Estudio técnico económico previo a la implementación de un proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua en el campo Mauro Dávalos Cordero, ubicado en el bloque 47 del oriente ecuatoriano

(1)

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO ECÓNOMICO PREVIO A LA

IMPLEMENTACIÓN DE UN PROYECTO DE RECUPERACIÓN

SECUNDARIA MEDIANTE INYECCIÓN DE AGUA EN EL

CAMPO MAURO DAVÁLOS CORDERO, UBICADO EN EL

BLOQUE 47 DEL ORIENTE ECUATORIANO.

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

AUGUSTO JOSÉ RIOFRÍO FREIRE

DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ, M.Sc.

(2)

II © Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014.

(3)

III

DECLARACIÓN

Yo AUGUSTO JOSÉ RIOFRÍO FREIRE, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________ Augusto José Riofrío Freire

(4)

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título "ESTUDIO TÉCNICO ECÓNOMICO PREVIO A LA IMPLEMENTACIÓN DE UN PROYECTO DE

RECUPERACIÓN SECUNDARIA MEDIANTE INYECCIÓN DE AGUA EN EL

CAMPO MAURO DAVÁLOS CORDERO, UBICADO EN EL BLOQUE 47 DEL

ORIENTE ECUATORIANO", que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Augusto José Riofrío Freire, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

______________________________

Ing. Raúl Baldeón López M.Sc. DIRECTOR DEL TRABAJO

(5)

V

DEDICATORIA

"Sólo en Dios halla descanso mi alma; de él viene mi salvación. Sólo él es mi roca y mi fuerza; él es mi protector ¡Jamás habré de caer! "

El fruto de este trabajo es dedicado para las tres personas que me apoyaron por sobre todas las cosas…

Mercedes

Maximo

Ivanova

Esto es por y para ustedes…

(6)

VI

AGRADECIMIENTO

A Dios por darme la salud, la fuerza, el valor y la fortaleza para luchar por mis sueños. Él es quien ha permitido llegar hasta aquí.

A mis padres, que a más de darme la vida son el motor que día a día me motiva a seguir siempre hacia adelante y alcanzar mis metas. Y de sobremanera a mi madre pues su apoyo en esta etapa ha sido mi motivación más grande, y por ser quien con amor y cariño forjó mi camino; Gracias padre por tus consejos pues no hay día que no los evoque en mi vida.

A mi hermana, mejor amiga y compañera de vida, gracias por todo tu apoyo y comprensión.

Un agradecimiento muy especial al Ing. Raúl Baldeón por su valioso apoyo y guía para que el presente estudio se lleve a cabo.

(7)

VII

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DECLARACIÓN ...III

CERTIFICACIÓN ... IV

DEDICATORIA………...V

AGRADECIMIENTO………VI

ÍNDICE DE CONTENIDOS ... VII

ÍNDICE DE FIGURAS ... XV

ÍNDICE DE TABLAS ... XXII

ÍNDICE DE ANEXOS ... XXVII

NOMENCLATURA ... XXX

RESUMEN ...XXXII

ABSTRACT ...XXXIV

CAPÍTULO I ... 1

1.1. INTRODUCCIÓN ... 1

1.2. PROBLEMA... 3

1.3. JUSTIFICACIÓN ... 4

1.4. OBJETIVOS ... 5

1.4.1. OBJETIVO GENERAL ... 5

1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 5

1.5. METODOLOGÍA ... 6

1.6. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN ... 7

CAPÍTULO II ... 9

2. MARCO TEÓRICO ... 9

2.1. MECANISMOS DE RECUPERACIÓN PRIMARIA ... 9

2.1.1. EMPUJE HIDRÁULICO ...10

(8)

VIII

2.1.3. EMPUJE POR CAPA DE GAS ...12

2.1.4. EXPANSIÓN DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS ...13

2.2. RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA ...15

2.2.1. OBJETIVOS DE INYECTAR AGUA ...15

2.2.2. BREVE HISTORIA ...16

2.2.3. ¿POR QUÉ INYECTAR AGUA? ...16

2.3. PROPIEDADES DE LA ROCA Y DEL FLUJO DE FLUIDOS ...17

2.3.1. FUERZAS CAPILARES ...17

2.3.1.1. Tensión Interfacial ...18

2.3.1.2. Humectabilidad ...20

2.3.1.3. Presión Capilar ...22

2.3.1.3.1. Curvas de Presión Capilar para un Reservorio ...24

2.3.1.4. Permeabilidad ...27

2.3.1.4.1. Permeabilidad Relativa ...29

2.3.1.5. Movilidad...32

2.3.1.5.1. Relación de Movilidad ...32

2.3.1.6. Distribución de los Fluidos en el Yacimiento ...34

2.3.1.6.1. Saturación de Agua Connata ...36

2.3.1.6.2. Saturación de Petróleo Residual ...36

2.3.1.7. Estados de Saturación de Fluidos Durante la Inyección de Agua ...37

2.4. MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO INMICIBLE ...40

2.4.1. FUERZAS QUE INTERVIENEN EN UN PROCESO DE INYECCÍON DE AGUA……….40

2.4.2. MODELOS DE DESPLAZAMIENTO ...41

2.4.2.1. Modelo de Desplazamiento tipo pistón ...41

2.4.2.2. Modelo de Desplazamiento Tipo Pistón con Fugas ...43

(9)

IX

2.5.1. FLUJO FRACCIONAL...47

2.5.2. ECUACIÓN DE FLUJO FRACCIONAL ...47

2.5.2.1. Procedimiento de Buckley y Leverett. ...54

2.5.2.2. Procedimiento de Calhoum ...55

2.5.2.3. Procedimiento de Welge ...56

2.5.3.1.1. Antes de la ruptura ...59

2.5.3.1.2. Después de la Ruptura ...60

2.6. MODELOS DE INYECCIÓN ...62

2.6.1. MODELOS GEOMÉTRICOS EN LÍNEA RECTA ...62

2.6.1.1. Arreglos en Línea Directa ...63

2.6.1.2 Arreglos en Línea Alterna ...64

2.6.2. MODELOS GEOMÉTRICOS EN REDONDO O PERIFÉRICOS ...65

2.6.2.1 Arreglos de Cinco Pozos ...65

2.6.2.2 Arreglo de Siete Pozos ...65

2.6.2.2.1 Arreglo de Siete Pozos Normal ...66

2.5.2.2.2 Arreglo de Siete Pozos Invertido ...66

2.5.2.2.3 Arreglo de Siete Pozos Distorsionado ...67

CAPÍTULO III ...68

3. METODOLOGÍA ...68

3.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO MAURO DÁVALOS CORDERO ...68

3.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA ...68

3.1.2. LIMITES ...69

3.1.3. BREVE RESEÑA HISTORICA ...69

3.1.4. GEOLOGÍA REGIONAL ...69

3.1.5. ESTRUCTURA DEL CAMPO...71

3.1.5. GEOLOGÍA DE LOS RESERVORIOS ...74

(10)

X

3.1.5.2. Modelo Estratigráfico de la Arenisca U ...75

3.1.5.3. Modelo Depositacional Arenisca U ...77

3.1.5.4. Modelo Estratigráfico de la Arenisca T ...79

3.1.5.5. Modelo Depositacional Arenisca T ...81

3.1.6. MECANISMO DE PRODUCCIÓN ...83

3.1.7. PARAMETROS PVT ...84

3.1.8. RESERVAS ORIGINALES Y REMANENTES ...92

3.1.8.1. Reservas por Volumetría ...92

3.1.8.1.1. Compartimentalización ...92

3.1.8.1.2. Contactos de Fluidos ...92

3.1.8.1.3. Consideraciones ...93

3.1.8.1.4. Resultados Volumetrías ...93

3.1.8.2. Reservas por Declinatoria ...96

3.1.8.3. Reservas por Simulación Matemática ...97

3.1.8.3.1. Áreas para el Cálculo de Volúmenes ...97

3.1.8.3.3. Resultados Simulación Matemática ...98

3.2. CONSIDERACIONES ACERCA DEL AGUA A SER INYECTADA ... 101

3.2.1. FUENTES DE AGUA DE INYECCIÓN ... 101

3.2.2. TASA DE INYECCIÓN DE AGUA ... 102

3.2.3. FACTORES QUE AFECTAN LA CALIDAD DE AGUA A INYECTAR……....105

3.2.3.1. PARAMETROS FÍSICOS ... 107

3.2.3.1.1. Contenido de Aceites y Grasas (OIW)... 107

3.2.3.1.2. Sólidos Suspendidos Totales (TSS). ... 107

3.2.3.1.3. Temperatura ... 108

(11)

XI

3.2.3.2. PARÁMETROS QUÍMICOS ... 108

3.2.3.2.1. Alcalinidad ... 108

3.2.3.2.2. Bario ... 109

3.2.3.2.3. Cloruros ... 109

3.2.3.2.4. Dióxido de Carbono ... 109

3.2.3.2.5. Sulfatos ... 110

3.2.3.2.6. Sulfuro de Hidrogeno ... 110

3.2.3.2.7. Oxígeno Disuelto ... 110

3.2.3.2.8. Calcio ... 111

3.2.3.2.9. Dureza Total ... 111

3.2.3.2.10. Magnesio ... 111

3.2.3.2.11. Hierro Total ... 111

3.2.3.2.13. pH ... 112

3.2.3.3. ANALISIS MICROBIOLÓGICOS ... 112

3.2.3.3.1. Bacterias ... 112

3.3. DESCRIPCION DEL SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DEL CAMPO MAURO DAVALOS CORDERO ... 114

3.3.1. POZO MDC – 16, CONVERSIÓN EN PRODUCTOR DE AGUA ... 114

3.3.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE INYECCIÓN DE AGUA ... 114

CAPÍTULO IV ... 120

4. ANALISIS DE RESULTADOS ... 120

4.1. CONTINUIDAD DE LAS ARENAS ... 120

4.2. SELECCIÓN DEL MODELO DE INYECCIÓN ... 126

4.3. ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS ... 131

4.3.1. POZO MDC – 4 ... 131

4.3.2. POZO MDC – 8 ... 131

(12)

XII

4.3.4. POZO MDC – 10... 132

4.3.5. POZO MDC – 11... 132

4.4. CARACTERISTICAS DE LOS POZOS SELECCIONADOS. ... 133

4.5. AREA DEL MODELO DE INYECCIÓN ... 135

4.6. PRESION DE LOS POZOS SELECCIONADOS ... 138

4.7. SATURACIÓN DE AGUA BAJO LAS CONDCIONES ACTUALES DE LOS RESERVORIOS ... 143

4.8. PREDICCIÓN DE LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO ... 149

4.9. APLICACIÓN DEL METODO BUCKLEY - LEVERETT ... 149

4.9.1. OBTENCIÓN DE LA CURVA DE FLUJO FRACCIONAL ... 149

4.9.2. RESERVORIO U INFERIOR ... 157

4.9.2.1. Cuadrante Uno... 157

4.9.2.1.1. Etapa Inicial ... 159

4.9.2.2.2. Etapa Subordinada ... 164

4.9.2.2. Cuadrante Dos ... 170

4.9.2.3. Cuadrante Tres ... 174

4.9.2.4. Cuadrante Cuatro ... 178

4.9.3. RESERVORIO T INFERIOR ... 182

4.9.3.1. Cuadrante Uno... 182

4.10. APLCACIÓN DEL METODO DE LA EFICIENCIA AREAL DE BARRIDO .... 198

4.10.1. RESERVORIO U INFERIOR ... 198

4.10.1.1. Cuadrante Uno ... 198

4.10.1.1.1. Fase Inicial (Antes de la Ruptura) ... 198

(13)

XIII

4.10.1.2. Cuadrante Dos ... 213

4.10.2.RESERVORIO T INFERIOR...226

4.10.2.1. Cuadrante Uno ... 226

4.10.2.2. Cuadrante Dos ... 231

CAPÍTULO V ... 243

5. ANÁLISIS ECONÓMICO ... 243

5.1 CRITERIOS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS... 243

5.1.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ... 243

5.1.2 TASA INTERNA DE RENTABILIDAD (TIR) ... 245

5.1.3 RELACIÓN COSTO/BENEFICIO (B/C) ... 245

5.1.4 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE INVERSIÓN (PAY-BACK) ... 246

5.2. ESTIMACIÓN DEL MONTO DE INVERSIÓN ... 247

5.2.1. INSTALACIONES DE SUPERFICIE ... 247

5.2.1.1. Líneas de Flujo ... 247

5.2.1.2. Planta de Tratamiento de Agua ... 248

5.2.2. COSTOS DE REACONDICIONAMIENTO A LOS POZOS ... 249

5.3. COSTOS DE OPERACIÓN ... 250

5.3.1. COSTO OPERATIVO ... 250

5.3.2. COSTO DE PROCESOS Y TRATAMIENTOS QUÍMICOS ... 250

5.3.3. COSTO DE MANTENIMIENTO ... 250

5.4. INGRESOS ... 251

5.5. ANÁLISIS ECONÓMICO ... 251

(14)

XIV

5.5.2. CÁLCULO DEL VAN, TIR, PRI, B/C ... 253

CAPÍTULO VI ... 256

6.1. CONCLUSIONES ... 256

6.2. RECOMENDACIONES ... 259

(15)

XV

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1. Reservorio actuando Empuje Hidráulico. ...10

Figura 2.2. Reservorio con Empuje por Gas en Solución. ...11

Figura 2.3. Reservorio con Capa de Gas. ...12

Figura 2.4. Reservorio con Empuje por Expansión de Roca y Fluidos. ...13

Figura 2.5. Reservorio Actuando Drenaje por Gravedad. ...14

Figura 2.6. Yacimiento sometido a Inyección de Agua. ...15

Figura 2.7. Fuerzas en la Interfase Petróleo Agua. ...18

Figura 2.8. Uso de Tubo Capilar para Medir Tensión Interfacial. ...19

Figura 2.9. Diagrama de Humectabilidad entre Petróleo y Agua. ...20

Figura 2.10. Fuerzas Interfaciales entre dos Superficies y un Sólido. ...21

Figura 2.11. Presión Capilar Resultante de las Fuerzas Interfaciales. ...24

Figura 2.12. Saturación de Agua Connata versus la altura del Reservorio en Relación al Nivel de Agua Libre para Varias Permeabilidades en un Reservorio Mojado por Agua. ...25

Figura 2.14. Curva Típica de Permeabilidad Relativa de un Reservorio Humectado por agua. ...31

Figura 2.15. Desplazamiento Tipo Pistón con Fugas que Ilustra de donde se Toman los Valores para la Determinación de la Relación de Movilidad. ...34

Figura 2.16. Canales Preferenciales de Flujo de Cada Fluido...35

Figura 2.17. Presencia de Agua Connata en un Medio Poroso. ...36

Figura 2.18. Saturación de Petróleo Residual. ...37

Figura 2.19. Saturación Pendular de Agua y Funicular de Petróleo. ...38

Figura 2.20. Saturación Funicular de Agua y de Petróleo. ...38

Figura 2.21. Saturación Funicular de Agua y Pendular de Petróleo. ...39

(16)

XVI

Figura 2.23. Modelo de Desplazamiento Tipo Pistón. ...42

Figura 2.24. Saturación de Fluidos Vs. Distancia. Desplazamiento Tipo Pistón. ...43

Figura 2.25. Modelo de Desplazamiento Tipo Pistón con Fugas. ...45

Figura 2.26. Formación sometida a invasión. ...48

Figura 2.27. Modelo Lineal para la Derivación de la Ecuación de Avance Frontal. .50 Figura 2.29. Valores de (dfw/dSw) en Función de Saturación de Agua. ...53

Figura 2.30. Distribución de Saturación con la Distancia. ...54

Figura 2.31. Distribución de Saturación según Buckley - Leverett. ...55

Figura 2.32. Determinación Grafica de la Saturación en el Frente. ...57

Figura 2.33. Distribución de Saturación de Agua Antes y Después de la Ruptura. .58 Figura 2.34. Determinación de la Saturación de Agua Promedio al Momento de la Ruptura. ...60

Figura 2.35. Determinación de la Saturación de Agua Promedio Luego de la Ruptura. ...61

Figura 2.36. Arreglo en línea recta. ...64

Figura 2.37. Arreglo en línea alterna. ...64

Figura 2.38. Arreglo de cinco pozos...65

Figura 2.39. Arreglo de siete pozos normal. ...66

Figura 2.40. Arreglo de siete pozos invertido. ...67

Figura 2.41. Arreglo de siete pozos distorsionado. ...67

Figura 3.1. Mapa de Ubicación del Campo MDC. ...68

Figura 3.2. Dominios Estructurales de la Cuenca Oriente. ...70

Figura 3.3. Mapa Estructural Tope Arenisca U Inferior...72

Figura 3.4. Mapa Estructural Tope Arenisca T Inferior. ...73

Figura 3.5. Columna Estratigráfica Generalizada Campo MDC. ...74

(17)

XVII

Figura 3.7. Modelo del Ambiente Depositacional Reservorio U Inferior Campo MDC.

...78

Figura 3.8. Registro Eléctrico Característico Reservorio T, Campo MDC. ...80

Figura 3.11. Grafica de Presión Capilar Versus Saturación de Agua Reservorio U

Inferior, Campo MDC. ...88

Figura 3.12. Grafica de Presión Capilar Versus Saturación de Agua Reservorio T

Inferior, Campo MDC. ...88

Figura 3.13. Grafica de Permeabilidades Relativas Versus Saturación de Agua,

Reservorio U Inferior, Campo MDC. ...90

Figura 3.14. Grafica de Permeabilidades Relativas Versus Saturación de Agua,

Reservorio T Inferior, Campo MDC. ...91

Figura 3.15. Efecto de Tasas de Inyección Desproporcionadas (Canalizaciones) y

Taponamientos de la Fomración Receptora. ... 104

Figura 3.16. Vista Microscópica de los Depósitos que Ocasionan Taponamientos en

las Formaciones Receptoras. ... 106

Figura 3.17. Contenido de Aceite Suspendido en una Muestra de Agua de Formación.

... 107

Figura 3.18. Muestra de Agua Turbia y con Presencia de Solidos Suspendidos. .. 108

Figura 3.19. Depósitos en Líneas de Flujo Generados por Presencia de Bario en el

Agua de Formación. ... 109

Figura 3.20. Corrosión en Líneas de Flujo Generada por Presencia de Cloruros

Sulfatos y Gases Disueltos en el Agua de Formación. ... 110

Figura 3.21. Depósitos en Líneas de Flujo Generados por Presencia de Compuestos

de Calcio y Magnesio en el Agua de Formación. ... 111

Figura 3.22. Depósitos en Líneas de Flujo Generados por Presencia de Hierro y

(18)

XVIII

Figura 3.23. Depósitos en Líneas de Flujo Generados por Presencia de Población

Bacteriana el Agua de Formación en Etapa Inicial. ... 113

Figura 3.24. Diagrama de la Nueva Planta de Inyección de Agua Campo MDC. .. 116

Figura 4.1. Presencia de Canales Mareales en una Arenisca. ... 120

Figura 4.2. Presencia de Barreras Mareales en una Cuenca Sedimentaria. ... 121

Figura 4.3. Presencia de Planicies Arenosas en una Cuenca Sedimentaria. ... 122

Figura 4.4. Resultados del Análisis de Cores e Interpretación de Registros en Software ECLIPSE Campo MDC. ... 125

Figura 4.5. Correlaciones Estratigráficas entre Pozos Reservorios U Inferior y T Inferior Campo MDC. ... 125

Figura 4.6. Correlaciones Estratigráficas y Análisis de Cores entre Pozos Reservorios U Inferior y T Inferior Campo MDC... 126

Figura 4.7. Mapa de Isoporosidad y Espesor Neto Saturado Arenisca U Inferior Campo MDC. ... 129

Figura 4.8. Mapa de Isoporosidad y Espesor Neto Saturado Arenisca T Inferior Campo MDC. ... 130

Figura 4.10. Arreglos de 5 Pozos Invertido Para la Arenisca U Inferior Campo MDC. ... 136

Figura 4.10. Arreglos de 5 Pozos Invertido Para la Arenisca T Inferior Campo MDC. ... 137

Figura 4.11. Historial de Presiones Pozo MDC - 4. ... 138

Figura 4.16. Mapa Isobárico Arena U Inferior Campo MDC………....177

(19)

XIX

Figura 4.18. Curva de Flujo Fraccional Arena U Inferior Campo MDC. ... 152

Figura 4.19. Curva de (dfw/dSw) Vs. Sw Reservorio U Inferior Campo MDC. ... 153

Figura 4.20. Curva de Flujo Fraccional Arena T Inferior Campo MDC. ... 155

Figura 4.21. Curva de (dfw/dSw) Vs. Sw Reservorio T Inferior Campo MDC. ... 156

Figura 4.22. Cuadrante 1 Arenisca U Inferior. ... 157

Figura 4.23. Lectura de Datos Curva de Flujo Fraccional para la Arena U Inferior Cuadrante 1 (Etapa Inicial). ... 158

Figura 4.24. Sección Ampliada de la Curva de Flujo Fraccional Luego del Punto de Máxima Pendiente (Etapa Subordinada) ... 165

Figura 4.27. Sección Ampliada de la Curva de Flujo Fraccional Luego del Punto de Máxima Pendiente (Etapa Subordinada). ... 172

Figura 4.34. Cuadrante 1 Arenisca T Inferior. ... 182

(20)

XX

Figura 4.38. Lectura de Datos Curva de Flujo Fraccional para la Arena T Inferior

Cuadrante 2 (Etapa Inicial). ... 187

Figura 4.39. Sección Ampliada de la Curva de Flujo Fraccional Luego del Punto de

Máxima Pendiente (Etapa Subordinada). ... 188

Máxima Pendiente (Etapa Subordinada). ... 192

Cuadrante 4 (Etapa Inicial) ... 195

Máxima Pendiente (Etapa Subordinada) ... 196

Figura 4.46. Lectura de Datos Curva de Flujo Fraccional para la Arena U Inferior

Figura 4.48. Efecto de la Razón de Movilidad sobre los Volúmenes Desplazados por

la Inyección de Agua para un Arreglo Lineal de Pozos. ... 203

Figura 4.50. Curva fw Vs. Sw Reservorio U Inferior y Estimación de fw en base de

Sw. ... 211

Figura 4.51. Curva de Flujo Fraccional Reservorio U Inferior Cuadrante Dos. ... 214

Figura 4.52. Curvas de Permeabilidad Relativa Reservorio U Inferior Cuadrante Dos.

... 215

Figura 4.53. Efecto de la Relación de Movilidad sobre la Eficiencia Areal de Barrido

para un Arreglo de Pozos Lineal, Cuadrante Dos Reservorio U Inferior. ... 216

(21)

XXI

Figura 4.55. Curvas de Permeabilidad Relativa Reservorio U Inferior Cuadrante Tres.

... 219

para un Arreglo de Pozos Lineal, Cuadrante Tres Reservorio U Inferior. ... 220

Figura 4.57. Curva de Flujo Fraccional Reservorio U Inferior Cuadrante Cuatro. .. 222

para un Arreglo de Pozos Lineal, Cuadrante Cuatro Reservorio U Inferior. ... 224

Figura 4.60. Curva de Flujo Fraccional Reservorio T Inferior Cuadrante Uno. ... 227

Figura 4.61. Curvas de Permeabilidad Relativa Reservorio T Inferior Cuadrante Uno.

... 228

para un Arreglo de Pozos Lineal, Cuadrante Uno Reservorio T Inferior. ... 229

Figura 4.63. Curva de Flujo Fraccional Reservorio T Inferior Cuadrante Dos. ... 231

Figura 4.64. Curvas de Permeabilidad Relativa Reservorio T Inferior Cuadrante Dos.

... 232

para un Arreglo de Pozos Lineal, Cuadrante Dos Reservorio T Inferior. ... 233

Figura 4.66. Curva de Flujo Fraccional Reservorio T Inferior Cuadrante Tres. ... 235

Figura 4.67. Curvas de Permeabilidad Relativa Reservorio T Inferior Cuadrante Tres.

... 236

para un Arreglo de Pozos Lineal, Cuadrante Tres Reservorio T Inferior. ... 237

Figura 4.69. Curva de Flujo Fraccional Reservorio T Inferior Cuadrante Cuatro. .. 239

Figura 4.70. Curvas de Permeabilidad Relativa Reservorio T Inferior Cuadrante

Cuatro. ... 240

(22)

XXII

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 3.1. Propiedades PVT Fluidos Reservorio U, Campo MDC. ...84

Tabla 3.2. Propiedades PVT Fluidos Reservorio T, Campo MDC. ...85

Tabla 3.3. Propiedades Petrofísicas Reservorios U y T, Campo MDC. ...87

Tabla 3.4. Datos Promedio de Presión Capilar Reservorios U y T, Campo MDC. ...87

Tabla 3.5. Datos Promediados de Permeabilidades Relativas para los Reservorios U

Inferior y T Inferior, Campo MDC. ...89

Tabla 3.6. Contactos de Fluidos en el Campo MDC ...93

Tabla 3.7. Cálculo de POES y Reservas Originales - Volumetría. ...94

Tabla 3.9. Reservas Probadas, Producción Acumulada y Reservas Remanentes -

Declinatoria. ...97

Tabla 3.10. Reservas Originales, Producción Acumulada y Reservas Remanentes –

Simulación Matemática (Caso Base). ... 100

Tabla 3.11. Reservas Originales, Producción Acumulada y Reservas Remanentes –

Simulación Matemática (Caso Inversión). ... 100

Tabla 3.12. Ventajas y Desentajas Fuentes de Agua Salada para Inyección. ... 101

Tabla 3.13. Análisis Físico – Químico del Agua de Inyección Medidos en el Tanque

de Lavado. ... 119

Tabla 4.1. Características Petrofísicas de los Pozos Dentro del Area Seleccionada

Reservorio U Inferior. ... 134

Tabla 4.2. Características Petrofísicas de los Pozos Dentro del Área Seleccionada

Reservorio T Inferior. ... 134

Tabla 4.3. Áreas Calculadas Mediante Software Para los 4 Cuadrantes de Los

(23)

XXIII

Tabla 4.4. Condiciones Actuales de Producción de los Pozos Seleccionados

Reservorio U Inferior. ... 142

Tabla 4.5. Condiciones Actuales de Producción de los Pozos Seleccionados

Reservorio T Inferior. ... 142

Tabla 4.6. Datos para Calcular el Petróleo en Sitio para el Área Seleccionada Arena

U Inferior. ... 143

Tabla 4.7. Datos para Calcular el Petróleo en Sitio para el Área Seleccionada Arena

T Inferior. ... 144

Tabla 4.8. Resultados de Petróleo Remanente y Factor de Recobro, para los

Reservorios U Inferior y T Inferior de Arreglo de Pozos Seleccionado. ... 145

Tabla 4.9. Tabla de Datos y Resultados de la Saturación de Agua Actual Dentro del

Area Seleccionada para la Inyección de Agua Reservorios U Inferior y T Inferior. 147

Tabla 4.11. Tabla de Resultados de Cálculo de Petróleo en Sitio por Cuadrantes en

el Área Seleccionada para la Inyección para el Reservorio T Inferior. ... 148

Tabla 4.12. Datos para la Construcción de la Curva de Flujo Fraccional Reservorio U

Inferior. ... 151

Tabla 4.13. Datos para la Construcción de la Curva de Flujo Fraccional Reservorio T

Inferior. ... 154

Tabla 4.14. Resultados para el Cuadrante 1 Arenisca U Inferior hasta el punto de

Ruptura, (Etapa Inicial). ... 163

Tabla 4.15. Resultados para el Cuadrante 1 Arenisca U Inferior Luego del punto de

Ruptura, (Etapa Subordinada). ... 169

(24)

XXIV

Tabla 4.22. Resultados para el Cuadrante 1 Arenisca T Inferior hasta el punto de

Tabla 4.23. Resultados para el Cuadrante 1 Arenisca T Inferior Luego del punto de

Tabla 4.30. Cálculo del Volumen Inicial desplazable del Reservorio U Inferior en

(25)

XXV

Tabla 4.31. Cálculo de Volumen Inicial desplazable de Agua y Petróleo para el

Reservorio U Inferior en Función de los Incrementos de la Eficiencia Areal de Barrido.

... 207

Tabla 4.32. Calculo de Volumen Poroso Nuevamente Invadido, (dfw/dSw), y

Determinación de Sw y fw. ... 209

Tabla 4.33. Estimación de Np, Wp y Fr Etapa Subordinada ... 213

Tabla 4.34. Resultados del Comportamiento del Reservorio U Inferior Frente a la

Inyección de Agua (Etapa Inicial), Cuadrante Dos. ... 216

Inyección de Agua (Etapa Subordinada), Cuadrante Dos. ... 217

Inyección de Agua (Etapa Inicial), Cuadrante Tres. ... 220

Inyección de Agua (Etapa Subordinada), Cuadrante Tres. ... 221

Inyección de Agua (Etapa Subordinada), Cuadrante Cuatro. ... 225

Tabla 4.39. Resultados del Comportamiento del Reservorio T Inferior Sometido a

Inyección de Agua (Etapa Inicial), Cuadrante Uno. ... 229

Tabla 4.40. Resultados del Comportamiento del Reservorio T Inferior Frente a la

Inyección de Agua (Etapa Subordinada), Cuadrante Uno. ... 230

Inyección de Agua (Etapa Inicial), Cuadrante Dos. ... 233

Inyección de Agua (Etapa Subordinada), Cuadrante Dos. ... 234

(26)

XXVI

Inyección de Agua ... 238

Inyección de Agua (Etapa Inicial), Cuadrante Cuatro. ... 241

Inyección de Agua (Etapa Subordinada), Cuadrante Cuatro. ... 242

Tabla 5.1. Especificaciones Líneas de Inyección. ... 248

Tabla 5.2. Equipos y Costos de la Planta de Inyección de Agua. ... 248

Tabla 5.3. Costos de Reacondicionamiento de los Pozos MDC - 4, MDC 9, MDC - 11.

... 249

(27)

XXVII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1

7.1.1. ECUACIONES PARA REALIZAR LA PREDICCIÓN SI SWC=SWIR ... 263

7.1.1.1. Etapa Inicial ... 263

7.1.1.2. Comportamiento a la Ruptura ... 264

7.1.1.3. Comportamiento Después de la Ruptura ... 264

7.1.2. ECUACIONES PARA REALIZAR LA PREDICCIÓN, SI SWC > SWIR ... 265

7.1.2.1. Etapa Inicial ... 265

7.1.2.2. A la Ruptura ... 266

7.1.2.3. Después de la Ruptura ... 266

7.1.3. ECUACIONES EMPLEADAS PARA UN YACIMIENTO HOMOGÉNEO ... 267

7.1.3.1. Etapa Inicial (hasta la ruptura) ... 267

7.1.3.2. Etapa Subordinada (posterior a la ruptura) ... 268

ANEXO 2

7.2.1. MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE U INFERIOR ... 270

7.2.2. MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE T INFERIOR ... 271

7.2.3. MAPA DE ISOPOROSIDAD Y ESPESOR NETO SATURADO U INFERIOR ... 272

7.2.4. MAPA DE ISOPOROSIDAD Y ESPESOR NETO SATURADO T INFERIOR ... 273

ANEXO 3

7.3.1. DECLINATORIA EXPONENCIAL RESERVORIO ARENISCA U INFERIOR

(RESERVAS PROBADAS REMANENTES) ... 274

7.3.2. DECLINATORIA EXPONENCIAL RESERVORIO ARENISCA T INFERIOR

(RESERVAS PROBADAS REMANENTES) ... 275

7.3.3. GRAFICOS AJUSTE HISTÓRICO SIMULACIÓN MATEMATICA ARENISCA U

(28)

XXVIII

7.3.4. GRAFICOS AJUSTE HISTÓRICO SIMULACIÓN MATEMATICA ARENISCA T

INFERIOR ... 277

ANEXO 4

7.4.1. PEOPIEDADES PETROFISICAS ARENA U INFERIOR ... 278

7.4.2. PROPIEDADES PETROFISICAS ARENA T INFERIOR ... 278

ANEXO 5

7.5.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO MDC - 4 ARENA U INFERIOR ... 280

7.5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO MDC - 4 ARENA T INFERIOR ... 281

ANEXO 6

7.6.1. PRUEBAS DE BUILD UP RESERVORIO U INFERIOR CAMPO MDC ... 288

7.6.2. PRUEBAS DE BUILD UP RESERVORIO T INFERIOR CAMPO MDC ... 289

ANEXO 7

7.1.1. HISTORIAL DE REACONDICIOAMIENTOS POZ MDC - 4 ... 290

(29)

XXIX

ANEXO 8

7.8.1. DIAGRAMA DE LACOMPLETACIÓN QUE SE IMPLEMENTARA PARA EL POZO

INYECTOR MDC - 4 (INYECCIÓN MULTIZONA). ... 295

7.8.2. COMPLETACIÓN DE FONDO PARA PRODUCIR DE VARIAS ZONAS

PRODUCTORAS CAMPO MDC (POZOS PRODUCTORES). ... 296

ANEXO 9

7.9.1. GRAFICAS RESULTADOS PREDICCIÓN COMPORTAMIENTO DEL RESERVORIO

U INFERIOR ... 307

7.9.1.1. Cuadrante Uno ... 307

7.9.2. GRAFICAS RESULTADOS PREDICCIÓN COMPORTAMIENTO DEL RESERVORIO

T INFERIOR ... 311

7.9.2.1. Cuadrante Uno ... 311

ANEXO 10

7.10.1. RESULTADOS ANÁLISIS ECONÓMICO ESCENARIO UNO ... 297

(30)

XXX

NOMENCLATURA

POES: Petróleo Original En Sitio, (bls). N: Petróleo Original En Sitio, (bls).

Np: Producción de Petróleo Acumulada, (bls). Wp: Producción de Agua Acumulada, (bls). FR: Factor de Recobro, (%).

RAP: Relación de Producción Agua-Petróleo. RGP: Relación de Producción Gas-Petróleo.

PVT: Parámetros Presión Volumen y Temperatura. Pc: Presión Capilar, (dinas/cm).

S: Daño de Formación.

AT: Area total del Reservorio, (acres)

ATRANV: Area transversal del Reservorio, (acres).

ht: Espesor de la Formación Productora, (ft). ho: Espesor Neto Saturado de Hidrocarburos, (ft).

Φ: Porosidad del Reservorio, (%). TVD: Profundidad Vertical Verdadera, (ft). Sw: Saturación de Agua.

Swir: Saturación de Agua Irreductible. Swc: Saturación de Agua Connata. Swr: Saturación Residual de Agua. So: Saturación de Petróleo.

Sor: Saturación Residual de Petróleo. Kro: Permeabilidad Relativa al Petróleo. Krw: Permeabilidad Relativa al Agua. Fw: Flujo Fraccional de Agua.

Fwbt: Flujo Fraccional de Agua al Tiempo de Ruptura.

Fwpbt: Flujo Fraccional de Agua en el Frente de Barrido al Tiempo de Ruptura.

(31)

XXXI Swpbt: Saturación de Agua al en el Frente de Barrido al Tiempo

de Ruptura.

Vp: Volumen Poroso del Reservorio, (bls).

VD: Volumen Desplazable de Fluidos Luego de Ruptura, (bls). Winy: Volumen de Agua Inyectada, (bls).

Qi: Volumen Poroso Invadido por el Frente de Barrido. Eas: Eficiencia Areal de Barrido.

ED: Eficiencia de Desplazamiento.

       

w w

S

f _: Derivada de la Curva de Flujo Fraccional.

UTM: Universal Transverse Mercator. TIR: Tasa Interna de Retorno.

VAN: Valor Actual Neto.

(32)

XXXII

RESUMEN

Optimizar el recobro de petróleo de los yacimientos actualmente constituye uno de los retos más grandes que el Ecuador debe afrontar, pues la mayoría se encuentran ya en su etapa madura haciendo cada vez más difícil y costosa la recuperación de petróleo por métodos primarios, como es el caso del Campo Mauro Dávalos Cordero.

El presente estudio consiste en analizar la mayor cantidad de información disponible de este campo, para así basados en los fundamentos teóricos, criterios técnicos, y económicos establecer si es factible la aplicación de un proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua en los reservorios U Inferior y T Inferior del campo en mención, para lo cual se lo ha divido al presente trabajo de la siguiente manera:

Capítulo 1; consistió en establecer los lineamientos generales, dar una breve y concisa introducción al tema, establecer los objetivos, para finalmente delimitar la metodología de la investigación.

Capítulo 2; en esta sección se describen y analizan los fundamentos teóricos, se abordan las propiedades tanto de la roca y de los fluidos que juegan un importante papel dentro de los procesos de recuperación secundaria, para finalmente entender la teoría relacionada con el desplazamiento inmiscible, los modelos de inyección, finalmente abordar la metodología que permite realizar las predicciones del comportamiento de los reservorios sometidos a recuperación secundaria.

(33)

XXXIII propiedades de los fluidos obtenidas por medio de análisis PVT y las propiedades de la roca. Seguidamente se analizan las reseras iniciales, actuales, remanentes y el factor de recobro que presenta el campo, seguidamente se aborda brevemente las consideraciones a tomar en cuenta en el agua que se inyectara a los reservorios, para finalmente analizar el nuevo sistema de inyección de agua del campo.

El capítulo 4; resulta ser la razón de ser del presente proyecto, pues se analizan datos de geología, registros eléctricos, estratigrafía y cores a fin de establecer en primera instancia la continuidad de las arenas, factor determinante en el éxito o fracaso de un proyecto de recobro secundario de petróleo. Seguidamente se analiza el modelo de inyección que se seleccionara, se revisa el estado actual de los pozos seleccionados y sus características, para luego determinar el área del modelo de inyección, y finalmente realizar la predicción del comportamiento que tendrán los reservorios U Inferior y T Inferior frente a la inyección de agua.

El capítulo 5; consiste en analizar desde el punto de vista económico la factibilidad de implementar el presente proyecto, para lo cual se estimaron los costos que intervendrán tanto en la implementación como manejo del proyecto, y los ingresos que provendrán de la venta del petróleo recuperado para finalmente estimar los indicadores económicos más importantes como son el VAN, TIR, PRI, RCB.

(34)

XXXIV

ABSTRACT

Optimize the oil recovery from reservoirs is now one of the biggest challenges that Ecuador has to face, at the moment most of producing reservoirs are already in its mature stage becoming increasingly difficult and expensive oil recovery by primary methods, such as the case of Mauro Dávalos Cordero field.

The main objective of this study is, analyze as much information about this oilfield, taking into account the theoretical foundations, technical, and economical establishments; in order to determine if is feasible the implementation of a project of secondary oil recovery by water injection into reservoirs U Inferior and T Inferior of Mauro Dávalos field, for this reason this study has been divided as follows:

Chapter 1; was to establish general guidelines give a brief and concise introduction to the subject, set goals, to finally define the research methodology.

Chapter 2; this section describes and analyzes the theoretical foundations of the properties of both rock and fluids play an important role in secondary recovery processes , to finally understand the theory related to the immiscible displacement are addressed , models injection finally address the methodology to make predictions of the behavior of reservoirs undergoing secondary recovery.

(35)

XXXV the considerations to take into account the water injected into the reservoir, and finally discusses briefly discuss the new water injection system field.

Chapter 4; turns out to be the reason for this project because of geology data, electric logs, cores stratigraphy and to establish in the first instance the continuity of the sands, factor in the success or failure of a secondary recovery project are analyzed oil . Then the model was selected injection analyzes the current status of the selected wells and their characteristics are reviewed, and then determine the area of the injection model, and finally perform the prediction of the behavior that will have reservoirs T U Less and Less versus injection water .

Chapter 5; is analyzed from an economic point of view the feasibility of implementing this project, for which the costs that will be involved in both the implementation and management of the project were estimated, and the revenues come from the sale of oil recovered to finally estimate most important economic indicators such as NPV, IRR, PRI, RCB.

(36)

1

CAPÍTULO I

1.1. INTRODUCCIÓN

Una vez que se ha descubierto un yacimiento petrolífero, y se ha procedido con la perforación de pozos, e instalación de las facilidades de superficie; para la separación, tratamiento y evacuación del crudo; se inicia la fase de producción primaria de petróleo. La misma que en primera instancia es gracias a la energía natural que presenta el reservorio, y luego se da con la ayuda de un sistema de levantamiento artificial. En la etapa inicial de producción del yacimiento las tasas de producción incrementan debido a la perforación de nuevos pozos, y a la puesta en producción de áreas no drenadas dentro del mismo reservorio, llegando hasta una tasa máxima, que en ciertos casos se mantiene por algunos años, para luego declinar hasta un valor mínimo en el que ya no es rentable mantener la producción siendo el campo abandonado. A este volumen de petróleo recuperado se le denomina reservas primarias, las mismas que representan en nuestro país del 20 - 30% del volumen total de volumen original de petróleo en sitio.

Como se puede observar luego de la explotación de reservas por métodos primarios, se queda la mayor parte del petróleo dentro del reservorio. Pero desde hace ya algunos años alrededor del mundo se han venido implementando y perfeccionando técnicas de recuperación secundaria de crudo, que consisten en la inyección de fluidos inmiscibles al yacimiento como son el agua y el gas; con el fin de desplazar el petróleo que no pudo ser producido por técnicas de recuperación primaria hacia los pozos productores y así obtener aumentar la recuperación de petróleo.

(37)

2 petróleo in situ, factor de recuperación secundaria o mejorada. El factor de recuperación mejorada está en un rango que va desde un 15% hasta un 75%, dependiendo de las características de los fluidos desplazantes y desplazados, de las características de la roca y de la tecnología de recuperación mejorada que se aplique.

Las fuerzas principales que actúan en los yacimientos de petróleo como mecanismos de recuperación de petróleo, generalmente se han complementado mediante la inyección de agua y de gas como procesos secundarios de recobro con el fin de aumentar la energía del reservorio, y en consecuencia aumentar el recobro. Seguidamente se han utilizado otros procesos mejorados de recuperación de petróleo, pero su aplicación ha estado limitada por la rentabilidad que se requiere para su explotación comercial. Por estas razones la inyección de agua continúa siendo el método convencional más utilizado para obtener un recobro extra de petróleo de los yacimientos.

En la actualidad la inyección de agua es el más conocido y entendido método de recobro mejorado de petróleo a nivel mundial, constituyéndose en el método que más ha contribuido al recobro extra de reservas, hoy en día más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.

(38)

3 La validación de la predicción del comportamiento de la inyección de agua se realiza mediante el análisis de la mayor cantidad de datos disponibles, estudios tanto de las características del yacimiento como de los fluidos presentes en el mismo.

1.2. PROBLEMA

La mayoría de los yacimientos del oriente ecuatoriano se encuentran ya en su etapa madura, por lo cual la recuperación de sus reservas se vuelve con el tiempo más difícil, la tendencia actual en casi todos los campos de producción de petróleo es a la declinación de su producción, debido al agotamiento de la energía original que el yacimiento posee, dejando de esta manera gran cantidad de petróleo sin ser extraído ya que el barrido de los mecanismos de producción primaria en la mayoría de los casos es altamente ineficiente; por lo que existe la necesidad imperante de inyectar agua con el fin de mantener la producción actual de campo, re presurizar las formaciones productoras y recuperar la mayor cantidad de petróleo posible.

(39)

4

1.3. JUSTIFICACIÓN

El campo Mauro Dávalos Cordero se encuentra en el bloque 47 operado por el consorcio Enap – Sipec el mismo que fue concesionado en el año 2003 para que sea puesto en producción; Consta de 24 pozos perforados hasta la base de la arena hollín, de los cuales 10 se encuentran produciendo a la fecha actual de las formaciones U inferior, T inferior, Hollín superior, Hollín inferior. Entre las cuales suman un POES de 205,290 millones de barriles, las mismas que suman un volumen de reservas recuperadas hasta la fecha 12,715 millones de barriles, lo que representa un factor de recobro del 22%.

La mayoría de estudios realizados sobre la recuperación secundaria de petróleo indican que una vez que se ha implementado un proyecto de reinyección de agua, la tendencia de los campos productores es a incrementar su factor de recobro hasta un 40%, llegando en el escenario más optimista y bajo un estricto control de parámetros e implementando un proceso de gestión y aprovechamiento de reservorios a incrementar hasta en un 60% del factor de recobro de las reservas recuperables de petróleo.

El proceso de inyección de agua como uno de los métodos para incrementar la recuperación, cuando la presión de este ya no es la suficiente para producir o generar una columna de petróleo en el pozo, hace que este sea el proyecto más adecuado, sencillo y económico para incrementar la producción de un campo determinado.

La inyección de agua es el método más usado dentro de la inyección de fluidos para recuperación de petróleo. Su aplicación está en función de principalmente cuatro aspectos:

- El agua es el fluido más abundante en la naturaleza. - El agua es más fácil de inyectar que otros fluidos.

(40)

5

- Buena eficiencia de desplazamiento de petróleo por agua.

- Se han realizado muchos proyectos exitosos y económicamente

rentables.

Sin embargo así como es el método más usado hay que conocer una serie de factores del yacimiento, de los fluidos, y de la movilidad del mismo en el yacimiento, para lo cual vamos a emplear ciertos términos que nos van a ser de mucha utilidad en nuestro proyecto.

El estudio de la recuperación secundaria mediante inyección de agua previo a la aplicación en un campo requiere de la integración de varias disciplinas de la ingeniería de petróleos, y específicamente de la ingeniería de yacimientos; a fin de determinar de forma adecuada tanto las características geológicas y estratigráficas que permitan conocer a fondo el yacimiento a fin implementar un proyecto lo suficientemente efectivo y rentable, lo que de igual forma nos permitirá predecir el comportamiento que este tendrá a lo largo del tiempo y la recuperación de petróleo que se espera obtener.

1.4. OBJETIVOS

1.4.1. OBJETIVO GENERAL

- Realizar un estudio técnico económico previo a la implementación

de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua en el campo Mauro Dávalos Cordero, ubicado en el Bloque 47 del Oriente Ecuatoriano.

1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

- Estimar en base al cálculo de las reservas iniciales y el histórico de

(41)

6

- Evaluar todos los datos disponibles de geología estratigrafía y

petrofísica, PVT, registros eléctricos, pruebas de presión y el histórico de producción que permitan determinar el ambiente depositacional y de flujo en el campo Mauro Dávalos Cordero; así como también predecir el comportamiento que tendrá la inyección de agua a lo largo del tiempo.

- Emplear los métodos disponibles para predecir la inyección de

agua y evaluar el factor de recobro que se obtendrá una vez que se ha aplicado la recuperación secundaria en el campo Mauro Dávalos Cordero.

- Estimar el beneficio económico y la rentabilidad que tendrá la

implementación de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua en el campo Mauro Dávalos Cordero.

1.5. METODOLOGÍA

El presente estudio requiere:

- La revisión del material bibliográfico pertinente.

- Aplicación de métodos analíticos sintéticos con el fin de manejar de

mejor manera el conocimiento sobre el tema.

- Recurrir a criterios de expertos de campo en el área. Lo que

permitirá emitir criterios técnicos validos sustentados en la teoría, y a su vez realizar un estudio profundo, y analítico.

- De igual forma un estudio acerca de la recuperación secundaria de

(42)

7 práctica los conocimientos de geología, estratigrafía, petrofísica, interpretación de registros, interpretación de pruebas de presión, e ingeniería de yacimientos.

- Por último se realizará una revisión de archivos técnicos y de

campo, proporcionados tanto por la empresa operadora del campo como los entes reguladores en el país, literatura del tema de investigación, y una investigación teórica referente a herramientas, equipos, y aplicaciones en campo para el análisis y tratamiento del agua en superficie, como paso previo a la inyección y un finalmente análisis económico que incluya todas las variables y factores que intervienen en el proceso y una determinación además del mejor escenario económicamente hablando.

1.6. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

- El método de investigación a emplearse es el método analítico

sintético, este método permite mediante procesos mentales llegar al conocimiento del objeto así tenemos que el análisis descompone el todo en sus partes y relaciona. En tanto a la síntesis logra la integración de partes constitutivas. Estos métodos si bien se les trata por separado son en realidad una relación dialéctica que actúan interrelacionados.

- Siendo el método analítico sintético el más apropiado para

(43)

8 académicos, revistas, artículos de publicación actual, como en datos recopilados de las experiencias adquiridas en campo.

- El método cuantitativo resulta además ser la mejor opción a fin de

(44)

9

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

Previo al estudio sobre la teoría relacionada con la recuperación secundaria y la inyección de agua es necesario realizar una breve revisión de los conceptos relacionados con las fuerzas que intervienen dentro de la recuperación primaria de petróleo.

2.1. MECANISMOS DE RECUPERACIÓN PRIMARIA

Muskat1_{define la recuperación primaria como el periodo de producción que} comienza con el descubrimiento del reservorio, y continúa hasta que las fuentes de energía natural, no mantienen tasas de producción que resulten económicas.

Dicha energía por lo general hace que los fluidos lleguen a los pozos aunque debido al agotamiento de la presión que se genera por la producción del petróleo, se requiere de una fuente de energía externa como el levantamiento artificial para llevar los fluidos a superficie.

Los mecanismos de producción se refieren a las fuerzas naturales del yacimiento que hacen que los fluidos se muevan hacia los pozos y sean producidos. La recuperación primaria resulta del aprovechamiento de estas fuentes de energía natural presentes en los yacimientos. Básicamente se distinguen cinco tipos de mecanismos de recuperación:

- Empuje hidráulico.

- Empuje por gas en solución.

- Expansión de roca y de los fluidos.

1_{Muskat, M. (1949).}_{Physical Principles of Oil Production.}_{New York: McGraw – Hill Book}

(45)

10 - Empuje por capa de gas.

- Drenaje por gravedad.

2.1.1. EMPUJE HIDRÁULICO

Este tipo de yacimientos tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de él. A menudo los acuíferos se encuentran al margen del campo, siendo fuente de una gran fuerza, que empuja el petróleo hacia los pozos y que actúa durante toda la vida productiva del yacimiento.

Figura 2.1. Reservorio actuando Empuje Hidráulico. (Reservoir Engineering, Heriot Watt University, 2008)

(46)

11 Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción de los fluidos manteniendo la presión del yacimiento se puede implementar un programa de inyección de agua en el borde de este para suplementar su energía. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de agua.

2.1.2. EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto, cuando la presión del yacimiento desciende debido a la extracción de los fluidos el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia los pozos productores.

Figura 2.2. Reservorio con Empuje por Gas en Solución. (Reservoir Engineering, Heriot Watt University, 2008)

(47)

12 usualmente buenos candidatos para implementar proyectos de recuperación secundaría mediante inyección de agua.

2.1.3. EMPUJE POR CAPA DE GAS

Cuando un yacimiento posee una capa de gas como se muestra en la Figura 2.3. La energía que este posea almacenada dependerá del tamaño de la capa de gas; la cual estará en forma de gas comprimido, el cual provoca una expansión de la capa a medida que los fluidos se extraen del yacimiento de manera que el petróleo se desplaza por empuje del gas y ayudado por el drenaje por gravedad.

Figura 2.3. Reservorio con Capa de Gas. (Reservoir Engineering, Heriot Watt University, 2008)

(48)

13 2.1.4. EXPANSIÓN DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS

El petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para saturar el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia la presión declina rápidamente a medida que el petróleo es producido, el petróleo remanente se expande para llenar el vacío que va quedando detrás, lo que causa una disminución en la presión del yacimiento. Hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Entonces el empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos.

Figura 2.4. Reservorio con Empuje por Expansión de Roca y Fluidos. (Reservoir Engineering, Heriot Watt University, 2008)

(49)

14 2.1.5. DRENAJE POR GRAVEDAD

Se presenta en yacimientos de gran espesor y que tienen una buena comunicación vertical, y en los que tienen un marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio inicialmente ocupado por petróleo y crear una capa secundaria de gas. La migración de gas es relativamente rápida comparada con el drenaje de petróleo, de tal forma se establece que las tasas de producción de petróleo en este tipo de empujes están afectadas por la velocidad de migración del petróleo.

Figura 2.5. Reservorio Actuando Drenaje por Gravedad. (Reservoir Engineering, Heriot Watt University, 2008)

(50)

15

2.2. RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE

AGUA

Muskat2_{define la recuperación secundaria como la inyección de fluidos} después que el yacimiento ha alcanzado completamente el agotamiento de su energía original para expulsar los fluidos contenidos en él.

Figura 2.6. Yacimiento sometido a Inyección de Agua. (www.wmcobb.com, 2014)

2.2.1. OBJETIVOS DE INYECTAR AGUA

Como la recuperación primaria invariablemente provoca el agotamiento de la presión, la recuperación secundaria mediante inyección de agua persigue los siguientes objetivos:

2_{Muskat, M. (1949).}_{Physical Principles of Oil Production.}_{New York: McGraw – Hill Book}

(51)

16 - Maximizar la recuperación de petróleo, tomando en cuenta

parámetros técnicos, económicos y regulatorios.

- Maximizar el contacto de zonas no drenadas del yacimiento, y zonas de alta saturación de petróleo residual; con el frente de invasión de agua a fin de barrer la mayor cantidad de petróleo posible de todo el reservorio.

- Reducir el costo asociado a la gestión del agua que se produce conjuntamente con el petróleo cuando este es llevado a superficie.

2.2.2. BREVE HISTORIA

La inyección de agua es el proceso más ampliamente usado de inyección de fluido en el mundo actual. Ha sido reconocido desde 1880 que inyectar agua en una formación productora de petróleo tiene el potencial para mejorar la recuperación de crudo. La inyección de agua no experimentó una amplia aplicación en el campo, no obstante, hasta los años 30 cuando se iniciaron varios proyectos de inyección, y no fue hasta los inicios de los años 50 que empezó el actual boom en inyección de agua. La inyección de agua es responsable de una fracción significativa del petróleo que se produce actualmente en el mundo.

2.2.3. ¿POR QUÉ INYECTAR AGUA?

(52)

17 agua es el proceso más exitoso y más ampliamente usado en el proceso de recuperación de petróleo son:

- Disponibilidad de agua en campos petrolíferos. - Bajo costo, relativo a otros fluidos de inyección. - Facilidad de inyectar agua en una formación.

- Alta eficiencia con la que el agua desplaza al petróleo.

El propósito de este capítulo y de los temas que se trataran a continuación es comprender de mejor manera las propiedades tanto de los fluidos, como de la roca que los contiene, y el papel importantísimo que juegan dentro de los procesos en los que el agua desplaza al petróleo a través de un reservorio y en particular desarrollar la habilidad de predecir el comportamiento de recobro esperado de un proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua.

2.3. PROPIEDADES DE LA ROCA Y DEL FLUJO DE FLUIDOS

Un entendimiento de las propiedades básicas de la roca y fluido, que controlan el comportamiento del desplazamiento inmiscible por otro en un medio poroso, es un requisito para entender cómo se comporta un proyecto de inyección de agua y como debería ser diseñado e implementado.

2.3.1. FUERZAS CAPILARES

(53)

18 2.3.1.1. Tensión Interfacial

La tensión interfacial entre dos fases es una región de solubilidad limitada, que es en la mayoría de unas pocas moléculas de espesor. Esta se puede visualizar como el límite de una fase, que se presenta debido a que las fuerzas de atracción entre las moléculas de la misma fase son muchos mayores que las que existen entre moléculas de fases diferentes.

Figura 2.7. Fuerzas en la Interfase Petróleo Agua. (Riofrío A., 2014)

La energía de estas dos fases que coexisten en el medio poroso influye en su saturación, distribución y desplazamiento. Agua y petróleo coexisten en un reservorio así este no haya sido invadido con agua, aun en el caso en el que agua no sea móvil, las fuerzas interfaciales tendrán influencia en los procesos subsiguientes de recuperación.

Si el yacimiento ha sido invadido con agua o tiene la influencia de un acuífero, las saturaciones de agua serán altas y el agua será móvil.

La tensión interfacial entre el agua y los hidrocarburos puros varía entre 30 – 50 dinas/cm, mientras que en las mezclas de hidrocarburos será menor

σ

o

(54)

19 dependiendo de la naturaleza y complejidad del líquido. Ambas tensiones varían fuertemente según la temperatura.

Una de las formas más simples para medir la tensión interfacial es usando un tubo capilar, tal como se muestra en la Figura 2.8. Cuando un tubo capilar de radio r se coloca en un recipiente con petróleo, la muestra se elevará en el capilar a una cierta altura h, como resultado de las diferentes fuerzas que actúan a través de la curvatura del menisco.

Figura 2.8. Uso de Tubo Capilar para Medir Tensión Interfacial. (Riofrío A., 2014)

En condiciones estáticas la fuerza que genera la tensión interfacial se balanceará con la fuerza de gravedad que actúa sobre la columna de fluido es decir:



P P



g

h r r

Cos    _o  _a 

 _ ₂_ _ 2

 [2.1]

(55)

20





c a o oa

Cos g rh

   



   

2 [2.2]

Dónde:

r: Radio del capilar, (cm).

h: Elevación del petróleo dentro del capilar, (cm). ρo: Densidad del petróleo, (g/cm3).

ρa: Densidad del aire, (g/cm3).

g: Constante gravitacional, (980cm/seg2).

ϴc: Angulo de contacto entre el tubo capilar y el petróleo, (°).

2.3.1.2. Humectabilidad

También llamada mojabilidad es una propiedad importante debido a que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de los fluidos dentro del medio poroso. Se define como la habilidad de la fase de un fluido para adherirse preferencialmente a una superficie sólida en presencia de una segunda fase inmiscible.

Figura 2.9. Diagrama de Humectabilidad entre Petróleo y Agua. (TAMU, 2014)

(56)

21 Figura 2.10. Fuerzas Interfaciales entre dos Superficies y un Sólido.

(TAMU, 2014)

La Figura 2.10. Presenta un balance de las fuerzas que actúan en el punto de contacto de los fluidos petróleo y agua con la superficie sólida. Lo cual genera una tensión de adhesión At, la misma que está en función directa con el ángulo de contacto que se forma a través de la interfase petróleo – solido – agua. El cual además se relaciona con las energías libres superficiales de cada uno de los elementos de este sistema por medio de la siguiente ecuación:

C OW

WS OS

T Cos

A 













[2.3]

Dónde:

AT: Tensión de adhesión.

σOS: Energía interfacial entre el sólido y el petróleo, (dinas/cm).

σWS: Energía interfacial entre el sólido y el agua, (dinas/cm).

σOW: Energía interfacial entre el petróleo y el agua, (dinas/cm).

(57)

22 El ángulo de contacto se usa como medida cualitativa de la humectabilidad ya que las tensiones interfaces no se pueden medir directamente en el reservorio, sin embargo pueden determinarse en el laboratorio, es así que para valores:

- ϴC < 90° =AT es positiva, indica que el fluido más denso (agua) moja

preferencialmente la superficie sólida, además σWS< σOS.

- ϴC > 90° = AT es negativa, indica que el fluido menos denso

(petróleo) moja preferencialmente la superficie sólida, además σOS

< σWS.

- ϴC = 90° =AT es cero, indica que ambas fases tienen afinidad por

mojar la superficie sólida.

2.3.1.3. Presión Capilar

Puede ser cualitativamente expresada como la diferencia en presión que resulta a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles. Conceptualmente quizás es más fácil pensarlo como la capacidad de succión de una roca para un fluido que humecta las paredes de sus poros. O la capacidad de la roca para repeler a un fluido no humectante. Cuantitativamente y en términos de recuperación secundaria la presión capilar es definida como la presión de la fase desplazada menos la presión de la fase desplazante.

(58)

23 w

o

c P P

P   [2.4]

Dónde:

Pc: Presión capilar en la interfase de los fluidos.

Po: Presión ejercida por la fase de petróleo (no mojante).

Pw: Presión ejercida por la fase de agua (mojante).

Leverett muestra que la diferencia entre la presión del petróleo y agua a través de la interfase dentro del capilar está relacionada con la diferencia de densidades y la altura a la que el agua se eleva dentro del capilar.

 

h

P_c 0,433 



 [2.5]

Dónde:

Pc: Presión capilar.

h: Altura de elevación del agua en el capilar. Δϒ: Diferencia de gravedad específica.

(59)

24 Figura 2.11. Presión Capilar Resultante de las Fuerzas Interfaciales.

(Riofrío A., 2014)

En consecuencia se pueden identificar dos presiones:

- Po: Presión de la fase de petróleo en un punto justamente encima

de la interfase agua - petróleo.

- Pw: Presión de la fase de agua justamente debajo de la interfase.

La presión capilar tiene gran influencia sobre:

- La saturación inicial de fluido dentro del reservorio.

- La fracción de cada fluido que se mueve en un desplazamiento inmiscible, tal como lo es la inyección de agua.

2.3.1.3.1. Curvas de Presión Capilar para un Reservorio

(60)

25 desde el 100% de saturación de agua, hasta la saturación de agua irreductible, a partir de una misma distancia vertical en el reservorio sobre el contacto agua petróleo; como se muestra en la Figura 2.12.

Figura 2.12. Saturación de Agua Connata versus la altura del Reservorio en Relación al Nivel de Agua Libre para Varias Permeabilidades en un

Reservorio Mojado por Agua. (Riofrío A., 2014)

Los datos de presión capilar son necesarios para:

- Describir el comportamiento de la inyección de agua en modelos de predicción más complejos.

- Las fuerzas capilares, a la larga con las fuerzas de gravedad, controlan la distribución vertical de fluidos en un reservorio. Los datos de presión capilar pueden ser usados para predecir la distribución vertical del agua en un sistema humectado al agua.

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

Altu ra co n r es p ecto al n iv el d e a gu a (f t)

Saturación de agua connata (%)