

totalmente analítico, ya que se prefiere evitar errores de lectura en el uso de las

gráficas.

2.4.5.1 Procedimiento con uso de gráficas

Para la predicción se asume que el petróleo desplazado es igual al petróleo

producido. El procedimiento es el siguiente:

1. Tabular los datos de permeabilidad de las muestras de igual espesor como se

indica en la tabla 2.4.

2. Ordenar los datos de permeabilidades de forma descendente.

3. Calcular para cada valor de permeabilidad el porcentaje mayor que, con la

fórmula 2.5. Un ejemplo se ilustra en la tabla 2.5.

% 𝑃𝑅𝑂𝐵 𝑀𝐴𝑌𝑂𝑅 𝑄𝑈𝐸 = (𝑖 − 1

𝑛) × 100 ( 2.5 )

Donde:

51

𝑖: el número de capa

𝑛: el número total de capas

TABLA 2.4 PERMEABILIDADES ABSOLUTAS A PROFUNIDAD

ESPESOR (ft)

PERMEABILIDAD (mD)

3.2 201.11

3.2 1481.11

3.2 940.00

3.2 1287.50

3.2 415.00

3.2 610.00

3.2 1002.50

3.2 2028.89

3.2 1745.00

3.2 732.00


4. Graficar los datos de permeabilidad en escala logarítmica y porcentaje mayor

que en escala de probabilidad.

TABLA 2.5 CÁLCULO DE LA PROBABILIDAD MAYOR QUE DE LAS PERMEABILIDADES DE LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO GUANTA DURENO

CAPAS ESPESOR

(ft)

PERMEABILIDAD ORDENADA

(mD) PROBABILIDAD

1 3.2

2028.89 0

2 3.2

1745.00 0.1

3 3.2

1481.11 0.2

4 3.2

1287.50 0.3

5 3.2

1002.50 0.4

6 3.2

940.00 0.5

7 3.2

732.00 0.6

8 3.2

610.00 0.7

9 3.2

415.00 0.8

10 3.2 201.11

0.9

52

5. Trazar una línea recta que pase por los puntos graficados, dar prioridad a los

puntos internos en lugar de a los de los extremos, como se muestra en la figura

2.12.

6. Hallar los valores de permeabilidad correspondientes a las probabilidades de

84.1% y 50%.

7. Calcular la variación de permeabilidad con la ecuación 2.6.

𝑉 =𝑘50 − 𝑘84,1

𝑘50 ( 2.6 )

Donde,

𝑘50: Permeabilidad leída al 50%, en md.

𝑘84,1: Permeabilidad leída al 84,1%, en md.

𝑉: Variación de la permeabilidad.

FIGURA 2.12 COEFICIENTE DE VARIACIÓN DE PERMEABILIDAD DE DYKSTRA PARSONS


Pe

rme

ab

ilid

ad

, m

d

53

El valor que se obtiene de variación de permeabilidad es un indicador del grado

de heterogeneidad del reservorio, si éste es cero se trata de un reservorio

homogéneo. Mientras mayor sea el valor de la variación de la permeabilidad,

mayor será el grado de heterogeneidad del reservorio. El gráfico de variación de

permeabilidad de éste trabajo se encuentra en la figura 2.13.

8. Debido a que el método de Dykstra Parsons supone desplazamiento tipo pistón

sin fugas, se debe considerar la permeabilidad relativa al agua a la saturación de

petróleo residual y la permeabilidad relativa al petróleo a la saturación inicial del

agua para el cálculo de la movilidad con la ecuación 2.7.

FIGURA 2.13 COEFICIENTE DE VARIACIÓN DE PERMEABILIDAD PARA LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO GUANTA DURENO

𝑀 =𝑘𝑟𝑤𝜇𝑜

𝑘𝑟𝑜𝜇𝑤 ( 2.7 )

Donde,

𝑀: Relación de movilidaes

𝑘𝑟𝑤: Permeabilidad relativa al agua a la saturación residual de petróleo.



𝑘𝑟𝑜: Permeabilidad relativa al petróleo a la saturación inicial de agua.

54

9. Obtener los valores de la cobertura vertical, Cv, con las gráficas a un WOR de

0.1, 0.2, 1, 2, 5, 10, 50, 100 BDA/BDP. Dichas gráficas se pueden encontrar en el

libro “Waterflooding” de Smith y Cobb, que se encuentra citado en la bibliografía.

10. Calcular una eficiencia de barrido apropiada para el modelo. Para la aplicación

del método asumiremos flujo lineal y que la eficiencia de barrido promedio es igual

a la eficiencia de barrido en la ruptura. Este escenario puede resultar muy

pesimista, pero al combinarlo con los cálculos optimistas del método de Dykstra

Parsons, obtendremos una predicción razonable. (Smith y Cobb, 1997)

Para obtener la eficiencia de barrido a la ruptura, se debe calcular una nueva

movilidad. Para ello, se debe graficar la curva de flujo fraccional como se indica

en la figura 2.14.

FIGURA 2.14 CURVA DE FLUJO FRACCIONAL

Elaborado por: Vacacela Katherine

La nueva movilidad es calculada de acuerdo a la Ecuación 2.8.

𝑀 =𝑘𝑟𝑤@�̅�𝑤𝑏𝑡 𝜇𝑜

𝑘𝑟𝑜@𝑆𝑤𝑖 𝜇𝑤 ( 2.8 )

Donde,

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70%

Fw

Sw

FLUJO FRACCIONAL

Swbt = 57%

55

𝑘𝑟𝑤@�̅�𝑤𝑏𝑡 : Permeabilidad relativa al agua a la saturación de agua a la ruptura.

𝑘𝑟𝑜@𝑆𝑤𝑖 : Permeabilidad relativa al petróleo a la saturación inical de agua.



La permeabilidad relativa al agua a la saturación de agua a la ruptura, se obtiene

de la lectura de la curva de flujo fraccional.

11. Para el cálculo del pretróleo original en sitio antes de la recuperación primaria

se emplea la ecuación 2.9.

𝑃𝑂𝐸𝑆 =7758𝐴ℎ∅𝑆𝑜𝑖

𝛽𝑂𝑖 ( 2.9 )

12. Calcular la producción de petróleo acumulado correspondiente a cada valor de

WOR.

Se debe restar la producción acumulada de petróleo por recuperación primaria,

del POES y así obtener el petróleo remanente antes de la inyección.

𝑁 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 − 𝑁𝑅𝐸𝐶 𝑃𝑅𝐼𝑀 ( 2.10 )

Luego,

𝑁𝑝 = 𝑁 × 𝐸𝐷 × 𝐸𝑎𝑠 × 𝐶𝑉 ( 2.11 )

y,

𝑉𝑃 =𝑁 × 𝛽𝑂

1 − 𝑆𝑤𝑖 ( 2.12 )

𝐸𝐷 =𝑆𝑜𝑖 − 𝑆𝑜𝑟

𝑆𝑜𝑖 ( 2.13 )

entonces,

56

𝑁𝑃 = 𝑉𝑃

(𝑆𝑜𝑖 − 𝑆𝑜𝑟) 𝐸𝑎𝑠

𝛽𝑂× 𝐶𝑉 ( 2.14 )

Donde,

POES: Petróleo original en sitio, STB.

𝑉𝑃: Volumen poroso, BY.

𝐶𝑉: Cobertura vertical.

𝑆𝑜𝑖: Saturación de petróleo inicial.

𝑆𝑜𝑟: Saturación de petróleo resudual.

𝐸𝑎𝑠: Eficiencia de barrido areal a la ruptura.

𝛽𝑂: Factor volumétrico del petróleo, BY/BN.

Si existe saturación de gas al inicio de la inyección, la eficiencia de

desplazamiento se calcula con la ecuación 2.15.

𝐸𝐷 =1 − 𝑆𝑤𝑐 − 𝑆𝑔 − 𝑆𝑜𝑟

1 − 𝑆𝑤𝑐 − 𝑆𝑔 ( 2.15 )

Donde,

𝐸𝐷: Eficiencia de desplazamiento.

𝑆𝑤𝑐: Saturación de agua connata.

𝑆𝑔: Saturación de gas inicial.

𝑆𝑜𝑟: Saturación de petróleo residual.

Determinar la producción acumulada de petróleo, Np, con la ecuación 2.14 para

cada capa.

Graficar la producción acumulada de petróleo, Np versus WOR como se indica en

la figura 2.15. Determinar de la gráfica la recuperación acumulada hasta un WOR

preestablecido según el límite económico del proyecto.

13. Calcular la inyección de agua requerida, Wf, para llenar el espacio de gas con

la ecuación 2.16.

57

𝑊𝑓 = 𝑉𝑝(1 − 𝑆𝑜 − 𝑆𝑤𝑖) ( 2.16 )

FIGURA 2.15 GRÁFICO DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ACUMULADO VERSUS EL WOR


14. Calcular la inyección de agua requerida para reemplazar la producción de

petróleo, Wo, con la Ecuación 2.17.

𝑊𝑜 = 𝑁𝑝 × 𝛽𝑜 ( 2.17 )

15. Determinar la inyección de agua requerida para reemplazar la producción de

agua, Wp, con la ecuación 2.18.

𝑊𝑝 = ∫ 𝑊𝑂𝑅 𝑑𝑁𝑝 = ∑ ∆𝑁𝑝 × 𝑊𝑂𝑅 ( 2.18 )

16. Calcular la inyección de agua acumulada, Wi, como una función de Np con la

ecuación 2.19.

𝑊𝑖 =𝑊𝑓 + 𝑊𝑜 + (𝑊𝑝 × 𝛽𝑤)

𝛽𝑤 ( 2.19 )

17. El caudal de inyección es calculado con la ecuación 2.20.

58

𝐼𝑤 =3.54 × (𝑃𝑤𝑖 − 𝑃𝑤𝑝) × 𝑘𝑜 × ℎ

𝜇𝑜 [ln (𝑑𝑟𝑤

) − 0.619 + 0.5 × (𝑆𝑖 + 𝑆𝑝)]

( 2.20 )

Donde:

𝐼𝑤: Caudal deinyección, bapd.

𝑃𝑤𝑖: Presión de fondo fluyente del pozo inyector, psia.

𝑃𝑤𝑝: Presión de fondo fluyente promedio de los pozos productores, psia.

𝑘𝑜: Permeabilidad efectiva del petróleo a la saturación de agua irreductible, Darcy.

ℎ: Espesor de la arena, ft.


𝑑: Radio de drenaje, ft.

𝑟𝑤: Radio del pozo, ft.

𝑆𝑖: Daño del pozo inyector.

𝑆𝑝: Daño promedio de los pozos productores.

18. Calcular el tiempo para cada inyección de agua acumulada.

𝑡 =𝑊𝑖

𝐼𝑤 ( 2.21 )

19. Determinar el flujo fraccional con la ecuación 2.22.

𝑓𝑤 =1

1 +1

𝑊𝑂𝑅

( 2.22 )

20. Calcular el caudal de petróleo producido.

𝑞𝑜 =∆𝑁𝑃

∆𝑡 ( 2.23 )

21. Calcular el factor de recobro.

59

𝐹𝑅 =𝑁𝑃

𝑃𝑂𝐸𝑆 ( 2.24 )

2.4.5.2 Procedimiento totalmente analítico

1. Al igual que en el proceso anterior, se debe ordenar las permeabilidades de

cada capa de manera descendente.

2. Calcular la razón de movilidad con la ecuación 2.8.

3. Hallar la eficiencia de barrido vertical para cada capa, a medida de que la capa

llega a la ruptura. Para ello, utilizar la ecuación 2.25.

𝐸𝑖 =

𝑛𝑀 − 𝑗 − ∑ √𝑀2 +𝑘𝑗

𝑘𝑖(1 − 𝑀2)𝑛

𝑖=𝑗+1

𝑛(𝑀 − 1)

( 2.25 )

Donde:

𝐸𝑖: Eficiencia de barrido vertical.

𝑛: Número total de capas.

𝑗: Número de capas que han llegado a la ruptura.

𝑘𝑗: Permeabilidad absoluta de las capas, mD.

𝑘𝑖: Permeabilidad de la capa que ha llegado a la ruptura, mD.

M: Movilidad

4. Calcular la relación agua – petróleo (WOR) de las capas, a medida que llegan a

la ruptura.

𝑊𝑂𝑅 =∑ 𝑘𝑖

𝑛𝑖=𝑗

∑𝑘𝑗

√𝑀2 +𝑘𝑗

𝑘𝑖(1 − 𝑀2)

𝑛𝑖=𝑗+1

×𝛽𝑜

𝛽𝑤

( 2.26 )

60

5. Determinar el flujo fraccional para cada valor de WOR antes calculado, con la

ecuación 2.22.

6. Hallar los valores de eficiencia areal, con la ecuación descrita a continuación:

𝐸𝑎 =1

1 + 𝐴 ( 2.27 )

Donde:

𝐸𝑎: Eficiencia areal, fracción.

𝐴 = [−0.2062 × 𝑙𝑛(𝑀 − 0.0712) − 0.511] × 𝑓𝑤 + 0.3048

× 𝑙𝑛(𝑀 + 0.123) + 0.4394 ( 2.28 )

7. Calcular el valor de la eficiencia de desplazamiento con la ecuación 2.13.

8. Hallar el POES empleando la ecuación 2.9 y el petróleo remanente con la

ecuación 2.10.

9. Determinar el petróleo producido gracias a la inyección, usando la siguiente

ecuación:

𝑁𝑃 = 𝑁 × 𝐸𝐷 × 𝐸𝑎 × 𝐸𝑖 ( 2.29 )

Donde:

𝑁𝑃: Petróleo producido gracias a la inyección, STB.

𝑁: Petróleo remanente antes de la inyección, STB.

10. Calcular Wf, Wo, Wp, Wi, Iw, fw, t, qo y FR. Para ello realizar el procedimiento

indicado anteriormente, desde el paso 13 hasta el 21.

2.4.6 PREDICCIÓN POR EL MÉTODO DE STILES

El método de Stiles, al igual que el de Dykstra Parsons, utiliza datos de

permeabilidades por capa. Diez capas serán suficientes para los cálculos de

método.

61

1. Ordenar los datos de permeabilidad en forma descendente junto con el espesor

de la capa Δh.

2. Calcular el espesor acumulado.

ℎ𝑖 = ∑ ∆ℎ𝑖 ( 2.30 )

3. Calcular la capacidad de flujo, de cada capa del reservorio.

𝐶𝑖 = 𝑘∆ℎ𝑖 ( 2.31 )

4. Calcular la capacidad acumulada.

𝐶𝑗 = ∑ 𝐶𝑖 ( 2.32 )

5. Calcular la recuperación fraccional para cada capa.

𝑅𝐸𝐶 =(∑ ℎ𝑖

𝑗𝑖=1 )𝑘𝑗 + (𝐶𝑇 − 𝐶𝑗)

ℎ𝑇𝑘𝑗 ( 2.33 )

Los cálculos de los pasos 1 al 5 se ilustran en la tabla 2.6.

TABLA 2.6 CÁLCULOS PARA EL MÉTODO DE STILES

∆ℎ 𝑘𝑗 ℎ𝑖 𝐶𝑖 𝐶𝑗 𝑅𝐸𝐶

∆ℎ1 𝑘𝑗1 ℎ1 (𝑘∆ℎ)1 𝐶𝑗1 𝑅𝐸𝐶1




… … … … … …

∆ℎ𝑛 𝑘𝑗𝑛 ℎ𝑇 (𝑘∆ℎ)𝑛 𝐶𝑗𝑛 𝑅𝐸𝐶𝑛

ℎ𝑇 = ∑ ∆ℎ 𝐶𝑇 = ∑ 𝑘∆ℎ

6. Calcular el flujo fraccional de agua para cada capa con la ecuación 2.34.

𝑓𝑤@𝐶. 𝑆. =𝑀`𝐶𝑗

𝑀`𝐶𝑗 + (𝐶𝑇 − 𝐶𝑗) ( 2.34 )

La ecuación para la relación de movilidades a condición de superficie es la

siguiente:

62

𝑀` =𝑘𝑟𝑤𝜇𝑜

𝑘𝑟𝑜𝜇𝑤×

𝛽𝑜

𝛽𝑤 ( 2.35 )

7. Determinar la eficiencia de barrido areal como se procedió en el paso 6 del

método totalmente analítico de Dykstra Parsons.

8. Calcular el petróleo remanente antes de la inyección, como se indicó, con la

ecuación 2.10.

9. Calcular la producción de petróleo acumulada para cada capa con la ecuación

2.36.

𝑁𝑃 = 𝑁 × 𝐸𝐷 × 𝐸𝑎 × 𝑅𝐸𝐶 ( 2.36 )

10. Hallar la producción fraccional de agua en el yacimiento, antes de la ruptura.

Para estos cálculos, la producción de agua será medida a condiciones de

yacimiento, por lo que no es necesario multiplicar el flujo fraccional de agua por el

factor volumétrico.

𝑓 𝑤@𝐶. 𝑌. =𝑀𝐶𝑗

𝑀𝐶𝑗 + (𝐶𝑇 − 𝐶𝑗) ( 2.37 )

La relación de movilidades se calcula con la ecuación 2.8.

11. Calcular la producción de petróleo en la superficie.

𝑞𝑜@𝐶.𝑆. =𝐼𝑊(1 − 𝑓 `𝑤)

𝛽𝑜 ( 2.38 )

Para el cálculo de f'w antes del surgimiento para la capa dos, se debe tomar Cj =

C1 y así sucesivamente. Esto se debe a que antes de que en la capa uno se

alcance la ruptura se tendrá un flujo fraccional de agua en el yacimiento de cero.

12. Determinar la variación de tiempo en días, entre las sucesivas invasiones de

las capas.

∆𝑡 =∆𝑁𝑃

𝑞𝑜@𝐶.𝑆. ( 2.39 )

13. Calcular el tiempo de invasión para cada capa.

63

𝑡𝑖 = 𝑡𝑖−1 + ∆𝑡𝑖 ( 2.40 )

14. En caso de que exista saturación inicial de gas, antes de empezar la inyección

de agua, se deberá calcular el tiempo de llenado.

𝑡𝑙𝑙𝑒𝑛𝑎𝑑𝑜 =𝐴ℎ∅𝑆𝑔𝑖

𝐼𝑊 ( 2.41 )

El tiempo de llenado deberá ser sumado al tiempo de invasión de cada capa.

15. Hallar la inyección de agua acumulada.

𝑊𝑖 =𝐼𝑊 × 𝑡𝑖

𝛽𝑤 ( 2.42 )

16. Calcular el factor de recobro con la ecuación 2.24.

2.4.7 RESULTADOS OBTENIDOS CON LOS MÉTODOS DE PREDICCIÓN

2.4.7.1 Resultados obtenidos con el método totalmente analítico de Dykstra Parsons

Se desarrollaron los cálculos descritos para el método de Dykstra Parsons. Los

cálculos y todos los resultados se ilustran en el Anexo 7. El resumen de los

resultados obtenidos se encuentra en la tabla 2.9.

La información obtenida indica que sí existe un incremento de producción de

petróleo gracias a la implementación de la inyección de agua, el factor de recobro

incrementa de 14.15% a 20% en un tiempo de inyección de tres años, tiempo en

el que el corte de agua es aproximadamente 80%. Después de los tres años el

corte de agua está cerca del 100% lo que indica que prácticamente solo se

produciría agua.

2.4.7.2 Resultados obtenidos con el método de Stiles

En la tabla 2.10 se muestra el resumen de los resultados que se obtuvieron con el

procedimiento de Stiles. Los resultados y cálculos a detalle se encuentran en el

Anexo 8.

64

Los resultados muestran un incremento de factor de recobro del 14.15% al 19%

en aproximadamente 3 años, tiempo en el que el corte de agua es casi 80%. A

partir del año 4 la producción de agua sobrepasará el límite económico.

2.4.7.3 Comparación de resultados obtenidos con ambos métodos

El incremento del factor de recobro calculado gracias a ambos métodos de

predicción coincide como se puede apreciar en la figura 2.16.

TABLA 2.7 RESUMEN DE RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO TOTALMENTE ANALÍTICO DE DYKSTRA PARSONS

fw Ea Ei Np bf

Wi t

años Qo

bppd Qw

bfad FR

36.42% 0.654 0.429 242405.3242 423737.9438 0.967 686.7123 421.136 16.81%

57.22% 0.728 0.504 316780.7235 610646.0144 1.394 477.6736 661.763 17.63%

70.08% 0.782 0.581 392262.9345 876199.0403 2.000 341.2113 810.503 18.46%

80.02% 0.830 0.641 459375.8585 1223894.491 2.793 231.7059 925.423 19.19%

79.49% 0.827 0.742 530065.0981 1580895.834 3.608 237.6914 919.240 19.97%

91.11% 0.891 0.766 589491.8441 2259593.847 5.157 105.1079 1053.627 20.62%

94.31% 0.910 0.837 657670.283 3469685.076 7.919 67.6330 1090.658 21.37%

97.55% 0.930 0.879 706336.4242 5464469.491 12.472 29.2861 1128.130 21.90%

99.29% 0.941 0.937 761716.5337 13299730.6 30.354 8.4846 1148.281 22.51%

100.00% 0.946 1.000 817367.7069 13365139.5 30.504 0.0000 1156.465 23.12%

Por otro lado la producción acumulada de petróleo calculada por ambos métodos

es cercana, pero no igual. Los resultados de producción de petróleo hallados por

el método de Dykstra Parsons son ligeramente superiores y por lo tanto más

optimistas que los resultados hallados por el método de Stiles. Lo descrito se

puede observar en la figura 2.16.

65

TABLA 2.8 RESUMEN DE RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO TOTALMENTE ANALÍTICO DE STILES

fw Ea Ei Np bf

Wi t

años Qo

bppd Qw

bfad FR

47.84% 0.556 0.515 247375.852 509329.795 1.162 583.026 553.251 16.87%

68.28% 0.693 0.582 348491.677 837847.4496 1.912 369.480 789.611 17.98%

79.39% 0.774 0.650 434860.612 1259934.859 2.876 245.632 918.153 18.92%

86.45% 0.827 0.703 502078.671 1752086.494 3.999 163.952 999.762 19.66%

90.83% 0.864 0.789 589046.192 2683980.809 6.126 112.026 1050.393 20.62%

94.28% 0.889 0.808 620787.919 3225314.589 7.361 70.387 1090.315 20.96%

96.62% 0.910 0.868 681742.632 4976052.428 11.357 41.794 1117.387 21.63%

98.38% 0.924 0.901 719415.377 7222230.329 16.483 20.133 1137.713 22.05%

99.49% 0.935 0.948 766531.270 16070352.38 36.678 6.392 1150.526 22.56%

100.00% 0.943 1.000 814436.754 16126657.48 36.806 0.000 1156.465 23.09%

FIGURA 2.16 FACTOR DE RECOBRO DESPUÉS DE LA INYECCIÓN EN EL POZO GUANTA 27 ARENA U INFERIOR

La curva base de producción de petróleo sin inyección de la figura 2.17 se puede

comparar con la curva de producción de petróleo incremental después de la

inyección de agua en el pozo Guanta 27, desde el año 2018. Es fácilmente

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

FR

TIEMPO (AÑOS)

FACTOR DE RECOBRO DESPUÉS DE LA INYECCIÓN

DYKSTRA STILES

66

apreciable el incremento de producción de petróleo que existiría de

implementarse el proyecto de recuperación secundaria en el año 2018. Sin

embargo el proyecto no puede tener una duración mayor al tiempo establecido

como límite económico.

FIGURA 2.17 PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO INCREMENTAL DESPUÉS DE LA INYECCIÓN EN EL POZO GUANTA 27


67

CAPÍTULO 3

ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO

3.1 INTRODUCCIÓN

Realizar el análisis técnico – económico de un proyecto requiere conocer los

factores que lo afectarán. El análisis técnico – económico que se presenta en este

capítulo se realizará mediante el cálculo de los indicadores financieros VAN y TIR,

y así se determinará la rentabilidad del proyecto, además se considerará el tiempo

de recuperación de la inversión.

Para el estudio se utilizarán los resultados de la predicción de producción de

petróleo que se obtuvieron con el método de Stiles, ya que ese método refleja

valores cercanos, pero menores que los obtenidos con el método de Dykstra

Parsons, evitando así ser demasiado optimistas en los resultados que se

obtengan del análisis económico.

3.2 FACTORES A CONSIDERAR PARA EL ANÁLISIS TÉCNICO –

ECONÓMICO

3.2.1 CAPEX

En la industria petrolera el CAPEX comprende toda la inversión o desembolso que

se realiza previo a la implementación del proyecto, y que luego pasa a formar

parte de los activos de la empresa. (Moix, 2014)

En el caso específico de la implementación de inyección de agua en el pozo

Guanta 27, el CAPEX está conformado por las facilidades de superficie que se

deberán asentar y el reacondicionamiento del pozo Guanta 27 y Guanta 28.

3.2.1.1 Facilidades de superficie necesarias para implementar la inyección de agua en

el pozo Guanta 27 areuna U inferior

A medida que el campo madura, el corte de agua de las zonas en producción

sigue incrementándose. El campo Guanta Dureno produce actualmente 3500

68

BAPD que representa un BSW promedio del 30%, se anticipa que el corte de

agua continuará aumentando. El manejo de agua es sumamente importante para

asegurar el exitoso desarrollo del campo Guanta Dureno.

Para el desarrollo del proyecto se requiere la implementación de una mini

estación para la recolección, tratamiento e inyección de agua y además de las

líneas de flujo para la distribución de fluidos.

Para la recolección y tratamiento

Tratamiento: flotación y filtros.

Recolección: líneas, manifold, controles y válvulas.

Para la inyección

Bombas booster y bombas de inyección

Controles, instrumentación, sistemas eléctricos y sistema de combustible.

Turbina de succión y descarga.

Bases, tanques y equipos de seguridad

Para la mini estación para la inyección en un pozo se necesita:

Dos tanque de 5000 bl (uno para suministrar el agua a la unidad de

flotación y el otro para almacenar el agua de formación tratada)

Una unidad de flotación (para la separación del aceite del agua y

arrastrar los sólido fácilmente removibles).

Una unidad de filtración (para remover las partículas pequeñas).

Dos bombas booster.

Una bomba horizontal.

Líneas de alta presión.

Lo descrito se puede apreciar en la figura 3.1, que ilustra las facilidades de

superficie que se deberán implementar para el proyecto de inyección.

69

FIGURA 3.1 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA INYECCIÓN EN EL POZO GUANTA 27

3.2.1.2 Reacondicionamiento del pozo Guanta 27

La implementación del proyecto implica convertir el pozo Guanta 27 a inyector,

para eso es necesario mover una torre de reacondicionamiento a la localización

del pozo.

Al momento el pozo se encuentra con tubería de producción (320 juntas) 3 ½”

EUE 9.3 lb/ft L-80 clase “A” insta. Durante la conversión a pozo inyector el pozo

se re-completará con tubería nueva de inyección 3 ½” EUE 9.3 lb/ft clase “A”, se

cambiará de cabezal a uno de inyección.

3.2.2 OPEX

El OPEX abarca los costos de operación, que no se consideran activos de la

empresa, entre ellos está la energía eléctrica y los químicos para tratar el agua.

(Moix, 2014)

70

Se consideran gastos diarios y pueden ser fijos o variables. Los gastos variables

dependerán de la producción de barriles de petróleo, mientras que los gastos fijos

se refieren al costo del personal y energía eléctrica.

3.2.3 PRECIO DEL PETRÓLEO

Según la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), el precio del

crudo WTI a nivel mundial se podría mantener entre $55 y $60 en el 2018. El

precio del crudo ecuatoriano ha incrementado en los últimos meses de $44.8 a

$50.4 hasta octubre de 2017, y el diferencial del precio ha bajado como se

muestra en la figura 3.2.

FIGURA 3.2 DIFERENCIAL DEL CRUDO ECUATORIANO FRENTE AL WTI 2017

Fuente: El Universo, 2017

Para el análisis económico de la inyección de agua en el pozo Guanta 27 arena U

inferior se considerarán tres escenarios, optimista, probable y pesimista, con un

precio de barril de petróleo de $50.4, $45.3 y $40.2 respectivamente. Dichos

precios fueron utilizados debido a que son el más bajo, más alto y el medio que

alcanzó el barril de petróleo del Ecuador en el año 2017.

71

3.3 RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO

Para el caso particular del proyecto de inyección en el pozo Guanta 27 se

considera como límite un corte de agua del 80%, por lo tanto el tiempo del

proyecto serán 3 años.

3.3.1 ESCENARIO OPTIMISTA

El escenario optimista se desarrolla con un precio de barril de petróleo de $50.4.

La inversión es de tres millones y medio de dólares y se debe en gran parte a la

implementación de facilidades de superficie y reacondicionamiento de pozos.

Los resultados que se obtienen con el análisis técnico económico reflejan

resultados muy buenos. Se estima que con ese precio de barril de petróleo se

recuperará la inversión en menos de un año de iniciado el proyecto, como se

indica en la tabla 3.1.

El indicador financiero VAN es superior a cero y el TIR es 68%, ambos

indicadores confirman la viabilidad del proyecto, es decir que sí es factible su

implementación. De acuerdo con las predicciones de la OPEP el precio del barril

de petróleo superará los $60, en ese caso los resultados serán aún mejores.

3.3.2 ESCENARIO PROBABLE

Para el escenario probable el precio del petróleo es de $45.3 y los resultados se

encuentran en la tabla 3.2. Los resultados que se obtienen con el análisis técnico

económico reflejan buenos resultados. Se estima que con ese precio de barril de

petróleo se recuperará la inversión en menos de dos años de iniciado el proyecto.

El indicador financiero VAN es superior a cero y el TIR es 37%, ambos

indicadores confirman la viabilidad del proyecto, es decir que sí es factible su

implementación. Al igual que en el escenario optimista, el tiempo del proyecto es

3 años, antes de que el reservorio se inunde de agua por completo.

72

3.3.3 ESCENARIO PESIMISTA

El escenario pesimista se desarrolla con $40.2 como precio por el barril de

petróleo, como se puede ver en la tabla 3.3.

A diferencia de los otros dos escenarios, el proyecto resulta no ser factible, ya que

la recuperación de la inversión se da prácticamente en 3 años. El TIR es 5%, lo

que indica que el proyecto no representará mayor ganancia, sino que solo se

recuperará la inversión.

TABLA 3.1 RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO PARA UN ESCENARIO OPTIMISTA

AÑO PRODUCCIÓN

SIN INYECCIÓN (BFP)

PRECIO APROXIMADO POR BARRIL ($)

PRODUCCIÓN DESPUÉS DE LA

INYECCIÓN (BFP)

PRODUCCIÓN EXTRA (BFP)

CAPEX ($) OPEX ($) INGRESO ($) UTILIDAD ($) UTILIDAD

ACUMULADA ($)

0 -3500000 -3500000 -3500000

1 36500 50.4 244766.7037 208266.7037 6248001.11 10496641.87 4248640.756 748640.7564

2 31025 50.4 130741.8742 99716.87424 2991506.23 5025730.462 2034224.234 2782864.991

3 25550 50.4 86353.33839 60803.33839 1824100.15 3064488.255 1240388.103 4023253.094

4 20075 50.4 59832.07568 39757.07568 1192712.27 2003756.614 811044.3438 4834297.438

5 18250 50.4 50920.97246 32670.97246 980129.174 1646617.012 666487.8383 5500785.276

6 13870 50.4 42009.86925 28139.86925 844196.077 1418249.41 574053.3327 6074838.609

7 10950 50.4 33098.76604 22148.76604 664462.981 1116297.808 451834.8271 6526673.436

8 10220 50.4 24022.96815 13802.96815 414089.044 695669.5947 281580.5502 6808253.986

9 8030 50.4 21411.05718 13381.05718 401431.716 674405.282 272973.5665 7081227.553

10 6935 50.4 18799.14622 11864.14622 355924.387 597952.9694 242028.5828 7323256.136

VAN : $ 2,975,499.68

TIR : 68%

Tiempo de recuperación de inversión: 1 año

Tiempo del proyecto: 3 años

73

TABLA 3.2

RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO PARA UN ESCENARIO PROBABLE

AÑO PRODUCCIÓN




INYECCIÓN (BFP)



ACUMULADA ($)

0 -3500000 -3500000 -3500000

1 36500 45.3 244766.7037 208266.7037 6248001.11 9434481.68 3186480.567 -313519.433

2 31025 45.3 130741.8742 99716.87424 2991506.23 4517174.403 1525668.176 1212148.743

3 25550 45.3 86353.33839 60803.33839 1824100.15 2754391.229 930291.0774 2142439.821

4 20075 45.3 59832.07568 39757.07568 1192712.27 1800995.528 608283.2579 2750723.078

5 18250 45.3 50920.97246 32670.97246 980129.174 1479995.053 499865.8787 3250588.957

6 13870 45.3 42009.86925 28139.86925 844196.077 1274736.077 430539.9995 3681128.957

7 10950 45.3 33098.76604 22148.76604 664462.981 1003339.101 338876.1204 4020005.077

8 10220 45.3 24022.96815 13802.96815 414089.044 625274.4571 211185.4127 4231190.49

9 8030 45.3 21411.05718 13381.05718 401431.716 606161.8904 204730.1749 4435920.665

10 6935 45.3 18799.14622 11864.14622 355924.387 537445.8237 181521.4371 4617442.102

VAN : $ 1.356.624,76

TIR : 37%

Tiempo de recuperación de inversión: 2 años


74

TABLA 3.3 RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO PARA UN ESCENARIO PESIMISTA

AÑO PRODUCCIÓN




INYECCIÓN (BFP)



ACUMULADA ($)

0 -3500000 -3500000 -3500000

1 36500 40.2 244766.7037 208266.7037 6248001.11 8372321.491 2124320.378 -1375679.62

2 31025 40.2 130741.8742 99716.87424 2991506.23 4008618.344 1017112.117 -358567.505

3 25550 40.2 86353.33839 60803.33839 1824100.15 2444294.203 620194.0516 261626.5471

4 20075 40.2 59832.07568 39757.07568 1192712.27 1598234.442 405522.1719 667148.719

5 18250 40.2 50920.97246 32670.97246 980129.174 1313373.093 333243.9191 1000392.638

6 13870 40.2 42009.86925 28139.86925 844196.077 1131222.744 287026.6663 1287419.304

7 10950 40.2 33098.76604 22148.76604 664462.981 890380.3946 225917.4136 1513336.718

8 10220 40.2 24022.96815 13802.96815 414089.044 554879.3196 140790.2751 1654126.993

9 8030 40.2 21411.05718 13381.05718 401431.716 537918.4988 136486.7833 1790613.776

10 6935 40.2 18799.14622 11864.14622 355924.387 476938.678 121014.2914 1911628.068

VAN : ($ 262,250.16)

TIR : 5%

Tiempo de recuperación de inversión: 3 años


75

76

CAPÍTULO 4

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES

La existencia de continuidad de la arena U inferior del campo Guanta

Dureno se demostró gracias a los registros eléctricos y fue primordial para

confirmar la comunicación entre los pozos y así tener la certeza de que el

agua inyectada pueda cumplir con el objetivo de empujar al banco de

petróleo.

La selección del patrón de arreglo de pozos para éste trabajo, dependió de

la geología del reservorio, de los pozos existentes y principalmente de los

recursos económicos que dispone la empresa para el proyecto, al utilizar

en el arreglo a los pozos Guanta 5, Guanta 11, Guanta 12, Guanta 28 y

Guanta 27, y así evitar costos de perforación.

El campo Guanta Dureno es un buen candidato para un proyecto de

inyección de agua, una de las razones es que produce 3500 BAPD, siendo

el manejo del agua un aspecto fundamental para evitar riesgos

ambientales.

A pesar de la gran cantidad de métodos de predicción que existen, no

todos deben ser utilizados para cualquier proyecto de recuperación

secundaria, ya que las características de cada reservorio lo convierten en

un caso particular y debe elegirse un método que considere, de ser posible,

todas las propiedades y características del reservorio a ser inyectado.

El factor de recobro después de la inyección incrementará del 14 al 20% en

3 años, tiempo después del cual se producirá agua en su mayoría. Los

métodos de Stiles y Dikstra Parsons coinciden en dichos valores.

77

El caudal de inyección de agua para el pozo Guanta 27 se calculó en 1200

BAPD, éste valor se vio influenciado por el daño que presentan el pozo

inyector y los productores, además de las presiones de fondo fluyente y la

información petrofísica de la arena.

Se espera que gracias a la inyección de agua exista una producción extra

de petróleo de aproximadamente 244 mil barriles en el primer año, 99 mil

en el segundo y 60 mil en el tercer año, siendo ésta producción extra la

fuente para recuperar la inversión y obtener ganancias económicas.

En el caso particular de este proyecto, se concluye que es rentable con una

inversión de 3.5 millones y el precio del barril de petróleo de $45.3 y $50.4.

Por otro lado, el proyecto también será rentable si el precio del barril de

petróleo es $40.2, pero la ganancia será muy poca ya que el TIR es del

5%.

4.2 RECOMENDACIONES

Para un estudio de pre-factibilidad, es esencial contar con información de

saturaciones, permeabilidades relativas y permeabilidades absolutas que

sean confiables, de ser posible los datos deben haber sido tomados de

pozos cercanos al área en la que se piensa implementar la inyección. De

no existir dichos datos, se puede utilizar información de algún campo

vecino con características de la arena muy similares

Si la empresa que desea implementar el proyecto de recuperación

secundaria tiene suficientes recursos económicos y el tiempo necesario, la

mejor opción es la predicción de los resultados del comportamiento de la

inyección mediante un simulador numérico.

En un proyecto de inyección de agua es recomendable reinyectar el agua

producida para evitar problemas de compatibilidad entre fluidos y posibles

daños ambientales.

78

Tener en consideración las instalaciones de superficie existentes en el

campo para asegurar la accesibilidad del proyecto, y además de evitar

algún gasto innecesario.

En un análisis técnico – económico el factor que predomina es el precio del

petróleo, y debido a que ese factor es variable a través del tiempo, es

recomendable realizar el análisis por lo menos para tres escenarios.

Para el escenario optimista es aconsejable establecer como el precio del

barril de petróleo, al precio máximo al que llegó el año anterior al estudio, y

no el mayor valor que se espera.

En lo que respecta al proyecto, se recomienda la realización del estudio de

pre factibilidad para la implementación de recuperación secundaria por

inyección de agua en el pozo Guanta 27 arena U inferior mediante un

simulador numérico, para una mayor exactitud y verificación de resultados.

79

BIBLIOGRAFÍA

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83

GLOSARIO

1. Bombeo Electrosumergible.- Un sistema de levantamiento artificial

que utiliza un sistema de bombeo de fondo de pozo accionado

eléctricamente

2. Depletación.- Fenómeno natural de reducción progresiva del volúmen

de hidrocarburo que está en función del tiempo y del nivel de extracción

total.

3. Falla geológica.- Una interrupción o superficie laminar existente en una

roca frágil a lo largo de la cual existe un desplazamiento observable.

4. Levantamiento Artificial.- Cualquier sistema que agrega energía a la

columna de fluido de un pozo con el objetivo de iniciar y mejorar la

producción del pozo.

5. Pozo tipo “S”.- Pozo perforado con una sección de aumento de

ángulo, una sección tangencial y una sección de caída de ángulo.

6. Pozo petrolero.- Es una perforación efectuada en el subsuelo con

brocas de diferentes diámetros y con revestimiento de tuberías, a

diversas profundidades, para la prospección o explotación de

yacimientos. Permite la comunicación entre el subsuelo y superficie.

7. Yacimiento.- Roca que presenta porosidad y permeabilidad para

almacenar y transmitir fluidos.

84

ANEXOS

85

ANEXO No 1

RESERVAS DEL CAMPO GUANTA DURENO

CAMPO

RESERVORIO

FR a la Recuper

ación Final del

Yacimiento ( % )

Reserva Total Bls

Producción

Acumulada al

31-Diciembre-2016

Bls

Factor de Recobro

Actual

31-Dic-2016 ( % )

Reservas

Probadas

Produciendo Bls

Reservas

Probadas

shutin Bls

Reservas

Probadas

detrás del

casing Bls

Reservas

Probadas No

desarrolladas Bls

Reservas

Probables Bls

Reservas

Posibles Bls

Reservas

Probadas (1P)

Bls

Reservas

Probadas +

Probables (2P)

Bls

Reservas

Probabas +

Probables +

Posibles (3P)

Bls

Basal Tena

32,17 9.885.96

9,28 4.640.92

2,84 15,1

0 2.560.092,08

1.237.806,64

1.447.147,72

- - - 5.245.04

6,44 5.245.04

6,44 5.245.04

6,44

U Superior

4,29 1.901.34

6,05 1.714.89

4,14 3,87

162.402,50

24.049,41

- - - - 186.451,

91 186.451,

91 186.451,

91

U Inferior

21,05 45.368.9

97,74 30.270.5

61,27 14,0

4 3.695.740,65

2.682.090,78

202.557,87

6.917.090,56

1.600.956,61

- 13.497.4

79,86 15.098.4

36,47 15.098.4

36,47

T Superior

4,60 760.821,

88 244.698,

73 1,48 -

358.677,37

157.445,78

- - - 516.123,

15 516.123,

15 516.123,

15

T Inferior 24,98 24.975.3

48,67 10.788.2

82,57 10,7

9 1.526.317,61

3.301.954,76

1.675.439,40

6.059.973,08

1.623.381,25

- 12.563.6

84,85 14.187.0

66,10 14.187.0

66,10

Hollín Superior

23,94 9.342.02

6,10 6.218.56

6,11 15,9

4 978.058

,65 1.450.761,73

694.639,61

- - - 3.123.45

9,99 3.123.45

9,99 3.123.45

9,99

Subtotal Guanta-Dureno

92.234.5

10 53.877.9

26 12,0

8 8.922.6

11 9.055.3

41 4.177.2

30 12.977.0

64 3.224.3

38 -

35.132.246

38.356.584

38.356.584


86

87

ANEXO Nº 2

CORTE ESTRUCTURAL-ESTRATIGRAFICA DIRECCIÓN

NNO-NNE ENTRE LOS POZOS GUANTA 039 – GUANTA 028

– GUANTA 27 y GUANTA-005.

Fuente: PETROAMAZONAS EP

88

89

ANEXO Nº 3

CORTE ESTRUCTURAL-ESTRATIGRAFICA DIRECCIÓN

NNO-NNE ENTRE LOS POZOS GUANTAF 011 – GUANTA

27 y GUANTAG 012

Fuente: PETROAMAZONAS EP

90

91

ANEXO Nº 4

REGISTRO ELÉCTRICO Y ANÁLISIS DE LABORATORIO

DE UN CORE DEL POZO SECOYA 1

93

ANEXO Nº 5

PERMEABILIDADESABSOLUTAS A LA PROFUNFDIDAD

DEL ÁREA EN QUE SE DESEA IMPLEMENTAR LA

INYECCIÓN DE AGUA

94

GUANTA 5 GUANTA 12 GUANTA 27 GUANTA 11 GUANTA 28

PROFUND. K ABSOL PROFUND. K ABSOL PROFUND. K ABSOL PROFUND. K ABSOL PROFUND. K ABSOL

9634 - 36 140 9622 - 24 100 9974 – 76 60 9628 - 30 40 10050 - 52 40

9636 - 38 200 9624 - 26 410 9976 - 78 120 9630 - 32 300 10052 - 54 600

9638 - 40 600 9626 - 28 800 9978 - 80 250 9632 - 34 1200 10054 - 56 6000

9640 - 42 400 9628 - 30 2000 9980 - 82 800 9634 - 36 80 10056 - 58 2000

9642 - 44 250 9630 - 32 1680 9982 - 84 250 9636 - 38 180 10058 - 60 3500

9664 - 66 300 9632 - 34 1000 9984 - 86 250 9638 - 40 600 10060 -62 400

9666 - 68 2000 9634 - 36 1000 9986 - 88 1000 9640 - 42 600 10062 - 64 300

9968 - 70 2500 9636 - 38 2000 9988 - 90 400 9648 - 50 200 10064 - 66 180

9970 - 72 3000 9638 - 40 3000 9998 - 00 60 9650 - 52 400 10066 - 68 2000

9972 - 74 4000 9650 - 52 120 10000 - 02 60 9652 - 54 600 10068 - 70 80

9974 - 76 4000 9652 - 54 1200 10002 - 04 120 9654 - 56 180 10070 - 72 500

9976 - 78 80 9654 - 56 160 10004 - 06 200 9656 - 58 200 10072 - 74 1700

9656 - 58 180 10006 - 08 400 9658 - 60 600 10074 - 76 460

10008 - 10 2000 9660 - 62 800 10076 - 78 1800

10010 - 12 2000 9662 - 64 500 10078 - 80 4000

10012 - 14 2000 9664 - 66 1300 10080 - 82 3000

10014 - 16 900 9666 - 68 1400 10082 - 84 3000

10016 - 18 200 9668 - 70 200 10084 - 86 3000

10018 - 20 200

95

ANEXO Nº 6

ANÁLISIS DE LA CALIDAD DEL AGUA

96

Fuente: Petroamazonas, 2014

97

ANEXO Nº 7

RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO

TOTALMENTE ANALÍTICO DE DYKSTRA PARSONS

i = 1 i = 2 i = 3 i = 4 i = 5 i = 6 i = 7 i = 8 i = 9 i = 10

sumat ki @ cs 4163.703 3315.837 2636.387 1919.812 2288.522 973.385 653.637 290.101 85.797 0.000

(sumat ki @ cy)(Bo/Bw) 2384.629 4435.592 6176.397 7689.644 8867.919 9972.736 10833.083 11550.039 12037.803 12274.177

WOR 0.573 1.338 2.343 4.005 3.875 10.245 16.574 39.814 140.306

fw 0.364 0.572 0.701 0.800 0.795 0.911 0.943 0.975 0.993 1.000

A 0.528 0.374 0.279 0.205 0.209 0.123 0.099 0.075 0.062 0.057

Ea 0.654 0.728 0.782 0.830 0.827 0.891 0.910 0.930 0.941 0.946

Ei 0.429 0.504 0.581 0.641 0.742 0.766 0.837 0.879 0.937 1.000

Ed 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497 0.497

NP2 242405.324 316780.724 392262.935 459375.859 530065.098 589491.844 657670.283 706336.424 761716.534 817367.707

ΔNP 242405.324 74375.399 75482.211 67112.924 70689.240 59426.746 68178.439 48666.141 55380.109 55651.173

ΔN X WOR 138829.952 99491.898 176835.976 268815.136 273917.651 608851.549 1129958.574 1937585.289 7770170.811 0.000

Wd 295734.496 386472.483 478560.780 560438.547 646679.420 719180.050 802357.745 861730.438 929294.171 997188.602

Wp 138829.952 238321.850 415157.826 683972.962 957890.613 1566742.162 2696700.736 4634286.025 12404456.836 12404456.836

Wi 423737.944 610646.014 876199.040 1223894.491 1580895.834 2259593.847 3469685.076 5464469.491 13299730.604 13365139.497

t 352.994 508.697 729.916 1019.563 1316.962 1882.350 2890.414 4552.165 11079.313 11133.802

t años 0.967 1.394 2.000 2.793 3.608 5.157 7.919 12.472 30.354 30.504

qo 686.712 477.674 341.211 231.706 237.691 105.108 67.633 29.286 8.485 0.000

FR SEC 0.027 0.035 0.043 0.050 0.058 0.065 0.072 0.078 0.084 0.090

FR 0.168 0.176 0.185 0.192 0.200 0.206 0.214 0.219 0.225 0.231

98

99

ANEXO Nº 8

RESULTADOS OBTENIDOS CON EL MÉTODO DE STILES

100

CAPAS ESPESOR ft PERMEABILIDAD K (mD) K ordenada Ci =k x Δh

1 3.2 201.11 2028.89 6492.44

2 3.2 1481.11 1745.00 5584.00

3 3.2 940.00 1481.11 4739.56

4 3.2 1287.50 1287.50 4120.00

5 3.2 415.00 1002.50 3208.00

6 3.2 610.00 940.00 3008.00

7 3.2 1002.50 732.00 2342.40

8 3.2 2028.89 610.00 1952.00

9 3.2 1745.00 415.00 1328.00

10 3.2 732.00 201.11 643.56

32

33417.96

cj fw f`w REC

(Ei) A Ea Ed

NP 2

(MMBl)

DELTA

NP WOR ΔN X WOR

Wd

(MMBL)

Wp

(MMbL) Wi (MMBF)

6492.4

44

0.4

78

0.0

00

0.5

15

0.7

98

0.5

56

0.4

97

247375.

852

247375.

852 0.884

218579.7

57

301798.

540

218579.7

57

509329.7

95

12076.

444

0.6

83

0.4

78

0.5

82

0.4

43

0.6

93

0.4

97

348491.

677

101115.

825 2.074

209672.4

65

425159.

846

428252.2

22

837847.4

50

16816.

000

0.7

94

0.6

83

0.6

50

0.2

92

0.7

74

0.4

97

434860.

612

86368.9

35 3.712

320574.7

88

530529.

947

748827.0

10

1259934.

859

20936.

000

0.8

64

0.7

94

0.7

03

0.2

10

0.8

27

0.4

97

502078.

671

67218.0

59 6.146

413147.7

52

612535.

979

1161974.

762

1752086.

494

24144.

000

0.9

08

0.8

64

0.7

89

0.1

57

0.8

64

0.4

97

589046.

192

86967.5

21 9.540

829678.1

52

718636.

355

1991652.

914

2683980.

809

27152.

000

0.9

43

0.9

08

0.8

08

0.1

25

0.8

89

0.4

97

620787.

919

31741.7

27

15.87

9

504026.5

49

757361.

261

2495679.

463

3225314.

589

29494.

400

0.9

66

0.9

43

0.8

68

0.0

99

0.9

10

0.4

97

681742.

632

60954.7

13

27.54

7

1679095.

498

831726.

011

4174774.

961

4976052.

428

31446.

400

0.9

84

0.9

66

0.9

01

0.0

82

0.9

24

0.4

97

719415.

377

37672.7

46

58.44

8

2201899.

723

877686.

760

6376674.

684

7222230.

329

32774.

400

0.9

95

0.9

84

0.9

48

0.0

69

0.9

35

0.4

97

766531.

270

47115.8

93

186.6

20

8792744.

988

935168.

149

15169419

.672

16070352

.378

33417.

956

1.0

00

0.9

95

1.0

00

0.0

61

0.9

43

0.4

97

814436.

754

47905.4

84 0.000

993612.

840

15169419

.672

16126657

.475

101

t (días) t años qo (BFPD) FR SEC FR 424.296 1.162 583.026 0.027 0.169

697.967 1.912 369.480 0.038 0.180

1049.586 2.876 245.632 0.048 0.189

1459.572 3.999 163.952 0.055 0.197

2235.885 6.126 112.026 0.065 0.206

2686.842 7.361 70.387 0.068 0.210

4145.290 11.357 41.794 0.075 0.216

6016.464 16.483 20.133 0.079 0.220

13387.374 36.678 6.392 0.084 0.226

13434.279 36.806 0.000 0.089 0.231

escuela politÉcnica nacional - …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/19373/1/cd-8757.pdf ·...

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