ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

(1)

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y

PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA DISMINUIR LA

PRODUCCIÓN DE AGUA MEDIANTE LA APLICACIÓN DE LA

TECNOLOGÍA HYDROSEP EN EL CAMPO SHUARA

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS

JUAN PABLO SARANGO SÁNCHEZ [email protected]

DIRECTOR: ING. JORGE VELÁSQUEZ, MSC. [email protected]

(2)

DECLARACIÓN

Yo Juan Pablo Sarango Sánchez, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

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

(3)

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el señor: Juan Pablo Sarango Sánchez, bajo mi supervisión.

Ing. Jorge Velásquez, Msc. DIRECTOR DE PROYECTO

(4)

AGRADECIMIENTOS

Expreso mis más sinceros agradecimientos, al Ingeniero Jorge Velásquez, director del proyecto.

A la carrera de ingeniería de Petróleos en especial a todos sus ingenieros, que la conforman, gracias por compartir sus conocimientos brindados durante mi carrera estudiantil.

Agradezco a la empresa de petróleos del Ecuador EP PETROECUADOR, por prestar todas las facilidades en especial a los Ingenieros: Omar Corozo y Omar Carrera. Como Ecuatoriano me siento orgulloso que nuestro país posea tan preciado recurso que nos regalo DIOS.

A la empresa Baker Hughes, a los ingenieros: Luis Constante, Álvaro Díaz y Freddy Carrillo, por brindarme su colaboración para la elaboración de este proyecto.

(5)

DEDICATORIA

Este trabajo dedico a DIOS, por darme la oportunidad de hacer que esto sea una realidad y a mi familia que siempre está conmigo, en especial a mi hermano Mauro por ser el mentor del cambio.

(6)

CONTENIDO

DECLARACIÓN………. II CERTIFICACIÓN………... III AGRADECIMIENTOS………... IV DEDICATORIA………... V CONTENIDO……….. VI

INDICE DE FIGURAS……….. XII

INDICE DE TABLAS……….. XV

RESUMEN………... XVII

INTRODUCCIÓN……… XVIII CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO SHUARA………. 1

1.1 UBICACIÓN………... 1

1.2 DESCUBRIMIENTO……… 1

1.3 ESTRUCTURA DEL CAMPO……… 2

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

1.4.1 POROSIDAD……… 4

1.4.2 SATURACIÓN………... 4

1.4.3 PERMEABILIDAD……… 5

1.4.4 VISCOSIDAD……… 5

1.4.5 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS……… 5

1.5 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS RESERVORIOS………. 6

1.5.1 FORMACIÓN TENA………... 6

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

1.5.2 FORMACIÓN NAPO……….. 6

1.5.2.1 U Superior “Us”………... 6

1.5.2.2 U Media “Um”………... 7

1.5.2.3 U Inferior “Ui”……….. 7

(7)

1.5.2.5 T Inferior “Ti”……… 8

1.5.3 FORMACIÓN HOLLÍN……… 8

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

1.7 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO……….. 12

1.7.1 POZOS EN PRODUCCIÓN………... 13

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

1.7.3 POZOS DE REINYECCIÓN………... 14

1.8 RESERVAS DEL CAMPO………. 16

1.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE……… 16

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

CAPÍTULO 2 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS SELECCIONADOS…. 19 2.1 ORÍGEN DE AGUA DEL CAMPO……… 20

2.1.1 YACIMIENTO Us………. 20

2.1.2 YACIMIENTO Ui………... 20

2.1.3 YACIMIENTO Ts Y Ti……… 21

2.2 HISTORIA DE PRESIÓN………... 21

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

2.3.1 YACIMIENTO Us, y Ui……… 23

2.3.2 YACIMIENTO Ts y Ti………... 23

2.3.3 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA………... 23

2.4 UBICACIÓN DE POZOS………... 24

2.5 SELECCIÓN DE POZOS………... 26

2.5.1 TIPO DE YACIMIENTO……….. 26

2.5.2 RESERVAS POR POZO……….. 27

2.5.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS………... 29

2.5.3.1 Análisis por pozo………... 29

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

(8)

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

2.7.1.1 Salinidad y saturación de agua inicial... 35

2.7.2 REGISTROS DE CONTROL DE CEMENTO……… 39

2.7.3 DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN……… 40

CAPÍTULO 3 DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA HYDROSEP………... 41

3.1 FUNCIONAMIENTO DEL HIDROCICLÓN……… 42

3.1.1 GEOMETRIA DEL HIDROCICLÓN………. 42

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

3.1.1.2 Sección de separación……….. 44

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

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

3.3 REQUERIMIENTOS BÁSICOS PARA LA APLICACIÓN………. 48

3.3.1 CONDICIONES Y LIMITACIONES………... 49

3.3.1.1 Condiciones………. 49

3.3.1.2 Limitaciones……… 50

3.4 REQUERIMIENTOS PARA LA REINYECCIÓN………. 50

3.5 COMPLETACIÓN DE FONDO……….. 50 3.5.1 BOMBA DE RELEVO……….. 52 3.5.2 MOTOR………. 52 3.5.3 SELLO………... 52 3.5.4 BOMBA DE INYECCIÓN……… 52 3.5.5 SEPARADOR HIDROCICLÓN……….. 52 3.5.6 SENSOR DE FONDO……… 54

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

3.7 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA………... 54

3.8 SISTEMAS ADICIONALES……… 55

CAPÍTULO 4 REDUCCIÓN DE PRODUCCIÓN DE AGUA EMPLEANDO LA TECNOLOGÍA HYDROSEP EN POZOS SELECCIONADOS……… 56

(9)

4.1 DISEÑO DE SISTEMA HYDROSEP……… 56

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

4.1.1.1 Datos del pozo……… 56

4.1.1.2 Datos de producción………... 56

4.1.1.3 Condiciones del fluido en el pozo……… 57

4.1.1.4 Fuente de poder………. 57

4.1.1.5 Problemas posibles……… 57

4.1.2 CÁLCULOS UTILIZADOS……….. 57

4.1.2.1 Índice de productividad………. 57

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

4.1.2.3 Factor volumétrico de gas………. 58

4.1.2.4 Factor volumétrico del petróleo……… 59

4.1.2.5 Volumen total de fluidos……… 59

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

4.1.3 DATOS GENERALES PARA DISEÑO……… 60

4.2 EQUIPO DE FONDO Y SUPERFICIE………. 61

4.2.1 CABLE Y VARIADOR……… 61 4.2.2 MOTOR……… 62 4.2.3 SELLO……….. 62 4.2.4 BOMBA………. 62 4.2.5 HIDROCICLÓN……… 63 4.3 CONFIGURACIÓN DE HIDROCICLÓNES………. 64 4.3.1 CRITERIO DE ELECCIÓN………. 66 4.3.1.1 Primera alternativa………. 66 4.3.1.2 Segunda alternativa………... 67 4.3.1.3 Tercera alternativa………. 67 4.3.1.4 Elección……… 67

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

4.3.1.5.1 Dimensiones de encapsulado……… 67

(10)

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

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

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

4.5.3 PRESIÓN DE FRACTURA………. 71

4.5.4 ESPACIAMIENTO PRODUCCIÓN / REINYECCIÓN……… 72

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

4.7 VOLUMEN POROSO………. 73

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

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

4.10 DAÑO DE FORMACIÓN……….. 76

4.10.1 TIPO INORGÁNICO……….. 76

4.10.1.1 Precipitación inorgánica………... 76

4.10.2 TIPO ORGÁNICO……….. 77

4.10.2.1 Precipitación orgánica………... 77

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

CAPÍTULO 5 ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DEL PROYECTO……….. 78

5.1 ANÁLISIS TÉCNICO………... 78

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO……… 79

5.3 VALOR ACTUAL NETO………. 79

5.4 TASA INTERNA DE RETORNO………... 79

5.5 DECLINACIÓN EXPONENCIAL DE PRODUCCIÓN……… 80

5.6 COSTOS ESTIMADOS PARA INSTALAR EL SISTEMA……… 80

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

5.8 RESULTADOS DE ANÁLISIS ECONÓMICO………. 89

CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……… 90

6.1 CONCLUSIONES……… 90

6.2 RECOMENDACIONES……….. 91

(11)

GLOSARIO DE TERMINOS UTILIZADOS……… 95

ANEXOS……….. 98

ANEXO No.1………... 99

(12)

INDICE DE FIGURAS

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

FIGURA 1.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LIBERTADOR…. 9 FIGURA 1.3 HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA………. 10

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

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

FIGURA 1.6 HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS... 15

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

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

FIGURA 2.2 ACUIFERO Us………. 20

FIGURA 2.3 ACUIFERO Ui……….. 21

FIGURA 2.4 ACUIFERO Ts y Ti……….. 21

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

FIGURA 2.6PRESIÓN ARENA Ui……….. 22

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

FIGURA 2.8 UBICACIÓN DE POZOS……….. 25

FIGURA 2.9 PRODUCCIÓN ACUMULADO DE AGUA………. 28

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

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

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

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

FIGURA 2.14 REGISTROS SP, GR, MNOR, MINV, ILD, MSFL, RHOB Y NPHI………. 36

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

FIGURA 3.2 MODELOS DE HIDROCICLÓN……… 43

FIGURA 3.3 CONFIGURACIONES DE ENTRADA DEL HIDROCICLÓN…… 44

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

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

(13)

FIGURA 3.7 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON DHOWS. 49

FIGURA 3.8 TECNOLOGÍA HYDROSEP………... 51

FIGURA 3.9 TIPOS DE CONFIGURACIÓN……….. 53

FIGURA 3.10SISTEMAS DWS Y DWL………. 55

FIGURA 4.1 DIMENSIONES DEL HIDROCICLÓN……….. 64

FIGURA 4.2 CONFIGURACIÓN PARA DOS HIDROCICLÒNES………. 65

FIGURA 4.3 CONFIGURACIÓN PARA TRES HIDROCICLÓNES……… 66

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

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

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

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

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

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

ANEXO No.1………... 98

A1.1 CURVAS TIPO CHANG……….. 100

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

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

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

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

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

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

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

A1.10 SP-3……… 107

A1.11 SP-2……… 108

A1.12 GEN -9……… 109

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

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

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

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

(14)

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

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

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

ANEXO No.2………... 118

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

A2.2 SELECCIÓN DE BOMBA……… 119

A2.3 MOTOR………. 120

A2.4 SELLO……… 120

A2.5 CABLE……… 120

(15)

INDICE DE TABLAS

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

TABLA 1.2 POROSIDAD……….. 4

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

TABLA 1.4 PERMEABILIDAD PROMEDIA………... 5

TABLA 1.5 VISCOSIDAD PROMEDIA………... 5

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

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

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

TABLA 1.9 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO DEL CAMPO…. 14 TABLA 1.10 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS……….. 14

TABLA 1.11 POZOS REINYECTORES………... 15

TABLA 1.12 FACILIDADES DE SUPERFICIE……….. 17

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

TABLA 2.1 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA………... 24

TABLA 2.2 POZOS SELECCIONADOS………. 26

TABLA 2.3 IDENTIFICACIÓN DE TIPO DE YACIMIENTO……… 27

TABLA 2.4 RESERVAS POR POZO……….. 27

TABLA 2.5 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS………. 30

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

TABLA 2.7 PROSIDAD Y RESISTIVIDAD………. 36

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

TABLA 2.9 ESTADO DE CEMENTO……….. 40

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

TABLA 4.1 DATOS DE PRODUCCIÓN………. 60

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

TABLA 4.3 CABLE Y VARIADOR………... 61

(16)

TABLA 4.5 SELLO………. 62

TABLA 4.6 BOMBA……… 62

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

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

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

TABLA 4.10 ESPACIAMIENTOS……… 72

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

TABLA 4.12 VOLUMEN POROSO………. 74

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

TABLA 5.1 TRABAJOS A REALIZAR………. 78

TABLA 5.2 COSTOS ESTIMADOS………. 81

TABLA 5.3 INGRESOS, EGRESOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-4………. 83

TABLA 5.5 INGRESOS, EGRESOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-12……….. 85

TABLA 5.7 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO……… 89

ANEXO No.1………... 99

A1.6 TOPES Y BASES………. 103

ANEXO No.2………... 118

(17)

RESUMEN

En la actualidad los campos maduros de petróleo de la empresa EP PETROECUADOR, presentan alta producción de agua debido a diferentes factores como: conificación, entrada lateral, fallas no sellantes en los reservorios, etc. Uno de estos es el campo SHUARA, que actualmente tiene una producción diaria de 2000 Bls de petróleo con 11000 Bls de agua. Tomando en cuenta esta problemática y considerando que, hoy en día existen varios métodos para disminuir esta excesiva cantidad de agua que se tiene en superficie, se plantea la aplicación de la tecnología Hydrosep desarrollada por la empresa Baker Hughes. La tecnología Hydrosep, es una completación de fondo que trabaja con el sistema de bombeo electro sumergible (BES), el cual permite controlar la producción de agua a superficie mediante la utilización de separadores de fondo. Estos separadores basados en Hidrociclones, que son elementos cilíndricos cónicos producen la separación de los fluidos, agua y petróleo en el fondo del pozo. Una vez obtenida la separación, el petróleo con pequeñas cantidades de agua sale por la parte superior del hidrociclón hacia la superficie y por la parte inferior sale el agua para ser reinyectada, mediante una bomba de inyección hacia la formación de depósito o de reinyección, la cual puede estar sobre o bajo la zona de producción del mismo pozo.

Para el presente estudio se ha seleccionado cuatro pozos del campo Shuara, en los cuales se puede utilizar a la formación Hollín como zona de reinyección, la que se encuentra bajo las arenas productoras del campo.

De acuerdo a la literatura existente sobre la tecnología Hydrosep, la reducción de agua que se obtiene una vez instalado el sistema está sobre el 80 %, del agua de formación que sale a superficie, con lo cual esto ayuda a reducir principalmente los problemas ambientales, a más de lo que significa el manejo del agua en superficie, tales como instalaciones de superficie y pozos de reinyección.

(18)

INTRODUCCIÓN

El proyecto está dividido en seis capítulos los cuales se concentran en el estudio a detalle para tratar la producción de agua del campo Shuara, y especialmente en los pozos: SHU-4, SHU-8 y SHU-12, que son los que presentan la mayor cantidad de producción de agua y el pozo SHU-26 que fue cerrado por este problema.

En el capítulo uno se presenta una breve descripción del campo Shuara, que incluye la ubicación del campo y su estructura geológica, también se analiza las propiedades petrofísicas de rocas y de fluidos, descripción litológica de cada una de las arenas productoras, así como de la arena Hollín que se utilizará para la reinyección del agua, finalmente se analiza la historia de producción del campo, estado actual de pozos, reservas por recuperar y facilidades de superficie.

Para el capítulo dos se realiza un análisis, de la producción de agua, donde se identifica el origen de agua del campo, mecanismo de empuje de los reservorios, tipo de problema que presenta cada pozo mediante el análisis de curvas tipo Chan, registros a hueco abierto, cemento y diagramas de completación.

El capítulo tres describe la tecnología Hydrosep, se detalla el funcionamiento de los componentes del Hidrociclón, modelos que son aplicados para el diseño, fenómeno físico de la separación, también se presenta los condicionantes para la aplicación de este sistema, por último la función que realiza cada elemento que integra la completación de fondo.

La reducción de producción de agua que se obtiene con esta tecnología, trata el capítulo cuatro, en el cual se presenta los diseños de los equipos de fondo y superficie a utilizar, así como los arreglos de los Hidrociclónes empleados para obtener la separación de los fluidos en el fondo del pozo los cuales van encapsulados y colocados en la parte final de la completación. Por último se

(19)

presenta, presiones y caudales de reinyección, radio de avance del agua de reinyección para diferentes periodos de tiempo, volumen poroso disponible que presenta la arena Hollín para el campo, daño de formación y la ubicación de la completación de fondo con este sistema.

El capítulo cinco está orientado para la parte económica del proyecto, en el cual se evalúan por pozo mediante el análisis del V.A.N y T.I.R.

Por último el capítulo seis presenta las conclusiones y recomendaciones del proyecto.

(20)

DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO

SHUARA

1.1 UBICACIÓN

El campo Shuara se encuentra ubicado en la parte Sur - Oriental del campo Libertador, teniendo por límites, el campo Pacayacu en la parte Norte, al Sur el campo Pichincha, en sentido Oeste limitado por los campos Shushuqui, Secoya y al Oriente limitado por la falla Shuara, su ubicación en coordenadas UTM (Universal Transversal de Mercator), se presenta en la tabla 1.1 y en la figura 1.1 se presenta la ubicación dentro del área Libertador.

TABLA1.1 COORDENADAS UTM DE UBICACIÓN DEL CAMPO

COORDENDAS X Y

MÍNIMO 324758 9999602

MÁXIMO 326993 10007400

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

1.2 DESCUBRIMIENTO

El campo SHUARA fue descubierto en Abril de 1980 por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE), con la perforación del pozo exploratorio SHU-01, obteniendo una producción de 9964 BPPD con un grado API del crudo de 28 a 33, a una profundidad 9810 pies. Las primeras interpretaciones sísmicas, mostraban a los campos Shushuqui, Secoya, Pichincha, Carabobo, Pacayacu y Shuara como estructuras independientes, sin embargo, interpretaciones posteriores, sustentadas

(21)

con nueva sísmica y datos de nuevos pozos perforados, permitieron elaborar un nuevo modelo estructural que integra las estructuras Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya en un solo campo. Esta hipótesis se confirmó con la perforación del pozo Guarumo-01 posteriormente denominado Pichincha-01 y se lo bautizó como campo LIBERTADOR en honor al Libertador Simón Bolívar.

El campo LIBERTADOR es el tercer campo más grande en la Cuenca Oriente de Ecuador, está ubicado en la región Amazónica del Ecuador, a 400 Km en línea recta de la ciudad de Quito, al Noroeste del Campo Shushufindi y a 25 Km de la frontera con Colombia.

1.3 ESTRUCTURA DEL CAMPO

El alineamiento Oriental Pacayacu-Shuara se presenta como una sola estructura alargada, significativamente más estrecha que el alineamiento Secoya – Shushuqui con 1,2 Km de ancho, una longitud de 9,5 Km y 60 pies de cierre estructural vertical. Los cierres efectivos de Norte y Sur son 60 pies y 5 pies, respectivamente a 8350 pies.

El campo está limitado por dos fallas con rumbo N-E, las cuales se definen como falla Shushuqui-Secoya y falla Shuara.

La falla Shushuqui - Secoya es una falla inversa, que tiene una extensión aproximada de 10 km y dirección paralela al eje de la estructura, salto de falla de 80 pies que afecta la zona de interés desde la discordancia pre cretácica hasta la Caliza A. La Falla Shuara es inversa y tiene una extensión aproximada de 12 km, en dirección paralela al eje de la estructura, un salto de falla de 80 pies y afecta a la zona de interés del campo desde la discordancia pre cretácica hasta la Caliza A.

(22)

FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUARA

(23)

1.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA Y FLUIDOS

Los reservorios productores del campo Shuara son Basal Tena “BT”, U superior “Us”, U media “Um”, U inferior “Ui”, T superior “Ts” y T inferior “Ti”, cuyas propiedades petrofísicas, como porosidad, permeabilidad, saturación y viscosidad se presentan en las tablas: 1.2, 1.3, 1.4 y 1.5. Datos tomados de interpretaciones de registros a hueco abierto, pruebas de restauración de presión “B´UPs” y análisis PVT.

1.4.1 POROSIDAD TABLA 1.2 POROSIDAD ARENA Ø [%] BT 17,81 Us 13,30 Um 13,40 Ui 13,10 Ts 11,23 Ti 13,29

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

1.4.2 SATURACIÓN

TABLA 1.3 SATURACIÓN DE AGUA INICIAL

ARENA Swi [%] So [%] BT 35,00 65,00 Us 22,50 77,50 Um 23,16 76,84 Ui 22,05 77,95 Ts 26,76 73,24 Ti 22,31 77,69

(24)

1.4.3 PERMEABILIDAD

TABLA 1.4 PERMEABILIDAD PROMEDIA

ARENA K [md]

Us 150

Ui 300

Ts 100

Ti 100

1.4.4 VISCOSIDAD

TABLA 1.5 VISCOSIDAD PROMEDIA

ARENA

µ

_o

[cp

]

Us 1,39

Ui 1,40

Ts 2,22

Ti 2,22

1.4.5 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS

TABLA 1.6 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS

ARENA Pi [psi] Pb [psi] TF [°F] Βoi [BY/BN] ϒgas [Aire=1] Rsi [PCN/BN] °API BT 3100 807 - 1,1700 1,42 150 19,80 Us 3692 595 212 1,2631 1,22 162 28,70 Ui 3788 1245 217 1,2043 1,62 291 26,90 Ts 3899 900 220 1,2657 1,43 360 31,00 Ti 3900 - 222 1,2657 1,43 402 31,10

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La tabla 1.6 presenta información que permite caracterizar a los reservorios, “BT”, “Us”, “Um”, “Ui”, “Ts” y “Ti”, con datos de presión inicial, de burbuja, temperatura de yacimiento, factor volumétrico, gravedad especifica del gas, razón de solubilidad y grado API.

1.5 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS RESERVORIOS

Los principales reservorios productores del Campo SHUARA son: Arenisca Basal Tena “BT”, Arenisca inferior “Ui”, Arenisca media “Um”, Arenisca superior “Us”, Arenisca “Ts” y Arenisca “Ti”.

1.5.1 FORMACIÓN TENA

1.5.1.1 Arenisca Tena Basal “BT”

Arenisca cuarzosa con un espesor promedio de 8,21 pies con porosidad media de 17,81 %, la cual presenta una litología, con granos de cuarzo traslúcidos a semitraslúcidos, de grano fino a muy fino, en partes medio, subangular a subredondeados, con selección regular, arcillolita café oscura, café amarillentas, café claras, gris-verdosas, café rojizas, cremas. El tipo de crudo que presenta el reservorio es de 19,80 °API.

1.5.2 FORMACIÓN NAPO

La secuencia “U” se desarrolla entre la superficie de máxima inundación a la base de la caliza B y base de la caliza A, tiene 209 pies de espesor aproximadamente.

1.5.2.1 U Superior “Us”

El reservorio “Us” presenta un espesor promedio de 48,40 pies con un volumen de arcilla de 27,90 % y porosidad media de 13,30 %. La litología consiste en arenisca cuarzosa, café clara, con inclusiones de glauconita, con granos transparentes a

(26)

traslúcidos, friable a suelta, de grano muy fino a fino, subangular a subredondeados, de regular selección. Lutita gris oscura, ligeramente calcárea, gris a gris oscura y negra ocasionalmente. El tipo de crudo que presenta el reservorio esta en el rango de 26 a 28 °API. El yacimiento presenta mecanismo de producción por expansión volumétrica y empuje lateral de agua.

1.5.2.2 U Media “Um”

La arena “Um” presenta un espesor promedio de 48,37 pies con 29,52 % de arcilla, y 13,40 % de porosidad promedio, la descripción litológica detalla a este reservorio como, arenisca cuarzosa blanca, ligeramente calcárea con granos de cuarzo transparente a traslúcidos, consolidada a friable, de grano fino a medio, subangular a subredondeados, de regular selección, con matriz arcillosa. Lutita gris oscura, en partes negra, ligeramente calcárea, algo dura, subfísil a físil, sublaminar, en partes masiva (arcillolita), con inclusiones de pirita.

1.5.2.3 U Inferior “Ui”

Esta arena tiene un espesor promedio de 48,88 pies con porcentaje de arcilla de 28% y 13,10 % de porosidad. Arenisca cuarzosa gris clara, translúcida. Friable a suelta, grano fino a medio, subredondeada a subangular, selección regular. Lutita gris-oscura a gris, ocasionalmente negra, moderadamente dura, subfísil a físil, con inclusiones de micropirita. Tiene presencia de crudo liviano de 27 a 29 °API. El mecanismo de empuje que presenta esta arena es lateral activo.

Las arenas “Ts” y “Ti”, pertenecen a la secuencia “T” que se desarrolla entre las superficies de máxima inundación caliza C a la base y caliza B al techo, tiene 219 pies de espesor promedio.

1.5.2.4 T Superior “Ts”

El reservorio “Ts” tiene un espesor promedio de 48,38 pies con un porcentaje de arcilla de 31,90 % y una porosidad media de 11,20 %. La litología es arenisca

(27)

cuarzosa, en partes con glauconita, café clara a gris clara, con cuarzo translúcido, friable a suelta, grano fino a muy fino y ocasionalmente medio, granos subangulares a subredondeados, de pobre selección, con cemento calcáreo. Lutita gris-oscura, moderadamente dura. El crudo presente en esta arena fluctúa entre 27 y 30 °API. El mecanismo de producción que presenta el reservorio es por expansión volumétrica debido a la caída de presion muy pronunciada para el tiempo de producción de esta arena.

1.5.2.5 T Inferior “Ti”

Esta arena posee un espesor promedio de 46,57 pies con un volumen de arcilla de 18 % y una porosidad promedio de 13,29 %. La litología de la arena Ti es, arenisca cuarzosa, café clara, translúcida, friable a suelta, grano fino a muy fino, variando en menor grado a medio, subangular a subredondeado, pobre selección. Crudo café-claro. Lutita gris oscura a gris y en partes negra, moderadamente dura. El crudo presente en esta arena está entre 28 y 31 °API. El tipo de empuje que presenta la arena es hidráulico de fondo.

1.5.3 FORMACIÓN HOLLÍN

La formación Hollín para el campo Shuara es considerada una zona de reinyección. Comprendida entre la base erosional Hollín y el máximo de inundación de la caliza C, tiene un espesor total de 122 pies con una porosidad promedio de 12,84 %, con permeabilidad que va desde los 100 a 200 md.

La litología consiste en arenisca cuarzosa, gris-clara, transparente a traslúcida, en partes blanco-lechosa, suelta, hacia arriba moderadamente consolidada, grano medio a grueso, variando hacia arriba de grueso-medio a fino, ocasionalmente muy grueso, los granos son subangulares a subredondeados y la selección es regular, cambiando a pobre hacia el techo.

(28)

FIGURA 1.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LIBERTADOR

(29)

1.6 PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA

La figura 1.3, muestra la historia de producción de agua, petróleo y gas del campo desde los inicios de los años ochenta hasta Enero de 2011, con una producción actual de 2000 BPPD con 11000 BAPD y 900 Mcf/d de gas.

FIGURA 1.3 HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA

La historia de corte de agua se presenta en la figura 1.4, la cual está en aumento, hasta Enero de 2011 el campo presenta un corte de agua del 90 %.

(30)

FIGURA 1.4 HISTORIA DE CORTE DE AGUA

En la figura 1.5 se observa la producción acumulada por pozo al 31 de Enero del 2011 fecha de cierre de toma de información.

El pozo SHU-12, presenta la mayor cantidad de producción de agua, acumulando 12 MM de Bls con 7 MM de Bls de petróleo.

Los pozos con mayor producción de petróleo son: SHU-6 acumulando 7,80 MM Bls con 2 MM Bls de agua, el pozo SHU-11 con 7,70 MM Bls de petróleo y 6,20 MM Bls de agua.

(31)

FIGURA 1.5 HISTORIAL DE PRODUCCI

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP

1.7 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

El campo presenta a Enero del 2011, un total de 31 pozos perforados de los cuales 28 son verticales y 3 desviados, actualmente 12 están produciendo, 10 pozos con sistema de bombeo electrosumergible PPS y los pozos SHU

neumático PPG, SHU- 34D

divididos en 6 reinyectores, 7 cerrados

La tabla 1.7 presenta el número total de pozos del campo. Mediante el estudio de historiales de reacondicionamiento se determina que la pri

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

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ACUMULADO POR POZO

Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR

ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

El campo presenta a Enero del 2011, un total de 31 pozos perforados de los cuales 28 son verticales y 3 desviados, actualmente 12 están produciendo, 10 pozos con sistema de bombeo electrosumergible PPS y los pozos SHU

34D con bombeo hidráulico PPH. El restante de pozos, están divididos en 6 reinyectores, 7 cerrados y 6 abandonados.

La tabla 1.7 presenta el número total de pozos del campo. Mediante el estudio de historiales de reacondicionamiento se determina que la principal causa de cierre y abandono de los pozos es por alto corte de agua, baja producción de petróleo y por

POR POZO

PETROECUADOR.

El campo presenta a Enero del 2011, un total de 31 pozos perforados de los cuales 28 son verticales y 3 desviados, actualmente 12 están produciendo, 10 pozos con sistema de bombeo electrosumergible PPS y los pozos SHU-3 con bombeo con bombeo hidráulico PPH. El restante de pozos, están

La tabla 1.7 presenta el número total de pozos del campo. Mediante el estudio de ncipal causa de cierre y abandono de los pozos es por alto corte de agua, baja producción de petróleo y por

(32)

TABLA 1.7 POZOS DEL CAMPO SHUARA

PERFORADOS EN PRODUCCIÓN REINYECTORES CERRADOS

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

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

1.7.1 POZOS EN PRODUCCIÓN

La tabla 1.8 presenta la producción acumulada de los pozos que se encuentran en producción hasta el 31 de Enero del 2011, sumando un total de 35,27 MM Bls de petróleo y 17,23 MM Bls de agua.

TABLA 1.8 POZOS EN PRODUCCIÓN DEL CAMPO POZO MM Bls

de Petróleo

MM Bls de Agua

MM Mcf

de gas BSW METODO °API

SHU-3 2,27 2,86 0,41 50 PPG 29 SHU-4 5,34 2,97 3,79 92 PPS 31 SHU-6 7,77 2,18 2,04 72 PPS 29,60 SHU-8 2,66 1,06 1,56 94 PPS 29,10 SHU-9 1,76 0,83 1,56 92 PPS 27,80 SHU-12 6,89 2,55 12,19 92 PPS 27 SHU-14B 3,06 1,27 3,13 98 PPS 27 SHU-15 2,80 1,71 1,15 1 PPS 30,30 SHU-20 0,57 0,64 2,74 0 PPS 29 SHU-22 0,36 0,09 0,45 80 PPS 23,80 SHU-25 1,79 1,08 0,94 80 PPS 29,50 SHU-34D 0,0004 0,00 0,0012 43 PPH -

(33)

La producción total del campo hasta el 31 de Enero del 2011, se muestra en la tabla 1.9, la cual se obtiene sumando el volumen producido de los pozos en producción y los que fueron cerrados y abandonados obteniendo un total de 59,57 MM de Bls de petróleo.

TABLA 1.9 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO DEL CAMPO Pozos en Producción

MM Bls

Pozos Cerrados y abandonados MM Bls

Total MM Bls

35,27 24,30 59,57

1.7.2 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS

TABLA 1.10 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS

POZO FECHA DE CIERRE MOTIVO DE CIERRE / ABANDONO ESTADO

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

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

SHU-11 23/07/2007 Alto BSW Cerrado

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

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

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

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

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

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

SHU-33D 11/10/2010 Bajo aporte de fluidos Cerrado

1.7.3 POZOS DE REINYECCIÓN

Los pozos de reinyección: SHU-RW1, SHU-1, SHU-2, SHU-10, SHU-18 y SHU-21, son usados para reinyectar el agua separada que se obtiene en superficie, los pozos

(34)

SHU-21 y SHU-RW01 son utilizados actualmente para reinyectar el agua producida de todo el campo, los demás se

TABLA 1.11 POZOS REINYECTORES

POZO ZONA DE REINYECCI SHU-RW01 SHU-1 ORTEGUAZA SHU-2 ORTEGUAZA SHU-10 ORTEGUAZA SHU-18 ORTEGUAZA SHU-21

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

La figura 1.6 muestra el

pozos: SHU-4, SHU-6 y SHU intervenciones.

FIGURA 1.6 HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP

RW01 son utilizados actualmente para reinyectar el agua producida de todo el campo, los demás se encuentran cerrados.

OS REINYECTORES ZONA DE

REINYECCIÓN FECHA BIPD

HOLLIN 31/01/2011 7750 ORTEGUAZA 03/08/2003 2880 ORTEGUAZA 03/07/2006 2745 ORTEGUAZA 19/02/2005 0 ORTEGUAZA 17/07/2005 10930 HOLLIN 31/01/2011 2755

Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Juan Pablo Sarango

el número de W.O realizados por pozo hasta la actualidad, 6 y SHU-12, son los que presentan mayor número de

HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR

RW01 son utilizados actualmente para reinyectar el agua producida

OBSERVACIÓN Activo Cerrado Cerrado Cerrado Cerrado Activo PETROECUADOR.

r pozo hasta la actualidad, los 12, son los que presentan mayor número de

HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

(35)

1.8 RESERVAS DEL CAMPO

El cálculo de reservas para el campo SHUARA, se determino aplicando el método de curva de declinación de producción, método que se aplico mediante la ejecución del software OFM (Oil Field Manager), simulación que se observa en la figura 1.7, dando un volumen de reservas a recuperar de 5,62 MMbls de petróleo.

FIGURA 1.7 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO

1.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE

Las facilidades de superficie se presentan a detalle en la tabla 1.12. La estación SHUARA cuenta con dos separadores de 20000 Bls de capacidad cada unidad y un separador de prueba de 10000 Bls. Posee un tanque de lavado de 10590 Bls y un tanque de surgencia con capacidad de 18130 Bls.

(36)

ELEMENTO DESCRIPCION ESTADO TRABAJOS

EQUIPO O GENERAL ACTUAL REALIZADOS

UBICACIÓN COMPONENTE EN EL PERIODO

- 2 COMPRESORES AJAX - COMPRESORES O.K. TRABAJAN ALTERNADAMENTE SIZE 15 X 11 400 MWP DE GAS

- COMPRESOR SULLAIR ELECT. - COMPRESORES DE AIRE O. K. NINGUNO - COMPRESOR MECANICO LISTER - COMPRESORES DE AIRE O.K. RSV NINGUNO - 3 BOMBAS MAX -BOMBAS DE INYECCION O. K. NINGUNO MOTOR ELECTRICO 1/4 HP DE QUÍMICO

- DESHIDRADRATADOR ELEC. - DESHIDRATADOR F/S NINGUNO 1028 LIBRS. ARANAUE ELECT. DE GAS

- TANQUE DE AGUA 200 BLS. - SISTEMA DE LIMPIEZA O. K. NINGUNO CON BOMBA DE 5 HP DE COMPRESOR

01 TK. CON BOTA INCORP. 500 BL. 1 TK. ALMACENAMIENTO REGULAR NINGUNO 01 TK. . 750 BL. EMPERNADO 1 TK. ALMACENAMIENTO REGULAR NINGUNO 02 TK. DE COMBUSTIBLES. 1 TK. DIESEL 10 BLS. REGULAR NINGUNO 01 BOMBA GARDEN DENVER TRANSF. CRUDO A EST. SHU REGULAR NINGUNO MOD: FG-FXR 126 GLS/MIN.

01 BOMBA ELECTRICA CON MOTOR HP100 BUENO NINGUNO BOMBA DURCO 2K3X2 BUENO NINGUNO 01 MOTOR CATERPILLAR 78HP. REGULAR NINGUNO 01. BATERIA DE 5 POZOS LLEGADA DE POZOS REGULAR NINGUNO - SEPARADOR DE PRODUCCION 15000 BLS BUENO NINGUNO - SEPARADOR DE PRUEBA 5000 BLS BUENO NINGUNO 1 COMPRENSOR DE AIRE QUINSY BUENO NINGUNO 01BOMBA SUMIDERO CON COM BOMBA BUENO NINGUNO COOPRO-DURY 3HP

- TANQUE EMPERNADO TANQUE DE AGUA PARA O. K. NINGUNO DE 3000 BARRILES SIST. CONTRAINCENDIO

- TK. DIESEL 6903 gls TANQUE COMBUSTIBLE O.K. NINGUNO - 2 BOMBAS DETROIT A DIESEL BOMBAS DEL S.C.I. FUNCIONAN MANUALMENTENINGUNO - TK 2300 BLS. HORIZONTAL TANQUE DE ESPUMA SCI O. K. NINGUNO

- TK VERTICAL DE SURGENCIA DE 2882,13 m3 TANQUE DE SURGENCIA MAL ESTADO LIQUEO X FONDO MAS ACUMULACION DE SEDIMENTOS

- TK. EMPERNADO 5000 bls TANQUE EMPERNADO O.K. ESPERA TABLAS DE CALIBRACION - TK. DE LAVADO 2001,43 m3 TANQUE DE LAVADO O. K. NINGUNO

- TK. DE REINYECCION 476,91 m3 TANQUE SOLDADO O.K. NINGUNO

- BOMBA ELECTRICA DE 5 HP BOMBAS DE SUMIDERO O. K. SUMIDERO GAS LIFT NO HAY BOMBA - BOMBA ELECTRICA DE 20 HP DE RECIRCULACIÓN O. K. NINGUNO

- 2 BOMBAS ELECTRICAS 150HP DE TRANSFERENCIA O. K. CAMBIO VALVULA DE TRES VIAS - SEPARADOR DE PRODUCCION 20000 BLS O. K. NINGUNO

- SEPARADOR DE PRODUCCION 20000 BLS REGULAR ESPERA CAMBIO DE NIPLES DE DESCARGA - SEPARADOR DE PRUEBA 5000 BLS F/S ACERO DELOS ANDES

- SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS O. K. MANTENIMINETO ANUAL - 5 BATERIAS DE 5 POZOS MANIFOLDS REGULAR REALIZAN INSPECCION TECNICA EN TODOS LOS TKS EXISTEN SURGENCIA MAL ESTADO

MUROS DE CEMENTO LAVADO O. K. NINGUNO DISEL O. K. NINGUNO AREA DE COMPRESORES GAS LIFT MINI ESTACION SHUARA 09 SISTEMA CONTRA INCENDIO TANQUES AREA DE SEPARADORES SISTEMAS DE CONTENSION

TABLA 1.12 FACILIDADES DE SUPERFICIE

(37)

1.9.1 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA

Las facilidades que posee el campo para la reinyección de agua constan de un sistema de bombeo horizontal de las siguientes características, y en la tabla 1.13 se indica el tipo de equipo, capacidad y estado en el que se encuentran.

• Potencia de 25 a 1000 [HP]

• Maneja un flujo de 4000 a 50000 [BAPD]

• Presión de descarga desde 250 a 4300 [psi]

• Presión de succión de 1 a 3000 [psi]

TABLA 1.13 EQUIPO DE REINYECCIÓN DE AGUA

EQUIPO CAPACIDAD ESTADO OBSERVACIÓN

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

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

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

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

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

4 Variadores 518-390-600

kva o.k.

En buen estado de funcionamiento

1 Tanque empernado de stock 3000 Bls o.k En buen estado falta capacidad Pozos de reinyección SHU-RW1, y

SHU- 21 13960 Bls +/- o.k. Arena hollín

2 Generadores de roth - o.k. De alquiler

(38)

ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS

La excesiva producción de agua es

actualidad el campo SHUARA, alcanzando un volumen de y un corte de agua del 90%

La figura 2.1 muestra los porcentajes producidos, arena, con un total de 17,23

cual representa la mayor cantidad, cantidad de producción las arenas “T”.

FIGURA 2.1 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA POR YACIMIENTO

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

CAPÍTULO 2

ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS

SELECCIONADOS

excesiva producción de agua es el principal problema que presenta en la HUARA, alcanzando un volumen de 11000 Bls

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

La figura 2.1 muestra los porcentajes producidos, de los pozos en producción por 17,23 MM Bls de agua, se identifica la arena

ayor cantidad, seguido de la arena “Us” con 21 % y con menor cantidad de producción las arenas “T”.

Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Juan Pablo Sarango

ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS

el principal problema que presenta en la 11000 Bls de agua por dia

os pozos en producción por se identifica la arena “Ui” con 49% la seguido de la arena “Us” con 21 % y con menor

(39)

2.1 ORÍGEN DE AGUA DEL CAMPO

El campo SHUARA está limitado por un sistema de fallas las cuales se ubican en la parte Este y Oeste, como se muestran en la figura 2.8.

Las figuras 2.2, 2.3 y 2.4, representa la simulación matemática del campo Libertador realizada en 2009, el área SHUARA se ubica en la parte sureste, donde se muestra los acuíferos de los yacimientos Us, Ui, Ts y Ti, representados por colores.

2.1.1 YACIMIENTO Us

En la parte sureste se aprecia el acuífero en color rojo, donde ingresa el agua hacia el yacimiento. Debido que la falla que limita al campo no es sellante, este acuífero representa el segundo yacimiento con mayor producción de agua del campo.

FIGURA 2.2 ACUIFERO Us

2.1.2 YACIMIENTO Ui

El aporte de agua para el yacimiento Ui, proviene del acuífero que está ubicado en la parte sureste, el cual es de gran espesor y está representado con color turquesa.

(40)

FIGURA 2.3 ACUIFERO Ui

2.1.3 YACIMIENTO Ts Y Ti

Los acuíferos de los reservorios Ts y Ti están representados por color verde y actualmente aportan con el 19 % de la producción de agua.

FIGURA 2.4 ACUIFERO Ts y Ti

2.2 HISTORIA DE PRESIÓN

La historia de presión del campo registrada desde 1982 hasta los inicios del 2009 para las arenas: Us, Um, Ui, Ts y Ti, están representadas en las figuras 2.5, 2.6 y 2.7. La presión inicial para los reservorios esta en 3800 psi y las presiones hasta el 2009 se encuentran en 2600 psi, con lo cual se determinó que el campo presenta

(41)

una declinación de presión anual de 44,44 psi/año, declinándose 24 psi por cada millón de barriles de petróleo producido. En la figura 2.7 los puntos en el círculo azul corresponden a presiones de los pozos SHU-4, SHU-13, SHU-22 y SHU-26, registran valores altos por que se encuentran cerca de la falla principal.

FIGURA 2.5 PRESIÓN ARENA Us Y Um

FIGURA 2.6PRESIÓN ARENA Ui

(42)

FIGURA 2.7 PRESIÓN ARENA Ts Y Ti

2.3 MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS RESERVORIOS

2.3.1 YACIMIENTO Us y Ui

Son reservorios de tipo estructural, con presencia de un contacto agua-petróleo inicial para las arenas “Us” a -8185 pies y para “Ui” a -8300 pies.

2.3.2 YACIMIENTO Ts y Ti

Reservorios tipo estructural, con presencia de un contacto agua-petróleo inicial para “Ts” a -8359 pies y a -8471pies para “Ti”.

2.3.3 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA

En la tabla 2.1 se presentan algunas características que deben cumplir los yacimientos cuyo mecanismo de producción es por empuje de agua, sea este lateral o de fondo.

(43)

TABLA 2.1 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA

Características Tendencia

Presión de reservorio Permanece alta

GOR de superficie Permanece bajo

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

Fuente de energía Proporcionada por la entrada de agua, desde un

acuífero conectado hacia la zona de petróleo

Tamaño de la fuente Generalmente la zona con agua (acuífero) es

mucho más grande que la zona de petróleo

Tipos de acuífero Fondo y Lateral

Proceso del mecanismo

Como resultado de la producción, el agua del acuífero se expande y se mueve para reemplazar el

petróleo producido y mantener la presión

Factor de recuperación Entre 20 - 60 %

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

Los yacimientos Us, Um, Ui, Ts y Ti, que tiene el campo Shuara tienen características similares a las mostradas en la tabla 2.1, por lo que se los podrían ser considerados yacimientos con mecanismo de producción por empuje de agua.

2.4 UBICACIÓN DE POZOS

Los pozos activos del campo con mayor producción de agua son: SHU-3, SHU-4, SHU-6, SHU-8, SHU-14, y SHU-34D. Los que se encuentran ubicados cerca de la falla principal, siendo afectados directamente por los acuíferos, los cuales inundan los yacimientos de producción. En cambio los pozos: SHU-9, SHU-20, SHU-22 y SHU-25, están ubicados en el parte central del campo y no presentan comunicación directa con los acuíferos por lo cual no son afectados gravemente y no presentan elevada producción de agua. Los pozos SHU-12 y SHU-15, se encuentran en la parte central del campo y presentan elevada producción de agua, ya que están ubicados cerca de los pozos SHU-4 y SHU-8. Estos se observan en la figura 2.8.

(44)

FIGURA 2.8 UBICACIÓN DE POZOS

(45)

2.5 SELECCIÓN DE POZOS

La selección de pozos se realiza mediante el análisis de historiales de producción, reacondicionamiento, diagramas de completación, registros a hueco abierto y de cemento juntamente con los condicionamientos1 presentados por: Jhon A. Veil - 1999, para la aplicación de la tecnología Hydrosep. Es decir, el pozo candidato presenta, una zona de reinyección bajo la zona de producción, tener un RAP superior a 8, BSW superior a 85 %, la producción de fluidos superior 1260 BFPD. I tabla 2.2 presenta los pozos seleccionados que cumplen todos los condicionamientos y la figura 2.8 muestra la ubicación de estos pozos encerrados con un círculo de color rojo.

TABLA 2.2 POZOS SELECCIONADOS

FECHA POZO BFPD BSW BAPD BPPD RAP ARENA

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

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

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

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

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

2.5.1 TIPO DE YACIMIENTO

En la tabla 2.3 se indica pruebas de restauración de presión B´UP registradas hasta el 2009, en la cual se identifica que para todos los pozos la presión de burbuja esta bajo la presión de fondo fluyente por lo cual a estos yacimientos se los categoriza como subsaturados en los cuales la presencia de gas esta en solución con el petróleo.

1

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

(46)

TABLA 2.3 IDENTIFICACIÓN DE TIPO DE YACIMIENTO

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

P inicial [psi] 3457 3071 3788 2920

Pwf [psi] 1745 2662 1701 2445

Pb [psi] 1120 1100 1245 1100

2.5.2 RESERVAS POR POZO

El cálculo de reservas por pozo se muestra en la tabla 2.4, se calculó mediante el método de curvas de declinación hasta Enero 2011, las cuales se realizaron en el software OFM (Oil Field Manager), las que se indican en anexo No.1 y en la figura 2.9 la producción acumulada de agua por arena.

Ni = EUR (Estimate Ultimate Recovery) [Bls] Np = Reservas acumuladas producidas [Bls] Reservas remanentes = Ni – Np [Bls]

TABLA 2.4 RESERVAS POR POZO

POZO SHU-4 PRODUCCION TOTAL Ni [Bls] Np [Bls] REMANENTE 5870380 5382600 487776 REMANENTE POR ARENA ARENA Us 47300 4286,37 Ui 3670700 332642,10 Ts 62600 5672,87 Ts+Ti 86500 7838,71 T 1515500 137335,96 POZO SHU-8 PRODUCCION TOTAL Ni [Bls] Np [Bls] REMANENTE 2824930 2664830 160100 REMANENTE POR ARENA ARENA Us 14700 883,16 Ui 137600 8266,85 Ts 900 54,07 T 2511700 150900,12

(47)

CONTINUACIÓN TABLA 2.4 POZO SHU-12 PRODUCCION TOTAL Ni [Bls] Np [Bls] REMANENTE 7727540 6945230 782310 REMANENTE POR ARENA ARENA Us 4098800 461688,41 Ui 2846400 320618,21 POZO SHU-26 PRODUCCION TOTAL Ni [Bls] Np [Bls] REMANENTE 819290 487540 331750 REMANENTE POR ARENA ARENA Ui 46500 31641,25 T 441100 300149,58

FIGURA 2.9 PRODUCCIÓN ACUMULADO DE AGUA

0 2000000 4000000 6000000 8000000 10000000 12000000 14000000 US UI TS TS+TI T B ls Yacimiento SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26

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2.5.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS

Los historiales de reacondicionamiento se presentan en resumen en la tabla 2.5, con el objetivo de conocer la evolución del pozo, evaluar el avance de corte de agua, métodos de levantamiento aplicados, trabajos realizados para mantener el pozo en producción y causas para la intervención.

2.5.3.1 Análisis por pozo

Así el pozo SHU-4, empieza a producir desde el 8 de Febrero de 1981, de las arenas “Us” y “Ui”, con cortes de agua de 0,1 % y 0,4 %, alcanzando 90% de corte de agua en W.O. # 17. Las causas para las intervenciones fueron para cambiar tubería por obstrucción de escala y por comunicación csg - tbg.

El pozo SHU-8, inicia a producir el 21 de Febrero de 1986, de las arenas “Us”, “Ui” y “T”, con cortes de agua de 3%, 1,5% y 0,5%, alcanzando corte de agua del 92% en W.O. # 6. Todas las intervenciones han sido para evitar la entrada de agua de formación hacia las arenas de producción a excepción del W.O # 6 que fue utilizado para tomar registro de saturación.

La completacion inicial para el pozo SHU-12 se la realiza el 21 de Febrero de 1990, produciendo de la arena “Ui” con corte de agua de 0,7 % y en W.O. # 13 alcanza el 92 % de corte de agua. Las intervenciones fueron principalmente realizadas para cambiar de sistema de levantamiento a excepción del W.O. # 2 que fue realizado para aislar la entrada de agua hacia la arena “Us”.

El 8 de Abril de 1992 el pozo SHU-26, presenta su completacion inicial, produciendo de las arena “T”, con un corte de agua de 0,5%, alcanzando el 92 % de corte de agua en W.O # 8 correspondiente a la arena “T”. Los reacondicionamientos realizados al pozo fueron principalmente para tratar, rotura de csg-tbg y avance de

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agua de formación hacia las arenas de produccion. Del análisis de los historiales de reacondicionamiento que se presenta en la tabla 2.5, el sistema empleado para evitar el avance de agua es mediante la aplicación de cementaciones forzadas (Squeeze), los que se realizan con frecuencia para cementar la entrada de agua. Los métodos de levantamiento que fueron aplicados son PPF, PPG y finalmente a PPS.

TABLA 2.5 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS

INTERVENCIÓN POZO SHUARA-4

MOTIVO Completación inicial (08-Feb-81) “Ui” 8978´- 8990´, 8995´-9001´, 9006´-9020´, 9024´-9052´, BPPD=1898, BSW=0,1 %, API=27 “Us” 8906´-8917´, 8920´-8934´ , BPPD=1761, BSW=0,4 %, API= 30,5 W.O. # 01 (04-Octubre-82)

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

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

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

W.O. # 03

(11-Febrero-86) Acidificación arena Ui. W.O. # 04

(14-Agosto-88)

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

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

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

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

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

W.O. # 07

(09-Febrero-94) Cambio de tubería con obstrucción de escala a 7040’. Evaluar arenas “Ui” y “Us” con BH jet. W.O. # 08

(30-Septiembre-96) Cambio de completación por posible hueco en tubería. W.O. # 09

(18-Agosto-97)

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

W.O. # 10

(17-Marzo-98) Cambio de completación por posible hueco en la tubería W.O. # 11

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

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

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

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

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

W.O. # 14

(11-Abril-08) Estimular arena “T”, evaluar, diseñar BES. BFPD=1574, BSW=77%, BPPD=364. W.O. # 15

(16-Junio-08)

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

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

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

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

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

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CONTINUACIÓN TABLA 2.5

INTERVENCIÓN POZO SHUARA- 8

MOTIVO Completación inicial: 20 – Enero – 1986 “ Us ” 8892´-8897´, 8902´-8926´, BPP=984, BSW [%]=3,0, °API = 26,8 “ Ui ” 8994´-9002´, 9008´-9032´, BPP=2253, BSW [%]=1,5, °API = 28,3 “ T ” 9182´-9189´, 9195´-9224´, BPP=3312, BSW [%]=0,5 °API = 33 W.O. # 01 (11-Noviembre-88)

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

W.O. # 02 (11-Noviembre-90)

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

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

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

W.O. # 04 (17-Noviembre-93)

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

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

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

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

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

INTERVENCIÓN POZO SHUARA-12

MOTIVO

Completación inicial: 21–Febrero –90

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

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

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

W.O. # 2 ( 07 - Junio – 95 )

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

( 12-Abril-99 ) Cambio de completación de producción gas lift por posible hueco en tubería. W.O. # 4

( 5-Diciembre-99 )

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

W.O. #5

( 21-Junio-00) Cambio de completación por hueco en tubería a 3500’ W.O. #6

(15-Diciembre00)

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

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

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

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

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

W.O. # 9

( 17-Oct-02 ) Cambio de BHA electrosumergible por hueco en tubería. W.O. #10

( 17-Mayo-03)

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

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

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