evaluacion de pozos

8/13/2019 Evaluacion de pozos

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EVALUACIN POZO A POZO

RONALD DARO PONCE HIDALGO

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERFACULTAD DE INGENIERAS FSICO-QUMICAS

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOSBUCARAMANGA

2004


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EVALUACIN POZO A POZO

RONALD DARO PONCE HIDALGO

Trabajo para optar al ttulo de:Ingeniero de Petrleos

Prctica Industrial

OMIMEX DE COLOMBIA, LTD.

DirectoresSamuel Fernando MuozManuel Fernando Romero

Ingenieros de Petrleos

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERFACULTAD DE INGENIERAS FSICO-QUMICAS

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOSBUCARAMANGA

2004


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A DiosA mis padresA mi familia, con todo mi amor


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AGRADECIMIENTOS

A mi familia, por su apoyo incondicional y sin lmites.

A Samuel Muoz y Manuel Romero, ingenieros de petrleos, tutores de esteproyecto, por su respaldo, confianza y colaboracin.

A Omimex de Colombia Ltd, en cabeza de su gerente, ingeniero SegundoGonzles, por darme la oportunidad de formarme en tan prestigiosa empresa.

Al personal que labora en los campos operados por Omimex, por sucolaboracin y enseanzas.

A la Universidad Industrial de Santander por su formacin y los buenosmomentos que en ella pas.

A mis amigos en Campo, y mis amigos paisanos que de muchas formascolaboraron para culminar ste trabajo.


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CONTENIDO

INTRODUCCIN......................................................................................................11. GENERALIDADES DE LOS CAMPOS..........................................................2

1.1 LA EMPRESA.............................................................................................21.2 HISTORIA DE LOS CAMPOS.................................................................41.4 GEOLOGA................................................................................................6

1.4.1 Geologa Estructural...........................................................................61.4.2 Geologa Estratigrfica.......................................................................61.4.3 Unidades Productoras.........................................................................71.4.4 Geologa del Petrleo..........................................................................81.4.5 Generacin y Migracin.....................................................................81.4.6 Reservorios..........................................................................................91.4.7 Sellos.....................................................................................................91.4.8 Trampas ...............................................................................................9

1.5 PROPIEDADES Y CARACTERSTICAS GENERALES...................101.6 PRODUCCIN Y OPERACIONES.......................................................14

1.6.1 Perforacin y Completamiento de los Pozos...................................141.6.2 Configuracin de la Cabeza de Pozo...............................................171.6.3 Sistema de Levantamiento Artificial...............................................181.6.4 Lneas de Flujo..................................................................................201.6.5 Mdulos de Produccin....................................................................211.6.6 ESTACIN DE BOMBEO..............................................................321.6.7 Equipo Varillero................................................................................33

1.7 ESTIMULACIN MEDIANTE INYECCIN CCLICA DE VAPOR .351.7.1 Perodo de inyeccin.........................................................................361.7.2 Perodo de remojo.............................................................................361.7.3 Perodo de produccin......................................................................36

2. ANLISIS DE LA HISTORIA DE PRODUCCIN CAMPOS TECA YNARE.........................................................................................................................38

2.1 TEORA DEL ANLISIS DE CURVAS DE DECLINACIN...........382.1.1 Tasa de declinacin...........................................................................412.1.2 Tipos de Declinacin.........................................................................422.1.3 Declinacin Exponencial...................................................................462.1.4 Declinacin Hiperblica...................................................................482.1.5 Declinacin Armnica.......................................................................48

2.2 HISTORIA Y ANLISIS DE PRODUCCIN CAMPOS TECA YNARE SUR ............................................................................................................49

2.2.1 Pozos Productores.............................................................................492.2.2 Historia de Produccin e Inyeccin Cclica de Vapor...................49


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2.2.3 Calculo del Recobro Incremental Debido a la Inyeccin Masiva deVapor ..................................................................................................53

2.2.4 Influencia de la inyeccin sobre la declinacin en la produccin.552.2.5 Historia del Comportamiento del BS&W a travs del Tiempo....56

2.3 DEFINICIN DE LA CURVA DE DECLINACIN EN FRO PARATODO EL CAMPO..............................................................................................58

3. EVALUACIN POR POZOS.........................................................................613.1 INFORMACIN UTILIZADA...............................................................62

3.1.1 Archivo por Pozo Well File..........................................................623.1.2 Historia de Produccin.....................................................................623.1.3 Ciclos de Inyeccin............................................................................623.1.4 Historia de Servicios a Pozo y Workover........................................633.1.5 Pruebas de Produccin.....................................................................633.1.6 Dinagramas........................................................................................633.1.7 Registros.............................................................................................643.1.8 Pruebas de presin y temperatura..................................................64

3.2 POZO TECA A.........................................................................................653.2.1 Informacin General del Pozo.........................................................653.2.2 Anlisis Operacional.........................................................................663.2.3 Estado Mecnico del Pozo................................................................683.2.4 Sistema de Levantamiento................................................................683.2.5 Informacin de Yacimientos............................................................693.2.6 Petrleo Original In Situ..............................................................733.2.7 Historia de Produccin de Fluidos..................................................733.2.8 Definicin de la curva de produccin..............................................773.2.9 Historia de Inyeccin de Vapor.......................................................793.2.10 Curva de Produccin en Fro...........................................................793.2.11 Ciclos de Inyeccin............................................................................813.2.12 Anlisis de la Inyeccin Cclica de Vapor.......................................823.2.13 Anlisis Econmico...........................................................................853.2.14 Recomendaciones..............................................................................92

3.3 POZO TECA B.........................................................................................933.3.1 Informacin General.........................................................................933.3.2 Anlisis Operacional.........................................................................943.3.3 Estado Mecnico...............................................................................943.3.4 Propiedades Petrofsicas del Pozo Teca B.......................................953.3.5 Clculo del Petrleo Original In-Situ..............................................983.3.6 Estado del Sistema de Levantamiento Artificial............................993.3.7 Historia de Produccin...................................................................1003.3.8 Historia de Inyeccin de Vapor.....................................................1023.3.9 Anlisis de la Inyeccin Cclica de Vapor.....................................1033.3.10 Evaluacin econmica.....................................................................1053.3.11 Conclusiones....................................................................................105


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3.4 POZO TECA C.......................................................................................1073.4.1 Informacin General del Pozo.......................................................1073.4.2 Anlisis Operacional.......................................................................1083.4.3 Estado Mecnico.............................................................................1083.4.4 Sistema de Levantamiento..............................................................1093.4.5 Historia de Produccin de Fluidos................................................1103.4.6 Historia Inyeccin de Vapor..........................................................1123.4.7 Produccin Incremental.................................................................1133.4.8 Evaluacin Econmica....................................................................1133.4.9 Conclusiones....................................................................................115

3.5 POZO TECA D.......................................................................................1173.5.1 Informacin General del Pozo.......................................................1173.5.2 Anlisis Operacional.......................................................................1183.5.3 Estado Mecnico del Pozo..............................................................1183.5.4 Procedimiento Adoptado................................................................1203.5.5 Observaciones Realizadas.............................................................1213.5.6 Sistema de Levantamiento..............................................................1223.5.7 Historia de Produccin de Fluidos................................................1233.5.8 Historia Inyeccin de Vapor..........................................................1243.5.9 Evaluacin Econmica....................................................................126

3.6 POZO TECA E........................................................................................1273.6.1 Informacin General del Pozo.......................................................1273.6.2 Trabajos de reacondicionamiento Campos Teca y Nare Sur.....1273.6.3 Fenmenos de Arenamiento en los Pozos de Campo Teca..........1293.6.4 Observaciones sobre Liner recuperado en Workover.........1303.6.5 Anlisis Operacional.......................................................................1313.6.6 Sistema de Levantamiento Artificial.............................................1353.6.7 Historia de Produccin de Fluidos................................................1363.6.8 Historia Inyeccin de Vapor..........................................................1373.6.9 Anlisis de la Inyeccin Cclica de Vapor.....................................1393.6.10 Calor Inyectado por Pie de Arena Neto........................................1403.6.11 Aceite Original In Situ....................................................................1413.6.12 Evaluacin Econmica....................................................................142

3.7 POZO NARE A.......................................................................................1453.7.1 Informacin General del Pozo.......................................................1453.7.2 Anlisis Operacional.......................................................................1463.7.3 Estado Mecnico del Pozo..............................................................1473.7.4 Sistema de Levantamiento..............................................................1483.7.5 Historia de Produccin de Fluidos................................................1483.7.6 Historia Inyeccin de Vapor..........................................................1503.7.7 Anlisis de la Inyeccin Cclica de Vapor.....................................1523.7.8 Calor Inyectado por Pie de Arena.................................................1533.7.9 Tiempo de Produccin....................................................................154


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3.8 POZO NARE B.......................................................................................1563.8.1 Informacin General del Pozo.......................................................1563.8.2 Anlisis Operacional.......................................................................1563.8.3 Estado Mecnico del Pozo..............................................................1573.8.4 Sistema de Levantamiento..............................................................1573.8.5 Historia de Produccin de Fluidos................................................1583.8.6 Historia de Inyeccin de Vapor.....................................................1603.8.7 Anlisis de la Inyeccin Cclica de Vapor.....................................1613.8.8 Calor Inyectado/Pie.........................................................................1613.8.9 Tiempo de Produccin....................................................................1623.8.10 Produccin Incremental.................................................................162

3.9 POZO NARE C.......................................................................................1643.9.1 Informacin General del Pozo.......................................................1643.9.2 Anlisis Operacional.......................................................................1663.9.3 Estado Mecnico del Pozo..............................................................1673.9.4 Historia de Produccin de Fluidos................................................1693.9.5 Anlisis de la Historia de Produccin............................................1693.9.6 Ciclos de Inyeccin..........................................................................1703.9.7 Evaluacin Econmica....................................................................1713.9.8 Conclusiones....................................................................................1713.9.9 Recomendaciones............................................................................172

4. CONCLUSIONES...........................................................................................1735. RECOMENDACIONES.................................................................................176BIBLIOGRAFA.....................................................................................................177REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS..................................................................178


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LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 - Mapa de ubicacin Campos Teca y Nare Sur................................................................................ 5 Figura 1.2 Columna Estratigrfica .................................................................................................................... 7 Figura 1.3 Estado Mecnico tpico de un pozo del Campo Teca y Nare Sur .............................................16 Figura 1.4 Configuracin Cabeza de Pozo campos Teca y Nare Sur ..........................................................17 Figura 1.5 - Unidad de Bombeo Mecnico, Lufkin M 456 D 256-144.............................................................19 Figura 1.6 Sistema de Tratamiento de Aguas Residuales Modulo 1 Campo Teca....................................26 Figura 1.7 Sistema de Generacin de Vapor Modulo 1 Campo Teca..........................................................28 Figura 1.8 Separadores de prueba fuera de servicio .....................................................................................32 Figura 1.9 Tanques de Techo Flotante Estacin de Bombeo Teca (EBT) ....................................................33 Figura 2.1 - Factores que influyen en la razn de declinacin.......................................................................42 Figura 2.2 - Diagramas de los tipos de declinacin, en coordenadas Cartesianas, Logartmicas ySemilogartmicas.43 Figura 2.3 - Diferencia entre la tasa de declinacin nominal (d) y real (D)...................................................47 Figura 2.4 Historia de Produccin de Agua y Fluido Total Campos Teca y Nare Sur. ............................50 Figura 2.5 Produccin Promedia por Pozos Activos Campos Teca y Nare Sur ........................................51 Figura 2.6 Curva Histrica (Escenario 1) y Supuesta (Escenario 2) del comportamiento de la

produccin campos Teca y Nare ..............................................................................................................54 Figura 2.7 Avance del frente de agua a travs del tiempo ...........................................................................57 Figura 2.8 Ajuste de la produccin en fro a las curvas tipo de Fetkovich................................................59 Figura 3.1 Historia de produccin y ciclos de inyeccin Pozo Teca A........................................................74 Figura 3.2 Ultimas pruebas de produccin Pozo Teca A..............................................................................75 Figura 3.3 Influencia de la temperatura en cabeza de pozo sobre el comportamiento de la produccin.

......................................................................................................................................................................77 Figura 3.4 Mapa del calor promedio inyectado durante el primer semestre de 2003...............................77 Figura 3.5 Anlisis de declinacin para definir la curva de produccin actual Pozo Teca A..................78 Figura 3.6 Comparacin de las curvas de produccin segn el coeficiente de declinacin.....................80 Figura 3.7 Curva definitiva de produccin en fro ........................................................................................81 Figura 3.8 Historia de inyeccin de vapor y ganancias debidas a la estimulacin con vapor.................82 Figura 3.9 Comparacin de la produccin incremental con la duracin de cada ciclo ............................83 Figura 3.10 Historia de inyeccin de vapor y ganancias debidas a la estimulacin con vapor...............84 Figura 3.11 Localizacin del Pozo Teca B.......................................................................................................93 Figura 3.12 Estado Mecnico despus del trabajo de reacondicionamiento..............................................95 Figura 3.13 Historia de produccin antes del cierre de la zona B y A inferior ........................................100 Figura 3.14 Historia de produccin despus de reabrir el pozo produciendo por las arenas de la zona

A superior .................................................................................................................................................101 Figura 3.15 Ganancias de aceite debidas a la estimulacin con vapor......................................................102 Figura 3.16 Pruebas de produccin del ltimo ao .....................................................................................104 Figura 3.17 Historia de Produccin de Fluidos Pozo Teca C.....................................................................110 Figura 3.18 ltimas pruebas de produccin Pozo Teca C..........................................................................111 Figura 3.19 - Produccin Incremental debida a Estimulacin Cclica por Vapor.......................................113 Figura 3.20 Comportamiento del relleno con respecto a la inyeccin de vapor......................................119 Figura 3.21 - Historia de Produccin Pozo Teca-239......................................................................................123 Figura 3.22 - Historia de Inyeccin Cclica de Vapor Pozo Pozo D.............................................................125 Figura 3.23 - Historia de depositacin de arenas en el fondo del pozo TECA E........................................133 Figura 3.24 Estado mecnico pozo despus del trabajo de reacondicionamiento...................................135 Figura 3.25 - Historia de Produccin y Ciclos de Inyeccin..........................................................................136 Figura 3.26 Pruebas de produccin del ltimo ao Pozo Teca 229 ...........................................................137 Figura 3.27 Calculo del petrleo incremental debido a la inyeccin de vapor cclica ............................138


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Figura 3.28 Comparacin entre el Petrleo incremental y la cantidad de calor que se inyecta por pie dearena neto..................................................................................................................................................140

Figura 3.29 - Produccin incremental promedio por ciclos..........................................................................141 Figura 3.30 Localizacin Pozo NARE A .......................................................................................................146 Figura 3.31- Historia del comportamiento del nivel de relleno....................................................................147 Figura 3.32 Historia de produccin de Fluidos y Ciclos de Inyeccin......................................................149 Figura 3.33 ltimas pruebas realizadas al pozo.........................................................................................150 Figura 3.34 Ganancias debidas a la inyeccin de vapor. ...........................................................................151 Figura 3.35 - Calor inyectado por pie de arena y Recobro incremental de crudo por ciclo. .....................153 Figura 3.36 Produccin Incremental Diaria por Cada Ciclo........................................................................154 Figura 3.37 Historia de produccin y ciclos de inyeccin pozo Nare B.....................................................158 Figura 3.38 Pruebas de produccin realizadas al pozo durante el ltimo ao........................................159 Figura 3.39 Relacin entre la produccin de aceite y la temperatura del fluido en cabeza de pozos....160 Figura 3.40 Petrleo incremental debido a la estimulacin con vapor y cantidad de calor inyectado porpie de arena neta. .....................................................................................................................................161 Figura 3.41 - Curva de produccin en fro y produccin incremental........................................................162 Figura 3.42 Grfica de las ltimas pruebas de produccin realizadas al Pozo Nare C ..........................166 Figura 3.43 Estado Mecnico Pozo Nare C...................................................................................................168 Figura 3.44 Historia de produccin de fluidos.............................................................................................169 Figura 3.45 Declinacin en Fro Pozo Nare C..............................................................................................170


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LISTA DE TABLAS

Tabla 1.1 Propiedades y caractersticas de los Campos Teca y Nare Sur ...............................................13 Tabla 2.1 Desarrollo matemtico de las relaciones Tasa-Tiempo y Tasa-Produccin Acumulada.....44 Tabla 3.1 Clculo de propiedades petrofsicas a partir de registros .......................................................72 Tabla 3.2 Informacin de los ciclos de inyeccin Pozo Teca A ................................................................82 Tabla 3.3 Resultados del anlisis econmico a 10 aos.............................................................................87 Tabla 3.4 Anlisis Pozo Teca A - Ciclo 9 - Noviembre de 2001................................................................88 Tabla 3.5 Anlisis Pozo Teca A - Ciclo 8 - Septiembre de 2000................................................................89 Tabla 3.6 Anlisis Pozo Teca A - Ciclo 10 Fecha: Inmediatamente despus de reabrir a produccin

.........................................................................................................................................................91 Tabla 3.7 Clculos de Arenas Netas a partir de registros elctricos........................................................97 Tabla 3.8 Valores promedio de porosidad y saturacin de agua a partir de registros elctricos........98 Tabla 3.9 Informacin de los ciclos de inyeccin.....................................................................................103 Tabla 3.10 Valores de salida evaluacin econmica Pozo Teca B............................................................105 Tabla 3.11 Relacin entre las revoluciones por minuto y la taza de produccin de fluidos ................112 Tabla 3.12 Relacin entre la produccin y las revoluciones por minuto................................................114 Tabla 3.13 Comparacin de los consumos de energa elctrica Bombeo Mecnico - PCP ...................114 Tabla 3.14 Anlisis del tamao de la arena recuperada en los barriles ..................................................120 Tabla 3.15 Estado de los filtros en prueba ..................................................................................................122 Tabla 3.16 Resultados de los chequeos de fondo realizados al pozo TECA E.......................................132 Tabla 3.17 Ciclos y parmetros de inyeccin pozo TECA E.....................................................................139 Tabla 3.18 Evaluacin Econmica Pozo Teca E .........................................................................................142 Tabla 3.19 Evaluacin Econmica Pozo Teca E .........................................................................................143 Tabla 3.20 Chequeos de fondo realizados al pozo.....................................................................................157 Tabla 3.21 Ciclos y parmetros de inyeccin pozo NARE B....................................................................160 Tabla 3.22 Chequeos de fondo al Pozo Nare C..........................................................................................167 Tabla 3.24 Ciclos y parmetros de inyeccin Pozo Nare C ......................................................................170 Tabla 3.25 Evaluacin econmica a 1 y 10 aos Pozo Nare C..................................................................171


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RESUMEN

TTULO:

EVALUACIN POZO A POZO*

AUTOR:

RONALD DARO PONCE HIDALGO**

PALABRAS CLAVES:

Teca, Nare Sur, petrleo pesado, inyeccin cclica, pozo.

DESCRIPCIN:

Los campos Teca y Nare Sur han estado en produccin por ms de veinticinco aos en losque han sucedido infinidad de procesos y fenmenos que han modificado ostensiblementelas caractersticas iniciales del yacimiento y de la infraestructura creada para su explotacin.Esta dinmica hizo necesario analizar la historia operativa y de produccin de los pozos, paracaracterizar su estado actual y con ello decidir su manejo futuro y as optimizar la produccinde petrleo y reducir el uso de recursos tcnico-econmicos. Despus de analizar pozo porpozo todo el campo, se observaron siete situaciones tipo, con base en stas, se escogieron lossiguientes pozos:

Pozo cerrado por baja produccin de petrleo y alta produccin de agua. Pozo en el que sesuspendi la estimulacin de vapor debido a la pobre respuesta a ella. Pozo que actualmentese mantiene con estimulacin cclica de vapor. Pozo en el que se abri a produccin zonasque no haban sido explotadas. Pozo en el que se cambi el sistema de bombeo. Pozo en elque se efectu un reacondicionamiento mecnico. Pozo con problemas de produccin dearenas.

Analizando estos aspectos econmicos y operativos se demostr la conveniencia de:Implementar tales situaciones en otros pozos, mantener las condiciones como se encuentranen este momento o suspender ciertas operaciones. As se lleg a las siguientes conclusiones:Reabrir a produccin los pozos cerrados y que tcnicamente son aptos para ello. Continuar

con la inyeccin de vapor en los pozos que estn en buenas condiciones mecnicas evitandoel enfriamiento de la formacin. En los otros pozos, cambiar de sistema de bombeo a unoque implique menores costos por mantenimiento como es el bombeo por cavidadesprogresivas. Reacondicionar mecnicamente los pozos cuando estos trabajos no impliquencostos superiores al punto de equilibrio e inyectarles vapor nuevamente.

* Proyecto de grado** Facultad de Ingenieras Fsico-Qumicas. Escuela de Ingeniera de Petrleos, Msc. Samuel Fernando Muoz, Ing.Manuel Romero.


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SUMMARY

TITLE:

WELL BY WELL EVALUATION*

AUTHOR:

RONALD DARO PONCE HIDALGO**

KEYWORDS:

Teca, Nare Sur, heavy oil, cyclic injection, well.

DESCRIPTION:

Teca and Nare Sur oilfields has been in production since over twenty five years, during thistime has happened many processes and phenomena that have ostensibly modified thereservoir features and infrastructure created for exploit it. This dynamics do necessary toanalyze the operative and production wells history to characterize its current status and thisway decide its future handling and thus optimize the oil production and reduce technicaland economic resources. After analyze well by well the entire field, it was observed seventype situations, on the basis of this situations, it was chosen the following wells:

Well shut down for low oil production and high water production. Well who was suspendedthe steam injection due to poor result to it. Well who currently is maintained with cyclicsteam injection. Well who was turned on in intervals that wasnt been exploited. Well whowas changed the lifting system. Well who was carried out a mechanical fitting-up. Wellwith sand production problems.

Analyzing these economic and operative aspects it was proven the advantage of: Implementsuch situations in other wells, keep the conditions as this moment or suspend suchoperations. This way the following conclusions were gotten out: Turn on to production theshut wells who are technically apt to that. Continue with steam injection in wells that havegood mechanical conditions avoiding the reservoir cooling. In the other wells change thelifting system to other that involve lesser operative maintenance costs, like progressive cavity

pump system. Mechanically fit up the wells when this works doesnt involve major costs tobreak even and then inject again.

* Degree Project** Physical-Chemical Engineering Faculty. Petroleum Engineering, Msc. Samuel Fernando Muoz, Eng. ManuelRomero


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INTRODUCCIN

Todo campo petrolfero mantiene un comportamiento dinmico despus de queel primer pozo es perforado y altera el equilibrio que el yacimiento mantenahasta ese momento. Por eso es fundamental entender y conocer los fenmenosque en l ocurren, con el fin de lograr la explotacin de la mayor cantidad dehidrocarburos presentes en el subsuelo.

Los campos Teca y Nare Sur tienen una larga historia de produccin en la quehan sucedido infinidad de acontecimientos que de una u otra forma hanalterando al yacimiento y sus propiedades y se han visto reflejados en elcomportamiento de la produccin de fluidos.

En este trabajo se presentara una recopilacin de los principales eventosocurridos a los pozos durante su historia de produccin desde su perforacin

hasta la actualidad, haciendo un anlisis de los efectos que stos han tenido sobrela produccin de petrleo, agua y gas as como tambin sobre las reservasrecuperables de cada pozo. Se pondr especial atencin a los procesos derecobro que para el caso de estos campos es la inyeccin cclica de vapor, loscuales tienen gran importancia puesto que alrededor del 40% de la produccinacumulada se ha debido a ella. Se evaluar el desempeo de cada pozo con elfin de indagar en aquellos fenmenos que han tenido mayor repercusin sobre larecuperacin de los hidrocarburos del yacimiento. Por ltimo teniendo encuenta este anlisis de la historia se lograr determinar el estado actual del pozoy sus expectativas de recobro en el futuro, con el fin de planificar las accionestendientes a optimizar la produccin de crudo. .


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1. GENERALIDADES DE LOS CAMPOS

1.1 LA EMPRESA

Omimex de Colombia LTD., operadora de los campos Teca y Nare Sur, fuecreada el 5 de diciembre de 1994; es una sucursal en Colombia de OmimexResources Inc. cuya casa matriz se encuentra localizada en Fort Worth, Texas,Estados Unidos; su objeto social es la exploracin, explotacin, transporte dehidrocarburos y servicios petroleros en el territorio nacional.

En 1994 Omimex de Colombia Ltd. compr la participacin que la compaaTexas Oil Company tena sobre los contratos de asociacin con ECOPETROLen el valle del Magdalena Medio, as como tambin sobre el OleoductoVelsquez Galn y el campo Velsquez, el nico que en Colombia seexplota bajo la modalidad de propiedad privada.

En Diciembre de 1994 se le entreg la operacin del Campo Velsquez, conuna produccin promedio de 2050 bopd. El 7 de Octubre de 1995 se recibila operacin de la Asociacin Nare y Cocorn (donde se ubican los camposTeca y Nare Sur). El primero de Enero de 1996 asumi la Concesin Cocornla cual revirti al Estado (ECOPETROL) el 25 de Febrero de 1997.

El 12 de Octubre de 1997 se firm el Contrato de Asociacin Cuerdas para

realizar exploracin en la Cuenca de los Llanos Orientales, departamento delCasanare. Para realizar exploracin en el bloque Sarare, adyacente al bloqueCuerdas, se firm otro contrato de Asociacin en Septiembre de 1998. Losesfuerzos exploratorios no fructificaron, incluso se perfor un pozoexploratorio que result seco, por lo que los Contratos Cuerdas y Sararefueron renunciados por la compaa en el ao 20001.


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En Noviembre de 1999 se aprob el Plan de Desarrollo de la Fase 1 del

Campo Jazmn, rea comercial no desarrollada de la Asociacin Nare. EnSeptiembre de 2000 se iniciaron las operaciones de perforacin y desarrollode la Primera Fase del campo Jazmn (103 pozos productores). La produccindel campo se inici en Julio de 2002. A la fecha esta en ejecucin la segundafase de desarrollo de campo Jazmn y los resultados han sido prometedores.En mayo de 2004 se declar la comercialidad del campo Nare Bajo Ro yactualmente esta en ejecucin la fase de desarrollo de este campo con la

perforacin de 17 pozos, esta rea se encuentra entre los campos Nare Sur y Jazmn, y pretende explotar la parte del yacimiento que se encuentra bajo ellecho del Ro Magdalena.

Paralelamente en las llamadas zonas buffer, que son bloques exploratoriosubicados en el Magdalena Medio donde se albergan expectativas de reservaspetrolferas importantes, se estn llevando a cabo programas exploratorios

con buenos resultados, en algunas de ellas se est a la espera de la declaracinde comercialidad de estas zonas por parte de ECOPETROL.

En el Campo Velsquez, campo de gran importancia para la compaa por sucarcter privado se estn desarrollando nuevas zonas productivas, enconsecuencia, la produccin ha llegado a niveles que no se alcanzaban desdehace muchos aos cuando el campo an no estaba tan agotado.

Esta cantidad de proyectos indudablemente aumentaran la produccin totalde petrleo de la empresa, por lo que actualmente se estn se ejecutandoproyectos de ampliacin de las facilidades de almacenamiento y transportecon que cuenta la compaa.


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1.3 UBICACIN GEOGRFICA

Los campos Teca y Nare Sur estn ubicados en el departamento deAntioquia, lmites con el departamento de Boyac en jurisdiccin de losmunicipios de Puerto Triunfo y Puerto Nare respectivamente. Localizados aaproximadamente 160 kilmetros al noroeste de Bogot y 190 kilmetros alsur de la Refinera de Barrancabermeja, a 23 kilmetros de la autopista BogotMedelln por el occidente y 5 km de la troncal del Magdalena Medio por el

oriente. La ciudad ms importante cercana a los campos es Puerto Boyac(Boyac)3.

Figura 1.1 - Mapa de ubicacin Campos Teca y Nare SurFuente: Departamento de yacimientos Campo Teca.


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1.4 GEOLOGA

1.4.1 Geologa Estructural

Geolgicamente los campos Teca y Nare Sur se hallan en un sector de lacuenca del Valle Medio del Magdalena en el que la estructura general es unmonoclinal con rumbo SW-NE y buzamiento hacia el este.

El estilo tectnico caracterstico del rea est relacionado a dos sistemasprincipales de fallas de rumbo, uno de direccin NW-SE y movimiento lateralizquierdo, al cual pertenece la Falla de Velsquez Palagua y otro dedireccin SW-NE y movimiento lateral derecho, al cual pertenece la Falla deCocorn. Los dos sistemas mencionados son de carcter transtensivo, por locual generan fallas de apariencia normal que por lo general presentan subloque hundido hacia la cuenca.

La interferencia de estos dos sistemas de fallamiento dio lugar al desarrollo

de cierres estructurales de tallas apreciables, que a su vez permitieron laacumulacin de volmenes importantes de hidrocarburos, tales como loshallados en los campos de Velsquez, Palagua y Moriche, asociados a la Fallade Velsquez y en los campos Teca, Nare y Jazmn, asociados a la Falla deCocorn.

1.4.2 Geologa Estratigrfica

La columna estratigrfica generalizada presente en el rea del campo estconstituida por un complejo de rocas gneas y metamrficas de edadprecretcica, que conforman una plataforma sobre la cual descansa unasecuencia de sedimentos de origen fluvial poco consolidados discordantes delmesozoico inferior, terciario inferior y el relleno continental del terciariosuperior y cuaternario, depositados en ambientes de meandros y canalesentrelazados, cuya edad se halla comprendida entre el Eoceno y el Reciente


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Oligoceno; el espesor promedio de dicha seccin en el rea del campo es de

2300 pies.

Figura 1.2 Columna EstratigrficaFuente: Departamento de Yacimientos Teca.

1.4.3 Unidades Productoras

La acumulacin de petrleo en el campo Teca es una extensin quecomprende los campos Jazmn, Nare y UnderRiver.

Las caractersticas litolgicas del campo son similares a las encontradas endichos campos; toda la seccin productora muestra una gradacin arcillosaincremental y cuerpos de arenas delgados pobremente desarrollados con unatendencia hacia el norte. Con base en los registros se puede establecer las


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unidades productoras denominadas: "Zona A", dividida en "Zona A

Superior" AS-1 y AS-2, y "Zona A Inferior", "Zona B" y "Zona C", las cuales asu vez presentan intercalaciones de arcillas que en la Zonas A Inferior y ZonaB, principalmente en la A, alcanzan porcentajes crticos que hacen quedisminuya notablemente el espesor neto petrolfero; Tambin se aprecia unmejor desarrollo de las arenas inferiores (Zona B), constituyndose en lasarenas de inters, siendo las arenas inferiores (Zona A) ms delgadas yarcillosas.

1.4.4 Geologa del Petrleo

El Campo Teca es un entrampamiento estructural asociado a la Falla deCocorn y bsicamente corresponde a una extensin que comprende loscampos Nare, Underriver, Jazmn relacionados a la misma falla. En general,el Campo Teca es un campo superficial (1200 a 2500 pies de profundidad); losyacimientos corresponden a areniscas, constituidos por una secuencia de

sedimentos poco consolidados, de origen fluvial, depositados en un ambientede meandros y canales entrelazados. La gravedad del crudo producido es de11.5 a 12.5 API, de alta viscosidad (36,000 cp a 90 F, 170 cp a 200 F, crudomuerto).

1.4.5 Generacin y Migracin

En el Valle Medio del Magdalena, las principales rocas generadoras de

hidrocarburos son las lutitas ricas en materia orgnica, depositadas enambientes marinos hipersalinos, restringidos, pertenecientes a la FormacinLa Luna cuyo depsito tuvo lugar durante el Cretceo Medio. Estossedimentos se hallan presentes en la parte profunda de la Cuenca, hacia eleste del rea de estudio. All han sido generados y expulsados loshidrocarburos que a travs de los estratos arenosos de las unidades terciariashan migrado, buzamiento arriba, hacia el occidente.


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1.4.6 Reservorios

Las rocas almacenadoras en esta parte de la Cuenca son areniscas de origencontinental, depositadas en un ambiente de meandros y canales entrelazados(braided streams), de edad del Terciario (Paleoceno-Eoceno-Oligoceno),correspondientes a los Grupos Chorro y Chuspas, con porosidades promediode 28%, permeabilidades comprendidas entre 600 y 1200 md., y espesor netopetrolfero promedio de 200 pies.

Histricamente toda la produccin de hidrocarburos en esta cuenca provienede yacimientos del Terciario (Formacin La Cira, Mugrosa, Esmeraldas, LaPaz y Lisama) y ocasionalmente de carbonatos del perodo Cretceo; latendencia de llenado de las rocas almacenadoras de esta cuenca, debido afactores como la profundidad y patrones estructurales, se da desde el Estehacia el Oeste.

1.4.7 Sellos

Las rocas de cubrimiento ms importantes se presentan en sistemaspetrolferos del Terciario, dentro de este grupo se tiene la base de laFormacin la Paz (El Toro Shale), niveles intra-arcillosos de la FormacinLisama, Horizonte fosilfero de "Los Coros" de la Formacin Esmeraldas,Intra Formacin Esmeraldas-Mugrosa, Horizonte fosilfero "La Cira" de laFormacin Colorado (llamado Formacin Santa Teresa al sur de la cuenca) y

el intra grupo Real

1.4.8 Trampas

El Campo Teca es un entrampamiento estructural asociado al bloque hundidode la Falla de Cocorn y bsicamente corresponde a la extensin norte de loscampos Teca y Nare, relacionados a la misma falla. El rea comercialaprobada por Ecopetrol es de 1700 acres.


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Las trampas estratigrficas estn asociadas con acuamientos del Mioceno -

Eoceno Superior y arenas del Cretceo son los principales objetivos paraexploraciones futuras. Tambin existe potencial en trampas diagenticas encalizas del Cretceo, combinadas con trampas paleogeomrficas asociadascon pliegues erosionados y truncados.

Dentro del rea comercial la profundidad del tope de la seccin productoravara entre 1000 pies en oeste y 1350 pies en el este4.

1.5 PROPIEDADES Y CARACTERSTICAS GENERALES

A continuacin se presenta un resumen de las principales propiedades ycaractersticas de los dos campos.

INFORMACIN DE LOS CAMPOS

OOIP Bls 392 MMBls

Factor de recobro % 18%Espaciamiento Acres 10 y 5

Nmero de Pozos ExploratoriosTeca: 5 (Cocorn Sur 1, Cocorn Sur 2,Flamingo, Golondrina, Toche); Nare 2(Neme, Brea)

Nmero de Pozos Teca: 321; Nare: 74


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Numero de Pozos Activos (Sep/04) Teca: 217, Nare: 65Numero de Pozos cerrados por alto BS&W obajo potencial petrolfero Teca: 71, Nare: 4

Nmero de Pozos Inyectores de Agua Residual 4

Nmero de Pozos Abandonados Teca:14, Nare: 3

Pozos de captacin de agua 3

Pozos de inyeccin continua de vapor)* 14

Elevacin con respecto al Nivel del Mar 465* El proyecto piloto de inyeccin continua de vapor se desarrollo entre marzo de 1992 y abril de 1994, fuesuspendido por que no alcanz las expectativas.

INFORMACIN DEL YACIMIENTO

Espesor Total Pies 1050

Espesor Neto Total Pies 120-240

Espesor Neto Abierto Pies 120-190

Buzamiento Grados 5 grados este oeste

Profundidad Media Vertical Pies 2150

Presin inicial del Yacimiento Psi 890 @ -1600'

Presin actual del Yacimiento Psi 300 @ -1600'

Temperatura del Yacimiento F 105 @-1600'

Factor Volumtrico de Formacin Bbls/STB 1.04

Mecanismo de produccin Acufero ActivoPROPIEDADES DEL ACEITE

Viscosidad del fluido

@ 80 F 11518 cst

@100 F 3364 cst

@ 150 F 353 cst

Gravedad API 12.5


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CARACTERSTICAS DE LA ROCA

Porosidad % 28

Permeabilidad Promedio md 800 md (Pruebas depresin)

Conductividad Trmica BTU/Hr-pie-F

0.517 -- 0.533 @ 113FArenas

0.552 -- 0.658 @ 200F

1.1158 @ 113 FArcillas

1.2840 @ 113 F

Capacidad Calorfica BTU/ Lb-F

0.239 -- 0.249 @ 113F

Arenas0.251 -- 0.255 @ 200F

0.131 @ 113 FArcillas

0.253 @ 200 F

Difusividad 0.0327

Compresibilidad de la Arena Psi-1 23.81 x 10-6 @ 500psi

Compresibilidad de la Arcilla Psi-1 34.67 x 10-6 @ 500

psi


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SISTEMA DE INYECCIN DE VAPOR

Presin de Inyeccin psi 1000 1100

Calidad del vapor a la salida del Generador % 79

Temperatura del Vapor F 530

Tasa de Inyeccin MM BTU/ pie dearena neto 35 45

INFORMACIN DE PRODUCCIN

Dimetro de Revestimiento Pulgadas 9 5/8

Dimetro de Liner Ranurado Pulgadas 7

Nmero de Ranuras por pie Ran/ft 52 56

Tamao Grava Mallas 08-12

Dimetro de Tubera de Produccin Pulgadas 3 1/2 - 2 7/8

Fecha de Inicio de Produccin Jun-81

Produccin Promedia (Mayo/05) BOPD Teca: 3100, Nare:1150

Corte de Agua (Sep/04) % BS&W Teca: 82%, Nare:56%

Relacin Gas-Petrleo PC/Bbl 500

Produccin Promedia por Pozo

Petrleo BOPD 16

Agua BWPD 52

Petrleo Incremental Acumulado MM BLS 0.04

Relacin Petrleo - Vapor Acumulado Bls/ MM BTU 1.6

Tabla 1.1 Propiedades y caractersticas de los Campos Teca y Nare Sur5 Fuente: Departamento de Yacimientos Teca


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1.6 PRODUCCIN Y OPERACIONES

A continuacin se describen las actividades que se desarrollan en los camposcon el fin de explotar los hidrocarburos y darles las condiciones necesariaspara su comercializacin. La descripcin se har de una manera secuencialdesde la perforacin de los pozos hasta que el crudo es almacenado ytransportado hacia el oleoducto.

1.6.1 Perforacin y Completamiento de los Pozos

Las arenas productoras de aceite se encuentran a poca profundidad por loque se catalogan como someras ya que estn en un rango menor a 2600 piesde profundidad. En consecuencia, las operaciones de perforacin no sonmuy largas y en promedio duran 14 das por pozo y no requieren grandesequipos de perforacin.

Durante el desarrollo inicial de Teca y Nare Sur, nicamente se perforaron

pozos verticales, posteriormente, cuando la construccin de localizaciones ensuperficie directamente por encima del objetivo se hacia difcil, algunos pocospozos se perforaron direccionlmente con un ngulo pequeo de desviacin.En las ltimas fases de desarrollo de Nare Sur se implemento la idea deaprovechar las localizaciones de pozos existentes para iniciar desde all laperforacin direccional de nuevos pozos con esto se aprovechaba para ms deun pozo, la infraestructura instalada. Esta idea fructific y hoy en da en losnuevos proyectos de perforacin en los campos vecinos se perfora en unsistema de Clusters que son una especie de plataforma desde la cual sedireccionan entre 8 y 11 pozos.

En Teca y Nare Sur los pozos fueron completados con un revestimientosuperficial de 13-3/8 con zapato sentado a +/-150 para aislar los acuferossuperficiales. Posteriormente se perfora con broca de 12-1/4 hasta la

profundidad total (+/- 2400), se corre registros y se recubre con


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revestimiento de 9-5/8 desde superficie hasta el tope de la formacin

productora (casi siempre quedan abiertas a produccin nicamente la Zona By la Zona A inferior, cuyo tope esta a +/- 1700), se ensancha el hueco a 15 enla cara de las arenas productoras, finalmente se baja liner ranurado de 7 yse empaca el espacio anular entre el hueco y el liner con grava de mallas 8-12.

Entre los objetivos de este tipo de completamiento est el de controlar losprocesos de arenamiento puesto que la formacin productora es muy friablesiendo el crudo en si uno de los materiales que la mantienen aglutinada6,adems la inyeccin de vapor somete a la formacin a esfuerzos y fenmenosque aceleran el arenamiento. Por otra parte al ensanchar el hueco se buscaaumentar la productividad del pozo.

Existes otros tipos de diseo, que se usaron principalmente en los primerospozos perforados, en estos pozos se entubaba hasta el fondo con

revestimiento de 7, se caoneaba en las zonas productoras y se revesta conliner ranurado para el control del arenamiento. A continuacin se presentael estado mecnico tpico de un pozo perteneciente a estos campos.


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OMIMEX DE COLOMBIA, LTDESTADO MECANICO

Pozo Tipico

REVESTIMIENTO DE SUPERFICIE9 uniones de 13-3/8" D.E., H-40, 48 #s/pie, 8Rd

ZAPATO A 369'

REVESTIMIENTO DE PRODUCCIN

37 uniones de 9-5/8" D.E., N-80, 43.5 #s/pie, butt

TUBERIA DE PRODUCCIN63 uniones 3-1/2" D.E., N-80, 9.2 #s/pie, butt

SELLO METALICO A 1340'

TOPE DE LINER A 1340'

ZAPATO A 1501'

HUECO ENSANCHADO A 15"desde 1503' hasta 2158' y empaquetado con 665 sxsde grava tamao 8-12

LINER RANURADO21 uniones 7" D.E., N-80, 26 #s/pie,butt, 64 ran/pie,0.050"/ran, ran-vert, (la unin del tope es de 8 ran/pie)

BOMBA DE SUBSUELOTHM 3-1/2" a 2-7/8" x 2-1/4" x 16' SILLA A 2006'PISTON2-1/4" x 2', P 0.005"61 varillas 7/8"x30' y 5 Kbars de 1"x 25'Niples de 7/8" x 12'

FONDO DEL LINER A 2155'PROFUNDIDAD TOTAL 2158'

Figura 1.3 Estado Mecnico tpico de un pozo del Campo Teca y Nare Sur

Fuente: Departamento de Yacimientos Teca.

En algunas ocasiones, en pozos del campo Nare Sur, cuando existenintercalaciones acuferas entre la Zona A inferior y la Zona B, se recubre conrevestimiento de 9 5/8 hasta el tope de la zona B, caoneando elrevestimiento antes de bajar el liner en los intervalos productivos, dejandoaislados aquellos intervalos acuferos que se encuentran intercalados con lasarenas de la zona A.


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Como tubera de produccin se utiliza tubing de 3 de dimetro externo

conectada a una bomba tipo THM de 2 7/8 con un pistn de 2 conectadoa una sarta de varillas de 7/8.

1.6.2 Configuracin de la Cabeza de Pozo

En la siguiente figura se observa la configuracin de la cabeza de un pozo.Las especificaciones de las los accesorios que la componen estn diseadaspara soportar las altas presiones y temperaturas a que son sometidos cuando

se inyecta el pozo con vapor y en los periodos de produccin posteriores,adems, debe adaptarse al sistema de bombeo mecnico.

Expandinggate valveExpanding

gate valve

Expandinggate valve

Gate valve

Elbow

Housing casing head

Adapter flange

Pumping Tee

BOPGuiberson

Stuffing BoxCONFIGURACIONCABEZA DE POZO

Figura 1.4 Configuracin Cabeza de Pozo campos Teca y Nare Sur

Fuente: Departamento de Produccin Teca


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En la figura se observan 4 salidas de flujo, dos que vienen del espacio anular

y dos de la tubera de produccin. Adems esta la caja de estopas (StuffingBox) que evita la fuga de fluidos mientras permite el libre recorrido de labarra liza en la carrera ascendente y descendente. Una de las salidas queprovienen del tubing se conecta a la lnea de produccin y cuando el pozose esta inyectando se hace a travs de esta entrada. La otra salida se utilizapara sacar muestras del fluido que se est produciendo. Hacia el anular tienedos entradas, normalmente por la primera sale la produccin de gas o se

inyecta vapor cuando se decide hacerlo a travs ste. La otra es una salidaauxiliar por la que se pueden hacer inspecciones al pozo tales como la tomade niveles. Se utilizan dos entradas en caso de que el pozo se dispare(tenga un bache de alta presin) con el fin de controlarlo. La preventora(marca Guiverson, debajo de la caja de estopas, se usa cuando se estinyectando el pozo, para hacer sello contra la barra lisa.

1.6.3 Sistema de Levantamiento ArtificialEl sistema de levantamiento artificial histricamente utilizado en estoscampos ha sido Bombeo Mecnico.

Se utiliza una bomba de subsuelo tipo THM (T: Tubing tubera, H: heavypared gruesa, M: Mechanical Anclaje mecnico; denominacin API: 25-225-THM-16-2-2) que es accionada por una sarta de varillas de 7/8 a la que se

le adicionan algunas barras de peso de 1 con el fin de disminuir elfenmeno de flotabilidad de la sarta que se presenta cuando el pozo no seinyecta y la temperatura del fluido baja y por lo tanto su viscosidad es muyalta.

La sarta de varillas a su vez es impulsada por unidades de bombeo mecnicoque en su gran mayora son de marca Lufkin tipo Mark II, las especificacionesde estas varan entre 640, 456, 228 dependiendo de la productividad de los


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pozos y por consiguiente de las cargas mximas que tengan que soportar las

unidades.

Figura 1.5 Unidad de Bombeo Mecnico, Lufkin M 456 D 256-144

Fuente: El autor.

Debido a la lgica declinacin en la produccin. Se ve que las capacidadescon que en un principio se disearon estas unidades se encuentransobredimensionadas en la actualidad por lo que se ha optado por utilizar lasunidades ms grandes en los nuevos proyectos de desarrollo que estallevando a cabo la compaa en campos aledaos. Reemplazando stas porunidades de menor capacidad o bombas de cavidades progresivas (PCP porsus siglas en ingls). Este proyecto esta en ejecucin y actualmente se estn


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haciendo pruebas con una PCP instalada en un pozo y se esta llevando a cabo

la licitacin para la adquisicin de 79 PCPs mas.

1.6.4 Lneas de Flujo

El crudo producido en cada pozo es transportado por lneas hacia losmdulos de tratamiento. El fluido sale de cada pozo por una lnea de 3 1/2hacia un colector general de 5 donde se une con la produccin de otrospozos o si es el caso a un colector de la lnea de prueba que se encarga de

llevar los fluidos hacia los separadores de prueba instalados en el mdulo deproduccin. Para cambiar un pozo de un colector a otro se abre y se cierralas vlvulas ubicadas a la entrada de cada uno de ellos. En promedio ladistancia que tiene que recorrer el fluido a travs de las lneas hasta llegar alos mdulos es de 1600 metros.

Las lneas generales transportan el crudo hacia los mltiples colectores omanifold donde se unen otras lneas generales antes de empezar eltratamiento del crudo. stos tienen la finalidad de estabilizar el flujo y evitarbaches antes de transportar los fluidos hacia las facilidades de tratamiento.

Adems de las lneas que transportan el crudo esta la lnea de gas, quetransporta hacia los mdulos de tratamiento, el gas que se produce en elespacio anular entre el tubing y el revestimiento. Del sistema deaprovechamiento del gas de anulares se hablara posteriormente de una forma

mas detallada.

Un cuarto tipo de lneas surcan el campo con el fin de transportar el vaporgenerado en los mdulos de produccin hacia los pozos que se estninyectando en un momento determinado. Para disminuir las perdidas decalor hacia el medio, estas lneas estn recubiertas con una capa de fibra devidrio. Desafortunadamente estas lneas de vapor en especial el revestimiento

se encuentra en lamentables condiciones a causa del robo continuo del


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protector de aluminio que recubre la lana de vidrio. Para remediar esta

carencia, los recubrimientos robados se estn a reemplazando por otrosmateriales que no son atractivos econmicamente para los ladrones.

1.6.5 Mdulos de Produccin

Entres los dos campos se encuentran distribuidos tres mdulos deproduccin funcionando en este momento (Mdulos: 1, 4, y Nare). Enmdulo 1 se trata los fluidos proveniente o dirigidos hacia los pozos del

llamado sector centro del campo, ubicado al norte del Campo Cocorn 100%,adems en este mdulo se realiza el tratamiento de las aguas residualesprovenientes del Mdulo Nare, que recoge la produccin y genera el vaporpara los pozos de Nare Sur, ubicado al Norte de Campo Teca, en el Mdulo 4se trata el crudo proveniente de la zona sur del campo, se genera el vapor y sehace el tratamiento a las aguas residuales.

Las principales operaciones que se realizan en estos son: Tratamiento delcrudo producido, tratamiento de aguas residuales, tratamiento del agua queva a los generadores, generacin de vapor, tratamiento y compresin del gasde anulares y pruebas de produccin.

Tratamiento del Crudo

Las caractersticas del petrleo que se produce en estos campos de baja

Gravedad API (12.5) y alta viscosidad, y los procesos de inyeccin de vaporhacen que se formen emulsiones fuertes que requieren que se utilicen cuatrotipos de tratamiento para separarlas, las cuales son, tratamiento qumico,mecnico, trmico y electrosttico; que se dan de la siguiente forma:

El crudo se recibe en un manifold donde se une la produccin provenientede las diferentes lneas generales que a su vez vienen de los pozos, este


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manifold tiene la funcin de estabilizar el flujo para facilitar su posterior

separacin.

En este punto se inyectan qumicos a la corriente de fluidos con el fin deaprovechar la separacin posterior de agua libre, deshacer y evitar laformacin de espumas, facilitar el rompimiento de la emulsin y la proteccinde los equipos corriente arriba.

Con el fin de remover la mayor cantidad de agua libre del crudo y la

proveniente de la descomposicin de emulsiones, por efecto de los qumicosinyectados en el manifold, el fluido de produccin se hace pasar por dostrenes de tratamiento, cada uno compuesto de un separador de agua libreFWKO y dos tratadores electroestticos EHT. Como el petrleo tratado es debaja gravedad API y alta viscosidad, se hace necesario proveer al separadorde agua libre (FWKO) de un calentador tubular con quemadores duales(combustible petrleo o gas), el calentamiento adems de proporcionar

movilidad, contribuye tambin a la separacin del agua libre ya quedisminuye la viscosidad del aceite y por lo tanto la velocidad desedimentacin aumenta.

El agua libre separada en esta fase pasa a ser tratada en el sistema detratamiento de aguas residuales, el cual se describe mas adelante. El gaslibre que se separa en el FWKO tambin se trata para ser utilizado como

combustible en los calentadores y generadores. Mientras que el crudoemulsionado que a la salida del FWKO tiene un BS&W de 30% es dirigidohacia los tratadores electroestticos. Los tratadores se componen de dosSecciones:

Zona trmica, donde el crudo se calienta aun ms y se libera otracantidad de agua libre.


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Zona electroesttica, en la cual se carga con electricidad de signo

contrario a las partculas de agua salada presentes en la emulsin y lasaglutina en gotas de mayor tamao para su posterior decantacin yseparacin. El crudo que sale de esta zona ya esta en condiciones deser transportado por el oleoducto por lo que a la salida de ste se envaa un tanque de almacenamiento de crudo limpio para llevarloposteriormente a la estacin de bombeo. Si por alguna razn el crudono cumple con las caractersticas mnimas de BS&W, se enva a un

tanque de crudo sucio para recircularlo nuevamente por el tren detratamiento7.

SP 3

SP 2

MANIFOLD 4 Lneas Generales 7 Lneas Prueba

SP 1FWKO

EHT 1

EHT 2

SKIMMER SCRUBBER

BOMBATRANSF

BOMBA

RECIRC

TEA

TK LIMPIO

1

TK LIMPIO

2

TK CRUDOSUCIO

GASEQUIPOS

GASTEA

E.B.T.

FWKO

DESCARGACAMIN DEVACO

GASATM.

AGUASEDIMENTOSEQUIPOS

AGUA YSOLIDOS

SPs

By PassLnea General

QCATto. Crudo

QCATto. Agua

TRATAMIENTO DE CRUDO M-1Grfico no est a escala.

PES

Figura 1.5 Sistema de Tratamiento de Crudo Modulo 1 Campo Teca

Fuente: Departamento de Produccin Teca.


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Tratamiento de aguas residuales

En los campos Teca y Nare el agua producida por los pozos y que se separadel crudo en los trenes de tratamiento se reinyecta a la formacin por mediode tres pozos inyectores de agua localizados del lado no productivo de lafalla Cocorn, esto con el fin de que el agua inyectada no invada zonasproductoras. El agua que se va a inyectar tiene que cumplir con unos unascaractersticas mnimas para evitar que las partculas de aceite y slidos en

suspensin taponen la formacin en cara de los pozos inyectores, evitar lacorrosin y las incrustaciones en la tubera que la conduce y dentro de lospozos inyectores y cumplir con los requerimientos legales exigidos. Por estarazn el agua recibe el siguiente tratamiento.

Proviene del sistema de tratamiento de petrleo llega al skimmer del cualsale y se deposita en una cajilla o foso donde se encuentran dos bombasverticales que toman el volumen de agua y lo desplazan hacia el tanquedesnatador. En el skimmer como resultado de la separacin que se da all,se libera cierta cantidad de crudo que cuando alcanza niveles suficientes sebombea hacia el tanque de crudo sucio para posteriormente recircularlo hacialos trenes de tratamiento.

Los mdulos 1 y 4 cuentan con un tanque desnatador cada uno con capacidadnominal de almacenamiento de 5000 barriles, la operacin del tanque

desnatador consiste en:

El agua entra al tanque a travs de una tubera de aquietamiento donde sereduce la velocidad del fluido y se separa la primera parte de slidos, steducto consiste en un tubo de 40 en fibra de vidrio con entrada tangencialpara mejorar la separacin de los slidos, para la remocin de los slidos setiene en el fondo una boquilla cnica de 3. En la parte superior el tubo se

ensancha a 54 para disminuir la velocidad de las partculas y mejorar la


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separacin facilitando el asentamiento de las partculas, donde finalmente

para garantizar que las partculas de aceite se aglutinen, a la salida de ste sehan previsto 400 agujeros de 1. La base del tanque desnatador es en formacnica, lo que permite la remocin de los slidos depositados en el fondo quese envan al rea de secado de slidos mediante una bomba de diafragma. Elaceite que se libera en la parte superior del tanque pasa al tanque de crudosucio para ser tratado nuevamente.

Del tanque desnatador el agua pasa a la celda de flotacin, que tiene lacapacidad de remover hasta el 90% de los slidos en suspensin del fluidotratado, la celda de flotacin es un equipo que consta de cuatro motoresubicados en la parte superior de la celda y distanciados de manera uniforme alo largo de la misma, los cuales estn dispuestos para realizar la agitacin delfluido que entra a la celda (agua), tambin se tienen dos motores que seencuentran por un costado y estos realizan el movimiento de las aspas que

ayudan a desnatar del fluido con el fin de desplazar los slidos y el aceite ensuspensin hacia los costados del equipo para que se acumulen en la partebaja de la celda y luego sean desplazados hacia el punto de secado de slidos.Por la parte superior por el mismo costado donde se encuentra la entrada delfluido a tratar se tiene la entrada del gas combustible cuya funcin esmantener el sistema presurizado y as evitar que haya oxgeno en el sistema.

La remocin final de los slidos y sedimentos se logra en el sistema defiltracin con cscara de nuez para eliminar el 98% de las partculas msgrandes de 2 micrones.

Obteniendo el agua filtrada con el filtro de cscara de nuez, se almacena enun tanque con capacidad para 5000 barriles donde finalmente va a ser tomadapor las bombas triplex de desplazamiento positivo para ser inyectada en lospozos inyectores.


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Cada mdulo cuenta con dos bombas triplex con motores 3408, las cuales

deben estar trabajando en paralelo por determinado tiempo para cumplir conla inyeccin total del agua, aunque algunas veces no es posible y se mantieneuna en reparacin por lo tanto se debera tener una bomba de ms en cadamdulo siempre y cuando los factores econmicos lo permitan8.

SIAR MODULO 1Grfico no est a escala.

SKIMMER

AGUAINDUSTRIAL

E.B.T.

M -N

FOSODE

BOMBEO

PISCINAOXIDACIN

AGUA+

CRUDOM - 1

FWKO

TK DESNATADOR

QCA

CLARIFICADOR BIOCIDASECUESTRANTEDE OXIGENOINHIBIDOR DECORROSININHIBIDOR DEINCRUSTACN

CRUDO REC.

CELDAS DEFLOTACIN

AGUA REC. CAS. NUEZ 1

CAS. NUEZ 2

TK FILTRADO

BOMBASTRIPLEX

POZO INYECTOR 124

TROMPO

PES

TANQUE

AGUA YSOLIDOS

AGUA YSOLIDOS

AGUA YSOLIDOS

AGUA DERETROLAVADO

QCACLARIF.

AGUA REC.A SKIMMER

SLIDOS ASKIMMER O

LAND FARMING.

QCA

CLARIF.

Figura 1.6 Sistema de Tratamiento de Aguas Residuales Modulo 1 Campo Teca


Generacin de vaporCon el fin de evitar, daos en los generadores de vapor por corrosin,incrustacin de slidos en la tubera dentro de los generadores quedisminuyen la conductividad de calor y por lo tanto la eficiencia degeneracin, el agua que sale hacia los generadores debe cumplir con lossiguientes parmetros: dureza 0 ppm., slidos disueltos 200 ppm mximo,pH: 7.0 a 7.5; Oxgeno disuelto: 0 ppm.


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En cada Mdulo se encuentra instalada la planta de tratamiento de agua, que

es abastecida desde los pozos subterrneos de captacin con que cuenta cadauno de ellos.

La funcin de la planta es dar al agua las caractersticas adecuadas para suconversin en vapor. Consta de tres filtros, que contienen cada uno capassuperpuestas de antracita, arena y grava cuya finalidad es eliminar los slidossuspendidos que arrastra el agua proveniente de los pozos.

El agua filtrada es almacenada en un tanque de 20000 Bls. el agua pasa luegoa tres pares suavizadores con resina zeolita-catinica donde por efecto delintercambio inico, los compuestos de carbonato de Calcio y magnesio seconvierten en compuestos solubles estables de base de sodio, eliminando ladureza en el agua.

En los generadores de vapor, el agua tratada se convierte en vapor saturadocon una calidad mxima de 80% y una produccin de 48.000 libras de vaporpor hora por generador. Los quemadores estn diseados para usar comocombustibles gas o aceite crudo.

El vapor se distribuye a travs de una red de tuberas a los diferentes pozosproductores en el campo siguiendo programas de inyeccin preestablecidos.


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POZOAGUA

F 2

F 1

F 2

F 1

TK AGUA

FILTRADA20.000 1 CJ

TK AGUA

FILTRADA20.000 1 CJ

II

I

II

I

S 1

II

I

II

I

S 2

GENERADOR DE

VAPOR

POZO

QCA

Secuestrante de O2Transportador de Slidos

F 1 y F 2:Filtros de Carbono Activado,Grava y Arena

S 1 y S 2:Suavizadores para quitardureza del agua. Contienenresina.

BAJO

DESECHOS DERETROLAVADO

DRENAJEAL

BAJO

SALMUERA LAVADODE SUAVIZADORES GENERADORES M 1

Grfico no est a escala. Figura 1.7 Sistema de Generacin de Vapor Modulo 1 Campo Teca


Tratamiento qumico

Como ya se ha dicho el tratamiento fsico que se le hace a los fluidos con el finde darles las caractersticas necesarias para ser transportados, reinyectados ala formacin o calentados para la generacin de vapor, se complementa

mediante la incorporacin de qumicos que facilitan los procesos detratamiento. Actualmente la empresa encargada de este tratamiento esToschem y los productos que ella aplica son los siguientes:

Tratamiento de crudo:

Rompedor de Emulsin Directa: Embreak CDM 2888, se aplica en unadosificacin de 58 ppm de producto antes de la entrada al FWKO


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(separador trmico), ayuda a la coalescencia de las partculas de agua

dentro de la fase donde predomina el aceite.

Antiespumante: Solesep PAF 9469, se aplica a 65 ppm, en el manifoldde entrada a cada mdulo. Evita la formacin de espumas quedificultan la separacin de las fases.

Tratamiento de agua de inyeccin (aguas residuales):

Inhibidor de corrosin: Endcor OCC 9783, forma una capa flmica alinterior de las vasijas a proteger, se aplican 10 y 15 ppm una dosis a laentrada de vasijas en el manifold, y otra a la salida de los FWKOs conel fin de que el producto se distribuya uniformemente por todo elliquido.

Inhibidor de incrustaciones: Scaletrol PDC 9443, acta sobre los ionesincrustantes inhibiendo su precipitacin, y por ende la incrustacin.

Dosis: 5 ppm. Se aplica en los manifold con el fin de evitarincrustaciones en todas las vasijas y tuberas corriente arriba.

Rompedor de emulsin inverso: Enbreak CDM 2855, acta en laextraccin de aceite en agua, rompe las emulsiones inversas ypermite la recuperacin casi total del aceite. Se aplica despus de losFWKOs o a la entrada del tanque desnatador. Las dosis varan entre

10 y 20 ppm dependiendo de la cantidad de agua drenada de losequipos.

Secuestrante de oxigeno: Betzdearaborn IS 3025, acta sobre el oxigenodisuelto en el agua, inhibiendo su poder corrosivo, 20 ppm desecuestrante por ppm de oxigeno del agua a tratar.

Biocida: Biomate SAN 9492 y Biomate SAN 9493. Productos altamente

bactericidas compuestos de amonio y glutar aldeido, se usan estas dos


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formas para hacer una aniquilacin eficiente de bacterias, se aplican en

baches de 7,5 galones por cada bache cada 8 dias en forma alternada.

Agua de generacin:

Secuestrante de oxigeno: Cortrlolll IS 3000: secuestrante de oxigenocatalizado, para secuestrar oxigeno en forma eficiente y en cortotiempo. Se aplica a la salida de los suavizadores. La dosis vara de lacantidad de galones por minuto de agua que consuma cada generador

(ej: 70 gpm se requiere 1 galn por da)

Transportador de slidos: Optisperse AP 0200: Con el fin de ayudaral agua para que arrastre la mayor cantidad de solidos depositados yque estos no se incrusten en las paredes del generador.

Tratamiento y compresin del gas de anulares

Existen tres diferentes fuentes de las cuales proviene el gas que se utilizacomo combustible para las operaciones de tratamiento de crudo y generacinde vapor, ellas son:

- Gas externo que es comprado a ECOPETROL y se transporta por elGasoducto.

- Gas que se libera del crudo en los trenes de tratamiento por efecto delaumento en la temperatura.

- Y el gas que producen los pozos a travs de los anulares entre elrevestimiento y la tubera de produccin.

El gas comprado ya viene con unas caractersticas que lo hacen apto parautilizarse en los generadores y quemadores mientras que el gas que seobtiene del campo tiene que tener un tratamiento bastante sencillo que


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consiste en eliminarle la fase liquida y las partculas slidas que pueda

arrastrar por medio de scrubbers y finalmente se presuriza hasta 20 psi.

En los Mdulos Nare y 1, se encuentran instalados 2 y 1 compresores de gasque se encargan de succionar la produccin de gas de los campos eimprimirle la presin necesaria (20 psi) para que se pueda utilizar este gascomo combustible en los generadores, las bombas Triplex del Sistema deInyeccin de Aguas Residuales, y el tratamiento de crudo. Actualmente elcampo est produciendo cerca de 1700 MMBtu por da. En pozos del sectorsur del campo, no se utiliza compresores y el gas de los pozos que estnconectados al sistema de tuberas de gas de anulares fluyen por si solos haciael modulo 4, esto crea una contrapresin en el anular que se opone a lapresin del yacimiento y disminuye la productividad de los pozos por lo quees preferible dejar que el gas se escape hacia la atmsfera (dejar el pozoventeando).

Pruebas de produccin

Con el fin de mantener un control sobre la produccin del campo y de lospozos y como una herramienta de diagnostico de posibles problemas,diariamente se ponen en prueba de 8 horas los pozos del campo. Para estefin se cuenta con 7 separadores de prueba a los cuales fluye nicamente laproduccin del pozo que en ese momento se esta analizando y donde se le

mide la taza de produccin de cada fase (agua y aceite), adicionalmente enlaboratorio se analizan muestras de la produccin, para determinar BS&W,contenido de sal y gravedad API del aceite.


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Figura 1.8 Separadores de prueba fuera de servicio

Fuente: El autor.

1.6.6 ESTACIN DE BOMBEO

El crudo ya tratado y apto para ser transportado se enva de los mdulos a laEstacin de Bombeo Teca (EBT), ah se almacena en tres tanques de techoflotante de 50.000 bls cada uno, para luego ser bombeado y despachado poruna tubera que se conecta con el oleoducto principal de la compaa(Velsquez-Galn) en el kilmetro 17. En la EBT diariamente se fiscaliza elcrudo y se le analiza el BS&W, la gravedad API, el contenido de sal y la

temperatura, para asegurarse de que cumpla con los requisitos para sertransportado y tener un control sobre los despachos hacia el oleoducto y laproduccin total del campo.


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Figura 1.9 Tanques de Techo Flotante Estacin de Bombeo Teca (EBT)

Fuente: El autor.

1.6.7 Equipo Varillero

Despus de perforado un pozo y con el fin de efectuarle trabajos dereparacin y mantenimiento a su sistema de produccin y levantamientoartificial, con cierta regularidad se lo interviene para realizarle los siguientestrabajos:

Cambio de bomba completa: Como el tipo de bombas ms utilizadoen estos campos ha sido las de tipo Tubing, para reemplazar unabomba de subsuelo es necesario en primer lugar sacar la sarta devarillas con el fin de despescar la vlvula fija y sacar el pistn.Despus se procede a sacar toda la tubera de produccin, al final de lacual se encuentra conectado el barril de la bomba, Antes de sacar la

sarta de tubera se aprovecha para chequear fondo para determinar elnivel de relleno o la cantidad de arena depositada en el fondo de lospozos.

Cambio de pistn: Debido a que el material que recubre la parteinterna de los barriles es ms resistente a la abrasin que el de lospistones, estos se desgastan mas rpidamente que el barril, por lo que


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en ocasiones solamente es necesario cambiar el pistn para poner en

condiciones ptimas de operacin a la bomba de subsuelo.

Reemplazo de Varillas Partidas: Como el crudo de estos campos estan viscoso y pesado, cuando se esta produciendo en fro las bombassufren golpe de fluido y bomba lo que con frecuencia ocasiona elrompimiento de las varillas debido a los altos esfuerzos a que sonsometidas. El servicio en general consiste en sacar la sarta de varillashasta donde se encuentra partida, en seguida se procede a pescar laotra parte de la sarta que esta en el pozo. Se reemplaza la varillapartida y se baja nuevamente.

Acondicionamiento a vapor: La inyeccin de vapor se haceprincipalmente a travs del tubing, con este fin se debe sacar elpistn y la sarta de varillas para permitir el paso del vapor a la cara dela formacin.

Servicio post inyeccin: Una vez se ha terminado de inyectar lacantidad de vapor programada para cada ciclo y se ha dejado el pozoen un periodo de remojo en el que se espera que el vapor ceda partedel calor al yacimiento y a los fluidos contenidos en l, se efecta unservicio para poner el pozo nuevamente en produccin bajando lasarta de varillas y el pistn.

Cuando la inyeccin se hace a travs del anular la operacin es mssencilla ya que existe una conexin hacia ste. En ese caso se sube la sartacon el objetivo de sacar el pistn del barril con el fin de prevenir el flujo agrandes velocidades y con alta presin y temperatura en el espacio entreel barril y el pistn que genera una fuerte abrasin en los canales por losque se da el flujo destruyendo las partes de la bomba9.


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1.7 ESTIMULACIN MEDIANTE INYECCIN CCLICA DE VAPOR

La inyeccin cclica de calor en forma de vapor empez con una ideaplanteada por Warner y Perry en 1865, quienes observaron a travs deestudios de laboratorio que los crudos menos ligeros eran los quepresentaban un menor desplazamiento en la formacin y que por lo tanto laviscosidad era uno de los factores que influa significativamente en estecomportamiento.

De esta manera, Warner y Perry buscaron reducir esta propiedad a travs delcalor proporcionado por calentadores en el fondo del pozo, obteniendo nosolamente un relativo aumento en las tasas de produccin de crudo, sinotambin una remocin de productos orgnicos como asfltenos y parafinasque ocasionan el taponamiento de los poros de la formacin y la obstruccindel flujo en ciertos tramos del pozo.

Esta tcnica de calentamiento recibe nombres, tales como remojo con vapor(Steam Soak) estimulacin con vapor (Steam Stimulation) o inyeccin cclica(Huff and Puff), adems, es considerado uno de los procesos ms efectivosdebido a su funcionalidad, fcil implementacin y cotos relativamente bajos.

La inyeccin cclica de vapor, es una de las tcnicas de recobro mejorado quemayor impulso a tomado en los ltimos aos, como una tcnica deestimulacin trmica a los pozos de crudos pesados en los cuales el recobro

primario es generalmente muy bajo (del orden del 5% del aceite original delyacimiento).

Debido a que los aceites pesados se caracterizan por su alta viscosidad comoes el caso del crudo del campo Teca, la relacin de movilidades en cualquierproceso de desplazamiento es alta, es decir no favorable ya que el fluido quedesplaza se mover mas rpido que el fluido desplazado, por lo tanto el

recobro secundario de aceite pesado por inundacin con agua o empuje de


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gas ser casi nulo y generalmente antieconmico. Es aqu donde la inyeccin

de vapor se constituye como la tcnica de recobro ms exitosa para tratar dereducir la viscosidad de crudo y que ste llegue a ser mvil.

Generalmente entre ms pesado sea el crudo ms grande es la reduccin desu viscosidad para un determinado incremento de la temperatura, y esteincremento logra una limpieza de las paredes de la formacin al eliminarsealgunos bitmenes o parafinas que se adhieren en el fondo del pozo, con losque se disminuye por lo tanto el factor de dao de la formacin.

El proceso de estimulacin cclica comprende tres etapas que son:

1.7.1 Perodo de inyeccin

En esta etapa se suministra calor en forma de vapor hmedo a la formacinproductora por varios das o semanas segn los requerimientos estimados,con el objetivo de reducir la viscosidad del crudo que se encuentra alrededor

del pozo hasta alcanzar una determinada distancia. Dicho tiempo dependerde la cantidad de vapor a inyectar y de la capacidad de los generadores.

1.7.2 Perodo de remojo

Despus del perodo de inyeccin, se cierra el pozo con el fin de estabilizar lapresin del sistema para que la zona de vapor se expanda, logrando con ellola homogeneizacin de la zona caliente que se encuentra alrededor del pozo

estimulado.

1.7.3 Perodo de produccin

En este perodo el pozo se abre y empieza a producir grandes tasas de agua aalta temperatura debido al calentamiento previo que ha experimentado lazona productora, tasas que a su vez irn disminuyendo poco a poco,originndose un aumento en la permeabilidad relativa del petrleo y por lo


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tanto un aumento en el caudal del mismo. Motivo por el cual, la respuesta

del pozo depender de la viscosidad del crudo y de la permeabilidadexistente, tambin del radio calentado, de la presin inicial del yacimiento,del dao removido con el calor y de la eficiencia de invasin del vapor. Laetapa inicial de este perodo es llamado de flujo y comprende el perodo detiempo en el cual un pozo fluye de manera natural sin necesidad de sistemade levantamiento artificial.

Por otra parte, la duracin del efecto de la estimulacin (ciclo) dependerprincipalmente de la rapidez con la que los fluidos producidos van enfriandola formacin y de la proporcin de energa que se transmita a formacionesadyacentes tanto en sentido vertical como radial10.


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2. ANLISIS DE LA HISTORIA DE PRODUCCIN CAMPOS TECA YNARE

En el presente capitulo se presentara un anlisis general de la produccin delos campos Teca y Nare Sur. Inicialmente se har una introduccin a lateora del anlisis de curvas de declinacin con el fin de tener las bases paraposteriormente hacer un estudio histrico de la produccin y los procesos deestimulacin por medio de inyeccin cclica de vapor.

Con ello se busca en primer lugar indagar las consecuencias que dejaron losprocesos y decisiones que tomaron en el pasado, sobre el comportamientoactual del yacimiento, los pozos y los campos en general. Adems, esteanlisis brindar un punto de comparacin sobre el cual se puedan entender

ciertos fenmenos que estn sucediendo tales como una declinacinanormalmente acelerada en la curva de produccin de aceite, incremento enla produccin de agua y consecuentemente del BS&W.

Este anlisis es muy importante, mxime en una poca en que los camposestn en un proceso de cambios que de una u otra forma estn afectando yafectaran el comportamiento del yacimiento y en consecuencia el de la

produccin.2.1 TEORA DEL ANLISIS DE CURVAS DE DECLINACIN

La observacin y estudio de las tendencias que presentan los diferentes datosde produccin como son la tasa, la presin de fondo, las relaciones gas -aceite, agua -aceite entre otras, a medida que transcurre el tiempo, es lo quese conoce como Anlisis de Curvas de Declinacin.


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Este anlisis esta enfocado a determinar el comportamiento futuro de la

produccin de un pozo o grupo de pozos mediante la extrapolacin de losdatos existentes, con el fin de hacer estimativos de parmetros tales como:reservas, lmite econmico, vida productiva, produccin futura entre otros,adems de la toma de decisiones para el mejoramiento de la produccin y laevaluacin de proyectos.

De ah que, para realizar estas predicciones sea necesaria la presuncin, deque el pozo se seguir comportando en el futuro como lo hizo en el pasado, esdecir tendr la misma relacin de tendencia. Para que esto ocurra se necesitaque las condiciones de produccin del pozo no cambien durante su vida, algobastante raro en la realidad. Sin embargo esta condicin no le resta utilidadal anlisis de declinacin, por lo contrario una vez se inicien proyectos quebusquen mejorar la productividad de un pozo o grupo de pozos, losresultados del anlisis de declinacin anteriores al inicio de tal proyecto

pueden servir para evaluar el beneficio logrado con la implementacin de losnuevos mtodos, y por otra parte despus de que se ha logrado observar unatendencia nuevamente se puede aplicar el anlisis de curvas de declinacin.

El anlisis de curvas de declinacin inicialmente se deriva de observacionesempricas del comportamiento de la produccin de los pozos de gas y aceite yno de principios tericos de flujo de fluidos a travs de medios porosos. Sinembargo muchos estudios en este campo combinan fundamentos tericos conel anlisis emprico del desempeo de un pozo, con lo que se pueden inferircaractersticas del yacimiento y de flujo de fluidos como son el dao,permeabilidad, rea de drenaje entre otros.

Estos estudios han llevado al anlisis de declinacin mucho ms all de seruna herramienta de pronosticacin de tasas futuras. Hoy en da mediante elconocimiento de los mecanismos de produccin de un yacimiento, el anlisis

de curvas de declinacin se puede convertir en una herramienta de


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diagnostico muy potente con la que se puede evaluar el desempeo actual de

un pozo, asimismo sugerir soluciones y posteriormente evaluarlas cuandohayan sido implementadas.

Las curvas de declinacin estrictamente empricas representan produccionesdel yacimiento bajo condiciones de flujo dominado por las fronteras. Estoquiere decir que en la vida temprana de un pozo, mientras aun este en flujotransiente y los lmites del yacimiento no sean alcanzados, el anlisis decurvas de declinacin bsico no se puede aplicar. Normalmente, durante elflujo transiente, la declinacin en la tasa es alta, pero se estabiliza una vez sellega a la condicin de flujo dominado por las fronteras. Para la mayora delos pozos esto sucede dentro de los primeros meses de produccin. Sinembargo para pozos de baja permeabilidad las condiciones de flujo transientepueden durar muchos aos, y no se puede estudiar por mtodos tradicionalesde anlisis de declinacin hasta que alcancen la estabilizacin.

Una de las principales ventajas del anlisis de curvas de declinacin es quelos datos que se utilizan son de fcil y econmica consecucin. Losvolmenes de crudo o gas producidos son siempre registrados, debido a queestos se venden. Adems no se requiere de pruebas que interrumpan olimiten la produccin de un pozo. Sin embargo hay que tener cuidado con laconfiabilidad de las predicciones, sobre todo si las condiciones de produccincambian de una forma severa, por ejemplo cuando se realizan y despus dehacer trabajos de reacondicionamiento de los pozos, o cuando el yacimientocambia su mecanismo de produccin.

El anlisis de curvas de declinacin usualmente se trata grficamente, y paraayudar a la interpretacin, las ecuaciones son trazadas en variascombinaciones entre: tasa de produccin, logaritmo de tasa, tiempo yproduccin cumulativa. La idea es que de las combinaciones resulte una


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lnea recta, la cual entonces es mas fcil de extrapolar para propsitos de

pronosticacin.

2.1.1 Tasa de declinacin

El punto de partida para el anlisis de declinacin de la produccin es ladefinicin de la Razn de Declinacin Actual o Instantnea que es La cadaen la produccin por unidad de tiempo como una fraccin de la tasa deproduccin. En otras palabras el ndice de Declinacin indica que

porcentaje ha cado la produccin en un mes o ao dependiendo de queunidades se uti

evaluacion de pozos

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