trabajo previo a la obtenciÓn del tÍtulo de …
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1
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
PROYECTO DE INYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN PARA
INCREMENTAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN EN UN
CAMPO X DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
DAVID ALEJANDRO CÓRDOVA ZÁRATE
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS, Msc
Quito, Diciembre 2016
2
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016
Reservados todos los derechos de reproducción
3
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 0603955212
APELLIDO Y NOMBRES: CÓRDOVA ZÁRATE DAVID ALEJANDRO
DIRECCIÓN: PALMERAS Y EUCALIPTOS RIOBAMBA
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: 032307397
TELÉFONO MÓVIL: 0992844664
DATOS DE LA OBRA
TITULO:
PROYECTO DE INYECCIÓN DE AGUA DE
FORMACIÓN PARA INCREMENTAR EL
FACTOR DE RECUPERACIÓN EN EL
CAMPO X DE LA AMAZONÍA
ECUATORIANA
AUTOR O AUTORES:
DAVID ALEJANDRO CÓRDOVA ZÁRATE
FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO
DE TITULACIÓN:
12 de Diciembre de 2016
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
ING. FAUSTO RAMOS, Msc
PROGRAMA
PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA:
INGENIERO EN PETRÓLEOS
RESUMEN: Mínimo 250 palabras
El presente proyecto de titulación trató
sobre la producción de petróleo
mediante recuperación secundaria,
específicamente Inyección de Agua
que tiene como objetivo mejorar el
factor de recuperación inyectando en
las arenas U Inferior y T Inferior en un
X
4
campo X de la Amazonia Ecuatoriana.
El método de Recuperación
Secundaria se lo realiza a pozos que
dejaron de ser productivos o
decayeron significativamente su
producción lo que requiere
incrementar su energía en el
yacimiento inyectando agua de
formación como método de
recuperación secundaria en la zona
productora para incrementar la
producción de petróleo.
En el estudio de factibilidad de este
proyecto abarco la ubicación del
campo, la descripción de su geología,
litología y estratigrafía general,
posteriormente se analizó las
reservas iniciales como su factor de
recobro, la eficiencia de
desplazamiento, presiones,
compatibilidad del agua con la zona
receptora, las propiedades
petrofísicas del yacimiento y las
características de los fluidos. Se
realizó el análisis de agua de
formación a inyectarse, realizando un
tratamiento de agua previo a su
inyección.
Se realizó un estudio del modelo de
inyección que se seleccionó, el estado
actual de los pozos seleccionados
como sus características, para
5
determinar el área de modelo de
inyección y finalmente se analizó la
predicción del comportamiento que
tendrán los reservorios U Inferior y T
Inferior frente a la inyección de agua.
Se analizó desde el punto de vista
económico para conocer si es factible
la realización del presente proyecto,
estimando costos que intervienen y
los ingresos que provendrán de la
venta de petróleo recuperado para
finalmente poder estimar los
indicadores económicos como son el
TIR y el VAN.
PALABRAS CLAVES:
Palabras clave: inyección, agua de
formación, método de Leverett.
ABSTRACT:
The following Project talks about oil
production through secondary
recovery, specifically water injection
with the objective to improve the
recovery rate in oil reserves U Inferior
and T Inferior in a X campus of the
Ecuadorian Amazon.
The Secondary Water method was
conducted on wells that stopped being
significantly productive which requires
increasing its energy deposit by
injecting water as a secondary
recovery method in the production
zone to increase oil production.
While looking into feasibility of this
project which also entails the land
10
DEDICATORIA
En primer lugar esta tesis va dirigida especialmente a mis padres Juan
Córdova y Cecilia Zárate por brindarme su apoyo incondicional, por
depositar toda su confianza y expectativas en mí, por su amor, su cariño, por
inculcarme sus valores, por siempre velar mi bienestar. Son las personas
que han sido el pilar fundamental en mi vida, siempre han estado junto a mí
y gracias a ellos pude salir adelante y llegar a ser todo un profesional.
A Juan Roberto, Karina y Verónica, mis hermanos por estar conmigo en todo
momento, por darme consejos, y por ser mis amigos y por apoyarme en la
realización y culminación del trabajo de titulación.
A mi primo Christian por ser como mi hermano demostrándome su cariño,
por siempre estar pendiente de mí, apoyarme y cuidar cada paso que daba
en mi vida universitaria.
A mis abuelitos siempre pendientes de mí, con una alegría en su rostro
gustosos de ayudarme en cualquier problema que pudiera tener, por
cuidarme al igual que mis padres, guiarme, orientarme y aconsejarme.
A mis queridos sobrinitos Juan Francisco, Julián y Christopher por ser mi
felicidad, mi alegría, y por ser los consentidos de la casa.
A mi tía Ximena por ser como una madre para mis hermanas y para mí, por
cuidar de mi bienestar, aconsejarme, y demostrarme su cariño y amor.
A mi Enamorada Gianela por ser una persona muy especial en mi vida, por
darme su amor sincero, por transmitir su alegría a mi vida y por ayudarme a
culminar mi proyecto de titulación.
David Córdova Z.
11
AGRADECIMIENTO
A mi familia, pero en especial a mis Padres Juan Córdova y Cecilia Zárate,
por ser quienes me educaron inculcándome valores como honestidad,
responsabilidad, y respeto con amor y cariño, por darme consejos, su apoyo
que me permitió alcanzar mis metas.
A mis mejores amigos quienes estuvieron en mi vida en todo momento
apoyándome, aconsejándome para así poder alcanzar mi sueño de ser
Ingeniero Petrolero.
Agradezco a mi tutor al Ingeniero Fausto Ramos, por brindarme su amistad,
su confianza, el apoyo necesario en el desarrollo de mi proyecto de
titulación, por ser un gran profesor transmitiendo sus conocimientos y por ser
quien hizo posible la realización de este trabajo.
Quiero Agradecer a la Universidad Tecnológica Equinoccial, a sus docentes
de la Carrera de Ingeniería de Petróleos por transmitir sus conocimientos,
darme consejos en todo el tiempo de mi vida de universidad.
David Córdova Z.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN .................................................................................................... ix
ABSTRACT ................................................................................................... x
1. INTRODUCCIÓN ........................................................................... 1
1.1 PROBLEMA .......................................................................................................................... 2
1.2 OBJETIVOS DEL PROYECTO ......................................................................................... 2
1.2.1 OBJETIVO GENERAL ..................................................................................................... 2
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .......................................................................................... 2
2. MARCO TEÓRICO ........................................................................ 4
2.1 RESERVAS DEL PETRÓLEO .......................................................................................... 5
2.1.1 CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DEL PETRÓLEO ........................................ 5
2.1.1.1 Reservas probadas ....................................................................................................... 5
2.1.1.2 Reservas posibles ......................................................................................................... 5
2.1.1.3 Reservas probables ...................................................................................................... 5
2.2 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN .................................................................................. 6
2.2.1 RECUPERACIÓN PRIMARIA ........................................................................................ 6
2.2.2 RECUPERACIÓN SECUNDARIA ................................................................................. 6
2.2.3 RECUPERACIÓN TERCIARIA ...................................................................................... 7
2.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS YACIMIENTOS ........................................ 7
2.3.1 POROSIDAD ..................................................................................................................... 7
2.3.2 PERMEABILIDAD ............................................................................................................ 7
2.3.2.1 Clasificación de la permeabilidad ............................................................................... 8
2.3.3 SATURACIÓN .................................................................................................................. 8
2.3.4 PRESIÓN CAPILAR ........................................................................................................ 8
2.3.5 HUMECTABILIDAD ......................................................................................................... 8
2.3.6 TENSIÓN INTERFACIAL ................................................................................................ 9
2.3.7 MOVILIDAD....................................................................................................................... 9
2.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS ........................................................................ 9
2.4.1 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO .................................................................................... 9
2.4.2 PRESIÓN DE BURBUJA ................................................................................................ 9
ii
2.4.3 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO ............................................................ 10
2.4.4 PROPIEDADES PVT ..................................................................................................... 10
2.5 TEORÍA DE DESPLAZAMIENTO INMICIBLE .............................................................. 10
2.6 AGUA DE FORMACIÓN .................................................................................................. 11
2.6.1 CARACTERÍSTICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN ................................................ 12
2.6.2 CLASIFICACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN....................................................... 12
2.6.2.1 De acuerdo con su origen: ........................................................................................ 12
2.6.2.2 Agua corrosiva ............................................................................................................. 12
2.6.2.3 Agua incrustante ......................................................................................................... 12
2.6.3 PROPIEDADES FÍSICAS – QUÍMICAS Y MICROBIOLÓGICAS DEL AGUA
DE FORMACIÓN ..................................................................................................................... 13
2.6.3.1 Dureza Total ................................................................................................................ 13
2.6.3.2 Cationes ....................................................................................................................... 13
2.6.3.3 Aniones ......................................................................................................................... 13
2.6.3.4 Turbidez ........................................................................................................................ 13
2.6.3.5 pH .................................................................................................................................. 13
2.6.3.6 Sólidos Suspendidos Totales (TSS) ........................................................................ 14
2.6.3.7 Conductividad .............................................................................................................. 14
2.6.3.8 Sólidos Totales Disueltos .......................................................................................... 14
2.6.3.9 Alcalinidad .................................................................................................................... 14
2.6.3.10 Temperatura .............................................................................................................. 14
2.6.3.11 Bacterias .................................................................................................................... 15
2.7 TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN A SER INYECTADA ......................... 15
2.7.1 PROCESO MECÁNICO ................................................................................................ 15
2.7.2 PROCESO QUÍMICO .................................................................................................... 15
2.7.2.1 Control Químico de Bacterias ................................................................................... 16
2.7.2.2 Demulsificante ............................................................................................................. 16
2.7.2.3 Anti – incrustante o anti - escala .............................................................................. 17
2.7.2.4 Inhibidores de Escala ................................................................................................. 17
2.7.2.5 Inhibidores de Corrosión ............................................................................................ 17
2.7.2.6 Clarificación del Agua de Formación ....................................................................... 17
3. METODOLOGÍA ......................................................................... 18
3.1 CAMPO DE REFERENCIA AUCA SUR ........................................................................ 19
iii
3.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ............................................................................................ 19
3.3 UBICACIÓN DEL CAMPO ............................................................................................... 19
3.3.1 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA ...................................................................................... 21
3.3.2 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DEL CAMPO ................................................. 22
3.4 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO AUCA ........................................................................ 22
3.4.1 POZOS PRODUCTORES ............................................................................................ 24
3.4.2 POZO INYECTOR ......................................................................................................... 24
3.5 FLUJO FRACCIONAL ...................................................................................................... 25
3.5.1 ECUACIÓN DE FLUJO FRACCIONAL ...................................................................... 26
3.5.2 FACTORES QUE AFECTAN EL FLUJO FRACCIONAL DE AGUA ...................... 26
3.5.3 ECUACION DE AVANCE FRONTAL .......................................................................... 28
3.5.4 PROCEDIMIENTO DE BUCKLEY Y LEVERETT ..................................................... 30
3.5.5 MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO ...................................................................... 31
3.5.5.1 Antes de la Ruptura .................................................................................................... 32
3.5.5.2 Después de la Ruptura .............................................................................................. 32
3.6 MODELOS DE INYECCION ............................................................................................ 33
3.6.1 MODELOS GEOMETRICOS EN LINEA RECTA ...................................................... 33
3.6.1.1 Características de los arreglos de pozos ................................................................ 34
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN .................................................... 35
4.1 RESERVAS PROBADAS Y PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU EN EL CAMPO
AUCA-AUCA SUR ................................................................................................................... 36
4.1.1 CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU EN EL ÁREA DE ESTUDIO .. 36
4.2 APLICACIÓN DEL MÉTODO DE BUCKLEY LEVERETT .......................................... 36
4.2.1 CURVA DE FLUJO DE FRACCIONAMIENTO ......................................................... 36
4.2.1.1 Etapa inicial .................................................................................................................. 48
4.2.1.2 Etapa de Ruptura ........................................................................................................ 53
4.2.1.3 Etapa Subordinada ..................................................................................................... 54
4.3 ANÁLISIS Y COMPARACIÓN DE RESULTADOS ...................................................... 61
4.4 OPTIMIZACIÓN DE LA PLANTA DE INYECCIÓN EN EL POZO 4ID DEL
CAMPO AUCA-AUCA SUR .................................................................................................... 62
4.4.1 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA PLANTA DE INYECCIÓN ................. 63
4.4.2 MONITOREO Y CONTROL EN LAS LÍNEAS DE FLUJO Y POZOS .................... 63
4.5 PARÁMETROS FÍSICO-QUÍMICOS DEL AGUA DE FORMACIÓN ......................... 63
iv
4.6 ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD ......................................................................................... 63
4.6.1 FACTIBILIDAD DE INYECCIÓN A ALTAS PRESIONES ........................................ 64
4.7 ANÁLISIS ECONÓMICO .................................................................................................. 64
4.7.1 ESTIMACIÓN DEL MONTO DE INVERSIÓN ........................................................... 64
4.7.2 COSTO DE TRANSFORMAR EL POZO AUCA -4ID DE PRODUCTOR A
INYECTOR ................................................................................................................................ 65
4.7.3 COSTOS DEL EQUIPO DE INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE INYECCIÓN .... 65
4.7.4 COSTO DE MANTENIMIENTO DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO E
INYECCIÓN DE AGUA ........................................................................................................... 66
4.7.5 INVERSIÓN DEL PROYECTO .................................................................................... 67
4.7.6 INGRESO DEL PROYECTO ........................................................................................ 67
4.7.7 COSTOS DE PRODUCCIÓN ....................................................................................... 68
4.7.8 CORRIDA FINANCIERA ............................................................................................... 69
4.7.8.1 Valor Actual Neto (VAN) ............................................................................................ 69
4.7.8.2 Tasa Interna de Retorno (TIR) .................................................................................. 70
4.7.8.3 Flujo de Caja ................................................................................................................ 71
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................. 74
5.1 CONCLUSIONES ................................................................................................. 75
5.2 RECOMENDACIONES ....................................................................................... 76
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................... 77
ANEXOS…………………………………………………………………………...79
v
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Ubicación Geográfica del Campo Auca ....................................... 20
Figura 2. Columna Estratigráfica Cuenca Oriente ....................................... 21
Figura 3. Arreglo de 5 pozos Invertido para Las Arenas U Inferior y T Inferior
..................................................................................................................... 25
Figura 4: Curva de flujo Fraccional de Agua ............................................... 26
Figura 5: Formación sometida a invasión ................................................... 27
Figura 6: Modelo lineal para la Derivación de la Ecuación de Avance Frontal
..................................................................................................................... 29
Figura 7: Modelo Lineal para la Derivación De Avance Frontal .................. 31
Figura 8: Inyección de agua en arreglo o disperso ..................................... 34
Figura 9. Permeabilidad relativa Arena U Inferior ....................................... 41
Figura 10. Permeabilidad relativa Arena T Inferior ...................................... 42
Figura 11. Curva de Flujo Fraccional Arena U Inferior ................................ 43
Figura 12. Curva de Flujo Fraccional Arena T Inferior ................................ 43
Figura 13. Curva de (dfw/dSw) Vs. Sw de la arena U Inferior en el campo
Auca-Auca Sur ............................................................................................. 44
Figura 14. Curva de (dfw/dSw) Vs. Sw de la arena T Inferior en el campo
Auca-Auca Sur ............................................................................................. 44
Figura 15. Lectura de datos de la curva de flujo fraccional en la etapa inicial
de la arena U Inferior del Campo Auca-Auca Sur ....................................... 46
Figura 16. Lectura de datos de la curva de flujo fraccional en la etapa inicial
de la arena T Inferior del Campo Auca-Auca Sur ....................................... 47
Figura 17. Curva de flujo fraccional ampliada luego de la ruptura en la Arena
U Inferior del Campo Auca-Auca Sur ........................................................... 55
Figura 18. Curva de flujo fraccional ampliada luego de la ruptura en la
Arena T Inferior del Campo Auca-Auca Sur ................................................. 56
vi
INDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Estado actual de los pozos por campo en el área Auca ................ 22
Tabla 2: Características de los arreglos de pozos....................................... 34
Tabla 3. Petróleo Original In Situ del Campo Auca-Auca Sur ..................... 36
Tabla 4. Datos del Campo Auca – Auca Sur de las Propiedades de la roca y
del fluido Arena U Inferior ............................................................................ 37
Tabla 5. Datos del Campo Auca – Auca Sur de las Propiedades de la roca y
del fluido Arena T Inferior ............................................................................. 37
Tabla 6. Datos para la construcción de la curva de flujo fraccional de la
arena U Inferior ............................................................................................ 39
Tabla 7. Datos para la construcción de la curva de flujo fraccional de la
arena T Inferior ............................................................................................ 40
Tabla 8. Datos de la Curva de Flujo fraccional arena U Inferior .................. 48
Tabla 9. Datos de la Curva de Flujo fraccional arena T Inferior .................. 48
Tabla 10. Resultados del Reservorio U Inferior ........................................... 53
Tabla 11. Resultados del Reservorio T Inferior ........................................... 53
Tabla 12. Datos de la etapa Subordinada de la Arena U Inferior ................ 57
Tabla 13. Datos de la etapa Subordinada de la Arena T Inferior ................. 57
Tabla 14. Resultados del reservorio U Inferior en la etapa subordinada ..... 61
Tabla 15. Resultados del reservorio T Inferior en la etapa subordinada ..... 61
Tabla 16. Costos de transformar el pozo Auca – 4ID de Productor a inyector
..................................................................................................................... 65
Tabla 17. Costos de equipo de instalación del Sistema de Inyección y
Tratamiento de Agua ................................................................................... 66
Tabla 18. Costo de mantenimiento de la planta de tratamiento e inyección de
agua ............................................................................................................. 67
Tabla 19. Inversión total del Proyecto de Inyección de Agua de Formación 67
Tabla 20. Ingresos del Proyecto para la Arena U Inferior ............................ 68
Tabla 21. Costos Totales de Producción ..................................................... 69
Tabla 22. Venta de Crudo para la Arena U Inferior ..................................... 71
Tabla 23. Costos y Gastos de Producción .................................................. 71
vii
Tabla 24. Flujo de Caja para el Proyecto de Inyección de Agua de
Formación .................................................................................................... 72
Tabla 25. Corrida Financiera para determinar el TIR y el VAN del Proyecto 72
viii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. Pozo de Inyección de Agua de Formación ................................. 80
ANEXO 2. Tanque de Almacenamiento de Agua de Formación ................. 81
ANEXO 3. Bomba centrífuga multietapas con Panel de Distribución .......... 82
ix
RESUMEN
El presente trabajo de titulación trató sobre la producción de petróleo
mediante recuperación secundaria, específicamente inyección de agua que
tiene como objetivo mejorar el factor de recuperación inyectando en las
arenas U Inferior y T Inferior en un campo X de la Amazonia Ecuatoriana.
El método de recuperación secundaria se lo realizó a pozos que dejaron de
ser productivos o decayeron significativamente su producción lo que requiere
incrementar su energía en el yacimiento inyectando agua de formación como
método de recuperación secundaria en la zona productora para incrementar
la producción de petróleo.
En el estudio de factibilidad de este proyecto abarcó la ubicación del campo,
la descripción de su geología, litología y estratigrafía general, posteriormente
se analizó las reservas iniciales como su factor de recobro, la eficiencia de
desplazamiento, presiones, compatibilidad del agua con la zona receptora,
las propiedades petrofísicas del yacimiento y las características de los
fluidos. Se realizó el análisis de agua de formación a inyectarse, realizando
un tratamiento de agua previo a su inyección.
Se realizó un estudio del modelo de inyección que se seleccionará, el estado
actual de los pozos seleccionados como sus características, para determinar
el área de modelo de inyección y finalmente se analizó la predicción del
comportamiento que tendrán los reservorios U Inferior y T Inferior frente a la
inyección de agua.
Se analizó desde el punto de vista económico para conocer si es factible la
realización del presente proyecto, estimando costos que intervienen y los
ingresos que provendrán de la venta de petróleo recuperado para finalmente
poder estimar los indicadores económicos como son el TIR y el VAN.
Palabras clave: inyección, agua de formación, método de Leverett.
x
ABSTRACT
The following Project talks about oil production through secondary recovery,
specifically water injection with the objective to improve the recovery rate in
oil reserves U Inferior and T Inferior in a X campus of the Ecuadorian
Amazon.
The Secondary Water method was conducted on wells that stopped being
significantly productive which requires increasing its energy deposit by
injecting water as a secondary recovery method in the production zone to
increase oil production.
While looking into feasibility of this project which also entails the land
location, the geology of the description, lithology, and general stratigraphy.
Furthermore the initial reserves are analyzed as a recovery factor that the
land presents. Factors of displacement, pressure, water compatibility in the
receiving zone, petrophysical properties of the deposits and fluid
characteristics. Conduct a water analysis of the injection process, and
performing water treatment prior to its injection.
A study of the injection model that will be selected, the current state of the
wells which are selected, an area model of injection, and finally we will
analyze results of oil reserves U Inferior and T Inferior through water
injection.
Keywords: injection, water training, Leverett method.
1
1. INTRODUCCIÓN
2
1.1 PROBLEMA
Un yacimiento tiene generalmente tres etapas de recuperación que son:
primaria, secundaria y terciaria. En la recuperación primaria, el crudo se
produce por la energía propia y natural del reservorio debido a fuerzas
viscosas, gravitacionales y capilares. En caso de que esta energía ya no sea
suficiente para levantar el hidrocarburo, fluidos como gas y/o agua son
utilizados para incrementar la presión del yacimiento y de esta manera
recuperar el crudo existente.
Unos de los principales problemas que cuentan nuestros campos en el
oriente ecuatoriano es que sus reservorios están declinando la producción
de petróleo lo cual nos hace concluir que el método de recuperación primaria
ya no es eficiente en algunos campos debido a que los diferentes campos
pasaron a su etapa madura, por lo cual, la implementación del método de
recuperación secundaria a través de la inyección de agua es un mecanismo
para mejorar la producción de los campos.
1.2 OBJETIVOS DEL PROYECTO
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar la factibilidad de inyectar agua de formación para incrementar el
factor de recuperación en un reservorio del campo AUCA SUR de la
amazonia ecuatoriana mediante aplicación de modelos de arreglos
geométricos y modelos matemáticos.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1. Conocer el factor de recobro primario y determinar el nuevo factor de
recobro secundario con inyección de agua de formación mediante el
cálculo del POES y las propiedades petrofísicas del reservorio.
3
2. Evaluar las condiciones para la inyección de agua en la etapa inicial
hasta el punto de ruptura y desde el punto de ruptura hasta la etapa
subordinada según la geometría de los pozos inyectores productores
que se elija.
3. Analizar el beneficio económico que tendrá la implementación de un
proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua de
formación en un campo Auca-Auca Sur de la amazonia ecuatoriana.
4
2. MARCO TEÓRICO
5
2.1 RESERVAS DEL PETRÓLEO
Las reservas de petróleo son volúmenes de hidrocarburo que se encuentran
presentes en yacimientos y que mediante técnicas primarias o de recobro
pueden ser recuperados.
2.1.1 CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DEL PETRÓLEO
2.1.1.1 Reservas probadas
Las reservas probadas son volúmenes contenidos en yacimientos, y sean
constatados mediante pruebas de producción y que, según la información
geológica y de ingeniería de yacimiento disponible, puedan ser producidos
comercialmente.
2.1.1.2 Reservas posibles
Las reservas posibles son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la
información geológica y de ingeniería indican un grado menor de certeza
comparado con el de las reservas probables.
2.1.1.3 Reservas probables
Las reservas probables son aquellos volúmenes estimados de
hidrocarburos en los cuales la información geológica, de ingeniería,
contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes,
indican que se podrán recuperar. Estas reservas tienen un grado menor de
certeza que las reservas probadas y pueden ser estimadas suponiendo
condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas
probadas.
6
2.2 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
Los mecanismos de producción describen la producción de un yacimiento
como una secuencia cronológica pero en muchas operaciones de
producción no se llevan a cabo en el orden especificado. Se subdividen en
tres etapas que son:
1. Recuperación Primaria
2. Recuperación Secundaria
3. Recuperación Terciaria
2.2.1 RECUPERACIÓN PRIMARIA
Las reservas de petróleo se producen por métodos primarios utilizando la
energía natural interna del yacimiento.
Los mecanismos naturales de producción que influyen en el comportamiento
del yacimiento son:
Expansión de roca y fluido
Empuje por gas en solución
Empuje por capa de gas
Segregación gravitacional
Empuje hidrostático
2.2.2 RECUPERACIÓN SECUNDARIA
La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural de un
yacimiento al inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos
productores.
Inyección de agua
7
Inyección de gas
Inyección de agua después de inyectar gas
Inyección de agua en una capa de gas secundaria
Pulsaciones de presión
Inyección de gas y drenaje gravitacional
Inyección cruzada y perforación de relleno
2.2.3 RECUPERACIÓN TERCIARIA
La recuperación terciaria se obtiene después de la inyección de agua o de
cualquier otro proceso secundario utilizado. La recuperación terciaria es una
alteración de las propiedades de roca o fluidos in-situ para mejorar el factor
de Recobro.
2.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS YACIMIENTOS
Son muy importantes las propiedades de la roca en un reservorio ya que
influyen directamente en la existencia de hidrocarburos en el yacimiento,
dichas propiedades tienen características específicas en el yacimiento.
2.3.1 POROSIDAD
La porosidad es la relación del volumen poroso y el volumen total de la roca
y se expresa en porcentaje.
2.3.2 PERMEABILIDAD
La permeabilidad es una propiedad de la roca que permite el flujo de fluidos
a través de sus poros interconectados sin deteriorar su estructura interna o
desplazar las partículas. Si los poros de la roca no se encuentran
interconectados no puede existir permeabilidad.
8
2.3.2.1 Clasificación de la permeabilidad
Existen tres tipos de permeabilidades que son:
Permeabilidad Absoluta
Permeabilidad Relativa
Permeabilidad Efectiva
2.3.3 SATURACIÓN
La saturación se define como la cantidad de fluido que ocupa en un espacio
poroso, la sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se
encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1
siempre y cuando se considere un medio poroso saturado por petróleo, agua
y gas.
2.3.4 PRESIÓN CAPILAR
Se define presión capilar como la diferencia de presión entre el fluido de la
fase no mojante y la mojante. Esto puede observarse en un sistema poroso,
como las fuerzas que induce la mojabilidad preferencial del medio con uno
de los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferencias de
presión entre los fluidos a través de la interfase.
2.3.5 HUMECTABILIDAD
La humectabilidad es la tendencia de una superficie solida a dejarse mojar
preferencialmente por un fluido en presencia de otros fluidos, con los cuales
es inmiscible. El fluido que se adhiere sobre la superficie se denomina fase
humectante. En yacimientos de hidrocarburos usualmente agua o aceite son
las fases humectantes.
9
2.3.6 TENSIÓN INTERFACIAL
La tensión interfacial, σ, es la tensión que existe entre la interfase de dos
fluidos inmiscibles. Es una medida indirecta de la solubilidad. A medida que
la tensión interfacial se hace más baja, las dos fases se aproximan más a la
miscibilidad.
2.3.7 MOVILIDAD
Es la facilidad con la cual un fluido se mueve en el reservorio. Se calcula
como la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido y la viscosidad
del mismo.
2.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS
2.4.1 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
Se define como viscosidad de fluido a la fricción interna o resistencia
ofrecida por el fluido al movimiento relativo de sus partes. Es una de las
características más importantes de los hidrocarburos en los aspectos
operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La
viscosidad de los crudos representa su característica de fluidez.
2.4.2 PRESIÓN DE BURBUJA
Se define como la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas al
pasar un sistema del estado líquido al estado de dos fases (líquido-gas),
donde la fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas
libre.
A presiones por debajo del punto de burbujeo se forman dos fases en
equilibrio: Líquida (crudo con gas en solución) y gaseosa (gas natural). La
10
fase líquida está constituida por crudo saturado con gas natural, por eso a
estas presiones se les llama presión de saturación.
2.4.3 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO
Se denota al factor volumétrico por βo y se lo define como el volumen de
petróleo (más su gas en solución) en el yacimiento, requerido para producir
un barril de petróleo medido a condiciones de superficie. Por ejemplo, =
1.5 B/BF significa que para tener un barril de petróleo en superficie (Barril
Fiscal, BF) se requiere 1.5 barriles de petróleo en el yacimiento.
2.4.4 PROPIEDADES PVT
Las propiedades PVT tienen tres parámetros que son Presión, Volumen, y
Temperatura y determinan el comportamiento de producción que tiene un
pozo.
2.5 TEORÍA DE DESPLAZAMIENTO INMICIBLE
El petróleo no tiene la habilidad para salir por sí mismo de los poros de la
roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje
de un fluido asociado al petróleo como el gas, o por la acumulación de otros
fluidos como el agua.
El proceso de desplazamiento ocurre cuando un fluido pasa a ocupar el
lugar de otro en un medio poroso. Generalmente los fluidos desplazantes
son el agua y el gas, y el desplazado es el petróleo.
Para que exista desplazamiento debe tener el fluido desplazante más
energía que el desplazado. A medida que se inyecta el primero, se va
formando una fuente de separación y se comienza a distinguir dos zonas en
el yacimiento: una zona no es invadida y se forma un banco de petróleo
11
debido al petróleo que es desplazado hacia adelante. Detrás de ese banco
se tiene la zona invadida, formada por el fluido inyectado (agua o gas) y el
petróleo remanente.
SUPOSICIONES:
Flujo lineal.
Formación homogénea y constante.
Desplazamiento tipo pistón con fugas.
Los fluidos son inmiscibles. (Pc≠0).
Presión y Temperatura constantes (Equilibrio).
Flujo continuo o estacionario.
Solo fluyen dos fases (se aplican los conceptos de permeabilidad
relativa a dos fases).
Presión de desplazamiento mayor a la presión de burbujeo en el caso
que se utilice agua para desplazar petróleo.
La tasa de inyección y el área perpendicular al flujo se consideran
constantes.
2.6 AGUA DE FORMACIÓN
El agua de formación se da por el origen de un proceso geológico ocurrido
durante muchos años de deposición de sedimentos quedando entrampadas
y por el tiempo que ha permanecido en estas condiciones, disuelve sales
manteniendo en equilibrio químico los diferentes iones.
Es muy importante conocer la compatibilidad que tiene el agua de formación
con el agua a ser inyectada, debido a que pueden formarse taponamientos
en la arena y reducir su permeabilidad. Debido a esto, se deben realizar
pruebas de compatibilidad para saber si hay formación de sólidos y en caso
de haberlos se pueden usar tanques de decantación y/o filtración como
también tratamientos químicos.
12
2.6.1 CARACTERÍSTICAS DEL AGUA DE FORMACIÓN
Las características de las aguas de formación, dependen de la naturaleza
química, de las formaciones geológicas por las que ha atravesado, contienen
principalmente sales minerales como calcio, magnesio, potasio, estroncio,
bario, hierro, sulfatos, bicarbonato, carbonato, hidróxido, bromuro, y ácidos
débiles no volátiles, combinaciones orgánicas, gases disueltos como dióxido
de carbono, el ácido sulfhídrico, nitrógeno, ácidos orgánicos, bacterias
sulfato-reductoras y algunas trazas de compuestos de hidrocarburos, entre
otros.
2.6.2 CLASIFICACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN
2.6.2.1 De acuerdo con su origen:
Meteóricas
Connata
Epigenética
Diagenética
2.6.2.2 Agua corrosiva
Es agresiva por su naturaleza, disuelve el cemento y los metales con mucha
rapidez. Y los daños que pueden generar son las rupturas en
intercambiadores de calor.
2.6.2.3 Agua incrustante
Es lo opuesto a las aguas de corrosión, ya que tiende a depositar y precipitar
el carbonato de calcio, causando deposiciones en la superficie de las
formaciones y en los equipos.
13
2.6.3 PROPIEDADES FÍSICAS – QUÍMICAS Y MICROBIOLÓGICAS DEL
AGUA DE FORMACIÓN
2.6.3.1 Dureza Total
La dureza son aguas duras que son causadas por el calcio y el magnesio, su
determinación es importante ya que son elementos que tienen a formar
incrustaciones y la dureza total mide la cantidad del carbonato de calcio
(CaCO3) que se encuentra en el agua.
2.6.3.2 Cationes
Los cationes y aniones en aguas de formación pueden ser causa de
solubilidad, acidez y reducción redox, potencial que cambia la precipitación y
absorción de algunos constituyentes.
2.6.3.3 Aniones
La mayoría de los aniones presentes en la mayoría de aguas de formación
son los cloruros, bromuros y yoduros.
2.6.3.4 Turbidez
La turbidez se debe a la presencia de solidos disueltos como la arcilla,
microorganismos y es responsable de los depósitos de sólidos en tuberías y
equipos y además de corrosión y abrasión.
2.6.3.5 pH
Mide la concentración de ion hidrogeno en una solución. El intervalo
adecuado de pH es de 6 a 7. El pH expresa la intensidad de la condición
ácida o alcalina de una solución.
14
2.6.3.6 Sólidos Suspendidos Totales (TSS)
Es uno de los principales parámetros usados para evaluar la agresividad de
las aguas de formación y para determinar la eficiencia de las unidades de
tratamiento
2.6.3.7 Conductividad
Es una medida de la capacidad del agua, que tiene la habilidad para
conducir la corriente eléctrica. Esta habilidad depende de la presencia de
iones, sales y bases inorgánicas, que son relativamente buenos
conductores.
2.6.3.8 Sólidos Totales Disueltos
Varios compuestos inorgánicos son solubles en agua, la medida total de
estos compuestos que se encuentran en solución con agua producida se
conoce como “sólidos totales disueltos” (TDS).
2.6.3.9 Alcalinidad
La mayoría de aguas contiene una medida de hidróxidos, iones de
carbonatos y bicarbonatos y la combinación de esos iones forman
compuestos lo cual son poco solubles en agua.
2.6.3.10 Temperatura
Esta es una de las medidas físicas más importantes a tener en cuenta. Esta
afecta la tendencia a la depositación de carbonatos y sulfatos, el pH, la
solubilidad de los gases en el agua, y la gravedad especifica.
15
2.6.3.11 Bacterias
Las bacterias pueden contribuir a la corrosión y taponamiento de líneas ya
que son capaces de:
Generar sulfuro de hidrógeno, incrementando así la corrosividad del
agua.
Producen ácidos orgánicos que inician o aceleran la corrosión sobre
la superficie del metal debajo del asentamiento de las colonias.
Producen enzimas que pueden incrementar la velocidad de corrosión
por participación directa en los procesos de corrosión electroquímica.
Oxidan el hierro soluble en el agua, causando precipitados y
formación de depósitos que aceleran la corrosión a través de la
formación de celdas de concentración.
2.7 TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN A SER
INYECTADA
El tratamiento consta de los siguientes procesos:
2.7.1 PROCESO MECÁNICO
Es un proceso que utiliza el método de precipitación (gravitacional) que se
utiliza para la separación de sólidos del agua de formación ya sea en los
separadores, tanques de lavado o en las piscinas API.
2.7.2 PROCESO QUÍMICO
Tiene como objetivo aplicar químicos al sistema de reinyección de agua y al
sistema de separación agua-petróleo, los tratamientos químicos que se
utilizan con mayor frecuencia en la producción de fluidos del reservorio son:
16
Deshidratación de petróleo a través de demulsificantes,
antiespumantes, antiparafínicos, dispersantes de sólidos.
Inhibición de corrosión, control total de sólidos pozo abajo, en líneas
de flujo y equipos de proceso.
Tratamiento de agua de formación y agua dulce para procesos de
inyección y reinyección: clarificadores, biocidas, inhibidores, etc.
2.7.2.1 Control Químico de Bacterias
Los químicos utilizados para el control bacteriano se pueden clasificar de
acuerdo a su función como bactericidas, bacteriostatos, biostato y biocidas.
Bactericida: Se lo utiliza para matar bacterias.
Bacteriostato: Retarda o impide el crecimiento bacteriano.
Biostato: Detiene el crecimiento de bacterias y otras formas de vida
como por ejemplo: hongos y protozoos los cuales son organismos
unicelulares al igual que las bacterias.
Biocida: Previene que las bacterias se reproduzcan con rapidez,
matando incluso otro tipo como por ejemplo: hongos y protozoos
además de las bacterias.
2.7.2.2 Demulsificante
Objetivo del demulsificante:
Descomponerlo
Neutralizarlo químicamente
Incrementar la solubilidad del agente emulsionante
Disrumpir la estructura orientada del agente emulsionante en la
interfase.
17
2.7.2.3 Anti – incrustante o anti - escala
Los depósitos en términos simples, son la acumulación de sedimentos o
sólidos asentados que se fijan en algún punto de un sistema donde la
velocidad del agua disminuye a un nivel tan bajo que no es capaz de
arrastrar al material en la corriente.
2.7.2.4 Inhibidores de Escala
Son químicos que previenen o reducen la formación de incrustaciones
cuando son añadidos en óptimas cantidades al agua propensa a formar
escala.
2.7.2.5 Inhibidores de Corrosión
Los inhibidores de corrosión son utilizados para disminuir la velocidad para
que no ocurra la corrosión, también disminuyen la corrosión por la reacción
química sobre el metal producido por el fluido. Pueden ser aplicados por
inyección continua a los fluidos producidos.
2.7.2.6 Clarificación del Agua de Formación
Las aguas producidas contienen sólidos suspendidos y aceite emulsionado.
Para el tratamiento del agua, es importante aplicar los clarificadores. En
general, los productos de peso molecular más bajo se los conoce como
coagulantes y aquellos con peso molecular alto son los floculantes.
18
3. METODOLOGÍA
19
3.1 CAMPO DE REFERENCIA AUCA SUR
El estudio de inyección de agua de formación se lo realizará en el campo
Auca, para lo cual se realiza una descripción del diseño metodológico para
obtener una mayor recuperación de petróleo a través del análisis e
interpretación de datos. La inyección de agua es uno de los métodos
convencionales más utilizados para obtener un recobro mejorado de petróleo
de los yacimientos.
El objetivo general del proyecto de inyección de agua es mantener la presión
de los yacimientos para incrementar el factor de recobro, para
complementar el análisis se deben realizar cálculos basados en el método
de Buckley y Leverett que consiste en el desplazamiento frontal de un fluido
por otro fluido.
3.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El Campo tiene una orientación de Norte-Sur, las dimensiones generales del
campo son 25 Km de largo y 4 Km de ancho con una superficie aproximada
de 17000 Acres, se localiza en la zona 43 del hemisferio sur cuyas
coordenadas geográficas son:
Latitud: entre 0º 34’S y 0º 48’ S
Longitud: entre 76º 50’ W y 76º 54’ W
Geográficamente se extiende desde los 0º 34’ 00” a los 0º 48’ 00” de latitud
sur hasta los 76º 50’ 0” a los 76º 54’ 00” de longitud oeste.
3.3 UBICACIÓN DEL CAMPO
El Campo Auca está ubicado en la Cuenca Oriental del Ecuador, al
nororiente de la Región Amazónica, a unos 260 Km. al este de Quito y
20
aproximadamente a 100 Km. al sur de la frontera con Colombia. Ubicado en
la provincia de Orellana, a 25 Km. al sur–oriente del cantón Francisco de
Orellana, (El Coca), en la parroquia Dayuma; entre el río Jandiayacu y el río
Tiputini, dentro del área de operaciones de EP-PETROECUADOR. La
principal vía de acceso es la carretera vía Lago Agrio – Coca – Auca. Es el
cuarto campo en importancia de acuerdo a la producción nacional.
Figura 1. Ubicación Geográfica del Campo Auca (Archivo técnico – EP-PETROECUADOR, 2012)
21
3.3.1 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA
Figura 2. Columna Estratigráfica Cuenca Oriente (Departamento de Yacimientos. Petroproducción, 2012)
Las formaciones cretácicas Hollín, Napo y Tena aparecen en Auca con
presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Hollín, Napo
U, Napo T y Basal Tena.
22
3.3.2 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DEL CAMPO
Geológicamente está en la parte central y en el eje de la subcuenca del
Napo, formando parte del tren de estructuras orientadas en sentido Norte–
Sur. Pertenece al corredor Sacha–Shushufindi. El Campo Auca es un
anticlinal fallado de tendencia norte–sur con producción de las areniscas de
edad cretácica de la parte inferior de la formación Napo y de las areniscas
cretácicas de la formación Hollín.
3.4 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO AUCA
Actualmente el campo Auca-Auca Sur está conformado por 116 pozos
productores, 5 pozos se encuentran en reacondicionamiento, 3 pozos son
reinyectores, 3 pozos inyectores, 10 pozos cerrados para ser rehabilitados y
6 pozos se encuentran abandonados. Esta información está dada gracias al
Forecast del mes de agosto del 2015.
Tabla 1. Estado actual de los pozos por campo en el área Auca
ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS POR CAMPO EN EL ÁREA AUCA
CAMPO
ESTADO DE POZOS
PR
OD
UC
TO
RE
S
RE
INY
EC
TO
RE
S
INY
EC
TO
RE
S
W.O
.
CE
RR
AD
OS
AB
AN
DO
NA
DO
S
TO
TA
L
AUCA CENTRAL 49 3 2 3 7 4 68
AUCA SUR 49 - 1 2 3 2 57
AUCA SUR 1 18 - - - - - 18
TOTAL 116 3 3 5 10 6 143
(Archivo Ingeniería PETROAMAZONAS EP, 2015)
Para realizar la inyección agua de formación en el Campo Auca se ha
optado por implementar un arreglo periférico de cinco pozos invertido ya que
estos tipos de arreglos se requieren muy poca inversión inicial. Ubicando un
23
pozo inyector en el centro de un cuadrado y los cuatro pozos de producción
en los vértices de dicho cuadrado.
El arreglo periférico de cinco puntos invertido es el más factible para
aplicarse tanto para las arenas U Inferior como T Inferior, por las siguientes
razones:
Este tipo de arreglos presenta mayor flexibilidad y eficiencia para
aplicar recuperación secundaria mediante inyección de agua.
El arreglo es el que mayormente presenta una forma regular lo que
permitirá realizar una predicción los más cercana posible a la realidad.
Una importante desventaja del arreglo periférico, se da cuando un
yacimiento tiene una alta saturación de gas libre. Ninguna respuesta de
recuperación de petróleo significante se dará hasta que el espacio de gas
libre sea llenado con agua. Entonces podría existir un largo tiempo de
demora y un considerable costo de inyección de agua antes que este tipo de
yacimiento responda a la inyección de agua. Este no es el caso del
Yacimiento U inferior y T inferior del Campo Auca, pues es un yacimiento
subsaturado.
Para predecir el comportamiento de la inyección de agua, se consideró la
zona donde ha disminuido la presión a valores menores de 1500 psi, esta
zona para “U” y “T” se localiza en la parte central sur del Campo. Es en esta
área donde se encuentran la mayoría de pozos productores, las areniscas
extienden regionalmente una forma irregular en toda el área de estudio,
limitando su análisis y estudio a las zonas de las areniscas “U” inferior y “T”
inferior.
El área del campo Auca que será sometido a la Inyección de agua tiene
aproximadamente 5200 acres. La distancia entre pozos es alrededor de
1500 pies, por lo que el área de arreglo para la inyección de agua se
24
estudiará para 200 acres. Las propiedades petrofísicas y de fluidos en
general son muy buenas para someter los yacimientos “U Inferior” y “T
Inferior” a la inyección de agua.
3.4.1 POZOS PRODUCTORES
Los pozos productores que forman parte del arreglo de cinco pozos
invertido, son el AU-003, AU-27, AU-98D, y AU-99DST, respectivamente; los
cuales están ubicados en el área centro – sur del Campo Auca, en el flanco
oeste; se escogió está área por cuanto es la zona de la arenisca "U" que
presenta las condiciones adecuadas e idóneas para aplicar el modelo
sugerido en el presente estudio, porque cuenta con el pozo recientemente
inyector, el AU-4ID y donde la caída de presión actualmente no es tan
drástica.
3.4.2 POZO INYECTOR
El Pozo de desarrollo AUC-4ID fue completado el 13 de Marzo de 1995
como un pozo productor, Tiene un espesor de 34 pies para “U Inferior” y 48
pies para “T Inferior”. Este pozo se encuentra en un área que tiene buenas
condiciones petrofísicas para obtener buenos resultados con la inyección de
agua.
El pozo Auca – 4ID se encuentra ubicado en las coordenadas UTM:
X Coordenadas: 290395.65
Y Coordenadas: 9924283.82
25
Figura 12. Arreglo de 5 pozos Invertido para Las Arenas U Inferior y T Inferior
3.5 FLUJO FRACCIONAL
El flujo fraccional es la fracción del flujo total que corresponde a un fluido en
particular por lo que habrá fracción de agua y fracción de petróleo, como se
indica en las siguientes ecuaciones:
[1]
[2]
Donde:
fw = Flujo fraccional de agua.
fw = Flujo fraccional de petróleo.
AUCA 003
AUCA -98D AUCA -99DST
AUCA -27
AUCA -4ID
POZO INYECTOR
POZOS PRODUCTORES
1500 PIES
Figura 3. Arreglo de 5 pozos Invertido para Las Arenas U Inferior y T Inferior
26
qo = Caudal de petróleo.
qw = Caudal de agua.
qt = Caudal total.
3.5.1 ECUACIÓN DE FLUJO FRACCIONAL
La ecuación se atribuye a Leverett en el cual el fluido desplazado es el
petróleo y el desplazante es el agua en cualquier punto en el yacimiento con
las propiedades del yacimiento.
Figura 4: Curva de flujo Fraccional de Agua
(Manucci, 1991)
3.5.2 FACTORES QUE AFECTAN EL FLUJO FRACCIONAL DE AGUA
Efecto del ángulo de buzamiento
Presión capilar
Humectabilidad
Tasa de inyección
Viscosidad del petróleo
27
Viscosidad del agua
En la figura 5, se considera una formación saturada con petróleo y agua
connata sometida a una inyección de fluidos a una tasa qt, con propiedades
constantes de permeabilidad y porosidad. Esta formación tiene como
longitud L y sección transversal A con una inclinación α respecto al plano
horizontal.
Figura 5: Formación sometida a invasión
(Manucci, 1991) La ecuación de flujo fraccional se deriva de la ecuación de Darcy y se
encuentra a continuación (ecuación 3):
*
( ) +
[3]
Donde:
= Flujo fraccional de agua.
qw = Caudal de inyección de agua.
qt = Caudal total.
Ko = Permeabilidad efectiva del petróleo.
28
μo = Viscosidad del petróleo.
A = Área de la sección transversal del reservorio a través del cual fluyen los
fluidos.
Kw = Permeabilidad efectiva del agua.
μw = Viscosidad del agua.
Ρw = Densidad del agua.
Ρo = Densidad del petróleo.
α = Angulo de buzamiento.
Todos los datos se pueden obtener sin problema para realizar el cálculo de
flujo fraccional excepto los de presión capilar por los que en el uso práctico
se lo desprecia, además si se desprecia los efectos de la gravedad en la
ecuación, y se expresa la ecuación en función de las permeabilidades
relativas se obtendrá la ecuación 4:
[4]
Dónde:
Fw = Flujo fraccional de agua.
μo = Viscosidad del petróleo.
μw = Viscosidad del agua.
Kro = Permeabilidad relativa del petróleo.
Krw = Permeabilidad relativa del agua.
3.5.3 ECUACION DE AVANCE FRONTAL
La ecuación de avance frontal es un análisis completo de la distribución de
saturaciones de varias fases a cualquier tiempo dado de dos fluidos
inmiscibles a través de un medio poroso. La ecuación de avance frontal
suministrará esta información.
29
Si consideramos un flujo lineal simultaneo de petróleo y agua en un sistema
poroso con una sección transversal A, y una longitud ∆x, como se observa
en la figura 6.
Figura 6: Modelo lineal para la Derivación de la Ecuación de Avance Frontal
(Valencia, 2012)
El proceso de desplazamiento inmiscible se fundamenta en el siguiente
balance de materiales:
Al expresar ecuación 5 en términos de flujo fraccional y realizar una
derivación con el fin de que la ecuación de avance frontal quede en términos
del cambio de saturación que se da en el reservorio a cierto tiempo y a cierta
distancia, se obtiene:
(
)
(
)
[5]
Donde:
x = Distancia recorrida por el frente de saturación. En función del tiempo, (ft).
qt = Caudal de flujo total, (igual que la rata de inyección), (bls/día).
t = Intervalo de tiempo de inyección, (días).
(dfw/dsw) = Pendiente de la curva de flujo fraccional.
Sw = saturación de agua.
30
A = Área de la sección transversal del sistema sometido al flujo, (ft²)
= Porosidad, Fracción
La ecuación de avance frontal permite definir las saturaciones de agua en la
etapa inicial y después del tiempo de ruptura. Y para conocer la distancia del
frente de saturación en función del tiempo, se realiza mediante la ecuación
6:
(
)
[6]
Donde:
x = Distancia recorrida por el frente de saturación. En función del tiempo, (ft).
qt = Caudal de flujo total, (igual que la rata de inyección), (bbls/dia).
t = Intervalo de tiempo de inyección, (días).
(dfw/dsw) = Pendiente de la curva de flujo fraccional.
qt: Caudal de flujo total, (igual que la rata de inyección), (bbls/dia).
A = Área de la sección transversal del sistema sometido al flujo, (ft²)
= Porosidad, Fracción
3.5.4 PROCEDIMIENTO DE BUCKLEY Y LEVERETT
La ecuación de avance frontal se puede utilizar para predecir la distribución
de la saturación en un sistema de inyección de agua lineal como una función
de tiempo. La distribución de saturación se puede utilizar para predecir el
recobro de petróleo y la inyección de agua requerida sobre una base de
tiempo. Este procedimiento, no obstante, fue observado por Buckley y
Leverett pero proporcionaron una distribución de la saturación que es
físicamente imposible.
El problema surge debido a la forma de la curva de flujo fraccional. Se nota que
valores iguales de pendiente, pueden ocurrir para dos diferentes saturaciones
31
de agua. Esto significa que dos diferentes saturaciones pueden ocurrir en el
mismo lugar en el reservorio al mismo tiempo, esto no es físicamente posible.
El procedimiento de Buckley-Leverett utilizado en la figura 7, se desprecia la
presión capilar.
Consecuentemente, en una situación práctica, el frente de inundación no
existirá en una discontinuidad, pero existirá como una zona estabilizada de
longitud finita con un gradiente de saturación muy grande.
Figura 7: Modelo Lineal para la Derivación De Avance Frontal
(Valencia, 2012)
3.5.5 MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO
El desplazamiento de un fluido por otro fluido es un proceso de flujo no
continuo, debido a que las saturaciones de los fluidos tienden a cambiar con
el tiempo por lo cual causa cambios en las permeabilidades relativas, en las
presiones y en las viscosidades de las fases.
El mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua en un
yacimiento homogéneo, se puede presentar en dos etapas que son las
siguientes que se presentan a continuación:
Antes de la Ruptura
Después de la Ruptura
32
3.5.5.1 Antes de la Ruptura
Hasta el momento antes de la ruptura, para la zona del estrato detrás del
frente, se tiene la ecuación 16, con la que se puede obtener el valor de la
saturación promedio en el estrato (ecuación 7).
(
)
[7]
Dónde:
Swpbt = Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de
la ruptura.
Swbt = Saturación de agua al momento de la ruptura.
Swx = Saturación de agua.
(dfw/dsw) = Pendiente de la curva de flujo fraccional.
Fwbt = Flujo fraccional al momento de la ruptura.
3.5.5.2 Después de la Ruptura
Es un procedimiento similar al anterior, la saturación y el flujo fraccional
aumentan con el tiempo después de la ruptura. La saturación detrás del
frente se puede determinar utilizando la curva de flujo fracción. Mediante la
siguiente ecuación se puede determinar la saturación después de la ruptura
(ecuación 8):
(
)
[8]
Donde:
Swpbt2 = Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento
de la ruptura.
Swbt2 = Saturación de agua al momento de la ruptura.
Swx2 = Saturación de agua.
(dfw/dsw) = Pendiente de la curva de flujo fraccional.
33
Fwbt2 = Flujo fraccional al momento de la ruptura.
3.6 MODELOS DE INYECCION
Muchos campos viejos han sido sometidos a invasión para la recuperación
secundaria, el comportamiento de los yacimientos han traído como
consecuencia el uso de arreglos y espacios uniformes en los pozos
perforados durante el desarrollo del yacimiento. Lo cual el momento de
planificar el proceso de recuperación secundaria, el campo estará
desarrollado sobre la base de un arreglo regular donde los pozos inyectores
y productores forman figuras geométricas conocidas.
Los factores que más influyen en la selección del tipo de arreglo son:
La forma original en que haya sido producido el pozo
Permeabilidad del yacimiento
Viscosidad de los fluidos
Razón de movilidad
Razón de pozos inyectores a productores
Estructura del yacimiento
Características geológicas del mismo
3.6.1 MODELOS GEOMETRICOS EN LINEA RECTA
Las definiciones a usarse en los análisis de los modelos de inyección son las
siguientes:
Δ = Simboliza un pozo inyector.
O = Simboliza un pozo productor.
RPI/PP: Razón pozos de inyección a pozos de producción.
34
3.6.1.1 Características de los arreglos de pozos
Tabla 2: Características de los arreglos de pozos
TIPO DE ARREGLO
RPI/PP
ELEMENTO DEL ARREGLO
Empuje en línea recta 1 Rectángulo
Empuje en línea alterna 1 Líneas desfasadas de pozos
5 pozos 1 Cuadrado
7 pozos 2 Triángulo equilátero
7 pozos invertido o arreglo de 4
pozos
½ Triángulo equilátero
9 pozos 3 Cuadrado
9 pozos invertido 1/3 Cuadrado
(PARIS DE FERRER, 2001)
La inyección en arreglos consiste en inyectar agua dentro de una zona de
petróleo, esta agua invade la zona y desplaza los fluidos del volumen
invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección se la conoce
también como inyección de agua interna, debido a que el fluido se inyecta en
la zona de petróleo a través de un número importante de pozos inyectores
que forman un arreglo geométrico con los pozos productores como se
visualiza en la figura 8.
Figura 8: Inyección de agua en arreglo o disperso (PARIS DE FERRER, 2001)
35
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
36
4.1 RESERVAS PROBADAS Y PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU
EN EL CAMPO AUCA-AUCA SUR
Tabla 3. Petróleo Original In Situ del Campo Auca-Auca Sur
CAMPO YACIMIENTO POES (Bls) RESERVAS PROBADAS
(Bls)
FR INICIAL (%)
AU
CA
-AU
CA
SU
R BASAL TENA 141006079 27496185 19.5
U 324891563 97792360 30.10
T 351726117 103407478 29.40
HOLLIN SUP 200120852 89654142 44.80
HOLLIN INF 244154511 43459503 17.80
SUB-TOTAL 1261899122 361809668 28.32
4.1.1 CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU EN EL ÁREA DE
ESTUDIO
Se procede a determinar el POES para el área de estudio a desarrollar con
la ecuación 1 descrita en el capítulo anterior:
Para la Arena U Inferior
Para la Arena T Inferior
4.2 APLICACIÓN DEL MÉTODO DE BUCKLEY LEVERETT
4.2.1 CURVA DE FLUJO DE FRACCIONAMIENTO
Para elaborar la curva de flujo de fraccionamiento se tomará los valores a
partir de las propiedades de la roca y del fluido presentado a continuación:
37
Tabla 4. Datos del Campo Auca – Auca Sur de las Propiedades de la roca y del fluido Arena
U Inferior
ARENA U INFERIOR
A 200 acres
Qiny 3000 Bls/día
Φ 14 %
K 76 md
Bo 1.07 by/Bls
Bw 1.21 by/Bls
µo 13.16 Cp
µw 0.3 cP
Ρo 0.94 lb/pie³
Ρw 54.77 lb/pie³
H 34 Pies
L 1500 Pies
POES 5925027.76 BlS
Swi 14 %
API 19
(Departamento de Yacimientos EP PETROECUADOR, 2012)
Tabla 5. Datos del Campo Auca – Auca Sur de las Propiedades de la roca y del fluido Arena
T Inferior
ARENA T INFERIOR
A 200 acres
Qiny 3500 Bls/día
Φ 12.7 %
K 350 md
Bo 1.13 by/Bls
Bw 1.16 by/Bls
µo 6.78 CP
µw 0.3 CP
Ρo 0.887 lb/pie³
Ρw 54.77 lb/pie³
H 48 Pies
L 1500 Pies
POES 6445209.09 BlS
Swi 23 %
API 26
(Departamento de Yacimientos EP PETROECUADOR, 2012)
38
Gracias a las propiedades de la roca y de los fluidos se puede obtener la
curva de flujo fraccional, a partir de la ecuación 9:
[9]
En esta ecuación se reemplaza los datos de permeabilidad relativa y de
viscosidad del agua y del petróleo, y se obtiene una curva de flujo fraccional.
Para calcular esta ecuación se necesita encontrar los valores de
permeabilidad relativa del agua (ecuación 10) y permeabilidad relativa del
petróleo (ecuación 11). Con un Sor del 33,5, una saturación inicial del 14% y
una saturación actual de 26,2% para la Arena U Inferior y con un Sor 29,5,
una saturación inicial de 23% y una saturación actual de 28,5% para la
Arena T Inferior.
(
) [10]
(
) [11]
Donde:
Krw y Kro = Permeabilidad relativa del agua y del petróleo.
Sw = Saturación de agua.
Swi = Saturación de agua inicial.
Sor = Saturación de petróleo residual.
Para obtener el valor de la permeabilidad relativa del agua y del petróleo de
la Arena U Inferior se utilizan las ecuaciones 10 y 11 mostradas
anteriormente.
39
Para obtener el valor de la permeabilidad relativa del agua y del petróleo de
la Arena T Inferior se utilizan las ecuaciones 10 y 11.
Los resultados de los cálculos se representarán en la tabla 6, para la Arena
U Inferior y en la tabla 7, para la Arena T Inferior y en las figura 9 y 10 para
determinar las permeabilidades relativas.
Tabla 6. Datos para la construcción de la curva de flujo fraccional de la arena U Inferior
Sw Krw Kro Fw (dfw/dsw)
0.14 0.0000 1.0000 0.0000
0.15 0.0000 0.9439 0.0003 0.0321
0.16 0.0001 0.8900 0.0027 0.2396
0.17 0.0002 0.8382 0.0097 0.6953
0.18 0.0004 0.7884 0.0240 1.4347
0.19 0.0009 0.7406 0.0487 2.4656
0.20 0.0015 0.6948 0.0861 3.7449
0.21 0.0024 0.6510 0.1377 5.1610
0.22 0.0035 0.6090 0.2031 6.5374
0.23 0.0050 0.5688 0.2798 7.6693
0.24 0.0069 0.5305 0.3636 8.3840
0.25 0.0092 0.4939 0.4496 8.5972
0.26 0.0125 0.4523 0.5489 8.2778
0.28 0.0190 0.3944 0.6784 7.1910
0.30 0.0283 0.3360 0.7870 5.4312
0.32 0.0403 0.2838 0.8617 3.7341
0.34 0.0553 0.2372 0.9109 2.4604
0.36 0.0736 0.1961 0.9427 1.5919
0.38 0.0955 0.1600 0.9632 1.0247
0.40 0.1215 0.1286 0.9764 0.6601
0.42 0.1517 0.1016 0.9850 0.4263
0.44 0.1866 0.0787 0.9905 0.2758
40
0.46 0.2264 0.0595 0.9940 0.1784
0.48 0.2716 0.0438 0.9963 0.1149
0.50 0.3224 0.0310 0.9978 0.0734
0.52 0.3792 0.0211 0.9987 0.0463
0.54 0.4423 0.0135 0.9993 0.0285
0.56 0.5120 0.0080 0.9996 0.0170
0.58 0.5887 0.0042 0.9998 0.0096
0.60 0.6727 0.0019 0.9999 0.0050
0.67 1.0000 0.0000 1.0000 0.0010
Tabla 7. Datos para la construcción de la curva de flujo fraccional de la arena T Inferior
Sw Krw Kro Fw (dfw/dsw)
0.23 0.0000 1.0000 0.0000
0.24 0.0000 0.9382 0.0002 0.0225
0.25 0.0001 0.8789 0.0019 0.1691
0.26 0.0003 0.8112 0.0084 0.5442
0.28 0.0012 0.7163 0.0355 1.5027
0.30 0.0032 0.6198 0.1045 3.4502
0.32 0.0068 0.5325 0.2240 5.9765
0.34 0.0124 0.4537 0.3822 7.9077
0.36 0.0205 0.3832 0.5473 8.2578
0.38 0.0315 0.3203 0.6896 7.1145
0.40 0.0458 0.2647 0.7965 5.3424
0.42 0.0640 0.2160 0.8701 3.6796
0.44 0.0864 0.1736 0.9183 2.4139
0.46 0.1135 0.1372 0.9492 1.5444
0.48 0.1458 0.1063 0.9688 0.9759
0.50 0.1837 0.0804 0.9810 0.6125
0.52 0.2276 0.0591 0.9886 0.3821
0.54 0.2780 0.0419 0.9934 0.2364
0.56 0.3353 0.0284 0.9963 0.1444
0.58 0.4001 0.0182 0.9980 0.0864
0.60 0.4726 0.0108 0.9990 0.0501
0.66 0.7419 0.0009 0.9999 0.0160
0.66 0.7680 0.0006 1.0000 0.0033
0.66 0.7787 0.0005 1.0000 0.0027
41
Figura 9. Permeabilidad relativa Arena U Inferior
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Kr
Sw
Kro
Krw
42
Figura 10. Permeabilidad relativa Arena T Inferior
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Kr
Sw
Kro
Krw
43
Figura 11. Curva de Flujo Fraccional Arena U Inferior
Figura 12. Curva de Flujo Fraccional Arena T Inferior
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
fw
Sw
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
fw
Sw
44
Figura 13. Curva de (dfw/dSw) Vs. Sw de la arena U Inferior en el campo Auca-Auca Sur
Figura 14. Curva de (dfw/dSw) Vs. Sw de la arena T Inferior en el campo Auca-Auca Sur
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
(dfw
/dSw
)
Sw
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
(dfw
/dSw
)
Sw
45
Las figuras de las curvas 11 y 12 de flujo fraccional son útiles para el análisis
y predicción del comportamiento del reservorio mientras se realiza la
inyección de agua para la Arena U Inferior y T Inferior. Se determinan las
diferentes etapas como son la etapa de ruptura y subordinada y llegar a
estimar el volumen de agua y de petróleo que se va produciendo con el
tiempo.
La curva de flujo fraccional es la misma para un yacimiento pero cada arena
del reservorio tiene distintas características. La evaluación de la
recuperación de petróleo en un yacimiento al someterlo a inyección de agua
dependerá de la saturación, su área, porosidades y longitud.
Para determinar la predicción del comportamiento del reservorio frente a la
inyección de agua, se debe realizar la estimación de forma individual para
cada arena, empezando con el desarrollo de la curva de flujo fraccional, los
cálculos como los resultados obtenidos se mostraran más adelante.
Primeramente se traza una línea tangente desde la saturación inicial hasta el
punto de la pendiente máxima de la curva hasta obtener las diferentes
saturaciones y flujos fraccionales.
46
Figura 15. Lectura de datos de la curva de flujo fraccional en la etapa inicial de la arena U
Inferior del Campo Auca-Auca Sur
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
fw
Sw
CURVA DE FLUJO FRACCIONAL ARENA U INFERIOR
fwbt
Swpbt
fwpbt
Swbt
47
Figura 16. Lectura de datos de la curva de flujo fraccional en la etapa inicial de la arena T
Inferior del Campo Auca-Auca Sur
En las tablas 8 y 9 se muestran los datos que se obtuvieron de las figuras 15
y 16 mediante la línea tangente que se trazó hasta el punto de pendiente
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
fw
Sw
CURVA DE FLUJO FRACCIONAL ARENA T INFERIOR
fwpbt
fwbt
Swbt Swpbt
48
máximo donde se determinaron las diferentes saturaciones en el momento
de ruptura y en el frente de barrido al momento de la ruptura.
Tabla 8. Datos de la Curva de Flujo fraccional arena U Inferior
CURVA DE FLUJO FRACCIONAL ARENA U INFERIOR
Swc (Saturación de Agua Connata) 0.14
Swbt (Saturación de agua al momento de la ruptura) 0.305
Swpbt (Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura)
0.344
Fwc (flujo Fraccional del Agua Connata) 0
Fwbt (Flujo fraccional de agua al momento de la ruptura) 0.785
Fwbt (Flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura)
1
Tabla 9. Datos de la Curva de Flujo fraccional arena T Inferior
CURVA DE FLUJO FRACCIONAL ARENA T INFERIOR
Swc (Saturación de Agua Connata) 0.23
Swbt (Saturación de agua al momento de la ruptura) 0.405
Swpbt (Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura)
0.45
Fwc (flujo Fraccional del Agua Connata) 0
Fwbt (Flujo fraccional de agua al momento de la ruptura) 0.81
Fwbt (Flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura)
1
4.2.1.1 Etapa inicial
Para la etapa inicial es necesario construir una línea recta que pase por el
punto máximo de la pendiente y por el punto de saturación de agua connata.
Estos puntos pueden permitir determinar la pendiente de la recta (
)
y
realizar las predicciones para poder obtener la pendiente de la recta de
avance frontal que se muestra con la ecuación 7 para las dos arenas.
49
Arena U Inferior
(
)
Arena T Inferior
(
)
La siguiente ecuación 12 nos sirve para calcular el área transversal del
reservorio a partir del área total y el espesor.
√ [12]
Donde:
A TRANS = Área transversal, (pies²).
A total = Área del pozo inyector, (pies²).
h = Espesor promedio saturado de hidrocarburo, (pies).
Arena U Inferior
Arena T Inferior
Con las áreas transversales calculadas podemos calcular el tiempo que
tarde el frente de agua en invadir el reservorio hasta llegar al punto de
ruptura (ecuación 13).
(
)
[13]
50
Donde:
Xswx: Distancia recorrida por el frente de saturación. En función del tiempo,
(pies).
qt = Caudal total de inyección, (bbls/día).
t = Intervalo de tiempo de inyección, (días).
A transv = Área transversal, (pies²).
(dfw/dsw) = Pendiente de la curva de flujo fraccional.
= Porosidad, (Fracción).
Despejando para calcular el intervalo de tiempo de inyección obtenemos la
ecuación 14:
(
)
[14]
Arena U Inferior
Arena T Inferior
Con el valor calculado se procede a calcular el volumen de petróleo
recuperado hasta el momento de la ruptura mediante la ecuación 15:
( )
[15]
Donde:
Np = Volumen de petróleo recuperado.
A transv = Área transversal, (pies²).
= Porosidad, (Fracción).
51
Swc = Saturación de agua connata.
Swpbt = Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de
la ruptura.
L = Longitud (pies).
Bo = Factor volumétricos del petróleo, (by/bbls).
Arena U Inferior
Arena T Inferior
Se procede a calcular el volumen de agua inyectada hasta el momento que
se produce la ruptura del frente de agua con la ecuación 16:
(
)
[16]
Donde:
A transv = Área transversal, (pies²).
= Porosidad, (Fracción).
L: =Longitud (pies).
(dfw/dsw) = Pendiente de la curva de flujo fraccional.
Arena U Inferior
Arena T Inferior
Es muy importante determinar la eficiencia de desplazamiento ya que es un
indicador claro de la capacidad de desplazar el petróleo presente en el
52
reservorio mediante el agua de inyección. La eficiencia de desplazamiento
se puede calcular con la ecuación17:
( )
( ) [17]
Donde:
Ed = Eficiencia de desplazamiento.
Swpbt = Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de
la ruptura.
Swc = Saturación de agua connata.
Arena U Inferior
Arena T Inferior
Finalmente se puede calcular el factor de recobro que se tiene hasta el
momento que se produce la ruptura del frente de agua en los pozos
productores con la ecuación 18:
[18]
Donde:
FR = Factor de recobro.
Np = Volumen de petróleo recuperado.
POES = Petróleo Original en sitio, (Bls).
Arena U Inferior
%
Arena T Inferior
53
Los valores obtenidos son los factores de recobro de los arreglos de
inyección seleccionados para la las Arenas U Inferior y T Inferior. Para
obtener el factor de recobro total se determina sumando el factor de recobro
primario que se obtuvo mediante recuperación primaria.
4.2.1.2 Etapa de Ruptura
En la siguiente tabla se presenta los resultados obtenidos mediante la curva
de flujo fraccional y los cálculos realizados en el momento de la ruptura para
las arenas U y T:
Tabla 10. Resultados del Reservorio U Inferior
ARENA U INFERIOR
L (pies) t (días) Np (Bls) ED Wi (Bls) FR
0 0 0 0.23 0 0
200 30.26 95231.69 0.23 90789.76 0.01
400 60.52 190463.38 0.23 181579.53 0.03
600 90.79 285695.07 0.23 272369.30 0.04
800 12.05 380926.77 0.23 363159.07 0.06
1000 151.31 476158.46 0.23 453948.84 0.08
1200 181.58 571390.15 0.23 544738.61 0.09
1500 22.97 714237.69 0.23 680923.26 0.12
Tabla 11. Resultados del Reservorio T Inferior
ARENA T INFERIOR
L (pies) t (días) Np (Bls) ED Wi (Bls) FR
0 0 0 0,27 0 0
200 43.37 124775.22 0,27 151797.94 0.01
400 86.74 249550.45 0,27 303595.89 0.03
600 130.11 374325.67 0,27 455393.84 0.05
800 173.48 499100.90 0,27 607191.78 0.07
1000 216.85 623876.12 0,27 758989.73 0.09
1200 260.22 748651.35 0,27 910787.68 0.11
1500 325.28 935814.19 0,27 1138484.60 0.14
54
4.2.1.3 Etapa Subordinada
Una vez concluido la etapa de ruptura del frente de agua en los pozos
productores, aún existen zonas del reservorio que todavía no han sido
drenadas por ende el proyecto de Recuperación Secundaria seguirá.
Después de la etapa de ruptura la producción de agua se incrementara
continuamente hasta cuando ya no sea económicamente rentable inyectar
agua en las Arenas U y T del campo Auca.
Se analizará todos los parámetros conforme se siga inyectando agua luego
del punto de ruptura como determinar el volumen de agua que se necesitará
para recuperar ese petróleo, el volumen de petróleo que se recuperará
conforme se siga inyectando agua luego de la ruptura, el volumen de agua
que se producirá y el tiempo que demorará en alcanzar una condición de
saturación en el reservorio.
Una vez obtenido la pendiente máxima de la curva de flujo fraccional,
después de la ruptura corresponde a la etapa subordinada como se muestra
en las siguientes figuras 17 y 18 para las arenas U Inferior y T Inferior del
Campo Auca-Auca sur.
55
Figura 17. Curva de flujo fraccional ampliada luego de la ruptura en la Arena U Inferior del Campo Auca-Auca Sur
0,75
0,8
0,85
0,9
0,95
1
0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 0,65
fw
Sw
CURVA DE FLUJO FRACCIONAL APLICADA LUEGO DE LA RUPTURA ARENA U INFERIOR
Fwpbt 2
Fwbt 2
Swbt 2 Swpbt 2
56
Figura 18. Curva de flujo fraccional ampliada luego de la ruptura en la Arena T Inferior del Campo Auca-Auca Sur
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6
fw
Sw
CURVA DE FLUJO FRACCIONALAPLICADA LUEGO DE LA RUPTURA ARENA T INFERIOR
Swpbt 2 Swbt 2
Fwpbt 2
Fwbt 2
57
En las gráficas anteriores se realiza la predicción del comportamiento de
reservorio, en este punto se traza una línea recta que interseque con la
curva de flujo fraccional después de la ruptura en la parte superior hasta el
cual se desea realizar las estimaciones para encontrar la saturación
promedio, se toman los datos obtenidos en las gráficas tanto de las
saturaciones como el flujo fraccional a diferentes puntos.
A continuación se muestran los datos encontrados en las gráficas de flujo
fraccional para las Arenas U y T Inferior:
Tabla 12. Datos de la etapa Subordinada de la Arena U Inferior
Datos tomados de la curva de Flujo Fraccional Arena U
Inferior
Swbt 2 0.395
Swpbt 2 0.430
fwbt 2 0.967
fwpbt 2 1
Tabla 13. Datos de la etapa Subordinada de la Arena T Inferior
Datos tomados de la curva de Flujo Fraccional Arena T
Inferior
Swbt 2 0.478
Swpbt 2 0.509
fwbt 2 0.970
fwpbt 2 1
Una vez obtenidos los puntos se calcula la pendiente de esta recta utilizando
la ecuación 8:
Arena U Inferior
(
)
0.733
58
Arena T Inferior
(
)
0.967
Se procede a calcular el tiempo de inyección que tomará llegar a la
saturación promedio del reservorio con la ecuación de avance frontal
(ecuación 19).
(
)
[19]
Arena U Inferior
Arena T Inferior
Con la ecuación 20 se calculará el volumen adicional de petróleo que se
espera recuperar hasta que el reservorio alcance una condición de
saturación.
( )
[20]
Arena U Inferior
Arena T Inferior
Para obtener el petróleo total producido en el área sometida por inyección se
suma el petróleo que se produce hasta la etapa de ruptura y el volumen de
59
petróleo que se continúa barriendo mediante la inyección de agua se obtiene
con la ecuación 21.
[21]
Arena U Inferior
Arena T Inferior
Con la ecuación 22 se calcula el volumen de agua que se producirá durante
la inyección de agua hasta que alcance las condiciones de saturación el
reservorio.
( )
[22]
Arena U Inferior
Arena T Inferior
Se calcula el volumen de agua que se inyectará hasta que el reservorio
alcance las condiciones de saturaciones con la ecuación 23.
[23]
Arena U Inferior
60
Arena T Inferior
La relación agua petróleo (RAP) se calcula mediante la ecuación 24
mediante las condiciones de saturación.
[24]
Arena U Inferior
Arena T Inferior
La eficiencia de desplazamiento bajo las condiciones de saturación será la
siguiente utilizando la ecuación 25:
[25]
Arena U Inferior
Arena T Inferior
A continuación se muestra un cuadro con los resultados obtenidos en la
etapa subordinada:
61
Tabla 14. Resultados del reservorio U Inferior en la etapa subordinada
ARENA U INFERIOR
t (días) ∆Np (Bls) Np (Bls) Wp (Bls) Wi (Bls) RAP ED
1706 437645 1378199 1088442 5118067 31.41 0.33
Tabla 15. Resultados del reservorio T Inferior en la etapa subordinada
ARENA T INFERIOR
t (días) ∆Np (Bls) Np (Bls) Wp (Bls) Wi (Bls) RAP ED
1419 442385 1378199 1341064 4966904 36.53 0.36
En las tablas expuestas anteriormente se observa que la producción de
petróleo es menor al agua que se está produciendo, por lo cual en un tiempo
posterior la inyección de agua ya no va a ser rentable y se tendrá que utilizar
otros métodos de recuperación en las zonas productoras.
4.3 ANÁLISIS Y COMPARACIÓN DE RESULTADOS
Al analizar y comparar la producción que tiene el campo antes del sistema
de inyección de agua y después del sistema de inyección se nota un
incremento de producción, para este análisis se utilizaron datos reales para
interpretar el comportamiento de inyección y su respectiva recuperación
secundaria mediante este método.
Al haber analizado y calculado los parámetros técnicos para implementar un
proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua para las
Arenas U Inferior y T Inferior del campo Auca es necesario someter a un
estudio económico para determinar si el sistema de inyección de agua es
rentable para este campo.
El presente estudio pretende estimar los costos de instalaciones de
operaciones lo que permitirá establecer un monto estimado de inversión a
realizarse, como el tiempo que tardará en recuperar la inversión realizada y
62
analizar sí tendrá un beneficio económico la implementación de este
proyecto en dicho campo.
4.4 OPTIMIZACIÓN DE LA PLANTA DE INYECCIÓN EN EL
POZO 4ID DEL CAMPO AUCA-AUCA SUR
Para optimizar el sistema de inyección de agua se debe obtener las
máximas tasas de inyección por lo cual se realiza pruebas para conocer los
diferentes parámetros petrofísicos y los análisis de las diferentes pruebas
realizadas y así poder evaluar si es factible o no realizar este proyecto de
inyección de agua de formación.
Para alcanzar un equilibrio en la composición química de las aguas de
formación, gases y solidos totales disueltos, este equilibrio depende de la
presión y temperatura por lo cual cualquier cambio de estas condiciones
podría variar la composición química del agua de formación.
La planta de inyección tiene como función principal controlar el agua de
inyección periódicamente e inyectar a la formación y mantener los caudales
adecuados. La planta de inyección inyectara en el pozo 41 con los
parámetros establecidos y con el correcto análisis para que no exista
ninguna corrosión, no permitir la proliferación de microorganismos nocivos, y
no permitir que se formen incrustaciones.
Se debe dar un estricto control químico del proceso continuo de la planta
para así evitar daños mecánicos en los equipos, taponamientos en filtros,
sedimentación en tanques y oxidación si quedase vacío, etc., ya que poner
en operación de nuevo generaría un gasto adicional en realizar limpiezas y
adecuaciones de los equipos.
63
4.4.1 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA PLANTA DE INYECCIÓN
La operación y mantenimiento es una parte fundamental en la optimización
de la planta de inyección de agua para mantenerla operable y que cumpla
con las leyes ambientales así como mantener la producción de petróleo en
las Reservas con Recuperación Secundaria.
4.4.2 MONITOREO Y CONTROL EN LAS LÍNEAS DE FLUJO Y POZOS
Para el control y el monitoreo de las líneas de flujo es necesario instalar
cupones tanto de corrosión como de escala, con efecto de mantener un
control técnico del estado que presenten las líneas de flujo y de los
cabezales de los pozos, así como tener cuidado en la inyección de químicos
para mantener limpias las líneas de inyección a los pozos manteniendo y
calibrando los medidores de flujo.
4.5 PARÁMETROS FÍSICO-QUÍMICOS DEL AGUA DE
FORMACIÓN
Los parámetros físico-químicos se controlan en el laboratorio de la planta de
inyección periódicamente una vez por semana, ya que su principal función
es calcular los parámetros donde se puede comparar o analizar si se
cumplen o no con estos resultados y así tomar una decisión de aumentar o
disminuir la dosificación de los químicos para controlar dichos parámetros.
4.6 ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD
El sistema de inyección de agua de formación debe trabajar de forma
eficiente, en una inyección se necesita que el agua a inyectarse debe ser
homogéneo con el agua de formación para evitar que exista complicaciones
en el proceso y exista y maximizar la extracción de petróleo lo más rápido
posible.
64
A lo largo del tiempo de producción la saturación del petróleo disminuirá así
que la técnica que se aplicará dependerá de la saturación actual al igual que
la inversión del proyecto, para la realización de este proyecto se escogió un
arreglo de cinco pozos invertidos que cuenta con cuatro pozos productores y
un pozo inyector que se llama Auca- 4ID.
4.6.1 FACTIBILIDAD DE INYECCIÓN A ALTAS PRESIONES
El límite máximo de presión para inyectar en la zona de la arena es cuando
la presión de fondo alcanza la presión de fractura de la formación receptora,
lo que indica que la tasa de inyección será cuando el valor de Pwf alcance
un valor de presión crítica.
Se debe imponer un límite de presión máximo para así poder prevenir la
fractura en la zona de inyección y esto se logra determinar en la operación
del pozo inyector.
4.7 ANÁLISIS ECONÓMICO
Para este proyecto se realizará un análisis económico para el proyecto de
inyección de agua de formación en el campo Auca-Auca Sur, por lo cual se
deberán tomar varios factores en cuenta para este análisis. Uno de los
principales factores que se debe tomar en cuenta los ingresos económicos
que permitirán determinar si la ejecución de este proyecto es
económicamente factible.
4.7.1 ESTIMACIÓN DEL MONTO DE INVERSIÓN
Este monto de inversión abarca los siguientes costos:
Costo de transformar el pozo Auca - 4ID de productor a inyector.
65
Costo de implementación de la planta de tratamiento y manejo de
agua en superficie.
Costo de mantenimiento de la planta de tratamiento e inyección de
agua.
4.7.2 COSTO DE TRANSFORMAR EL POZO AUCA -4ID DE PRODUCTOR
A INYECTOR
Para la realización del reacondicionamiento se seleccionó previamente el
pozo Auca – 4ID como inyector para las arenas U Inferior y T inferior el cual
se debe realizar una completación de fondo para que cumpla con dicho
propósito.
Se tomará en cuenta los servicios que a continuación se detallan cuyos
costos se determinan en base a las tareas que se requieren, teniendo
presente que esta operación tendrá un tiempo aproximado de 30 días.
Tabla 16. Costos de transformar el pozo Auca – 4ID de Productor a inyector
SERVICIO COSTO (USD)
Workover 450000
Completación 320000
Pruebas de Inyección 40000
registros Eléctricos 35000
Estudios de Simulación 25000
Alojamiento y Alimentación 15000
Combustible 18000
TOTAL 903 000
4.7.3 COSTOS DEL EQUIPO DE INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE
INYECCIÓN
La planta de tratamiento de inyección de agua de formación constituye uno
de los factores más importantes en este proyecto ya que esta planta sirve
66
para acondicionar y bombear el agua que se inyectará en el reservorio, la
operación de la planta de tratamiento y su mantenimiento, los equipos que
se emplearán en la planta como sus costos se describen a continuación en
la tabla 17.
Tabla 17. Costos de equipo de instalación del Sistema de Inyección y Tratamiento de Agua
PARAMETROS PRINCIPALES PRECIO (USD)
Tanques de almacenamiento de agua 400 000
Sistemas de agua de formación 260 000
Software para simulación 46 000
Sistema automáticos para químicos 10 000
Protección interior Tubería 9 000
Transmisores de nivel de tanques 7 000
Bomba de inyección de Alta Presión 45 000
Tuberías 12 000
Bombas de Transferencia 45 000
Sistema de Variadores y transformadores 25 000
Sistemas de control 45 000
TOTAL 1 309 000
4.7.4 COSTO DE MANTENIMIENTO DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO E
INYECCIÓN DE AGUA
Los costos de mantenimiento de una planta de tratamiento e inyección de
agua están comprendidos por varios puntos mostrados a continuación:
Equipos
Conexiones
Tanquería
Tratamiento químico
Energía Eléctrica consumida
Operadores
Mecánicos
Los ítems antes mencionados para el mantenimiento de una planta de
inyección así como también para su operación se han determinado realizar
67
la inversión para un periodo de 5 años, los costos de mantenimiento de la
planta de tratamiento e inyección de agua se muestran en la tabla 20 que se
muestra a continuación.
Tabla 18. Costo de mantenimiento de la planta de tratamiento e inyección de agua
PERIODO COSTO MENSUAL COSTO TOTAL
5 Años 140 000 8 400 000
4.7.5 INVERSIÓN DEL PROYECTO
El resultado del valor final del proyecto se ha determinado mediante la
sumatoria de todas las inversiones anteriormente expuestas. Es de gran
importancia conocer la inversión total necesaria para así realizar el estudio
económico para determinar si es factible o no el proyecto. En la tabla 21
mostrada a continuación se presenta la inversión total.
Tabla 19. Inversión total del Proyecto de Inyección de Agua de Formación
INVERSION TOTAL (USD) 9 709 000
4.7.6 INGRESO DEL PROYECTO
Los ingresos que se generarán en el presente proyecto provendrán de la
venta del petróleo producido. Debido a la caída de precio de crudo por cada
barril, para este estudio se ha tomado como precio referencial de 40
dólares/barril.
El siguiente punto a tomar son los barriles recuperados por medio de la
inyección en el campo Auca Sur a través del pozo Auca – 4ID para el
reservorio U Inferior y T Inferior, como su límite económico que se ha
establecido cuando el corte de agua en superficie supere el 95%.
68
Debido a regulaciones establecidas por la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero donde se prohíbe que se produzca de dos arenas
simultáneamente desde un mismo pozo. Se realizara el estudio económico
para la arena U Inferior ya el tiempo aproximado de producción hasta que
este reservorio alcance el corte de agua en superficie será aproximadamente
5 años.
El análisis para los ingresos del proyecto se realizará una multiplicación
entre el precio referencial y los barriles que se extraerá con la inyección de
agua. En la tabla 20 se da a conocer el valor total de los ingresos del
proyecto.
Tabla 20. Ingresos del Proyecto para la Arena U Inferior
INGRESOS DEL PROYECTO
RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO 1 378 199 Bls
PRECIO REFERENCIAL DEL PETRÓLEO 40 USD/Bl
INGRESOS TOTALES 55 127 960 USD
4.7.7 COSTOS DE PRODUCCIÓN
Los costos de producción se determinan a través de información de una
empresa operadora de campo, estos valores varían entre 22 a 25 USD/Barril
por tanto como precio referencial se tomará como precio referencial de 25
USD/Barril, con este dato se determinará los costos de producción que se
llevará acabo con la extracción de crudo en la arena U Inferior.
El análisis se realizará de la misma manera que en los ingresos del proyecto.
Para los costos de producción se realizará una multiplicación entre el precio
de producción por barril y los barriles que se extraerá con la inyección de
agua. En la tabla 21 se da a conocer el valor total de costos de producción
para este proyecto.
69
Tabla 21. Costos Totales de Producción
COSTOS DE PRODUCCION
RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO 1 378 199 Bls
COSTO DE PRODUCCIÓN 25 USD/Bl
COSTO TOTAL DE PRODUCCIÓN 34 454 975 USD
4.7.8 CORRIDA FINANCIERA
4.7.8.1 Valor Actual Neto (VAN)
El Valor Actual Neto (VAN), es un método de evaluación de proyectos de
inversión, su función es determinar el valor que resulta de la diferencia entre
el desembolso inicial de la inversión y el valor presente de los futuros
ingresos netos esperados, usando la tasa de descuento acorde al
rendimiento mínimo esperado.
Para calcular el valor actual neto, la inversión requerida inicial debe
considerarse con signo negativo desde el periodo cero mediante la ecuación
26.
∑
( ) [26]
Donde:
i = Tasa de interés (% decimal)
A = Monto Inicial (USD)
n = Periodos flujo neto de caja.
Qs = Flujo Neto de Caja.
70
4.7.8.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)
La Tasa Interna de Retorno muestra una medida de la rentabilidad y está
definido como la tasa de interés que reduce a cero el valor presente. Una
inversión es aconsejable si el TIR resultante es superior a la tasa exigida por
el inversor.
( )
( )
( )
( ) [27]
Donde:
I = Inversión Inicial (USD).
Qs = Flujo Neto de Caja.
i= Tasa de Descuento
Posteriormente se debe determinar la corrida financiera que se realizará
para el proyecto, gracias a estos resultados se podrá concluir si la inyección
de agua en el campo propuesto en el proyecto es económicamente factible,
tomando en cuenta los precios de venta de petróleo como los costos de
producción como barril en el campo evaluado.
En la tabla 22 se muestra cuáles serán los ingresos totales para cada año
que se va a realizar el proyecto en la Arena u Inferior como se estableció
anteriormente el precio promedio del petróleo que será en 40 USD/Bl.
71
Tabla 22. Venta de Crudo para la Arena U Inferior
VENTAS DE CRUDO
AÑOS BARRILES DE
PETROLEO POR AÑO
PRECIO DE PETROLEO
(USD/Bl) TOTAL
1 275 640 40 11 025 592
2 275 640 40 11 025 592
3 275 640 40 11 025 592
4 275 640 40 11 025 592
5 275 640 40 11 025 592
TOTAL 1 378 199
55 127 960
Para obtener el flujo de caja se determina los costos y gastos que se darán
en el proyecto desarrollado para el Campo Auca Auca-Sur para la Arena U
Inferior durante el tiempo fijado en el análisis del proyecto los cuales son
presentados en la tabla 23.
Tabla 23. Costos y Gastos de Producción
COSTOS Y GASTOS
AÑOS BARRILES
PRODUCIDOS
COSTOS DE PRODUCCIÓN
(USD/Bl) TOTAL
1 275 640 25 6 890 995
2 275 640 25 6 890 995
3 275 640 25 6 890 995
4 275 640 25 6 890 995
5 275 640 25 6 890 995
TOTAL 1 378 199 34 454 975
4.7.8.3 Flujo de Caja
El flujo de caja es un análisis de la variación de la inversión y costos de
producción frente a los ingresos en un periodo de tiempo determinado,
pueden ser meses, trimestres, semestres o años etc. En los primeros meses
de un proyecto se obtienen valores negativos de flujo de caja debido a que
los egresos son mayores que los ingresos. Luego toma el valor de cero lo
cual indica que la inversión se ha recuperado. A partir de este punto el flujo
72
de caja toma valores positivos lo cual indica que se están obteniendo
ganancias.
( ) [28]
Después de haber determinado las ventas y costos anteriormente se
procederá a realizar el flujo de caja la cual se representará en la tabla 24 que
se estima en el proyecto de inyección de agua de formación. Dentro de este
flujo de caja se debe tomar en cuenta la inversión total del proyecto, así
como también la tasa de descuento anual fija en 14%.
Tabla 24. Flujo de Caja para el Proyecto de Inyección de Agua de Formación
TASA DE DESCUENTO ANUAL 14%
INVERSIÓN 2571700
PERIODO VENTAS COSTOS Y GASTOS
FLUJO DE CAJA
1 11 025 592 6 890 995 4 134 597
2 11 025 592 6 890 995 4 134 597
3 11 025 592 6 890 995 4 134 597
4 11 025 592 6 890 995 4 134 597
5 11 025 592 6 890 995 4 134 597
TOTAL 55 127 960 34 454 975
A continuación se realizará la corrida financiera para poder determinar el TIR
y el VAN para el campo Auca Auca-Sur la cual se presenta en la tabla 25.
Tabla 25. Corrida Financiera para determinar el TIR y el VAN del Proyecto
TASA DE DESCUENTO ANUAL 14%
INVERSIÓN 9 709 000
PERIODO VENTAS COSTOS Y GASTOS
FLUJO DE CAJA
VAN TIR
-9 709 000 -9 709 000 -9 709 000
1 11 025 592 6 890 995 4 134 597 9 671 572 31,93%
2 11 025 592 6 890 995 4 134 597 8 483 835
3 11 025 592 6 890 995 4 134 597 7 441 961
4 11 025 592 6 890 995 4 134 597 6 528 036
5 11 025 592 6 890 995 4 134 597 5 726 347
TOTAL 55 127 960 34 454 975 37 851 750
73
Como se muestra en la tabla anterior se puede observar que tanto el TIR
como el VAN poseen altos valores de retorno de inversión, obteniendo así
un valor neto de 37 851 750 dólares con los cuales si se puede aplicar el
proyecto en el campo Auca Auca-Sur. De igual manera el TIR tiene un valor
de aproximadamente 32% por lo cual al ser positivo justifica que este
proyecto es económicamente rentable.
Se debe constatar que este proyecto será económicamente rentable pero sin
olvidar que dependerá del precio internacional del crudo y de los costos
operacionales ya que conforme el proyecto avance hacia etapas maduras la
recuperación será más difícil.
74
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
75
5.1 CONCLUSIONES
Mediante el estudio de Inyección de Agua del Campo Auca Auca-Sur
se logró mejorar la producción ocupando el arreglo de 5 pozos
invertidos.
Inyectando 3 000 Barriles de agua en el pozo inyector se espera
recuperar 6 206 509 Barriles dando un factor de recobro de 12,05%.
El proyecto implementado con Recuperación Secundaria mediante
Inyección de Agua constituye la solución más viable para enfrentar la
constante declinación de la producción.
El proceso de Inyección de Agua en la mayoría de los casos cubre
totalmente los gastos de tratamiento y manejo de agua para todo el
campo, evita problemas y riesgos medio ambientales..
Este proyecto es económicamente rentable de acuerdo a los valores
positivos obtenidos del TIR con un 32% y el VAN con un valor neto
de 37 851 750 que lo justifican.
76
5.2 RECOMENDACIONES
Para tener una mejor eficiencia de la inyección de agua se debe
realizar un monitoreo continuo de los caudales y fluido a inyectarse,
ver las presiones que se van a inyectar, su permeabilidad, presión del
reservorio, presión de fractura, viscosidad, factor volumétrico.
Se debe incorporar un manejo Ambiental para mitigar, prevenir y
controlar el agua de formación ya que esta agua debe ser tratada en
la planta para evitar problemas a largo plazo.
Se deben realizar mantenimientos preventivos mensuales de todos
los equipos, instrumentos y maquinaria que conforman la planta de
tratamiento de Inyección de Agua obteniendo sus certificaciones
pertinentes.
Seguir detalladamente los procedimientos e instructivos sobre los
parámetros físicos y químicos del agua de inyección, a fin de controlar
posibles depósitos de sólidos en la formación productora, y controlar
la corrosión tanto en equipos instalados en los pozos como en
instalaciones de superficie.
Realizar un tratamiento de agua mediante el sistema de filtrado en el
agua de formación para que exista una mejor aceptación al momento
de inyectar al yacimiento.
77
BIBLIOGRAFÍA
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78
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EPN. Quito: Ecuador.
79
ANEXOS
80
Anexo 1. Pozo de Inyección de Agua de Formación
81
Anexo 2. Tanque de Almacenamiento de Agua de Formación
82
Anexo 3. Bomba centrífuga multietapas con Panel de Distribución