inyeccion de agua
TRANSCRIPT
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I
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II
UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA
INGENIERA DE PETRLEOS
PORTADA TEMA: PROYECTO PILOTO DE INYECCIN DE AGUA EN EL
CAMPO BNXXP1 EN EL YACIMIENTO BT, PARA
RECUPERACIN MEJORADA
TESIS PREVIA LA OBTENCIN DEL TTULO DE: INGENIERO
EN PETRLEOS
AUTOR: GUSTAVO EDUARDO CAMACHO MONTFAR
DIRECTOR DE TESIS: INGENIERO FERNANDO REYES
JULIO - 2008
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III
DECLARATORIA
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor
Gustavo Camacho
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IV
CERTIFICADO DEL DIRECTOR DE TESIS
En calidad de Director de tesis certifico que la presente tesis de grado fue desarrollada
en su totalidad por el seor Gustavo Camacho
_________________________
Ing. Fernando Reyes
DIRECTOR DE TESIS
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V
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VI
DEDICATORIA
Quiero dar gracias a Dios y a mi familia, en especial a mi Esposa e Hijo por todo el
apoyo brindado para poder sacar adelante este proyecto, ya que ha sido duro para
nosotros el no poder estar juntos en los momentos ms difciles y alegres de nuestras
vidas, por eso y muchas cosas ms quiero decirles GRACIAS por todo, ya que sin ellos
no hubiera podido llegar al final del camino.
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VII
NDICE GENERAL PORTADA.................................................................................................................................... II
DECLARATORIA ...................................................................................................................... III
CERTIFICADO DEL DIRECTOR DE TESIS ...........................................................................IV
CERTIFICADO DE LA EMPRESA ............................................................................................ V
DEDICATORIA ........................................................................................................................ VII
NDICE GENERAL .................................................................................................................. VII
NDICE DE FIGURAS............................................................................................................. XIII
NDICE DE TABLAS ............................................................................................................... XV
NDICE DE ECUACIONES ....................................................................................................XVI
RESUMEN ..............................................................................................................................XVII
SUMMARY..............................................................................................................................XIX
CAPTULO I................................................................................................................................1
1. INTRODUCCIN .....................................................................................................................1
1.1 OBJETIVO GENERAL .................................................................................................................3
1.2 OBJETIVOS ESPECFICOS ........................................................................................................3
1.3 JUSTIFICACIN DEL ESTUDIO ..............................................................................................4
1.4 LMITES DE LA INVESTIGACIN..........................................................................................4
1.5 ALCANCE DEL ESTUDIO..........................................................................................................5
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VIII
CAPTULO II ..............................................................................................................................6
2. MARCO TERICO...................................................................................................................7
2.1 RECUPERACIN PRIMARIA....................................................................................................7
2.1.1 BOMBEO MECNICO ...................................................................................................8
2.1.2 BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE........................................................................11
2.1.3 BOMBEO HIDRULICO .............................................................................................13
2.1.4 GAS LIFT .........................................................................................................................14
2.1.5 CAVIDAD PROGRESIVA ............................................................................................16
2.2 RECUPERACIN SECUNDARIA...........................................................................................18
2.3 RECUPERACIN TERCIARIA................................................................................................20
2.3.1 PROCESOS QUMICOS................................................................................................21
2.3.2 TRATAMIENTO CON VAPOR STEAM FLOODING .........................................22
2.3.3 INYECCIN DE BACTERIAS ....................................................................................22
2.4 BREVE HISTORIA DEL CAMPO ............................................................................................23
2.5 CONDICIONES ACTUALES DE TRABAJO EN EL CAMPO BNXXP1 NORTE ..........25
CAPTULO III...........................................................................................................................30
3. CARACTERSTICAS GEOLGICAS DEL CAMPO BNXXP1 NORTE............................31
3.1 MAPAS DEL YACIMIENTO BT DEL CAMPO BNXXP1 NORTE...................................33
3.1.1 MAPA ESTRUCTURAL 3D DEL CAMPO BNXXP1 NORTE YACIMIENTO
BASAL TENA .................................................................................................................33
3.2 DETERMINACIN DEL CAP Y CGP.....................................................................................34
3.3 CORTES DE POZOS ...................................................................................................................35
3.4 AMBIENTES DE DEPOSITACIN .........................................................................................40
3.4 AMBIENTES DE DEPOSITACIN .........................................................................................40
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IX
3.4.1 RESULTADO MICRO PALEONTOLGICOS DEL POZO BN-15 DE LA
FORMACIN BASAL TENA ......................................................................................40
3.4.2 DETERMINACIN DEL AMBIENTE DE DEPOSITACIN POR MEDIO DE
LA CURVA DEL POTENCIAL ESPONTNEO SP................................................41
3.5 PARMETROS DE LOS FLUIDOS Y DE LAS ROCAS......................................................44
3.5.1 POROSIDAD Y GARGANTAS PORALES...............................................................44
3.5.1.1 POROSIDAD ....................................................................................................... 44 3.5.1.2 GARGANTA PORAL .............................................................................................. 45
3.5.2 SATURACIN DE PETRLEO, MAPA DE POROSIDADES .............................47
3.5.2.1 SATURACIN DE PETRLEO, AGUA Y GAS.......................................... 48
3.6 MOJABILIDAD (HUMECTABILIDAD) ................................................................................49
3.7 MOVILIDAD Y RELACIN DE MOVILIDAD ....................................................................51
3.8 VALORES DE MOVILIDAD M...........................................................................................53
3.9 PERMEABILIDAD K..............................................................................................................53
3.10 LA ECUACIN DE DARCY ...................................................................................................54
3.11 PERMEABILIDAD ABSOLUTA K .......................................................................................56
3.11.1 PERMEABILIDAD EFECTIVA DE LOS FLUIDOS KO, KW Y KG ................56
3.12 CURVAS DE KRO Y KRW Y DE KRO Y KRG...........................................................57
3.13 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ......................................................................................59
3.13.1 VISCOSIDAD ........................................................................................................59 3.13.2 SALINIDAD ..................................................................................................................62
3.13.3 CARACTERSTICAS DEL FLUIDO DE PRODUCCIN DE BASAL TENA 62
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X
CAPTULO IV...........................................................................................................................66
4. TRATAMIENTO DEL AGUA DE FORMACIN ................................................................67
4.1 MONITOREO DEL TRATAMIENTO DE AGUAS DE FORMACIN.............................70
4.2 MONITOREO DEL AGUA DE INYECCIN.........................................................................72
4.3 ANLISIS FSICO QUMICO DEL AGUA DE INYECCIN ............................................73
4.4 DETERMINACIN DE CANALES PREFERENCIALES ...................................................75
4.5 TIPOS DE TRAZADORES.........................................................................................................75
4.5.1 TRAZADORES QUMICOS .........................................................................................75
4.6 TRAZADORES QUMICOS INICOS ...................................................................................76
4.6.1 ION CLORURO...............................................................................................................76
4.6.2 ION YODURO .................................................................................................................76
4.7 TRAZADORES COLORANTES...............................................................................................76
4.8 PRODUCTOS FLUORESCENTES...........................................................................................77
4.9 TRAZADORES RADIOACTIVOS...........................................................................................77
4.9.1 TRITIO ..............................................................................................................................78
4.9.2 SELECCIN DE TRAZADORES ..............................................................................79
4.10 ANLISIS DEL PERFORMANCE. ANLISIS DE PERMEABILIDADES...............80
4.11 ARREGLO DE POZOS .............................................................................................................82
4.11.1 TIPOS DE ARREGLOS ...............................................................................................82
4.12 POZOS PRODUCTORES.........................................................................................................86
4.13 DIAGRAMA DE COMPLETACIN DE LOS POZOS PRODUCTORES E
INYECTORES............................................................................................................................86
4.14 RESERVAS.................................................................................................................................90
4.14.1 DEFINICIONES DE LAS RESERVAS DE ACUERDO AL MARCO LEGAL 90
4.14.2 RESERVAS PROBADAS ORIGINALES ................................................................91
4.14.3 PRODUCCIN ACUMULADA ................................................................................91
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XI
4.14.4 FACTOR DE RECOBRO ............................................................................................92
4.14.5 PRODUCCIN ACUMULADA EN LA FASE PRIMARIA DE LA
EXTRACCIN ..............................................................................................................93
4.14.16 RESERVAS PRIMARIAS REMANENTES ..........................................................94
CAPTULO V.............................................................................................................................97
5. PRUEBAS DE TRAZADORES..............................................................................................98
5.1 PRUEBA DE FOSFONATOS ....................................................................................................98
5.2 VOLMENES DE AGUA INYECTADA..............................................................................100
5.3 DIAGRAMA DE HALL ............................................................................................................102
5.4 PRUEBAS DE PRODUCCIN................................................................................................103
5.5 PROYECCIN DE PRODUCCIN........................................................................................107
CAPTULO VI .........................................................................................................................110
5.6 ANLISIS ECONMICO DEL PROYECTO DE INYECCIN DE AGUA ...................111
5.7 COMPONENTES DEL ANLISIS ECONMICO..............................................................112
5.7.1 RESERVAS EOR ..........................................................................................................112
5.7.2 PRECIOS DE VENTA..................................................................................................112
5.8 INVERSIONES...........................................................................................................................114
5.9 COSTOS ACTUALES DE PRODUCCIN Y OPERACIN .............................................115
5.10 INGRESOS BRUTOS..............................................................................................................115
5.11 UTILIDAD ................................................................................................................................116
5.12 RENTABILIDAD.....................................................................................................................116
5.13 VALOR ACTUAL NETO .......................................................................................................117
5.14 TASA INTERNA DE RETORNO..........................................................................................117
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XII
5.15 AMORTIZACIN....................................................................................................................119
5.16 PRONOSTICO DE PRODUCCIN......................................................................................120
CAPTULO VII .......................................................................................................................121
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.....................................................................122
7.1 CONCLUSIONES ......................................................................................................................122
7.2 RECOMENDACIONES............................................................................................................124
BIBLIOGRAFA .......................................................................................................................128
CITAS BIBLIOGRFICAS......................................................................................................130
ANEXOS ...................................................................................................................................131
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XIII
NDICE DE FIGURAS
Figura 1 Sistema de Bombeo Mecnico ..................................................................................... 10
Figura 2 Unidad de Bombeo Mecnico ...................................................................................... 10
Figura 3 Sistema de Bombeo Elctrico Sumergible ................................................................... 12
Figura 4 Sistema de Bombeo Hidrulico .................................................................................... 14
Figura 5 Sistema de Bomveo Gas Lift ........................................................................................ 15
Figura 6 Bomba de Cavidad Progresiva Horizontal ................................................................... 17
Figura 7 Sistema de Cavidad Progresiva .................................................................................... 17
Figura 8 Sistema Tipo de Recuperacin Secundaria................................................................... 19
Figura 9 Sistema de Recuperacin Terciaria con Polmetros ..................................................... 21
Figura 10 Mapa Petrolero de Campos Marginales...................................................................... 24
Figura 11 Lnea Ssmica # 400 3D.............................................................................................. 34
Figura 12 Contacto Agua Petrleo y Contacto Gas Petrleo...................................................... 35
Figura 13 Corte de los Pozo BN-15 y BN-17 ............................................................................. 37
Figura 14 Corte de los Pozos BN-15 y BN-03............................................................................ 38
Figura 15 Corte de los Pozos BN-15 y BN-17............................................................................ 39
Figura 16 Curva de GR y SP del Pozo BN-15............................................................................ 42
Figura 17 Curva de GR y SP del Pozo BN-17............................................................................ 43
Figura 19 Mapa de Porosidades .................................................................................................. 47
Figura 21 Mapa de Permeabilidades........................................................................................... 56
Figura 22 Curva de Permeabilidad Relativa Kro y Krw............................................................. 57
Figura 23 Curva de Permeabilidad Relativa Kro y Krg.............................................................. 58
Figura 24 Curva de Flujo Fraccional del Yacimiento Basal Tena .............................................. 59
Figura 25 Curva de Performance Pozo BN-15 ........................................................................... 81
Figura 26 Curva de Performance del Pozo BN-17 ..................................................................... 81
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XIV
Figura 28 Configuracin Regular de 9 Pozos ............................................................................. 83
Figura 31 Diagrama de Completacin del Pozo BN-15.............................................................. 88
Figura 32 Diagrama de Completacin del Pozo BN-17.............................................................. 89
Figura 33 Curva de Produccin Acumulada en Fase Primaria ................................................... 92
Figura 34 Diagrama de Hall...................................................................................................... 102
Figura 35 Diagrama de Hall Pozo no Admite.......................................................................... 103
Figura 36 Produccin Acumulada BN-03................................................................................ 105
Figura 37 Produccin Acumulada BN-08................................................................................ 106
Figura 38 Produccin Acumulada BN-17................................................................................ 106
Figura 39 Curvas de Proyeccin de Produccin ....................................................................... 109
Figura 40 Evolucin del Precio del Barril de Petrleo ............................................................. 113
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XV
NDICE DE TABLAS
Tabla 2 Sistemas de Levantamiento del Campo BNXXP1 Norte............................................... 26
Tabla 3 Estado de los Pozos........................................................................................................ 27
Tabla 4 Clasificacin de la Permeabilidad.................................................................................. 45
Tabla 5 Porosidad y Permeabilidad Promedio de los Pozos Suo Norte...................................... 46
Tabla 6 Clasificacin de la Permeabildad................................................................................... 55
Tabla 7 Clasificacin de la Mojavilidad ..................................................................................... 58
Tabla 8 Anlisis de Crudo de Basal Tena ................................................................................... 63
Tabla 9 Cromatografa del Gas de Basal Tena............................................................................ 64
Tabla 10 Anlisis del Agua de Formacin be Basal Tena .......................................................... 65
Tabla 11 Calidad del Agua a la Salida de las Estaciones............................................................ 69
Tabla 12 Calidad del Agua al Ingreso de la Planta de Tratamiento............................................ 69
Tabla 13 Calidad del Agua de Inyeccin .................................................................................... 70
Tabla 14 Anlisis Fsico Qumico del Agua de Inyeccin.......................................................... 74
Tabla 15 Datos de Produccin Acumulada de Pozo BN-15 ....................................................... 85
Tabla 16 Datos del Espesor Netos de la Arenisca Basal Tena del Pozo BN-15 ......................... 86
Tabla 17 Acumulados de Pozos Productores .............................................................................. 86
Tabla 18 Prueba de Tazadores con fosfonatos............................................................................ 99
Tabla 19 Volumen y Calidad de Agua Inyectada ..................................................................... 101
Tabla 20 Acumulados de Produccin en Fase Primaria y Secundaria...................................... 104
Tabla 21 Porcentaje Incremental de Produccin....................................................................... 104
Tabla 22 Proyeccin de Produccin.......................................................................................... 108
Tabla 23 Tabla de Inversiones .................................................................................................. 114
Tabla 24 Costos de Produccin................................................................................................. 115
Tabla 25 Anlisis Econmico para el Campo BNXXP1 Norte ...................................................... 118
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XVI
NDICE DE ECUACIONES
Ecuacin 1 Porosidad.................................................................................................................. 44
Ecuacin 2 Saturacin de Petrleo, Agua y Gas......................................................................... 48
Ecuacin 3 Movilidad del Petrleo, Agua y Gas ........................................................................ 51
Ecuacin 4 Movilidad del Agua en el Petrleo........................................................................... 52
Ecuacin 6 Viscosidad Cinemtica............................................................................................. 60
Ecuacin 8 Reservas Probadas in Situ ........................................................................................ 93
Ecuacin 9 Factor de Recobro .................................................................................................... 94
Ecuacin 10 Reservas Primarias Remanentes ............................................................................ 94
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XVII
RESUMEN
El presente trabajo se trata sobre el sistema de recuperacin mejorada en un campo de
Petroproduccin el mismo que se lo considero como marginal.
En la industria petrolera los campos maduros poco a poco van perdiendo presin de su
yacimiento, lo cual genera perdidas de produccin y la generacin de casquetes de gas
lo cual dificulta la extraccin del Hidrocarburo, por tal motivo se han generado nuevos
mtodos de extraccin tales como son los sistemas de levantamiento artificial,
Recuperacin mejorada o secundaria y la recuperacin terciaria.
Para este campo se tomo la decisin de utilizar la recuperacin mejorada, la misma se la
puede realizar de algunas formas sea est utilizando agua o gas, en este caso especifico
se utiliz la inyeccin de agua de formacin, para poder realizar la inyeccin de agua se
debe tener en cuenta el tipo de arreglo que se tomar sea este un arreglo regular,
irregular o tipo perifrico, en este caso se realiza la inyeccin desde la periferie del
yacimiento y lo que se logra es desplazar los fluidos desde la parte externa hacia el
centro del yacimiento, cuando un pozo productor es afectado por la inyeccin de agua
se debe monitorear permanentemente, uno de los trabajos que se deben ejecutar en la
inyeccin de agua es el uso de trazadores los mismos que nos permiten determinar el
avance del agua de inyeccin, con esto se puede determinar los canales preferenciales
del yacimiento y as poder controlar la rata de inyeccin del agua en los pozos
inyectores.
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XVIII
La calidad del agua de inyeccin se debe controlar permanentemente ya que de su
calidad depende el tiempo de vida de los pozos inyectores.
Gracias a la inyeccin de agua de logra incrementar las reservas probadas y con esto se
logra extender la vida del yacimiento, con lo cual se logra mejorar considerablemente el
Factor de Recobro del Yacimiento.
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XIX
SUMMARY
The present work is on the recovery system improved in a field of Petroproduccin the
same one that I consider it to him as marginal.
In the oil industry the mature fields little by little go losing preBSure of their location,
that which generates lost of production and the generation of caps of gas that which
hinders the extraction of the Hydrocarbon, for such a reason new such extraction
methods have been generated as they are the systems of artificial rising, improved
Recovery or secondary and the tertiary recovery.
For this field I take the decision of using the improved recovery, the same one can carry
out it in some ways it is it is using water or gas, in this case I specify the injection of
formation water it was used, to be able to carry out the injection of water it should be
kept in mind the arrangement type that will take it is this a regular, irregular
arrangement or outlying type, in this case she/he is carried out the injection from the
periferie of the location and what is achieved is to displace the fluids from the external
part toward the center of the location, when a producing well is affected by the injection
of water monitorear it is permanently, one of the works that should be executed in the
injection of water is the use of tracer the same ones that allow us to determine the
advance of the injection water, with this you can determine the preferential channels of
the location and this way to be able to control the rat of injection of the water in the
wells injectors.
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XX
The quality of the injection water should be controlled permanently since of its quality it
depends the time of life of the wells injectors.
Thanks to the injection of water of it is able to increase the proven reservations and with
this it is poBSible to extend the life of the location, with that which is poBSible to
improve the Factor of Retrieval of the Location considerably.
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1
CAPTULO I
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2
1. INTRODUCCIN
El petrleo es el principal ingreso en la economa del pas siendo este el 47% del
presupuesto nacional, por tal motivo es primordial lograr incrementar las reservas de
petrleo del pas, para lo cual se debe invertir en exploracin para buscar nuevos
prospectos, tambin es primordial el mejorar los ndices de recuperacin de petrleo y
de gas, para lo cual se requiere de la inversin de nuevos proyectos para mejorar la
extraccin en los campos maduros y marginales.
Por eso la industria petrolera tiene que buscar mtodos convencionales como son los
sistemas de levantamiento artificial y mtodos no convencionales en recuperacin
mejorada, as como la inyeccin de agua, gas, polmeros, llegando a inyectar bacterias,
la inyeccin de agua es el mtodos ms comn que se lo puede realizar.
La inyeccin de agua cumple algunos propsitos siendo estos:
La no contaminacin del medio ambiente con el agua de formacin, ya que este mtodo
permite inyectar o reinyecta toda el agua de formacin producida.
La inyeccin de agua a un yacimiento para mejorar el desplazamiento del petrleo y as
poder lograr obtener un mejor barrido del petrleo del yacimiento logrando con esto
incrementar las reservas probadas y mejorando el factor de recobro.
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3
1.1 OBJETIVO GENERAL
El incrementar la produccin de petrleo por medio de la Recuperacin Secundaria con
la inyeccin de agua de formacin en el Yacimiento Basal Tena del campo BNXXP1
Norte.
El incremento del factor de recobro del yacimiento, en por lo menos un 17% adicional
durante el tiempo de vida del proyecto de inyeccin de agua el mismo que significara
2.900 MBls de petrleo.
1.2 OBJETIVOS ESPECFICOS
Determinar la rata de inyeccin adecuada de agua que se debe inyectar en la
formacin Basal Tena, para tener el mejor barrido de los fluidos presente en el
yacimiento, con lo cual se podr tener un incremento en la produccin del
yacimiento.
Realizar un programa de control de calidad de las aguas de formacin que
inyectan en el yacimiento basal tena, para mantener el agua de inyeccin bajo
parmetro.
Lograr determinar cuando un pozo inyector requiere de mantenimiento
considerando el diagrama de Hall, para lo cual se realizara el presente diagrama
con datos de campo.
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4
1. 3 JUSTIFICACIN DEL ESTUDIO
Los yacimientos en el campo BNXXP1 son campos maduros, lo que involucra que se
tenga una declinacin constante de la produccin, por tal motivo se ve la necesidad de
implementar sistemas de levantamiento artificial para tratar de mantener la cada de
produccin del campo, esto no es suficiente por lo cual se requiere de la ayuda de otros
mtodos como es la inyeccin de agua para la Recuperacin Secundaria, este mtodo
nos ayudar a incrementar las reservas recuperables del yacimiento Basal Tena, lo que
significa una mejora en la eficiencia en la extraccin de crudo y por ende una mejora en
el porcentaje del factor de recobro del yacimiento.
Para lograr obtener una mejora en la extraccin de petrleo se utilizan sistemas de
levantamiento artificial tales como bombeo mecnico, bombeo hidrulico electro-
sumergible, los mismos que son los ms usados en la industria petrolera ecuatoriana, de
los cuales en el campo BNXXP1 el ms utilizado es el bombeo mecnico.
1.4 LMITES DE LA INVESTIGACIN
Considerando los altos precios del petrleo se ve la necesidad de recuperar la mayor
cantidad de petrleo posible, las empresas hacen grandes inversiones para poder
reinyectar e inyectar el agua de formacin. En la actualidad es una prioridad el control
ambiental por lo cual se requiere de grandes inversiones para poder inyectar el agua de
formacin generada, tomando en cuenta la necesidad de recuperar mayor cantidad de
petrleo se considera apropiado la optimizacin de los recursos par poder inyectar el
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5
agua para recuperacin mejorada, para lo cual se utiliza el mismo sistema de re-
inyeccin de agua de formacin, logrando inyectar la cantidad de agua necesaria para
poder tener un rendimiento optimo en la recuperacin de reservas lo cual nos permite
incrementar el factor de recobro de los yacimientos.
1.5 ALCANCE DEL ESTUDIO
El presente estudio esta enfocado en la optimizacin del agua de inyeccin para lograr
un eficiente desplazamiento del petrleo, para poder lograr determinar la mejor
rentabilidad del proyecto, siendo de manera muy importante poder lograr un incremento
en el factor de recobro de por lo menos de un 17% adicional a lo extrado hasta el
momento y determinar el incremento de las reservas recuperables del yacimiento.
Tambin nos interesa poder determinar a tiempo cuando el pozo inyector requiere ser
intervenido para poder evitar perdidas en das de inyeccin y en das de recuperacin
del yacimiento.
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6
CAPTULO II
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7
2. MARCO TERICO
La explotacin de petrleo se la realiza por tres tipos de mecanismos de extraccin estos
son:
Fuente Ing. Fernando Reyes
Realizado por Gustavo Camacho
2.1 RECUPERACIN PRIMARIA
Durante este perodo, el petrleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto
del gradiente de presin existente entre el fondo de los pozos y el yacimiento.
M
TO
DO
S D
E R
EC
UPE
RA
CI
N 1.- Recuperacin Primaria
2.- Recuperacin Secundaria
3.- Recuperacin Asistida
9 Empuje Natural 9 Levantamiento Artificial
9 Inyeccin de agua 9 Inyeccin de gas
9 Procesos Qumicos
9 Proceso trmicos
9 Inyeccin de Bacterias
Tabla 1 Mtodos de Recuperacin
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8
En muchos yacimientos la presin de reservorio es mayor que la presin hidrosttica del
pozo, lo que hace que el petrleo llegue a la superficie con el solo aporte energtico del
yacimiento.
Los yacimientos tienen tres tipos de empujes, Empuje hidrulico, Empuje por capa de
gas y Empuje por gas en solucin, a medida que los yacimientos van llegando a su
madures, la presin de empuje del yacimiento tiende a bajar en forma considerada lo
que nos obliga a utilizar sistemas de levantamiento artificial para lograr llevar el fluido
del pozo a superficie, los sistemas de levantamiento artificial mas conocidos son:
2.1.1 BOMBEO MECNICO
Es el mtodo de produccin de mayor aplicacin a nivel mundial 80% y tiene su mayor
aplicacin en la produccin de crudos pesados, medianos y livianos.
Este sistema consiste de una bomba de subsuelo de accin reciprocante, la misma que es
abastecida con energa la que es transmitida a travs de un conjunto de varillas, dicha
energa proviene de un motor elctrico o de combustin interna, el cual mueve a la
unidad de superficie Balancn.
Este sistema se lo utiliza para pozos productores de petrleo, en reas pobladas o
alejadas de los centros operacionales y en profundidades de hasta 10000 pies.
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9
El sistema esta compuesto por:
Tubera de Produccin Bomba de subsuelo Barril o camisa Pistn Vlvula viajera Vlvula fija Neplo asiento o Zapata Sarta de varillas Barra Pulida Separador de gas Ancla de Tubera Cabezal de bombeo mecnico Unidad de Bombeo o Balancn.
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10
Figura 1 Sistema de Bombeo Mecnico
Fuente www.Imeconet.com
Realizado por Gustavo Camacho
Figura 2 Unidad de Bombeo Mecnico
Fuente www.OilProduction.net
Realizado por Gustavo Camacho
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11
2.1.2 BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
El Bombeo electro-sumergible es un sistema integrado de levantamiento artificial, es
conocido como un medio efectivo para poder levantar grandes volmenes de fluido de
grandes profundidades.
Este sistema es ms aplicable a yacimientos con altos cortes de agua y baja relacin gas-
aceite RGA sin embargo en la actualidad estos equipos han obtenido grandes resultados
en pozos gasferos, pozos con fluido pesado, con fluidos abrasivos y pozos con alta
temperatura.
Las bombas electro-sumergibles estn construidas de una seria de etapas (impulsoras y
difusoras) superpuestas una sobre la otra para lograr obtener la altura de columna
deseada. La bomba centrfuga convierte la energa mecnica en energa hidrulica.
La configuracin del sistema de Bombeo electo-sumergible consta de:
Transformador Controlador de frecuencia Caja de conexiones Cabezal de pozo Vlvula de drenaje Vlvula de retencin Descarga
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12
Bombas Centrifugas Separador de gas o Intake Sello Motor elctrico Sensor de fondo Cable de potencia.
Figura 3 Sistema de Bombeo Elctrico Sumergible
Fuente Schlumberger
Realizado por Gustavo Camacho
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13
2.1.3 BOMBEO HIDRULICO
Este sistema de levantamiento artificial utiliza una bomba instalada en el fondo del
pozo, la misma que es accionada por un fluido que es bombeado a alta presin desde la
superficie.
Se basa en el principio de Venturi que consiste en el paso de un fluido a travs de un
rea reducida, donde se produce un cambio de energa potencial a cintica originado a la
salida del nozzle, provocando una succin del fluido de formacin.
Estos fluidos entran en un rea constante llamada garganta, luego la mezcla de fluidos
sufre un cambio de energa cintica a potencial a la entrada de un rea expandida
llamada difusor, donde la energa potencial es la responsable de llevar el fluido hasta la
superficie.
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14
Figura 4 Sistema de Bombeo Hidrulico
Fuente www.Sertecpet.com
Realizado por Gustavo Camacho
2.1.4 GAS LIFT
El sistema consiste en la inyeccin de gas a travs de un punto determinado en la tubera
con el fin de aligerar el peso de la columna de fluido.
Este mtodo consiste en inyectar gas a alta presin, a travs del anular dentro de la
tubera de produccin a diferentes profundidades, con el propsito de reducir el peso de
la columna de fluido y ayudar a la energa del yacimiento en el levantamiento o arrastre
de su petrleo y gas hasta la superficie.
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15
Este sistema consta de:
Tubera de produccin Nicle de asentamiento Camisa de circulacin Packer Mandriles para gas lift Cabezal rbol de navidad Lneas de inyeccin de gas Lneas de Flujo
Figura 5 Sistema de Bombeo Gas Lift
Fuente Rolls-Royce Energy
Realizado por Gustavo Camacho
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16
2.1.5 CAVIDAD PROGRESIVA
Este sistema de levantamiento artificial utiliza una bomba de tornillo helicoidal de
desplazamiento positivo la misma que se conecta a la sarta de varillas y estas a su vez se
conectan a una caja de transmisin y un motor sea este elctrico o a combustin interna,
el sentido de giro de la bomba es horario
Estas bombas sirven para el manejo de productos de alta viscosidad, presencia de
slidos, corrosivos, abrasivos y con contenidos en fibras o gas.
El lquido bombeado fluye a travs de dichas cavidades desde la aspiracin hasta la
impulsin de forma suave. El rotor est fabricado en acero para herramientas
endurecido al cromo.
El tornillo se endurece mediante un acoplamiento (vstago) conectado al rotor y al eje
del motor mediante una junta universal.
Estn disponibles con moto-reductores a velocidad fija (preparados para V.F.) y con
moto-vareador mecnico para regulacin manual.
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17
Figura 6 Bomba de Cavidad Progresiva Horizontal
Fuente de www.interplant.com.pe
Realizado por Gustavo Camacho
Figura 7 Sistema de Cavidad Progresiva
Fuente www.imeconet.com
Realizado por Gustavo Camacho
El perodo de recuperacin primaria tiene una duracin variable, pero siempre se lleva a
cabo, ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el comportamiento del
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18
yacimiento, las cuales son de mucha importancia para la planificacin del desarrollo del
yacimiento.
La recuperacin primaria termina cuando la presin del yacimiento ha bajado
demasiado, o cuando se est produciendo cantidades demasiado importantes de otros
fluidos tales como gas y agua.
El porcentaje de recuperacin primaria del crudo originalmente en sitio es en promedio
de 10-15% pero puede ser tan bajo como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar
25% y an mas en yacimientos que poseen una baja permeabilidad y una bolsa de gas o
un acufero activo.
En antao se explotaban los yacimientos hasta que los costos de explotacin se
incrementaban considerablemente, en cual se pasaba a los mtodos de recuperacin
secundaria. Hoy en da se inician las operaciones de recuperacin secundaria mucho
antes de llegar a este punto.
2.2 RECUPERACIN SECUNDARIA
Los mtodos de recuperacin secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento
un fluido menos costoso que el petrleo para mantener o incrementar la presin del
yacimiento. Estos fluidos se inyectan en ciertos pozos inyectores, para desplazar el
fluido (petrleo) hacia los pozos productores.
-
19
Hasta el principio de los aos 70, el bajo precio del crudo haca que los nicos fluidos
susceptibles de inyectarse econmicamente eran el agua, y en ciertos casos el gas
natural.
Figura 8 Sistema Tipo de Recuperacin Secundaria
Fuente www.pdvsa.com
Realizado por Gustavo Camacho
El drenaje por agua permite elevar la recuperacin del aceite originalmente en sitio
hasta un promedio de 30%, con variaciones desde 15% hasta 40% segn los casos.
La inyeccin de agua es el proceso por el cual el petrleo es desplazado hacia los pozos
productores por el empuje del agua. Esta tcnica no es usada en yacimientos petroleros
que tienen empuje hidrulico. La primera operacin conocida de inyeccin de agua fue
efectuada hace ms de 100 aos en el rea de Pithole City al Oeste de Pennsylvania. Sin
embargo, esta tcnica no fue muy usada hasta la dcada de los cuarenta.
-
20
La inyeccin de gas natural para mantener la presin del yacimiento se la considera
como un mtodo de recuperacin mejorada, para tener xito en la inyeccin de gas
depende de la eficiencia del desplazamiento de petrleo, ya que el gas se puede
canalizar en el pozo inyector y los pozos productores, lo que no generara un buen
desplazamiento del petrleo. Este sistema se lo viene utilizando por ms de 80 aos.
2.3 RECUPERACIN TERCIARIA
Despus de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todava 60-
80% (promedio 70%) del crudo originalmente en sitio.
Con el incremento del precio del petrleo en la dcada de los aos 70, la inyeccin de
otros productos para lograr aumentar la recuperacin de petrleo se volvi econmica
factible.
Entre los mtodos cuyo propsito es mejorar la eficiencia del desplazamiento mediante
una reduccin de las fuerzas capilares, se pueden citar la utilizacin de solventes
miscibles con el crudo y la obtencin de baja tensin interfacial con soluciones de
surfactantes o soluciones alcalinas.
Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir la viscosidad del crudo mediante
calentamiento, aumentar la viscosidad del agua con polmeros hidrosolubles, o taponar
los caminos preferenciales por ejemplo con espumas.
-
21
Algunos de los mtodos actualmente propuestos para la recuperacin mejorada son:
2.3.1 PROCESOS QUMICOS
INYECCIN DE SURFACTANTE Y POLMEROS:
Este mtodo consiste en inyectar diferentes fluidos. Cada inyeccin de un fluido
diferente se llama tapn o SLUG en tal sucesin de tapones cada uno debe idealmente
desplazarse en flujo tipo pistn, es decir que cada fluido debe empujar el fluido que lo
antecede.
En la siguiente figura se observa los diferentes tapones existentes entre el pozo inyector
y el pozo productor.
Figura 9 Sistema de Recuperacin Terciaria con Polmetros
Fuente www.pdvsa.com
Realizado por Gustavo Camacho
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22
2.3.2 TRATAMIENTO CON VAPOR STEAM FLOODING
Es un proceso simple en un comienzo. El vapor es generado en la superficie e inyectado
por la caera principal de manera que el contenido del pozo se disipe hacia caeras
laterales y emerja a la superficie. Este mtodo se basa en una combinacin de
condiciones trmicas como la reduccin de la viscosidad del fluido.
El mecanismo del desplazamiento del petrleo es una combinacin de cambios fsicos
interaccionarte, tales como la reduccin de la viscosidad y la destilacin del vapor, un
esfuerzo considerable es requerido para tratar al agua hirviente y a los gases resultantes
de la combustin del crudo procesado, que frecuentemente contiene compuestos de
nitrgeno y sulfuros.
2.3.3 INYECCIN DE BACTERIAS
Esta tcnica ha evolucionado por etapas por ms de 60 aos y en la actualidad esta
tomando mucho inters alrededor del mundo, debido a que resulta una tecnologa de
bajo costo lo cual lo hace particularmente compatible con los precios actuales de
petrleo.
La recuperacin asistida de petrleo por microorganismos MEOR microbial enhanced
oil recovery ha sido realizada durante muchos aos, estas han pasado prcticamente
ocultas para la industria del petrleo debido a que la mayora de los resultados fueron
-
23
publicados en congresos y foros biolgicos usando un punto de vista biolgico y sin
importar la visin del ingeniero de reservorios, el operador o el dueo del yacimiento.
2.4 BREVE HISTORIA DEL CAMPO
El Campo se encuentra ubicado a 230 Km. desde la ciudad de Quito y a 40 Km. desde la
ciudad de Lago Agrio, tiene una superficie de 61000 Hectreas y su topografa es
irregular con elevaciones y algunas quebradas profundas.
El Campo est conformado por tres campos, el Campo Sur, Campo Norte y el Campo
Trueno, la profundidad promedio de los pozos es de 5.000 pies (1.500 metros
aproximadamente)
El Campo fue descubierto por la empresa Texaco-Gulf los mismos que perforaron 4
pozos entre los aos 1967 1973 (Pozos B-1, B-2, B-3, B-4). A partir de 1984 a 1993
PetroEcuador procedi a la perforacin de 13 pozos en el campo Norte (BN-03, BN-04,
BN-05, BN-06, BN-07, BN-08, BN-09, BN-10, BN-13, BN-15, BN-16, BN-18, BN-
19), en el campo Sur se perforaron 25 pozos (BS-02, BS-03, BS-04, BS-05, BS-06, BS-
07, BS-08, BS-09, BS-10, NS-11, BS-12, BS-13, BS-14, BS-15, BS-16, BS-17, BS-18,
BS-19, BS-20, BS-21, BS-22, BS-23, BS-26, BS-27, BS-30).
-
24
Figura 10 Mapa Petrolero de Campos Marginales
Fuente www.menergia.gov.ec
Realizado por Gustavo Camacho
A partir de Agosto de 1999 el Bloque pasa a ser operado por la empresa privada, la
misma que fue adjudicada por medio de una licitacin publica, a partir de la fecha se
han perforado 15 pozos en el campo sur, (BS-1001, BS-1002, BS-1003, BS-1004, BS-
1005, BS-1006, BS-1008, BS-1009, BS-1010, BS-1011, BS-1012, BS-1013, BS-1014,
BS-1015, BS-1016), tambin se descubri el campo Trueno en el ao 2004 en el cual se
han perforado 4 pozos (ERx-01, ER-02, ER-03, ER-04)
Los Campos Norte y Sur se encuentran en un Anticlinal y el campo Trueno se encuentra
en una falla Estratigrfica.
-
25
El volumen actual de produccin de todo el campo es de 31.892 Bls da de fluido con
un corte de agua promedio del 75,4%, una produccin de petrleo de 7.839 Bls da y
una produccin de agua de 24.053 Bls da, la calidad del petrleo del campo es de
31,3 API con un porcentaje de Azufre en peso de 0,26%.
La produccin del campo Norte es de 5.040 Bls da de fluido con un corte de agua
promedio de 79,8%, una produccin de petrleo de 1.200 Bls da y una produccin de
agua de 4.740 Bls da.
La produccin del campo Sur es de 24.583 Bls da de fluido con un corte de agua
promedio de 78,6%, una produccin de petrleo de 5.270 Bls da y una produccin de
agua de 19.313 Bls da.
La produccin del campo Trueno es de 1.369 Bls da de fluido con un corte de agua de
0%, una produccin de petrleo de 1.369 Bls da
2.5 CONDICIONES ACTUALES DE TRABAJO EN EL CAMPO BNXXP1
NORTE
En el Campo BNXXP1 Norte se tiene en la actualidad 16 pozos de los cuales se tiene:
-
26
Tabla 2 Sistemas de Levantamiento del Campo BNXXP1 Norte
ESTADO DE POZO N.- POZOS
Pozos Inyectores de agua 1 BN-15
Pozos Re-inyectores de agua 3 BN-07; BN-10; BN-18
Pozos Inyectores de Gas 2 BN-01; BN-19
Pozos a flujo natural 3 BN-02; BN-04; BN-06
Pozos con Bombeo Mecnico 6 BN-03;BN-08;BN-09; BN-13; BN-16; BN-17;
Pozos con Bombeo Electro-sumergible 1 BN-05
Fuente Petroproduccin
Realizado por Gustavo Camacho
El Campo Norte tiene los siguientes yacimientos Caliza, Basal Tena y Holln, la calidad
de petrleo en el Campo BNXXP1 Norte es de 30 API promedio, la cantidad de gas
que se produce es de 7.392 MPCSD.
-
27
Tabla 3 Estado de los Pozos
POZO FORMACIN ESTADO
BN-01 Basal Tena Inyector de gas
BN-02 Caliza A Productor
BN-03 Basal Tena + Holln Productor
BN-04 Holln Productor
BN-05 Holln Productor
BN-06 Holln Productor
BN-07 Holln Re-Inyector de agua
BN-08 Basal Tena Productor
BN-09 Holln Productor
BN-10 Holln Re-Inyector de agua
BN-13 Basal Tena Productor
BN-15 Basal Tena Inyector de agua
BN-16 Basal Tena Productor
BN-17 Basal Tena Productor
BN-18 Holln Re-Inyector de agua
BN-19 Basal Tena Inyector de gas
Fuente Petroproduccin
Realizado por Gustavo Camacho
Los pozos productores del yacimiento Basal Tena en la actualidad son 5 los mismos que
tienen un API promedio de 29 API y tiene una aporte de gas de 1.700 MPCSD
Las facilidades de produccin que se tienen en el Campo BNXXP1 Norte son:
-
28
Sistema de deshidratacin.
1 separador general de 10.000 Bls. Da Bifsico 1 separador de prueba de 5.000 Bls. Da Bifsico 1 tanque de lavado de 5.000 Bls. Da 1 tanque de reposo de 5.000 Bls. Da 1 Bombas alternativas 4.500 Bls. Da Para el sistema de inyeccin de gas 1 Compresor Ariel de 3500,000 PCSD 2 Torres de deshidratacin de gas Para el sistema de tratamiento de agua 1 tanque de agua de 2.270 Bls. Da 2 bombas centrifugas de 4.500 Bls. Da
Toda el agua generada en el Campo BNXXP1 Norte se transfiere a una sola planta de
tratamiento la misma que se encuentra ubicada en la parte ms alta del Campo
BNXXP1, la misma que recibe toda la produccin de agua del campo, desde este lugar
se transfiere el agua para la re-inyeccin y para la inyeccin de agua en los diferentes
pozos.
La planta de tratamiento consta de un tanque skimmer de 3.020 Bls. de capacidad, de un
tanque de almacenamiento de 2.060 Bls., se tiene en la actualidad 2 bombas centrifugas
BJ de 15.000 Bls da y una bomba de desplazamiento positivo la misma que utiliza
cuando se realiza el mantenimiento de una de la unidades de bombeo, las bombas
-
29
centrifugas son alimentadas con electricidad la misma que es generada por 2
generadores CATG 3512, el agua es desplazada por acueductos hacia los pozos re-
inyectores e inyectores.
-
30
CAPTULO III
-
31
3. CARACTERSTICAS GEOLGICAS DEL CAMPO BNXXP1 NORTE
La trampa del Campo BNXXP1 Norte, se define como un anticlinal asimtrico, con
cierre contra falla, con orientacin general N-S y marcada pendiente en el flanco
oriental.
El lmite occidental de la trampa, est conformado por una falla inversa, con bloque alto
al este. Esta falla, corresponde a la etapa de inversin sufrida durante el Maastrichtiano-
Paleoceno, de un antiguo sistema tensional probablemente de edad Pre-Cretcica.
El cierre norte se produce contra la falla principal, mientras que en el cierre sur se
combinan factores estructurales y estratigrficos (marcado deterioro de facies en los
pozos BN-13 y BN-7). El lmite oriental, est relacionado al contacto agua-petrleo de
la unidad, establecido en el BN-15.
Las fases tectnicas recurrentes desarrolladas durante el Terciario, generaron un sistema
de fallas conjugadas (transtensivas y transpresivas), de orientacin SO-NE y SE-NO.
Estas fallas, son claramente secundarias con respecto a la jerarqua de la falla principal.
Si bien, este sistema secundario es bastante claro para los niveles de la formacin
Holln, a nivel de la formacin Basal Tena han sido categorizadas nicamente, como
discontinuidades ssmicas. Esta calificacin, se basa en la presencia de bruscos cambios
de pendiente en el reflector que contiene a Basal Tena, pero que no estn claramente
vinculados a un rechazo vertical evidente.
-
32
Como conclusin, con la informacin disponible en la actualidad, es muy difcil estimar
la repercusin que podran tener este tipo de discontinuidades (canalizaciones y cycling
prematuro del gas), en relacin con la marcha del proyecto de inyeccin. Las mismas
tendran repercusin sobre las reas barridas por la inyeccin y los volmenes de
reservorio a ser contactados, agregando por lo tanto un factor de riesgo adicional al
proyecto, muy difcil de cuantificar.
El contacto gas-petrleo inicial, se localiz en la isbata de 665 metro por debajo del
nivel del mar, incluyendo dentro de la cpula de gas a los pozos BN-1, BN-4, BN-6,
BN-7 y BN-9. De estos pozos el BN-1, BN-4 y BN-9 comprobaron gas por punzados,
mientras que los restantes (con pronstico de gas) se caracterizan por fuerte cruce de los
perfiles de neutrn y densidad.
El contacto agua-petrleo, fue fijado en la cota de 875 metros por debajo del nivel del
mar en base a los resultados obtenidos en el ensayo del BN-15, el cual produjo con un
corte de agua inicial de 75%. Se destaca que el mencionado pozo, carece de historia de
produccin y fue seleccionado como inyector de agua.
En ese sentido tanto la informacin regional, como la historia de produccin del Campo
BNXXP1 Norte y los registros de presiones, apoyan la hiptesis de que el acufero
relacionado a Basal Tena, no es activo. Lo cual supone que, todo el reservorio ha
experimentado una homognea cada de presin, desde una presin esttica inicial de
970 PSI a la presin esttica actual de alrededor de 290 PSI. Hasta la fecha, el nico
pozo que evidenci entrada de agua es el BN-16, el cual produce a muy bajo caudal con
-
33
un 10% de agua, caracterstica que son incompatibles con las de un acufero activo,
segn el Informe Descriptivo del Desarrollo Integrado de la Formacin Basal Tena en el
Yacimiento BNXXP1 Norte, Mayo De 2003. (1)
3.1 MAPAS DEL YACIMIENTO BT DEL CAMPO BNXXP1 NORTE
Estos mapas se lograron con la ayuda de la ssmica realizada con por la empresa Grand
Geofisical en el ao 2001, en la cual se realizaron 210 Km2 de ssmica, y cuya
interpretacin fue realizada en los Estados Unidos de Amrica.
3.1.1 MAPA ESTRUCTURAL 3D DEL CAMPO BNXXP1 NORTE
YACIMIENTO BASAL TENA
En la presente figura se muestra un corte del cubo ssmico 3D que se efectu en el ao
2001 en el Campo BNXXP1, en el mismo se puede observar al yacimiento Basal Tena
del Campo BNXXP1 Norte, en la misma se puede observar las fallas que cierran al
yacimiento.
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34
Figura 11 Lnea Ssmica # 400 3D
Fuente Programa Decisin Point Schlumberger
Realizado por Gustavo Camacho
3.2 DETERMINACIN DEL CAP Y CGP
El contacto agua petrleo no se encuentra determinado en la estructura, la misma esta
siendo asumida ya que en el pozo BN-17 fue el nico pozo en el cual se pudo evidenciar
el contacto agua petrleo por medio de registros elctricos en el adjunto se muestra el
registro de resistividad del pozo BN-17, el agua que se tiene en Basal Tena esta
considerado como agua intersticial y no como contacto agua-petrleo, pero para efectos
de la simulacin se ha considerado como contacto agua petrleo a la misma, el contacto
gas petrleo se encuentra determinado en el BN-08 el mismo que se encuentra a los 990
metros de profundidad bajo el nivel del mar.
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35
Figura 12 Contacto Agua Petrleo y Contacto Gas Petrleo
Fuente Programa Eclipse
Realizado por Gustavo Camacho
3.3 CORTES DE POZOS
En los grficos 14, 15 y 16 se presentan los cortes estratigrficos del pozo BN-03
productor y el pozo BN-15 inyector de agua y del pozo BN-15 inyector y el pozo BN-17
productor, en los mismos se puede observar las curvas de Gamma Ray y Resistividad
de los pozos en mencin.
-
36
Como se puede apreciar en los cortes se observa la continuidad de la estructura en el
estrato Basal Tena, esto se ha podido confirmar mediarte pruebas de trazadores
realizadas con qumicos inhibidor de escala los mismos que tienen presencia de
fosfonatos.
Como se puede observar en las curvas de resistividad de los grficos 14, 15 y 16 no
existe presencia de contacto agua-petrleo en el yacimiento Basal Tena, en el nico
pozo que se presenta la cada de la curva de resistividad es en el pozo BN-17.
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37
Figura 13 Corte de los Pozo BN-15 y BN-17
Fuente Programa Sahara
Realizado por Gustavo Camacho
Cada de la resistividad
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38
Figura 14 Corte de los Pozos BN-15 y BN-03
Fuente Programa Sahara
Realizado por Gustavo Camacho
-
39
Figura 15 Corte de los Pozos BN-15 y BN-17
Fuente Programa Sahara
Realizado por Gustavo Camacho
-
40
3.4 AMBIENTES DE DEPOSITACIN
3.4.1 RESULTADO MICRO PALEONTOLGICOS DEL POZO BN-15 DE LA
FORMACIN BASAL TENA
El presente anlisis corresponde a las profundidades de 2982-2985,5 y 2988,5 del
Ncleo # 01 del pozo BN-15
Profundidad : 2982
Edad : Santoniano Campaniano
Ambiente : Marino
Los Nanofsiles presentes son:
Coccolithus paenepelacicus. (Neocomiano-Maastrichtiano), Watznaueria barnesae
(Neocomiano Maastrichtiano), Micula staurophora, Eiffellethus eximius (Huroniano
medio-Campaniano), Eiffellithus turriseiffellee ( Albiano superior-Maastrichtiano),
Lithastrinus cf. Grillii ( Santoniano-Campaniano) y Lucianorhabdus cayeuxil
(Santoniano medio-Maastrichtiano)
Profundidad : 2985,5
Edad : Coniaciano superior-Santoniano
Ambiente : Marino
La muestra presenta los siguientes Nanofsiles Calcreos:
Watznaueria barnesae (Neocomiano-Maastrichtiano), Micula staurophora, Tetralithus
sp., Cocolithus paenepelaqicus (Neocomiano-Maastrichtiano), Micula decuBSata
(Comiaciano superior-Maastrichtiano), Cylindralithus sp. Y Tetrolithus cf.
-
41
Profundidad : 2988,5
Edad : Coniaciano superior-Santoniano
Ambiente : Marino
Los Nanofsiles presentes son:
Watznaueria barnesae (Neocomiano-Maastrichtiano), Coccolithus paenepelagicus
(Neocomiano-Maastrichtiano), Micula staurophora, Eiffellithus eximius (Huroniano
medio-Campaniano), Micula decuBSata (Voniaciano superior-Maastrichtiano),
Eiffellithus turriseiffellii (Albiano superior-Maastrichriano) y Micula cf. Cancava (
Santoniano-Maastrichtiano)
Los Foraminferos Bentnicos encontrado son:
Haplophragmoides sp., Cibicides subcarinatus.
Los Foraminiferos Planctnicos encontrados son:
Whiteinella baltica (Cenomaniano superior-Santoniano inferior)
3.4.2 DETERMINACIN DEL AMBIENTE DE DEPOSITACIN POR MEDIO
DE LA CURVA DEL POTENCIAL ESPONTNEO SP
Con el uso de las curvas del potencial Espontneo SP y en conjunto con la de Gama
Ray se puede determinar la secuencia litologa de cada formacin que se tiene en un
pozo, se determinar si una zona productora es limpia o no, la cantidad de arcilla que
tiene, con ayuda de la curva de resistividad nos indica el tipo de grano que se tiene en la
formacin.
-
42
Figura 16 Curva de GR y SP del Pozo BN-15
Fuente Programa Decisin Point
Realizado por Gustavo Camacho
-
43
Figura 17 Curva de GR y SP del Pozo BN-17
Fuente del Programa Decisin Point
Realizado por Gustavo Camacho
El tipo de ambiente que nos sugiere la curva del SP es un ambiente Deltaico Marino, el
cual concuerda con los datos obtenidos en los resultados de Micro paleontologa.
-
44
3.5 PARMETROS DE LOS FLUIDOS Y DE LAS ROCAS
3.5.1 POROSIDAD Y GARGANTAS PORALES
3.5.1.1 POROSIDAD
La porosidad es la cualidad de las rocas que tienen para poder almacenar fluidos, la
misma se la determina con la relacin del volumen poroso sobre el volumen total, esta
se la puede determinar en porcentaje o en forma decimal.
Ecuacin 1 Porosidad
100*.
.totalvol
porosovol=
Fuente del Programa Decisin Point
Realizado por Gustavo Camacho
La forma para determinar la porosidad se la realiza en laboratorio usando ncleos o
testigos que se obtienen al momento de realizar la perforacin, otra forma para
determinarla es el uso de registros elctricos los mismos que se los obtiene despus de
que el pozo a sido perforado y se han realizado lo registros a hueco abierto, los datos
obtenidos de esta forma no son muy exactos pero se los puede utilizar hasta tener los
datos de laboratorio.
Las permeabilidades se las pueden clasificar de la siguiente forma;
-
45
Tabla 4 Clasificacin de la Permeabilidad
POROSIDAD % CLASIFICACIN
< 5 DESCARTABLE
5 10 POBRE
10- 15 REGULAR
15 - 20 BUENA
> 20 MUY BUENA
Fuente Petroproduccin
Realizado por Gustavo Camacho
La porosidad promedio determinada para el yacimiento Basal Tena del Campo
BNXXP1 Norte esta en el orden del 18%, la misma que se la considera como una
porosidad buena.
En la siguiente tabla se indican las porosidades del yacimiento Basal Tena de los pozos
del Campo BNXXP1 Norte obtenidas por medio de anlisis de ncleos y registros
elctricos.
3.5.1.2 GARGANTA PORAL
Se llama garganta poral al espacio que existe entre poro y poro, la misma que nos ayuda
a determinar el paso del los fluidos gas, petrleo y agua a travs de los mismos, estos
suele ser mayor a 8 m.
-
46
En un yacimiento se tiene una infinidad de interconexiones las mismas que se las
conoce como lazo de flujo o lazo poroso.
Tabla 5 Porosidad y Permeabilidad Promedio de los Pozos BNXXP1
POZO POROSIDAD
% PERMEABILIDAD k
md
BN-08 18 271
BN-10 19 351
BN-16 20 77
BN-17 20 1109
BN-19 22 159
Fuente Petroproduccin
Realizado por Gustavo Camacho
Fuente Corelab
Realizado por Gustavo Camacho
A
B
AGUA DE FORMACIN
PETRLEO
CUARZO
Figura 18 Diagrama de un Lazo Poral
-
47
En un medio real existen miles de miles de lazos de flujo de este tipo, aunque tambin
se pueden encontrar otros combinados en paralelo y combinados en serie.
3.5.2 SATURACIN DE PETRLEO, MAPA DE POROSIDADES
Con la ayuda de programas se pueden obtener mapas que nos ayudan a visualizar de
mejor forma los datos, y nos da una idea una mejor idea de la porosidad del yacimiento,
ya que esta se grafica en colores.
Figura 19 Mapa de Porosidades
Fuente Programa Eclipse
Realizado por Gustavo Camacho
-
48
3.5.2.1 SATURACIN DE PETRLEO, AGUA Y GAS
Se entiende por saturacin la fraccin del volumen o espacio poroso ocupado por cada
fluido, teniendo as las siguientes ecuaciones:
Ecuacin 2 Saturacin de Petrleo, Agua y Gas
Fuente Fundamentos de Produccin y Mantenimiento de Pozos Petroleros
Realizado por Gustavo Camacho
De donde: %100=++ SgSwSo
La determinacin de la saturacin de los fluidos presentes en los diferentes estratos de
un yacimiento puede realizarse mediante registros de pozos; y en el laboratorio, por
medio del mtodo de la retorta o por extraccin con solventes.
La saturacin de agua connata, tambin se la denomina saturacin de agua innata y esta
es la saturacin inicial de agua en un yacimiento; y puede variar de sitio en sitio en los
diferentes yacimientos, la saturacin de agua aumenta con la disminucin de la
porosidad, esto debido a las fuerzas capilares y al origen mismo de los yacimientos;
adems la saturacin varia con la vida productiva de un campo.
La saturacin irreducible de agua se define como el valor constante de agua connata que
existe por encima de la zona de transicin agua-petrleo considerando una formacin
100*
VtVoSo = Sw Vw
Vt= *100 100*
VtVgSg =
-
49
uniforme. Se localiza en los sitios de contacto entre los granos para rocas
preferencialmente mojadas por agua, y en forma de burbujas rodeadas de petrleo o gas
en rocas preferencialmente mojadas por petrleo.
La saturacin inicial de petrleo, es la saturacin inicial en un yacimiento la cual vara
durante la vida productiva del yacimiento.
La saturacin de petrleo residual se define como la saturacin mnima de petrleo que
se obtiene cuando el petrleo es desplazado de un yacimiento por otro fluido. Tambin
puede definirse como la saturacin a la cual el petrleo llega a ser inmvil al ser
desplazado por otro fluido.
3.6 MOJABILIDAD (HUMECTABILIDAD)
Tambin denominada humectabilidad, se define como la tendencia de un fluido a
adherirse sobre una superficie slida en presencia de otros fluidos inmiscibles. En el
caso de yacimientos, la superficie slida es la roca yacimiento y los fluidos son agua,
petrleo y gas, el anlisis de la mojabilidad se puede explicar a partir de un sistema
idealizado agua, petrleo, roca como se muestra en la figura
-
50
Fuente Petrleo, Amazona y Capital Natural
Realizado por Gustavo Camacho
Tensin de adhesin = At = os - ws = ow - c Donde:
os = energa interfacial entre el slido y el petrleo (dinas/cm) ws = energa interfacial entre el slido y el agua (dinas/cm) ow = energa interfacial entre petrleo y el agua (dinas/cm) c = ngulo de contacto petrleo slido-agua (grados)
En general, os y ws no se pueden medir directamente, sin embargo ow y c pueden determinarse independiente en el laboratorio.
El ngulo de contacto se usa como una medida cualitativa de la humectabilidad, de la
siguiente manera:
Si At es positiva indica que el lquido ms denso (agua) moja preferencialmente la
superficie slida c < 90.
AGUA
PETRLEO
os ws
c
ow
Figura 20 Humectabilidad
-
51
Si At es negativa el lquido menos denso moja preferencialmente la superficie slida y
c > 90.
Si At es cero, c = 90 indica que ambas fases tienen igual afinidad por la superficie slida.
3.7 MOVILIDAD Y RELACIN DE MOVILIDAD
La movilidad de los fluidos se encuentra dada por la permeabilidad del fluido Sobre la
viscosidad del mismo as:
Ecuacin 3 Movilidad del Petrleo, Agua y Gas
okoMo = w
kwMw = gkgMg =
Fuente Fundamentos de Produccin y Mantenimiento de Pozos Petroleros
Realizado por Gustavo Camacho
De tal forma se puede observar la facilidad para que los fluidos puedan ser desplazados
dentro de la formacin.
La Relacin de Movilidad se la representa can la letra M y con dos subndices, los
mismos que indican la fase desplazante y la fase desplazada, la misma se expresa de la
siguiente manera:
-
52
Ecuacin 4 Movilidad del Agua en el Petrleo
oKro
wKrw
M ow
=,
Fuente Fundamentos de Produccin y Mantenimiento de Pozos Petroleros
Realizado por Gustavo Camacho
De donde:
Krw = permeabilidad relativa del agua
Kro = permeabilidad relativa del petrleo
w = viscosidad del agua o = viscosidad del petrleo
Un aspecto importante en la definicin de la relacin de movilidad es la evaluacin de
las permeabilidades efectiva y relativa de cada fase:
Las permeabilidades efectiva y relativa de la fase desplazante, se evalan a la saturacin
promedio de dicha fase, en la zona del yacimiento invadida por la fase desplazante y
detrs del frente de invasin,
Las permeabilidades efectiva y relativa de la fase desplazada, se evalan a la saturacin
promedio de dicha fase, en la zona delante del frente de invasin.
-
53
3.8 VALORES DE MOVILIDAD M
Para petrleo liviano, los valores ms comnmente encontrados estn en el orden de
0,02 a 5,00.
En la que podra decir que si:
Mw,o 1,0 esta ser favorable
Mw,o 1,0 esta no ser favorable
A una razn de movilidad favorable, se tiene mayor recuperacin de petrleo al tiempo
de ruptura, y viceversa.
3.9 PERMEABILIDAD K
La permeabilidad es la propiedad que nos permite determinar la facilidad con que un
fluido pasa a travs de un medio poroso, se dice que una roca es porosa si esta permite
el paso de los fluidos de forma considerable y en un tiempo determinado.
La velocidad del desplazamiento del fluido no esta determinada solo por la
permeabilidad de la roca sino tambin del tipo de fluido que se tenga y de la presin que
ejerce sobre esta.
Esta es una caracterstica que tienen las rocas, la unidad de medida de la permeabilidad
es el Darcy.
-
54
3.10 LA ECUACIN DE DARCY
Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy cuando un fluido de
una sola fase con una viscosidad de 1 centipoise cp, y que llena todo el espacio nter
granular, fluye a una velocidad de 1 centmetro cbico por segundo cm3/seg, por un
rea transversal de 1 centmetro cuadrado cm2, con una longitud de 1 centmetro
cm, y bajo la diferencia de presin de una atmsfera.
Siendo su expresin matemtica la siguiente:
dLdPk
AQ
=
Fuente Fundamentos de Produccin y Mantenimiento de Pozos Petroleros
Realizado por Gustavo Camacho
V = Velocidad aparente del flujo (cm/seg)
Q = Tasa de flujo (cm3/seg)
A = rea (cm2)
K = Permeabilidad (Darcy)
= Viscosidad (cp) dP/dL = Gradiente de Presin
La permeabilidad se la puede obtener de dos formas sencillas una es con la
interpretacin de registros elctricos y con anlisis de restauracin de presin Build
Ecuacin 5 Ecuacin de Darcy
-
55
Up, los datos de las permeabilidades se encuentran expresadas en milidarcies las
mismas que se las pueden clasificar de la siguiente forma:
Tabla 6 Clasificacin de la Permeabildad
PERMEABILIDAD md CLASIFICACIN
< 50 MALOS
50 250 MEDIOS
250- 1000 BUENOS
> 1000 MUY BUENA
Fuente Petroproduccin
Realizado por Gustavo Camacho
En la tabla 1 se indican las permeabilidades del yacimiento Basal Tena de los pozos del
Campo BNXXP1 Norte obtenidas por medio de anlisis de restauracin de presin.
Con la ayuda de programas se pueden obtener mapas que nos ayudan a visualizar de
mejor forma los datos, y nos da una idea de la permeabilidad del yacimiento.
-
56
Figura 21 Mapa de Permeabilidades
Fuente Programa Eclipse
Realizado por Gustavo Camacho
3.11 PERMEABILIDAD ABSOLUTA K
Si el fluido es homogneo y no se produce ningn cambio en la roca, se habla de
permeabilidad absoluta.
Los datos de permeabilidades de yacimiento Basal Tena se encuentran expresadas en la
tabla 1
3.11.1 PERMEABILIDAD EFECTIVA DE LOS FLUIDOS KO, KW Y KG
Si en la roca existen varios fluidos, como es el caso de un yacimiento petrolfero, en el
que podemos tener petrleo, agua y gas, se producen interferencias entre ellos que dan
-
57
origen a permeabilidad efectiva para cada uno de los fluidos diferentes de sus
permeabilidades absolutas.
3.12 CURVAS DE KRO Y KRW Y DE KRO Y KRG
Se conoce una regla de campo que permite discriminar la preferencia de un medio
poroso a ser mojado por agua (hidrfilas) y/o petrleo (olefilas), las primeras estn en
capacidad de almacenar agua, y las segundas estn en capacidad de acumular petrleo,
teniendo as:
Figura 22 Curva de Permeabilidad Relativa Kro y Krw
CURVA DE PERMEAVILIDADES RELATIVAS DEL BASAL TENA CAMPO BNXXP1
Kro y Krw
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00
Sw
kro
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
Krw
Kro Krw
Fuente Fundamentos de Produccin y Mantenimiento de Pozos Petroleros
Realizado por Gustavo Camacho
-
58
Figura 23 Curva de Permeabilidad Relativa Kro y Krg
CURVA DE PERMEABILIDADES RELATIVAS DEL BASAL TENA CAMPO BNXXP1
Kro y Krg
0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00
Sw
Kro
0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0
Krg
Kro Krg
Fuente Fundamentos de Produccin y Mantenimiento de Pozos Petroleros
Realizado por Gustavo Camacho
Tabla 7 Clasificacin de la Mojavilidad
Hidrfilas Olefilas
Swi > 20 25 % < 10 15 %
Kro = Krw > 50 % Sw < 50 % Sw
Krw max > 30 % Krw > 50 % Krw
Fuente Ing Petroproduccin
Realizado por Gustavo Camacho
La permeabilidad en arenas y areniscas tiene una relacin directa con la porosidad; un
aumento normal en la porosidad provoca un aumento geomtrico en la permeabilidad.
-
59
As como una arena bien clasificada de buen dimetro promedio de grano indica una
buena permeabilidad.
La permeabilidad esta afectado en el yacimiento, por los mismos factores que afectan la
porosidad, tales como: presin, tamao y distribucin de los granos, etc.
Figura 24 Curva de Flujo Fraccional del Yacimiento Basal Tena
CURVA DE FLUJO FRACCIONAL
0,000
0,100
0,200
0,300
0,400
0,500
0,600
0,700
0,800
0,900
1,000
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 0,95 1,00
Sw
kro;
krw
Fw
Fuente Fundamentos de Produccin y Mantenimiento de Pozos Petroleros
Realizado por Gustavo Camacho
3.13 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
3.13.1 VISCOSIDAD
La viscosidad es la resistencia que opone un lquido a fluir debido a la friccin interna
del mismo.
Saturacin de agua actual
-
60
La viscosidad se la puede medir de diferentes formas sea esta el laboratorio o en tablas
de correlacin.
La viscosidad es inversamente proporcional a la temperatura, a mayor temperatura
menor la viscosidad, a menor temperatura mayor la viscosidad.
Viscosidad absoluta o dinmica: Representa la viscosidad de un lquido y su medida por
el tiempo en que tarda en fluir a travs de un capilar a una determinada temperatura. Sus
unidades son el poise o centipoise ( )CmSeggr , siendo muy utilizada a fines prcticos.
Viscosidad cinemtica: Representa la caracterstica propia del lquido desechando las
fuerzas que genera su movimiento, obtenindose a travs del cociente entre la
viscosidad absoluta y la densidad del producto en cuestin. Su unidad de medida e el
store o centistoke segcm2 .
Ecuacin 6 Viscosidad Cinemtica
cpCSt =
Fuente Qumica Biblioteca Cientfica Tecnolgica James E. Brady
Realizado por Gustavo Camacho
CSt = Viscosidad Cinemtica
Cp = Viscosidad Absoluta o Dinmica
= Densidad del fluido
-
61
La viscosidad que se utiliza en yacimientos es la viscosidad dinmica la misma que se la
obtiene en laboratorio.
La viscosidad del petrleo o La viscosidad del petrleo se lo determina en el laboratorio.
As por ejemplo:
Debajo del punto de burbuja (Pb) la viscosidad (o) aumenta con la disminucin de la presin debido a que el gas que se encuentra en el petrleo comienza a liberarse.
Si se encuentra por encima del punto de burbuja (Pb) la viscosidad (o) aumenta con el aumento de presin debido al estrechamiento de los espacios intermoleculares.
La viscosidad del petrleo depende mucho de la composicin del mismo ya que a mayor
cantidad de productos livianos C1..C5 la viscosidad es menor.
La viscosidad del agua w
La viscosidad del agua esta en funcin de la presin, temperatura y composicin
qumica es decir del contenido de sales, as si la viscosidad aumenta con la disminucin
de la temperatura y con los aumentos de la presin y salinidad, es decir:
A mayor presin mayor la viscosidad del agua
A menor temperatura mayor la viscosidad
A mayor salinidad mayor la viscosidad
-
62
3.13.2 SALINIDAD
El agua de los yacimientos se encuentra en contacto con distintos tipos de minerales por
lo cual esto produce que se tengan distintas concentraciones de las aguas de formacin,
esto tambin nos ayuda a determinar el ambiente de depositacin de los diferentes
yacimientos.
As tenemos que para la formacin Basal Tena se tiene una concentracin de 28.500
ppm de Cl-
3.13.3 CARACTERSTICAS DEL FLUIDO DE PRODUCCIN DE BASAL
TENA BT
En las presentes tablas se muestra las caractersticas del fluido de Basal Tena tanto de
Petrleo, Agua y Gas, para efectos de estudio se tom como referencia la calidad de
crudo y del gas del Campo Trueno, Yacimiento Basal Tena ya que el mismo tiene
similares caractersticas que el Campo BNXXP1 Norte, el anlisis del agua de
formacin corresponde al pozo BN-16 que es el nico pozo que aporta agua de Basal
Tena sin estar este influenciado por la inyeccin de agua de formacin, se tomaron en
cuenta los datos del Campo Trueno envista de no tener una prueba PVT de Basal Tena
del Campo BNXXP1 Norte ya que no existe dicha informacin, cave indicar que los
datos fueron obtenidos de la prueba PVT del pozo Er-04
-
63
Tabla 8 Anlisis de Crudo de Basal Tena
cAnlisis de petrleo del Yacimiento Basal Tena Campo BNXXP1
Norte
TEST NAME AND NUMBER UNIT RESULT
8,Gravity API @ 60 F - ASTM D-1298 API 29.6
Flash Point C - ASTM D-92 C
-
64
Tabla 9 Cromatografa del Gas de Basal Tena
Anlisis de Gas de Basal Tena
Componentes Mol %
Hydrogen Sulfide 0.00
Carbon Dioxide 0.27
Nitrogen 0.16
Methane 72.36
Ethane 11.56
Propane 8.02
iso-Butane 1.20
n-Butane 3.43
iso-Pentane 1.07
n-Pentane 0.87
Hexanes 0.63
Heptanes 0.28
Octanes 0.15
Nonanes 0.00
Decanes 0.00
Undecanes 0.00
Dodecanes plus 0.00
TOTAL 100,00
Fuente EPN, Facultad de Ingeniera Qumica
Realizado por Gustavo Camacho
-
65
Tabla 10 Anlisis del Agua de Formacin be Basal Tena
Anlisis de Agua de Basal Tena
Apariencia CLARA
pH 7,5
t C 21,8
Carga mV N/A
Conductividad mS/cm 6,9
Sal. o/oo 51
TDS mg/L 28,6
BST mg/L 15,4
t F 71,2
Cloruros ppm 28500
ClNa ppm 47025
Alk T. ppm 720
Bicarbonatos ppm 878,4
Dt ppm 6200
Dca ppm 5600
DMg ppm 600
Sulfatos ppm 150
Hierro ppm 2,3
Calcio ppm 2480
Magnesio ppm 1488
Sodio ppm 18810
Fuente EPN Esuela de Ingeniera Qumica
Realizado por Gustavo Camacho
-
66
CAPTULO IV
-
67
4. TRATAMIENTO DEL AGUA DE FORMACIN
El agua de formacin que se genera en el campo es tratada en su totalidad, por las
caractersticas del fluido que se tiene es muy fcil de realizar la separacin de petrleo
del agua de formacin, para esto se tiene un sistema de almacenamiento de agua de
formacin en la Estacin Sur y en la Estacin Norte, en los mismos que se recibe la
produccin de agua que sale del tanque de lavado, en este se deBNata el crudo que pasa
con el agua de formacin el mismo que es incorporado al proceso para su tratamiento
nuevamente, el agua es bombeada desde las Estaciones a la planta de tratamiento la
misma que se ubica en la locacin del pozo BS-03, la misma que se encuentra en el
punto ms alto del campo, en la planta de tratamiento se tiene un sistema de deBNatado
con un tanque Skimmer el mismo que nos ayuda a separar las partculas de petrleo del
agua y de igual forma nos ayuda a decantar los slidos que esta pueda tener, despus del
tanque Skimmer el agua pasa a un tanque de almacenamiento del cual se alimenta a las
bombas de transferencia para bombear el agua tanto a los pozos re-inyectores como al
inyector, la capacidad de tratamiento es de 25.000 Bls da, estando al momento con la
planta en su mxima capacidad.
La planta tiene:
o 1 tanque Skimmerr de 3.020 Bls.
o 1 tanque de Almacenamiento de 2.060 Bls.
o 1 Generador a CAT-3512 de 681 KVA
o 2 Generador a Gas CAT- 3516 de 963 KVA
o 2 Bombas B-J de 12.500 Bls cada una
o 1 Bomba Horizontal de 25.000 Bls.
-
68
Como parte del tratamiento se utilizan productos qumicos desde boca de pozo hasta la
planta de agua de formacin. Se utilizan productos demulsificantes, Inhibidotes de
Escala, Inhibidores de Parafina, Inhibidores de Corrosin, removedor de sulfuros y un
Biocida para matar a las Bacterias Sulfato Reductoras BSR, todos estos productos se
monitorean a diario para mantener una separacin ptima del agua en el tanque de
lavado y posteriormente en la planta de tratamiento de aguas de formacin, gracias a la
buena calidad de petrleo que se maneja es relativamente fcil realizar el tratamiento
del agua de formacin.
Para el control de la calidad del agua de formacin se realiza monitoreos pasando un da
para poder determinar la calidad del agua que se inyecta en los pozos, siendo los
parmetros de control, Slidos suspendidos Totales BST, Residual de aceite RO,
Salinidad del agua Cl-y hierro Fe++, de los cuales los ms importantes son los tres
primeros, ya que con esto parmetros de control se a logrado mantener los pozos
inyectores en perfecto estado, con el monitoreo del hierro nos sirve para determinar
como estamos con el control de la corrosin de los equipos.
El agua de produccin del tanque de lavado sale con valores muy altos, los mismos que
se muestran en la siguiente tabla.
-
69
Tabla 11 Calidad del Agua a la Salida de las Estaciones
Caractersticas del agua de formacin del campo BNXXP1
Salida de TK. Lavado Est. Sur Salida de TK. Lavado Est. Norte
BST
ppm
Cl-
Ppm
Ro
ppm
Fe++
ppm
BST
ppm
Cl-
ppm
Ro
ppm
Fe++
Ppm
18,2 1202 35,4 0,4 19,3 2403 84,4 0,4
Fuente Petroproduccin
Realizado por Gustavo Camacho
Una vez que sale del tanque de lavado el agua pasa por un tanque de almacenamiento,
en el cual se realiza el primer paso de deBNatado y de decantacin de slidos, lo que
nos ayuda a bajarla cantidad de slidos y del residual de aceite, teniendo como resultado
la siguiente calidad de agua la misma que se transfiere a la planta de tratamiento de
aguas de formacin.
Una vez que se transfiere el agua desde las estaciones las mismas se mezclan en la
entrada del tanque skimer obtenindose una mezcla de las aguas de formacin de las
siguientes caractersticas:
Tabla 12 Calidad del Agua al Ingreso de la Planta de Tratamiento
Fuente Petroproduccin
Realizado por Gustavo Camacho
Ingreso a Planta de Tratamiento
BST ppm Cl- ppm Ro ppm Fe++ ppm
12,5 1406 18,1 0,4
-
70
Cuando el agua pasa por el proceso de deBNatado y decantacin de slidos el mismo
que se realiza en tanque Skimer se logra obtener un agua con las siguientes
especificaciones:
Tabla 13 Calidad del Agua de Inyeccin
Fuente Petroproduccin
Realizado por Gustavo Camacho
La misma que se transfiere a los pozos reinyectares y al pozo inyector, logrando
mantener a los pozos en buenas condiciones para que los mismos puedan admitir sin
problemas el agua de formacin.
4.1 MONITOREO DEL TRATAMIENTO DE AGUAS DE FORMACIN
El monitoreo de las aguas de formacin se las realiza pasando un da, las mismas que
son tomadas por encargado de laboratorio, el mismo que es responsable de realizar los
anlisis correspondientes, los puntos de monitoreo son:
Estacin Sur:
Salida de tanque de lavado
Salida del tanque de almacenamiento de agua
Salida Planta de Tratamiento
BST ppm Cl- ppm Ro ppm Fe++ ppm
4,9 1406 2,2 0,4
-
71
A la descarga de las bombas.
Estacin Norte:
Salida de tanque de lavado
Salida del tanque de almacenamiento de agua
A la descarga de las bombas.
Planta de tratamiento:
Al ingreso del tanque skimer
Salida tanque skimer
Salida del tanque de almacenamiento
A la descarga de las bombas de transferencia
En los pozos reinyectares e inyector en boca de pozo.
La metodologa para la toma de las muestras en los diferentes puntos es la siguiente:
Se drena en el punto de muestreo por un lapso de 5 minutos p