Desarrollo de un simulador para la toma de decisiones en la implementación de recuperación secundaria en campos maduros

Texto completo

(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS. DESARROLLO DE UN SIMULADOR PARA LA TOMA DE DECISIONES EN LA IMPLEMENTACIÓN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA EN CAMPOS MADUROS. TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS. EMILY HSIU MING LIN GUTIÉRREZ [email protected] DANES VINICIO REYES ROSERO [email protected] DIRECTOR: MSc. Ing. VINICIO MELO G. [email protected]. Quito, febrero 2017.

(2) II. DECLARACIÓN. Nosotros, Emily Hsiu Ming Lin Gutiérrez y Danes Vinicio Reyes Rosero, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.. A través de la presente declaración cedemos nuestros 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.. EMILY LIN GUTIÉRREZ. DANES REYES ROSERO.

(3) III. CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Emily Hsiu Ming Lin Gutiérrez y Danes Vinicio Reyes Rosero, bajo mi supervisión.. MSc. Ing. Vinicio Melo G. Director del Trabajo de Titulación.

(4) IV. AGRADECIMIENTOS. A Dios por permitirnos llegar hasta aquí y por guiarnos en cada paso, así como, por darnos la sabiduría de haber escogido la mejor universidad del país, la Escuela Politécnica Nacional.. A la Escuela Politécnica Nacional, por el excelente apoyo logístico proporcionado en la elaboración del presente trabajo de titulación.. Al Ing. Vinicio Melo Gordillo, por su acertada Dirección durante el desarrollo de este Trabajo de Titulación y durante toda nuestra carrera universitaria.. A los ingenieros de la Facultad de Geología y Petróleos por haber tenido la certeza de proporcionarnos los conocimientos necesarios para lograr nuestras metas..

(5) V. DEDICATORIA. A mis abuelitos que están en el cielo Jorge y Edelmira que día tras día derraman bendiciones sobre mí y me permiten luchar por mis metas. A mis adorados padres Augusto y Marcela, por guiarme por el buen camino, por el apoyo incondicional brindado a lo largo de mi vida y principalmente por su esfuerzo diario para poder verme realizado como un profesional. A mis hermanas Daysi y Jeily por su eterno amor, cariño, preocupación y apoyo durante toda mi vida. A mis abuelitos Jesús y Enma por su preocupación constante en todas las etapas de mi vida estudiantil y por el inmenso amor que me han brindado. A mis tíos y hermanos Oswaldo, Nena, Jr, Jay y Zaidita por el amor que me han brindado y el sacrificio que han realizado para que yo pueda llegar a esta etapa de mi vida. A mi compañera de siempre Emily por todo el apoyo que ha sabido brindarme y por su inmenso cariño hacia mi persona.. Danes.

(6) VI. DEDICATORIA. A mis padres Feng y Elsa, que han sido el pilar fundamental en mi vida, por haber luchado todos los días para darme la oportunidad de realizar mis estudios; ya que con su amor y apoyo incondicional he logrado ser la persona que soy. A mis hermanos, Jessica y Brandon, que han sabido brindarme todo su amor y apoyo a lo largo de mi vida. A mi abuelita, Elvira, por haber llenado cada una de las etapas de mi vida con su ternura y cariño. A mis tías, María y Rocío, que siempre me han brindado su apoyo incondicional a pesar de la distancia. A mi compañero y amigo Danes, por su apoyo y cariño durante toda mi carrera universitaria.. Emily.

(7) VII. CONTENIDO DECLARACIÓN ................................................................................................. II CERTIFICACIÓN .............................................................................................. III CONTENIDO .................................................................................................. VII RESUMEN .................................................................................................... XVII PRESENTACIÓN .......................................................................................... XVII CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN......................................................................... 1 1.1 GENERALIDADES .................................................................................... 1 1.2 MÉTODOS IOR-EOR ................................................................................ 2 1.3 CAMPOS MADUROS ............................................................................... 3 1.3.1 DEFINICIÓN ....................................................................................... 3 1.3.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS CAMPOS MADUROS ......................... 4 1.3.3 PROBLEMÁTICA DE LOS CAMPOS MADUROS ............................... 4 1.3.4 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS CAMPOS MADUROS ........................ 6 1.4 RECUPERACIÓN SECUNDARIA DE PETRÓLEO MEDIANTE INYECCIÓN DE AGUA .......................................................................... 9 1.4.1 TIPOS DE INYECCIÓN ..................................................................... 10 1.4.1.1 Inyección periférica...................................................................... 10 1.4.1.2 Inyección en arreglos ................................................................... 11 1.5 ANTECEDENTES ................................................................................... 13 1.5.1 HISTORIA ......................................................................................... 13 1.5.2 EXPERIENCIAS EN RECUPERACIÓN SECUNDARIA .................... 14 1.6 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..................................................... 15 1.7 JUSTIFICACIÓN ..................................................................................... 16 1.8 METODOLOGÍA ..................................................................................... 17 1.9 OBJETIVOS ............................................................................................ 22.

(8) VIII 1.9.1 OBJETIVO GENERAL....................................................................... 22 1.9.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................. 22 CAPÍTULO 2: TEORÍA DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA .................... 23 2.1 DEFINICIONES ....................................................................................... 23 2.1.1 PRESIÓN CAPILAR .......................................................................... 23 2.1.2 HUMECTABILIDAD ........................................................................... 24 2.1.3 MOVILIDAD ...................................................................................... 25 2.2 DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS NO MISCIBLES ............................... 26 2.2.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................. 26 2.2.2 ETAPAS DE DESPLAZAMIENTO DURANTE LA INYECCIÓN DE AGUA .......................................................................................... 27 2.2.2.1 Etapa inicial ................................................................................. 27 2.2.2.2 Etapa de invasión ....................................................................... 27 2.2.2.3 Etapa de llene.............................................................................. 27 2.2.2.4 Etapa de ruptura ......................................................................... 27 2.2.2.5 Etapa posterior a la ruptura ........................................................ 28 2.3 EFICIENCIA DE BARRIDO ..................................................................... 28 2.3.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................. 28 2.3.2 EFICIENCIAS DE DESPLAZAMIENTO ............................................. 29 2.3.2.1 Eficiencia de barrido areal EA ...................................................... 29 2.3.2.1.1 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de cinco pozos....................................................................... 30 2.3.2.1.2 Eficiencia de barrido areal después de la ruptura para un arreglo de cinco pozos ........................................................... 31 2.3.2.2 Eficiencia vertical de barrido EV ................................................... 31.

(9) IX 2.3.2.3 Eficiencia de desplazamiento volumétrico ES .............................. 32 2.4 ECUACIONES DE DESPLAZAMIENTO ................................................. 33 2.4.1 YACIMIENTO HOMOGÉNEO ........................................................... 33 2.4.2 YACIMIENTO HETEROGÉNEO ....................................................... 41 2.4.2.1 Método de Dykstra-Parsons ........................................................ 42 2.4.2.2 Método de Stiles .......................................................................... 48 2.5 ARREGLO DE POZOS ........................................................................... 53 2.5.1 EFICIENCIA AREAL A LA RUPTURA ............................................... 56 2.5.1.1 Arreglo de dos pozos ................................................................... 56 2.5.1.2 Arreglo de tres pozos .................................................................. 57 2.5.1.3 Arreglo de cuatro pozos normal e invertido .................................. 58 2.5.1.4 Arreglo de cinco pozos normal .................................................... 60 2.5.1.5 Arreglo de cinco pozos invertido .................................................. 62 2.5.1.6 Arreglo de siete pozos ................................................................ 64 2.5.1.7 Arreglo de siete pozos invertido .................................................. 66 2.5.1.8 Arreglo de nueve pozos .............................................................. 68 2.5.1.9 Arreglo de nueve pozos invertido ................................................ 70 2.5.1.10 Arreglo de empuje de líneas directas ........................................ 73 2.5.1.11 Arreglo de empuje de líneas alternas ........................................ 74 2.5.2 EFICIENCIA AREAL DESPUÉS DE LA RUPTURA .......................... 77 2.5.2.1 Efecto de la razón de movilidad y los volúmenes de fluidos inyectados (vd) sobre la eficiencia areal, para un arreglo de cinco pozos ............................................................................ 77 2.5.2.2 Efecto de la razón de movilidad y corte de agua sobre la eficiencia areal, para un arreglo de cinco pozos .......................... 78 2.5.2.3 Efecto de un fluido inyectado sobre la eficiencia areal, para un arreglo de cinco pozos ................................................... 79.

(10) X 2.5.2.2 Efecto de la razón de movilidad y los volúmenes de fluidos inyectados sobre la eficiencia areal, para un arreglo en línea directa ................................................................................. 80 CAPÍTULO 3: MANUAL DEL SIMULADOR DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA ............................. 82 3.1 INFORMACIÓN DEL CAMPO ................................................................. 82 3.2 PARÁMETROS DE CAMPO MADURO .................................................. 82 3.3 PARÁMETROS PARA DETERMINAR LA FACTIBILIDAD DE INYECTAR AGUA ............................................................................................ 83 3.4 PARÁMETROS DEL AGUA DE INYECCIÓN .......................................... 84 3.5 MODELO DE INYECCIÓN ...................................................................... 84 3.6 DATOS GENEREALES ........................................................................... 85 3.7 CÁLCULO DE PRODUCCIONES ........................................................... 85 3.8 ANÁLISIS ECONÓMICO ......................................................................... 86 CAPÍTULO 4: ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ................................................... 87 4.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................... 87 4.2 ANÁLISIS DEL POZO “Z” ....................................................................... 88 4.3 ANÁLISIS DEL POZO “X” ....................................................................... 94 4.4 ANÁLISIS DEL POZO “Y” ....................................................................... 97 4.5 ANÁLISIS DEL POZO “W” .................................................................... 100 4.6 ANÁLISIS DEL POZO “A” ..................................................................... 103 CAPÍTULO 5: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................... 108 5.1 CONCLUSIONES ................................................................................. 108 5.2 RECOMENDACIONES ......................................................................... 111.

(11) XI GLOSARIO .................................................................................................... 112 BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................. 116 ANEXOS ........................................................................................................ 120.

(12) XII. LISTA DE FIGURAS No. DESCRIPCIÓN. PÁGINA. 1.1 1.2 1.3. Proceso de recuperación secundaria Métodos de recuperación de petróleo Saturación residual de petróleo después de un proceso de desplazamiento Técnicas de producción de petróleo a lo largo del tiempo Grupos para los contratos de prestación de servicios Inyección periférica en un yacimiento de petróleo Arreglos de pozos Árbol de problemas Ciclo de gerencia de proyectos Etapas y factores en la dirección de proyectos Procesos de la dirección de proyectos Área horizontal barrida a diferentes tiempos para un arreglo de cinco pozos Eficiencia de barrido vertical Eficiencia de desplazamiento volumétrica Curva de flujo fraccional Sw Curva de flujo fraccional Sw2 Distribución de la permeabilidad a lo largo del yacimiento Relación d/a en arreglo de pozos Arreglo de dos pozos aislado Arreglo de tres pozos Arreglo de cuatro pozos normal Arreglo de cuatro pozos invertido Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de cuatro pozos normal Arreglo de cinco pozos normal Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de cinco pozos Arreglo de cinco pozos invertido Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de cinco pozos normal e invertido Arreglo de siete pozos normal Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de siete pozos normal Arreglo de siete pozos invertido Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de siete pozos invertido Arreglo de nueve pozos normal Eficiencia de barrido areal a la ruptura como función de la relación de movilidad para un arreglo de nueve pozos, a diferentes volúmenes desplazables inyectados Arreglo de nueve pozos invertido Eficiencia de barrido areal a la ruptura como función de la relación de movilidad para un arreglo de nueve pozos, a. 2 3 5. 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 1.10 1.11 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 2.15 2.16 2.17 2.18 2.19 2.20 2.21 2.22 2.23 2.24. 6 7 10 12 15 17 18 20 30 31 32 34 39 42 55 56 57 58 58 59 60 62 62 64 65 66 66 68 68 70 70 72.

(13) XIII. 2.25. 2.26 2.27 2.28 2.28 2.29 2.30 2.31 2.32 2.33 3.1. diferentes volúmenes desplazables inyectados para un gasto de 0.5 Eficiencia de barrido areal a la ruptura como función de la relación de movilidad para un arreglo de nueve pozos, a diferentes volúmenes desplazables inyectados para un gasto de 5 Arreglo de pozos en línea directa Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de empuje de líneas directas Arreglo de pozos en línea alterna Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo de empuje de líneas alternas Eficiencia de barrido areal a la ruptura en redes de pozos en líneas directas y líneas alternas como función de d/a Eficiencia de barrido areal después de la ruptura en función del recíproco de la movilidad y los volúmenes desplazables inyectados Eficiencia de barrido areal después de la ruptura en función del recíproco de la movilidad y Ψs Eficiencia de barrido areal después de la ruptura en función de W i/W ibt Eficiencia de barrido areal después de la ruptura en función del recíproco de la movilidad para un arreglo de empuje en línea directa Pestaña de datos del campo. 72. 73 74 75 76 76 78 79 80 80 82.

(14) XIV. LISTA DE CUADROS. No. DESCRIPCIÓN. PÁGINA. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 4.1 4.2. Estudio de la eficiencia areal para dos pozos aislados Estudio de la eficiencia areal para tres pozos aislados Estudio de la eficiencia areal para cuatro pozos en línea oblicua Estudio de la eficiencia areal para cinco pozos Estudio de la eficiencia areal para cinco pozos invertido Estudio de la eficiencia areal para siete pozos normal Estudio de la eficiencia areal para siete pozos invertido Estudio de la eficiencia areal para nueve pozos normal Estudio de la eficiencia areal para nueve pozos invertido Estudio de la eficiencia areal para líneas directas Estudio de la eficiencia areal para líneas alternas Características de los arreglos dispersos de inyección Resultados para determinar si el campo es maduro Resultados para determinar si es factible o no realizar la inyección de agua Resultados para determinar si el agua disponible se puede inyectar Datos generales del pozo “Z” Resultados de la arena T con a la inyección de agua Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable Resultados de la arena U con la inyección de agua Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable Resultados de la arena T principal con la inyección de agua Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable Resultados de la arena U inferior con la inyección de agua Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable Resultados de la arena U superior con la inyección de agua con el método de Dykstra Parsons Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable Resultados de la arena U superior con la inyección de agua con el método de Stiles. Resultados del análisis económico considerando el escenario más probable. 57 58 59 61 63 65 67 69 71 73 75 81 88 89. 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15 4.16. 90 91 92 93 95 96 98 99 101 102 104 105 106 107.

(15) XV. SIMBOLOGÍA. SÍMBOLO A bl bapd bppd bfpd BF BFPD Bo Bw Cp fw Fr g/cm3 h H IP k ko krg kro krw m mD M M MM Np P Pb Pa Pi Ppm Pwf Pws pH Psi Psia Psig Pc POES. SIGNIFICADO Área Barriles Barriles de agua por día Barriles de petróleo por día Barriles de fluido por día (agua y petróleo) Barriles fiscales Barriles fiscales de petróleo por día Factor volumétrico del petróleo Factor volumétrico del agua Centipoises Flujo fraccional Factor de recobro Gramos masa por centímetro cúbico Altura neta productora Altura total productora Índice de productividad Permeabilidad absoluta Permeabilidad efectiva del petróleo Permeabilidad relativa al gas Permeabilidad relativa al petróleo Permeabilidad relativa al agua Metro MiliDarcys Relación de movilidad (movilidad del fluido desplazante a la del fluido desplazado) Abreviatura utilizada para indicar miles Abreviatura utilizada para indicar millones Producción acumulada de petróleo Presión Presión de burbuja Presión actual Presión inicial Partes por millón Presión de fondo fluyente Presión de fondo estática Potencial de hidrógeno Libras fuerza por pulgada cuadrada Libras fuerza por pulgada cuadrada absolutas Libras fuerza por pulgada cuadrada manométricas Presión capilar Petróleo original in situ. DIMENSIONES L2 L3 L3/t L3/t L3/t L3 L3/t M/Lt. M/L3 L L L4t/M L2 L2. L L2. L3 M/Lt2 M/Lt2 M/Lt2 M/Lt2 M/Lt2 M/Lt2 M/Lt2 M/Lt2 M/Lt2 M/Lt2 L3.

(16) XVI PVT q qo qw qt So Sor Sw Swc Swir Swr T TVD TIR T US$ V VAN W Wi Wp l lg lo lw m mg mo mw r rg ro rw f Σ Ɵc °C °F °API %. Presión - Volumen – Temperatura Tasa de producción Tasa de producción de petróleo Tasa de producción de agua Tasa de producción de fluidos Saturación de petróleo Saturación residual de petróleo Saturación de agua Saturación de agua connata Saturación irreductible de agua Saturación de agua residual Temperatura Profundidad vertical verdadera Tasa interna de retorno Tiempo Dólares de Estados Unidos de América Volumen Valor actual neto Agua inicial en el yacimiento Inyección acumulada de agua Producción acumulada de agua Movilidad (k/m) Movilidad del gas Movilidad del petróleo Movilidad del agua Viscosidad Viscosidad del gas Viscosidad del petróleo Viscosidad del agua Densidad Densidad del gas Densidad del petróleo Densidad del agua Porosidad Tensión interfacial Ángulo de contacto Grados Celcius Grados Fahrenheit Grados API Porcentaje. L3/t L3/t L3/t L3/t. T L T L3 L3 L3 L3 L3t/M L3t/M L3t/M L3t/M M/Lt M/Lt M/Lt M/Lt M/L3 M/L3 M/L3 M/L3 ML2/t2 T T.

(17) XVII. RESUMEN. El presente trabajo presenta el desarrollo de un software que permite el análisis para la implementación de proyectos de recuperación secundaria en los campos maduros del Ecuador.. En el primer capítulo de este trabajo, se describen las definiciones básicas para entender las características de un campo maduro y las condiciones necesarias para implementar en estos un proyecto de inyección de agua; se describe el problema y metodología a seguir para el desarrollo de este trabajo de titulación.. La teoría y ecuaciones necesarias para poder desarrollar este software se describen en el capítulo dos; se presenta un marco teórico, necesario para el desarrollo de los métodos para recuperación secundaria por inyección de agua, tanto en yacimientos homogéneos como heterogéneos.. En el tercer capítulo se presenta el manual de usuario, en el que se describe el procedimiento a seguir para que el uso del programa sea adecuado y fácil.. Los resultados de los pozos estudiados dentro del análisis de sensibilidad, se muestran en el capítulo cuatro; en este capítulo se muestra tanto la factibilidad técnica como económica que cada proyecto estudiado dio como resultado; se utilizaron los métodos de evaluación más comunes como, VAN y TIR y finalmente, se presentan las conclusiones y recomendaciones..

(18) XVIII. PRESENTACIÓN. La producción actual de los campos del Ecuador, ha ido disminuyendo de forma significativa en los últimos años, dando como resultado el abandono de muchos pozos; esto debido a la disminución de la presión del yacimiento, provocando falta de energía para que el petróleo migre desde las trampas hasta los pozos productores.. Este trabajo se desarrolló con el fin de proporcionar un software, que ayude en el análisis previo a la implementación de un proyecto de recuperación secundaria; ya que muchos de los proyectos llevados a cabo en nuestro país no han sido exitosos.. El trabajo desarrollado es de gran importancia, ya que gran parte de los campos del Ecuador se encuentran dentro de la definición de maduro y se encuentran dentro de la concesión que firmó el estado para el desarrollo de estos campos.. El software fue desarrollado utilizando Microsoft Excel 2013, y está diseñado para realizar el seguimiento y control en el desarrollo de un proyecto de inyección de agua, lo que lo convierte en una herramienta valiosa para determinar si es o no factible realizar la inyección de agua tanto técnica como económicamente..

(19) 1 CAPÍTULO 1 2 INTRODUCCIÓN 1.1 GENERALIDADES Las operaciones en la explotación de petróleo se dividen en tres etapas de forma cronológica: primaria, secundaria y terciaria. Durante la etapa primaria, la producción se realiza debido a la energía natural de yacimiento (expansión de la roca y del fluido, expansión del gas, casquete de gas o empuje de agua) y a su vez también se utilizan los diferentes sistemas de levantamiento artificial que van a proporcionar una energía adicional al yacimiento para poder levantar los fluidos hacia la superficie. Cuando el reservorio disminuye de forma significativa su presión; es decir, que la producción ha bajado considerablemente y por ende deja de ser económicamente rentable, llega al fin de la etapa primaria de producción y da el inicio a las etapas de IOR o EOR , que consiste en el incremento del factor de recobro y la mejora de la producción mediante varias técnicas como: inyección de vapor, inyección de CO2, inyección de polímeros, inyección de hidrocarburos, combustión in situ y especialmente la técnica más utilizada y que es el objetivo de análisis del presente trabajo; el proceso de inyección de agua. La recuperación secundaria se entiende como la segunda etapa en la producción de hidrocarburos; en la cual un fluido externo como agua o gas, es inyectado en el yacimiento a través de pozos de inyección para que tengan comunicación de fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo.La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido que ha sido inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos productores y la producción deja de ser económicamente rentable. (Schlumberger Oilfield Glossary, s.f).

(20) 2 En la figura 1.1 se muestra un esquema breve del proceso de recuperación secundaria, ya sea mediante la inyección de agua o a su vez la inyección de gas. Claramente se puede observar los pozos inyectores, productores, así como, el petróleo que es desplazado. FIGURA 1.1 PROCESO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA. Fuente: WATERFLOODING, 1997 Elaboración: Juan Pedro Azcona. 1.2 MÉTODOS IOR-EOR Es importante tener claro la diferencia entre la Recuperación Mejorada (IOR) y la Recuperación Aumentada (EOR); se considera como “IOR” la recuperación de petróleo adicional a la recuperación primaria, es decir, incluye procesos como recuperación secundaria, procesos terciarios y métodos que permitan suplementar la recuperación natural de petróleo; mientras que “EOR”, incluye procesos térmicos y químicos para aumentar la recuperación de petróleo; cabe mencionar que dentro de los procesos de “IOR”, se encuentran los procesos de “EOR”. (Halliburton, 2014) Cabe mencionar que la recuperación terciaria es la que contempla el mayor número de procesos que se pueden implementar; debido a que cuando se llega a esta etapa, se han agotado casi todos los esfuerzos posibles por llevar el hidrocarburo a superficie..

(21) 3 En la figura 1.2 se muestra la clasificación de los métodos de recuperación de petróleo anteriormente mencionados. FIGURA 1.2 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO RECUPERACIÓN. Levantamiento Artificial. Flujo Natural. RECUPERACIÓN SECUNDARIA. Inundación con agua. Mantenimiento de la presión. Química. Térmica. Miscible. EOR. IOR. RECUPERACIÓN TERCIARIA. Eléctrica, mecánica, microbiológica. Surfactante. Inyección de vapor. Polímero. Inyección agua. Cáustica. Combustión in situ. Inyección gas Solvente CO2. Desplazamiento de espuma Fuente: HALLIBURTON, 2014.. 1.3 CAMPOS MADUROS 1.3.1 DEFINICIÓN La definición que se usa de los campos maduros es muy diversa, pero únicamente se va a tomar en cuenta la definición establecida por el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables del Ecuador, misma que expresa lo.

(22) 4 siguiente: “Los campos petroleros maduros son aquellos que se encuentran en producción por un tiempo considerablemente extenso, por lo cual sus volúmenes diarios evidencian una curva de producción declinatoria.” Esos campos requieren la aplicación de técnicas de optimización para mejorar la producción de petróleo. 1.3.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS CAMPOS MADUROS Cada uno de los campos maduros se ajusta al cumplimiento de las siguientes características, pero no se puede generalizar, debido a que existen algunos campos maduros que no cumplen con las características a mencionar y sin embargo son maduros. Así como existen campos nuevos o jóvenes, que ya presentan problemas que se atribuyen a los campos maduros. Las características más comunes son: ·. Tiempo de producción mayor a 30 años.. ·. Producción acumulada igual o mayor al 50% de sus reservas probadas.. ·. Producción de cortes de agua muy altos.. ·. Producción actual menor al 50% de la tasa más alta que se ha producido.. ·. El empleo de uno o varios tipos de levantamiento artificial.. 1.3.3 PROBLEMÁTICA DE LOS CAMPOS MADUROS Los campos petroleros en general atraviesan diversas etapas, desde su etapa exploratoria hasta su etapa de abandono. Una de las etapas más importantes es la fase de producción, durante la cual se busca obtener la mayor cantidad de petróleo de forma óptima. Conforme avanzan los años de producción del campo, éste va necesitando que le aporten energía, ya que su propia energía, es decir, su presión va declinando y se vuelve insuficiente para poder llevar los fluidos desde el reservorio a superficie. El problema principal que presentan los campos maduros está relacionado a los altos costos, ya que los campos maduros presentan un alto corte de agua, lo que implica mayores gastos en el tratamiento de petróleo (facilidades de superficie), y problemas asociados a la corrosión de equipos tanto en fondo como en superficie; a consecuencia de esto, los campos que se consideran maduros.

(23) 5 pierden su rentabilidad económica, y es ahí donde aparece la necesidad de aplicar algún método que haga que estos campos vuelvan. a ser. económicamente rentables. Existe una variedad de campos en el Ecuador que han sido explotados mediante procesos de recuperación primaria, y con el fin de obtener un mayor recobro primario ha sido necesaria la incorporación de sistemas de levantamiento artificial en una etapa temprana de la producción, y también se ha incrementado el caudal recomendado por análisis nodal. A consecuencia de esto se presenta daño en la formación, aumento en la migración de finos y la disminución del factor de recobro, debido a que una mayor cantidad de petróleo se queda en la formación como fase inmóvil. Este fenómeno se da debido a producciones a caudales mayores que el recomendado por análisis nodal; relativamente en un inicio es satisfactorio, ya que se va a obtener una producción alta de petróleo, pero a medida que pasa el tiempo el caudal de agua va a ser mucho mayor que el caudal de petróleo, debido a que la viscosidad del agua es mucho menor que la viscosidad del petróleo, por lo que el agua tiende a viajar más rápido y gran cantidad de petróleo se queda inmóvil en la formación. La figura 1.3 da un indicativo de cómo se encuentra la saturación de petróleo residual en la roca después de un proceso de desplazamiento. FIGURA 1.3 SATURACIÓN RESIDUAL DE PETRÓLEO DESPUÉS DE UN PROCESO DE DESPLAZAMIENTO. Fuente: MAGDALENA PARIS DE FERRER, 2001 Elaboración: Craig, Jr..

(24) 6. 1.3.4 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS CAMPOS MADUROS La figura 1.4 ilustra las técnicas que se han venido desarrollando en los últimos años para aumentar la capacidad de producción en un yacimiento; se puede observar que el EOR en la actualidad representa un aumento considerable en la producción de las reservas, esto se lo puede corroborar en la parte que se encuentra pintada de color amarillo. FIGURA 1.4 TÉCNICAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO A LO LARGO DEL TIEMPO. Fuente: SECTOR ENERGÉTICO MEXICANO, 2011 Elaboración: Edgar Rangel Germán. Alrededor del 70% del petróleo producido a nivel mundial, no solo en nuestro país, proviene de campos maduros, mismos que han producido por más de 30 años; por lo que se centra el interés en el mejoramiento de la producción de estos campos. (Schlumberger, 2007) La industria del petróleo produce un volumen mucho mayor de agua que de petróleo, éste volumen de agua debe ser manejado adecuadamente, es decir, no se lo debe tratar como residuo sino como producto útil. Actualmente, los campos maduros en Ecuador se encuentran bajo inversiones, debido a que Petroamazonas EP obtuvo negociaciones de 17 campos maduros en producción, divididos en seis grupos y captó inversiones por USD 2.120.

(25) 7 millones que se ejecutarán durante cinco años a partir del año 2014. Esos campos requieren la aplicación de técnicas de optimización para mejorar la producción de petróleo. (Petroamazonas, EP, 2016) Las negociaciones se dieron con firmas ecuatorianas y extranjeras que conformaron cinco consorcios para manejar este proyecto, en seis grupos, como se puede observar en la figura 1.5. FIGURA 1.5. GRUPOS PARA LOS CONTRATOS DE PRESTACIÓN DE. SERVICIOS. Fuente: MINISTERIO DE HIDROCARBUROS, 2014 Elaboración: Petroamazonas EP. Los consorcios se conformaron por empresas estatales y privadas: ·. Grupo 1: Schlumberger (Francia/EE.UU.) y Tecpetrol (Argentina). ·. Grupo 2 y Grupo 4: Halliburton Latin America (EE.UU.). ·. Grupo 3: Sinopec International (China) y Sinopec Services (Ecuador). ·. Grupo 5: Sertecpet (Ecuador), Montecz y Edinpetrol (Colombia). ·. Grupo 6: YPF (Argentina).

(26) 8 El contrato bajo el cual están trabajando las empresas tiene la modalidad de Prestación de Servicios Específicos Integrados con Financiamiento, esto implica que las compañías internacionales asumen el riesgo de las inversiones realizadas, y el Estado a través de Petroamazonas EP, solo pagará por producción incremental ejecutada. Con las firmas del Estado y empresas extranjeras, se busca incrementar la producción petrolera en los campos maduros; para ello las empresas contratistas aplicarán técnicas de optimización y recuperación mejorada. El incremento de la producción esperada en los campos maduros alcanzará los 30.000 barriles adicionales por día en 2018. (EL COMERCIO, 2016) Ya que las empresas trabajan bajo la modalidad de prestadora de servicios, es importante considerar aspectos como; el de costo de exploración y desarrollo, que incluye todos los egresos desde el inicio de la exploración hasta la puesta en marcha del campo petrolero o gasífero, que son los egresos clasificados como gasto de capital (CAPEX), y el costo de producción que refiere sólo a los egresos relacionados con la extracción de los hidrocarburos desde el yacimiento hasta la planta de procesamiento o hasta el punto de fiscalización, que son las erogaciones clasificadas como gasto operativo (OPEX). (PMBOK, 2012) En este caso para los contratos de servicios, el operador del campo recibe un monto de recursos, generalmente como porcentaje del ingreso bruto para cubrir sus Opex, Capex y aun así obtener una ganancia razonable. Dentro de los contratos de servicios se tienen las siguientes características: ·. El pago de un bono al Estado cuando se firma el contrato.. ·. Los pagos de regalías al Estado cuando se produce el campo.. ·. Las reservas quedan en propiedad del Estado.. ·. Todos los costos y riesgos de las etapas de exploración, desarrollo y producción las asume el contratista.. ·. El contratista recupera los OPEX y CAPEX a través de pagos por sus operaciones..

(27) 9. 1.4 RECUPERACIÓN SECUNDARIA DE PETRÓLEO MEDIANTE INYECCIÓN DE AGUA La inyección de agua es el método dominante para la etapa de recuperación secundaria de petróleo, esto se debe a: ·. La disponibilidad de agua.. ·. La relativa facilidad para su inyección.. ·. La facilidad del agua para la expansión al actuar sobre una formación petrolífera.. ·. La eficiencia del agua para el desplazamiento de petróleo.. Los factores claves para que la inyección de agua sea un método efectivo son: ·. Geometría y continuidad: dependiendo del tipo de buzamiento que tenga el reservorio se puede realizar una inyección periférica o en arreglos; además la continuidad desde el pozo inyector hacia el productor es esencial para el éxito de la inyección, ya que pozos muy fallados no se consideran buenos candidatos para la inyección.. ·. Profundidad: este factor debe ser considerado en el diseño de una inyección de agua; el agua debe ser inyectada a una presión de forma que no se produzca la fractura de la formación.. ·. Viscosidad de petróleo: es el factor más importante que hay que considerar para determinar el comportamiento de la inyección, ya que la recuperación de petróleo para un petróleo ligero será mayor que para un petróleo pesado.. ·. Movilidad: la eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento se encuentra influenciada por la relación de movilidad.. Para realizar un proceso de inyección de agua, ya sea agua salada o agua fresca, en cualquiera de los casos el agua debe cumplir ciertas normativas para poder ser usada. (Comunidad petrolera, 2008).

(28) 10 1. El agua no debe ser corrosiva. 2. El agua no puede depositar minerales bajo condiciones de operación, ya que un encostramiento mineral reduce la capacidad del flujo y además proporciona un medio para que se produzcan efectos como la corrosión. 3. El agua no debe tener sólidos en suspensión en cantidades que puedan causar problemas de taponamiento. 4. El agua debe ser compatible con la formación para evitar el hinchamiento de los minerales arcillosos que están presentes en la formación. 1.4.1 TIPOS DE INYECCIÓN 1.4.1.1 Inyección periférica Este tipo de inyección consiste en inyectar agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. En este caso, la inyección de agua se realiza en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo. La figura 1.6 ayuda a entender cómo se produce la inyección periférica dentro de un yacimiento de petróleo, también se muestra la forma en la que se colocan los pozos inyectores y productores. (Comunidad petrolera, 2009) FIGURA 1.6 INYECCIÓN PERIFÉRICA EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO. Fuente: WATERFLOODING, 1997. Elaboración: Grisela Belardo. CARACTERÍSTICAS:.

(29) 11 ·. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece a la inyección de agua.. ·. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.. VENTAJAS: ·. Se utilizan pocos pozos.. ·. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores.. ·. No requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión con agua.. ·. Tiene un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.. DESVENTAJAS: ·. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.. ·. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como sí es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.. ·. En algunos yacimientos no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos.. ·. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento.. ·. El proceso de invasión y desplazamiento es lento, por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo.. 1.4.1.2 Inyección en arreglos Este tipo de inyección consiste en inyectar agua en el lugar en el que se encuentra el crudo. Es conocida con el nombre de inyección interna. De acuerdo al número de pozos que se tiene en el campo se planea que tipo de arreglo se puede hacer, así como también, dependiendo del ángulo de buzamiento, geología. (Comunidad petrolera, 2009) La figura 1.7 muestra las figuras geométricas que se forman para cada tipo de arreglo de pozos..

(30) 12 FIGURA 1.7 ARREGLOS DE POZOS. Fuente: WATERFLOODING, 1997. Elaboración: Grisela Belardo. Para determinar si un proyecto de inyección de agua será rentable, se pueden utilizar varios métodos de predicción dependiendo de: ·. La heterogeneidad del yacimiento.. ·. Los efectos de área barrida.. ·. Los métodos numéricos utilizados.. ·. Las soluciones empíricas obtenidas.. CARACTERÍSTICAS: ·. La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del número y posición de los pozos existentes.. ·. Se emplea particularmente en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal.. ·. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro..

(31) 13 VENTAJAS: ·. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.. ·. Rápida respuesta del yacimiento.. ·. Elevadas eficiencias de barrido areal.. ·. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.. ·. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.. ·. Rápida respuesta en presiones.. ·. El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.. DESVENTAJAS: ·. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.. ·. Es más riesgosa.. ·. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos.. 1.5 ANTECEDENTES 1.5.1 HISTORIA La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros años de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción. (Craig Forrest, 1982).

(32) 14. 1.5.2 EXPERIENCIAS EN RECUPERACIÓN SECUNDARIA ·. CAMPO SACHA. El campo Sacha está ubicado en la provincia de Orellana al nororiente de la región amazónica. La inyección de agua en el campo Sacha se consideró en dos partes; la primera etapa a partir del 11 de junio de 1968, en el que se inició el proyecto de recuperación secundaria, y que consistía en inyectar agua dulce; en ese entonces estuvo a cargo CEPE-TEXACO. La segunda etapa empezó el 10 de noviembre de 1992, en esta etapa la inyección se realizaba con agua de río conjuntamente con agua de formación. Para establecer si la inyección de agua mejoraría el recobro se realizó un análisis matemático usando el modelo general por computador BOSS; con el reporte del análisis se estudiaron cuatro escenarios y de ellos la DNH aceptó la opción donde se inyectarían un máximo de 40000 bapd. Con esta opción lo único que se logró en el campo Sacha con la implementación de inyección de agua fue reducir la velocidad con la que la presión descendía, pero no existió un incremento en la producción, ya que el volumen de agua inyectada debería haber sido mayor, de forma que el barrido de petróleo sea más uniforme; además existieron problemas de corrosión del agua inyectada ya que según las predicciones, el agua no presentaría corrosión, pero el momento en que el agua ingresó a la planta de tratamiento fue muy agresiva dañando líneas y tanques. (Maldonado, 1996) ·. CAMPO MAURO DÁVALOS CORDERO. El campo maduro Mauro Dávalos Cordero se encuentra localizado en la parte central de la cuenca oriental ecuatoriana, en la Provincia de Orellana. Por motivo de la baja productividad y ya que el campo cuenta con empuje activo, se analizó la inyección de agua para producir petróleo; este proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua inició el 12 de mayo de 2010; el agua utilizada fue tomada de pozos productores..

(33) 15 Con este proyecto de inyección de agua en los pozos productores se dio un incremento en la presión, lo que dio lugar a un incremento en la producción, ya que en los reservorio “U” y “T” predomina como fase mojante el agua; además estas arenas presentan buen desarrollo arenoso y continuidad, con buenos valores de porosidad y permeabilidad. (Cabrera, 2010). 1.6 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El problema surge debido a que la rentabilidad de los campos maduros se ve afectada debido a que su rejuvenecimiento se vuelve costoso y menos atractivo que obtener producción de campos en desarrollo. La figura 1.8 muestra la problemática que presentan los campos maduros. FIGURA 1.8 ÁRBOL DE PROBLEMAS. Fuente: COMUNIDAD PETROLERA, 2008.

(34) 16. 1.7 JUSTIFICACIÓN Este trabajo de titulación que se presenta proviene del problema que existe en diferentes campos del Ecuador, mismos que han producido por más de 40 años, por lo cual, han sufrido una declinación natural de su producción, como consecuencia de la baja energía del reservorio para poder producir por sus propios medios. Han llegado al punto en que los diferentes sistemas de levantamiento artificial se han vuelto insuficientes para llevar el fluido desde el reservorio hacia la superficie. La producción de estos campos no ha mejorado debido a que no se han desarrollado técnicas acertadas para la optimización de su producción, razón por la cual, actualmente han llegado al punto de dejar de ser económicamente rentables, debido a que las presiones han caído drásticamente hasta cerca del punto de burbuja; además de que producen con un alto corte de agua. Existen campos en el Ecuador que pueden mejorar su potencial de producción, como son los campos Sacha, Shushufindi, razón por la cual, se ha decidido realizar un simulador para la toma de decisiones en la implementación de recuperación secundaria, mismo que permita optimizar la producción en campos maduros. Se hace énfasis en los campos maduros debido a que aproximadamente las dos terceras partes de la producción promedio de petróleo por día a nivel mundial provienen de campos que llevan produciendo por más de 25 años. Además, estos campos han producido un acumulado cercano al 50% de sus reservas probadas. El proceso de inyección de agua en el tema de recuperación secundaria permitirá a estos campos tener una mayor facilidad para el desplazamiento de los fluidos hacia el pozo, también se conseguirá mantener un gradiente de presión. Este proceso va a permitir un mejor barrido de la saturación de petróleo residual y un mantenimiento de la presión de los yacimientos; de esa manera se podrá producir un aumento en la producción en los campos maduros..

(35) 17. 1.8 METODOLOGÍA Para garantizar el cumplimiento de los objetivos planteados en los tiempos estipulados, se ha considerado seguir la metodología del PMI (Project Managment. Institute),. que. define. el. proyecto. como. un. emprendimiento temporal que se lleva a cabo para crear un producto o servicio. Es un proceso con una duración determinada y un fin concreto, compuesto por actividades y tareas diferentes, que puede ser elaborado de manera gradual. Según este enfoque, todos los proyectos se componen de procesos, que deben ser seleccionados previamente y que necesitan de una serie de áreas de conocimiento para poder ser aplicados. (PMBOK, 2012) Un proceso está compuesto por todas aquellas actividades interrelacionadas que se deben ejecutar para poder obtener el producto o prestar el servicio. La figura 1.9 ayuda a entender el nivel de actividad de cada uno de los pasos del proyecto a realizarse. FIGURA 1.9 CICLO DE GERENCIA DE PROYECTOS. Fuente: PMBOK, 2012 Elaboración: Project Management Institute. La curva de inicio considera un lapso de empalme con las curvas de planeación, ejecución y control, ya que en muchos proyectos en un inicio se establecen.

(36) 18 premisas que se deben revisar en las etapas tempranas del proyecto, que permitan confirmar su viabilidad. La razón de que la planeación sea continua, corresponde al ciclo planearejecutar-controlar-planear, donde periódicamente se desarrolla la planeación adicional o estrategias correctivas a lo largo de la vida del proyecto. La curva de control inicia y termina junto con la de ejecución. La curva de cierre considera un tiempo de desarrollo, debido a los cierres contractuales y administrativos previos a la conclusión del proyecto. (PMBOK, 2012) La figura 1.10 ilustra cómo está direccionado el trabajo de titulación que se va a realizar, las etapas a seguir hasta obtener el resultado propuesto por el PMI. FIGURA 1.10 ETAPAS Y FACTORES EN LA DIRECCIÓN DE PROYECTOS. Fuente: PMBOK, 2012 Elaboración: Project Management Institute. La dirección de proyectos, es la aplicación de conocimientos, habilidades, herramientas y técnicas a las actividades del proyecto para satisfacer los requisitos del proyecto, mismos que son los siguientes:.

(37) 19 1. Conocimientos: saber. 2. Habilidades: saber hacer – poder. 3. Técnicas y Herramientas: apoyos, métodos, tecnología. ·. GRUPOS DE PROCESOS:. Siguen el ciclo de vida de un proyecto; estos son: grupos de procesos de iniciación, planificación, ejecución, seguimiento y control y cierre del proyecto. Proceso de iniciación: ·. Define y autoriza el proyecto o una fase.. Proceso de planificación: ·. Define y refina objetivos.. ·. Planifica acciones para el logro de objetivos.. Proceso de ejecución: ·. Integra y gestiona personas, además de otros recursos para ejecutar el plan de gestión del proyecto.. Proceso de seguimiento y control: ·. Monitorea sistemáticamente el avance.. ·. Identifica desvíos respecto de la planificación.. ·. Toma medidas correctivas.. Proceso de cierre: ·. Formaliza la aceptación del producto, servicio o cierre.. A continuación en la figura 1.11 se muestra la relación entre cada uno de los procesos en la dirección de proyectos para poder entender de una mejor manera el desarrollo del proyecto..

(38) 20 FIGURA 1.11 PROCESOS DE LA DIRECCIÓN DE PROYECTOS. Fuente: PMBOK, 2012. 3 ·. ÁREAS DEL CONOCIMIENTO:. PMBOK, 2012 define como áreas de conocimiento las siguientes: 1. Gestión de la integración del proyecto. Comprende los procesos y actividades necesarios para identificar, definir, combinar, unificar y coordinar los distintos procesos y actividades de todos los grupos de procesos de la dirección de proyectos. 2. Gestión del alcance del proyecto. Reúne los procesos necesarios para asegurar que el proyecto incluya única y totalmente el trabajo requerido, que será planificado y controlado para completar el proyecto satisfactoriamente. 3. Gestión del tiempo del proyecto. Se refiere a los procesos necesarios para planificar, ejecutar y supervisar el proyecto para poder terminarlo a tiempo..

(39) 21. 4. Gestión de los costos del proyecto. Abarca los procesos requeridos en la estimación y preparación del presupuesto y control de costos para que el proyecto pueda ser completado dentro de los parámetros aprobados. 5. Gestión de los riesgos del proyecto. Consiste en los procesos relacionados con la planificación de la gestión de riesgos, su identificación y análisis, las respuestas a estos y el seguimiento cercano, aumentando así las probabilidades de que el proyecto termine con éxito. 6. Gestión de las comunicaciones del proyecto. Incluye los procesos de planificación, ejecución, seguimiento y control para asegurar la correcta generación, colección y distribución a tiempo de la información del proyecto. 7. Gestión de la calidad del proyecto. Involucra a todos los procesos de la organización ejecutante del proyecto que definen las políticas, los objetivos y las responsabilidades relativos a la calidad. 8. Gestión de los recursos humanos. Considera los procesos necesarios para organizar y dirigir personas definiendo sus respectivos roles y responsabilidades dentro de cada equipo de proyecto para finalizarlo con éxito. 9. Gestión de las adquisiciones del proyecto. Incluye los procesos necesarios para adquirir productos, servicios o resultados necesarios fuera del equipo de proyecto y la administración de los contratos correspondientes. Además incluye los procesos de gestión del contrato y control de cambios correspondientes..

(40) 22. 1.9 OBJETIVOS Los objetivos descritos a continuación brindarán una visión del alcance del proyecto y hacia donde está encaminado, debido a que en base a los objetivos se conocerá lo que se desea conseguir, los medios por los cuales se va a lograr realizar y hacia quien o que se apunta el desarrollo de este trabajo de titulación.. 1.9.1 OBJETIVO GENERAL Desarrollar un simulador que permita la toma de decisiones en la implementación de recuperación secundaria para la producción en campos maduros, optimizando el lifting cost mediante el uso de agua como energía.. 1.9.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ·. Analizar los diferentes modelos de inyección de agua.. ·. Plantear un modelo estandarizado para procesos de inyección de agua en campos maduros.. ·. Dimensionar la cantidad de energía que se va a inyectar mediante el uso del agua de formación.. ·. Determinar el tiempo de eficiencia de barrido para remover el petróleo residual.. ·. Analizar la factibilidad técnico - económica de la recuperación secundaria..

(41) 23. CAPÍTULO 2 4 TEORÍA DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA 2.1 DEFINICIONES En un reservorio es primordial obtener información del mismo, por lo tanto, la data del reservorio puede clasificarse como “estática” y “dinámica” dependiendo de su relación con el movimiento de flujo de fluidos en el reservorio. La data “estática” es la originada de estudios de geología, perfiles, análisis de núcleos, sísmica y geoestadística; mientras que la data “dinámica” es la que se origina de well testing y comportamiento de la producción. Se debe tomar en cuenta que las características del petróleo y gas originalmente in situ cambian con la presión para una temperatura dada de reservorio. La presión de burbuja original de un reservorio de petróleo y la presión de rocío original de un reservorio de gas-condensado son los parámetros más importantes que van a gobernar la energía y el comportamiento del sistema durante la recuperación de hidrocarburos. Es por eso, que para entender el comportamiento de la inyección de agua, es importante conocer las propiedades básicas de la roca del yacimiento. Estas propiedades son de dos tipos: 1. Propiedades de la roca propiamente dichas. 2. Propiedades combinadas de la roca y fluidos.. 2.1.1 PRESIÓN CAPILAR La presión capilar se define como la diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles, el uno con preferencia de mojabilidad.. Pc = Pm - Pnm. (2.1).

(42) 24 Donde Pc = presión capilar, psi Pm = presión de la fase mojante, psi Pnm = presión de la fase no mojante, psi La presión capilar puede ser positiva o negativa, el signo solo expresa en qué fase la presión es más baja, la cual siempre será la que humecta el capilar. La presión capilar se relaciona con la tensión interfacial fluido-fluido, con la humectabilidad de los fluidos a través de Ɵc, y con el tamaño del radio capilar (r), en la siguiente ecuación: Pc =. 2s o , w cosq c r. (2.2). Donde r = radio capilar, cm Ɵc = ángulo de contacto, ° σo,w = tensión interfacial fluido-fluido ( agua o petróleo), dinas/cm 2.1.2. HUMECTABILIDAD O MOJABILIDAD La humectabilidad se puede definir como la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse sobre una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles. La preferencia mojante de un fluido (sobre otro) determinado sobre la superficie de la roca, se mide en términos del ángulo de contacto. Este ángulo de contacto es el ángulo medido a través de la fase más densa, entre una tangente sobre la superficie de la gota trazada desde el punto de contacto y la tangente a la superficie. 2.1.3 MOVILIDAD Es la facilidad con la que un fluido se mueve en el yacimiento. Se calcula con la relación entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de fase. La movilidad en.

(43) 25 general es una suma de las viscosidades de fase individuales. La productividad del pozo es directamente proporcional al producto de la movilidad por el espesor de capa del producto. Dentro de la movilidad aparece el concepto de relación de movilidad, misma que se define como la movilidad de la fase desplazante; ya sea agua o gas, dividida por la movilidad del fluido desplazado; en nuestro caso petróleo. Se lo calcula en base a la siguiente ecuación: kw M =. mw ko. (2.3). mo Donde: M = relación de movilidad. krw = permeabilidad relativa al agua, mD. kro= permeabilidad relativa al petróleo, mD. µw= viscosidad del agua, cp. µo= viscosidad del petróleo, cp. Si M es menor a 1, significa que es favorable a la producción de petróleo, a diferencia que si M es mayor a 1, indica que es desfavorable a la producción de petróleo.. 2.2 DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS NO MISCIBLES 2.2.1 INTRODUCCIÓN Al inyectar agua o gas en un yacimiento de petróleo, ocurren desplazamientos de fluidos inmiscibles, y para que exista el desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de más energía que el desplazado..

(44) 26 El propósito de hablar sobre la teoría de inyección de agua es poder determinar cuánto petróleo puede ser desplazado desde una porción de la roca reservorio que ha sido contactada por agua. El recobro de petróleo puede ser pronosticado en cualquier tiempo durante la inyección de agua, si la siguiente información es conocida: 1. Petróleo original en sitio, N 2. Eficiencia de barrido areal, EA 3. Eficiencia de barrido vertical, EV 4. Eficiencia de desplazamiento, ED Si esta información es conocida a un tiempo en particular en la vida de un proyecto, la recuperación de petróleo Np, debido a la inyección de agua puede ser calculada de acuerdo a la siguiente ecuación:. N p = NE D E A EV. (2.4). Donde: Np = recuperación de petróleo, bppd. N = petróleo original en sitio, bppd. ED = eficiencia de desplazamiento, fracción. EA = eficiencia de barrido areal, fracción. EV = eficiencia de barrido vertical, fracción. La determinación del petróleo original en sitio generalmente se basa en información geológica, o cálculos de balance de material que utilizan la historia de producción del reservorio..

(45) 27. 2.2.2 ETAPAS DE DESPLAZAMIENTO DURANTE LA INYECCIÓN DE AGUA 2.2.2.1 Etapa inicial Al momento de iniciarse la inyección de agua, se encuentra un yacimiento que ha sido producido por agotamiento natural durante la primera fase de su producción primaria. Por lo general, la presión actual del yacimiento es menor que la presión de burbuja, por lo que existirá una fase de gas presente la cual será uniforme a lo largo del yacimiento. 2.2.2.2 Etapa de invasión En el comienzo de la inyección de agua existe un incremento de la presión en el yacimiento, que es mayor alrededor de los pozos productores y que disminuye en los pozos inyectores. A medida que continua la inyección de agua, parte del petróleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo; detrás de este se forma el banco de agua, donde únicamente están presentes el agua inyectada y el petróleo residual. 2.2.2.4 Etapa de llene Durante esta etapa todo el gas, excepto el atrapado, se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se produzca petróleo. A esto se denomina llene, y para lograr esta etapa, la acumulación de agua inyectada debe ser igual al volumen del espacio ocupado por el gas móvil en el yacimiento. 2.2.2.5 Etapa de ruptura Cuando se alcanza el llene, el avance del frente continúa, pero la tasa de producción de petróleo aumenta y eventualmente es igual a la tasa de inyección. Si la saturación de agua inicial de la formación es menor que la requerida para fluir, la producción de petróleo durante esta. fase estará libre de agua. El. comienzo de una producción significativa de agua es signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo..

(46) 28. 2.2.2.6 Etapa posterior a la ruptura Durante esta etapa la producción de agua aumenta a expensas de la producción de petróleo. El recobro gradual de petróleo detrás del frente se obtiene solamente con la circulación de grandes volúmenes de agua. En esta etapa final de la inyección, el área barrida aumentará y esto puede proveer suficiente producción de petróleo para justificar la continuación de la inyección. Al llegar a la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá únicamente petróleo residual y agua.. 2.3 EFICIENCIA DE BARRIDO 2.3.1 INTRODUCCIÓN Se puede definir la eficiencia de barrido como la razón del volumen del barrido a cualquier tiempo al volumen total sometido a invasión. Las eficiencias de barrido se han estudiado por métodos matemáticos, los análisis matemáticos están más o menos limitados a estudios donde los límites de la unidad o yacimiento son regulares, por ejemplo, un cuadrado donde el espesor de la formación es constante, y donde la razón de movilidades de los fluidos desplazantes al desplazado es igual a la unidad. Los modelos por otra parte, pueden incluir variaciones en algunas o todas estas variables, o sea, límites irregulares de las unidades y espesor variable de la formación. La cantidad de petróleo que puede ser desplazada por inyección de agua es directamente proporcional a la eficiencia de barrido areal. N D = NE D E A EV. (2.5). Donde: ND = petróleo desplazado, bppd. 2.3.2 EFICIENCIAS DE DESPLAZAMIENTO La eficiencia de desplazamiento se define como la fracción de petróleo móvil que ha sido recuperado de la zona barrida en un tiempo determinado..

(47) 29. 2.3.2.1 Eficiencia de barrido areal EA Esta eficiencia se define como la fracción del área total del modelo de inyección, que es contactada por el fluido desplazante. La eficiencia de barrido areal se relaciona con factores que se dan en la naturaleza y por tanto, son incontrolables como: Propiedades de la roca: ·. Porosidad. ·. Permeabilidad. ·. Conductividad. Propiedades del sistema roca-fluido ·. Ángulo de contacto. ·. Permeabilidades relativas. ·. Presiones capilares. ·. Otros. Las propiedades antes mencionadas tienen una influencia directa sobre el volumen de roca invadida por el fluido inyectado, así como sobre la dirección y velocidad del movimiento de los fluidos. Existen otros factores que se pueden modificar, los cuales se relacionan con la localización de los pozos inyectores y productores, y con las densidades y viscosidades de los fluidos. Entre estos factores los más importantes son: ·. Geometría de los pozos de inyección y producción: Se refiere a la configuración areal existente entre los pozos productores y los inyectores.. ·. Relación de movilidad: En general, la eficiencia areal disminuye cuando la razón de movilidad aumenta.. ·. Volumen de fluidos inyectados: La eficiencia areal aumenta con el volumen de fluidos inyectados y, por lo tanto, con el tiempo. Así, se habla de eficiencia areal en el momento de la ruptura y de eficiencia areal después de la ruptura, relacionándola con determinado volumen de fluidos inyectados..

(48) 30 La figura 2.1 representa el área horizontal que se va barriendo a medida que la inyección avanza. FIGURA 2.1 ÁREA HORIZONTAL BARRIDA A DIFERENTES TIEMPOS PARA UN ARREGLO DE 5 POZOS. Fuente: ACADEMIA EDU, 2014. Elaboración: Giselle Guillén.. 2.3.2.1.1 Eficiencia de barrido areal en la ruptura para un arreglo de cinco pozos. La eficiencia areal de barrido durante la ruptura puede determinarse por la siguiente ecuación:. E ABT = 0.54602036 +. 0.03170817 0.30222997 + - 0.00509693 M M eM. (2.6). Donde: EABT = eficiencia de barrido areal a la ruptura, fracción. 2.3.2.1.2 Eficiencia de barrido areal después de la ruptura para un arreglo de cinco pozos La eficiencia areal de barrido después de la ruptura puede determinarse a partir de la relación entre el volumen de agua inyectada después de la ruptura y el volumen de agua inyectada en la ruptura..

(49) 31. æ Winy E A = E ABT + 0.633logçç è WiBT. ö ÷÷ ø. (2.7). Donde: EA = Eficiencia de barrido areal después de la ruptura, fracción. W iny = volumen de agua inyectada, bapd. W iBT = volumen de agua inyectada hasta la ruptura, bapd. 2.3.2.2 Eficiencia vertical de barrido Ev Se define como la fracción de la sección vertical que ha sido invadida por el fluido desplazante, como se observa en la figura 2.2. Esta eficiencia depende de: ·. La relación de movilidad.. ·. Volumen de agua inyectado.. FIGURA 2.2 EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL. Fuente: INGENIERÍA PETROLERA, 2006. Elaboración: Raysha Vera. 2.3.2.3 Eficiencia de desplazamiento volumétrica Es. Esta eficiencia indica la fracción del volumen total del yacimiento que está en contacto con el agua. E S = E A EV. Donde:. (2.8).

(50) 32 ES = Eficiencia de desplazamiento volumétrica, fracción. En yacimientos homogéneos la eficiencia volumétrica es igual a la eficiencia de barrido areal; la eficiencia de desplazamiento volumétrica ocurre en el yacimiento como se muestra en la figura 2.3.. FIGURA 2.3 EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO VOLUMÉTRICA. Fuente: INGENIERÍA PETROLERA, 2006. Elaboración: Raysha Vera. 2.4 ECUACIONES DE DESPLAZAMIENTO. 2.4.1 YACIMIENTO HOMOGÉNEO El método de predicción considerado para este tipo de yacimientos, utilizado en este trabajo es el método de Buckley y Leverett con el aporte posterior de Welge. Dicha teoría considera dos fluidos inmiscibles: desplazante y desplazado, y su desarrollo se basa en el concepto de permeabilidades relativas y en la idea de.

(51) 33 un desplazamiento tipo pistón con fugas; esto significa que existe una cantidad considerable de petróleo que queda detrás del frente de invasión debido a la superficie irregular que presenta el medio poroso. La teoría de un desplazamiento tipo pistón es sin duda una simplificación en el caso de un yacimiento sujeto a un barrido lineal, ya que si bien es cierto que detrás del frente existe una región de flujo de dos fases, esta región es a menudo de extensión limitada y su influencia resulta insignificante, pues representa menos del 5% del volumen poroso. (Ingeniería en petróleo, 2013) Craig Forrest describe el método para determinar la producción de agua y de petróleo en un yacimiento homogéneo, durante un proceso de inyección de agua, de la siguiente forma: 1. Cálculo de la saturación de agua actual conociendo las reservas remanentes.. reservas remanentes =. 7758 f hA(1 - S wac ) Bo. (2.9). Donde:. f = porosidad, fracción h = espesor de cada capa, ft. A = área transversal del yacimiento, acres. Swac = saturación de agua actual, fracción. Bo = factor volumétrico del petróleo, bppd/BFPD. 2. Generar una tabla donde se expresen los valores de saturación, permeabilidades relativas y los valores de fw.. fw =. Donde: fw = flujo fraccional, fracción.. 1 m k 1 + w ro m o k rw. (2.10).

(52) 34 3. Generar la curva de flujo fraccional con los diferentes valores de fw en función de los valores de saturación. A partir de esta curva se obtiene la derivada y se deben presentar los valores de dfw/dSw, para cada uno de los valores de saturación. 4. Trazar una recta tangente que pase por el punto correspondiente al valor de la saturación actual y encontrar los valores de Swbt, derivada y fwbt. La figura 2.6 muestra el proceso descrito anteriormente. Donde: Swbt = saturación de agua hasta la ruptura, fracción. fwbt = flujo fraccional de hasta la ruptura, fracción. FIGURA 2.4 CURVA DE FLUJO FRACCIONAL. Fuente: RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA, 2012. Elaboración: Raúl Valencia T.. 5. Encontrar el valor de Swpbt con la siguiente ecuación. S wpbt = S wbt +. 1 - f wbt æ df w ö çç ÷÷ dS w è ø swbt. (2.11). Donde: Swpbt = saturación promedia de agua en la parte del yacimiento que ha sido invadido antes de la ruptura, fracción..

(53) 35. æ df w ö ÷÷ = pendiente de la tangente antes de la ruptura. çç è dSw ø swbt. 6. Graficar la curva de permeabilidades relativas en base a los datos de k ro, krw y Sw. 7. Calcular el valor de relación de movilidad M.. M=. k rw m o k ro m w. (2.12). 8. Obtener la eficiencia de desplazamiento Easbt, dependiendo del tipo de arreglo.. ETAPA INICIAL ·. Se procede a calcular la producción de agua y petróleo para la etapa inicial:. 1. Cálculo del volumen poroso (Vp) V p = fhA. (2.13). Donde: Vp = volumen poroso, MMbl.. 2. Cálculo de la producción de agua W pbt = Easbt (S wc - S wr )V p. Donde:. (2.14).