80161038 Tesis Evaluacion Final

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL

ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN

GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS

Y AMBIENTAL

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE

INGENIERO DE PETRÓLEOS

“EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE

INYECCIÓN DE AGUA EN EL

CAMPO AUCA”

AUTORES

CUASPUD FLORES CAMPO FERNANDO

SÁENZ MARTINEZ LENIN GONZALO

DIRECTOR

ING. CARLOS RODRÍGUEZ

ASESORES

ING. IVÁN BEDOYA

ING. JULIO GRANJA

QUITO –Julio 2011

II

CERTIFICADO DE ORIGINALIDAD

En calidad de miembros del Tribunal de Grado designados por la Facultad de

Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, de la Universidad Central

del Ecuador, de la Tesis, certificamos que los Señores Campo Fernando Cuaspud

Flores y Lenin Gonzalo Sáenz Martínez, han elaborado bajo nuestra tutoría la

Tesis de Grado titulada:

“EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE INYECCIÓN DE

AGUA EN EL CAMPO AUCA”.

Declaramos: Que la Tesis es absolutamente original, auténtica y ha sido elaborada

íntegramente por los señores Campo Fernando Cuaspud Flores y Lenin

Gonzalo Sáenz Martínez, por lo cual dejamos constancia.

Quito, DM, Julio del 2011.

Ing. Carlos Rodríguez.

TUTOR

Ing. Iván Bedoya. Ing. Julio Granja.

VOCAL VOCAL

III

CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR

En reconocimiento a la Primera Casa de Estudios Superiores del País,

establecimiento educativo que nos albergó y brindó el soporte técnico y

académico para realizar nuestros estudios universitarios, por nuestra propia

voluntad, nosotros Campo Fernando Cuaspud Flores y Lenin Gonzalo Sáenz

Martínez, cedemos los derechos de autoría sobre nuestro trabajo de tesis de grado

titulada: “EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE INYECCIÓN DE AGUA EN

EL CAMPO AUCA”, a favor de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,

Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador.

Quito, DM, Julio del 2011.

Campo Fernando Cuaspud Flores Lenin Gonzalo Sáenz Martínez

C.I. 040129243 – 8 C.I. 171845670 – 8

IV

DEDICATORIA

Dedico esta tesis a Dios mi Padre Celestial, que es el pilar fundamental en mi vida, fuente inagotable de amor, luz,

verdad y vida, por haberme guiado en todo momento y no abandonarme nunca, por ser mi soporte, mi consolador y

fuerza en todos y cada uno de los momentos de mi vida, sin la vida y la sabiduría de Él, este logro no hubiera sido

alcanzado. Gracias Jesucristo.

A mis padres, que me dieron la vida y depositaron toda la confianza y expectativas en mí; a mi Padre, Homero

Cuaspud, a pesar de que él no se encuentre aquí, siempre ha estado apoyándome en cada momento; a mi Madre, Gladys Flores, por ser esa madre y padre a la vez, por ser mi apoyo constante, mi amiga incondicional, por estar siempre a mi

lado con su paciencia y amor, por enseñarme a creer y confiar en Dios siempre.

A Jenny, Maritza, Olger, José, Rubén y Jaime, mis hermanos y sobretodo amigos, por estar conmigo siempre a pesar de

todo, ustedes son mi mayor alegría y mi motor para seguir adelante.

Campo Fernando.

V

DEDICATORIA

Dedico este trabajo a Dios por ser el principal autor de todos los logros alcanzados en mi vida y quien es mi compañía en

tiempos de dicha y derrota, por darme a una realmente extraordinaria y luchadora, Lidita, que me ha sabido alentar día a día, a mi padre Raúl, por saber guiar mi camino con

disciplina y honestidad, a mis queridos hermanos, Maribel y Christian porque son apoyo y compañía en cada momento

de mi vida.

A mí querido sobrino Ariel que es la felicidad del hogar

Este es un logro dedicado a cada uno de ustedes, los amo.

Lenin Gonzalo.

VI

AGRADECIMIENTO

Mi agradecimiento profundo a Dios mi Padre, mi fuerza, mi gran amigo, mi todo, quien nunca me abandonó, el único Ser

que nunca falla y se equivoca.

A mi familia, mi Madre, mis hermanos y mis sobrinos, por la bendición de tenerles conmigo, por ser esa alegría, por ser la fuente de amor, comprensión, paciencia y entrega total, por haberme acompañado y apoyado siempre en los momentos

buenos y malos, este es mi regalo de gratitud.

Al equipo de prestigiosos y excelentes profesionales de EP-Petroecuador y en especial a la Empresa Estatal EP-

Petroecuador por haber permitido realizar esta tesis con el contrato N° 2011003, mi mayor agradecimiento para Uds.,

por haber aportado con sus conocimientos, experiencias y por haberme brindado su amistad.

A la prestigiosa Universidad Central del Ecuador, a la Facultad de Ingeniería de Geología Minas Petróleos y

Ambiental, a la Escuela de Petróleos, a todos mis profesores, por sus conocimientos impartidos.

Al Ing. Carlos Rodríguez mi tutor quien con sus conocimientos supo enseñar y guiar, a los miembros del Tribunal Ing. Iván Bedoya, Ing. Julio Granja, mi mayor

gratitud a Usd.

A mis amigos, por la oportunidad de compartir una bella amistad durante toda la carrera Universitaria

A mis hermanos en Cristo del Centro Cristiano Plenitud de Gozo por ser el apoyo espiritual, por ser esos amigos que me

ayudaron a perseverar hasta alcanzar la victoria.

Campo Fernando

VII

AGRADECIMIENTO

A Dios por haberme ayudado a culminar los estudios universitarios.

A mi familia por haber sido un pilar fundamental.

A la Universidad Central del Ecuador, a la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, a la Escuela de Petróleos, sus profesores y a la Biblioteca de la

Facultad.

A los Ingenieros miembros del Tribunal de Tesis, al Ing. Carlos Rodríguez mi Tutor y a mis Vocales el Ing. Iván Bedoya e Ing. Julio Granja, quienes me guiaron a culminar con éxito

este trabajo.

A la Empresa Estatal EP-Petroecuador por haberme ayudado a realizar este tema de tesis con el contrato Nº 2011002,

muchas gracias por haberme dado conocimiento y su valiosa amistad a todos los profesionales de la empresa.

A todos mis Amigos y Compañeros en general que compartí toda la vida Universitaria, y aprendí muchas cosas buenas

con ellos

Lenin Gonzalo.

VIII

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre la Evaluación del Sistema de Inyección de Agua en el Campo Auca

operados por EP-Petroecuador.

Objetivo General: Evaluar el sistema de inyección de Agua en el Campo Auca

operados por EP Petroecuador.

Problema: La baja presión del yacimiento y producción que existe en los pozos no

tiene la suficiente producción de Petróleo.

La Hipótesis: El funcionamiento de la inyección de agua, implica una mayor

extracción del crudo, protegiendo al medio ambiente.

Marco Referencial: El Campo Auca está ubicado al nororiente de la Región

Amazónica, a unos 260 Km. al este de Quito y aproximadamente a 100 Km.

Ubicado en la provincia de Orellana: Evaluación de Presiones, Producción y

comportamiento de los pozos aledaños.

Marco Metodológico: En el análisis se utilizó reportes diarios de inyección,

softwares como: OFM, Well Test, consultas bibliográficas y guías de profesores.

Marco Teórico: Características Geológicas del Campo Auca, Propiedades

Petrofísicas y Físico Químicas de los Yacimientos “U” y “T”, Reservas y

Producción, Análisis y Eficiencia del Sistema de Inyección de Agua.

Conclusión General: Se demostró mediante el análisis de Hall que el

comportamiento en la Inyección está en una operación satisfactoria,

incrementándose las presiones y producciones.

Recomendación General: Monitorear el avance de frente de inundación mediante

salinidades de agua y pruebas de presión durante toda la vida de inyección.

IX

DESCRIPTORES:

<INYECCION DE AGUA – CARACTERISTICAS DE LA PLANTA DE

TRATAMIENTO ><CAMPO AUCA – INYECCION DE AGUA><CAMPO

AUCA – TRATAMIENTO DE AGUA DE INYECCIÓN><CAMPO AUCA -

GEOLOGIA LOCAL < CAMPO AUCA – AGUA DE FORMACION Y DE

RÍO><CAMPO AUCA – EFICIENCIA DE INYECCIÓN DE AGUA><CAMPO

AUCA – POZOS INYECTORES Y PRODUCTORES> <CAMPO AUCA –

ANÁLISIS DE HALL><CAMPO AUCA – YACIMIENTOS U Y

T><PROVINCIA DE ORELLANA>

CATEGORIAS TEMATICAS:

<CP-INGENIERIA EN PETRÓLEOS><CP-INGENIERIA DE

PRODUCCIÓN><CS-PLANTA DE INYECCION DE AGUA>

AUTORIZACION:

Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta Tesis sea diseminada a través de su

Biblioteca Virtual por INTERNET.

Atentamente:

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X

C.I: 040129243-8 C.I: 171845670-8

SUMMARIZE DOCUMENTAL

Thesis on the Evaluation of the System of Injection of Water in the Field Auca

operated by EP-Petroecuador.

The fundamental objective is to evaluate the system of injection of Water in the

Field Auca operated by EP-Petroecuador.

The outlined problem is the drop pressure of the location and production that it

exists in the wells don't have the enough production of Petroleum.

The Hypothesis says: The operation of the injection of water implies a bigger

extraction of the raw one, protecting to the environment.

With referential studies on: The Field Auca is located to the Nor-Oriente of the

Amazon Region, to about 260 Kms. to the east of Quito approximately to 100

Km. Located in the county of Orellana: Evaluation of Pressures, Production and

behaviour of the wells bordering.

With methodological studies on: In the analysis it was used daily reports of

injection, softwares like: OFM, Well Test, bibliographical consultations and

professors' guides.

With Theoretical studies on: Characteristic Geologic of the Field Auca, Properties

Petrofisic and Physical Chemical of the Locations "U" and "T", you Reserve and

Production, Analysis and Efficiency of the System of Injection of Water.

The General conclusion: It was demonstrated by means of the analysis of Hall that

the behaviour in the Injection is in a satisfactory operation, being increased the

pressures and productions.

With the recommendation: Control the advance of flood front by means of

salinities of water and tests of pressure during a lifetime of injection.

XI

DESCRIBERS:

<INJECTION OF IT DILUTES - CHARACTERISTIC OF THE PLANT OF

TREATMENT> <FIELD AUCA - INJECTION OF WATER><FIELD AUCA -

TREATMENT OF WATER DE INYECCIÓN><FIELD AUCA - LOCAL

GEOLOGY <FIELD AUCA - WATER OF FORMATION AND OF

RIVER><FIELD AUCA - EFFICIENCY OF INJECTION OF

WATER><FIELD AUCA - WELLS INJECTORS AND PRODUCERS>

<FIELD AUCA - ANALYSIS DE HALL><FIELD AUCA - LOCATIONS U

AND T><COUNTRY OF ORELLANA>

THEMATIC CATEGORIES:

<CP-ENGINEERING IN PETROLEUMS><CP-ENGINEERING OF

PRODUCCION><CS-PLANT OF INJECTION OF IT DILUTES>

AUTHORIZATION:

I authorize the BIFIGEMPA, so that this thesis is disseminated through its Virtual library

by INTERNET.

Yours faithfully,

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C.I: 040129243-8 C.I: 171845670-8

XII

CONTENIDO

CAPITULO I

1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ......................................................... 1

1.1 Enunciado del Problema................................................................................. 1

1.2 Enunciado del Tema ....................................................................................... 1

1.3 Descripción del Problema ............................................................................... 1

1.4 Justificación ..................................................................................................... 2

1.5 Objetivos .......................................................................................................... 2

1.5.1 Objetivo General .......................................................................................... 3

1.5.2 Objetivos Específicos ................................................................................... 3

1.6 Factibilidad Y Accesibilidad .......................................................................... 3

CAPITULO II

2 MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 4

2.1 Marco Legal ..................................................................................................... 4

2.2 Marco Institucional ......................................................................................... 5

2.3 Marco Ético...................................................................................................... 5

2.4 Marco Referencial ........................................................................................... 5

2.4.1 GENERALIDADES ..................................................................................... 5

2.4.1.1 Ubicación del Campo ................................................................................ 6

2.4.1.2 Ubicación Geográfica ................................................................................ 7

2.4.1.3 Características Geológicas del Campo .................................................... 8

2.4.2 GEOLOGIA DEL CAMPO AUCA ............................................................ 9

2.4.2.1 Cuenca Oriente .......................................................................................... 9

2.4.2.2 Marco Estructural Regional..................................................................... 9

2.4.2.3 Ambiente Deposicional Regional ........................................................... 11

2.4.2.4 Modelo Geológico del Campo ................................................................ 11

2.4.2.5 Modelo Estructural del Campo.............................................................. 12

2.4.2.6 Sistema de Fallamiento ........................................................................... 12

2.4.2.7 Descripción Litológica ............................................................................ 13

2.4.2.8 Columna Estratigráfica del Campo Auca ............................................. 18

2.4.2.9 Ambiente de Depósitos ............................................................................ 20

XIII

2.4.2.10 Estado Actual del Campo Auca ........................................................... 23

2.4.3 PROPIEDADES PETROFISICAS Y PROPIEDADES FISICO

QUIMICAS DE LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS U, T ................. 26

2.4.3.1 Propiedades de la Roca ........................................................................... 26

2.4.3.2 Propiedades Básicas de la Roca Reservorio de Agua-Petróleo ........... 26

2.4.3.3 Geometría de las Areniscas .................................................................... 27

2.4.3.4Gargantas Porales y Porosidad ............................................................... 27

A) Gargantas Porales ................................................................................... 28

2.4.3.5 Permeabilidad del Yacimiento ............................................................... 29

A) Permeabilidades Absolutas y Relativas .................................................. 31

B) Permeabilidad Efectiva de los Fluidos Ko, Kw,Kg ............................... 31

C) Correlación Kv/Kh ................................................................................... 36

D) Curva Típica de Permeabilidades Relativas de Dos Fases ................... 36

2.4.3.6 Viscosidad ................................................................................................ 38

2.4.3.7 Compresibilidad ...................................................................................... 40

A) Compresibilidad del Petróleo (Co) ........................................................ 40

B) Compresibilidad de Formación de la Roca, Cf .................................... 40

2.4.3.8 Saturación de los Fluidos ........................................................................ 40

2.4.3.9 Mojavilidad y Movilidad de los Fluidos Agua-Petróleo ...................... 41

2.4.3.10 Salinidad del Agua ................................................................................ 43

2.4.3.11 Análisis de Cores, PVT ......................................................................... 43

A) Propiedades PVT de los Fluidos ............................................................. 45

B) Parámetros de los Fluidos ...................................................................... 48

C) Flujo de Fluidos en Medios Porosos ...................................................... 48

D) Interación Roca – Fluido ........................................................................ 49

E) Información de Análisis PVT para el Yacimiento Napo “U”, “T” ..... 52

2.4.4 RESERVAS Y PRODUCCION DEL CAMPO AUCA .......................... 53

2.4.4.1 Reservas ................................................................................................... 53

2.4.4.2 Método para Calculo de Reservas ......................................................... 54

2.4.4.3 Estimación de Reservas .......................................................................... 55

2.4.4.4 Evaluación del Estudio de Simulación Matemática ............................. 57

XIV

2.4.4.5 Petróleo Original en Sitio, POES ........................................................... 57

2.4.4.6 Producción del Campo Auca-Auca Sur ................................................ 58

2.4.4.7 Producción Según el Tipo de Levantamiento Artificial ...................... 61

2.4.4.8 Producción por Yacimientos “U”, “T” ................................................. 63

2.4.4.9 Producción Diaria de los Yacimientos “U”, “T” .................................. 63

2.4.4.10 Producción Acumulada de Agua y Oil de los Yacimientos U, T ...... 64

2.4.4.11 Mecanismos de Producción de las Yacimientos “U”, “T”…………..71

2.4.4.12 Volumen de Petróleo Residual ............................................................. 72

2.4.5 ANALISIS DEL SISTEMA DE INYECCION DEL CAMPO AUCA .. 72

2.4.5.1 Geología de la Zona de Inyección .......................................................... 74

2.4.5.2 Mecanismo de Empuje Natural del Yacimiento U y T………………. 76

2.4.5.3 Características de los Yacimientos ........................................................ 77

2.4.5.4 Planta de Tratamiento del Agua ............................................................ 77

2.4.5.5 Características de la Planta de Tratamiento ........................................ 80

A) Sistema en Superficie ............................................................................... 81

B) Sistema de Inyección de Agua de las Areniscas U, T………………….85

2.4.5.6 Fuentes de Agua para Soportar el Proyecto de Inyección................... 85

2.4.5.7 Cantidad y Calidad del Agua a Inyectarse ........................................... 86

2.4.5.8 Cantidad y Calidad de Agua de Formación ......................................... 87

2.4.5.9 Tratamiento de Agua de Inyección ........................................................ 89

A) Sistema de Tratamiento de Agua de Formación ................................... 89

B) Sistema de Tratamiento de Agua de Río. ............................................... 99

2.4.5.10 Tratamiento Físico Químico del Agua Dulce y Agua de Formación a

Inyectarse ……………………………………………………………………...106

2.4.5.11 Control del Tratamiento Químico y Disposición de Sólidos. .......... 108

A) Control Químico del Agua de Formación ............................................ 108

B) Control Químico del Agua del Río. ...................................................... 111

2.4.5.12 Influencia de la Calidad del Agua ..................................................... 113

2.4.5.13 Compatibilidad del Agua .................................................................... 114

2.4.5.14 Volumen de Agua a ser Inyectado de la Planta (Bls) ……………....116

2.4.5.15 Métodos de Predicción del Comportamiento de Inyección ............. 119

XV

2.4.5.16 Requisitos que debe Tener el Agua para Lograr una Buena

Recuperación de Petróleo ................................................................................. 133

2.4.6 EFICIENCIA DE INYECCION ............................................................. 135

2.4.6.1 Tipos de Inyección ................................................................................. 135

A) Inyección en Arreglos ............................................................................ 135

B) Inyección Periférica o Externa .............................................................. 137

C) Inyección Interna ................................................................................... 140

2.4.6.2 Pozos Inyectores .................................................................................... 142

2.4.6.3 Completación para los Pozos Inyectores y Reinyectores ................... 160

2.4.6.4 Descripción de los Pozos Productores ................................................. 161

A) Eficiencia de Área de Barrida ............................................................... 173

2.4.6.5 Métodos para el Comportamiento de la Inyección ........................... 174

2.4.6.6 Análisis de Hall Modificado ................................................................. 177

2.4.6.7 Factores que Afectan la Inyección ....................................................... 190

2.5 HIPÓTESIS ................................................................................................. 191

3 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN ..................................................... 192

3.1 Recolección de Datos ................................................................................... 192

3.2 Resultados .................................................................................................... 192

CAPITULO IV

4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN…………………….…………………..225

4.1 Parámetros Físico – Químicos del Agua de Formación Actual.………..225

4.2 Eficiencia de la Inyección (Método de Hall)……………………………..225

4.3 Producción de Petróleo Después de la Inyección………………………..225

4.4 Costos…………………………………………………………………........228

4.5 Costo de Mantenimiento…………………………………………………..231

CAPITULO V

5.1 Conclusiones………………..………………………………………...........233

5.2. Recomendaciones…………………………………………………………235

5.3. Tablas y Anexos………………………….………………………………..239

5.5 Terminos Usados……………………………….………………………….291

5.6 Bibliografia…………………………………………….…………………..298

XVI

INDICE DE TABLAS

Tabla 2.4.2.1.-Espesores de las Formaciones.

Tabla 2.4.2.2.-Topes y Bases de las Formaciones.

Tabla 2.4.2.3.-Estado Actual del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.2.4.-Pozos Productores del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.2.5.-Pozos Abandonados y Cerrados del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.3.1.-Clasificacion de la Porosidad y el Rango

Tabla 2.4.3.2.-Clasificacion de la Permeabilidad

Tabla 2.4.3.3.-Porosidades y Permeabilidades Promedios de U y T

Tabla 2.4.3.4.-Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Areniscas U

Tabla 2.4.3.5.-Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Arenisca T

Tabla 2.4.3.6.-Topes y Bases de los Pozos Aledaños

Tabla 2.4.3.7.-Radio de entrada de poro de los Pozos Aledaños

Tabla. 2.4.3.8.-Saturación de Agua Inicial y Petróleo Residual.

Tabla. 2.4.3.9.-Rango de Salinidad del Agua del Yacimiento U.

Tabla 2.4.3.10.-Parámetros petrofísicos PVT del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.3.11.-Parámetros PVT de Gas del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.3.12.-Parámetros PVT del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.3.13.-Rango de Saturación de Agua del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.4.1.-Reservas Originales y Remanentes del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.4.2.-Petróleo Originales en Sitio del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.4.3.-Producción Anual del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.4.4.-Producción Por Levantamiento del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.4.5.-Producción Diaria por Arena del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.4.6.-Producción Por Arenisca del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.4.7.-Sistema de Producción del Campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.5.1.-Sistema de Tratamiento de Agua de Formación

Tabla 2.4.5.2.-Características de las Celdas de Flotación y de Bombas

Tabla 2.4.5.3.-Características Principales de los Filtros

Tabla 2.4.5.4.-Características Principales de la Torre

Tabla 2.4.5.5.-Calidad de Agua de Formación

Tabla 2.4.5.6.-Equipos para el Tren de Tratamiento de Agua de Formación

Tabla 2.4.5.7.-Modos de Funcionamiento de las Bombas de Recirculación.

Tabla 2.4.5.8.-Modos de Funcionamiento de las Bombas de Transferencia.

Tabla 2.4.5.9.-Operación de la Bomba Retrolavado.

Tabla 2.4.5.10.-Equipos para el Tren de Tratamiento de Agua de Rio

Tabla 2.4.5.11.-Operación de la Bomba Retrolavado.

Tabla 2.4.5.12.-Operación de la Bomba de Transferencia de Desoxigenación

Tabla 2.4.5.13.-Operación de la Bomba de Inyección de Químico

Tabla 2.4.5.14.-Contaminantes del Agua de Inyección del Campo Auca

Tabla 2.4.5.15.-Procesos Requeridos para el Agua de Inyección

Tabla 2.4.5.16.-Análisis del Tratamiento Físico-Químico del Agua

XVII

Tabla 2.4.5.17.-Historial de Volumen de Agua a Inyectarse

Tabla 2.4.5.18.-Parámetros Físico-Químicos de Agua de Formación

Tabla 2.4.5.19.-Parámetros Físico-Químicos de Agua Dulce

Tabla 2.4.5.20.-Balance de Químicos de Agua Dulce y de Formación

Tabla 2.4.6.1.-Pozos Inyectores de Agua

Tabla 2.4.6.2.-Historial de Inyección de Agua

Tabla 2.4.6.3.-Mineralogía en diferentes profundidades Auca – 25, arenisca “T”

Tabla 2.4.6.4.-Mineralogía en Diferentes Profundidades Auca-30, Arenisca “T”

Tabla 2.4.6.5. -Espesores de Arenas de Campo Auca (Pozos AU-12 y AU-41).

Tabla 3.1.1.-Resultas Anuales de Inyección de Agua

Tabla 3.1.4.- Presiones de Fondo y Yacimientos de los Pozos Aledaños

Tabla 4.6.1.-Evaluación Económica para la Planta de Inyección de Agua

Tabla 4.6.2.-Costos de Químicos

Tabla 4.6.3.-Tratamiento Químico para el mes de Enero 2011

Tabla 4.6.4.-Rendimiento del Tratamiento Químico para el mes de Enero 2011

Tabla 4.6.5.-Tratamiento Químico para el mes de Febrero2011

Tabla 4.6.6.-Rendimiento del Tratamiento Químico para el mes de Febrero2011

Tabla 4.6.7.-Costos de Mantenimiento Para la Planta De Inyección de Agua.

XVIII

INDICE DE FIGURAS

Fig. 2.4.1.1 - Ubicación Geográfica Del Campo Auca


Fig. 2.5.1.3 - Mapa Geológico Del Campo Auca

Fig.2.5.1.4 Columna Estratigráfica del Campo Auca

Fig. 2.4.3.1. Gargantas Porales

Fig.2.4.3.2.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca U superior).

Fig.2.4.3.3.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca U inferior).

Fig.2.4.3.4.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca T superior)

Fig. 2.4.3.5– Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca T inferior)

Fig. 2.4.3.6 – Permeabilidades Relativas Reducidas Vs Sw (Arena U).

Fig. 2.4.3.7 – Permeabilidades Relativas Vs Sw (Arena T).

Fig. 2.4.3.8. - Viscosidad en función de la Presión a Temperatura constante

Fig. 2.4.3.9. - Viscosidad del Petróleo vs Presión (Arena U, Arena T)

Fig. 2.4.3.10- Factor volumétrico del Petróleo vs Presión.

Fig. 2.4.3.11- Principales Geometrías de flujo en el Yacimiento

Fig.2.4.4.1.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur

Fig. 2.4.4.2 Historial del Corte de Agua del Campo Auca-Auca Sur

Fig.2.4.4.3.Historial de WOR Campo Auca-Auca Sur

Fig.2.4.4.4.Historial de Producción de Gas del Campo Auca-Auca Sur

Fig.2.4.4.5.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur de acuerdo BES

Fig.2.4.4.6.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur de acuerdo al

Empuje Hidráulico

Fig.2.4.4.7.Historial de Producción de acuerdo al Flujo Natural

Fig.2.4.4.8.Historia de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arenisca TI

Fig.2.4.4.9.Historia de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arenisca UI

Fig.2.4.4.10. Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arena UI

Fig.2.4.4.11. Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arena TI

Fig.2.4.4.12.Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur (TI y UI)

Fig.2.4.4.13. Proyección de Agua del Campo Auca-Auca Sur Arenas TI y UI

Fig.2.4.4.14. Proyección de WOR del Campo Auca-Auca Sur Arenas TI y UI

Fig.2.4.4.15. Proyección de Gas del Campo Auca-Auca Sur Areniscas TI y UI

Fig.2.4.5.1. Ubicación Geográfica Auca-41,12 Campo Auca-Auca Sur

Fig. 2.4.5.2. Mecanismos de Producción de las Areniscas U y T

Fig.2.4.5.3. Sistema de Inyección Auca-Auca Sur

Fig.2.4.5.4.Diagrama del Tren de tratamiento de agua de formación.

Fig.2.4.5.5. Unidad de Flotación (Hidrocelda)

Fig.2.4.5.6. Filtro AWS-96

Fig.2.4.5.7- Perfil de Saturación Multivalorada

Fig.2.4.5.8- Localización del frente de flujo ejecutado por Buckley Leverett

Fig.2.4.5.9.Distribución de la Saturación y zonas estabilizada y no estabilizada.

Fig.2.4.5.10.Curva flujo fraccional para el efecto de la zona estabilizada. V.AUX 1

XIX

Fig.2.4.5.11. - Perfil de Saturación durante la inundación

Fig.2.4.5.12.- Sw en el Frente de la Curva de Flujo Fraccional Si Swi > Swir

Fig.2.4.5.13- Determinación de la pendiente para la curva de flujo fraccional.

Fig. 2.4.5.14- Determinación Gráfica de Sw.

Fig. 2.4.5.15. - Determinación de Sw después de la ruptura.

Fig.2.4.6.1.Inyección en Arreglos

Fig.2.4.6.2.Arreglo Periférico Típico

Fig.2.4.6.3. Arreglo Invertido de Cinco Pozos.

Fig.2.4.6.4.Inyección Periférica

Fig.2.4.6.5.Inyección Interna

Fig.2.4.6.6.Area de Estudio de los Pozos Aledaños



Fig.2.4.6.9.Razon de Movilidad y Porcentaje de Área Barrida

Fig2.4.6.10Ubicación En un Arreglo de 5 Pozos durante la Vida de Inundación

Fig.2.4.6.11.Esquema de una Formación Sometida a Invasión de Agua

Fig.3.1.1.Volumenes Acumulado de Agua Inyectados.

Fig3.1.2.Volumenes de Inyección de Agua.

Fig.3.1.3.Presión de Cabeza de los pozos Inyectores

Fig.3.1.4.Total de Sólidos en el Agua

Fig.3.1.5.Historial de Presiones de Fondo AUC 41I



Fig.3.1.8.Historial de Presiones de Fondo de los Pozos de Inyector.

Fig.3.1.9.Historial de Caudales de Inyección AUC 12I


Fig.3.1.11.Historial de Caudales de Inyección de los pozos Inyectores

Fig.3.1.12.Método de la Pendiente AUC 12I

Fig.3.1.13.Método de la Pendiente AUC 04DI


Fig.3.1.15. Análisis de Build Up Pozo Auca 67 D Arenisca “U”

Fig.3.1.16. Análisis de Build Up Pozo Auca 70 D Arenisca “Ti”

Fig.3.1.17. Análisis de Build Up Pozo Auca 21 Arenisca “Ti”

Fig.4.4.1.Grafico de Hall AUC 12I

Fig.4.4.2.Grafico de Hall AUC 4ID


1

CAPITULO 1

1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 Enunciado del Problema

¿Cómo evaluar el sistema de inyección de agua en el campo Auca?

1.2 Enunciado del Tema

Evaluación del sistema de inyección de agua en el campo Auca, mayo 2011.

1.3 Descripción del Problema

Fue descubierto por el consorcio TEXACO – GULF con la perforación de pozo

Auca – 01 que se inició el 16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970,

alcanzó una profundidad de 10578´ y dio una producción de 3072 BPDD de los

yacimientos Hollín (31 API) Y T (27 API). Se inicia el desarrollo del campo en

diciembre de 1973 con 250 acres de espaciamiento y fue puesto en producción en

Abril de 1975, con 24 pozos.

En el Campo Auca existe una falla principal que tiene un rango promedio de salto

entre 10 y 30 ft: con un máximo de 50 ft en la parte central, existen fallas

secundarias.

Si se bombea adecuadamente agua en cada dos pozos puede mantenerse e incluso

incrementar la presión del yacimiento en su conjunto, desplazando físicamente al

petróleo. Se debe tomar en cuenta que en la actualidad se presentó un proyecto de

inyección de agua con cuatro pozos inyectores a las areniscas productoras

denominadas “U” Y “T” y cuyas reservas han sido recuperadas en un mayor

porcentaje y que tiene altos cortes de agua han sido considerados para convertirlos

en inyectores de los cuales solamente uno de ellos está funcionando.

El ciclo de producción primaria en un yacimiento hidrocarburífero se desarrolla

por la expansión del gas disuelto y la compresión de la roca, sin añadir ninguna

energía artificial.

2

En la actualidad se emplea dos sistemas complementarios la inyección de agua y

la inyección de gas.

La recuperación secundaria por la inyección del agua se lo realiza para suministrar

energía externa al depósito manteniendo o incrementando la presión del

yacimiento y desplazamiento de más petróleo, que permitirá aumentar la

eficiencia en la recuperación de mayor cantidad de petróleo.

La inyección de agua, compatible con el agua del yacimiento es el método más

adecuado debido al bajo costo y fácil manejo de inyectar este fluido. Este método

de recuperación secundaria nos permite considerar las propiedades petrofísicas de

la roca y fluidos, así como las condiciones geológicas del yacimiento.

1.4 Justificación

En la perforación de pozos inyectores se requiere de la máxima seguridad para

proteger el medio ambiente y evitar la contaminación del crudo.

El presente estudio pretende proponer la evaluación del sistema de inyección de

agua en el campo Auca operado por EP-Petroecuador al perforar y explotar el

crudo.

Al momento de explotar el crudo e implementar el sistema de inyección de agua

se debe proceder con los medios adecuados, ya que la zona aledaña no debe estar

contaminada.

Es necesario inyectar al yacimiento algún tipo de fluido, como agua de formación,

con un tratamiento previo para que no dañe la formación productora como el

sistema de inyección y proporcionar energía adicional al yacimiento.

La inyección de agua como método de recuperación secundaria nos permite

obtener un barrido de petróleo más eficaz y suministrar energía al yacimiento.

1.5 Objetivos

3

1.5.1 Objetivo General

Evaluar el sistema de inyección de agua en el campo Auca

1.5.2 Objetivos Específicos

Observar el estado actual de la planta de inyección y su respectivo

funcionamiento

Comparar los datos históricos geológicos, petrofísicos, PVT y de

producción disponibles en el campo.

Determinar si el sistema de inyección de agua es económicamente

rentable, como también el incremento de FR.

Exponer los resultados a los funcionarios de la compañía

1.6 Factibilidad y Accesibilidad

El trabajo es factible por que se cuenta con el apoyo del Talento Humano, técnico,

económico, con la bibliografía, web grafía suficiente y el tiempo necesario para el

desarrollo del proyecto. Es accesible la realización del presente estudio, porque la

información pertinente y el desarrollo del trabajo del campo es facilitada por la

empresa EP-PETROECUADOR.

4

CAPITULO II

2 Marco Teórico

2.1 Marco Legal

Créase la Empresa “Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana” (CEPE) a hora

Petróleos del Ecuador PETROECUADOR, con personalidad jurídica, patrimonio

propio, autonomía administrativa, económica, financiera y operativa, con

domicilio principal en la ciudad de Quito.

En su gestión empresarial estará sujeta a esta ley Especial, a los reglamentos que

expedirá el Presidente de la República, a la Ley de Hidrocarburos y a las demás

normas emitidas por los órganos de la Empresa.

EP-PETROECUADOR, tiene por objeto el desarrollo de las actividades que le

asigna la Ley de Hidrocarburos, en todas las fases de la industria petrolera, lo cual

estará orientado a la óptima utilización de los hidrocarburos, que pertenecen al

patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado, para el desarrollo económico

y social del país, de acuerdo con la política nacional de hidrocarburos establecida

por el Presidente de la República, incluyendo la investigación científica y la

generación y transferencia de tecnología.

EP PETROECUADOR se encargará de planificar, coordinar y supervisar las

actividades de las empresas filiales y controlar que las mismas sean ejecutadas de

manera regular y eficiente.

En el ejercicio de sus actividades, EP PETROECUADOR preservará el equilibrio

ecológico, para lo cual crearán una unidad específica, cuya labor fundamental

consistirá en prevenir y controlar la contaminación ambiental, así como evitar que

sus actividades afecten negativamente a la organización económica y social de las

poblaciones asentadas en las zonas donde éstas sean realizadas.

5

2.2 Marco Institucional

CEPE (Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana) inició su actividad el 23 de

junio de 1972, con 17 funcionarios y una asignación presupuestaria inicial del

25% de los activos del consorcio Texaco Gulf, con un presupuesto de 29 millones

de sucres y la misión de precautelar los hidrocarburos del suelo ecuatoriano para

convertirlos en un recurso que alimente el desarrollo económico y social del país.

De 1971 a 1989, CEPE se convirtió en el símbolo nacional, cuyo esfuerzo estaba

dirigido a dotar al país de la infraestructura necesaria para la naciente industria del

petróleo. Varios son los hechos sobresalientes que se produjeron durante este

período.

PETROECUADOR se creó el 26 de septiembre de 1989, mediante la Ley

Especial Nº 45, como una entidad con personería jurídica, patrimonio propio y

autonomía administrativa, económica, financiera y operativa, con facultades para

cubrir sus costos empresariales, entregar al fisco el 90% de sus ganancias e

invertir el 10% restante en el robustecimiento institucional, especialmente en el

área de exploración.

2.3 Marco Ético

El presente estudio no va a afectar los intereses de la compañía ni de los autores

de estudios similares a los cuales se hace referencia en la bibliografía.

2.4 Marco Referencial

2.4.1 GENERALIDADES

A nivel mundial se ha observado el aumento de producción de agua por cada

barril de petróleo hablando de una proporción de tres a uno, es decir por cada

barril de petróleo se producen tres barriles de agua que se extraen del yacimiento.

EP-Petroecuador al observar el incremento de producción de agua de formación

en los campos que opera ha venido realizando varios proyectos para el control y

6

utilización de ésta producción de agua, como caso particular el Campo Auca uno

de los campos maduros de producción de hidrocarburos desde sus inicios ha

tenido un gran aporte de producción de petróleo pero en los últimos años se ha

notado un aumento en el corte de agua.

2.4.1.1 Ubicación del Campo

El Campo Auca está ubicado en la Cuenca Oriental del Ecuador, al nororiente de

la Región Amazónica, a unos 260 Km. al este de Quito y aproximadamente a 100

Km. al sur de la frontera con Colombia. Ubicado en la provincia de Orellana, a 25

Km. al sur–oriente del cantón Francisco de Orellana, (El Coca), en la parroquia

Dayuma; entre el río Jandiayacu y el río Tiputini, (Figura 2.4.1.1), dentro del área

de operaciones de EP-PETROECUADOR. La principal vía de acceso es la

carretera vía Lago Agrio – Coca – Auca. Es el cuarto campo en importancia de

acuerdo a la producción nacional


Fuente: Archivo Técnico – EP-PETROECUADOR.

7

2.4.1.2 Ubicación Geográfica

El Campo tiene una orientación de Norte-Sur, las dimensiones generales del

campo son 25 Km de largo y 4 Km de ancho con una superficie aproximada de

17000 Acres, se localiza en la zona 43 del hemisferio sur cuyas coordenadas

geográficas son:

Latitud: entre 0º 34’S y 0º 48’ S

Longitud: entre 76º 50’ W y 76º 54’ W

Geográficamente se extiende desde los 0º 34’ 00” a los 0º 48’ 00” de latitud sur

hasta los 76º 50’ 0” a los 76º 54’ 00” de longitud oeste.

Los límites del Campo Auca son:

Norte: Campos, Sacha, Culebra – Yulebra y Yuca.

Sur: Campo Cononaco.

Este: Campos Anaconda, Pindo y Conga.

Oeste: Campo Puma.


Fuente: Archivo Técnico – EP-PETROECUADOR

8

Además, el área cuenta con un clima tropical característico de la zona. Los rasgos

geográficos predominantes son los relieves colinados denudativos y los ríos que

recorre la zona en la cual se asienta el área Auca, son el Rumiyacu, Tiputini,

Shiripuno, entre otros.

2.4.1.3 Características Geológicas del Campo

Geológicamente está en la parte central y en el eje de la subcuenca del Napo,

formando parte del tren de estructuras orientadas en sentido Norte–Sur. Pertenece

al corredor Sacha–Shushufindi. El Campo Auca es un anticlinal fallado de

tendencia norte–sur con producción de las areniscas de edad cretácica de la parte

inferior de la formación Napo y de las areniscas cretácicas de la formación Hollín.

Las areniscas U y T tienen cantidades considerables de hidrocarburos pero sus

acuíferos son parcialmente activos, actuando arealmente por zonas a lo largo del

campo lo que ha causado durante el tiempo de producción que la presión decline

en algunos sectores del campo. Las características geológicas importantes en el

yacimiento que se deben analizar son la litología y estratigráfica.

Fig. 2.5.1.3 - Mapa Geológico Del Campo Auca


9

2.4.2 GEOLOGIA DEL CAMPO AUCA

2.4.2.1 Cuenca Oriente

La Cuenca Oriente contiene las mayores acumulaciones de crudo dentro de la

provincia petrolera Putumayo-Oriente-Marañón, con alrededor de 30.000 millones

de barriles de petróleo en sitio, acumulados en cien Campos. Se diferencian tres

"plays" petroleros individualizados. Con características propias de sus trampas y

crudos. El play Occidental. Adyacente a la cordillera Real de los Andes, está en

proceso de destrucción por el levantamiento provocado por la última orogenia

andina, que ha afectado las trampas, formadas en la primera etapa de la inversión

tectónica (cretácico tardío-paleoceno), provocando la degradación de los crudos,

con excepción del campo Bermejo.

En él se ubica el campo Pungarayacu de areniscas bituminosas, que contiene el

mayor volumen de crudo en sitio de la cuenca. Este play contiene el 18% del

petróleo en sitio de la cuenca. El play central es el más rico, y con las mayores

reservas de crudos livianos, evoluciona a partir del rift jurásico y se caracteriza

por fallas profundas en flor. Desarrolladas a partir de dos inversiones tectónicas:

una cretácica tardía-paleocénica, y otra eocénica temprana. En él están los campos

gigantes Shushufindi y Sacha. Contiene el 54 % del crudo en sitio de la cuenca. El

play oriental el segundo en importancia con el 28 % del petróleo en sitio de la

cuenca, contiene un campo gigante: Ishpingo, que posee un play con predominio

de crudos pesados.

2.4.2.2 Marco Estructural Regional

El análisis de secciones sísmicas de pozos y de datos estructurales del campo,

además del estudio detallado de estructuras petrolíferas, han permitido la

construcción de Secciones Regionales Estructuradas diferenciadas en tres

dominios estructurales en la Cuenca Oriente. Estos dominios tectónicos son

diferenciados por sus características geométricas y cinemáticas relacionadas a

eventos pre-cretácicos.

10

Dominio Occidental: Sistema Subandino.

Dentro del Sistema Subandino constituye la parte aflorante de la Cuenca Oriente

y permite observar el estilo de las últimas deformaciones. En los afloramientos se

observan fallas inversas de alto o bajo ángulo, con marcadores cinemáticos que

evidencian una tectónica transgresiva con movimientos destrales. Este dominio

tectónico levanto y deformó principalmente durante el Plioceno y el Cuaternario.

Levantamiento Napo: Corresponde a un inmenso domo, limitado por

fallas de rumbo al este y oeste, donde afloran esencialmente las series

sedimentarias cretácicas y terciarias de la Cuenca Oriente. Su borde

oriental está constituido por estructuras compresivas tipo flor positivas, las

que originaron el Campo Bermejo, y estructuras como el anticlinal del

Río Payamino.

Depresión Pastaza: zona de transición entre el Levantamiento Napo y el

Levantamiento de Cutucú, dentro de esta zona se pueden observar que las

fallas se vuelven más cabalgantes al contacto entre el Sistema Subandino y

la Cordillera Real, donde afloran sedimentos neógenos y cuatenarios.

Levantamiento Cucutú: Se lo interpreta como una estructura en flor

positiva, además existe un sistema de corrimientos de convergencia oeste,

observable en superficie, relacionados con una cuña intercutánea profunda

convergente al este.

Dominio Central: Corredor Sacha-Shushufindi

En este dominio se encuentran los principales campos petrolíferos del Ecuador,

deformados por mega-fallas de rumbo en dirección NNE-SSW, que se verticalizan

en profundidad y evolucionan a estructuras en flor hacia la superficie. Estas mega-

fallas han funcionado en el Precretácico.

Dominio Oriental: Sistema Invertido Capirón-Tiputini

11

Se trata de un dominio estructural más ancho que el corredor Sacha-Shushufindi.

Los campos petrolíferos más importantes se encuentran en las estructuras de su

borde oriental como son: Tiputini, Tambococha, Ishpingo, Imuya en el borde

oriental, y en el borde occidental se encuentran Cuyabeno-Sansahuari, Capirón y

hacia la parte central encontramos Pañacocha, Yuturi, Amo. Existen un régimen

tectónico en transpresión dextral, este estilo de desviación se lo evidencia en

estructuras oblicuas en “échelon” y fallas verticales en superficie.

2.4.2.3 Ambiente Deposicional Regional

Las arenisca Hollín se depositó en un ambiente fluvial evolucionando a un

ambiente platafórmico, posiblemente estuarino, con influencia mareal, Las

areniscas U y T fueron depositadas luego de una importante regresión marina con

un desplazamiento de la línea de costa en dirección Este, a partir de la cual y sobre

valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con ingresos fluviales

afectados por mareas, con facies menos desarrolladas de barras, y litofacies de

llanura lodosa y areniscas glauconíticas de plataforma marina somera.

2.4.2.4 Modelo Geológico del Campo

Los intervalos productores del campo Auca, pertenecen al Cretácico y en

particular a las edades siguientes:

Edad Albo-Aptiano para la formación Hollín.

Edad Albiano para la formación Napo T.

Edad Cenomaniano para la formación Napo U.

Edad Maastrichtiano para la formación Basal Tena.

La secuencia estratigráfica del Campo Auca se encuentra conformada por niveles

de lutitas que desempeñaron el papel de roca-madre durante la historia de la

cuenca y de sello parcial o completo de los yacimientos. El apilamiento de las

facies yacimiento y roca madre facilito la migración del crudo desde las zonas de

generación hacia las zonas de entrampamiento. La descripción estratigráfica del

12

campo Auca, ha sido realizada en base a estudios de los ripios de perforación y los

registros de pozos perforados en la estructura del campo.

2.4.2.5 Modelo Estructural del Campo

Estructuralmente se divide en tres elementos distintos.

Sistema Subandino

Corredor Sacha-Shushufindi

Sistema Invertido Capirón-Tiputini.

El Campo Auca-Auca Sur pertenece al Corredor Sacha-Shushufindi y está

rodeado por los Campos Sacha, Culebra-Yulebra y Yuca, al Norte; Cononaco al

Sur; Pindo al Este y Puma al Oeste.

En el mapa estructural al tope de la arenisca T principal(Anexos), se aprecian

varias culminaciones locales ubicadas a lo largo de la cresta estructural,

incluyendo un amplia área no mapeada que se extiende en la zona norte del campo

desde el pozo AU-6 hasta el pozo, AU-4 en los que se forman los pozos AU-4,

AU-2 y AU-6, otro pequeño alto se extiende 3 Km al sur del Campo Auca,

denominado Auca Sur, y pequeños altos locales alrededor de los pozos AU-1,

AU-11 y AU-17 y AU-35 y entre AU-22 y AU-23.

El cierre estructural vertical (-9090´) es de 122´ (el punto más alto está localizado

en el pozo AU-1 (-8968´) en la línea sísmica PE-91-9 D, PT – 500.

2.4.2.6 Sistema de Fallamiento

Está constituido por una serie de fallamiento de rumbo, los cuales se encuentran

en los flancos occidental y oriental, en la parte central afectando los niveles

arenosos U inferior y T inferior; este fallamiento que durante el Precretácico

fueron normales, reactivas e invertidas, pudieron haber evolucionado en fallas

inversas, dando origen a la formación de una estructura en flor positiva, hacia la

13

superficie y de pliegues orientados en dirección NW-SE, indicando dentro del

contexto estructural, su deformación durante el régimen transgresivo dextral.

Estratigrafía.- El análisis litoestratigráfico de las series prospectivas de edad

cretácico está constituido por depósitos fluviales de la formación Hollín y los

depósitos marinos de plataforma estable de la formación Napo. En base a la

estratigrafía se definieron las siguientes zonas:

Tope Caliza “C”

Zona Lutita Napo Basal

Zona caliza “T”

Ciclo arenisca “T”

Zona Caliza “B”

Zona Lutita “U”

Zona Caliza “U”

Ciclo arenisca “U”

Base Caliza “A”

Secciones Estratigráficas.- Las 7 correlaciones estratigráficas construidas en

direcciones N-S y E-O, se aprecia que los ciclos arenosos “U” y “T”, se extienden

regionalmente de forma irregular en toda el área de estudio, limitando su análisis

y estudio a las zonas de las areniscas “U” inferior y “T” inferior.

2.4.2.7 Descripción Litológica

Las formaciones cretácicas Hollín, Napo y Tena aparecen en Auca con presencia

de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Hollín, Napo U, Napo T y

Basal Tena.

Formación Hollín.- La formación hollín tiene un espesor promedio entre 400 y

450pies, contiene un contacto agua petróleo bien marcado y exhibe un fuerte

empuje de agua en el fondo. Esta formación está conformada por las areniscas

14

Hollín inferior de origen volcánico y Hollín superior de origen marino somera con

sedimentos de depositación de zona de playa, además esta formación está presente

en todo el campo Auca - Auca Sur sin presencia de fallas.

Hollín Inferior o Principal.- La formación Hollín inferior está constituida de una

arenisca cuarzosa limpia con algunas intercalaciones arcillosas. Las areniscas

tienen un grano fino a grueso que puede ser localmente conglomerático y se

presentan como un cuerpo masivo o secuencia con una buena clasificación de

grano. Las estructuras internas están de tipo estratificación cruzada o plana

horizontal correspondiente a un ambiente de depósito fluvio-deltaico.

Areniscas gruesas de canal por mayoría a la base de la secuencia

Areniscas de tamaño promedio a fino hacia el tope del canal

Lutita

Este conjunto de facies corresponde a un ambiente de depósito de tipo planicie

aluvial con canales entrelazados donde la facies arcillosa corresponde a un relleno

de canal abandonado.

Hollín Superior.- Esta unidad fue atravesada completamente por casi todos los

pozos y tiene un espesor promedio de 50-60 píes. Los datos de núcleos indican

una litología muy compleja en términos de variación del espesor de las litofacies y

del contenido mineralógico. En los núcleos se han encontrado los mismos litotipos

que en Hollín inferior, pero en menor proporción. La razón es que a estos litotipos

se añaden tres litotipos adicionales que son:

Una arenisca fina masiva que puede contener una alta proporción de

glauconita

Una arenisca sucia muy fina a fina con frecuentes bioturbaciones

Un litotipo carbonatado

15

El Hollín superior corresponde a una secuencia transgresiva que empieza por un

ambiente de depósito de tipo costero con influencia de estuario a un ambiente

marino. La mayoría de los sedimentos están depositados en un sistema de canal

influenciado por marea y planicie de arena influenciado por mareas.

Basal Napo.- La formación Basal Napo corresponde a unos 60-70 píes de lutitas

depositadas en un ambiente marino profundo. Esta lutita indica la continuación de

la trasgresión marina y corresponde a una superficie de inundación máxima.

Arenisca "T”.- Los núcleos indican un conjunto de varias litofacies en las que

predominan lutitas de borde de plataforma marina somera y limolitas y, en menor

cantidad, pero genéticamente relacionadas, arenisca marina someras y un amplio

espectro de depósitos estuarinos influenciados por marea. Otras litofacies

presentes en los núcleos incluyen areniscas de plataforma marina influenciada por

tormenta, caliza de plataforma, y arenisca de origen fluvial. El porcentaje de las

principales litofacies esta anotado a continuación:

40% de lutita y limolita de plataforma

14% de planicie de arena influenciada por marea

12% de arenisca glauconitica bioturbada de plataforma

8% de barra de arena influenciada por marea

7% de canal influenciado por marea

3% de arenisca de plataforma influenciada tormenta.

Las litofacies que tienen calidad de yacimiento corresponden a planicie de arena

influenciada por marea, barra de arena influenciada por marea y canal

influenciado por marea. La proporción de estas litofacies (30%), cortadas en

mayoría en las unidades Napo “T” inferior 2 y Napo “T” superior, parece

sobrestimado comparativamente a la firma de los registros particularmente para

las unidades Napo “T” inferior uno y dos.

16

Los pozos ubicados en el sur del Campo Auca como el pozo Auca 14 tienen facies

yacimiento en la casi totalidad del Napo “T” inferior, mientras que los pozos Auca

10, ubicado en la parte norte, y Auca Inyector 5, ubicado en el flanco Este, tienen

respectivamente alrededor de 60% y 30% de yacimiento.

En los tres pozos, el conjunto de secuencias es diferente. Se trata de un

apilamiento de canales o barras en toda la unidad del pozo Auca 14 mientras que

en el pozo Auca 10 la unidad empieza por una barra marina con una capa de

arcilla de 10 píes de espesor. Sobre ella se desarrollan dos canales con un

contacto abrupto en las bases. En el tercer pozo Auca, Inyector 5, el nivel basal

está constituido de una arenisca arcillosa con una capa más importante de arcilla y

en la parte superior se desarrollan dos cuerpos areniscos de menor espesor que en

el pozo Auca 10.

En Napo “T” superior se encuentra esencialmente arenisca marina de tipo barra de

marea y canal de marea y una alta proporción de glauconita en algunos pozos

como en el pozo Auca 25. Las areniscas son generalmente de grano fino y de

aspecto masivo que tienen una calidad de yacimiento menor que la de Hollín

Inferior. Intercalaciones de arenisca glauconítica con lutita y limolita son

frecuentes en esta unidad. El espesor máximo de arenisca neta de 20-30 píes se

encuentra en la parte sur y central del Campo. La parte norte no tiene yacimientos

excepto tres pozos ubicados cerca del pozo Auca 2. Este yacimiento tiene un

pobre potencial de producción.

Arenisca"U".- A Napo U, para fines de una mejor descripción se ha procedido a

dividirla en U6, U5, U4, U3, U2, U1 así, los niveles U6 y U5 serían los

correspondientes a U superior, U4 sería el que corresponde a U media y U3, U2 y

U1 a U inferior.

17

La unidad basal de Napo “U” está constituida por lutitas marinas que representan

depósitos marinos anóxicos de baja energía y de regular profundidad. Estas lutitas

de la unidad U1 corresponden a un máximo de transgresión importante.

La unidad U2, que descansa en conformidad sobre las lutitas basal, está

constituida por una alternancia de lutitas y limolitas y de calizas generalmente

arcillosas. El pozo Auca 31 tiene núcleos en esta unidad. Los niveles de caliza son

fosilíferos y tienen bioturbaciones. En otra parte de la cuenca fueron encontrados

amonites y “hard-ground”. La unidad U2 está interpretada como un depósito en un

ambiente marino abierto no muy profundo y con secuencias transgresivas

repetidas.

Los núcleos fueron cortados en 6 pozos, en el tope de la unidad U2 y en las

unidades U3 y U4. Los núcleos indican que la mayor parte de las litofacies de los

yacimientos son principalmente depósitos fluviales influenciados por mareas. Hay

una presencia menor de barras de arenisca influenciada por marea, y depósitos de

marisma influenciados por marea y planicie lodosa, así como arenisca

glauconítica de plataforma marina somera, arenisca de plataforma por tormenta,

biohermas redepositados, caliza delgada de plataforma.

53% de lutita y limolita de plataforma.

22% de sistema fluvial influenciado por marea.

8% de biohermas redepositadas.

5% de barra de arena influenciada por marea.

3% de arenisca glauconitica bioturbada de plataforma.

3% de arenisca de plataforma influenciada tormenta.

3% de caliza de plataforma.

Arenisca Basal Tena.- Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada, de grano

medio a grueso, con un promedio de porosidad del 19 %. Esta formación no es

continua, tiene un espesor total promedio de 40 ft principalmente formado por un

18

cuerpo areniscoso delgado de 10 a 20 pies de espesor y descansa en discordancia

sobre las lutitas de Napo superior. Posee una salinidad de 35.000 NaCl. El área

total de esta arenisca en las zonas donde se encuentran presentes los pozos, de

acuerdo al mapa estructural da como resultado un área 16460.09 acres.

Tabla 2.4.2.1.-Espesores de las Formaciones.

FORMACION

ESPESOR AREA

(PIES) (ACRES)

HOLLIN 400-450 20844.09

T 120 13621.87

U 200 21471.49

BASAL TENA 40 16460.09

Topes y Bases de las Formaciones

Los datos correspondientes a los topes y bases fueron determinados por el

Departamento de Geología y Producción, a continuación se observan los valores

correspondientes a los topes y bases que fueron determinados de cada uno de los

pozos promedios. En la siguiente tabla se detalla los respectivos topes y bases de

las formaciones del campo Auca.

Tabla 2.4.2.2.-Topes y Bases de las Formaciones.

FORMACION TOPES Y BASES

BT 8946 – 8957

U INF. 9742 – 9853

T SUP. 9923 – 9970

T INF. 9982 – 10057

HS 10153 – 10285

HI 10667 – 10710

2.4.2.8 Columna Estratigráfica del Campo Auca

Los cuerpos areniscos que constituye el yacimiento U3, corresponden a barra de

arenisca en el pozo Auca 16 y sistema fluvial (canal) influenciado por marea en

los pozos Auca 25 y Auca 31.

19

Fig.2.5.1.4 Columna Estratigráfica del Campo Auca


COLUMNA ESTRATIGRAFICA

CAMPO AUCA

MIEMBRO

MES

OZOI

CO

CRET

ACIC

O

EDAD DESCRIPCIONDESCRIPCIONLITOLOGIA

PETROPRODUCCION

20

2.4.2.9 Ambiente de Depósitos

El análisis sedimentológico de los núcleos cortados y analizados en los

yacimientos arenosos “U” inferior y “T” inferior por la compañía EP-

PETROPRODUCCIÓN indican la presencia de un medio de depósito estuarino

influenciado por marea, asociado a varios subambientes de depósitos: depósitos

fluviales, depósitos de plataforma marina somera.

El primer ciclo corresponde a un ambiente de estuario que se acaba con el

depósito de las lutitas marinas de Napo Basal. Estas lutitas corresponden a una

superficie de máxima inundación donde empieza el segundo ciclo hasta las lutitas

basal de Napo “U”. El tercer ciclo se acaba durante el depósito de las lutitas de

Napo Superior.

Antes del depósito de las lutitas marinas de fin de ciclo, se desarrolla una

plataforma carbonatada como las correspondientes a:

Caliza delgada del tope Hollín Superior,

Caliza B al tope Napo “T”,

Caliza A al tope Napo “U”.

En todos los ciclos se observa un mejor desarrollo de yacimiento a la base de cada

ciclo con una disminución de la calidad al tope:

Hollín inferior comparativamente a Hollín superior,

Napo “T” inferior comparativamente a Napo “T” superior

Napo U3 comparativamente a Napo U4.

Se trata de un yacimiento con alta energía que se reduce progresivamente con el

desarrollo de la plataforma marina carbonatada.

Formación Hollín.- La formación Hollín Inferior corresponde a un ambiente de

depósito de tipo planicie aluvial con canales entrelazados, en su parte superior se

nota una influencia más costera.

21

Esta evolución continúa en Hollín Superior con una sedimentación marina. Las

variaciones de pozo a pozo indican que la topografía de llanura al Hollín Superior

permitió en la misma época una sedimentación marina y estuarina influenciada

por marea.

Ciclo Deposicional “U”.- Corresponde a la secuencia estratigráfica comprendida

entre las bases de las calizas “A” y “B” de la formación Napo, la cual incorpora 7

niveles clásticos discontinuos diferenciados como:

Caliza “B”

Lutita “U” (U-1)

Caliza “U” (U-2)

“U” inferior (U-3)

“U” media (U-4)

“U” superior (Us-1)

“U” superior (Us-2)

Se centra el análisis litofacial al nivel “U” inferior (U-3), por presentar mayor

potencial hidrocarburífero asociado a las buenas características de yacimientos y

fluidos.

Litológicamente constituida de areniscas de cuarzo de granos finos a muy finos

(locamente basales de tamaño medio a grueso), clasificación moderada a bien

seleccionada, relativamente limpia, con textura homogénea, con precipitación

moderada de cuarzo en el sistema de porosidad, levemente arcillosa, cemento

calcáreo, localmente glauconitica, disolución menor de granos de feldespato,

concentraciones menores y moderadas de mineral pesado y filamentos orgánicos

dispersos, generalmente saturada de hidrocarburos, de apariencia homogénea,

masiva, indicios de láminas delgadas, laminas subhorizontales, laminas delgadas

onduladas, de grano fino al tope con menores cantidades de bioturbación,

22

fragmentos de arcilla siderítica, contactos, internos inclinados y fracturas

discontinuas.

Ciclo Deposicional “T”.- Este ciclo se encuentra definido a la base por la llamada

caliza “T” y al tope por la base de la zona caliza “B”, depositada dentro del ciclo

Napo Basal en donde se diferencian dos niveles clásticos principales.

Zona arenisca T superior

Zona arenisca T inferior

Los núcleos de esta zona indican un conjunto de litofacies, en las que predominan

lutitas de borde de plataforma y limolitas, y en menores cantidades pero

relacionadas genéticamente se depositan: areniscas marinas someras y un amplio

espectro de depósitos estuarinos influenciado por marea. Otras litofacies presentes

en los núcleos examinados incluyen areniscas de plataforma marina influenciados

por tormenta, calizas de plataforma, areniscas de plataforma de origen fluvial

influenciadas por mareas, e inexplicablemente rocas de origen ígneo (basalto o

andesitas) en los pozos AU-16, 30 y 23.

Siendo la mayor interés la zona arenisca “T” inferior, litológicamente está

constituida por arenisca de cuarzo, de granos muy finos a finos, pobremente

seleccionada, matriz arcillosa, cemento carbonatico, manchada de hidrocarburo,

las características sedimentarias incluyen: laminación ondulada y capas dobles de

lodos, laminaciones orgánicas onduladas o arcillosas y discontinuas, láminas de

carbón, laminaciones flaser parcialmente bioturbadas y abundantes capas

delgadas de arcillas que actúan como barreras de permeabilidad verticales.

También contienen un espectro entrelaminado de limolitas y granos de arenisca

fina, generalmente tiene contactos marcados con litofacies lindantes (como barras

de arenisca influenciada por marea).

Formación Basal Tena.- La formación Basal Tena descansa en discordancia

sobre las lutitas de Napo superior. La arenisca está constituida por un cuerpo

23

arenoso delgado de 10 a 20 píes de espesor que está interpretado como arenisca

aluvial influenciada por marea con excelente características de yacimiento.

2.4.2.10 Estado Actual del Campo Auca

Actualmente el campo Auca-Auca Sur está conformado por 93 pozos perforados,

de los cuales 63 pozos están produciendo, 4 pozos se encuentran abandonados, 3

pozos son reinyectores, 1 pozo es inyector, 4 son inyectores cerrados, 1 pozo

exploratorio, 1 pozo por probar y 20 pozos se encuentran cerrados.

Tabla 2.4.2.3.-Estado Actual del Campo Auca-Auca Sur

ESTADOS DE POZO Nro. POZOS Pozos Productores 63 Pozo Reinyector 3 AUW 01, AU 55, AU 5

Pozo Inyector 1 AU 12, AU-04

Pozos cerrados 20 AU 03, AU 07, AU 08, AU 11, AU 13,

AU 34, AU 37, AU 45, AU 46, AU 48, AU 41

Pozos abandonados 4 AU 19 (pescado de perforación), AU 17

Pozos Secos 2 AUC 23, AU 44

TOTAL 93

Departamento de Yacimientos – EP-PETROECUADOR

Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Sáenz

Pozos Reinyectores.- Estos pozos fueron perforados con el fin de procesar el

agua producida en los demás pozos productores y reinyectarla en otras

formaciones como Tiyuyacu y Orteguaza. Algunos pozos por tener un bajo aporte

no pudieron continuar en producción y fueron destinados como pozos

reinyectores de agua de formación.

Pozos Inyectores.- Estos pozos fueron perforados con fines de recuperación

mejorada, ya sea para presurizar los yacimientos o para mejorar las eficiencias de

barrido del petróleo dentro de las areniscas productoras.

24

Pozos Productores.- Son pozos que se perforan con el fin de incrementar la

producción del campo y que hasta la fecha se encuentran aportando cantidades

comerciales de hidrocarburos por lo que se consideran económicamente rentables.

Tabla 2.4.2.4.-Pozos Productores del Campo Auca-Auca Sur

POZO FECHA ESTADO ARENA

AUC-1 2011-04-09 PPS BT

AUC-3 2011-03-21 PPH T

AUC-5 2011-02-24 PPH H

AUC-5I 2011-01-05 PPH HS

AUC-6 2011-02-05 PPH BT

AUC-9 2011-03-11 PPH U

AUC-10 2010-12-13 PPS U

AUC-14 2011-03-04 PPH U

AUC-15 2011-01-30 PPH U

AUC-16 2010-11-18 PPH U

AUC-18 2011-01-22 PPH BT

AUC-19B 2011-01-08 PPH T

AUC-20 2011-02-23 PPH BT

AUC-22 2011-02-20 PPH TD

AUC-24 2010-05-22 PPS U

AUC-25 2011-01-02 PPH U

AUC-26 2011-01-30 PPH BT

AUC-27 2010-10-05 PPS T

AUC-28 2011-01-28 PPH U

AUC-29 2011-02-24 PPH UI

AUC-30 2010-11-08 PPH U

AUC-31 2011-03-26 PPH U

AUC-32 2011-01-19 PPH HS

AUC-33 2010-07-30 PPH T

AUC-34 2011-04-21 PPH HS

AUC-36 2011-03-20 PPH HS

AUC-38 2011-01-17 PPH HI

AUC-39 2010-04-08 PPS H

AUC-40 2011-01-05 PPS T

AUC-42 2011-01-14 PPH BT

AUC-43 2011-03-16 PPH U

AUC-45 2010-03-28 PPS HS

AUC-49 2011-03-30 PPS TI

AUC-50 2011-02-18 PPH UI

AUC-51 2010-11-21 PPS HS

AUC-52 2010-03-12 PPS UI

AUC-53 2009-04-05 PPS HI

AUC-57D 2011-01-01 PPS TI

AUC-59D 2009-08-08 PPS TI

25

AUC-60D 2007-11-30 PPS HD

AUC-61D 2008-11-30 PPS HS

AUC-62D 2010-09-21 PPS UI

AUC-65D 2009-11-14 PPS UI

AUC67D 2011-01-24 PPS U

AUC-70D 2010-05-15 PPS U

AUC-73D 2009-11-03 PPS UI

AUC-75D 2010-07-11 PPS U

AUC-76D 2009-08-13 PPS U

AUC-77D 2009-09-13 PPS U

AUC-82D 2011-02-08 PPS BT

AUC-83D 2011-01-16 PPF HI

AUC-92D 2011-01-13 PPS HI

AUC-93D 2011-01-25 PPS TI

AUC-96D 2010-12-11 PPS HS

AUC-97D 2011-02-03 PPS UI

AUC-98D 2010-09-25 PPS T

AUC-99ST 2010-11-11 PPS TI

AUS-1 2009-12-29 PPS TI

AUS-3 2011-02-21 PPS UI

AUS-4 2009-05-05 PPS U

AUS-5D 2010-11-14 PPS TI

AUS-6D 2010-06-30 PPS U

AUS-7D 2010-08-14 PPS HS



Pozos Abandonados.- Son aquellos pozos que se perforaron con el fin de

incrementar la producción pero que no tuvieron aporte alguno de hidrocarburo o

este aporte no justifica la inversión requerida para continuar con la producción.

Algunos pozos no se pudieron concluir por razones de fuerza mayor, debiendo

quedar estos abandonados, en estos pozos se coloca un tapón de cemento en la

parte superficial del casing para evitar que sean abiertos por accidentes.

Pozos Cerrados.- Un pozo se cierra cuando no existen las facilidades para

continuar con la producción ya sea estos por problemas mecánicos como

atascamientos, colapsos y otros daños en las completaciones de los mismos.

26

Tabla 2.4.2.5.Pozos Abandonados y Cerrados del Campo Auca-Auca Sur

POZO FECHA ESTADO ARENA

AUC-1I 2010-09-06 CI T

AUC-2 2008-09-26 CP HS

AUC-4 2006-09-20 CP T

AUC-7 2004-12-25 CP H

AUC-8 2003-04-01 CP U

AUC-11 2009-01-20 CP BT

AUC-17 1997-07-07 CS TY

AUC-19 1979-03-15 CA

AUC-21 2010-12-24 CP T

AUC-23 1978-09-16 CA

AUC-35 2011-04-29 CP T

AUC-37 2010-08-28 CP T

AUC-41 2010-01-01 CI UT

AUC-44 1996-02-06 CA

AUC-46 2001-12-15 CP UI

AUC-47 2006-08-13 CP U

AUC-48 2002-04-01 CP

AUC-99D 2010-01-19 CA

AUE-1 2006-03-13 CP BT

AUS-2 2009-03-02 CP U



2.4.3 PROPIEDADES PETROFISICAS Y PROPIEDADES FISICO

QUIMICAS DE LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS U, T

2.4.3.1 Propiedades de la Roca

Las areniscas de mayor importancia en el campo son: Hollín, Napo U, Napo T y

Basal Tena. Los datos obtenidos son en base de registros eléctricos, análisis PVT,

estudios de Cores.

2.4.3.2 Propiedades Básicas de la Roca Reservorio de Agua Petróleo

Se encarga de almacenar y trasmitir los fluidos ya que depende de la roca, de las

características y distribución de los fluidos.

Las propiedades fundamentales son la porosidad, permeabilidad, y saturación de

los fluidos que influye en el almacenamiento del petróleo. En el campo Auca los

27

principales yacimientos que pueden ser considerados como niveles de inyección

en el Campo Auca para la porosidad y permeabilidad son: Napo U que comprende

Napo U inferior y Napo U superior, Napo T que comprende Napo T inferior y

Napo T superior, y Hollín de igual manera comprende Hollín superior y Hollín

Inferior.

2.4.3.3 Geometría de las Areniscas

Uno de los factores que influye en los mecanismos de desplazamiento de fluidos

en medios porosos es la geometría interna de la estructura porosa, tanto para una

correcta planificación de un proceso de recuperación secundaria por inyección de

agua es importante tener un conocimiento de las características geométricas de la

roca reservorio.

Litológicamente está constituida por arenisca de cuarzo de granos finos a muy

finos, relativamente limpia, con textura homogénea, con precipitación moderada

de cuarzo en el sistema de porosidad, levemente arcillosa, cemento calcáreo,

localmente glauconítica, disolución menor de granos de feldespato,

concentraciones menores y moderadas de mineral pesado y filamentos orgánicos

dispersos, de apariencia homogénea, masiva, indicios de láminas delgadas,

láminas subhorizontales, láminas delgadas, onduladas, de grano fino al tope con

menores cantidades de bioturbación, fragmentos de arcilla siderítica, contactos,

internos inclinados y fracturas discontinuas.

2.4.3.4 Gargantas Porales y Porosidad

Se consideró todos los parámetros que se pudieron obtener de los análisis de

núcleos, de los perfiles eléctricos, pruebas de presión, pruebas de producción,

salinidades de agua, etc.

Estos parámetros nos ayudaron a determinar los valores de corte para definir los

espesores de pago, porosidad efectiva, saturación de agua inicial y contenido de

arcilla por medio de análisis de registros eléctricos; determinación de contacto –

28

petróleo de U y T y determinar el petróleo original en sitio para luego calcular las

reservas de petróleo existentes.

a) Gargantas Porales

La distribución del volumen de poros a través del tamaño característico del poro,

se lo conoce como distribución del tamaño del poro. La distribución se la fija de

manera experimental mediante algunos métodos como inyección de mercurio,

isotérmico, entre otros. El espacio interconectado entre poro y poro, se lo conoce

como una garganta poral, que determinarán el paso de un fluido a través de dicho

espacio.

Los tamaños extremadamente grandes de la garganta de poro de un diámetro poral

de 5 a 7 μm y su distribución regular en las areniscas del yacimiento U y T del

Campo Auca, hace que se requiera de pocas y extremadamente columnas

pequeñas para producir petróleo libre de agua.

En el Gráfico 2.4.3.1, se observa la división de un fluido A, que fluye a través de

capilares no iguales, para luego de una corta distancia volverse a unir en un punto

B, de esta forma el fluido forma un lazo poroso.

Fig. 2.4.3.1. Gargantas Porales


b) Porosidad

Es el espacio poroso por unidad de volumen de roca, en otras palabras, es la

fracción del volumen total de una muestra que se encuentra ocupada por espacios

Cuarzo

Cuarzo B

Petróleo Agua de formación

A

29

vacíos. Se conocen dos tipos de porosidad: total y efectiva, siendo la porosidad

total aquella que considera el volumen total de los poros y la porosidad efectiva la

que toma en cuenta únicamente aquellos poros que se encuentran interconectados.

Tabla 2.4.3.1.-Clasificacion de la Porosidad y el Rango

Porosidad (%) Clasificación

Descartable

5 – 10 Regular

10 – 15 Buena

15 – 20 Muy Buena

Exelente

ARENA

RANGO DE POROSIDAD

(%)

PROMEDIO

(%)

U INF 14.0-21.3 17

T INF 12.8-21.2 16



Desde el punto de vista económico, los yacimientos con baja porosidad

generalmente no son explotables. El siguiente cuadro nos indica los rangos de

porosidad, para conocer si un yacimiento es productivo o no.

Luego de la evaluación se puede notar que la porosidad de las areniscas Napo son

buenas, las mismas que están en un rango de 8% a 21.2%.

2.4.3.5 Permeabilidad del Yacimiento

La Permeabilidad es la propiedad que permite el paso de los fluidos a través de la

roca, sin deteriorar su estructura interna o desplazar las partículas. Es una medida

de la capacidad de un medio poroso para conducir fluidos, no depende del fluido,

ni de la geometría del sistema ni de las condiciones de flujo.

Ecuación de Darcy.- Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un

Darcy, cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de 1 centipoise, (cp),

30

y que llena completamente el espacio intergranular, fluye a través de él bajo

condiciones de flujo viscoso a una tasa de un centímetro cúbico por segundo,

(cm3/seg.); por una área transversal de un centímetro cuadrado, (cm

2.), con una

longitud de 1 centímetro, (cm.), y bajo una diferencial de presión de una

atmósfera, ( P). Siendo su expresión matemática la siguiente:

dL

dPk

A

qV

V = velocidad aparente de flujo (cm. /seg.)

Q = tasa de flujo (cc. /seg.)

A = Área (cm2.)

k = permeabilidad (Darcy)

= viscosidad (cp.)

dP/dL = gradiente de presión

Tabla 2.4.3.2.-Clasificacion de la Permeabilidad

Permeabilidad (mD) Clasificación

1.0 – 10 Regular

10 – 100 Buena

100 – 1000 Muy buena

> 1 Darcy Excelente

La permeabilidad se puede medir de las siguientes maneras:

Medidas en sitio: Mediante registros de pozos.

Medidas en Laboratorio: Mediante el Permeámetro Standard y Ruska.

Hay dos tipos de permeabilidad: Horizontal y vertical.

Permeabilidad horizontal o lateral: Flujo de fluidos paralelo a la estratificación.

Permeabilidad Vertical o Transversal: Flujo de fluidos perpendicular a la

estratificación.

31

La permeabilidad vertical es normalmente inferior a la horizontal debido a la

presencia de minerales arcillosos o micas que se disponen usualmente paralelo a

la estratificación.

Tabla 2.4.3.3.- Porosidades y Permeabilidades Promedios de U y T

RESERVORIO K NUCLEOS K BUIL UP K PROM. BUIL UP

NAPO U 10 – 1000 31 – 1915 756

NAPO T 8 - 900 27 - 955 259



a) Permeabilidades Absolutas y Relativas

Las permeabilidades calculadas a partir de las restauraciones de presión tienen un

promedio de 746 md para U y 250 md para T.

Permeabilidad Absoluta.- Es la habilidad que tiene un fluido de pasar a través de

poros interconectados o de redes de fracturas cuyo fluido que satura la roca ocupa

el 100% de la porosidad efectiva.

Permeabilidad Relativa.- Es la relación de la permeabilidad efectiva con

respecto a algún valor base.

b) Permeabilidad Efectiva de los Fluidos ko, kw,kg

En flujos multifásicos se extiende la ley de Darcy de finiendo la Permeabilidad

Efectiva a una fase como la capacidad de un medio poroso de conducir dicha fase

a una determinada saturación de fluidos. Se tiene si hay más de una fase en el

medio poroso, las cuales fluyen simultáneamente, esta permeabilidad es función

de la saturación del fluido que estamos considerando y será siempre menor que la

permeabilidad absoluta.

Características Petrofísicas de las Arenisca U, T.- Los principales yacimientos

que pueden ser considerados como niveles de inyección en el Campo Auca

muestran los siguientes valores promedio para la porosidad y la permeabilidad.

32

Napo U.- Las características en promedio son mejores en Napo U inferior (unidad

U3) que en la superior. Para Napo U se tiene 71 medidas de porosidad, de las

cuales 35 para Napo U inferior (unidad U3). Las características en promedio son

mejores en Napo U inferior (unidad U3) que en la superficie. Así la porosidad y

permeabilidad promedio son las siguientes:

Tabla 2.4.3.4.-Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Areniscas U



Napo T.- Para Napo T las características promedias son globalmente mejores en

Napo T inferior que en la superior. Para Napo “T” se tiene 98 medidas de

porosidad, de las cuales 64 para Napo “T” inferior. Como para el Napo U, las

características promedias son globalmente mejores en Napo T inferior que en la

superior. La porosidad y permeabilidad promedia son las siguientes:

Tabla 2.4.3.5.-Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Arenisca T



Relación Entre Porosidad y Permeabilidad.

Formación Napo U superior Napo U inferior

Porosidad promedia (art.) 12% 14%

Permeabilidad promedia (Geom.) 16.7 mD 76. mD

APÍ 30.1 30.1

Boi 1.034 1.034

Sw actual 40% 40%

Formación Napo T superior Napo T inferior

Porosidad promedia (art.) 19.9% 12.7%

Permeabilidad promedia (Geom..) 350 mD 350 mD

APÍ 29.4 29.4

Boi 1.039 1.039

Sw actual 15% 15%

33

La permeabilidad en areniscas tiene una relación directa con la porosidad, un

aumento normal en la porosidad provoca un aumento geométrico en la

permeabilidad, así como una arena clasificada de buen diámetro promedio de

grano indica una buena permeabilidad. A continuación se detalla las graficas de

porosidad y permeabilidad respectivamente.

Fig.2.4.3.2.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca U superior).

Fig.2.4.3.3.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca U inferior).



34

Fig.2.4.3.4.Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca T superior)

Fig. 2.4.3.5– Correlación Porosidad – Permeabilidad (Arenisca T inferior)



De la evaluación de los registros eléctricos en la zona de inyección cercana a los

pozos inyectores Auca-04 y Auca-12 se tiene los siguientes valores promedio para

T superior y T inferior. No se menciona a la arenisca U porque al momento no se

inyecta a la zona debido a que se esta analizando primero en la arenisca T para

posteriormente inyectar a la arenisca U.

35

Tabla 2.4.3.6. - Topes y Bases de los Pozos Aledaños

WELL RESERVOIR TOP

(feet)

BASE

(feet)

GROSS

INTERVAL

(feet)

NET

PAY

(feet)

ɸ

(%)

SW

(%)

A - 12 T. Superior 9864.0 9915.5 51.5 14.5 0.109 0.561

A - 25 T. Superior 9891.0 9938.0 47.0 30.5 0.127 0.121

A - 30 T. Superior 9862.0 9923.0 61.0 34.3 0.131 0.298

A - 41 T. Superior 9924.5 9963.0 39.0 22.3 0.100 0.443

A - 12 T. Inferior 9971.6 10007.0 35.4 32.7 0.153 0.346

A - 25 T. Inferior 9970.2 10005.5 35.3 17.5 0.115 0.101

A - 30 T. Inferior 9972.6 10024.0 51.4 45.9 0.191 0.156

A - 41 T. Inferior 10028.4 10060.5 32.1 13.8 0.142 0.185

Tabla 2.4.3.7.-Radio de entrada de poro de los Pozos Aledaños

Pozo Auca 25 Auca 30 Auca 31 Auca 47

Prof. 9913 9944.5 9957 9960

Radio de entrada de poro % de espacio poroso

> 35 100 100 100 100

35 100 100 100 100

30 100 100 100 95

25 100 100 100 85

20 95.8 100 88.7 66.6

15 59.2 100 69 36.8

10 38.6 87.5 42.5 20.5

8 34 58 33 16.9

6 31 36.6 26.6 14

4 27.9 27.1 21.8 11.8

3 26.5 24 19.6 0.5

2 25 21.4 17.5 9.2

1 23.2 18 14.4 8.2

0.8 22.2 16.8 13.46 7.23

0.6 21.2 15.7 12.53 7.42

0.4 20.2 14.2 11.09 6.9

0.3 19.5 13.2 9.9 6.53

0.2 18.5 11.7 8.81 6.01

0.1 17.5 10 7.47 5.19

0.09 16.83 9.8 7.29 4.99

0.08 16.36 8.5 7.12 4.9

0.07 16.1 8.5 6.94 4.9

0.06 15.7 8.5 6.81 4.9

0.05 15.7 8.5 6.62 4.9



36

c) Correlación kv/kh

Generalmente, las muestras son tomadas en rocas homogéneas y esta

diferenciación entre la permeabilidad horizontal y vertical no tiene en cuenta las

barreras de transmisividad que existen en los yacimientos y que son generalmente

debidas a intercalaciones de arcilla entre las unidades o en ellas.

Variación Entre Permeabilidades.- La permeabilidad vertical es normalmente

inferior a la horizontal debido a la presencia de minerales arcillosos o micas que

se disponen usualmente paralelo a la estratificación.

Se dispone de varias medidas de permeabilidad orientada para los mismos pozos.

La permeabilidad horizontal se considera sin anisotropía específica y se deduce

una relación entre permeabilidad horizontal y vertical del análisis de los núcleos

de los yacimientos del Campo Auca, que se traduce por la ley siguiente:

K vertical = 0.51 K horizontal

d) Curva Típica de Permeabilidades Relativas de Dos Fases

Ecuación de Kozeni. - Si un yacimiento tiene una permeabilidad del 70% para el

petróleo, significa que se ha disminuido en un 30% la permeabilidad del petróleo,

debido a la presencia de otro fluido. Por lo tanto el valor de la permeabilidad

relativa a un fluido será igual a cero cuando la permeabilidad efectiva de ese

fluido es cero.

kakesika

kekr ;1

Bajo dominio de las fuerzas viscosas las fases tienden a moverse preferentemente

por los canales porales de mayor diámetro, y esta situación se presenta en zonas

de alto caudal, donde los gradientes de presión dinámicos superan ampliamente

las presiones capilares del sistema. Sin embargo en zonas de bajo caudal de

circulación de fluidos (lejos de pozos productores o inyectores) las fases tienden a

ocupar los canales propios de los equilibrios estáticos. En estas condiciones la fase

mojante (o aquella a la que la roca muestra mojabilidad preferencial), tiende a

37

ocupar los poros de menor diámetro, de modo que las curvas de permeabilidades

relativas pueden cambiar notablemente de una zona a otra del yacimiento.

Fig. 2.4.3.6 – Permeabilidades Relativas Reducidas Vs Sw (Arena U).

Fig. 2.4.3.7 – Permeabilidades Relativas Vs Sw (Arena T).



38

2.4.3.6 Viscosidad

La viscosidad se define como la resistencia interna de los líquidos al flujo y es

afectada por tres factores fundamentales: la temperatura, el gas que contenga en

solución y la presión, se simboliza con μ y se la expresa en centipois (cp).

Es obtenida como parte del análisis PVT de una muestra de fluido del yacimiento.

Se puede utilizar correlaciones como la de Beal y Chew y Connally, para estimar

la viscosidad del petróleo a condiciones del tanque y variadas condiciones de

yacimiento.

Fig. 2.4.3.8. - Viscosidad en función de la Presión a Temperatura constante

Fuente: Internet – Propiedades Petrofísicas.


En la figura 2.4.3.16 podemos observar el comportamiento de la viscosidad en

función de la presión a temperatura constante, la viscosidad va disminuyendo

hasta llegar a su valor mínimo el cual se encuentra en el punto de la presión de

burbujeo (Pb), pero por debajo del punto de burbujeo la viscosidad se va

incrementando.

39

Fig. 2.4.3.9. - Viscosidad del Petróleo vs Presión (Arena U, Arena T)



40

2.4.3.7 Compresibilidad

La compresibilidad es una propiedad debido a la cual los fluidos disminuyen su

volumen al ser sometidos a una presión o compresión determinada manteniendo

constante otros parámetros. El petróleo es un fluido ligeramente compresible, su

volumen varía con el cambio de la presión.

a) Compresibilidad del Petróleo (Co)

Se define al cambio de la variación del volumen en cada unidad volumétrica por

cambio unitario en presión:

dp

dV

VCo

1

b) Compresibilidad de Formación de la Roca, cf

La compresibilidad del volumen poroso se define como el cambio de volumen

poroso por unidad de volumen poroso por cambio unitario de presión. Para rocas

de arenisca, los valores varían entre 25x10-6 psi-1.

Vanderwals encontró que la compresibilidad del volumen poroso aumentaba a

medida que la porosidad disminuía. Aunque los valores de Cf, son pequeños,

alcanzan a tener efectos importantes en algunos cálculos de acuíferos que

contienen fluidos cuyas compresibilidades varían de 3 a 25x10-6 psi-1. La

compresibilidad se determina por análisis de laboratorio y gráficos de correlación

de porosidad vs compresibilidad de la roca.

2.4.3.8 Saturación de los Fluidos

Expresa el porcentaje del espacio poral que está ocupado por petróleo, agua o gas.

La suma de las saturaciones es igual a 100%.

%100SwSgSo

41

Determinar la saturación de los fluidos presentes en los diferentes estratos de un

yacimiento puede realizarse mediante registros de pozos y en el laboratorio por el

método de la retorta o por extracción con solventes.

Saturación Inicial de Petróleo y Agua.- La saturación inicial del petróleo (Soi)

es la saturación inicial en un yacimiento, que va variando durante la vida

productiva del mismo.

Saturación Irreductible de Agua (Swi).- Es el valor constante de agua connata

existente por encima de la zona de transición de agua – petróleo considerando una

formación uniforme. Se encuentra en los sitios de contacto entre granos para

rocas, preferencialmente mojadas por agua y en forma de burbujas rodeadas de

petróleo o gas en rocas mojadas por petróleo.

Saturación Residual de Petróleo (Sor).- Es la mínima saturación de petróleo que

se obtiene cuando el petróleo es desplazado del yacimiento por otro fluido (Sor).

El petróleo llega a ser inmóvil en esta saturación.

A continuación se tiene datos como resultado de los análisis de registros y

núcleos con un rango de valores distintos de agua residual (Swi) y saturación de

petróleo (Sor) para los diferentes yacimientos:

Tabla. 2.4.3.8 – Saturación de Agua Inicial y Petróleo Residual.

Formación Swi (%) SOR (%)

Napo U superior 16.1 38

Napo U inferior 14 33.5

Napo T superior 33.1 31

Napo T inferior 23 29.5

Hollín 25 32



2.4.3.9 Mojavilidad y Movilidad de los fluidos Agua-Petróleo

42

La razón agua – petróleo depende de la razón de viscosidades y de la razón de

permeabilidades efectivas. La relación de movilidad es una función de la

permeabilidad efectiva, la cual está en función de la saturación del fluido y la

viscosidad de los fluidos desplazante y desplazado.

Es importante notar que las permeabilidades relativas de cada fase son definidas

en dos puntos separados del yacimiento, donde krw, es la permeabilidad relativa

al agua en la zona del yacimiento inundada por agua y detrás del frente de

invasión, y kro, es la permeabilidad relativa al petróleo en la zona delante del

frente de invasión.

La saturación promedio del agua antes del frente de ruptura permanece constante

hasta el tiempo de ruptura. Se concluye que la relación de movilidad permanecerá

constante también hasta la ruptura. La relación de movilidad después de la ruptura

no es constante, se incrementa continuamente en respuesta al incremento de la

saturación promedio del agua en el yacimiento que causa que Krw se incremente.

Eficiencia de desplazamiento, ED.- Es el recobro de petróleo debido a la

inundación de agua expresada como una fracción de petróleo inicial en sitio que

existió al principio de la inundación, que será desplazada de la parte del

yacimiento contactada por agua, por el fluido inyectado. Depende de la cantidad

de fluido inyectado, por ejemplo:

petróleoconcontactadaaguadeVolumen

aguaconinundaciónlaadebidapetróleodeProducciónED

Dada la cantidad de factores que afectan adversamente el desplazamiento entre

fluidos inmiscibles, no es posible lograr un desplazamiento 100 % efectivo.

Los factores que afectan ED son:

a) Humectabilidad preferencial del medio poroso: El desplazamiento de una

fase no mojante por una mojante es más eficiente.

43

b) Viscosidad del petróleo y de la fase desplazante a cualquier

humectabilidad: @ o >; w < ED <.

c) Tasa de inyección y buzamiento de la formación: Inyección buzamiento

arriba logra menor digitación.

d) Saturación de gas inicial, solo en inyección de agua.

2.4.3.10 Salinidad del Agua

Todas las aguas de yacimiento al estar en contacto con los minerales de las rocas

contienen sales disueltas, de la concentración y naturaleza de estas sales dependen

todas las propiedades particulares de las aguas de yacimiento. El estudio del

quimismo del agua presenta aplicaciones inmediatas y más directas, relacionadas

con los lodos de perforación y los métodos de producción. Estos análisis se

expresan como:

Concentración total

Concentración de cada una de las sales disueltas

Concentración de cada uno de los iones presentes en la solución.

Los datos se expresan en gramos ó miligramos por litro; en ppm, (partes por

millón), o sea miligramos de sal por kilogramo de solución; en porcentaje por

peso; en miliequivalentes, los que se obtienen multiplicando el peso de un

elemento en miligramos por un coeficiente de reacción.

Tabla. 2.4.3.9 – Rango de Salinidad del Agua del Yacimiento U.

RANGO ppm Cl- ppm NaCl Rw @ 75°F

Datos de Campo 33.000 – 64.000 48.5

Estudio de Simulación 30 50 0,13



2.4.3.11 Análisis de Cores, PVT

44

Para el análisis PVT de los fluidos del campo Auca, se realizaron varios estudios

de laboratorio, los resultados muestran un petróleo con una presión de saturación

que varía entre 175 PSI y 1170 PSI, las medidas presentan dispersión por lo que

no se puede considerar un sistema de fluidos único en equilibrio de Hollín hasta

Basal Tena.

En el campo Auca se han realizado análisis convencional de núcleos en los

siguientes pozos AU-16, AU-19B, AU-20, AU-25, AU-30 y AU-31 y el análisis

especial de núcleos en los pozos: AU-16, AU-25, AU-30, AU-31.

Se tomaron los parámetros obtenidos del estudio de 1993, el cual considera que el

análisis del pozo AU-16 es el representativo del campo, ya que en unos análisis se

tiene pocas muestras y los demás confirman los valores del pozo AU-16.

Las características principales de las formaciones productoras del campo Auca –

Auca Sur se aprecia en la siguiente tabla.

Tabla 2.4.3.10- Parámetros petrofísicos PVT del Campo Auca-Auca Sur

PARAMETROS Basal Tena Napo-U Napo-T Hollín

Pi (psia) 3563 4141 4213 4507

Ps (psia) 630 880 478 57

Boi (rb/stb) 1.133 1.072 1.068 1.037

Bos (rb/stb) 1.1547 1.09 1.16 1.15

Coi (1/psia 10-6

) 5.3 4.99 6.26 5.81

Cos (1/psia 10-6

) 6.2 8.77 9.03 8.18

Uoi (cp) 20.46 13.16 6.78 4.76

Uos (cp) 14.29 8.49 2.6 2.86

RGP (stcft/stb) 116 55 180 10

Densidad petróleo residual (gr/cm3) 0.927 0.94 0.887 0.867

21.1 API 19 API 26 API 31.6 API

Temp del Reserv. (°F) 180 185 200 204



El gas no se encuentra en forma libre en los yacimientos, por esta razón se

considera un gas único de gravedad promedia 1.5 (aire = 1) con un factor de

45

compresibilidad (Zg) promedio derivado de las muestras de los pozos AU01 y

AU22 tomadas en el NAPO-T.

La viscosidad del gas considerada es la promedia de las de los yacimientos

NAPO-U y NAPO-T.

Tabla 2.4.3.11 - Parámetros PVT de Gas del Campo Auca-Auca Sur

P (Psia) ZG(supercompresibilidad Bg (stcft/stb) Ug(cp)

640 0.959376 0.02929178 0.01355288

429.324 0.96692675 0.04400938 0.01308758

365 0.9702935 0.05194541 0.01290302

265 0.9765135 0.0720061 0.01254656

165 0.9839335 0.11652489 0.01203706

89 0.99037526 0.21744362 0.01140414

14.695 1 1.32974172 0,00974133



a) Propiedades PVT de los Fluidos

Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un

fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y

temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de

una muestra representativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y

temperatura del mismo.

El PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y

temperatura determinada. Estas propiedades son factor volumétrico de formación

del petróleo, que es función de la presión del yacimiento, del factor volumétrico y

de la compresibilidad del crudo, factores volumétricos del gas y el agua., gas

disuelto en crudo que es función de la gravedad del crudo, temperatura, presión y

gravedad del gas. La viscosidad del crudo es función de la Temperatura, presión y

gas disuelto.

46

El factor volumétrico bifásico, βt = βo + (Rsi − Rs)β g. La compresibilidad del

crudo es función de P, API, T y γg.

Factor Volumétrico.- Denominado también factor de volumen o factor de

formación, es la relación existente entre un fluido (petróleo, agua o gas) a

condiciones de yacimiento y a condiciones de superficie.

Factor Volumétrico del Petróleo (βo).- Es un factor que representa al volumen

de petróleo saturado con gas, a condiciones de presión y temperatura de

yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales. Se

identifica con el símbolo βo y se expresa en barriles en yacimiento por barriles

normales.

Estandar sCondicione a petróleo deVolumen

Yacimiento de Condicione a disuelto) gas(con petróleo deVolumen O

Factor Volumétrico del Gas (βg).- Es la relación del volumen de gas libre, a

condiciones de presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de

gas libre a condiciones normales. Es decir, es el factor que representa el volumen

a condiciones de yacimiento que ocupa un pie cúbico de gas a condiciones

normales. Se identifica por βg y sus unidades son PCY/PCN. Βg < 1.0.

Gas Disuelto o Gas en Solución.- Son hidrocarburos gaseosos que existen en

solución con petróleo crudo, bajo condiciones iniciales en un yacimiento

comercialmente explotable.

Solubilidad del Gas.- Es la cantidad de gas que se encuentra en solución en un

petróleo crudo a determinadas condiciones de presión y temperatura.

BN

PCN

Normales Condicione a petróleo de Barril

Normales sCondicione a disuelto gas de cúbicos PiesRs

47

Fig. 2.4.3.10- Factor volumétrico del Petróleo vs Presión.



48

b) Parámetros de los Fluidos

Relación gas en solución – petróleo (Rs).- Está definida por la relación de gas en

solución (en pies cúbicos normales PCM) con respecto a un barril normal (BN) de

petróleo.

Relación gas-petróleo de producción (Rp).- Se define como la relación de PCN

de gas en producción sobre los barriles normales de petróleo (BN) en producción.

Liberación diferencial.- Básicamente mide el volumen gas liberado durante el

decaimiento de la presión y es removido del petrolero, por lo tanto la masa del

sistema varía durante la prueba.

Liberación instantánea o flash.- Es distinta a la liberación diferencial, primero

que nada los gases se mantienen en contacto con el petróleo durante el

decaimiento de la presión, cabe destacar que la masa del sistema no cambia

durante la prueba.

Diagrama de fases de los fluidos en el yacimiento.- Son elaborados para

comprender con más detalles las características de los yacimientos de una forma

grafica, y así poder determinar los límites entre los estados que se pueden

encontrar los hidrocarburos.

c) Flujo de Fluidos en Medios Porosos

De acuerdo con la variación de una propiedad con respecto al tiempo existen

principalmente tres estados de flujo: flujo estable, flujo pseudoestable y flujo

inestable, respectivamente.

Existen otras clasificaciones de los estados de flujo de acuerdo con la geometría

que presenten las líneas isobáricas (flujo radial, lineal, esférico, etc.). Describen

las geometrías de flujo que se presentan más frecuentemente en yacimientos de

hidrocarburos.

49

El flujo radial es la geometría de flujo más importante en un yacimiento. Este

consta de líneas de flujo que se dirigen hacia el centro, recibe mejor el nombre de

flujo cilíndrico en virtud a su forma. El flujo lineal se presente mediante líneas de

corrientes paralelas que fluyen dentro del yacimiento. Este régimen no es muy

común a menos que el yacimiento presente forma alargada, en lentes de areniscas

o fracturas hidráulicas. Sin embargo, esta geometría es muy importante en análisis

de laboratorio.

Fig. 2.4.3.11- Principales Geometrías de flujo en el Yacimiento.

Fuente: Internet


d) Interación Roca – Fluido

Mojabilidad.- Llamada Humectabilidad, es la tendencia de un fluido a adherirse

sobre una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles. Para

yacimientos, la superficie sólida es la roca reservorio y los fluidos son agua,

petróleo y gas, el análisis de la mojabilidad se explica a partir de un sistema

idealizado de agua, petróleo y roca.

Un balance de fuerzas en el punto de contacto de los dos fluidos con la superficie

sólida resultante es:

cwswsAtadhesióndeTensión os

50

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.

θc = ángulo de contacto petróleo – sólido – agua, grados

Si un medio poroso es mojable a una determinada fase (fase Mojante), esta

condición se traduce en que:

La fase Mojante tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro de la red

poral. Y, en consecuencia, la fase Mojante es difícil de movilizar a través del

medio poroso. En forma complementaria se establece que:

La fase no Mojante tiende a ocupar los capilares de mayor diámetro dentro de la

red poral. Y, en consecuencia, la fase no Mojante es más fácilmente movilizable.

Sin embargo estas definiciones tienen sus limitaciones.

En sistemas ideales (Ej. medios porosos formados por capilares rectos), y en

ausencia de fuerzas gravitatorias, el desplazamiento de la fase no mojante por la

fase mojante procede hasta que se produce un reemplazo total de una por otra.

En sistemas reales se presentan dos fenómenos que impiden que las cosas

procedan como en los sistemas ideales.

Los sistemas porales naturales atrapan fases residuales durante los

desplazamientos inmiscibles y ponen límite a la posibilidad de completar

la imbibición.

Es muy frecuente la presencia de mojabilidades mixtas. Esta segunda

limitación hace que el reemplazo de una fase por otra se detenga antes de

llegar a la condición residual de la fase no-mojante.

Existen dos métodos de laboratorio para cuantificar la mojabilidad: el método de

Amott y el método USBM, conocido también como método de la centrífuga. Una

51

medida cuantitativa también se obtiene de la pendiente del gráfico de volumen de

fase no mojante vs. Tiempo.

Los fluidos existentes en los espacios porosos de la roca durante la inyección de

agua son petróleo, agua y gas. Sin embargo solo el petróleo y agua se consideran

como posibles fases mojantes.

El comportamiento de la inyección de agua está controlado en gran parte por la

humectabilidad; una inyección de agua en una roca mojada por agua dará un alto

recobro de petróleo y una baja producción de agua que una roca mojada por

petróleo.

La humectabilidad afecta también a la presión capilar y a las permeabilidades

relativas, según mediciones que se han realizado en núcleos.

Para el yacimiento “U” y “T”, se dispone de una medida de humectabilidad por el

método U.S.B.M, cuyos índices para el yacimiento “U” y “T” han mostrado que

las rocas tienen una humectabilidad neutral. Según los resultados obtenidos a

partir del análisis de las curvas de presión capilar y de saturaciones de agua y

petróleo, se deduce que la roca es más hidrófila que oleófila.

Presión capilar, Pc.- Es la diferencia de presión existente en la interfase de dos

fases inmiscibles a una saturación determinada de la fase humectante, por lo

general el agua en los yacimientos petrolíferos.

La cantidad de presión capilar, depende de la tensión interfacial y el grado de

curvatura de la interfase de acuerdo a la siguiente fórmula:

21

21

11

rrPPPc

PwPoPc

= Tensión interfacial entre las dos fases, dinas/cm.

r1 y r2 = radios de la curvatura medidos en planos perpendiculares, cm.

52

La presión capilar agua – petróleo, está dada por la ecuación:

Dos son los efectos importantes de la presión capilar sobre los yacimientos

petrolíferos y gasíferos:

Controla la distribución original, estática, de los fluidos dentro de un

yacimiento no producido.

Provee el mecanismo por el cual el petróleo y el gas se mueven a través de

los espacios porales del yacimiento hasta quedar en reposo.

Movilidad.- Es la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido de la roca a un

fluido, dividida para la viscosidad del fluido. Así, Ko/Uo, Kg/Ug, Kw/Uw, son las

movilidades de petróleo, gas y agua, respectivamente.

e) Información de Análisis PVT para el Yacimiento Napo “U”, “T”

El último Estudio de Simulación de Yacimientos del año 1994, se analizó en

detalle los análisis PVT de las muestras de fluido tomadas en los pozos AU-2,

AU-8 y AU-24 para la arena U y en los pozos AU-1, AU-12 y AU-22 para “T”.

Los valores de factor volumétrico, Bo, Viscosidad del petróleo, uo y Solubilidad

del petróleo, Rs, para las areniscas U y T se presentan en la tabla siguiente.

Tabla 2.4.3.12.- Parámetros PVT del Campo Auca-Auca Sur

ARENA TEMP °F POZO Ps Boi Bos uoi uso

(PSI) (BY/BN) (BY/BN) (Cp) (Cp)

U 229 AU-8 243 10.342 1.08 13.0 12

T 233 AU-1 677 1.139 11.723 1.4 1.3



Saturación De Agua (Sw).- Para encontrar la saturación de agua de los distintos

intervalos evaluados, en programa QLA calcula las saturaciones de agua

utilizando los modelos de doble agua, Indonesian y Simandoux. Para los

resultados hemos considerado la de Indonesian la cual es utilizada en areniscas

arcillosas con buenos resultados.

53

Los parámetros de Archie utilizados en las arenas son: a=1, m=2 y n=2. De

acuerdo a las salinidades de agua de formación y a la temperatura de formación

(229°F para U y 233 °F para T), se calculó la resistividad del agua de formación

para cada intervalo en cada pozo, con la cual el programa QLA calculó las

saturaciones de agua.

Tabla 2.4.3.13.- Rango de Saturación de Agua del Campo Auca-Auca Sur

Sw (%)

ARENA RANGO PROMEDIO

U INF 3.4-49.0 26.2

T INF 9.8-47.1 28.5



Contacto Agua – Petróleo.- Se definieron los contactos agua-petróleo en los

pozos que se destacó la presencia de agua de acuerdo a las bajas resistividades de

los registros. Únicamente en la arenisca T se encontró este contacto a una

profundidad promedio de 9085 pies. (Datum = -9050 pies).

Daño de Formación.- La mayoría de los pozos tienen altos daños de formación,

esto es debido principalmente a los daños que se suceden por taponamiento de los

disparos o por penetración parcial.

2.4.4 RESERVAS Y PRODUCCION DEL CAMPO AUCA

2.4.4.1 Reservas

El factor de recobro o de recuperación, FR, se refiere al porcentaje del POES, que

por métodos primarios, secundarios y terciarios puede recuperarse de acuerdo a

las condiciones técnicas y económicas prevalecientes.

POES

obadasservasFRprimario

PrRe

54

El FR por métodos primarios y en términos teóricos para el Campo Auca de la

yacimiento T, es de 29.4% y para el yacimiento U es de 30.1%.

Las reservas recuperables primarias son los volúmenes de hidrocarburos que

pueden ser extraídos como resultado de la producción económica. Se determinan

multiplicando el petróleo in situ calculado a condiciones de superficie por un

factor de recobro (FR) así:

FRPOESNRR PRIMARIASPRIMARIAS

Las reservas recuperables estimadas para el área de estudio son de alrededor

144´.721.880, 37 BN hasta Diciembre del 2010.

Se entiende por reserva al volumen de hidrocarburo que existe en un yacimiento y

que puede ser recuperado. Las reservas se definen de acuerdo a la condición para

extraer el hidrocarburo del yacimiento. Y se clasifica en:

Reservas Primarias

Reservas Secundarias

Reservas Probadas

Reservas Probables

Reservas Posibles

Reservas Remanentes

2.4.4.2 Método para Calculo de Reservas

Desde el descubrimiento del petróleo se han desarrollado varios métodos para

realizar el cálculo de reservas de un yacimiento. Estos métodos utilizan relaciones

matemáticas basadas en las relaciones petrofísicas de la roca y del fluido para

poder cuantificar la capacidad de almacenamiento de los yacimientos. Los

55

resultados obtenidos no son exactos pero nos permiten visualizar el volumen de

hidrocarburo contenido en el yacimiento. Los métodos para este cálculo son:

Método Volumétrico

Curvas de Declinación

Balance de Materiales

Método Volumétrico.- Es empleado para calcular el petróleo en el yacimiento, se

basa en la información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde se

determina el volumen total, porosidad y saturación de fluidos y del análisis de

fluidos de donde se determina el factor volumétrico del petróleo.

De los tres métodos anteriores citados, este es el mejor que se ajusta a las

condiciones actuales del campo Auca Auca-Sur por los resultados obtenidos en

estudios previos de cálculo de reservas.

2.4.4.3 Estimación de Reservas

El método de estimación es llamado "determinístico" si se obtiene un solo valor

para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geológico y de

ingeniería y datos económicos.

El método de estimación es llamado "probabilístico" cuando el conocimiento

geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un

rango de estimados de reservas y sus probabilidades asociadas.

Debido a la diferencia en la incertidumbre, se debe tener cuidado cuando se

suman reservas de diferente clasificación.

Para el cálculo de reservas se utilizó el método volumétrico con lo que

inicialmente se calculo el petróleo en sitio, el mismo que fue de 324.9 MM BLS.

Para U y 351.7 MM BLS para T.

56

Tabla 2.4.4.1.- Reservas Originales y Remanentes del Campo Auca-Auca Sur

CAMPO YACIMIENTO

FR

(INICIAL)

%

API

RESERVAS ORIGINALES

PROBADAS PROBABLES TOTALES

BLS BLS BLS

AUCA-

AUCA

SUR

BASAL TENA 19.50 21.10 27.496.185 0 27.496.185

U 30.10 19.00 97.792.360 2.600.000 100.392.360

T 29.40 29.00 103.407.478 4.300.000 107.707.478

HOLLIN SUP 44.80 31.60 89.654.142 0 89.654.142

HOLLIN INF 17.80 31.60 43.459.503 15.600.000 59.059.503

SUB-TOTAL 28.67 361.809.668 22.500.000 384.309.668

CAMPO YACIMIENTO

PRODUCCION PRODUCCION RESERVAS

ACUMULADA ACUMULADA REMANENTES

Bls al

31/12/2009

Bls al

31/12/2010

Bls al

31/12/2009

AUCA-AUCA

SUR

BASAL TENA 9.167.327 9.544.851 17.951.334

U 45.531.838 48.101.755 49.690.605

T 72.397.433 75.241.075 28.166.403

HOLLIN SUP 42.390.102 43.485.518 46.168.624

HOLLIN INF 40.329.168 40.714.589 2.744.914

SUB-TOTAL 209.815.868 7.271.920 144.721.880



Se calculó el Factor de Recuperación Primaria y la curva base de producción,

considerando las condiciones actuales de producción y realizando las

declinaciones de producción de petróleo y agua para los períodos en los cuales las

condiciones sean estables. Utilizando el Programa Oil Field Management (OFM),

del Departamento de Yacimientos, se obtuvo volúmenes de reservas remanentes al

01 de marzo del 2011 de 64.29 MM Bls. para “U” y 63,46 MM Bls. para “T”, con

lo cual se calcula los factores de recobro primarios de 30,1% para “U” y para 29%

para T en las áreas donde se ha desarrollado el campo.

Al 31 de diciembre del 2010 se ha calculó en todo el Campo Auca – Auca Sur un

volumen de reservas iniciales probadas de 361.809,668 Bls y un volumen de

reservas remanentes de 144.721.880 Bls.

57

2.4.4.4 Evaluación del Estudio de Simulación Matemática

En el año 2002 se terminó la realización del estudio de Simulación Matemática

del Campo Auca Auca Sur por BEICIP–FRANLAB; considerando la corrida del

caso base del estudio con los pozos y las condiciones de explotación existentes al

final del año 2001 se obtuvieron las reservas

Hay que anotar que el estudio de BEICIP – FRANLAB, recomienda inyectar agua

en los pozos AuINY 01, AuINY 02, AuINY 03, AuINY 04 y AuINY 05, en

las areniscas T y U respectivamente. Estos pozos se encuentran ubicados en la

parte central y sur del Campo donde si bien se necesita incrementar la presión.

2.4.4.5 Petróleo Original en Sitio, POES

Es el volumen total de petróleo descubierto y almacenado en el espacio poroso de

un yacimiento, puede variar a medida que se dispone de mayor información,

usando inicialmente métodos volumétricos y luego balance de materiales.

Para el cálculo de reservas se usó el método volumétrico, con lo que inicialmente

se calculó el POES, el mismo que fue de 324.9 MM Bls. para el yacimiento U y

para el yacimiento T, 351.7 MM Bls del Campo Auca.

Tabla 2.4.4.2.- Petróleo Originales en Sitio del Campo Auca-Auca Sur

CAMPO YACIMIENTO VOLUMEN IN SITU(CS) BLS

AUCA-AUCA SUR

BASAL TENA 141.006.079

U 324.891.563

T 351.726.117

HOLLIN SUP 200.120.852

HOLLIN INF 244.154.511

SUB-TOTAL 1.261.899.122



58

El POES al comienzo de la inyección, a enero 2006, es de 69.834.186 BN de

petróleo, a una So actual a enero 2006 de 0,705 y un Bo actual a enero 2006

(BY/BN) de 1,069.

2.4.4.6 Producción del Campo Auca-Auca Sur

Para este análisis se tomó como referencia el Forecast del programa OFM de

marzo del 2011, por cuanto se mantuvo con un potencial estable. La producción

es de 43163 BFPD, 26638 BPPD. El campo produce de las areniscas Basal Tena,

U, T y Hollín.

Tabla 2.4.4.3.- Producción Anual del Campo Auca-Auca Sur

Año Oilcalday bbl/d Acumulado de Petróleo bbl

2005 22701.796 137681082.3

2006 23181.885 137880514.3

2007 23490.428 138031821.8

2008 23951.475 138135470.7

2009 24348.861 138180454.2

2010 25039.235 138585390.6

01/01/2011 26244 138544169

01/02/2011 27877 139324713

01/03/2011 26638 140150497



El Yacimiento Napo “T”, inició en 1976, se llega a tener una producción de

11000 Bls/d en 1981 antes de disminuir hasta un nivel estabilizado de 5000

Bls/día desde 1990. A diferencia del yacimiento Napo “U”, la irrupción de agua

en yacimiento “T” ocurrió muy temprano en 1979.

En los siguientes gráficos se detalla el comportamiento de la producción mediante

el software OFM en donde podemos observar que existe un incremento para la

arenisca T, y para la arenisca U se mantiene en una producción normal. Hay que

tomar en cuenta que en la arenisca U no se ha implementado el sistema de

inyección de agua. A continuación se detalla la producción por levantamiento, por

arena y de forma general del Campo Auca-Auca Sur.

59

Fig.2.4.4.1.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

10000

20000

30000

40000

50000

Date

CAMPO: AUCA, AUCA SUR(612)

Oilcalday ( bbl/d )

VC.wetercalday ( bbl/d )

Liq.CalDay ( bbl/d )

HISTORIAL DE PRODUCCION AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE

Fernando Cuaspud- Lenin Sáenz

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

50000000

100000000

150000000

200000000

250000000

Date

CAMPO: AUCA, AUCA SUR(612)Acumulado agua ( bbl )

Acumulado Petroleo ( bbl )

Liq.Cum ( bbl )



Fig. 2.4.4.2 Historial del Corte de Agua del Campo Auca-Auca Sur

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110.00

0.15

0.30

0.45

0.60

Date

Water.cut CAMPO: AUCA, AUCA SUR(612)

HISTORIAL DE CORTE DE AGUA DEL CAMPO AUCAEP-PETROECUADOR UCE

Fernando Cuaspud-Lenin Sáenz

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110.0

7.5

15.0

22.5

30.0

37.5

Date

Water.cumcut ( % ) CAMPO: AUCA, AUCA SUR(612)

HISTORIAL DE CORTE DE AGUA DEL CAMPO AUCAEP-PETROECUADOR UCE




60

Fig.2.4.4.3.Historial de WOR Campo Auca-Auca Sur

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

Date

WOR ( bbl/bbl ) CAMPO: AUCA, AUCA SUR(612)

HISTORIAL DE WOR AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE


Fig.2.4.4.4.Historial de Producción de Gas del Campo Auca-Auca Sur

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

Date

VC.gascalday ( Mcf ) TI



197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110.0

1.5

3.0

4.5

6.0

Date

Acumulado Gas ( MMcf ) TI





61

2.4.4.7 Producción Según el tipo de Levantamiento Artificial

En el Campo Auca se encuentran en producción 63 pozos. La gran mayoría de

estos pozos operan por medio de levantamiento artificial y 1 pozo por flujo

natural. Los sistemas de levantamiento artificial utilizados son: Bombeo

Electrosumergible y Bombeo Hidráulico.

Por bombeo Electrosumergible, BES: En el Campo Auca-Auca Sur

producen 38 pozos.

Por Bombeo Hidráulico: En la Estación Auca Central se tienen 49 pozos

en producción. En total existen 29 pozos por bombeo hidráulico jet y 20

pozos por bombeo hidráulico pistón.

Por flujo natural: En la Estación Auca Central producen 1 pozo.

Tabla 2.4.4.4.- Producción Por Levantamiento del Campo Auca-Auca Sur

AÑO

PPHJ

Oilcalday

bbl/d

PPHJ

Acumulado

de Petróleo

bbl

PPHP

Oilcalday

bbl/d

PPHP

Acumulado

de Petróleo

bbl

PPS

Oilcalday

bbl/d

PPS

Acumulado

de Petróleo

bbl

PPF

Oilcalday

bbl/d

PPF

Acumulado

de Petróleo

bbl

2005 2900.167 23376434.2 2805.163 39660763.6 15561.99 35902295.8

2006 2898.861 2924639.87 2816.736 39680586.2 15589.989 35990401.8

2007 2950.727 3289851.01 2842.263 39693699.5 15770.488 36036474.3

2008 2940.015 3700714.89 2871.514 39699674.3 15926.174 36032020.9

2009 2932.017 4162937.75 2863.571 39696177.4 16329.31 36311675.8

2010 2933.02 4682938.34 2878.348 39743486.5 16231.974 36275329.4

01/01/2011 3015 23416640 2918 39821611 17108 36602447 3203 99289

01/02/2011 2988 23500312 2775 39899319 18569 37122387 3544 198513

01/03/2011 2926 23591008 3213 39998937 17597 37667898 2902 288472



62

Fig.2.4.4.5.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur de acuerdo BES

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

6000

12000

18000

24000

30000

Date

PPS

Oilcalday ( bbl/d )





197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

15000000

30000000

45000000

60000000

Date

PPSAcumulado agua ( bbl )


Liq.Cum ( bbl )





Fig.2.4.4.6.Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur de acuerdo al

Empuje Hidráulico

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

2000

4000

6000

8000

Date

PHP

Oilcalday ( bbl/d )





197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

15000000

30000000

45000000

60000000

Date

PHPAcumulado agua ( bbl )


Liq.Cum ( bbl )





63

Fig.2.4.4.7.Historial de Producción de acuerdo al Flujo Natural

JAN FEB MAR

2011

0

800

1600

2400

3200

4000

Date

PPF

Oilcalday ( bbl/d )





JAN FEB MAR

2011

0

75000

150000

225000

300000

375000

Date

PPFAcumulado agua ( bbl )


Liq.Cum ( bbl )





2.4.4.8 Producción por Yacimientos “U”, “T”

Para realizar el análisis de la producción por yacimiento en el Campo Auca –

Auca Sur se ingreso datos en el programa OFM, según los historiales de

producción se miró que la arenisca productora que predomina es la “U” y “T”, con

un total de 88 completaciones. Cabe señalar que la producción se lo realiza de las

areniscas inferiores. La producción por cada yacimiento para cada Estación del

Campo Auca, se describe a continuación.

2.4.4.9 Producción Diaria de los Yacimientos “U”, “T”

A continuación se detalla la producción diaria de petróleo, agua y gas del Campo

Auca, que comprende las Estaciones de Producción Auca Central y Auca Sur. Se

debe considerar que para la producción de la arenisca T no se ha implementado

todavía la inyección de agua.

64

Tabla 2.4.4.5.- Producción Diaria por Arena del Campo Auca-Auca Sur

ARENA TI ARENA UI

AÑO

Oilcalday

bbl/d

VC.gascal

day Mcf

VC.wetercalda

y bbl/d

Oilcalda

y bbl/d

VC.gascalda

y Mcf

VC.wetercalda

y bbl/d

2005 7524.8707 1.8133681 1672.637153 7241.994 0.079167 2773.372222

2006 7468.2295 1.7867063 1704.216797 7253.494 0.087083 2740.309444

2007 7463.5082 1.7511574 1575.118896 7275.143 0.095792 2755.140389

2008 7444.6967 1.7013889 1524.883759 7279.458 0.105371 2798.054428

2009 7593.9609 1.8559028 1532.098395 7287.803 0.115908 2795.959871

2010 7546.831 1.8078704 1545.235694 7293.184 0.127499 2827.255858

01/2011 7971 2 1427 7375 0 2615

02/2011 8367 2 1701 7464 0 2488

03/2011 7595 2 1100 7757 0 3536



2.4.4.10 Producción Acumulada de Agua y Oil de los Yacimientos U, T

La producción acumulada es el volumen del fluido producido durante la vida

económica y productiva del pozo(s) que conforman el área de estudio.

Tabla 2.4.4.6.- Producción Por Arenisca del Campo Auca-Auca Sur

ARENISCA TI ARENISCA UI

AÑO

Oilcalday

bbl/d

Acumulado

de Petróleo

bbl

Oilcalday

bbl/d

Acumulado

de Petróleo

bbl

2005 7524.87066 39115687.9 7241.99444 32561772.9

2006 7468.22949 39159836.8 7253.49389 32623811

2007 7463.50818 39181358.5 7275.14328 32670940.7

2008 7444.6967 39176065.7 7279.45761 32700363.1

2009 7593.96087 39311544.2 7287.80337 32711139.5

2010 7546.83098 39291637.2 7293.1837 32700568.9

01/01/2011 7971 39470800 7375 33045474

01/02/2011 8367 39705066 7464 33254475

01/03/2011 7595 39940500 7757 33494934



65

Para el presente estudio se presenta la producción de los pozos productores que

integran el área "Centro Sur" de inyección: estos son: AUI–5, AU–7, AU–18,

AU–24, AU–25, AU–41, AU–43, etc.

La producción acumulada de petróleo del área es de 138’.585.390 Bls al 31 de

diciembre del 2010. La cual permitió determinar las reservas remanentes, y la

producción acumulada de agua, Wp hasta el 31 de diciembre del 2010, es de

71’.469.100 BN.

En la Tabla 2.4.4.8 se detallan la Historia de Producción de petróleo, agua, gas,

acumulados, de los pozos que se encuentran en el área de influencia. Con la

finalidad de comparar y analizar cómo han ido variando estos parámetros y

demostrar que con la aplicación del método de inyección de agua en la presente

tesis se puede incrementar la producción y las reservas recuperables.

Fig.2.4.4.8.Historia de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arenisca TI

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

2500

5000

7500

10000

12500

Date

TI

Oilcalday ( bbl/d )





197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

10000000

20000000

30000000

40000000

50000000

Date

TIAcumulado agua ( bbl )


Liq.Cum ( bbl )





66

Fig.2.4.4.9.Historia de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arenisca UI

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

2500

5000

7500

10000

12500

Date

UI

Oilcalday ( bbl/d )





197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

15000000

30000000

45000000

60000000

Date

UIAcumulado agua ( bbl )


Liq.Cum ( bbl )





Predicciones de Producción.- Para obtener la curva base de producción de cada

arena se consideró la historia de producción. Con la ayuda del programa de

computación OFM se realizo la declinación de la producción para 10 años, para

los periodos en los cuales las condiciones del campo sean estables.

ARENISCA UI.- La declinación exponencial de la producción, dio un valor de

2.1% por año. Con esta declinación se calculo la curva base de producción de la

misma que al final de 10 años desde 01 de marzo del 2011 hasta 01 de marzo del

2021 de producción las reservas serán de 519MM Bls.

Con inyección de agua y con perforación de pozos se tendrá una curva de

producción cuya máxima producción será de 7757 BPPD en el año 2011. La

producción acumulada es 33494.9 BPPD de petróleo.

67

Fig.2.4.4.10. Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arena UI

1975767778798081828384858687888990919293949596979899200001020304050607080910111213141516171819202110

3

104

105

106

107

108

109

Liq.

Cum

, bbl

Date

PROYECCION DE PRODUCCION DE PETROLEO AUCA-AUCA-SUREP-PETROECUADOR-UCE


Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : -0.0143564 M.n.qi : 5.32332e+007 bblti : 03/31/2011te : 03/31/2021Final Rate : 2.98176e+008 bblCum. Prod. : 33494.9 bblCum. Date : 03/31/2011Reserves : 5.19312e+008 bblReserves Date : 03/31/2021EUR : 5.19346e+008 bblForecast Ended By : TimeDB Forecast Date : Not SavedReserve Type : None



ARENISCA TI.- Se tiene que la declinación de producción para esta arena es de

4.7% por año. La curva base de producción de “T”, al final de los 10 años se

tiene un estimado de reservas de 329 MMBLS. Consta el perfil de producción

considerando inyección de agua y perforación de pozos de relleno, la mayor

producción es de 8367 BPPD y se dio en el año 2011 y la producción acumulada

será de 39940.5 BLS.

Fig.2.4.4.11. Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur Arena TI

1975767778798081828384858687888990919293949596979899200001020304050607080910111213141516171819202110

3

104

105

106

107

108

109

Liq

.Cum

, bbl

Date






68

Arenisca U + T.- De lo expuesto anteriormente, se puede concluir que en 10

años, con la inyección de agua a los yacimientos la producción mejorara

significativamente hasta alcanzar un pico en la curva de 15351 BPPD en el año

2011. La producción acumulada 73453.4 BLS.

Fig.2.4.4.12.Proyección de Producción del Campo Auca-Auca Sur (TI y UI)

1975767778798081828384858687888990919293949596979899200001020304050607080910111213141516171819202110

4

105

106

107

108

109

Liq

.Cum

, bbl

Date






Producción de Agua.- De acuerdo a la curva de flujo fraccional y los cálculos se

obtuvo la producción de agua que se tendrá en la vida del proyecto.

Fig.2.4.4.13. Proyección de Agua del Campo Auca-Auca Sur Arenas TI y UI

1975767778798081828384858687888990919293949596979899200001020304050607080910111213141516171819202110

-1

100

101

102

103

104

105

VC

.wete

rcald

ay, bbl/d

Date

PROYECCION DE PRODUCCION DE AGUA AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE


Working Forecast ParametersPhase : WaterCase Name : Case1b : 0Di : -0.0102431 M.n.qi : 4635.23 bbl/dti : 03/31/2011te : 03/31/2021Final Rate : 15847.6 bbl/dCum. Prod. : 26686 bblCum. Date : 03/31/2011Reserves : 33317.9 bblReserves Date : 03/31/2021EUR : 60003.9 bblForecast Ended By : TimeDB Forecast Date : Not SavedReserve Type : None

PROYECCION DE PRODUCCION DE AGUA AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE


69

Los máximos volúmenes de agua se tendrán en los últimos años, lo cual es normal

considerando que la recuperación del petróleo va disminuyendo conforme se va

inyectando un volumen de agua casi constante.

Los volúmenes de agua de producción de las areniscas “U” y “T”. La arenisca

“U” tiene una producción máxima de 3536 BAPD y la arenisca “T” de 1701

BAPD.

Fig.2.4.4.14. Proyección de WOR del Campo Auca-Auca Sur Arenas TI y UI

0 30000 60000 90000 120000 150000

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

WO

R, b

bl/b

bl

Acumulado Petroleo, bbl

PROYECCION DE WOR AUCA AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE


Case Name : Case1Slope : 1.51167e-005Intercept : 0.0836937Start WOR : 0.301942 bbl/bblEnd WOR : 3.01942 bbl/bblCum. Prod. : 73435.4 bblReserves : 66152 bblEUR : 139587 bbl

PROYECCION DE WOR AUCA AUCA SUREP-PETROECUADOR-UCE




Disposición y uso de gas. Quema de gases residuales.- La cantidad de gas de

formación que se tiene en el Campo Auca es de 3.68MMSCF (pies cúbicos

estándar), aportando Auca Sur con 0,02 MMSCF y Auca Central 11.55 MMSCF,

según Forecast del 31 de marzo del 2011.

En la Estación Auca Sur, el gas de formación que se capta en los Separadores de

Producción (a 23–28 psi), pasa por un scrubber para eliminar condensados y

líquidos antes de ingresar al centro de generación eléctrica, en donde llega al

scrubber de succión del compresor, ingresando a éste con 20 psi y descargando

del compresor con 180 psi; luego este gas pasa a un deshidratador para eliminar la

70

cantidad de agua contenida en el gas y finalmente pasa por un scrubber de

descarga para obtener un gas completamente seco.

Este gas se distribuye en dos corrientes: la primera corriente del gas es utilizada

en dos generadores Caterpillar 3512, para producir 550 KW cada uno, y la

segunda es enviada a Auca Central y utilizada en esta Estación en la unidad

Waukesha para el sistema Power Oil, pasando previamente por dos scrubber .

El gas captado a la salida del Separadores de Prueba y una parte del gas de la Bota

es quemado en tres mecheros de tiro natural y utilizado también como

combustible para el calentador de agua (Manpet) para mantener la temperatura del

colchón de agua del tanque de lavado entre 100º 105º F.

En la Estación Auca Central el gas de formación captado en los separadores de

producción, prueba y botas es utilizado en dos calentadores de agua: un artesanal

y otro Manpet para mantener la temperatura del colchón de agua del tanque de

lavado entre 110 a 115º F. El sobrante de gas es quemado en dos mecheros de tiro

natural.

Fig.2.4.4.15. Proyección de Gas del Campo Auca-Auca Sur Areniscas TI y UI

197576777879808182838485868788899091929394959697989920000102030405060708091011121314151617181920210.001

0.01

0.1

1

10

VC

.gas

cald

ay, M

cf

Date

PROYECCION DE PRODUCCION DE GAS AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR - UCE


Working Forecast ParametersPhase : GasCase Name : Case1b : 0Di : -0.00357279 M.n.qi : 2.06894 Mcfti : 03/31/2011te : 03/31/2021Final Rate : 3.17665 McfCum. Prod. : 9.53686 MMcfCum. Date : 03/31/2011Reserves : 9.43691 MMcfReserves Date : 03/31/2021EUR : 18.9738 MMcfForecast Ended By : TimeDB Forecast Date : Not SavedReserve Type : None

PROYECCION DE PRODUCCION DE GAS AUCA-AUCA SUREP-PETROECUADOR - UCE




71

2.4.4.11 Mecanismos de Producción de las Yacimientos “U”, “T”

Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el

yacimiento y un acuífero que constituye un medio poroso saturado completamente

con agua.

Debido a la producción constante del Campo durante varios años los yacimientos

han experimentado pérdidas de presión, quedando casi en su totalidad incapaces

de producir a flujo natural. Por esta razón se encuentran produciendo bajo los

siguientes sistemas de producción.

Bombeo Hidráulico

Bombeo Electrosumergible

De estos sistemas de levantamiento artificial, el bombeo hidráulico predomina

seguido por el bombeo Electrosumergible en la mayor parte de los pozos

productores del Campo.

En el Campo Auca, producen 88 pozos en conjunto y diariamente, 49 pozos

emplean el sistema de levantamiento hidráulico, 38 pozos producen por el sistema

de bombeo electrosumergible, BES y 1 pozo por flujo natural.

En la tabla se observa el número de pozos con cada sistema de producción.

Tabla 2.4.4.7.-Sistema de Producción del Campo Auca-Auca Sur

MÉTODO Nro. POZOS BPPD % APORTACIÓN

PPF Flujo Natural 1 2.447 1.59

PPHJ Bombeo Hidráulico Jet 29 4.546 23.8

PPHP Bombeo Hidráulico Pistón 20 3.037 30.6

PPS Bomba Electrosumergible 38 20.674 57.1

TOTAL 88 30.704 100



72

Yacimientos por Empuje de agua.- La Producción de agua inicia muy

temprano e incrementa a cantidades apreciables. El Comportamiento del pozo

fluye hasta que la producción y obtener la Recuperación Esperada.

CARACTERISTICAS TENDENCIAS

Presión de reservorio Permanece alta

GOR de superficie Permanece bajo



2.4.4.12 Volumen de Petróleo Residual

Por volumen de petróleo residual, VPR, se entiende a aquellos volúmenes de

hidrocarburos que permanecen en el yacimiento, luego que han tenido lugar

procesos de recuperación primaria o secundaria.

.PRIMNPOESVPR

El VPR para el Yacimiento “U inferior”, en el área de estudio, es de 63.890.563

BN y a enero del 2006, se tiene una Soresidual de 27.6 %, este valor se determinó de

la curva de permeabilidades relativas.

2.4.5 ANALISIS DEL SISTEMA DE INYECCION DEL CAMPO AUCA

Una vez actualizado el modelo de las areniscas U y T y conocidas las presiones

actuales de los yacimientos, se procedió a analizar las posibles ubicaciones de los

pozos inyectores, realizando varias alternativas de inyección de agua, utilizando

las herramientas como la Ecuación de Flujo Fraccional y la Teoría de

Desplazamiento.

En primer lugar se analizó la inyección de agua en el eje central del anticlinal en

forma de arreglos de inyección de cinco pozos. Si bien este modelo es altamente

eficiente, ya que se inyecta en la zona de petróleo, fue descartado ya que el ancho

73

de las estructuras es menor de cuatro kilómetros, lo que hará que se disminuya el

área productiva y se pierda producción.

La inyección periférica también fue analizada. En este tipo de inyección se inyecta

al acuífero y se espera ayudar al mismo a empujar el petróleo que será producido

por los pozos en el centro de la estructura.

Al inicio de la producción de un campo y cuando se conoce muy bien el modelo

geológico y como actúa el acuífero, el modelo periférico, ha dado buenos

resultados; sin embargo se descarto que el Campo Auca, considerando que la

mayor parte de la energía que se inyecta se pierde en el acuífero y la eficiencia de

desplazamiento es muy baja, por lo que hay que inyectar grandes volúmenes de

agua.

Luego de varios análisis de ambos modelos, se optó por implementar un modelo

combinado la inyección por arreglos en la periférica ubicando cuatro pozos

inyectores en la zonas periféricas que tienen saturación de petróleo; donde hay

mayor conocimiento de los parámetros geológicos y de yacimientos así como de

producción, de tal manera que nos permita convertir pozos productores en

inyectores, cuyas reservas no han sido recuperadas en su totalidad y que tienen

altos cortes de agua.

Propiedades de los Yacimientos Para Inyección de Agua

Para predecir el comportamiento de la inyección de agua, se considero la zona

donde la presión ha disminuido a valores menores a 1500 psi, esta zona para “U”

y “T” se localiza desde el pozo AUCA – 19 en la parte central del Campo, hasta el

pozo AUCA – 22 en la parte sur. Es en esta área donde se encuentran la mayoría

de pozos productores de las areniscas “U” y “T”.

El área del campo Auca que será sometido a la Inyección de agua tiene

aproximadamente 5200 acres. La distancia entre pozos es alrededor de 1500 pies,

por lo que el área de arreglo para la inyección de agua se ha estudiado para 200

74

acres. Las propiedades petrofísicas y de fluidos en general son muy buenas para

someter los yacimientos “U” y “T” a la inyección de agua.

Determinación del Tipo de Yacimiento, Arenisca U y T inferior.- Según el

estado de los fluidos y considerando la composición química de estos fluidos que

contiene la roca yacimiento U y T del Campo Auca, y en base a condiciones de

presión y temperatura a las que se someten los hidrocarburos contenidos en ella,

se puede analizar en un diagrama de fases que el yacimiento para la arenisca UI se

encuentra produciendo aún sobre el punto de burbuja de 880 psi, a una presión

promedio del yacimiento de 4141 psi a marzo del 2011, con una Pwf @ mp

(mitad de las perforaciones = 9766’), de 648 psi. La presión del punto de burbuja

es de 880 psi. El corte de agua promedio actual es de 27%, por lo que la

saturación actual de agua es de 14,17%. Por tanto, se concluye que el yacimiento

“UI” es un yacimiento subsaturado, en estado monofásico, y se cumple, en cambio

para la arenisca TI se encuentra produciendo sobre el punto de burbuja de 478 psi,

a una presión promedio del yacimiento de 4213 psi a marzo del 2011, con una

Pwf @ mp (mitad de las perforaciones = 9766’), de 690 psi. La presión del punto

de burbuja es de 478 psi. El corte de agua promedio actual es de 14%, por lo que

la saturación actual de agua es de 18,66%. Por tanto, se concluye que el

yacimiento “U” es un yacimiento subsaturado, en estado monofásico, y se cumple:

Py > Pb ó Ps,

Py = Presión del yacimiento (psia)

Pb ó Ps = Presión de burbuja o saturación (psia)

2.4.5.1 Geología de la Zona de Inyección

Para poder comprender mejor en esta parte se detalla la ubicación y la geología de

los dos pozos AU-12 y AU-41 que en la actualidad se encuentran Inyectando en

las areniscas U y T. A continuación esta descrito la geología y ubicación de estos

pozos.

75

El Pozo de desarrollo Auca – 41 fue completado el 13 de Marzo de 1995 como un

pozo productor, posteriormente el 8 de Julio del 2004 fue reacondicionado para

convertirlo de productor a inyector de agua para la arenisca “T” (en el W.O. No.

4) Para el proyecto de Recuperación Secundaria de acuerdo al “Estudio de

Implementación de Recuperación Mejorada por Inyección de Agua”, realizado en

Febrero del 2001.

El Pozo Auca – 12 fue completado el 8 de Julio de 1974 como un pozo productor,

posteriormente el 24 de Julio del 2004 fue reacondicionado para convertirlo de

productor a inyector de agua para la arenisca “T” (en el W.O. No. 12) Para el

proyecto de Recuperación Secundaria de acuerdo al “Estudio de Implementación

de Recuperación Mejorada por Inyección de Agua”, realizado en Febrero del

2001.

Fig.2.4.5.1. Ubicación Geográfica Auca-41,12 Campo Auca-Auca Sur



Ubicación:

El pozo Auca – 41 se encuentra ubicado en las coordenadas UTM:

76

X Coordenadas: 290395.65

Y Coordenadas: 9924283.82

El pozo Auca – 12 se encuentra ubicado en las coordenadas UTM:

X Coordenadas: 290175.89

Y Coordenadas: 9922428.34

2.4.5.2 Mecanismo de Empuje Natural del Yacimiento U y T

El mecanismo de producción predominante es el de Empuje Hidráulico Lateral no

muy activo, lo que ha permitido que la presión del yacimiento disminuya.

Fig. 2.4.5.2. Mecanismos de Producción de las Areniscas U y T



Del análisis de la presión del yacimiento con la historia del factor de recobro, se

puede notar que el mecanismo de producción del yacimiento U y T, es una

combinación del mecanismo de expansión de roca y fluidos y empuje por gas en

solución, notándose que en los últimos períodos de producción el comportamiento

se desvía un poco queriendo imitar al mecanismo de empuje hidráulico; estos

influjos de agua de los acuíferos del flanco oeste de la estructura, actúan como un

77

empuje hidráulico lateral de baja potencia, que ha permitido que la presión del

yacimiento disminuya.

2.4.5.3 Características de los Yacimientos

Arenisca U Inferior (U-3).- El yacimiento U inferior presenta un límite inferior

de arenisca de -8830 PBNM (AU-2, AU-5 Y AU-4) en la zona norte y el flanco

occidental; y DE -8868 PBNM (AIW-1) en el flanco oriental.

Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos

saturados de petróleo que van desde 4 a 50 pies, concentrándose los mejores

espesores de pago a lo largo del eje estructural del campo, desde el pozo AU-22

hasta el pozo AU-10 (de 13 a 48 pies), dando lugar a leves estrangulamientos en

la zona de los pozos AU-1, AU-19, AU-35, AU-13 Y AU-27 que afecta

ligeramente la comunicación de este nivel; porosidad es de 9% a 21% y la

saturación inicial de agua está en el rango de 13% a 49%.

Arenisca T Inferior .- En la zona norte del campo se ha definido el límite inferior

de área (LIA) de -9090 PBNM determinando del pozo AU-4; En el flanco oriental

de la zona central del campo se ha definido el límite inferior de petróleo (LIP) a -

9140 PBNM del pozo inyector AIW-01, y para la parte sur en el flanco oriental

del campo se ha definido el contacto agua petróleo a -9098 PBNM pies de los

pozos A-13, 14 y 15.

Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados de 1 a

80 pies, concentrado los mejores espesores de pago de 30 a 80 pies a lo largo del

eje estructural desde los pozos AU-26 hasta el AU-22; las porosidades tienen

rango de 9% a 21% y las saturaciones iniciales de agua son de 10% a 47%.

2.4.5.4 Planta de Tratamiento del Agua

La Planta de Tratamiento de Inyección de agua se encuentra ubicada en la

Estación Auca Sur, cercana a la locación del pozo AU 16, falta probar la planta

con carga para verificar la compatibilidad del nuevo software de control y colocar

78

unas válvulas en las líneas de los inyectores y se han comprado repuestos, se

estima un tiempo de 3 a 4 meses para su conclusión. El arranque del proyecto de

Recuperación mejorada para las areniscas “U” y “T” se inició a finales de

diciembre del 2006. Cabe indicar que este lapso es para el arranque del tren de

agua de río; para que opere la planta en su conjunto, restan algunos trabajos en el

tren de agua de formación.

La adquisición de la Planta de Tratamiento para el sistema de inyección de agua

del Campo Auca, se dio según las recomendaciones del estudio de simulación de

las areniscas “U” y “T”, realizado durante 1992 1993 y presentado en el mes de

abril de 1994 y el estudio del Proyecto de inyección de agua del Campo Auca

hecho en marzo, 1995 por el Dr. Charles C. Patton, donde también se

consideraron Estudios de simulación anteriores, que recomendaron la

realización de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua en

el campo, con el fin de mejorar la recuperación de petróleo y reducir la caída de

presión de los yacimientos Napo "U" y Napo "T".

A fin de disponer de las aguas de formación generadas en el proceso de

Producción del Petróleo, conforme lo que dispone las normas del RAOHE

(Reglamento Ambiental de Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador),

convenientemente nos servimos de esta agua tratada para beneficio en el proceso

de Recuperación Secundaria, ya que se inyecta a las areniscas productoras, que

según el “Estudio de Implementación de Recuperación mejorada por inyección de

agua, Campo Auca”.

Previo a la inyección del agua esta es tratada de la siguiente forma:

Se inyecta químico clasificador en los separadores con el objetivo de disminuir el

contenido de aceite en agua para mantener valores menores a 50 ppm,

semanalmente se bachea biocida en los tanques de almacenamiento de agua

producida y líneas de superficie con la finalidad de eliminar posibles bacterias

existentes en la operación del campo operación conjunta con envió de chanchos.

79

La inyección de antiescala se realiza para proteger el motor de la bomba y de igual

manera la inyección de anticorrosivo se lo realiza por medio de capilares hasta el

fondo donde se encuentra el motor.

Con el objeto de obtener la debida protección en todas las facilidades de

producción desde el pozo productor hasta el pozo inyector.

El tratamiento del agua de inyección tiene como propósitos principales:

Disminuir o prevenir el desgaste de los equipos debido a la corrosión.

Mantener una eficiente inyección mediante la regulación de la calidad

el agua suministrada al pozo.

Las funciones principales que debe cumplir una planta de tratamiento de agua

para un proceso de recuperación secundaria son:

El control de sólidos

Control bacterial

Control de oxigeno disuelto en el agua.

Entre los principales equipos para cumplir estas funciones tenemos:

Sistema de Filtros, este sistema se diseña básicamente tomando en cuenta la

cantidad de sólidos en suspensión permisibles en el yacimiento. Generalmente se

usa sistemas de filtrado que contienen granos de granate y carbón.

Torre de Desoxigenación, mediante el uso del gas se remueve el oxígeno

presente en el agua, el agua ingresa por la parte superior cayendo en un sistema de

platos; el gas fluye en contra corriente atrapando las moléculas de O2, esta mezcla

sale por la parte superior; el agua libre de oxigeno se evacua debido a la gravedad

por el fondo.

Tanque, sirve de almacenamiento del agua desoxigenada de tal forma que se

pueda suministrar a una rata constante a las bombas. El tanque contiene gas

80

natural a una presión mayor a la atmosférica para evitar el contacto del agua con

el aire (Sistema Gas Blanket).

Planta de Bombeo, consiste en un grupo de bombas de alta presión que

suministran el agua a los diferentes inyectores.

2.4.5.5 Características de la Planta de Tratamiento

La planta tiene un diseño máximo de 20.000 BPD (Barriles por día) de agua de

formación y 8.000 BPD de agua de río, los cuales estan destinados a las zonas de

inyección así: 12.000 BPD para Napo “U” y 8.000 BPD para Napo “T”.

Se consideró la realización de dos líneas de tratamiento en paralelo, una para el

tratamiento del agua de formación producida; y otra para el tratamiento del agua

del río. El sitio de la planta es suficiente para recibir un equipamiento adicional, o

líneas de tratamiento adicional para el agua de formación en caso que se requiera

en el futuro.

Estación de Bombeo.- Se tienen 5 bombas para inyectar el agua en la red de

inyección para suplir a los pozos. De las cinco bombas instaladas, cuatro

funcionarán al mismo tiempo y una será para reemplazo.

Las características de las bombas son las siguientes:

Motor eléctrico de 300 kW

Bomba de embolo buzo hecho en Canadá

Tasa de 5.000 BAPD

presión de trabajo de 2.500 psi

La planta de tratamiento tendrá capacidad de manejar, tanto agua de río como

agua de producción y está previsto que en el futuro maneje mayoritariamente agua

de producción. De esta manera además de realizar el mantenimiento de presión de

los yacimientos, permitirá reinyectar el agua de formación evitando la

contaminación del medio ambiente.

81

Se especifica dos elementos fundamentales del proceso de la planta.

La torre de desoxigenación es de tipo “Stripping”, la misma que requiere

de gas para atrapar al oxigeno.

El tipo de filtro para tratar el agua de río, el filtro es de lecho profundo

pero de flujo ascendente, el mismo que tiene la habilidad de poder

manejar las sobrecargas de sólidos en suspensión que arrastrará el río

Rumiyacu en la temporada invernal.

La planta de tratamiento constituye un elemento fundamental en el sistema de

recuperación secundaria, puesto que el agua que se inyectara en las areniscas

productivas debe cumplir con estrictas normas de calidad para evitar el

taponamiento de las formaciones por depósitos de sólidos, formación de

carbonatos, precipitación de sales, formación de colonias de bacterias, etc.

a) Sistema en Superficie

El proyecto de inyección de agua está en marcha, se han reacondicionado dos

pozos pasando de productores a inyectores, el AU–12 y AU–41 (Tendido de alta

presión). Los equipos instalados que componen la planta de inyección de agua se

describen a continuación. La planta de inyección cuenta con el siguiente sistema

de superficie:

Tabla 2.4.5.1.-Sistema de Tratamiento de Agua de Formación

SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN

I Bomba de químico

II Celdas de Flotación y Bombas

II Filtros de cascara de Nuez

I Bomba de químico

II Filtros de lecho profundo, flujo ascendente

II Torre de desoxigenación

82

Tabla 2.4.5.2.-Características de las Celdas de Flotación y de Bombas

Características principales de Celda de Flotación y de Bombas

1

a.- No. de unidades (1). HYDROCELL

b.- Capacidad de unidad 20.000 BPD

c.- No. de motores especificaciones (2). 1/3 Hp -13.5 rpm 230/460v - 3f-60Hz

d.- Recubrimiento interno Coal Tar Expoxy

e.- Recubrimiento externo Expoxy

2 Panel de Control NEMA 4

3 Bomba de recirculación capacidad (1u). 2K4x3 - 10 360 GPM - 200 THD

Motor-hp-rpm-Volt. 40 hp - 3600 rpm 230/460v. 3 Ph-60 Hz

4 Bomba de transferencia Capacidad (1 u). 600 GPM - 92 THD

Motor-hp-rpm-Volt. 25 hp-1780 rpm 460v. 3Ph - 60 Hz

5 Skid 78" Lx21" W

6 Tubería- material Carbon Steel

Recubrimiento Expoxy

7 Válvulas/accesorios Completo

Características Principales de las Bombas

1

No. de bombas 5

Capacidad/ uso 1 - 0.10 gpm Atrapador de O2

Capacidad/ uso 1 - 0.25 gph Polímero

Capacidad/ uso 1-0.50 gph Hipoclorito

Capacidad/ uso 1 – 5 dph Biocida Orgánico

Capacidad/ uso 1 - 5 ghp Inhibidor escala

2

Motor hp: 1/3 hp

Motor v - fases - Hz 115v - 1fh - 60 Hz

Presión descarga 100 psi

3 Tanque Tambores

4 Accesorios Completo

Características Principales de la Bomba

1 No. De bombas 1

2 Capacidad 1 GPM

3 Presión descarga 100 PSIG

4 Hp 1/3.

5 Factor de servicio 1.15

6 Voltaje 110-1-60- Hz

7 Tanque de químico Tambor

83

Tabla 2.4.5.3.-Características Principales de los Filtros

Características Principales de los filtros

1

No. de filtros 1

Capacidad de filtros 20.000 BPD 584 gpm

Presión de Operación 40 PSIG

"Presure Drop" 18 psi max

Diámetro x Altura 8 x 9 ft

Rata de retrolavado 1260 gpm

Material del casco SA-516 Gr 70

Recubrimiento Interno Epoxico-Fenolico

Recubrimiento Externo Epoxico+Polyreta

Medio filtrante Cascara de Nuez

Tuberías Carbon Steel Sch 40

2 Instrumentación + accesorios Completa


4

BOMBA DE FLUDIFICACIÓN

a.- Tamaño 6x8x13

b.- Capacidad 1260 gpm - 46 TDH

c.- Material 316 ss

d.- Motor Hp Motor voltaje 15 HP 460v-3Ph- 60 Hz

5 SISTEMA LÓGICO PROGRAMABLE si provee

6 Cumple con el objetivo propuesto SI

Planta de Inyección –Auca-Auca Sur


Características Principales de los Filtros

1

Filtros

No. de filtros 3 Up –flow

Tipo de proceso agua de río

Rata por unidad 4.000 BAPD

Presión de Operación 55 psig

Rata de retrolavado 400 gpm

Diámetro 5 pies

Altura 11 pies

Estampado ASME

Material SA-516-Gr70

Recubrimieno Interno Coalter 14-15mm.

Recubrimiento Externo Expoxy polimetano

Medio Filtrante Arena / Grava

1 era capa Grava 1/4" x 1/2"

2 da capa Arena 8-16 Mash

3 era capa Arena 12-20 Mash

84


3 Instrumetación+Accesorios Completo

4 Bomba de Retrolavado

5

a.- No. de Unidades 1 u

b.- Tipo de Bomba Mark III Durco

c.- Tamaño 2K4x3-10H

d.- Capacidad 400 gpm - 69 TDH

e.- Motor hp / rpm Motor voltaje 10 hp/1750 rpm 460v - 3Ph - 60Hz

6

Soplador

a.- No. de Unidades 1 u

b.- Descarga 120 ACFM - 12Psi

c.- Motor hp / rpm Motor voltaje 25 hp/1800 rpm 460v - 3Ph -60Hz

Tabla 2.4.5.4.-Características Principales de la Torre

Características Principales de la Torre

Torre

1

No. de desgasificadora 1

Capacidad 8.000 BPD

Oxigeno Entrada 8.8 ppm

Oxigeno Salida 0.02 ppm

Diseño al vacio 30" Hg

Diámetro 3 pies

Altura 21 pies

Estampado ASME

Material Carbon Steel

Recubrimiento Interno Coalter tar Expoxy

Recubrimiento Externo Expoxy poliuretano

Eliminador de Niebla Polypropylene

Elementos Internos 316 SS

Media Polypropylene

Pernos de Anclaje No provee

Válvulas + Actuadores Completo


3 Instrumentación + Accesorios Completo

4

Bomba de Transferencia

a.- No. de Unidades 1 u.

b.- Tipo de Bomba Mark III Durco

c.- Tamaño 3 x 2-6

d.- Capacidad 233 gpm - 50 THD

e.- Motor hp/ rpm Motor vol. fase Hz 7.5 hp/3500 rpm 460v - 3Ph - 60Hz

5 Bomba al Vacío

a.- No. de Unidades 2 u.

85

b.- Modelo Nash -Kinema AHF

c.- Motor hp/ rpm Motor vol. fase Hz 5 hp/ 1800 rpm 460v - 3Ph - 60HZ

6 Skid

Skid Bomba Transferencia Skid

Bomba de Vacío 2 pies x 5 pies 6 ft x 5 ft (2u)



b) Sistema de Inyección de Agua de las Areniscas “U”, “T”

La inyección se la realiza a los pozos 12, 41, pero actualmente se está inyectando

solo del AUC-04ID donde se detalla el sistema de inyección como se observa en

la figura.

Fig.2.4.5.3. Sistema de Inyección Auca-Auca Sur

Todo el sistema de inyección de agua es cerrado, con lo cual se descarta cualquier

tipo de contaminación ambiental que la planta pudiera emitir. Así también todo el

sistema es completamente automatizado.

2.4.5.6 Fuentes de Agua para Soportar al Proyecto de Inyección.

El agua necesaria para la inyección puede ser suministrada a la planta de

inyección desde dos orígenes diferentes:

El agua de producción que proviene de las dos estaciones de

producción.

TANQUES

DE

LAVADO

RIO

SISTEMA DE TRATAMIENTO DE

AGUA DE FORMACION

20.000BPD

SISTEMA DE TRATAMIENTO DE

AGUA DE RIO

8.000 BPD

POZO DE

INYECCION

12, 41

86

El agua captada en superficie desde el Río Tiputini o desde un pequeño

río cerca de la planta de producción Sur.

El agua producida es una mezcla entre diferentes aguas de formación con varías

salinidades: Basal Tena (20,000 ppm), Napo U (42,000 ppm), Napo T (28,000

ppm), Hollín Superior (5,000 ppm), Hollín Inferior (1,500 ppm).

El Rio Tiputini tiene un flujo importante durante el año, también durante la

temporada más seca. En invierno el agua puede tener una fuerte concentración de

partículas en suspensión. La estación de bombeo del Rio Tiputini se encontrará a

4 Km de distancia de la planta de tratamiento de agua.

La proporción dependerá de la capacidad del estero y sería un máximo de 8.000

BAPD, capacidad máxima que puede tratar el tren de agua de río y el resto es el

agua de formación de las dos Estaciones de Producción, Auca Central y Auca Sur,

es importante mencionar que en la Estación Auca Sur hay que sumar lo que viene

de la Subestación Auca Sur 1 que no ingresa a los separadores sino al tanque

antes de la bota.

La captación de agua está ubicada cerca de la piscina API de la Estación Auca

Sur. Según el responsable del Campo su flujo es regulado todo el año y parece

suficiente para asegurar el complemento de agua para el programa de inyección

actual.

El agua de formación producida es una mezcla entre diferentes aguas de

formación con varias salinidades, por esta razón, el agua de formación que se

produce y se producirá en este Campo, así como el agua del río, se tratarán

primero por separado y luego se inyectarán en el Sistema de Inyección.

2.4.5.7 Cantidad y Calidad del Agua a Inyectarse

Según los análisis realizados en 1994 por el Dr. Patton y los más recientes por el

personal de EP-Petroecuador, esta agua contiene muchas impurezas donde se

87

necesitaba realizar un tratamiento químico, tenía las siguientes impurezas,

Sólidos en suspensión: arenas de diferentes tamaños, óxidos de hierro, residuos de

vegetación y tierras en general.

Gases disueltos: principalmente oxígeno que es un fuerte agente corrosivo

Sólidos disueltos: nitritos, nitratos, cloruros, hierro, y otros que pueden causar

problemas en la inyección.

Microorganismos: bacterias totales y del tipo coliforme, fecales, hongos, bacterias

sulfato-reductoras y levaduras. Sustancias orgánicas e inorgánicas causantes de

darle color y olor al agua (sales de hierro y manganeso).

La remoción de sólidos suspendidos y oxígeno disuelto en el agua son los

objetivos principales para el tratamiento del agua de río. El rango de

concentración TSS es desde 10 22 ppm; no hay aceite en agua. El agua de río está

saturada con oxígeno. La concentración de oxígeno disuelto es aproximadamente

8 ppm.

El último estudio de simulación de yacimientos determinó que al desarrollar el

proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua en el campo Auca, el

incremento estimado de producción acumulada hasta el año 2013 será superior a

25 millones de barriles de petróleo para la arenisca Napo “U” y 15 millones de

barriles para la arenisca Napo “T”.

De la calidad de agua procesada en la planta dependerá el éxito de la recuperación

de petróleo prevista en la simulación matemática de yacimientos.

Con la implementación del proyecto de recuperación secundaria, se incrementara

el petróleo recuperado en superficie y se mantendrá las presiones de fondo de las

formaciones productivas, lo cual permitirá evitar una pronta declinación de los

niveles de producción del campo Auca.

2.4.5.8 Cantidad y Calidad de Agua de Formación

88

Los análisis de las muestras de agua, hechos en julio de 1994, y tomadas desde los

drenajes de los tanques de lavado de las estaciones Auca Central y Sur.

El estudio de simulación recomienda la tasa de inyección inicial de 20.000 Bls. de

agua por día (BWPD), con la posibilidad de un incremento futuro del 20% de ese

volumen. Debido a las condiciones actuales del campo, Auca Sur produce 1228

BAPD, Auca Central 15297 BAPD (datos tomados del forecast de marzo del

2011); es decir, que el sistema empezaría inyectando 10.000 BAPD de agua de

producción de los yacimientos Hollín, Napo “U”, Napo “T” y Basal Tena y 8.000

BAPD de agua de río, haciendo un total de 18.000 BAPD. El porcentaje de agua

de formación se incrementará con el tiempo hasta que alcance casi el 100%, es

decir, el agua de río usada en el sistema decrementará poco a poco.

Las condiciones generales muestran que estas aguas pueden ser tratadas, sin

embargo, el diseño debe estar hecho para condiciones más severas, tomando en

consideración, los problemas de operación que pueden afectar negativamente a

estos parámetros, por ejemplo: el volumen de aceite y grasa en el agua de

producción para el diseño es de 100 ppm a la entrada de la planta.

La concentración de sólidos suspendidos y petróleo en agua proveyeron las bases

para la selección del equipo para el proceso del tratamiento.

Los valores de TSS y aceite en agua están entre el rango de 10 ppm para cada

estación de producción, pero estos podrían aumentar. Los valores detallados se

encuentran en la Tabla resumidos a continuación:

Tabla 2.4.5.5.-Calidad de Agua de Formación

ESTACIONES DE

PRODUCCIÓN

Total sólidos suspendidos,

TSS (ppm)

Aceite en agua

(ppm)

AUCA CENTRAL 12 128 12 440

AUCA SUR 10 40 4 11



89

2.4.5.9 Tratamiento de Agua de Inyección

El agua que alimentará la planta tendrá su origen de 2 diferentes fuentes: agua de

formación de los pozos desde los tanques de lavado de las Estaciones de

Producción Auca Central y Sur; y agua dulce del río Sur. Es importante conocer la

cantidad y las características fisicoquímicas del agua de río y del agua de

formación, para poder determinar que el agua a inyectarse sea compatible con los

elementos presentes en el yacimiento; o que pueda ser hecha compatible por un

adecuado tratamiento.

El propósito del tratamiento de las aguas usadas para inundación es disminuir la

corrosión y prevenir la obstrucción de la formación en los pozos de inyección. El

tratamiento puede incluir la eliminación de sólidos en solución. Cuando existen

sólidos el crecimiento bacteriano aumenta y puede generar depósitos en las líneas

y en la formación .Los tratamientos varían dependiendo de la composición del

agua usada y de las características de la formación a la cual se va a inyectar.

El control de los parámetros y niveles permisibles de concentración se realizarán

en el laboratorio de la planta por parte del personal de Corrosión de EP-

Petroecuador y por parte del personal de la compañía proveedora de químicos

(INTEROC).

a) Sistema de Tratamiento de Agua de Formación

El monitoreo para el tratamiento de agua de formación se lo realiza

periódicamente cada dos horas analizando la Turbidez, SST, Aceite, etc. para que

cumpla con los parámetros establecidos.

En la figura, se muestra de manera esquemática el proceso del sistema de

tratamiento de agua de formación, y además se describe la operación de cada uno

de los equipos de este sistema.

90

Tabla 2.4.5.6.Equipos para el Tren de Tratamiento de Agua de Formación

ÍTEM CANTIDAD DESCRIPCIÓN

01 1 Tanque de almacenamiento de agua de formación. Capacidad 5000 BBL.

02 1 Sistema de Bombas de alimentación de químicos para ayuda de flotación.

03 1 Unidad de flotación. (Hidrocelda USF modelo H-20D)

04 1 Bomba de transferencia

05 1 Bomba de recirculación

06 1 Filtro de cáscara de nuez. (Filtro Autoshell modelo AWS-96)

07 1 Bomba de retrolavado

08 1 Tanque de almacenamiento de agua de retrolavado. Capacidad 220 BBL.

09 1 Tanque de almacenamiento de agua tratada. Capacidad 5000 BBL.

Fig.2.4.5.4.Diagrama del Tren de tratamiento de agua de formación.

Tanque de Almacenamiento de Agua de Formación (Desborde)

El propósito de este tanque de 5000 BLS es proveer un lugar de captación de agua

de formación proveniente desde los tanques de lavado ubicados en el Auca

TANQUE DE

RETROLAVADO

UNIDAD DE

FLOTACION

FILTRO

AWS-96

TANQUE DE

ALMACENAMIENTO

DE AGUA TRATADA

TANQUE DE

ALMACENAMIEN

TO DE AGUA DE

FORMACION

TANQUES

DE LAVAD0

HACIA BOMBAS

DE INYECCION

SISTEMA DE

QUIMICOS

SUMIDERO 2 SUMIDERO 1

91

Central y en el Auca Sur. Cuando el nivel del agua sube, permite sacar el aceite

por la parte superior y obtener el agua de formación decantada hacia la

Hidrocelda. El liquido de ingreso, que contiene agua con poca cantidad de

petróleo, se almacena por un lapso de tiempo hasta que éste se estabilice para

formar tres capas definidas, a saber:

Una capa superficial de aceite.

Una capa de interfase que contiene burbujas de agua rellenas de aceite

debido a los agentes químicos existentes en el proceso previo ( a este

fenómeno se lo conoce como emulsión)

Una capa inferior de agua de formación.

Una vez que se han formado las tres capas se llena el tanque para eliminar las dos

capas superiores mediante desborde hacia el sumidero 1. Una vez eliminadas las

dos capas se permite el paso del líquido remanente hacia la Hidrocelda. El

adecuado nivel del tanque es controlado por el PLC a través del monitoreo del

nivel del tanque y el control de la válvula de flujo ubicada a la entrada. Por efecto

de la gravedad el agua es suministrada hacia la Hidrocelda.

Unidad de Flotación (Hidrocelda).- El agua que ingresa a la Hidrocelda debe ser

tratada químicamente, esto se lo realiza mediante el Sistema de Ayuda de

Flotación (CP-1), un polímero.

La Hidrocelda con una capacidad de 20,000 BBL de agua tratada diariamente, es

un equipo diseñado para remover efectivamente petróleo y/o sólidos suspendidos

en el agua de formación, la misma que ingresa al cuerpo de la Hidrocelda la cual

consta de cuatro compartimientos. Cuatro boquillas reciben agua de recirculación

proveniente de la bomba centrífuga P-1 creando un “efecto venturi” el cual

provoca el aparecimiento de una capa espumosa de varias pulgadas de espesor. La

Hidrocelda posee la inducción de gas blanketing (el mismo que ingresa

usualmente en el rango de 0.1 a 0.2 pies cúbicos/barril de capacidad total), un

mecanismo de dispersión de burbujas y unas paletas para desalojar la espuma.

92

Fig.2.4.5.5. Unidad de Flotación (Hidrocelda)

Con la ayuda del químico espumante, la recirculación del agua de formación y

junto a la agitación producida por el gas blanketing ayuda a la formación de

burbujas, las cuales arrastran el crudo y sólidos que estén presentes en el agua que

ingresa. Posteriormente estos desechos son conducidos al sumidero 2 para su

posterior tratamiento. En la figura muestra las especificaciones técnicas de la

Hidrocelda.

El nivel se mantiene constante dentro de la Hidrocelda mediante el controlador de

nivel (LC9) ubicado a la salida de la misma, este envía la señal hacia la válvula

neumática (LCV9) la cual se encuentra ubicada a la descarga de la bomba de

Recirculación

Gas Blanketing

93

transferencia (P-2), con lo cual cuando el nivel aumenta, la válvula se abre,

cuando el nivel disminuya la válvula se cierra para mantener este nivel.

Para mantener constante el flujo de entrada se tiene una válvula de control de flujo

(FV3) ubicada en la entrada de la Hidrocelda.

Bomba de Recirculación.- A través de una bomba de recirculación (P-1) se logra

obtener una acción turbulenta en el interior de la Hidrocelda y de esta manera

crear una zona espumante. Para desalojar esta espuma se tiene dos ejes con paletas

giratorias (desnatadores) ubicados a los lados del recipiente y que recolectan la

espuma hacia los costados. La operación básica de esta bomba tiene tres estados o

modos de funcionamiento que son:

Tabla 2.4.5.7.Modos de Funcionamiento de las Bombas de Recirculación.

MODO DE

FUNCIONAMIENTO

EFECTO

En modo manual La bomba se enciende

En modo apagado La bomba no se enciende

En modo automático La bomba se enciende directamente por el comando del PLC,

adicionalmente se debe tener seleccionado el modo Auto en el panel

principal de control

Bomba de Transferencia.- La bomba de transferencia (P-2) succiona el agua de

formación desde la Hidrocelda y la descarga hacia el Filtro AWS-96 (Autoshell),

con una presión adecuada para el funcionamiento del filtro.

La operación básica de esta bomba tiene tres estados o modos de funcionamiento.

Tabla 2.4.5.8.Modos de Funcionamiento de las Bombas de Transferencia.

MODO DE FUNCIONAMIENTO EFECTO



En modo automático La bomba se enciende directamente por el

comando del PLC, adicionalmente se debe tener

seleccionado el modo Auto en el panel principal

de control

94

Filtro AWS-96 (AUTOSHELL).- A continuación de la Hidrocelda se tiene un

filtro AWS-96 cuyo propósito principal es el de remover partículas pequeñas

desde el agua de formación, las cuales no se pudieron remover en el paso anterior.

El filtro AWS-96 es un filtro de bajo flujo de lecho profundo, esto quiere decir

que el agua de formación “sucia” ingresa por la parte superior del cuerpo del filtro

la cual pasa a través del lecho filtrante que retiene las impurezas y el agua de

formación “limpia” sale por la parte inferior del filtro. El filtro Autoshell utiliza

cascar de nuez como medio de filtración, debido a sus excelentes propiedades de

absorción de crudo.

Este filtro es de funcionamiento automático, esto se refiere a que el lecho filtrante

es regenerado por recirculación a través de la bomba centrífuga (P-3). Como el

lecho filtrante pasa a través de la bomba, la acción del impeler desmenuza todas

las partículas de aceite absorbidas y sólidos suspendidos en la cáscara de nuez. El

agua de retroalimentación contaminada pasa a través de una pantalla plana en la

parte superior del cuerpo y se evacua a través de la línea de salida de retrolavado.

Operación General.- Durante una operación normal el filtro se encuentra en el

ciclo de filtración. El flujo de servicio es interrumpido debido a que el filtro

requiere limpieza. La operación normal del filtro es automática desde el panel de

control principal. Sin embargo, el filtro puede operar manualmente, utilizando la

operación manual de las válvulas de solenoide. Para realizar la operación de

limpieza del filtro se debe cumplir cualquiera de los dos requerimientos:

Por tiempo de funcionamiento o por,

Una presión diferencial demasiada elevada.

El proceso entero de fluidización del lecho filtrante, circulación del lecho y

descarga del agua de retrolavado toma aproximadamente 10 – 15 minutos. Esto

interrumpe el flujo de salida de agua de formación “limpia”, pero no interrumpe el

flujo de agua de formación “sucia” de ingreso ya que utiliza el mismo producto de

95

entrada para la regeneración a diferencia de otros de su tipo que necesitan una

fuente adicional de agua limpia para la regeneración del lecho filtrante.

Fig.2.4.5.6. Filtro AWS-96



Llenado del Recipiente Autoshell.- Primeramente se debe llenar el cuerpo

principal con la finalidad de iniciar el proceso normal de funcionamiento para lo

cual se debe proceder de la siguiente manera: abrir la válvula manual de venteo

ubicada en la parte superior del cuerpo, abrir la válvula “D” y la válvula “C”,

usando la operación manual de las válvulas solenoides. El liquido empieza a

ingresar al cuerpo principal por la parte superior del mismo, razón por la cual el

aire acumulado sale a través de la válvula de venteo. Cuando el liquido empieza a

salir por la válvula de venteo, se debe cerrar dicha válvula. Luego de unos

minutos se abre la válvula “B” usando la operación manual de la válvula. Una vez

que todo el aire este completamente fuera se cierran las válvulas “B”, “C”, y “D”.

Proceso de Filtración.- Para la operación normal del filtro AutoShell el fluido

sucio pasa desde la bomba de transferencia (P-2) a través de la válvula “D” y entra

en el costado del cuerpo principal cerca de la parte superior. Los fluidos son

D B

A

E

C

F

V.AUX 1

V.AUX 2

96

forzados hacia abajo atravesando el lecho filtrante formado por la cáscara de nuez

donde los sólidos y el aceite son removidos. Algunos gases o aceites libres flotan

en la parte superior del recipiente y son desalojados durante los pasos de venteo a

través de la válvula “B”. Los fluidos limpios una vez que han sido filtrados salen

por el fondo del vessel y a través de la válvula “F”. El ciclo de filtración termina

cuando se tiene uno de los tres motivos siguientes:

Después de un tiempo máximo de filtración de 30 horas,

por presión diferencial (máximo una diferencia de 18 psig entre los fluidos

de entrada y salida) o,

manualmente, para lo cual empieza el ciclo de retrolavado del filtro.

Limpieza del Lecho Filtrante.- Para el lavado del lecho filtrante (cascara de

nuez) es necesario de siete pasos que a continuación se detalla:

Venteo.- El primer paso en el ciclo de fregado es la remoción de algún aceite o

gas que puede quedar atrapado en la parte superior del cuerpo principal. Durante

este paso, las válvulas “F” y “D” se cierran, la válvula “E” y “B” se abren. El

fluido necesario para limpiar ingresa a través de la válvula “E” cerca del fondo del

vessel produciéndose un flujo hacia arriba para salir por la válvula “B”. Esta

acción, además de remover el aceite y el gas, causa la fluidización del lecho

filtrante. El tiempo empleado para este paso es de 60 seg.

Línea De Recirculación Del Agua De Retrolavado.- Las válvulas “B” y “E”

permanecen abiertas y la bomba de transferencia permanece encendida.

Adicionalmente la válvula “A” se abre y la bomba de retrolavado se enciende.

Fregado.- Una vez que el lecho filtrante se fluidiza y el aceite libre es removido,

el lavado del mismo y la remoción de los contaminantes acumulados empiezan. El

fluido del vessel ingresa a la bomba de retrolavado, pasa a través de la bomba y

baja por la tubería de lavado, y reingresa al vessel pasando por la válvula “A”,

esto causa una acción de chorro en el lecho filtrante y el medio recircula a través

97

de la bomba de lavado causando una acción de corte que desmenuza el aceite y los

contaminantes contenidos en el lecho filtrante. Durante todo el tiempo que el

lecho filtrante esta lavándose, la válvula “B” está abierta permitiendo que el fluido

lavado salga del vessel llevando los contaminantes en el flujo de lavado. La

cantidad de tiempo de lavado está prefijada en el PLC. Luego que el nivel de

contaminación en el vessel ha sido reducido en un 75%, el lavado se completa. La

operación básica de la bomba de retrolavado tendrá tres estados o modos de

funcionamiento posible:

Tabla 2.4.5.9. Operación de la Bomba Retrolavado.

MODO DE

FUNCIONAMIENTO

EFECTO






Circuito de Limpieza.- La bomba de retrolavado debe ser limpiada antes de ser

apagada para lo cual, las válvulas “C” y ”D” se abren, las válvulas “E” y “B” son

cerradas. Esto permite al fluido entrar por la parte superior del vessel e ir hacia

abajo del lecho filtrante, además el fluido limpio en la parte superior del vessel,

reduce la cantidad de lecho filtrante que ingresa a la bomba de retrolavado, con lo

cual la bomba no tendrá remanente cuando sea apagada. Este paso es completado

durante los últimos segundos del ciclo de lavado.

Asentamiento del Lecho Filtrante.- Para la colocación forzada del lecho filtrante

se debe mantener abiertas las válvulas “D” y “C”, ya que el flujo del agua hacia

abajo forzará al lecho filtrante a asentarse al fondo de la malla y formar un

paquete de lecho uniforme y aleatorio para reconstituirlo. Este mecanismo forza a

las partículas más pesadas del lecho filtrante a depositarse hacia abajo,

colocándose en la parte superior las partículas más livianas.

98

Purgado.- El último paso a seguirse en el lavado del lecho filtrante es el purgado.

Es necesario purgar el filtro para remover los líquidos sucios y contaminantes

pesados que permanezcan en el fondo del vessel. La válvula “C” permanece

abierta, permitiendo que el fluido de entrada pase a través del lecho filtrante y

force a todos los contaminantes a salir hacia el tanque de desperdicio. No se debe

preocupar por el volumen de fluido desechado ya que este proceso es muy corto.

Proceso de Filtración.- Luego de la purga la unidad esta lista para retornar al

ciclo de filtración normal. Esto se realiza al abrir la válvula “F” y cerrar la válvula

“C”, entrando nuevamente en línea el proceso.

Procedimiento Para el Apagado Del Filtro Autoshell.- Se pueden presentar dos

razones por las cuales se produce un apagado del filtro.

a) Procedimiento de Apagado Normal

Un apagado normal se lo debe realizar tomando en cuenta lo siguiente: cuando el

filtro no se encuentre drenando el agua del vessel, cuando está fuera de línea del

proceso, y cuando las válvulas o puntos de muestra no se encuentren abiertas. Se

puede tener un apagado normal cuando el filtro se encuentre en la etapa de lavado.

b) Procedimiento de Mantenimiento

Cuando se realiza el mantenimiento del filtro o un apagado de servicio se debe

drenar el agua del vessel y abrir sus compuertas de acceso. Para esto previo apagar

la energía es necesario asegurarse que el filtro no esté lavándose o se encuentra en

algún paso del ciclo de lavado y que el tiempo de filtración ha sido de al menos 1

hora. Se debe tener en cuenta las siguientes recomendaciones:

Si el filtro no está en el ciclo de lavado y tiene más de una hora de proceso

de filtración, se puede apagar la energía desde el panel de control.

Si el filtro se está lavando, se debe esperar hasta que el filtro retorne al

proceso de filtración para apagar la energía.

99

Si el filtro no está lavándose pero tiene al menos una hora de

funcionamiento, ingrese manualmente al ciclo de lavado y luego espere

hasta completar este ciclo y luego apagarlo desde el panel de control.

Una vez apagado el filtro se procede al drenaje manual del líquido contenido en el

vessel para poder realizar el mantenimiento interno. Cuando el filtro AutoShell no

funcione no se debe dejar líquidos en su interior ya que su recubrimiento interno

podría dañarse.

Tanque de Almacenamiento de Agua de Formación Tratada.- Una vez que el

agua de formación ha pasado por el proceso de limpieza a través de los equipos

como la Hidrocelda y el filtro AutoShell, es almacenado en un tanque de

capacidad 5000 BLS. El nivel del tanque es registrado por el PLC a través de un

transmisor de nivel del tanque.

b) Sistema de Tratamiento de Agua de Rio.

Tabla 2.4.5.10.Equipos para el Tren de Tratamiento de Agua de Rio

ÍTEM CANTIDAD DESCRIPCIÓN

01 1 Sistema de alimentación de hipoclorito.

02 1 Sistema de alimentación de polímero.

03 3 Filtros de flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)

04 1 Ventilador de aire limpiador.

05 1 Bomba de retrolavado.

06 1 Torre de desoxigenación.

07 2 Bombas de vacío.

08 1 Bombas de transferencia de desoxigenación.

09 1 Sistema de alimentación de biocida orgánico.

10 1 Sistema de alimentación de eliminador de oxigeno.

11 1 Tanque de almacenamiento de agua de río. Capacidad 1500 bbls.

12 1 Sistema de alimentación de inhibidor de escala.

13 1 Sistema de control común para el agua de formación y agua de río.

El equipo para el tratamiento del agua de río está constituido por un sistema de

fluido químico para químicos como polímeros, hipoclorito; un eliminador de

oxigeno, un biocida orgánico y un inhibidor de escala. Para realizar la

regeneración de los filtros se dispone de una bomba de retrolavado y un sistema

100

de ventilador de aire. A continuación se presenta un listado de los equipos y

sistemas que forman parte de este proceso con el propósito de obtener el máximo

rendimiento en la operación de la planta.

Sistema de Alimentación de Hipoclorito de Sodio.- El objetivo de la

alimentación del hipoclorito de sodio a la línea común de entrada de los filtros de

flujo superior (ascendente) es el control biológico. La velocidad de inyección es

controlada por medio del PLC a través del monitoreo del flujo de la línea común

de entrada y controlada por la velocidad de la bomba de alimentación del

hipoclorito de sodio.

Sistema de Alimentación del Polímero.- Se suministra el polímero a la línea

común de entrada de los filtros de flujo superior con el propósito de ayudar en la

filtración. Al igual que el sistema anterior, la velocidad de inyección es controlada

por el PLC por monitoreo del flujo de la línea común de entrada y controlada por

la velocidad de la bomba de alimentación del polímero.

Filtros de Flujo Ascendente (upflow).-El sistema está formado por tres filtros de

flujo superior (ascendente) colocados en paralelo para limpiar el agua de río. El

lecho filtrante está constituido por tres capas de arena que van de un tamaño

grueso a fino, utilizadas para remover sólidos suspendidos en el liquido. Cuando

el lecho filtrante se encuentra saturado de sólidos suspendidos se produce el

incremento de la presión diferencial a través del lecho lo cual es un indicativo

para el inicio del ciclo de retrolavado. El sistema de filtros tiene una alimentación

de químicos en la entrada para ayudar al proceso de limpieza del agua. El flujo de

alimentación de químicos está controlado por la cantidad de flujo de entrada por

medio del PLC. La sección de filtrado de este sistema está diseñada para tener dos

filtros activos y un tercero en standby ya sea en el ciclo de lavado o de respaldo

esperando ingresar en línea en el momento en que la presión diferencial o turbidez

en uno de los filtros en línea esté fuera de rango de filtros de flujo superior,

también están controlados por el PLC ya sea en forma automática o manual.

101

Sistema de Retrolavado.- Mientras dos filtros se encuentran trabajando

normalmente el tercero puede estar en el ciclo de limpieza. El proceso de lavado

de los filtros puede ser activado ya sea por una alta presión diferencial o por una

alta turbidez. La activación del retrolavado debe ser manual desde el MCP. La

secuencia de retrolavado tiene los siguientes pasos:

Drenaje Inferior.- Para realizar el proceso de lavado, se debe cerrar las válvulas

de entrada y salida del filtro, para luego abrir las válvulas “5” de drenaje ubicada

en la parte inferior del mismo y la válvula “7” de venteo. El filtro es drenado

parcialmente desde la parte superior del lecho de arena. El tiempo para este paso

es de 3 minutos. Una vez que el drenaje ha terminado se cierra la válvula “5”

mientras la válvula de venteo “7” permanece abierta. Este paso se termina cuando

se pulsa el botón de avance manual del ciclo de limpieza o cuando el nivel llegue

al interruptor de bajo nivel.

Aire de Limpieza.- El lecho del filtro es aireado por el ventilador por 5 minutos.

El lecho filtrante es agitado con aire para remover los sólidos colectados. Las

válvulas de salida de retrolavado “4”, la válvula de ingreso de aire/drenaje “6” y la

válvula de venteo “7” son abiertas. El aire ingresa por la válvula de

limpieza/drenaje y se escapa a la atmósfera a través de la válvula de venteo

ubicada en la parte superior del filtro. Este paso termina ya sea por el pulsador de

avance manual del ciclo de limpieza o cuando el tiempo fijado (5 minutos)

termine.

Drenaje.- Nuevamente el lecho filtrante es drenado por un minuto. Este paso se

termina ya sea por el pulsador de avance manual del ciclo de limpieza o cuando el

tiempo fijado (1 minuto) termine.

Aire de Limpieza.- El lecho filtrante de nuevo es aireado por el ventilador por 5

minutos. Este paso termina ya sea por el pulsador de avance manual del ciclo de

limpieza o cuando el tiempo fijado (5 minutos) termine.

102

Aire de Lavado.- El lecho filtrante es agitado con aire desde el ventilador al

mismo tiempo que se llena con agua hasta que el líquido llegue al interruptor de

alto nivel mediante la bomba de retrolavado. Este procedimiento previene que los

sólidos se asienten en el lecho. La válvula de salida y de ingreso de agua de

retrolavado “4” y “3” respectivamente es abierta, al igual que la válvula de

ingreso de aire “6” también es abierta. La bomba de retrolavado debe ser

encendida. La válvula FCV es ajustada a 400 GPM de flujo de agua. Se debe

verificar el indicador de nivel. El tiempo para este paso es de 30 minutos. Una vez

que este ciclo ha terminado, las válvulas de salida “4” y de ingreso “3”

permanecen abiertas, pero las válvulas de ingreso de aire y de venteo “6” y “7”

respectivamente son cerradas. La FCV permanece abierta y la bomba de

retrolavado continúa trabajando. Este paso se termina ya sea por el pulsador de

avance manual del ciclo de limpieza o cuando se alcanza el interruptor de alto

nivel.

Retrolavado.- El lecho filtrante es retrolavado para drenar o remover los sólidos

acumulados. Esto se hace usando el agua limpia del tanque de almacenamiento de

agua de río. El agua ingresa por la válvula de entrada de retrolavado “3”, llevando

consigo los sólidos depositados en el lecho filtrante para luego salir por la válvula

de salida de retrolavado. Este paso toma 10 minutos para completarse. Cuando se

termina, las válvulas “3”, “4” y la válvula de control de flujo FCV son cerradas.

La bomba es apagada. Este paso concluye ya sea por el pulsador de avance

manual del ciclo de limpieza o cuando el tiempo fijado (10 minutos) termine.

Asentamiento.- Para terminar el ciclo de retrolavado todos los flujos que ingresan

o salen del filtro son cortados. Toma un tiempo de 2 minutos aproximadamente al

lecho filtrante para asentarse y reacomodarse en el interior del filtro. Este paso se

termina ya sea por el pulsador de avance manual del ciclo de limpieza o cuando el

tiempo fijado (2 minutos) termine.

103

Filtro de Respaldo.- Una vez completado el asentamiento del lecho filtrante, el

filtro pasará a un estado de reposo o de respaldo. Si alguno de los filtros en

servicio requiere limpieza, el filtro de respaldo avanzará al paso 9. Este paso

terminará por el uso el pulsador de inicio de servicio o cuando otro filtro requiera

limpieza.

Estabilización de Clarificación.- Este paso purga al vessel del agua turbia que

todavía permanece en la parte superior del lecho filtrante. Para lograr esto se

ingresa agua de río por la válvula de entrada, pasa a través del lecho filtrante y

sale por la válvula de retrolavado hacia el tanque de retrolavado. El tiempo

estimado para este paso es de 10 minutos. Este paso termina por el uso del

pulsador de inicio de servicio o cuando el tiempo fijado (10 minutos) termina.

Filtro en Servicio.- Terminado el paso 9, el filtro está listo para ser colocado en

servicio. El agua de río ingresa por la válvula de entrada, pasa a través del lecho

filtrante y sale por la válvula de salida de servicio hacia el siguiente paso del

proceso que es la torre de desoxigenación.

Este paso se termina por el pulsador de avance al ciclo de limpieza, cuando se

tenga indicación en la entrada del filtro de una alta presión o una alta turbidez. La

operación del ventilador de aire y la bomba de retrolavado tendrá tres estados o

modos de funcionamiento posibles:

Tabla 2.4.5.11. Operación de la Bomba Retrolavado.

MODO DE

FUNCIONAMIENTO

EFECTO



En modo automático

(funcionando)

La bomba se enciende directamente por el comando del PLC,



Funcionamiento de la Bomba de Retrolavado.- Los filtros de flujo superior

(upflow) son alimentados con agua de río tomada desde el tanque de

104

almacenamiento de capacidad 1500 Bbls., para ser utilizado en el proceso de

retrolavado. A través de la bomba de retrolavado.

Funcionamiento del Ventilador de Limpieza.- El ventilador de limpieza en

conjunto con la bomba de retrolavado se utiliza en todas las etapas de lavado de

los filtros de flujo ascendente, tal como se describe en los pasos anteriores.

Desgasificador de Vacio.

Principio de Operación.- El sistema está diseñado para remover el oxigeno

disuelto en el agua de río que sale de los filtros de flujo superior. Opera de

acuerdo al Principio de la Leyes de Henry la cual dice: “Bajo condiciones de

equilibrio, la concentración de un componente gaseoso en solución es

proporcional a la presión parcial del vapor sobre la solución”. Con este sistema de

Desgasificador de Vacío simplifica esta relación de equilibrio, reduciendo la

presión total en la torre y por lo tanto la presión parcial es reducida. El gas

disuelto (en este caso el oxigeno) empieza a escapar desde la solución hasta que

su concentración en la fase de liquido está en equilibrio con la fase de vapor.

El desgasificador remueve los gases del agua tratada previa al llenado del tanque

de almacenamiento de agua de río.

El desgasificador de vacío tiene una torre de dos etapas de tratamiento con dos

bombas de vacío, utilizadas una para la etapa superior y otra para la etapa inferior.

El agua ingresa a la torre a través del distribuidor superior. El flujo es

consecuentemente distribuido a través del área seccional llena de material

polímero que permite producir un esparcimiento (disolución) en finas gotas de

agua. Se tiene una sección de almacenamiento para proporcionar un nivel y

presión constantes a la bomba de transferencia que llena el tanque de

almacenamiento de agua de río. El nivel es controlado por la válvula de control de

flujo en la descarga de la bomba de transferencia. Esta válvula se abrirá más

cuando el nivel del tanque de almacenamiento del desgasificador aumente y se

105

cierra cuando el nivel cae. Se dispone de un sistema de alimentación de químicos

en la descarga de los descalificadores para ayudar al proceso de remoción del

oxigeno y el control biológico. La alimentación del eliminador de oxigeno y la

alimentación de biocida orgánico son controladas por el PLC por monitoreo del

flujo de los efluentes el desgasificador y controlando la velocidad de las bombas.

Funcionamiento de las Bombas de Vacio.- La reducción de la presión absoluta

en el interior de la torre permite que el oxigeno escape desde el agua. El oxigeno

escapado es absorbido junto con el vapor de agua por las bombas de vacío. La

mezcla de aire y vapor de agua es descargada dentro de la trampa de agua donde

el oxigeno es venteado fuera. Cuando está en operación la bomba de vacío debe

ser abastecida con agua de sello para una operación apropiada y sobre todo

prevenir daños severos en las bombas.

Funcionamiento de la Bomba de Transferencia de Desoxigenación.- Una vez

que el agua de río es procesada en el desgasificador de vacío, el agua es

recolectada en la base de la torre y bombeada al tanque de almacenamiento de

agua de río a través de la bomba de transferencia. La operación básica de esta

bomba tiene tres estados o modos.

Tabla 2.4.5.12. Operación de la Bomba de Transferencia de Desoxigenación

MODO DE

FUNCIONAMIENTO

EFECTO






Tanque de Almacenamiento de Agua de Río.- Este tanque se encarga de

almacenar el agua de río que ha sido procesada. El agua de río “limpia” es

suministrada por una bomba de transferencia ubicada a la salida de la torre de

106

aireación y su propósito principal es la alimentación continua de agua de río a las

bombas de Reinyección.

Funcionamiento del Tanque.- Para controlar el nivel de agua de río en el tanque

de almacenamiento se lo realiza a través del monitoreo del nivel en el PLC

controlando el flujo en la entrada y en la salida de las bombas de transferencia. El

inhibidor de escala se aumenta en el efluente del tanque de almacenamiento de

agua de río. El flujo de inyección es controlado por el PLC. La operación de la

bomba de inyección de químico tendrá tres estados o modos de funcionamiento

posible:

Tabla 2.4.5.13. Operación de la Bomba de Inyección de Químico

MODO DE

FUNCIONAMIENTO

EFECTO






Funcionamiento del Sistema de Alimentación de Inhibidor de Escala.- El

inhibidor de escala se inyecta a la línea de descarga del tanque de almacenamiento

de agua de río para tratar de evitar la formación de escala en la tubería y equipos

del sistema de inyección de agua. La velocidad de inyección es controlada por el

PLC por monitoreo de flujo de la línea común de entrada y controlada por la

velocidad de la bomba de alimentación del inhibidor de escala.

Funcionamiento del Panel de Control Principal.- El panel de control principal

consiste de dos interfaces graficas para la interacción con el operador y un PLC

para el control del sistema.

2.4.5.10 Tratamiento Físico Químico del Agua Dulce y Agua de Formación a

Inyectarse

107

El agua de inyección, será una mezcla del agua de formación y de río, con

propiedades extremadamente diferentes; requiriendo dos tipos de tratamientos

separados, que necesitarán tratamientos físico químicos para cada tipo de agua

por separado y luego para el agua de inyección, resultado de la combinación de

los dos tipos de agua utilizados.

Consiste en mantener en condiciones ópticas el agua a ser inyectada en los pozos

inyectores, para lo cual es necesario la aplicación de químicos que deberán

considera las siguientes especificaciones:

Los contaminantes del Agua de Inyección del Campo Auca son:

Tabla 2.4.5.14.Contaminantes del Agua de Inyección del Campo Auca

CONTAMINANTES

FUENTE OXIGENO TSS - SÓLIDOS TSS – SÓLIDOS ACEITE

DE AGUA DISUELTO SUSPENDIDOS SUSPENDIDOS DISPERSO

ACEITOSOS

Agua de formación NO NO SI SI

Agua de río SI SI NO NO

Departamento de Corrosión –Auca-Auca Sur


Por la naturaleza diferente de los contaminantes para cada agua, se recomiendan

dos tratamientos separados para el agua, y los Procesos requeridos en la Planta de

Inyección se describen a continuación:

Tabla 2.4.5.15.Procesos Requeridos para el Agua de Inyección

FUENTE

DE AGUA

PROCESO REQUERIDO

REMOCIÓN

DE O2

FILTRACIÓN

SÓLIDOS

ACEITOSOS

FILTRACIÓN

SÓLIDOS

SUSPENDIDOS

REMOCIÓN

DE ACEITE

Formación NO SI NO SI

Río SI NO SI NO



108

Para llevar el control mencionado en la Tabla anterior, de la mezcla del agua para

la inyección, es necesario algunos químicos, como:

Solución de Hipoclorito de sodio (Bactericida)

Polielectrolito para filtración

Biocidas orgánicos para tratamiento vía Batch

Inhibidores de corrosión y escala

Atrapador de oxígeno

El control de los parámetros y niveles permisibles de concentración se

realizarán en el laboratorio de la planta, en los pozos inyectores y en el laboratorio

de la Estación Auca Central, por parte el personal de Corrosión de EP-

Petroecuador y por parte del personal de la compañía proveedora de químicos.

2.4.5.11 Control del Tratamiento Químico y Disposición de Sólidos.

Incluye la recolección, tratamiento y disposición final del total de los sólidos

separados en los trenes de agua de formación y de río (hidratados) que deberán ser

retirados de la Planta de Tratamiento de acuerdo a la frecuencia de generación de

los mismos, bajo la responsabilidad del contratista.

a) Control Químico del Agua de Formación

Con el fin de fiscalizar sistemáticamente el cumplimiento de las obligaciones

contractuales, se procederá de la siguiente manera:

La sección de corrosión del Distrito Amazónico como del campo Auca-Auca Sur,

se realizará en coordinación con el Administrador y Fiscalizadores del Contrato,

serán los responsables de evaluar trimestralmente los objetivos técnicos-

económicos.

109

El Ingeniero de Tratamiento Químico del Área Auca, realiza un informe diario y

mensual y de ser necesario entregara reportes adicionales, sobre la aplicación del

programa de tratamiento químico, el cual incluirá:

Concentraciones y stock de los químicos utilizados en todos los puntos de

inyección.

Volumen de agua de formación tratada mensualmente.

Balance total y por punto de inyección, del consumo de químicos;

cuadrado con stock de bodega.

Costo total y por producto, del tratamiento químico.

Parámetros de operación del sistema de inyección.

Ensayos de laboratorio necesarios para una correcta aplicación del

programa de tratamiento químico.

Análisis de corrosión e incrustaciones en el sistema, sobre la base del

cumplimiento de los parámetros de tratamiento químico.

Diagrama del sistema de inyección en el cual se indiquen los puntos de

inyección de químicos.

Se analizara algunas propiedades que tiene el agua de formación y que son

importantes para determinar que tratamiento va a necesitar y cuáles de estas

propiedades perjudican con su presencia y contrarrestarlas para lograr la inyección

de un agua óptima.

Las características principales son: el pH, presencia de bacterias, de oxígeno,

dióxido de carbono, petróleo residual, sólidos disueltos y suspendidos, resistividad

y conductividad.

PH.- Es el grado de alcalinidad o acidez que presenta el agua, y cuya escala varía

entre 0 a 14, donde valores menores a 7 representan agua ácida y mayores a 7

110

alcalina, un valor de 7 representa un pH neutro. Si el pH se encuentra elevado, el

carbonato de calcio y compuestos de hierro se precipitan más fácilmente. Cuando

se reduce el pH se facilita el proceso de corrosión.

Sólidos Suspendidos Totales.- Valores máximos de 3 ppm de sólidos

suspendidos totales, medidos diariamente, con membrana de 0.45 micrones a la

salida del filtros. Se realizara análisis cada 4 horas de acuerdo a condiciones

operacionales, estas eventualmente pueden ser más frecuentes.

Oxigeno Disuelto.- Valores menores a 5 ppb, se realizara análisis cada 8 horas, de

acuerdo a condiciones operacionales; estos eventualmente pueden ser más

frecuentes.

Aceite residual.- Valores menores a 10 ppm, se realizara análisis cada 4 horas, de

acuerdo a condiciones operacionales, estos eventualmente pueden ser más

frecuentes.

Turbidez.- Valores máximos de 6 NTU (unidades nefelométricas de turbidez),

medidos diariamente, conjuntamente con SST (sólidos suspendidos totales)

Control de bacterias.- Valores de hasta 10 col/ml de SBR (bacterias sulfato

reductoras) y 100 col/ml de bacterias totales, medidos a la salida del tanque del

agua de almacenamiento La frecuencia (mensual) de análisis será finalmente

establecida por la sección corrosión, de acuerdo a las condiciones operacionales.

Control de Corrosión.- Se establece un rango de 1 a 3 mpy (milésimas de

pulgadas por año) en equipos y líneas de flujo del sistema, determinado mediante

cupones y probetas. La frecuencia de análisis así como la implementación de otros

mecanismos de monitoreo de corrosión, será establecida por la Sección de

Corrosión, de acuerdo a las condiciones operacionales.

111

En cuanto a los tanques de almacenamiento de agua de formación de recepción y

entrega, la contratista está obligada a cuidar de la corrosión para esto deberá

proveer de un buen control de protección catódica.

b) Control Químico del Agua del Río.

Se debe cumplir con los siguientes parámetros de Tratamiento químico:

Sólidos Suspendidos Totales.- Valores menores a 2 ppm de sólidos suspendidos

totales, medidos diariamente, con membrana de 0.45 micrones a la salida de

filtros. Se realizara análisis cada 12 horas, de acuerdo a condiciones

operacionales, estos eventualmente pueden ser más frecuentes.

Oxido Disuelto.- Valores menores a 10 ppb, se realizara análisis cada 4 horas, de

acuerdo a condiciones operacionales, estas eventualmente pueden ser más

frecuentes.

Turbidez.- Valores menores de 6 NTU (unidades nefelométricas de turbidez),

medidos diariamente, conjuntamente con los SST (sólidos suspendidos totales).

Control de Corrosión.- Se establece un rango de 1 a 3 mpy (milésimas de

pulgadas por año) en equipos y líneas de flujo del sistema, determinados mediante

cupones y probetas. La frecuencia de análisis, así como la implementación de

otros mecanismos de monitoreo de corrosión, será establecida por la Sección de

Corrosión, de acuerdo a las condiciones operacionales.

El tanque de almacenamiento de agua tratada debe contar con un sistema de

protección catódica, para lo cual la contratista para precautelar las instalaciones de

la corrosión, adquirirá el equipo necesario para (electrodo de cobre, sulfato de

cobre, milímetro de alta impedancia) este propósito.

Control de Incrustaciones.- Todo el sistema, desde la planta de agua de

formación y de río hasta la cara de la arena, deberá estar libre de incrustaciones

que pueden originar problemas operacionales, tales como: disminución de

112

volúmenes tratados, incremento de presiones en el sistema, taponamiento de

líneas, bombas e infraestructura instalada, daños en equipos, etc. Para el efecto, el

Contratista está obligado a utilizar los químicos que se requieran con el fin de

prevenir la depositación de sólidos incrustantes.

El monitoreo de la severidad de las incrustaciones se realizara estableciendo una

correlación entre los siguientes elementos de análisis:

Inspección visual o mediante herramientas, de las líneas y equipos

instalados.

Evaluación de cupones.

La frecuencia de análisis, así como la implementación de otros

mecanismos de monitoreo de incrustaciones, será establecida por la

Sección de Corrosión, de acuerdo a las condiciones operacionales.

En el caso en que se compruebe la formación de incrustaciones (carbonatos,

sulfatos, sulfuro de hierro, bacterias, productos de corrosión, etc.), atribuibles al

mal tratamiento del agua de formación, por parte de la empresa, en los equipos o

líneas del sistema y de flujo; el encargado de la Sección de Corrosión remitirá a

la empresa el Contrato y dará un informe que servirá de base para disponer al

Oferente que preceda en forma inmediata a optimizar el tratamiento químico y

realizar los trabajos de limpieza o reparación de equipos e instalaciones.

De acuerdo con nuestra investigación se realizó para los últimos tres años en la

cual cada análisis que se realizaba era de una vez por semana donde se detalla los

siguientes datos en las Tablas de anexos.

Para el adecuado control del tratamiento químico se establece la frecuencia

mínima con la que se realizaran los análisis, para cada tren y mezcla de agua son:

113

Tabla 2.4.5.16.Análisis del Tratamiento Físico-Químico del Agua

ANÁLISIS FRECUENCIA

Sólidos Totales Suspendidos STS (PPM) Diaria

Turbidez (NTU) Diaria

Oxigeno disuelto para agua de formación y

mezcla (PPM)

Diaria

Oxigeno disuelto para agua dulce (PPM) Diaria

H2S disuelto en agua de formación (PPM) Semanal

Aceite de agua (PPM) Diaria

Conteo de BSR y bacterias totales Mensual

Inspección de Cupones de Escala Quincenal

Inspección de Cupones de Corrosión (MPY) Quincenal

Medición de Probetas de Corrosión (MPY) Mínimo una vez por semana



SST.- Son sólidos suspendidos totales

MPY.- Milésimas de plg por año, es la formación acerca del

desgaste interior de la tubería.

2.4.5.12 Influencia de la Calidad del Agua

Agua de Formación

Ventaja

Costos relativamente bajos

Se la puede reinyectar a la misma formación productora luego de ser

tratada o incluso sin previo tratamiento

Se la puede emplear en sistemas cerrados sin someterla a tratamiento

previo.

Desventaja

En ocasiones el volumen producido no es suficiente para abastecer los

requerimientos del proyecto.

114

Como proveniente de otras formaciones productoras, se pueden

presentar incompatibilidades con el agua intersticial del yacimiento

sometido a inyección.

Agua Dulce o de Rio

Ventaja

Constituye una excelente fuente de abastecimiento y debido a la

facilidad de obtención, sus costos son reducidos.

Bajo costo de bombeo

Escasos requerimientos

Constituye una excelente fuente de abastecimiento de tratamientos

físicos y químicos, pero requiere el uso de biocidas.

Desventaja

Se la debe someter a tratamiento para reducir sus características

corrosivas por su alto contenido de oxigeno y para evitar la

contaminación de bacterias.

Puede ser perjudicial en yacimientos con presencia de arcillas que al

ponerse en contacto en el agua dulce, estos se expanden

2.4.5.13 Compatibilidad del Agua

Cuando aguas de diferentes fuentes se mezclan y no se forma ningún precipitado

las aguas se consideran compatibles. La compatibilidad del agua para la

inundación es muy importante en el diseño y operación de estos sistemas. En

ciertos casos se usan aguas provenientes de diferentes formaciones para la

inundación, las cuales son mezcladas antes de ser inyectadas. Si estas aguas son

incompatibles, pueden causar la precipitación de sólidos que obstruyen las

tuberías y la formación en los pozos de inyección. Por lo tanto, es recomendable

115

hacer pruebas de compatibilidad de las aguas antes de inyectarse. En caso de que

fuesen incompatibles, pueden usarse tanques de decantación y filtración como

también tratamientos químicos. Previo a la inyección de agua, se tiene previsto

realizar pruebas de compatibilidad.

Las aguas intersticiales y las aguas para inundación contienen generalmente varias

sales inorgánicas en solución. La mayoría de estas son cloruros, sulfatos,

bicarbonato de sodio, calcio, magnesio, potasio y bario, y otros iones que están

presentes a baja concentración.

Existe el peligro de que las arenas se obstruyan a causa de la incompatibilidad del

agua para la inundación con el agua intersticial presente. Las reacciones típicas

que pueden suceder son: la formación de precipitados de sulfatos de calcio, bario,

estroncio, oxido férrico, sulfitos de hierro y manganeso. Usualmente, se prueba la

compatibilidad del agua para inundación con el agua intersticial antes de

comenzar la inyección. Esta prueba se hace mezclando ambas aguas en un

recipiente de vidrio y observando si se forma algún precipitado. En caso de que se

forme se concluye que las aguas son incompatibles y se deben usar otras aguas o

someter las disponibles a tratamiento adecuado. Existe una gran posibilidad de

que se reduzca la permeabilidad de las arenas cuando se inyectan aguas

incompatibles con el agua intersticial. La compatibilidad del agua de inyección

debe ser considerada en relación con:

El agua de formación

Escala: ningún tipo de escala es tolerable en cualquier parte del sistema de

inyección.

Corrosión: La tasa de corrosión deberá ser menor a 1 mpy

Bacteria: Ningún tipo de actividad bacterial puede ser tolerada en

cualquier parte del sistema de tratamiento o inyección.

116

Salinidad el contenido de sal en el agua preferiblemente será mayor a 1500

ppm

Tomando en cuenta todos estos parámetros es necesario tener la mayor similitud

entre la composición físico-químico del agua de inyección con el agua de

formación.

La incompatibilidad del agua de inyección con la formación suele generar

problemas que ocasionan una baja en la eficiencia del sistema de inyección como

son la disminución del gasto o el aumento de la presión. Esto se debe a la

precipitación de compuestos insolubles dentro de los poros de la roca y del

hinchamiento de las arcillas. La precipitación de compuestos insolubles ocurre al

variar las condiciones de presión y temperatura de la formación o por la reacción

de los compuestos disueltos en el agua de inyección con los del agua intersticial o

con los constituyentes de la roca.

2.4.5.14 Volumen de Agua a ser Inyectado de la Planta (Bls)

El volumen de Agua a ser inyectado para la arenisca “T” tiene una inyección

máxima de 6979 BAPD en abril del 2011 y para la arenisca “U” no se ha

inyectado por el momento.

Tabla 2.4.5.17.-Historial de Volumen de Agua a Inyectarse

Completación Date Pwhi (PSI)

Volumen

Acumulado(BLS) Q(BAPD) Sólidos(PPM)

AUC012I:TI 31/01/2006 1348 50162 2332 0,81

AUC012I:TI 31/01/2007 1402 43112 3079 1,52

AUC012I:TI 28/02/2007 1222 112439 4164 2,96

AUC012I:TI 31/03/2007 1136 114054 3802 1,49

AUC012I:TI 30/04/2007 1101 100708 3473 1,28

AUC012I:TI 31/05/2007 1048 105219 3897 0,91

AUC012I:TI 30/06/2007 1051 90884 3635 1,18

AUC012I:TI 31/07/2007 977 131534 4243 5,16

AUC012I:TI 31/08/2007 927 117484 3916 3,10

AUC012I:TI 30/09/2007 888 143738 4791 4,97

AUC012I:TI 31/10/2007 873 155654 5021 4,16

AUC012I:TI 30/11/2007 883 118737 4749 5,41

117

AUC012I:TI 31/12/2007 854 153826 4962 5,28

AUC012I:TI 31/01/2008 873 150241 4846 4,04

AUC012I:TI 29/02/2008 891 143736 4956 4,28

AUC012I:TI 31/03/2008 867 155022 5001 4,08

AUC012I:TI 30/04/2008 872 145017 4834 4,60

AUC012I:TI 31/05/2008 894 141807 4574 3,60

AUC012I:TI 30/06/2008 874 132921 4431 2,49

AUC012I:TI 31/07/2008 911 137611 4439 1,95

AUC012I:TI 31/08/2008 906 136643 4555 2,99

AUC012I:TI 30/09/2008 1040 153612 5120 2,59

AUC012I:TI 31/10/2008 944 158207 5103 4,83

AUC012I:TI 30/11/2008 916 127760 4259 8,84

AUC012I:TI 31/12/2008 975 152291 4913 6,70

AUC012I:TI 31/01/2009 937 145770 4702 6,46

AUC012I:TI 28/02/2009 939 134132 4790 8,99

AUC012I:TI 31/03/2009 935 147410 4755 7,17

AUC012I:TI 30/04/2009 762 126917 4376 6,41

AUC012I:TI 31/05/2009 799 150507 4855 7,05

AUC012I:TI 30/06/2009 840 147032 4901 6,51

AUC012I:TI 31/07/2009 787 155379 5012 7,00

AUC012I:TI 31/08/2009 765 156919 5062 7,57

AUC012I:TI 30/09/2009 621 104460 4748 5,40

AUC012I:TI 31/10/2009 447 16700 4175 7,47

AUC012I:TI 30/11/2009 489 29795 3311 9,36

AUC012I:TI 31/12/2009 262 26518 4420 10,24

AUC012I:TI 31/01/2010 666 150346 4850 7,63

AUC012I:TI 29/02/2010 675 19196 4799 5,49

AUC012I:TI 31/05/2010 600 49874 4534 3,16

AUC012I:TI 30/06/2010 300 5785 1928 5,50

AUC012I:TI 31/07/2010 633 15723 5241 6,00

AUC012I:TI 31/08/2010 726 33986 4855 6,26

AUC012I:TI 31/10/2010 560 32090 4584 2,60

AUC012I:TI 28/02/2011 550 25760 3680 5,06

AUC04ID:TI 30/09/2009 199 43970 4397 7,14

AUC04ID:TI 31/10/2009 18 140939 5034 6,78

AUC04ID:TI 30/11/2009 5 14980 4993 3,60

AUC04ID:TI 29/02/2010 485 139457 5578 5,35

AUC04ID:TI 31/03/2010 50 153191 4942 3,27

AUC04ID:TI 30/04/2010 679 227809 7594 4,79

AUC04ID:TI 31/05/2010 680 134139 6388 5,69

AUC04ID:TI 30/06/2010 614 101276 4823 4,29

AUC04ID:TI 31/07/2010 333 158969 5677 5,06

AUC04ID:TI 31/08/2010 350 127469 5099 3,33

AUC04ID:TI 30/09/2010 211 153978 5133 1,81

AUC04ID:TI 31/10/2010 97 141498 5442 2,71

AUC04ID:TI 30/11/2010 55 174392 5813 10,60

AUC04ID:TI 31/12/2010 317 195428 6304 4,44

AUC04ID:TI 31/01/2011 437 149239 5740 5,62

118

AUC04ID:TI 28/02/2011 497 146658 6111 5,06

AUC04ID:TI 31/03/2011 476 181809 6060 6,01

AUC04ID:TI 30/04/2011 494 209357 6979 4,02

AUC04ID:TI 30/05/2011 160 174252 5621 3,55

AUC041I:TI 31/12/2006 1485 23560 2945 1,24

AUC041I:TI 31/01/2007 1546 35669 2972 1,49

AUC041I:TI 28/02/2007 1663 25966 2361 3,19

AUC041I:TI 31/03/2007 1875 3486 1743 0,65

AUC041I:TI 30/04/2007 0 756 756 0

AUC041I:TI 31/05/2007 0 664 332 0

AUC041I:TI 30/06/2007 930 8186 1637 1,23



Las causas que pudieron existir ante la baja de Presiones de cabeza de inyección

son:

Existió perdida de admisión de presión de los Pozos por lo que fue bajando

la presión paulatinamente.

Se fracturó la arena por lo cual la formación no aceptó presión y conforme

se inyectaba necesitaba mayor presión.

En épocas de sequía no se inyecta debido a que la inyección es intercalada

es decir una mezcla de agua dulce y agua de formación

Cuando el sumidero se llena y no hay agua que procesar, o cuando los

filtros se taponan y hay que limpiar.

Los tanques no admiten la suficiente capacidad de volumen de agua para

inyectar.

Volumen de Inyección de Agua de un Pozo.- Para la arenisca “U” se tendrá que

iniciar inyectando al yacimiento un volumen de 7000 BAPD hasta alcanzar un

volumen de estabilización de 12000 BAPD.

En la arenisca “U” se deberá iniciar la inyección en cada pozo un volumen de

2000 BAPD e ir incrementando la inyección hasta alcanzar en los tres primeros

años un volumen de 3000 BAPD que se mantendrá estable durante la vida del

proyecto.

119

La inyección de agua para la arenisca “T”, se inició con un promedio de 2332

BAPD hasta alcanzar un promedio estabilizado hasta de 5621 BAPD. El cual se

deberá ir incrementando hasta alcanza un volumen de alrededor de 4000 BAPD en

los tres primeros años, luego de lo cual se mantendrán constante por todo el

período de inyección.

2.4.5.15 Métodos de Predicción del Comportamiento de Inyección

A continuación mencionamos los métodos de predicción de inyección de agua.

Teoría de Buckley – Leverett.- Fue demostrado por Buckley y Leverett que en la

ecuación de avance frontal (Ec. 2.11) puede calcularse la distribución de

saturación en un sistema lineal de inundación con agua como una función del

tiempo.

Limitaciones de esta Teoría:

Flujo lineal, aunque puede modificarse con facilidad para flujo radial por

lo que no constituye una limitación muy significativa.

Formación homogénea, con propiedades de K y Φ uniformes.

Desplazamiento tipo pistón con fugas.

Los fluidos son inmiscibles, lo cual implica la existencia de presión

capilar, Pc 0.

Presión y temperaturas constantes, (equilibrio).

Flujo continuo o estacionario.

Fluyen solo dos fases, se aplican los conceptos de permeabilidad relativa a

dos fases.

Presión de desplazamiento mayor a la presión de burbuja, en el caso que se

use agua para desplazar petróleo.

120

CURVAS DE AVANCE FRONTAL

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000

DISTANCIA A LO LARGO DE LA ARENA (PIES)

SA

TU

RA

CIO

N D

E A

GU

A (

FR

AC

CIO

N)

La tasa de inyección y el área perpendicular al flujo se consideran

constantes.

La distribución de saturación puede ser usada para predecir el recobro de petróleo

y la inyección de agua requerida sobre un tiempo base. Este procedimiento, fue

observado por Buckley y Leverett dando una distribución de saturación

físicamente imposible.

Fig.2.4.5.7- Perfil de Saturación Multivalorada

El problema surge a causa de la forma de la curva de flujo fraccional. Se observa

en la figura 2.4.5.8, que valores equivalentes de la tangente, dfw/dSw, pueden

ocurrir en dos diferentes saturaciones de agua.

Para rectificar esta dificultad matemática, sugirió Buckley y Leverett que una

porción de la curva de distribución de saturación es imaginaria, y que la curva

verdadera contiene una discontinuidad en el frente. El método para hallar la curva

real está ilustrado por la figura 2.4.5.9, donde se indica la porción imaginaria de la

curva como una línea entrecortada. La curva verdadera es la línea sólida que se

hace discontinua a una distancia xf. Esta distancia se basa en un balance de

Swm

Reservorio de petróleo

Agua

inicial

INUNDACIÓN DE AGUA

t1 t2 t3

121

materiales del agua inyectada, y puede ser determinada gráficamente por la

localización del frente en tal posición que las áreas A y B sean equivalentes.

Fig.2.4.5.8- Localización del frente de flujo ejecutado por Buckley Leverett

Zona Estabilizada.- El primero de muchos artículos que confirmaron la teoría de

avance frontal fue presentado por Terwillinger. Mientras se aplicaba esta teoría a

un sistema de drenaje por gravedad, ellos encontraron en el frente del límite, una

zona donde todas las saturaciones del fluido desplazante eran movidas a la misma

velocidad. Y la forma del frente fue observada como constante con respecto al

tiempo. Esta zona se llamó zona estabilizada.

Fig.2.4.5.9.Distribución de la Saturación y zonas estabilizada y no

estabilizada.

x =Distancia

Reservorio de

petróleo

t=t1

B

A

100

10

0

0

Agua

inicial

Swm

Sw

(%)

x

f

Frente al

tiempo t1

Sw

f

Frente al

tiempo

t2

Zona

Estabilizada

.ctet

x

Sw

Zona no

Estabiliz

ada

0x

Sw

Sw

Distancia

Sw

m

Sw

i

Sw

(%

)

122

Más adelante, fue demostrado usando la ecuación de flujo fraccional completa

junto con la ecuación de avance frontal, que la distribución de saturación

calculada usando la teoría de Buckley–Leverett fue igual a la distribución de

saturación observada experimentalmente. La zona estabilizada es ilustrada en la

figura 2.4.5.10.

También se observó que la saturación al límite de la zona estabilizada, Swf puede

ser definida como el punto tangente sobre la curva de flujo fraccional obtenido por

el trazo de una línea tangencial al punto (Sw = Swi, fw = 0). Esto más tarde fue

comprobado por Welge. En consecuencia, la velocidad de esta saturación

particular es proporcional a la pendiente de la tangente de la curva de flujo

fraccional en este punto.

Desde aquí, todas las saturaciones en la zona estabilizada se mueven a la misma

velocidad, siguiendo eso dfw/dSw tiene que ser el mismo para todas las

saturaciones en la zona estabilizada. La curva de flujo fraccional con la

descripción de la línea tangente es ilustrada en la fig. 2.4.5.11

Fig.2.4.5.10.Curva flujo fraccional para el efecto de la zona estabilizada.

Así, se concluye que la distribución de saturación en la zona estabilizada (Swi

Sw Swf) tiene que calcularse basada en la tangente a la curva de flujo

1.0

0 100

Sw (%)

Swi 50 Swf

fw

Curva formada por la

zona estabilizada

123

fraccional. Varios estudios experimentales y matemáticos han verificado y

considerado el efecto que la zona estabilizada tiene en el comportamiento de la

inyección de agua. Generalmente es aceptado que la longitud de la zona

estabilizada es despreciable a tasas prácticas de inyección y que el método de

Welge puede pronosticar resultados lineales de inyección. Detrás del frente de

inundación está una zona donde la distribución de saturación cambia con el

tiempo y se refiere a la existencia de una zona no estabilizada.

En contraste con la zona estabilizada, las saturaciones cambian muy poco con

respecto a la distancia en esta zona, y podemos escribir dSw/dx 0. Entonces el

término de presión capilar en la ecuación de flujo fraccional puede ser escrito,

según la regla, como:

x

Sw

Sw

Pc

x

Pc (2.12)

Procedimiento de Welge

Saturación de agua en el frente.- Este método simplifica mucho el

procedimiento gráfico de Buckley y Leverett, pero requiere que la saturación de

agua inicial sea uniforme. Al mismo tiempo, luego que el proceso de

desplazamiento inicia, la distribución de la saturación aparecerá como se muestra

en la figura 2.4.5.12

Fig.2.4.5.11. - Perfil de Saturación durante la inundación.

124

El área punteada entre Swi y Swf es:

Swf

Swi

dSwxSwiSwfxf )( (2.13)

Donde:

Swf = Saturación de agua en el frente de inundación de agua.

Sustituyendo x, de la Ec. 2.11 en la Ec. 2.13,

Swf

Swi

t dSwdSw

dfw

A

tqSwiSwfxf

615.5)(

Así,

SwiSwf

Swi

fw

Swf

fw

A

tqxf t615.5

(2.14)

Si la Ec. 2.11 se escribe para x = xf,

SwfSw

t

dSw

dfw

A

tqxf

615.5 (2.15)

Igualando las Ecs. 2.14 y 2.15,

Swf

Frente de

inundación

x

Sw

m

Swi

xf

Sw

(%

)

125

SwiSwf

Swi

fw

Swf

fw

dSw

dfw

swf

(2.16)

La interpretación gráfica de la Ec. 2.16 es una línea dibujada tangente a la curva

de flujo fraccional, desde el punto (fw/Swi, Swi), y tendrá un punto de tangencia

igual a (fw/Swf, Swf); que es la Saturación de agua en el frente de inundación.

Esto se muestra en la figura 2.4.5.12.

Fig.2.4.5.12.- Sw en el Frente de la Curva de Flujo Fraccional Si Swi > Swir

Dos importantes puntos, se concluyen del análisis del gráfico anterior:

La tangente a la curva de fw, siempre deberá ser dibujada desde la

Saturación de agua inicial, Swi.

Swf, es constante desde que la inundación comienza, hasta el tiempo de

ruptura; Swf incrementará luego de la ruptura hasta alcanzar Swm.

1.0

0 100

Swi

fw

Swf

Punto de

tangencia

fwf

fwi

Swir

Sw (%)

126

Saturación de agua promedio.- La saturación de agua promedio detrás del frente

de inundación puede también determinarse usando la curva de flujo fraccional.

Considerando otra vez la distribución de saturación a algún tiempo durante la

inundación como se ejemplifica en la figura 2.4.5.13. El agua total en el

yacimiento detrás del frente es:

dSwxAdxSwAOHTotal

SwmXf

00

2 (2.17)

Donde: Swm = máxima saturación de agua = 1 Sor

Swf Swm

Swf

dSwxdxSwXfAOHTotal0

2 (2.18)

Swm

Swf

wff dSwxASXAOHTotal 2 (2.19)

Sustituyendo las Ecs. 2.11 y 2.14, en la Ec. 2.19, se obtiene:

Swm

Swf

t

Swf

t dfwtqdSw

dfwSwftqOHTotal 615.5615.52

(2.20)

Por definición, la saturación promedio de agua detrás del frente es

XfA

OHtotal

inundadoporosovolumenTotal

frentedelrásaguaTotalSw 2det

O (2.21)

Swm

Swf

t

Swf

t dfwXfA

tq

dSw

dfw

XfA

SwftqSw

615.5615.5 (2.22)

Sustituyendo la Ec. 2.15, en esta expresión, se obtiene Sw :

127

fdSw

dfw

fwfSwfSw

1 (2.23)

Toda la información requerida para calcular Sw que usa la Ec. 2.23 es disponible

del punto de tangente de la curva de flujo fraccional. Sin embargo, un

procedimiento gráfico más fácil puede ser desarrollado considerando la curva de

flujo fraccional representada en la figura 2.4.5.14

La línea tangente corta la línea correspondiente a fw =1.0 a una saturación que

arbitrariamente es definida como SwA. La pendiente de la tangente puede

definirse en términos de esta saturación acorde con la ecuación:

Fig.2.4.5.13- Determinación de la pendiente para la curva de flujo fraccional.

1.0

0 100

Sw (%)

Swi Swf

fw

(SwA, fwf) fwf

(SwA, 1.0)

128

wfwA

wf

fSS

f

dSw

dfw 1

(2.24)

Ordenando para encontrar SwA:

f

wf

wfwA

dSw

dfw

fSS

1 (2.25)

Comparando las Ecs. 2.23 y 2.25 es evidente que Sw = SwA. Se concluye, por lo

tanto, que Sw puede ser obtenida por una simple prolongación de la línea

tangente a la curva de flujo fraccional al punto donde fw = 1.0. Esto se muestra en

la figura 2.4.5.15.

Comportamiento a la ruptura.- Fue mostrado anteriormente que Sw

permanecerá constante durante una inundación con agua hasta el tiempo de

ruptura. En consecuencia, la saturación de agua promedio en el yacimiento al

tiempo de rompimiento, Swbt , será igual a Sw . Esto significa que la saturación

de agua en el yacimiento aumenta en una cantidad (Swbt Swi) como resultado

de la inundación con agua, y que la saturación de petróleo disminuye en una

cantidad equivalente. Este cambio de saturación es una medida de la eficiencia del

proceso de desplazamiento.

129

Fig. 2.4.5.14- Determinación Gráfica de Sw.

La producción de petróleo debido a la inundación de agua puede calcularse según

la ecuación:

DVA EEENNp

Puesto que trabajamos con un sistema lineal, se supone que:

0.1VA EE

Por lo tanto,

DENNp

La eficiencia de desplazamiento de barrido, ED, es definida como:

aguaporcontactadopetróleodeVolumen

or aguaconinundaciónppetróleodeProducciónED (2.26)

Sw (%)

1.0

0 100 Swi

fw

SwbtSw

130

)1(615.5

Swio

LA

NpED (2.27)

La producción de petróleo en el tiempo de ruptura se calcula como

wiwbtpbt SSo

LAN

615.5 (2.28)

La Ec. 2.27 concluye que:

wi

wiwbtDbt

S

SSE

1 (2.29)

A la ruptura, x = L, y la Ec. 2.11 puede ser reescrita como:

1615.5

f

t

dSw

dfw

LA

tq (2.30)

porosovolumenBls

inyectadaaguaBls

LA

tqt

.

.615.5

ibtQrupturalaainyectadaaguadeporosoVolumen

1

1dSw

dfwQibt (2.31)

La ecuación anterior muestra que el número de volúmenes porosos de agua

inyectada a la ruptura es simplemente igual al inverso de la pendiente de la

tangente de la curva de flujo fraccional.

Con una tasa de flujo constante, el tiempo de ruptura puede ser calculado como la

relación de agua inyectada acumulada a la tasa de inyección del agua.

131

t

ibt

t

ibtbt

q

QLA

q

Wt

615.5 (2.32)

Comportamiento luego de la Ruptura.- Después de la ruptura, la saturación de

agua incrementará continuamente desde Swf a Swm. A este tiempo la saturación

es Sw2 donde Swf< Sw2 Swm, Welge demostró que:

a) La saturación de agua promedio en el yacimiento a la saturación

Sw2, está dada por la ecuación:

2

22

2

22

1

dSw

dfw

foSw

dSw

dfw

fwSwSw (2.33)

Gráficamente, significa que Sw puede ser determinada trazando una tangente a la

curva del flujo fraccional a la saturación Sw2.

La extrapolación de la tangente hasta fw =1,0 da el valor de Sw ; conociendo esta

saturación, el recobro de petróleo a este tiempo, puede ser calculado. Realizando

estos cálculos para un número de saturaciones entre Swf y Swm, se puede obtener

el recobro vs. Saturación luego de la ruptura. Esto se muestra en la figura 2.4.5.16

132

Fig. 2.4.5.15. - Determinación de Sw después de la ruptura.

b) Después de la ruptura, el agua es producida a una relación

agua petróleo producido a la superficie, WOR, igual a;

w

o

fw

fw

wfoq

ofwq

wqo

oqwWOR

t

t

2

2

2

2

1 (2.34)

Donde fw2 se determina a Sw2. Si la saturación móvil de agua existe en el

yacimiento cuando la inyección ha comenzado, se producirá agua antes de la

ruptura.

El número de volúmenes porosos de agua inyectada al tiempo Sw = Sw2,

luego de la ruptura está dado por la relación:

1

2Sw

idSw

dfwQ (2.35)

Conociendo esta cantidad y la tasa de inyección de agua, el tiempo requerido para

alcanzar esta etapa de inundación, puede ser calculado.

Swi

fw

Swf

fw2

Sw (%)

fwf

Sw2

2SwdSw

dfw

SwSwbt

133

Las tasas de petróleo y agua al tiempo de Sw = Sw2, al final del sistema

lineal están dados por:

BPPDo

qfwqo t ,

)1( (2.36)

BAPDw

qfwqw t , (2.37)

En resumen el método de Welge puede ser usado para predecir el recobro de

petróleo, relación agua petróleo, y el acumulado de agua inyectada como una

función del tiempo para una inyección de agua lineal.

2.4.5.16 Requisitos Indispensables que debe Tener el Agua para lograr

una buena Recuperación de Petróleo

Antes de Entrar a la Formación.- El agua debe estar libre de cualquier materia

en suspensión como arena, barro, arcilla y material orgánico microscópico.

La estabilidad química es el segundo requisito de las aguas usadas para la

inyección. Es casi imposible obtener un suministro de agua perfectamente estable.

Los gases disueltos como oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno

causan inestabilidad. El oxígeno es uno de los principales causantes de la

corrosión especialmente en aguas saladas y ácidas por lo tanto, se debe extraer si

está en solución con el agua.

La inestabilidad química puede ser causada por el crecimiento de

microorganismos que producen sulfuro de hidrógeno y gas carbónico, como

también radicales metálicos reducidos. Esta acción microbiológica inicia o acelera

la corrosión y causa la precipitación de materiales solubles. Por lo tanto, es muy

necesario disminuir el crecimiento microbiológico.

134

Después de Entrar a la Formación.- El agua inyectada no debe (debido a su

inestabilidad o reacción con los fluidos de las areniscas) causar la formación de

precipitados que pueden interferir con el avance del agua.

La adición de agentes reductores de tensión interfacial ha tenido un efecto

beneficioso en los procesos de inyección aumentando el recobro de petróleo.

Existen otras propiedades deseables en las aguas para la inyección, entre ellas la

alta temperatura, pero hay que tener en cuenta que la profundidad para la

inyección está determinada en gran medida por factores económicos.

Tabla 2.4.5.18.- Parámetros Físico-Químicos de Agua de Formación

AGUA DE FORMACION

PLANTA POZO ARENA

Parámetro Entrada Salida del Salida Salida Tk Bombas Pozo 12

Tk Skim Tk Skim filtro almacén

Turbidez NTU 11,4 19,6 0,85 2,3 5,11 7,36 T

Sólidos ppm 12,6 16,8 1,6 3,6 6,8 T

O2 Disuelto T

Ph 6,78 6,99 7,17 7,09 T

T C 28,1 28,1 27,7 28,4 T

Fe ppm 7,5 7,9 5,9 6 T

Sulfatos 0 0 0 0 T

Cloruros ppm 19600 18750 18500 18250 T

Tabla 2.4.5.19.- Parámetros Físico-Químicos de Agua Dulce

AGUA DULCE

PLANTA POZO Arena

PARAMETRO CAPTAC. ENTRADA

SALIDA DE

FILTRO

SALIDA

TK

BOMBA

S

POZO

12

TURBIDEZ, NTU 6,9 7,32 0,21 0,68 1,33 2,16 T

SOLIDOS PPM 8,4 0 1 1,8 T

O2 DISUELTO

pH 5,58 5,67 5,63 5,84 T

TEMPERATURA

C 25,8 26,2 27,2 28,1 T

FE PPM 1,03 0,031 0,28 1,17 T

ALCALINIDAD

PPM 12 11 10 14 T

SULFATOS PPM 0 0 0 0 T

135

Tabla 2.4.5.20. Balance de Químicos de Agua Dulce y de Formación

TREN DE AGUA DULCE

QUIMICO AYER TANQUEO HOY CONSUMO

CAPTACION

POLIELECTROLITO FW-123 21,6(75%) 21,5(75%) 0,1

HIPOCLORITA MAGNA-10 35,8 34,8 1

PLANTA

SURFACTANTE DISPERSANTE 47 46,1 0,9

POLIELECTROLITO FLW 123 19,8(75%) 19,1(75%) 0,7

ANTIESCALA ESCALCONTRO 44,1 41,1 3

ANTICORROSIVO CORRCONTROL 46 42,7 3,3

BIOCIDA XC-TRICIDA 43,8 43,7 0,1

SECUESTRANTE O2 ELIMINOX 49,4 49,4 0

TREN DE AGUA DE FORMACION

ANTICORROSIVO CORRCONTROL 53 51 2

BIOCIDA A 16 9 7

SECUESTRANTE O2 ELIMINOX 45 43 2

FLOCULANTE 4,5 KG

COAGULANTE 7,5 43 43 7,5



2.4.6 EFICIENCIA DE INYECCION

2.4.6.1 Tipos de Inyección

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de

agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes.

a) Inyección en Arreglos

Es la geometría existente entre los pozos perforados en yacimientos desarrollados.

Al momento de planear un proceso de recuperación secundaria, el campo estará

completamente desarrollado sobre la base de un arreglo regular o irregular.

Los arreglos se clasifican en geométricos e irregulares:

Arreglos Geométricos.- Los pozos de producción e inyección se colocan

formando ciertas formas geométricas conocidas.

136

Arreglos Irregulares.- Los pozos de producción e inyección están colocados en

forma desordenada y cada caso particular requiere de un estudio especial.

Los Arreglos Geométricos pueden dividirse en:

a) Arreglos en línea.- Se dividen en dos. Arreglos en Línea Directa y

Arreglos en Línea Alterna o Diagonal

b) Arreglos en Redondo o Periféricos.- Son Arreglos de 4, 5, 7 y 9 pozos.

Arreglos en Línea Alterna.- Los pozos de producción e inyección presentan la

forma que se muestra en la siguiente figura, donde se usan los símbolos

siguientes:

: Pozos de producción

: Pozos de Inyección

a: Distancia más corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una

misma fila uno a continuación de otro.

d: Distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo, situadas unas a

continuación de las otras en una misma columna.

La razón a/d puede variar y la unidad que se repite se muestra rayada en la figura

siguiente. Todos los estudios se realizan sobre esa porción, así se determina que

EA (Eficiencia Areal) para la unidad será también válido para todo el sistema.

PP

RPIproduccióndepozosainyecciónpozosRazón

Unidad

d

a

137

inyectorpozounporentadosasonqueoduccióndepozosdeNro

productorpozounaenaqueInyeccióndepozosdeNro

PP

RPI

limPr.

tanlim.

La unidad de arreglo que se repite se muestra rayada en la figura, la razón de

pozos de inyección a pozos de producción es igual a la unidad puesto que lo

inyectado en cada pozo se reparte hacia cuatro pozos de producción y cada uno de

estos recibe de cuatro pozos de inyección.

14

4

PP

RPI

Fig.2.4.6.1.Inyección en Arreglos

b) Inyección Periférica o Externa

Los pozos inyectores se localizan en el límite externo del yacimiento y el petróleo

es desplazado hacia el interior del yacimiento. En el siguiente grafico muestra un

arreglo periférico típico.

Este tipo de arreglo generalmente requiere muy pocos pozos inyectores por pozo

productor, que otros; requiriendo una muy poca inversión inicial. También esto

genera menor producción de agua que un arreglo tradicional, porque los pozos

productores que experimentan la ruptura del agua se los cierra y solo continúan

produciendo aquellos pozos situados en el frente de agua. Esto fue mostrado por

Ferrell, donde se explica que una menor cantidad de agua inyectada es requerida

138

para recuperar el petróleo y aún así una buena área barrida será obtenida si los

pozos productores son prontamente cerrados luego de la ruptura del agua.

Sin embargo, si este proceso es usado, la permeabilidad relativa al agua deberá ser

lo suficientemente alta para moverla a la tasa deseada y cubrir largas distancias

desde el pozo inyector bajo la presión de inyección impuesta. Si no es posible, los

pozos productores pueden ser convertidos a inyectores luego de la ruptura.

Fig.2.4.6.2.Arreglo Periférico Típico

Una importante desventaja del arreglo periférico, se da cuando un yacimiento

tiene una alta saturación de gas libre. Ninguna respuesta de recuperación de

petróleo significante se dará hasta que el espacio de gas libre sea llenado con

agua. Entonces podría existir un largo tiempo de demora y un considerable costo

de inyección de agua antes que este tipo de yacimiento responda a la inyección de

agua. Este no es el caso del Yacimiento U inferior y T inferior del Campo Auca,

pues es un yacimiento subsaturado.

Pueden subdividirse en arreglos de cuatro, cinco, siete y nueve pozos; siendo lo

más utilizados los cinco y siete pozos.

Arreglo Invertido de Cinco Pozos.- En este caso el pozo de inyección se coloca

en el centro de un cuadrado y los cuatro pozos de producción en los vértices de

dicho cuadrado. Es un caso particular del arreglo en línea alterna, cuando d es

igual a la mitad de a. La disposición se muestra en la siguiente figura.

139

Fig.2.4.6.3. Arreglo Invertido de Cinco Pozos.

La unidad que se repite se muestra rayada en la figura y la relación de productores

para inyectores es unitaria, por las mismas razones que para el arreglo en línea

alterna. Este tipo de arreglo es el más utilizado hasta el presente.

1PP

RPI

Este es el resultado del patrón más comúnmente usado o al menos usado en la

mayoría de las áreas. Este arreglo es el patrón conductor más alto porque su vía de

flujo es más corta, es una línea recta entre el inyector y el productor, además

ofrece un buen comportamiento de barrido y también es lo suficientemente

flexible para que otros arreglos puedan ser generados a partir de este, tan solo con

reubicar la posición de los pozos inyectores y productores.

Para la inyección de agua en el Campo Auca para el yacimiento U y T se ha

escogido un arreglo invertido de 5 pozos, donde el pozo inyector está ubicado en

el centro del arreglo.

Se refiere a la inyección crestal de gas sea en la capa primaria o secundaria del

yacimiento y la inyección periférica de agua en el acuífero, las dos para

suplementar y/o aumentar la energía del yacimiento.

El último tipo es el elegido para ser aplicado en el Yacimiento U inferior y T

inferior del Campo Auca.

a

d = ½ a

unidad

140

Fig.2.4.6.4.Inyección Periférica

Se utilizan pocos pozos, (parte alta estructural en gas, parte baja en agua). Su

aplicación es ventajosa en yacimientos con alto buzamiento y permeabilidades

específicas moderadamente altas. La ubicación de los pozos inyectores para lograr

una distribución areal buena del gas/agua inyectada y máximo beneficio del efecto

por gravedad.

La inyección externa es mejor que la interna, en general porque aprovecha el

efecto gravitacional y las eficiencias areal, EA y de intrusión vertical o de

conformación, Ei, también son mejores.

Con el propósito de obtener un mayor cubrimiento horizontal, se colocan los

pozos de manera que formen los llamados arreglos de pozos.

c) Inyección Interna

141

La inyección se hace con agua o gas en la zona de petróleo, en arreglos con

distribución uniforme, considerando la geometría del yacimiento: estructura,

límites, continuidad de areniscas, variaciones de porosidad, permeabilidad,

número y posición relativa de los pozos existentes.

Este tipo de inyección es ventajosa en yacimientos de bajo buzamiento,

homogéneos con bajas permeabilidades específicas por alto número de pozos

inyectores. Se tiene una rápida respuesta en la presión y producción, por lo que

reduce el tiempo de agotamiento.

Fig.2.4.6.5.Inyección Interna

Limitaciones:

Poca influencia sobre la eficiencia de recuperación del buzamiento o

drenaje por gravedad.

Menor Eficiencia areal, EA.

“Adedamiento” del gas o agua inyectada debido a alta velocidad de flujo,

esto reduce la recuperación.

Mayores costos de instalación y operación por alto número de pozos

inyectores.

142

2.4.6.2 Pozos Inyectores

Cuatro pozos AU–12, AU–41, AU–15 y AU–18, que fueron productores de las

areniscas “U” y “T” y cuyas reservas han sido recuperadas en un mayor

porcentaje y que tienen altos cortes de agua han sido considerados para

convertirlos en inyectores.

Tabla 2.4.6.1. Pozos Inyectores de Agua

POZO

AUC003

AUC021

AUC022 POZO POZO

AUC04ID AUC027 AUC41I AUC004 AUC12I AUC035

AUC049 AUC019B AUC057D

AUC098D AUC033 AUC059D

AUC099DST AUC040 AUC082D

AUS003 AUC074

AUS004 AUC093D

AUS005D

La inyección de agua en el Campo Auca-Auca sur se inició el 11 de Diciembre de

2006 con el pozo AUC-12I a la arenisca T Inferior, posteriormente los pozos

AUC-41I y el AUC-04ID, a la arenisca T Inferior.

En estos pozos se inyecta agua a las areniscas “T”, pues las condiciones

petrofísicas de esta arenisca son buenas. A continuación se detalla el historial de

inyección de agua del campo Auca-Auca Sur

Tabla 2.4.6.2. Historial de Inyección de Agua

POZO FECHA

INICIO

FECHA

FINAL ARENA

Q MÁX

INYE

(BFPD)

Q MAX

(BFPD)

VOLUMEN

ACUM. (Bls)

AUC012I 11-12-2006 16-10-2010 TI 7632 5241 4820958

AUC041I 17-12-2006 27-6-2007 Ti 5760 2972 98287

AUC04ID 21-9-2009 Actualidad Ti 7594 2056734

AUC01ID Pozo Cerrado(Plan de manejo Ambiental)

143

Los pozos AU–12I y AU–41I, pasaron de productores a inyectores, mediante

reacondicionamientos; no así los pozos AU–15 y AU–18, actualmente en

producción de las areniscas “U” y Basal Tena, respectivamente, los cuales fueron

propuestos como inyectores por el Estudio de Yacimientos del 2001,

Actualmente se está por definir uno de los dos pozos inyectores restantes

considerados en la aplicación de inyección. Actualmente el pozo AUC-04ID es el

único pozo que se encuentra inyectando a la arenisca T Inferior

Se consideró por recomendación del Grupo de Trabajo del Campo Auca, arrancar

la inyección de agua con los pozos AU 12I y AU 41I, en las areniscas “U” y “T”

respectivamente, ya que están ubicados en la parte centro sur del Campo y en

vista de que a la fecha, están completados como pozos inyectores.

El AU 12I inyectará al yacimiento "U" a través del anular (csg–tbg) (FASE

INICIAL) y a Napo “T” a través del tubing. El AU 41 inyecta agua a la arenisca

“T” por el tubing, mientras que a la arenisca “U”, no será posible la inyección

debido a la rata de admisión baja debido a la limitante de presión que se tiene al

inyectarse por el casing (máximo 1500 psi).

Características Mineralógicas de la Zona de Inyección Arenisca T.- Del

control litológico realizado en el pozo en enero de 1995 se determino que para la

zona de la arenisca “T” se tiene la siguiente descripción mineralógicas: “arenisca

cuarzosa gris, clara, cemento calcáreo, grano fino a medio, subangular,

fluorescencia amarilla blanquecina, corte lento sin residuo” y “arenisca cuarzo

cristalina, grano fino a medio, trazas de pirita, fluorescencia amarillo blanquecina,

corte lento, amarillento, residuo café claro”

De la información disponible de núcleos en la zona de estudio podemos

mencionar que existen tres núcleos (AU – 25, AU – 30 y AU – 48) que han sido

analizados y se encuentran cercanos a los pozos AU – 41 y AU – 12, que son los

que en este análisis serán utilizados y servirán para ser correlacionados con los

niveles de inyección actuales.

144

Tabla 2.4.6.3. Mineralogía en diferentes profundidades Auca – 25, arenisca “T”

POZO Auca 25 9897.8 9906.1 9907.1 9910.6 9923.9 9929.1

Minerales constituyentes %

Cuarzo 84 77 trc 53 85 81

Feldespato plagioclasa trz trz

Feldespato de potasio 1 trc Trc 1 1

Calcita 1 trz 2 trz 5

Dolomita férrica

Siderita 3 3 95 17 1 3

Anhidrita

Fluorapatito 1 2 trz

Pirita 3 1

Goethita

Volumen total de arcillas 18 3 8 10 9

88 100 100 100 100 100

Mineralogía de las arcillas

Caolinita trz trz 33 Trz trz 11

Clorita trz trz trz

Illita/Mica 8 11 33 12 20 11

Illita/Smectita 92 89 33 88 80 78



A los núcleos se los sometió a tres tipos de análisis: Análisis petrográfico, análisis

en sección delgada con microfotografía y microscopia electrónica, este análisis

fue preparado en diferentes profundidades de los núcleos.

En el núcleo del pozo Auca - 25 se analiza el intervalo de la arenisca “T”

superior, zona que no está siendo considerada para la inyección, mientras que

parte del núcleo cortado del pozo Auca – 30 puede ser correlacionado con la

actual zona de inyección, aunque la información es muy puntual y no proporciona

información suficiente de toda la arenisca “T” inferior donde está inyectando, en

el cuadro que muestra a continuación se indica la composición mineralógica del

mismo

Tabla 2.4.6.4. Mineralogía en Diferentes Profundidades Auca-30, Arenisca “T”

145

POZO Auca 30 9927.5 9940.0 9944.5

Minerales constituyentes %

Cuarzo 96 35 96

Feldespato plagioclasa 2 1

Feldespato de potasio 1 3 1

Calcita Trz 2 Trz

Dolomita férrica

Siderita

Anhidrita

Fluorapatito

Pirita Trz

Volumen total de arcillas 3 58 2

100 100 100

Mineralogía de las arcillas

Caolinita 67 trz 50

Clorita Trz Trz

Illita/Mica Trz 14 Trz



Como se puede observar es alto el porcentaje de arcilla (intrusivo alterado)

presente en la muestra a los 9940 pies y sale de los valores considerados como

normales para este tipo de yacimientos, la continuidad de este intrusivo alterado

no la podemos conocer, pero es un elemento a considerar al momento hacer

cualquier tratamiento acido a la formación para estimularla y sus implicaciones en

el proceso de recuperación secundaria.

En el pozo Auca – 48 se tomo el núcleo en la zona de la arenisca T inferior

(10000 – 10060), que se correlaciona muy bien con nuestra zona de inyección, al

revisar las características geológicas de este intervalo se puede observar que existe

una variación o cambio de facie, las areniscas se vuelven más sucias, disminuyen

en su espesor, adicionalmente se encuentra la presencia de varios cuellos

intermedios de lutitas que dividen a este intervalo en varios cuerpos, afectando a

la comunicación lateral en el yacimiento.

Mineralógicamente para el núcleo del pozo Auca – 48 en la descripción se indica

que tenemos: “Areniscas de color café claro a café oscuro, moderadamente

consolidado, grano fino, menor grano medio, subangular, subredondeada,

146

regularmente clasificado, matriz arcillosa, cemento silicio, porosidad inferida

regular visual, con esporádicos nódulos de calcita” en otros niveles a esta

descripción se suma glauconita, micropirita y guilsonita.

Para la descripción de los cuellos de lutita se menciona lo siguiente: “lutita de

color gris obscuro, a ocasionalmente negro, dura a muy dura, físil, sublaminar, o

calcárea, asociado con minerales, micas y material carbonaceo.

En el análisis petrofísico del núcleo vemos que existe una gran variación de la

porosidad y la permeabilidad en las diferentes profundidades lo que se

correlaciona con la variedad litológica encontrada en la zona.

Análisis Estructural.- Luego de analizar el mapa de contornos estructurales para

la formación “T” inferior del campo Auca en la zona de inyección del pozo Auca-

41, se puede observar que en la zona del pozo Auca – 41 existe una zona de bajos

estructurales que limitan el campo en su lado Oeste, los pozos cercano a este pozo

son: AU-24, Au-48, AU-11 y AU-25 muestran características estructurales

bastantes similares y desde esta ubicación, al colocar un pozo inyector, no se

afectaría ni interferiría a los pozos cercanos, que producen de otros niveles,

además de que no se ha considerado realizar la perforación de pozos de desarrollo

nuevos en esta zona donde podríamos tener una posible invasión del agua de

inyección a los niveles productores u otros niveles al momento de perforarlos.

Análisis de los Espesores.- Al hacer un análisis de los espesores de las areniscas

T superior e inferior (ver Tabla 2.4.6.3) para el área de los pozos vecinos al Auca

– 41, se observan que existen buenos espesores que llegan a estar alrededor de los

40 a 50 pies promedio y que corresponden litológicamente a una areniscas de

cuarzo y glauconita, que lateralmente varían, y que podía complicar su buena

continuidad lateral como se observa en el pozo Auca – 30 que tiene un intervalo

de un ígneo intrusivo alterado para esta profundidad.

147

Tabla 2.4.6.5. Espesores de Arenas de Campo Auca (Pozos AU-12 y AU-41).

POZO Arenisca INTERVALO DE INYECCIÓN (ft.) ESPESOR (ft.)

AU-12 U 9.688’ – 9.710’ 22’

T 9.940’ – 9.966’ 26’

9.966’ – 9.976’ 10’

9.976’ – 9.994’ 18’

9.994’ – 10.004’ 10’

AU-41 U 9.738’ – 9.774’ 36’

T 10.004’ – 10.042’ 38’

Espesor.- Los yacimientos de la formación Napo poseen una gran variación de

espesor y también una reducción de espesor generalmente según el eje

Este Oeste. Esta dirección corresponde a la dirección del aporte de sedimentos.

La interpretación propuesta es un relleno de valle y la ubicación en los

interfluvios. También se considera un posible juego de falla probablemente sin-

sedimentaria. Los pozos particularmente en el flanco Este tienen un espesor

reducido de arenisca neta. El levantamiento en el eje de la estructura podría

también controlar la sedimentación durante el depósito de la formación Napo. Los

mayores espesores en las areniscas napo “U” y “T” se encuentran localizadas al

sur de la estructura:

Análisis de los Sellos.- Al analizar los sellos que se encuentran en la zona de

inyección podemos observar que tenemos un aislamiento completo que permitiría

analizar la presión directamente en el yacimiento que queremos afectar.

Inyector No.1 (AUCA04ID).- El pozo AUCA-15 se convertió en el INYECTOR-

01, el cual iniciará el drenaje de la parte sur del campo. Se encuentra ubicado en

la parte sur occidental del campo donde existen espesores promedios de arenisca

de 24 pies en “U” de 62 pies en “T”. Los pozos más cercanos son: AUCA – 22,

AUCA – 27 y AUCA – 14.

El pozo AUCA – 15, al 31-12-99 tiene una producción acumulada de petróleo de

2.74 MMBLS de la arenisca “U” y 1.21 MMBLS de “T”.

148

Pozo Inyector No.1

PARÁMETROS ARENA U ARENA T

PETROFÍSICOS

PI(psi) 4100 4200

P actual 2200 1800

Espesor, Gross(pies) 24.0 62.0

Porosidad(%) 18.3 14.0

Swi(%) 11.9 33.3

Swactual(%) 37.0 62.0

Permeabilidad(md) 482.0 127.0

Np(MMBLS) al 31-12-2000 2.8 1.2

Qo(BLS) al 31-12-2000 241 0

BSW (%) al 31-12-2000 67 85

La producción del pozo al 30-11-2000 es de 231 BPPD con 67.8 % de BSW de la

arenisca “U”, la última producción de “T” en marzo de 1997, fue de 41 BPPD con

85% de BSW.


El pozo AUCA – 15 ha drenado la mayor parte de las reservas de las areniscas

“U” y “T” , como este pozo se encuentra en la cercanía del acuífero la

producción de agua se ha incrementando a niveles muy altos por lo que se ha

considerado convertirlo en pozo Inyector para ayudar a mantener o aumentar la

presión de las areniscas y barrer las reservas de las zonas circundantes para lo

149

cual deberán perforarse dos pozos adicionales de desarrollo, AUCA – 49 y AUCA

– 57, los que se ubicaran a 500 metros del pozo inyector.

Historial de Completación y Reacondicionamientos

Completación Y Pruebas Iniciales del Inyector AUCA04ID

Fecha de Completación: 11 – OCT-1996

Perforaciones Iniciales: Cañón 4” a 6 DPP

NAPO “T”: 10006’ – 10040’ (40’)

NAPO “U”: 9766’ – 9772’ (6’)

9752’-9760’ (8’)

BASAL TENA: 9011’ – 9026’ (15’)

FECHA ARENA METODO BPPD BSW ° API P. CAB RGP

96-09-28 T PPH 0 100 % .

96-10-03 U PPH 56 82%

96-10-06 BT PPH 42 95%

Reacondicionamiento no. 01 (25-AGO-1997)

OBJETIVO: Completar “Tiyuyacu” para Reinyectar Agua de Formación

Controlan pozo con 8.3 lpg, sacan tbg punta libre. Bajan registro de

cementación gr-cbl-vdl.

Asientan CIBP a 8210’, bajan cañón de 4 1/2” disparan intervalo de 8150’

a 8154’ a 4DPP, para realizar squezz sin éxito. No reversa cemento.

Presión de cierre =680 psi. Sacan.

Bajan setting tool+ retenedor de cemento, realizan prueba de admisión.

RAT= 3 BPM; PF= 2700 psi. Realizan sq alcanzan presión de cierre=

3500 psi.

150

Bajan broca y canasta muelen cemento, corren registro de cementación

usit-cbl-vdl-ccl-gr desde 8200’ hasta 7200’. Sellos malos arriba y debajo

de formación Tiyuyacu. Bajan cañones sin éxito, se desprenden sobre el

CIBP a 8210’. Continúan disparos

Punzonan Arenisca Tiyuyacu: 8030’-8128’ (98’).

Realizan admisión a arenisca “Tiyuyacu” sin éxito existe comunicación tbg-csg.

Sacan. Cambian completación. Realizan prueba de ratas múltiples a

arenisca“Tiyuyacu”:

TIEMPO (HRS) PRESION (PSI) RATA (BPM) BPD

1 3050 6.14 8841

1 3320 8.12 11692

3 3670 10.0 14400

½ 3900 10.6 15264

2 3900 9.5 13680

Finalizan operaciones el 25-agosto-1997. A las 03h00.

Inyector No. 2 (AUCA 012I).- El segundo pozo inyector para las arenisca “U” y

“T” es el pozo AUCA – 12, el cual se encuentra ubicado en la parte central en el

flanco occidental de la zona de baja presión.

El espesor de arenisca promedio de esta zona es de 28 pies para “U” y de 62 pies

para “T”, teniendo la zona buenas condiciones petrofísica como porosidad y

permeabilidad para inyectar agua a los yacimientos.

La producción acumulada de petróleo de este pozo al 31-12-99 es de 3.98

MMBLS para “U” y 1.75 MMBLS para “T”.

151

A noviembre del 2000, el pozo produce de la arenisca “T” 322 BPPD con 56% de

BSW. La última producción de “U” fue de 126 BPPD con 48 % de BSW en

Julio de 1997.

Pozo Inyector No. 2


PETROFÍSICOS

PI(psi) 4100 4200

P actual 1200 1500


Porosidad (%) 17.5 13.8

Swi (%) 11.9 29.2

Swactual (%) 33.0 53.0

Permeabilidad(md) 1900 100.0

Np(MMBLS) al 31-12-2000 3.9 1.8

Qo(BLS) al 31-12-2000 0 589

BSW (%) al 31-12-2000 51.7 66




152

La inyección de agua en este pozo ayudará a drenar las reservas de los pozos

circundantes como son AUCA – 13, AUCA – 43, AUCA – 30, AUCA – 35,

AUCA – 16 y AUCA -36.

Historial de Completación y Reacondicionamientos del Inyector AUCA 012I

Completación y Pruebas Iniciales: 08 – JUL– 74 Con 4 “a 8 DPP.

Intervalo “T” 9990’ – 9994’ (4’)

9940’ – 9966’ (26’)

9976’ – 9990’ (14’)

“U” 9688’ – 9710’ (22’)

WO N° 11 (22-Dic-01).- Ratas múltiples de arenisca “U”. Bajar completación

para producir por bombeo hidráulico.

Arman y bajan broca + canasta, muelen cabeza de pescado de 9630’ a

9635’ (5’).

Bajan BHA de pesca, intentan enganchar pescado sin éxito. Bajan nuevo

BHA de pesca y recuperan 5 tubos. Con broca y canasta muelen cabeza de

pescado de 9798’ a 9802’ (4’).

Bajan BHA de pesca y enganchan @ 9802’. Recuperan todo el pescado.

Schlumberger corre registro CBL-VDL-GR-USIT + asienta CIBP @

9800’.

Realizan prueba de ratas múltiples a “T”:

RATA PSI TIEMPO BLS

2.01 1662 20 40.2

4.07 1584 20 81.4

6.05 1822 20 121

8.04 2284 20 160.8

Realizan admisión a “U” 3.0 BPM con 800 psi.

Suspenden operaciones el 22 de Septiembre del 2001 a las 18:00 horas.

Reinician operaciones el 17 de Diciembre del 2001 a las 12:00 horas.

153

Bajan BHA de producción con cavidad Oilmaster. Prueban arenisca “Ts”

con sistema Power Oil a la estación: BFPD = 528, BPPD = 158, BSW =

70, TR = 117, HE = 6.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW PC API

ANTES 09-Sep-01 Ts PPH 61 85.3 50 26.6

DESPUES P O Z O N O A P O R T A

WO N° 12 (24-JUL-2004).- Completar para inyector de agua (Water Flood)

Bajan BHA moledor a 9969’. Muelen CIBP hasta 9971’, bajan a 10240’.

Sacan BHA moledor. Bajan BHA de limpieza a10240’ circulan y sacan.

Cía. shlumberger baja cañones convencionales de alta penetración y

disparan los siguientes intervalos:

Arenisca “U”: 9688’-9710’ (22’) A 4DPP

Arenisca “T”: 9940’-9966’ (26’) A 4DPP

9976’-9994’ (18’) A 4DPP

9966’- 9976’ (10’) A 12 DPP

9994’-10004’ (10’) A 12 DPP.

Bajan herramientas de prueba y realizan pruebas de ratas múltiples a

Arenisca “T”: RATA: 2 BPM A 3600PSI; RATA = 4BPM A 3800 PSI;

RATA= 6BPM A 400 PSI; RATA= 8 BPM A 4500 PSI.

Realizan estimulación con RMA a Arenisca “T”. Realizan ratas múltiples:

RATA: 2 BPM A 3600PSI; RATA = 4BPM A 3800 PSI; RATA= 6BPM

A 400 PSI; RATA= 8 BPM A 4500 PSI.

Reasientas Herramientas de prueba, realizan prueba de ratas múltiples a

arenisca “U”: RATA: 2 BPM A 3000PSI; RATA = 4BPM A 1150 PSI;

154

RATA= 6BPM A 1800 PSI; RATA= 8 BPM A 2500 PSI; RATA = 10

BPM A 3200 PSI.

Bajan completación de inyección a 9880’. Retiran BOP. Instalan Cabezal

prueban con 3000 psi. existe liqueo bajo la grapa de csg-spool. Sacan

BHA de inyección. Prueban casing con herramientas a diferentes

profundidades cae presión a cero.

Cía. Schlumberger toma registro de corrosión USIT desde 10224’ a

superficie, no se determina huecos en el csg de 7”. Presenta csg corroído:

De 2497’- 2538’ un tubo presenta corrosión interna.

De 3400’- 4800’ la tubería presenta rugosidad interna.

De 8600’- 8900’ presenta tubería un promedio de 20 a 30% de pérdida de

metal

De 9680’-10016’ Presenta casing dañado.

Bajan BHA de inyección con packer Lock-Set (7” x 3 ½”) asientan packer

a 9756’ prueban asentamiento ok.

Arman cabezal, realizan prueba de admisión a arenisca “T” a través de tbg:

Tiempo (min) BPM BFPD Piny( psi) BLS ( inyectados)

10 2.5 3600 1900 20

16 3.0 4320 2330 40

30 4.1 5904 2700 90

34 5.1 7344 2950 110

37 5.3 7632 3000 130

Realizan prueba de admisión de Arenisca “U” a través del anular (csg-

tbg):

155


13 3.0 4320 1900 20

24 3.8 5472 2330 40

29 4.9 7056 2700 90

32 5.7 8208 2950 110

36 6.5 9360 3000 130

40 7.5 10800 1500 150

Finalizan operaciones en el Pozo auc-12. a las 06h00 del 24-juli-2004

Inyector No 3 (AUCA – 41I).- El pozo AUCA – 41 se convirtió en el pozo

Inyector – 3, para barrer las reservas de la parte norte de la zona de baja presión,

que corresponde a la zona central occidental del campo AUCA. Tiene un espesor

de 34 pies para “U” y 48 pies para “T”. Este pozo se encuentra en un área que

tiene buenas condiciones petrofísicas para obtener buenos resultados con la

inyección de agua.

La producción acumulada de petróleo del pozo al 31-12-99 es de 0.34 MMBLS

para la arenisca “U” y de 0.0012 MMBLS para “T.


156

El pozo se encuentra cerrado por tener un alto BSW en las areniscas “U” y “T”.

Las últimas pruebas registradas son para “U” de 94 BPPD y 84% de BSW (4-

mayo-2000) y para “T” de 37 BPPD y 86% de BSW (2-agosto-98).

Los pozos circundantes que serán influenciados por la inyección de agua en el

pozo AUCA – 41 son: AUCA – 24, AUCA – 11 y AUCA – 25; para lograr una

mayor recuperación de las reservas se perforará los pozos de desarrollo AUCA-48

y AUCA-61

Pozo Inyector No 3


PETROFÍSICOS

PI(psi) 4100 4200

P actual 1000 1500

Espesor, Gross(pies) 34 47

Porosidad(%) 14.39 12.67

Swi(%) 16.18 14.79

Swactual(%) 44 37

Permeabilidad(md) 205 288

Np(MMBLS) al 31-12-2000 0.35 0.012

Qo(BLS) al 31-12-2000 0 0

BSW (%) al 31-12-2000 84 25



Historia de Completación y Reacondicionamiento

W.O # 03.- Aislar arenisca T. cementación forzada a “U”, punzonar “U” con

TCP, evaluar

Sacan completación de producción, empacaduras salen con dificultad.

Bajan conjunto de evaluación, desplazan bomba jet D-7 y evalúan arenisca

“T”: BFPD = 264; BSW = 86 %; THE = 16; API @ 60 = 20.6; SAL =

14200 ppmCl.

Bajan retenedor de cemento, asientan @ 9723’. Bombean 12 bls de HCL

al 15 % a la formación “U”. Existe comunicación Tubing- casing,

157

recuperan ácido, saca tubería. Se muele retenedor de cemento + tapón EZ-

Drill. Bajan otro EZ-Drill y asientan @ 9790’. Bajan retenedor de cemento

y asientan @ 9711’. Realizan cementación forzada a la arenisca “U” con

10.2 bls. de lechada de cemento.

Bajan conjunto TCP en tubería de 3 ½”. Punzonan la arenisca “U”, los

intervalos:

9700’ - 9708’ (8’) @ 6 dpp

9730’ - 9750’ (20’) @ 6 dpp

Evalúan la arenisca “U” con bomba jet E-8 y elementos de presión: BFPD

= 288; BSW = 12 %; API @ 60 = 24.4; THE = 8; SAL = 33000 ppmCl

Cierran pozo por 14 horas para tomar la restauración de presión.

Bajan completación de producción para bombeo hidráulico con

empacadura “Arrow” y cavidad “National”

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PC PM

ANTES 08-May-98 U CERRADO

DESPUES 19-Ago-98 U PPH 155 32.9 24.4 170 30

W.O # 04(08-JUL-04).- Completar pozo para inyector de agua (water flood)

Sacan Completación de BH. Bajan y muelen retenedor de cemento a 9785`

+ cemento a 10004’.circulan, limpian y sacan.

Bajan BHA de limpieza a 10110’, circulan, limpian y sacan.

Bajan cañones convencionales de 4 ½”, punzonar los siguientes

intervalos:

ARENISCA “T”: 10004’- 10042’ (38’) A 12 DPP

ARENISCA “U”: 9738’- 9774’ (36’) A 12 DPP

Bajan BHA de prueba, realizan pruebas de ratas múltiples a la arenisca T:

Tiempo (min.) BPM BFPD Piny (psi) BLS (inyectados)

60 1.1 1584 2755 66

30 2.1 3024 3170 63

158

35 3.2 4608 3230 112

5 4.1 5904 3475 21

30 0.5 720 907 15

60 1.1 1584 1405 66

30 2.2 3168 2130 66

30 3.2 4608 2640 96

Bombean 500 GLS de HCL al 15% a la arenisca “T” a 0.63 BPM: P.

INICIAL= 1040 PSI; PFINAL= 1000 PSI. Realizan prueba de ratas

múltiples: Arenisca “T”:


30 1.0 1440 1060 32

30 2.1 2966 2024 47

45 3.0 4320 2537 136

35 4.0 5760 2875 142.

Intentan continuar prueba sin éxito, existe comunicación entre Packers.

Desasientan Packers+ sacan completación de prueba.

Bajan nuevo conjunto de prueba continúan pruebas de ratas múltiples a

arenisca “U”:


30 0.5 720 2870 10

30 1.0 1440 3080 30

30 2.0 2880 2980 60

Bombean 1000 GLS de HCL al 15% a la arena “T. Realizan prueba de

ratas múltiples: a Arenisca “U”:


60 0.5 720 725 25

159

60 1.0 1440 1730 65

60 1.5 2160 2290 91

60 2.0 2880 2592 120

60 2.5 3600 2700 150

30 3.0 4320 2630 100

30 4.0 5760 2800 120

Realizan tratamiento SANDSTONE ACID a Arenisca “U” con 128 bls de

mezcla. Forzan a la formación a 0.5 BPM y 1200 psi.

Realizan prueba de ratas múltiples de arenisca “U”:

Tiempo (min) BPM BFPD Piny( psi)

60 2.0 2880 2437

60 4.0 5760 2804

60 4.0 5760 2795

60 6.0 8640 3268

60 6.0 8640 3274

60 8.0 11520 3395

60 8.0 11520 3470

Desasientan Packer M-3 a 9604’, recuperan RBP a 9861’. Sacan.

Bajan Completación de inyección definitiva hasta 9936.

Finalizan operaciones en el pozo Auc-41 el 08 julio-2004 a las 08h00.

Inyector No 4 (AUC-01ID).- El pozo AUCA – 18 es el pozo Inyector – 04, el

cual se encuentra ubicado al nororiente de la zona de baja presión. La ubicación

del pozo inyector en esta zona permitirá drenar reservas de la parte oriental del

campo donde las presiones son menores de 1800 psi.

En esta zona el espesor de la arenisca “U” es de 50 pies y para “T” de 22 pies.

La producción acumulada de petróleo del pozo AUCA – 18 de la arenisca “U” al

31-12-99 es de 6.7 MMBLS y de 2.9 MMBLS para “T”.

160

A noviembre del 2000 la producción del pozo AUCA – 18 es de la arenisca “U”

con 312 BPPD y 38.2 % de BSW. Anteriormente el pozo producía de U+T, la

última prueba de estas areniscas fue de 27 de febrero del 2000 con una producción

de 126 BPPD con un BSW del 84 %.

El pozo Inyector – 4 está localizado de manera que ayude a drenar las reservas

remanentes de los pozos vecinos como son AUCA – 42 y al AUCA – 38. Para

aumentar la recuperación en esta zona se deberá perforar los pozos de desarrollo

AUCA – 51 y AUCA – 62.

Pozo Inyector No 4


PETROFÍSICOS

PI(psi) 4100 4200

P actual 1600 1800


Porosidad (%) 13.3 12.0

Swi (%) 11.7 15.5

Sw actual(%) 33.0 62.0

Permeabilidad(md) 1120.0 819.0

Np(MMBLS) al 31-12-2000 6.8 2.9

Qo(BLS) al 31-12-2000 328.0 0

BSW (%) al 31-12-2000 47.0 86.0



2.4.6.3 Completación para los Pozos Inyectores y Reinyectores

El plan de completación contempla un casing de 7” cementado y perforado en el

intervalo de inyección. El tubing de inyección es de 3 ½”. Se colocará un packer

entre las dos zonas “U” y “T”. El agua se inyectará a “U” por el anular y a “T” por

el tubing.

En los Anexos se muestran los diagramas de completación del pozos inyectores

AU 41 y AU-12 y de los pozo reinyectores.

161

Es necesario mencionar que todo este estudio que se ha descrito a detalle, fue un

diseño preliminar, propuesto por el consorcio CEPE – TEXACO en el año de

1984 y ciertos puntos de este estudio fueron tomados en cuenta, pero no en su

totalidad.

Pozos Productores

Los pozos productores que forman parte del arreglo actualmente, son

considerados dentro del arreglo es el AU 003, AU 27, AU 398D, y

AU 99DST, respectivamente; los cuales están ubicados en el área centro – sur del

Campo Auca, en el flanco oeste; se escogió está área por cuanto es la zona de la

arenisca "U" que presenta las condiciones adecuadas e idóneas para aplicar el

modelo sugerido en el presente estudio, porque cuenta con el pozo recientemente

inyector, el AU 4ID y donde la caída de presión actualmente no es tan drástica

(27-09-2009 hasta 05-31-2011).

2.4.6.4 Descripción de los Pozos Productores

En la actualidad solamente está funcionando el AU-04ID (pozo inyector) por lo

que nuestro estudio estará basado en los pozos aledaños al arreglo, como son: AU-

03, AU-21, AU-22, AU-27, AU-49, AU-98D, AU-99DST, AUS-03, AUS-04,

AUS-05D.

Pozo Productor AUCA-003

Historia de Reacondicionamientos

WO N° 11(21 – Sep.- 2007).- Recuperar tubería de producción de 2 7/8”

Sacan Completación para Bombeo Hidráulico en 2 7/8” tubería, se

recuperan 48 tubos, último tubo sale desenroscado.

Bajan tubería punta libre, intentan enganchar pescado sin éxito.

Bajan BHA moledor, acondicionan cabeza de pescado desde 1510’ hasta

1512’ (2’).

162

Bajan BHA de Pesca con overshot hasta 1512’, enganchan pescado. W/L

baja calibrador de 1.91” hasta 9558’, Ok.

Cía. Schlumberger realiza corte químico a 9514’.

Sacan y desarman BHA de Pesca. Sacan tubo por tubo tubería de 2

7/8”, realizan inspección electromagnética a la tubería. Se obtiene como

resultado 243 tubos en buen estado y 61 tubos malos.

Asientan CIBP a 9400’. Bajan punta libre 1 tubo 2 7/8”

WO N° 12 (27 – Agosto – 09).- Moler CIBP, pescar y cambiar completación para

bombeo hidráulico

Bajan BHA moledor, muelen CIBP a 9400’. bajan libre hasta tope de

pescado (Tubing 2 7/8”), acondicionan cabeza de pescado, circulan,

limpian y sacan.

Bajan BHA de pesca con Releasing Spear de 2 7/8” hasta 9622’,

maniobran para enganchar ok. Tensionan para enganchar pescador ok.

Sacan pescado. Recuperan 100%.

Bajan BHA de limpieza hasta 10180’, circulan, limpian y sacan.

Bajan completación de B.H CON EN TBG CLASE “A” con dos packer

Arrow.

PRUEBAS

FECHA ZONA

METODO BPPD BSW RGP API Pc Pm

Antes T PPH CERRADO 2006

Después 1-OCT-09 T PPH 750 1 NR 27 50 NR

Trabajo exitoso, se incrementa producción en 750 Bls, luego de rehabilitar pozo

cerrado desde 2006. Queda produciendo con MTU hasta construir líneas de flujo

(4-Oct-2009), suspenden evaluación con MTU, instalan ala sistema POWER OIL.

Pozo Productor AUCA-21

Historial de Completaciones y Reacondicionamientos

163

FECHA BPPD BSW ARENA METODO

21-05-76 4744 0.1 NR FN

Intervalos perforados a 4 “DPP.

Intervalo “T” 10054’ – 10020’ (34’)

Intervalo “U” 9805’ – 9780’ (25’)

Wo. Nº 17 (05-Sept-09).- Objetivo: cambio de completación por comunicación

bajo primer packer. Resultado: exitoso.

Desasientan packers Arrow, tensionan con 120000 lbs, sacan completación de

bombeo hidráulico en tbg 3 ½’’, tubería sale con corrosión severa a nivel de Pines

y cajas. Empacaduras sale con gomas incompletas.

Bajan completación de bombeo hidráulico con Cavidad Kobe tipo “D” y 2

packers ARROW en Tbg clase “B”.

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PC

ANTES 29-Agost-09 POZO CERRADO POR COMUNICACIÓN TBG - CSG.

DESPUES 15-Sept-09 U PPH 274 37 - 26.3 60

Wo. Nº 18 (05- Dic-09).- OBJETIVO: Cambio de completación por

comunicación bajo cavidad

Desasientan packers Arrow, tensionan con 120000 lbs, sacan completación de

bombeo hidráulico en tbg 3 ½’’, tubería sale con conexiones duras, camisa

superior sale defectuosa; gomas del primer packer Dañadas.

Bajan BHA de limpieza en tbg 3 ½” hasta 10290’, circulan, limpian y sacan.

Bajan completación de bombeo hidráulico con Cavidad Kobe tipo “D” y 2

packers ARROW en Tbg clase “B”.

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PC

ANTES 21-Nov-09 U PPH 219 64% 26.3

DESPUES 09-DIC-09 U PPH 233 32 - 26.3 60

164

Pozo Productor AU 22


Completación y pruebas: 13 – Feb-78

Perforaciones iniciales : con 4”

Arenisca “T”: 9976’ - 9986’ (10’) @ 4 DPP

9996’ -10028’ (32’) @ 4 DPP

10046’-10064’ (18’) @ 4 DPP

FECHA BPPD BSW ARENA METODO PC PS API

13-Feb-78 1984 5.0 T CTQ 65 20 29.1

WO N° 07 (17-Nov-91).- Correr registro de casing, estimular con acido cambio de

cavidad kobe.

Existe daño severo de casing, se recomendó bajar casing de 5 ½” en próximo

reacondicionamiento.

No se obtuvo éxito luego de la estimulación, no cierran el pozo para B’UP

después del tratamiento.

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW PC

ANTES 31-Oct-91 T PPH 792 0.3 320

DESPUES 22-Nov-91 T PPH 942 1.4 280

WO N° 08.- Cambio de completación por cavidad dañada (corte de fluido)

Intentan desasentar Packers sin éxito: (tensionan con 200000 LBS)

intentan desconectar safety joing sin éxito: Realizan corte químico queda

pescado completación de B.H

RIG CPEB 501Suspenden operaciones el 3 de julio del 2008:

RIG TRIBOILGAS 9 Reinicia operaciones el 18 de agosto del 2008.

Trabajan cabeza de pescado,; bajan BHA de pesca y enganchan con éxito

tensionan con 160000 lbs: Recuperan pescado 100%

Cía. Halliburton toma registro de CSG y determinan daño a las siguientes

profundidades:

165

Profundidad(ft) Daño %

170-350 20-40

5750-5850 Hasta 40

5950-6050 Hasta 60

6186-6300 Hasta 60

8980-9100 Hasta 40

Bajan completación de bombeo hidráulico con dos Packers (FH y

ARROW) y cavidad KOBE en TBG 3 ½”

Desplazan bomba JET 9A y realizan prueba de producción de arenisca

TI+S

BFPD = 168 TBR = 43

BSW = 100% THE = 7

BSWRETOR = 100%

Reversan bomba Jet 9A, sacan completación (ultimo tubo sale con 20 ft de

arenisca)

Bajan TBG punta libre a 10120’ (recuperan un saco de cemento).

Bajan BHA de prueba, realizan prueba de admisión de areniscas “TI + S”

con 1500 psi, presión cae a 300 psi/min. Desplazan bomba JET 10A y

evalúan arenisca “TI+S”

BFPD = 432 TBR = 578

BSWF = 48% THE = 37

BPPD =225 BSWRETOR = 10 %

Sacan BHA de prueba, bajan completación de bombeo hidráulico con dos

Packers (ARROW) y cavidad KOBE tipo “D” en TBG de 3 ½”

Prueba de admisión de areniscas “TI + S” con 2000 psi, presión cae a 400

psi/min. Desplazan bomba JET 9A y evalúan arenisca “TI + S”

BFPD = 408 TBR = 100

BSWF = 74% THE = 6

BPPD =106 BSWRETOR = 15 %

Finalizan operaciones 3 de septiembre del 2008

166

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW PC

ANTES 31-Oct-91 Pozo Cerrado

DESPUES 15-Sep-08 TI + S PPH 323 21.9 300



WO. # 03 (22-May-98).- Cambio de completación por pescado.

Desasientan pkrs. ok. sacan completación p.o. se recupera en completación

100% del pescado.

Bajan completación definitiva p.o. con 2 pkrs arrow y cavidad guiberson.

PRUEBA FECHA BPPD BSW (%) API ZONA MÉTODO

ANTES POZO CERRADO POR BAJO APORTE Y PESCADO.

DESPUÉS 25-May-98 742 12.4 27.3 T PPH

WO. # 04 (25-SEP-2010).- Cambio de método de ph a ps para ahorro de fluido

motriz debido a cavidad dañada.

Sacan completación de BH incompleta, bajan BHA de pesca con releasing

spear en 2 7/8“de drill pipe hasta 9710ft, enganchan pescado y tensionan

hasta 120000lbs. pescado recuperado al 100%.

Realizan prueba de producción de arena t a la estación.

Se apaga equipo bes por 2 ocasiones durante la prueba de producción por

alta temperatura de motor de 345f y la segunda pro daño en el generador.

PRUEBA FECHA BPPD BSW (%) API ZONA MÉTODO

ANTES 22-SEP-10 540 17.6 26.8 T PPH

DESPUÉS 11-Oct-10 1411 3 26.8 T PPS

Trabajo exitoso bes (p23x). Se incrementa producción en 860bppd



167

24-Sep-02 Completación y pruebas iniciales

Perforaciones iniciales:

Hollín Superior: 10138’ – 10164’ (26’) @ 5 DPP.

Arenisca “T “ : 9935’ – 9970’ (36’) @ 5 DPP.

Operaciones

Rig Dygoil –10 inicia operaciones el 03 de Septiembre del 2002 a las 12 hrs.

Disparan para squeeze el intervalo : 8478’ – 8482’ ( 4’ ) @ 4 DPP

Realizan cementación forzada con 100 Sxs. de cemento (20.6 bls). Entran

15.6 bls a la formación, 3 BLS en la cámara y 2 reversados.

Disparan para squeeze de Hsup el intervalo : 10172’ – 10176’ ( 4’ ) @ 4

DPP

Bombean 250 GLS de HCL al 15 % a Hsup para mejorar admisión sin éxito.

Perforan retenedor de cemento.

Disparan con TCP Hsup el intervalo : 10138’ – 10164’ ( 26’ ) @ 5 DPP

Evalúan Hsup con bomba Jet D7: BFPD = 624, BPPD = 437, BSW = 30 %,

BTR = 270, THE = 10 con B’up de 16 hrs.

Disparan con TCP arena Tinf el intervalo : 9935’ – 9970’ ( 36’ ) @ 5 DPP

Evalúan Tinf con bomba Jet E8 : BFPD = 912, BPPD = 547, BSW = 40 % ,

THE = 9 con B’up de 18 hrs

Bajan Completación para producir de arenisca “Tinf” por bombeo

hidráulico con cavidad Guiberson PL-II.

Finalizan las operaciones el 24 de Septiembre del 2002.

WO N° 01 (25-SEPT-2008): Cambio de PPH a PPS.

Inician operaciones el 20 de septiembre del 2008.

Controlan pozo con 8.3 lpg. ok.

Bajan bha de limpieza a 9990'.

168

Asientan RBP. Retiran bop y csg spool. cortan y acondicionan csg de 7”.

Bajan Completación bes con 2 bombas p12xh6 (252 + 117 etapas).

separador de gas, 2 protectores, motor (228 hp, 2305 volt, 60 amp), sensor

de presión y centralizador de 7”.

Realizan prueba de producción de arena “Tinf”: BFPD=1200; BSW=70%,

BPPD=360; THE=6, AMP=48, FREC=54.4 hz.

Finalizan operaciones el 25 de septiembre 2008 a las 10:00 hrs.

Exitoso. Se incrementa la producción en 560 BPPD.

PRUEBAS FECHA ZONA METODO BPPD BSW API

ANTES 07-SEPT-08 Tinf PPH 509 15.4 26.2

DESPUES 09-OCT-08 Tinf PPS 1029 25 26.2

Pozo Productor AU 98D

Completación y Pruebas Iniciales.

Fecha de Completación: 25-SEP- 2010

Perforaciones Iniciales:

ARENISCA “Hs” :10366’ - 10382’ (16’) 5 DPP.

ARENISCA “Ti” 10140’ - 10152’ (12’)

10160’ - 10244’ (84’)

FECHA YACIMIENTO BFPD %

BSW BPPD

API

60°F GOR

Salinidad

ppm MÉTODO

25-SEP-

2010

" Ti" 21 531 27 PPH

Pozo Productor AU 99DST

Completación y Pruebas Iniciales.

Fecha de Completación: 15 DE AGOSTO DEL 2010


ARENISCA “Ti” :10310’ - 10350’ (40’) 5 DPP.

169

FECHA YACIMIENTO BFPD

%

BSW BPPD

API

60°F GOR

Salinidad

ppm MÉTODO

29-07-

2010 “Ti” 576 1 570 27.6 21750 PPH

Pozo Productor AUS-003

Completación y pruebas iniciales.

Fecha de Completación: 15 DE AGOSTO DEL 2010


ARENISCA “Ti” :10310’ - 10350’ (40’) 5 DPP.

FECHA YACIMIENTO BFPD %

BSW BPPD

API

60°F GOR

Salinidad

ppm MÉTODO

29-Jul-

2010

“Ti” 576 1 570 27.6 21750 PPH

Pozo Productor AUS 004


FECHA DE COMPLETACION: 25-DIC-2004

Perforaciones iniciales: (cañón 41/2’’)

“T INFEERIOR” 10141’- 10150’ (9’) @ 5 DPP

10121’- 10136’ (15’) @ 5 DPP

10111’- 10118’ (7’) @ 5 DPP

10100’- 10105’ (5’) @ 5 DPP

“T SUPERIOR” 10074’- 10094’ (20’) @ 5 DPP

10062’ – 10069’ (7’) @ 5 DPP

Se realiza completación del Pozo AUCS-04, luego de las pruebas de Producción:

FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PFT PFM

02-Dic-04 ”Ts + I” PPS 911 0.1% 118 25.2 NR NR

Cemento en zona de arenisca “U” en mal estado Queda completado las dos zonas

“Ts + I”

170

W.O. #01 (16-AGOST-2007).- Cambio de completación por bes fuera de servicio.

Evaluar “TS+I” rediseñar BES

Inician operaciones el 1 de agosto del 2007.

Sacan equipo bes 2bombas FC-925: giro de todo el equipo normal, cable

en buenas condiciones eléctricas, bomba inferior y separador de gas

presenta salidos en el housing, sello, motor, sensor de fondo, y

centralizador con sólidos (químico cristalizados). motor con bajo

aislamiento, fases desbalanceadas.

Bajan bha de limpieza a 10402’, circulan, limpian y sacan.

Bajan bha de evaluación; realizan admisión a arena “TI+S”; P=2000 PSI Y

RATA=1.14 BPM. evalúan areniscas “TI+S” con bomba JET-9ª:

BFPD=408; BSW=48%; BPPD=212; TBR=815; THE=46.

CIA BJ realiza limpieza de punzados con HCL al 10%+solventes. Presión

INIC=1500 PSI A 0.5 BPM; PF=200 PSI A 0.5BPM.

Evalúan areniscas “TI+S” con bomba JET-9: BFPD=408; BSW=30%;

BPPD=286; TBR=1304; THE=118.

Bajan elementos de presión y evalúan areniscas “TI+S”: BFPD=432;

BSW=8%; BPPD=397;TBR=2494; THE=184

Cierran pozo por 16hrs para B’UP.

Bajan BES 2 bombas FC-450 (173+173 ETAPAS).

Realizan prueba de producción de areniscas “TS+I”: BFPD=480;

BSW=100%; TBR=120; THE=6; HZ=50; PINTAKE=1166 PSI

PRUEBA FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PFT PFM

ANTES BES OFF

DESPUES 24-08-2007 “TI+S” PPS 437 6.2% 25.2

W.O. #02.- Tomar registros Gr-Spectral a Ts+I y aislar entrada de agua evaluar y

rediseñar BES

171

Sacan equipo bes con giro de todo el conjunto normal y de cada

componente ok. Extensiones dentro de rango motor y cable eléctrico ok. el

housing del motor y sello presentan leve capa de sólidos adheridos

Toman registro gr-spectral en arenisca T

Registro muestra invasión de agua

Asientan herramientas de prueba en varios intervalos para probar

integridad de csg

Se concluye que existe daño en csg en el intervalo de 6600’ a 6560’

Realizan pruebas de admisión en T con 10 bls de agua tratada, 4bpm a

2200 psi

Bajan retenedor de cemento y asientan a 6500 pies y preparan lechada de

cemento para desplazarla y forzar a taponar el intervalo de csg roto.

Reversan exceso de cemento y circulan para limpiar el pozo.

Toman registro USIT modo corrosión desde 10400’ hasta superficie

Se observa que solo el intervalo reparado con squeeze (6572’-6598’) se

halla con desgaste.

Realizan pruebas de admisión en arenisca T con MTU

Asientan tapón CIBP de 7” a 10097 pies

Realizan pruebas de admisión en ts con 1000 psi, la presión cae 250 PSI

por minuto

Asientan tapón CIBP 7” a 9940 pies

Punzona arenisca U en los intervalos de 9851’-9858’ (7’) a 5DPP y 9867’

– 9876’ (9’) a 5 DPP

Cierran pozo para BUILD UP de U

Recuperan elementos (Pwf=1958 psi, Pws=3091 psi)

Bajan equipo BES hasta 9222 pies

Realizan pruebas de rotación

Realizan pruebas de producción de la arenisca U sup:

172

BFPD=456; BSW=100%; TM=364f; THE=6; HZ=57; PINTAKE=2090

psi

Finaliza operaciones 5-mayo-09

FECHA ZONA METODO BPPD BSW RGP API PFT PFM

10-MAY-09 ”U” PPS 540 10% 16 NR NR

Pozo Productor AUS 005D.

Historial De Reacondicionamientos

Completación y Pruebas: 19- JUNIO-2010

Perforaciones Iniciales: “T inf”: 10426’ – 10470’ (44’) @ 5DPP

Pruebas Iniciales:

FECHA BFPD BPPD BSW API METODO PM PC ARENA

19-JUN-10 984 945 4 % 26.3 PPH CTK “ Tinf ”

Bajan conjunto TCP. Asientan packer @ 10242’. Punzonan el siguiente

intervalo: Arenisca “TInf”: 10426’ – 10470’ ( 44’ ) @ 5DPP

Bajan equipo BES Centrilift: 1 Bomba P23X (104 etapas), separador de

gas, Sello, Motor (165 HP, 2133 Volt, 46 Amp), sensor Centinel,

centralizador de 7”.

Al megar equipo a 9000’ se detecta fases a tierra, se quiere sacar equipo

BES sin éxito, queda pescado desde 3800’ hacia abajo.

Realizan varias corridas de BHA moledor y BHA de pesca con arpón,

queda pescado a 3683’ (tubing de 3-1/2”, equipo BES, cable, protectores)

Suspenden operaciones el 23-dic-09 a la 09h00

Reinician operaciones el 3-ene-10 a las 20h00

Luego de varios intentos de pesca, se recupera todo el pescado

Bajan BHA de evaluación con camisa, se suspenden operaciones el 18 de

febrero del 2010 a las 12h00

Reinician operaciones el 13 de junio del 2010

Bajan equipo BES: 2 bombas P12X, 1 motor 228 hp, 2305V, 60 A

173

Realizan prueba de producción con BES de arenisca “Ti” al tanque en la

miniestación BFPD= 1224, BPPD = 1126, BSW=8%, THE=6, TR =306,

53 hz, 43 amp.

Finalizan operaciones el 19 de junio del 2010.

a) Eficiencia de área de Barrida

Eficiencia del desplazamiento depende de viscosidades, saturaciones de

petróleo, factores volumétricos y kr. Eficiencia del barrido función de

heterogenidad k direccional, discontinuidades, fallas, fracturas, tipo de arreglo,

flujo cruzado razón de movilidad, humectabilidad.

Eficiencia volumétrica se define como.- La eficiencia del barrido se

relaciona con la variación de permeabilidad y demás factores mencionados

El agua fluye por las zonas de mayor k

Análisis de núcleos es vital en Inyección agua

Estos datos se utilizan para determinar zonas de altas producciones de agua

Fig.2.4.6.9.Razon de Movilidad y Porcentaje de Área Barrida.

174

2.4.6.5 Métodos para el Comportamiento de la Inyección

La ecuación diferencial de flujo simultáneo de dos fluidos incompresibles e

inmiscibles a través del medio poroso describe el comportamiento de la inyección

de agua para yacimientos de petróleo. Este análisis comprende el estudio de la

ecuación de flujo fraccional y de la teoría de avance frontal considerando al agua

como fluido mojante y al petróleo como fase no mojante a la roca, además de los

efectos gravitacionales, capilares y de viscosidad.

El análisis de la ecuación de Buckley y Leverett puede ser descrito como una

aproximación a una ecuación hiperbólica cuasi-lineal de primer orden siguiendo la

mecánica de un fluido continuo.

Los métodos que consideran eficiencia del desplazamiento son los siguientes en

donde se describieron anteriormente.

Buckley y Leverett

Craig, Geffen y Morse

Roberts

Higgins y Leighton

Rapoport, Carpenter y Leas

El comportamiento de los pozos de inyección se divide en tres etapas diferentes

que son:

175

I. Etapa de Flujo radial o transitorio: Comprende desde que comienza la

inyección hasta que ocurre la Interferencia correspondiente a dos pozos vecinos.

Será estudiada aplicando la Ley de Darcy para flujo radial y en el caso de arreglo

de cinco pozos terminará cuando el frente del Banco de Petróleo haya recorrido la

mitad del espaciamiento entre los pozos inyectores.

II. Etapa de Interferencia: Corresponde al período comprendido entre la

finalización de la etapa de flujo radial y el momento en el cual el flujo se

estabiliza en el arreglo. No hay desarrollos matemáticos que puedan aplicarse

durante esta etapa. En ella se supone que la tasa de inyección declina linealmente

con tiempo hasta que se logra el periodo de flujo continuo.

III. Etapa de Flujo Continuo: Comienza desde el momento en que la tasa de

Flujo se estabiliza hasta que el frente alcanza el pozo productor. Se rige por las

ecuaciones de conductividad estudiadas por Muskat. El periodo inicial puede

tomar una larga porción de la vida del proyecto de Inyección de agua debido a que

el volumen de llene del yacimiento puede ser en la mayoría de los casos, una

gran parte del volumen poroso del yacimiento.

El gráfico se describe la ubicación del frente de inundación en un cuadrante de un

arreglo de 5 pozos en varios tiempos durante la vida de la inundación.

Fig2.4.6.10Ubicación En un Arreglo de 5 Pozos durante la Vida de Inundación.

PERIODO I

PERIODO II

Interferencia entre bancos de petróleo.

176

PERIODO III

Etapa de Flujo Radial o Transitorio.

Mientras no es posible tratar la etapa radial o transitoria de los sistemas de

inyección de fluidos de una manera tan completa como el análisis de la etapa de

flujo continuo, es posible desarrollar una teoría aproximada para la declinación de

la tasa de inyección de agua en el periodo de llene, previo al desarrollo de la

interferencia entre pozos. Se supone que el agua inyectada se desplaza

radialmente, reduciendo la saturación de petróleo a su valor residual y

acumulando este petróleo desplazado en otra zona denominada banco de petróleo.

También se supone que existen saturaciones de gas libre tanto en la zona invadida

por agua como en la de petróleo. Otra consideración importante es que Mw, o

1 y y k constantes.

Ruptura de petróleo.

Producción de agua.

Banco de

Petróleo

Frente del Banco

de petróleo

Banco o zona

invadida por agua

177

Fig.2.4.6.11.Esquema de una Formación Sometida a Invasión de Agua

2.4.6.6 Análisis de Hall Modificado

El Método de Hall es una herramienta simple que se usa para evaluar el

desempeño de pozos de inyección de agua. Se basa en la suposición de estado

estacionario flujo radial. Además de las presiones de inyección histórica y las

tasas, Este método requiere información acerca de la presión del yacimiento, Pe.

Además, se supone que el radio equivalente, Re, del principal yacimiento de

influencia en donde es constante durante el período de observación. Ni Pe o Re,

están disponibles en las mediciones directas.

rw re

r

P

Pi

Pf

0

r

Banco de

petróleo

Zona invadida

por agua

Zona inalterada

PI rw ro re

Swp

Sgr

Sor

Swi

Sgr

So

Swi

Sgi

Soi

Zona

invadida

por agua

Banco

de

petróleo

Zona

inalterad

a

Frente del Banco

de petróleo

Frente de la

zona invad. por

agua

h Pi Pf

r

e

r

o

rw

178

En el análisis de Hall se analiza en un grafico, la pendiente. La modificación se

basa en el análisis de las variaciones de la pendiente de la presión de inyección

acumulada frente al volumen de inyección acumulada. En particular, el análisis de

la pendiente produce una estimación de la presión del yacimiento Pe que significa,

que requiere sólo la presión de inyección y las tasas. Tales datos de campo

recolectadados de forma periódica en la inyección de agua. Hay que tomar en

cuenta que el método de análisis de la pendiente no requiere de interrupciones

regulares.

El método de análisis de la pendiente se ha verificado con la presión generada

numéricamente y los datos de las tasas, realizadas en el campo. En ambos casos

resultó ser exacta, eficiente y simple. La estimación obtenida de la presión del

yacimiento puede ser utilizada para corregir el análisis del gráfico de Hall, el

mapa de presión de yacimiento promedio sobre varios patrones o en la inyección

de agua. Estos mapas se pueden utilizar para desarrollar una eficiente inyección de

agua, lo que ayudará a detener la disminución y mejorar la recuperación de

petróleo.

Grafico de Hall: Antecedentes Teóricos

El grafico de Hall es una herramienta para analizar el flujo en estado estacionario

en un pozo de inyección. Originalmente, se basó en el modelo de flujo radial.

Según este modelo,

1.......ln2

Qr

r

kHPePw

w

e

Donde Pw y Pe son la presión de fondo del pozo y la presión del yacimiento

respectivamente, Q es el caudal, μ es la viscosidad del fluido inyectado, k es la

permeabilidad de la formación y H es el espesor del yacimiento. Omitimos la

compresibilidad del fluido del yacimiento, por lo que el factor de formación es

igual a uno. Si es necesario, puede ser fácilmente incorporado en la ecuación. (1)

179

como un factor adicional frente a Q. Además, adoptamos que la tasa de inyección

de flujo es positiva. Para tener en cuenta el daño de formación en las cercanías del

pozo, o el efecto skin, asumimos algún radio efectivo del pozo rw. El pozo zona

de influencia es la zona cercana al pozo donde la presión del fluido cambia

sensiblemente debido a la inyección. En el modelo de flujo radial de esta zona de

influencia circular. La relación de re/rw es entre el radio del pozo y el radio de

influencia, es decir, la distancia desde el pozo hacia la parte del yacimiento donde

la presión se puede considerar como no alterada por la inyección o se mantienen

constantes para otros factores. De hecho, la ecuación (1) también se aplica, si el

flujo no es solamente radial, en tal caso, la presión tiene que ser un promedio. La

ecuación (1) se basa en varios supuestos. El fluido es homogéneo e incompresible.

El yacimiento es vertical, confinados y uniformes, tanto en lo que respecta a la

permeabilidad y el espesor. El yacimiento es horizontal y la gravedad no afecta el

flujo. En consecuencia, el flujo es radial. Durante todo el tiempo de las

observaciones, la presión a la distancia igual para re es constante, y esta distancia

del pozo es constante. En la práctica, no todos, estos son estrictamente buenos. El

intervalo de inyección por lo general cubre varias zonas de diferente

permeabilidad. La estructura geométrica del flujo puede ser distorsionada por la

heterogeneidad de la formación, la interferencia entre los pozos, fracturas, etc. Sin

embargo, la ecuación. (1) es de gran importancia, y en muchos casos se describe

adecuadamente la inyección de fluido suponiendo algunos parámetros de

formación con medidas efectivas. El coeficiente

2.......ln2 w

e

r

r

kHb

O su inverso, es a menudo utilizado para caracterizar el desempeño del pozo. Si

las tasas y las presiones son casi constantes a lo largo del período de tiempo, de la

observación entonces

180

3.......ew PP

Qb

b se determina mediante el recíproco del pozo de inyección. Aplicando la última

ecuación puede ser limitada por las inevitables fluctuaciones de la presión, las

tasas y la falta de información sobre la presión Pe media. La ecuación (1) se puede

integrar en el tiempo:

4......ln2

dQr

r

kHdPP

t

to w

e

t

to

ew

Tenga en cuenta que el límite superior de integración es variable. Como t crece, la

integración de los filtros de las fluctuaciones a corto plazo proporciona un

procedimiento más sólido para evaluar el pozo perforado, parámetro b.

5......)()()( dtQtVanddPt

t

to

t

to

w

El análisis del gráfico de Hall es correcto trazar de la parte izquierda de Eq. (4) vs

el lado derecho, graficando Π (t) - Pet con respecto al volumen acumulado de

inyección V (t). Es evidente que, la constante de presión del yacimiento, y

constante coeficiente b, en el grafico es una línea recta cuya pendiente es igual a

b. Si el propósito del análisis es comparar la transmisibilidad de la formación

antes y después del tratamiento del pozo, entonces el cambio de la pendiente, o el

coeficiente b, debe ser evaluada.

Sin embargo, la aplicación de la ecuación. (4) requiere el conocimiento de

Pe y una evidencia de la constancia de b durante el tiempo de observación

Tanto la presión del yacimiento y parámetro b es constante durante este período

de tiempo. Supongamos que el agua se inyecta a una tasa de 150 barriles / día y la

presión de inyección del pozo es de 1500 psi durante los primeros 4 días. Los dos

181

últimos días, la tasa se incrementa a 300 barriles / día, aumentando inyección a

presión de 1700 psi. Si la presión del yacimiento es constante e igual Pe= 1400

psi, de inmediato obtenemos que el grafico de Hall es una línea recta y b = 0,5

psi-day/bbl. Sin embargo, si trazamos Π (t) – Pet vs volumen de inyección

acumulada V (t) con una estimación de la presión del yacimiento incorrecta,

entonces, el grafico tiene una ruptura en la pendiente, (figura. 1). Por lo tanto, es

el único caso cuando el grafico de Hall es una línea recta con una rata de

inyección variable cuando la presión del yacimiento Pe se conoce y su valor

exacto se utiliza en la ecuación. (4). Si la presión Pe se desconoce, aunque en

condiciones constantes de la inyección puede resultar que el grafico de Hall tenga

una ruptura de la pendiente. La magnitud del cambio de pendiente es una función

de la diferencia entre la presión original del yacimiento y la presión utilizada en la

ecuación. (4).

El grafico en la figura. 1 sugiere que si las propiedades de la formación no cambia

y la presión del yacimiento también se mantiene, entonces el grafico de Π (t)-p en

función de V (t) es una línea recta sólo si P = Pe. Por lo tanto, la presión de

formación Pe puede ser estimada para seleccionar el valor de P, tal que la

pendiente del grafico es constante. Una presión baja al yacimiento es más

coherente y concisa. Algunos autores proponen un procedimiento simplificado,

donde la diferencia Pw-Pe se sustituye por la presión en boca de pozo.

182

Fig.1 Grafico de Hall en propiedades de la formación constante, pero con diferentes

presiones del yacimiento. La única línea recta con la pendiente b = 0,5 psi-day/bbl en

este grafico corresponde con el yacimiento correcto a una presión de 1,400 psi.

Grafico de Hall: Los Parámetros Claves

Para investigar el impacto de la presión del yacimiento y el radio de influencia en

el análisis de Hall, existen "datos del reservorio" que se generaron. Se envía

simulaciones con un modelo utilizado en el análisis de la prueba de pozo. Este

modelo se basa en la clásica presión. En la ecuación de difusión se da cuenta del

impacto de la componente del estado estacionario de flujo impulsado por la

cercanía del pozo del yacimiento a la presión de distribución. Este modelo fue

seleccionado como el instrumento para favorecer las simulaciones, porque utiliza

las asunciones, que son compatibles con las operaciones de inyección regular,

donde las fluctuaciones transitorias se superponen a largo del tiempo en el flujo

estado estacionario. En este modelo, los parámetros del yacimiento están

representados como cantidades promedio, exactamente como en el método de

Hall. El modelo ha sido ampliamente comprobado contra el campo real de datos.

En el análisis de prueba de pozo se obtiene una inyección apropiada y una presión

de ajuste de la curva, que es estable con respecto a la selección del intervalo de

tiempo. El análisis de datos de las operaciones regulares también produce

consistentes estimaciones estables. Por lo tanto, el siguiente procedimiento se

utiliza en esta sección. En primer lugar, los escenarios de varias operaciones, a un

paso del cambio de la rata de inyección, son usados mediante el modelo de

simulación. En segundo lugar, el resultado se representa mediante el método de

Hall, y obtener diferentes parámetros de influencia.

La ecuación principal utilizada en el modelo es:

)6...(..........)(2

exp

)(

1 stAQt

BEiAQ

dQt

t

B

APtP

t

to

oww

183

7...........44

2

k

crBand

kHA w

La ecuación (6) asume flujo radial en una yacimiento infinito. La presión del pozo

al comienzo del período de observación del intervalo se denota por Pow = p (to),

φ y c que son la porosidad de formación y el aumento de la compresibilidad. El

factor de daño S es igual a ln(rw / rwb), donde rwb es el radio real del pozo.

Parámetro Q-1 es la tasa de inyección efectiva correspondiente a la formación

cerca del pozo en estado estacionario de distribución de presión resultante a las

operaciones antes de t = to. La presión del pozo en t = to, Pow, se calcula

utilizando la solución durante un considerable período de tiempo, y suponiendo

inalteradas presión del yacimiento como condición inicial. Tenga en cuenta que

Pow, no es igual a la presión del yacimiento debido a la inyección realizada antes

de t = t0.

En las simulaciones, hemos asumido la presión del yacimiento igual a Pe = 950

psi y la tasa de inyección de fondo pseudo-estacionario de Q-igual a 150 barriles /

día. Utilizamos A = 1. psi-day/bbl, B = 0.001 días. Estos valores de los

parámetros A y B no describen ninguna formación específica, pero tiene órdenes

realistas de magnitud.

Si la tasa cambia en pasos, figura. 4, la presión de inyección respectiva no es

trazada como una función constante del tiempo figura. 5. Sin embargo, el grafico

de Hall, figura. 6, es trazada casi lineal. Se tiene:

8.......0tt

BEi

Cuya integral acumulada se aproxima a una función lineal. La "linealidad" de una

función de una variable puede ser "medidos" por la magnitud de su segunda

184

derivada. Si esta derivada es cercana a cero, entonces la función es casi lineal.

Para el exponencial integral (8), Se tiene

)9...(..........)(2

exp

1

0 0

2

2

stAQt

BEiAQ

tt

tt

B

t

BEi

dt

dd

t

BEi

dt

d

o

o

t

t

La multiplicación de ambos lados de la última ecuación por B es adimensional

10.......exp000

2

2

tt

B

tt

Bdt

tt

BEi

dt

dB

t

to

El lado derecho de la ecuación. (10) se encuentra entre cero y B/N (t-to). La

última expresión se descompone como incremento de t-to. El parámetro B suele

ser pequeño, y la cercanía de la integral acumulativa de la integral exponencial (8)

no es una función constante.

Fig. 2 y la Fig. 3 Se muestran un ejemplo ilustrando los cálculos sobre la integral

exponencial. Aunque la integral exponencial (8) no es una función constante, fig.

2, el grafico de la integral acumulada frente al tiempo es casi lineal debido al

decremento de la segunda derivada (10) con aumento de T.

Fig. 2. Ejemplo: Grafico de la integral exponencial (8) con B = 0,001 [días]

185

Fig. 3. Integral acumulada de la integral exponencial (8). Aunque la función no es

constante, la figura. 2, la integra acumulada es casi una función lineal

Fig. 6 muestra el diagrama de Hall de los datos generados. La pendiente es

prácticamente una línea recta (línea roja) sólo si Pe en la ecuación. (4) es

exactamente igual al valor de la presión del yacimiento utilizado en las

simulaciones. Si, en lugar del valor exacto, una incorrecta presión del yacimiento

que se utiliza en la ecuación. (4), la pendiente es una línea quebrada (líneas de

color negro y azul). Las esquinas en las líneas corresponden a los momentos en

que las tasas de inyección se cambian por una medida de incremento. Este cuadro

se encuentra en plena analogía con la ilustración presentado en la figura. 1

Fig. 4 Medida de incremento de la tasa de inyección

186

Fig. 5. Acumulación de presión que corresponde a las tasas en la figura. 4.

El Grafico de la Pendiente: Una Nueva Herramienta de Diagnóstico del Pozo

La inspección visual del grafico de Hall puede ser engañosa. Los filtros de la

integración de las fluctuaciones de presión y las tasas, son normalmente no

demasiado grandes en comparación con los respectivos valores medidos. En esta

sección, se demuestra que estos son visualmente casi imperceptible las variaciones

de la pendiente del grafico de Hall se puede analizados para extraer información

muy importante acerca de la presión del yacimiento eficaz y pozo inyectado.

11............dV

dS

Fig. 6. Tres versiones del análisis del gráfico de Hall de los datos presentados en la

figura. 4 y la figura. 5. Sólo la presión exacta del yacimiento de 950 psi se obtiene una

línea recta. Una inexacta información sobre la presión del yacimiento resulta una

pendiente inclinada.

187

Como hemos demostrado, el correcto grafico de Hall requiere conocimiento de la

presión media del yacimiento Pe. Esta presión no se puede medir, por lo que

utilizamos en nuestro análisis una "incorrecta" el grafico de Hall, con Pe de ajuste

a cero. Para calcular la pendiente de este grafico, es necesario evaluar la derivada.

Desde La Ec 5

12............Q

PS w

Desde Las Ecuaciones 1 Y 3

13............bQ

PS e

La última ecuación implica que el grafico de S frente a 1/Q es una función lineal.

La tasa de Inyección de Q y, en virtud de la ecuación. (12), la pendiente S se

cuenta con parámetros de medición. Por lo tanto, la presión del yacimiento Pe y

parámetros del pozo inyectado b se obtienen de la ecuación. (13) por ajuste lineal

de S frente a 1/Q. Este procedimiento se abrevia como " gráfico del análisis de la

pendiente. "Pe se estima a partir de la pendiente de la grafica pendiente, que puede

ser utilizado para crear el grafico de Hall de acuerdo con Eq. (4).

Fig. 7 presenta el grafico del análisis de la pendiente de los datos simulados que

aparecen en la figura. Fig.4 - Fig.6. La grafica es casi una línea recta interrumpida

por los saltos verticales, donde la tasa de inyección tiene una medida de cambios.

Estos desplazamientos paralelos expresar los cambios en el inyectividad,

parámetro b. Las propiedades de la formación no cambian durante estas

simulaciones, las variaciones de b son por completo debido a la expansión de la

zona de influencia de radio causada por la velocidad de inyección y la presión. La

estimación de la pendiente de 957 psi es menos del 1% con respecto a la presión

ambiente de 950 psi utilizados en estas simulaciones. Como argumento el grafico

de Hall, las líneas de la figura. 7 no puede ser exactamente rectas porque de el

188

tipo de las variaciones de presión en la figura. 5. no son grandes en comparación

con la presión media de inyección durante el intervalo de tiempo. Pero,

visualmente, las líneas están casi en línea recta por cerca de linealidad de la

integral de la función integral exponencial, como está demostrado en las

ecuaciones. (9) - (10).

Fig. 7. Gráfico del análisis de la pendiente de las simulaciones con interés presentado

en la figura. 4 - fig. 6.

Al parecer, la ecuación. (1) se puede utilizar directamente en el ajuste lineal para

sustitución de las medidas de tasa de inyección y presiones. Sin embargo, en la

práctica, es más adecuado el análisis para la siguiente razón. En el lado derecho de

la ecuación. (1), la primera denominada, presión del yacimiento, es más grande

que el segundo término, la acumulación de una presión adicional debido a la

inyección de fluidos. Por ello, un ajuste lineal de la ecuación. (13) en las variables

S y 1/Q es más estable que el de la ecuación. (1) en las variables originales Pe y

Q.

Hay una diferencia importante entre el grafico de Hall y la grafica de la pendiente.

En el grafico de Hall, sin tener en cuenta la presión correcta del yacimiento se

utiliza la ecuación. (4) o no, el eje horizontal (inyección acumulada) es una

medida de tiempo transcurrido en la inyección: los puntos a la derecha siempre

corresponden a los últimos tiempos, de los de la izquierda. Sólo si el pozo se

189

cierra y Q = 0, caerán los puntos del eje x. En un grafico de la pendiente, el

tiempo no está involucrado en absoluto. Por lo tanto, los datos de la presión de

inyección y la tasa de inyección son separados por puntos para un tiempo

sustancial y se puede observar uno junto al otro en el grafico de la pendiente. Por

el contrario, mediciones consecutivas se pueden separar el uno del otro, por

ejemplo, hay fluctuaciones bruscas en los datos. En el grafico de Hall los datos de

las curvas son el tiempo promedio. En la grafica pendiente, el tiempo promedio

puede complicar el análisis y comprometer las conclusiones mediante la

introducción artificial "Promedio" de puntos erróneos.

Pozos con una geometría de flujo diferente con flujo radial, por ejemplo,

pozos fracturados, se pueden analizar de una manera similar por sustitución de la

integral exponencial para una función diferente al pozo. De hecho, el análisis de la

pendiente se basa en el pseudo-estado estacionario de la ecuación (13), se puede

aplicar a cualquier geometría de flujo con una modificación apropiada de la

interpretación del coeficiente b.

El ejemplo de cálculo anterior simula una idealizada situación de la predicción de

flujo en estado estacionario en una formación homogénea. En realidad, estas

asunciones pueden ser ciertas sólo en promedio. De hecho, los pozos vecinos

pueden interferir, el flujo puede ser no radial, etc. Nuestra experiencia con el

análisis de los datos de pozos de inyección en Lost Hills muestra que en la

mayoría de los casos el análisis de la pendiente produce un asombrosa línea recta.

Pocos valores pueden indicar el flujo transitorio. Si una sistemática desviación se

produce, puede ser un signo de un problema. El carácter de esta desviación se

puede utilizar para diagnosticar el problema. El parámetro b en la ecuación. (1) es

una combinación agrupada de transmisividad, T = kh/μ, y el logaritmo de la razón

de los radios, ln(re/rw). Si b se mide en psi-day/bbl, que corresponde a presiones

medidas en PSI y las tasas de inyección medidas en bbl/día,

190

14......1

14.0

lnbcp

ftDarcy

r

r

kH

w

e

Por lo tanto, si b ~0.14 [psi-day/bbl], ~ 0.3 m, re ~ 121 m, entonces T, ~ 6 [Darcy-

ft/cp]. Si el fluido que se inyecta es el agua, μ~cp 1, y el espesor del yacimiento es

de unos 120 pies, entonces la permeabilidad efectiva de la roca es k=50 mD.

Suponiendo que 30% de porosidad y 20×10-6 psi-1 de compresibilidad, la

difusión de presión en el distancia de 121 pies es del orden de una hora. Para el

análisis profundo, de las mediciones tienen que ser recogidos durante un tiempo

de intervalo mucho mayor de 1 hora. Dado que la información sobre propiedades

del yacimiento de roca está sujeta a una alta incertidumbre, de los intervalos de

observación de tiempo más largos.

Una interpretación detallada de las estimaciones obtenidas puede ser más fácil si

la información adicional es válida. Por ejemplo, la transmisivilidad estimada a

partir del análisis de formación transitoria puede ayudar a afinar las estimaciones

del radio de influencia del pozo.

2.4.6.7 Factores que Afectan la Inyección

Cualquier componente en el agua que no sea H2O es un contaminante o impureza.

Toda el agua es impura y el trabajo principal del químico de agua es definir estas

impurezas, indicar las especificaciones para cada impureza aceptables para el

empleo que se va a dar al agua después del tratamiento, y encontrar métodos

económicos de tratamiento para alcanzar los límites de calidad que se han fijado.

Es importante reconocer que los términos impureza, contaminación son términos

subjetivos. Un contaminante se considera como tal cuando su concentración

alcanza un nivel que puede resultar dañino para la salud pública si él se va a

utilizar como potable.

Tratamientos de Aguas Efluentes y/o Residuales

191

Los criterios importantes que se deben considerar para un tratamiento eficientes

son: caudal del agua a tratar (volumen, mezclas de corrientes, incorporaciones de

aguas de lluvias, pozos nuevos, etc.), calidad de las aguas (contaminantes y

proporción), un sistema de monitoreo de flujo, tratamiento y calidad de entradas y

salidas, un análisis de la distribución del tratamiento y frecuencia del monitoreo.

El tratamiento de un efluente para su descarga a una corriente o a un yacimiento

de agua, debe considerarse en forma individual. Las características de los

efluentes varían mucho, aun en plantas de las mismas industrias que pueden

producir efluentes de calidad sumamente diferentes. Los datos sobre la calidad del

agua manejada pueden no dar información exacta de la cantidad que necesita

tratamiento.

Para obtener información sobre el tipo de tratamiento y los requerimientos de

tamaño de equipos, todas las fuentes de agua deben ser examinadas. El registro de

los volúmenes de agua que requieren tratamiento es de primordial importancia

para dar datos realistas sobre flujos que van a tratarse, las mediciones deberían

hacerse en períodos tan largos como sea práctico para mostrar variaciones de

flujos.

2.5 Hipótesis

El funcionamiento de la inyección de agua, implica una mayor extracción del

crudo, protegiendo al medio ambiente, ya que el agua desplaza físicamente al

petróleo.

Además la inyección de agua, permite ahorrar económicamente la investigación

y posterior la perforación para tener un eficiente recobro y una mayor cantidad del

petróleo.

192

CAPITULO III

3 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN

En la recopilación de la información se realizará mediante una respectiva matriz

(APENDICE Nº 4) con los respectivos programas utilizados OFM, EXEL, WELL

TEST, y una guía de obtención (APENDICE Nº 3)

3.1 Recolección de Datos

La recopilación de los datos se realizó mediante reportes diarios de inyección que

se detallan en el apéndice 4, ingresando información de inyección de agua,

presión y cantidad de sólidos que se registraron en la planta Auca Sur 16, las

producciones se logro obtener en el departamento de Ingeniería de el Campo

Auca y para los build up se analizó los reportes de pozos para los tres últimos

años (2009, 2010 y 2011) en donde toda esta información se logro obtener en el

departamento de Yacimientos en Quito, con la colaboración y disposición de las

personas encargadas de cada área.

Esta información y datos fueron tabulados en tablas y gráficos en Exel donde

nuestra investigación y análisis desarrollados fue revisada y supervisada bajo los

ingenieros encargados de cada departamento.

3.2 Resultados

A continuación se detalla los resultados obtenidos con las respectivas graficas de

la inyección de Agua, Presión de Reservorio y Producciones.

Para los resultados de Inyección de Agua se basó en los datos de los

reportes diarios de inyección dando los siguientes resultados.

Para los resultados del Método de Hall se basó en los datos de volúmenes

de agua con parámetros de campo dando los siguientes resultados.

193

Para los resultados de Presiones de Yacimientos de los pozos aledaños se

basó en los datos petrofísicos actualizados hasta el año 2010 y analizados

en el programa well Test dando los siguientes resultados.

Tabla 3.1.1 Resultas Anuales de Inyección de Agua

Completion Date Días Pwhi(PSI)

Volumen

Acumulado(BLS) Q(BAPD) Sólidos(PPM)

AUC012I:TI 31/12/2007 31 854 153826 4962 5.28

AUC012I:TI 31/12/2008 31 975 152291 4913 6.70

AUC012I:TI 31/12/2009 6 262 26518 4420 10.24

AUC012I:TI 31/10/2010 7 560 32090 4584 2.60

AUC04ID:TI 30/11/2009 3 5 14980 4993 3.60

AUC04ID:TI 31/12/2010 31 317 195428 6304 4.44

AUC04ID:TI 31/01/2011 26 437 149239 5740 5.62

AUC041I:TI 31/12/2006 8 1485 23560 2945 1.24

AUC041I:TI 30/06/2007 5 930 8186 1637 1.23

Fig.3.1.1.Volumenes Acumulado de Agua Inyectados.

194

En el grafico de volúmenes acumulados de agua inyectado se muestra el

comportamiento histórico de los pozos inyectores, como fue decreciendo el

volumen del Auca 12I por causa de no existe aporte de volumen a la formación. Y

en cambio para el Auca 04ID aporta un volumen mayor.

Fig3.1.2.Volumenes de Inyección de Agua.

De igual manera se observa el comportamiento de inyección de agua diaria a los

pozos.

Fig.3.1.3.Presión de Cabeza de los pozos Inyectores

195

En este grafico se observa el comportamiento de la presión de cabeza al momento de

inyectar en donde se observa una drástica caída de presión de todos los pozos debido a

que la arena se fracturó.

Fig.3.1.4.Total de Sólidos en el Agua


Revisado por: Ing. Álvaro Izurieta

En el gráfico se muestra el historial de total de sólidos en el agua en donde según

el comportamiento de las líneas indican que no existió un alto porcentaje de

solidos al momento de inyectar, debido a que se controlaba periódicamente.

202

Completion Date Días D_Cum

Pwhi

(PSI)

Volumen

Acumulado(BLS)

Q

(BAPD)

Sólidos

(PPM)

Pwfi

(PSI)

Pwfi_Cum

(PSI)

Q_Cum

(BLS)

AUC012I:TI 28/02/2011 7 1067 550 25760 3680 5.06 4851 4851 3680

AUC012I:TI 31/01/2010 31 1060 666 150346 4850 7.63 4967 9817 8530

AUC012I:TI 29/02/2010 4 1029 675 19196 4799 5.49 4976 14793 13329

AUC012I:TI 31/05/2010 11 1025 600 49874 4534 3.16 4901 19693 17863

AUC012I:TI 30/06/2010 3 1014 300 5785 1928 5.50 4601 24294 19791

AUC012I:TI 31/07/2010 3 1011 633 15723 5241 6.00 4934 29228 25032

AUC012I:TI 31/08/2010 7 1008 726 33986 4855 6.26 5026 34254 29887

AUC012I:TI 31/10/2010 7 1001 560 32090 4584 2.60 4861 39115 34472

AUC012I:TI 31/01/2009 31 994 937 145770 4702 6.46 5237 44352 39174

AUC012I:TI 28/02/2009 28 963 939 134132 4790 8.99 5240 49592 43964

AUC012I:TI 31/03/2009 31 935 935 147410 4755 7.17 5235 54827 48719

AUC012I:TI 30/04/2009 29 904 762 126917 4376 6.41 5063 59889 53096

AUC012I:TI 31/05/2009 31 875 799 150507 4855 7.05 5099 64989 57951

AUC012I:TI 30/06/2009 30 844 840 147032 4901 6.51 5141 70129 62852

AUC012I:TI 31/07/2009 31 814 787 155379 5012 7.00 5088 75217 67864

AUC012I:TI 31/08/2009 31 783 765 156919 5062 7.57 5066 80283 72926

AUC012I:TI 30/09/2009 22 752 621 104460 4748 5.40 4921 85204 77674

AUC012I:TI 31/10/2009 4 730 447 16700 4175 7.47 4747 89952 81849

AUC012I:TI 30/11/2009 9 726 489 29795 3311 9.36 4789 94741 85160

AUC012I:TI 31/12/2009 6 717 262 26518 4420 10.24 4563 99304 89580

AUC012I:TI 31/01/2008 31 711 873 150241 4846 4.04 5174 104477 94426

AUC012I:TI 29/02/2008 29 680 891 143736 4956 4.28 5192 109669 99382

AUC012I:TI 31/03/2008 31 651 867 155022 5001 4.08 5168 114837 104383

AUC012I:TI 30/04/2008 30 620 872 145017 4834 4.60 5173 120010 109217

AUC012I:TI 31/05/2008 31 590 894 141807 4574 3.60 5194 125204 113792

AUC012I:TI 30/06/2008 30 559 874 132921 4431 2.49 5174 130378 118222

AUC012I:TI 31/07/2008 31 529 911 137611 4439 1.95 5212 135590 122661

203

AUC012I:TI 31/08/2008 30 498 906 136643 4555 2.99 5207 140797 127216

AUC012I:TI 30/09/2008 30 468 1040 153612 5120 2.59 5341 146138 132336

AUC012I:TI 31/10/2008 31 438 944 158207 5103 4.83 5244 151382 137440

AUC012I:TI 30/11/2008 30 407 916 127760 4259 8.84 5216 156598 141699

AUC012I:TI 31/12/2008 31 377 975 152291 4913 6.70 5275 161873 146611

AUC012I:TI 31/01/2007 14 346 1402 43112 3079 1.52 5702 167576 149691

AUC012I:TI 28/02/2007 27 332 1222 112439 4164 2.96 5522 173098 153855

AUC012I:TI 31/03/2007 30 305 1136 114054 3802 1.49 5436 178534 157657

AUC012I:TI 30/04/2007 29 275 1101 100708 3473 1.28 5402 183936 161130

AUC012I:TI 31/05/2007 27 246 1048 105219 3897 0.91 5349 189285 165027

AUC012I:TI 30/06/2007 25 219 1051 90884 3635 1.18 5351 194636 168662

AUC012I:TI 31/07/2007 31 194 977 131534 4243 5.16 5278 199914 172905

AUC012I:TI 31/08/2007 30 163 927 117484 3916 3.10 5227 205141 176821

AUC012I:TI 30/09/2007 30 133 888 143738 4791 4.97 5189 210330 181612

AUC012I:TI 31/10/2007 31 103 873 155654 5021 4.16 5173 215503 186633

AUC012I:TI 30/11/2007 25 72 883 118737 4749 5.41 5184 220687 191383

AUC012I:TI 31/12/2007 31 47 854 153826 4962 5.28 5155 225841 196345

AUC012I:TI 31/01/2006 16 16 1348 50162 2332 0.81 5649 231490 198677

AUC041I:TI 31/05/2007 2 2 664 332 4317 4317 332

AUC041I:TI 31/03/2007 2 4 1875 3486 1743 0.65 6192 10510 2075

AUC041I:TI 31/01/2007 12 16 1546 35669 2972 1.49 5863 16373 5047

AUC041I:TI 30/06/2007 5 21 930 8186 1637 1.23 5247 21621 6685

AUC041I:TI 30/04/2007 1 22 756 756 4317 25938 7441

AUC041I:TI 28/02/2007 11 33 1663 25966 2361 3.19 5981 31919 9801

AUC041I:TI 31/12/2006 8 41 1485 23560 2945 1.24 5802 37721 12746

AUC04ID:TI 30/05/2011 31 31 160 146658 5621 3.55 4477 4477 5621

AUC04ID:TI 30/04/2011 30 61 494 149239 6979 4.02 4811 9282 12600

AUC04ID:TI 31/03/2011 30 30 476 181809 6060 6.01 4793 4793 18660

AUC04ID:TI 28/02/2011 24 54 497 146658 6111 5.06 4814 9608 12171

204

AUC04ID:TI 31/01/2011 26 80 437 149239 5740 5.62 4754 14362 17911

AUC04ID:TI 29/02/2010 25 105 485 139457 5578 5.35 4802 19165 23489

AUC04ID:TI 31/03/2010 31 136 50 153191 4942 3.27 4367 23532 28431

AUC04ID:TI 30/04/2010 30 166 679 227809 7594 4.79 4996 28528 36025

AUC04ID:TI 31/05/2010 21 187 680 134139 6388 5.69 4998 33526 42412

AUC04ID:TI 30/06/2010 21 208 614 101276 4823 4.29 4931 38457 47235

AUC04ID:TI 31/07/2010 28 236 333 158969 5677 5.06 4650 43108 52912

AUC04ID:TI 31/08/2010 25 261 350 127469 5099 3.33 4668 47775 58011

AUC04ID:TI 30/09/2010 30 291 211 153978 5133 1.81 4529 52304 63144

AUC04ID:TI 31/10/2010 26 317 97 141498 5442 2.71 4414 56719 68586

AUC04ID:TI 30/11/2010 30 347 55 174392 5813 10.60 4372 61091 74399

AUC04ID:TI 31/12/2010 31 378 317 195428 6304 4.44 4635 65726 80703

AUC04ID:TI 30/09/2009 10 388 199 43970 4397 7.14 4516 70242 85100

AUC04ID:TI 31/10/2009 28 416 18 140939 5034 6.78 4335 74577 90134

AUC04ID:TI 30/11/2009 3 419 5 14980 4993 3.60 4322 78899 95127

Completion

S

(PPM)

1/Q

(BAPD-1)

Pressure

Integral(PSI) Velocidad Reynolds Factor de Fricción

Perdidas por

Fricción

AUC012I:TI -188 4 35 0.003124 1

AUC012I:TI 1.024 0.0002062 4778 5 46 0.003091 2

AUC012I:TI 1.037 0.0002084 9754 5 45 0.003092 2

AUC012I:TI 1.081 0.0002206 14654 4 43 0.003099 2

AUC012I:TI 2.386 0.0005186 19255 2 18 0.003204 0

AUC012I:TI 0.941 0.0001908 24189 5 49 0.003081 3

AUC012I:TI 1.035 0.0002060 29215 5 46 0.003091 2

AUC012I:TI 1.060 0.0002181 34076 4 43 0.003097 2

AUC012I:TI 1.114 0.0002127 39313 5 44 0.003094 2

205

AUC012I:TI 1.094 0.0002087 44553 5 45 0.003092 2

AUC012I:TI 1.101 0.0002103 49788 5 45 0.003093 2

AUC012I:TI 1.157 0.0002285 54850 4 41 0.003103 2

AUC012I:TI 1.050 0.0002060 59950 5 46 0.003091 2

AUC012I:TI 1.049 0.0002040 65090 5 46 0.003089 2

AUC012I:TI 1.015 0.0001995 70178 5 47 0.003087 2

AUC012I:TI 1.001 0.0001976 75244 5 48 0.003085 2

AUC012I:TI 1.036 0.0002106 80165 5 45 0.003093 2

AUC012I:TI 1.137 0.0002395 84913 4 39 0.003109 2

AUC012I:TI 1.447 0.0003021 89702 3 31 0.003137 1

AUC012I:TI 1.032 0.0002263 94265 4 42 0.003102 2

AUC012I:TI 1.068 0.0002063 99438 5 46 0.003091 2

AUC012I:TI 1.047 0.0002018 104630 5 47 0.003088 2

AUC012I:TI 1.033 0.0002000 109798 5 47 0.003087 2

AUC012I:TI 1.070 0.0002069 114971 5 45 0.003091 2

AUC012I:TI 1.136 0.0002186 120165 4 43 0.003098 2

AUC012I:TI 1.168 0.0002257 125339 4 42 0.003102 2

AUC012I:TI 1.174 0.0002253 130551 4 42 0.003101 2

AUC012I:TI 1.143 0.0002196 135758 4 43 0.003098 2

AUC012I:TI 1.043 0.0001953 141099 5 48 0.003084 3

AUC012I:TI 1.028 0.0001959 146343 5 48 0.003084 3

AUC012I:TI 1.225 0.0002348 151559 4 40 0.003106 2

AUC012I:TI 1.074 0.0002036 156834 5 46 0.003089 2

AUC012I:TI 1.852 0.0003247 162537 3 29 0.003146 1

AUC012I:TI 1.326 0.0002401 168059 4 39 0.003109 2

AUC012I:TI 1.430 0.0002630 173495 4 36 0.003120 1

AUC012I:TI 1.555 0.0002880 178897 3 33 0.003131 1

AUC012I:TI 1.373 0.0002566 184246 4 37 0.003117 1

AUC012I:TI 1.472 0.0002751 189597 4 34 0.003126 1

206

AUC012I:TI 1.244 0.0002357 194875 4 40 0.003107 2

AUC012I:TI 1.335 0.0002554 200102 4 37 0.003117 1

AUC012I:TI 1.083 0.0002087 205291 5 45 0.003092 2

AUC012I:TI 1.030 0.0001992 210464 5 47 0.003086 2

AUC012I:TI 1.091 0.0002105 215648 5 45 0.003093 2

AUC012I:TI 1.039 0.0002015 220802 5 47 0.003088 2

AUC012I:TI 2.423 0.0004289 226451 2 22 0.003181 1

AUC041I:TI 3.553 0.0005737 6491 2 16 0.003217 0

AUC041I:TI 1.973 0.0003364 12354 3 28 0.003151 1

AUC041I:TI 3.205 0.0006108 17602 2 15 0.003225 0

AUC041I:TI 5.711 0.0013228 21919 1 7 0.003324 0

AUC041I:TI 2.534 0.0004236 27900 2 22 0.003179 1

AUC041I:TI 1.970 0.0003396 33702 3 28 0.003152 1

AUC04ID:TI 942 6 57 0.003064 4

AUC04ID:TI 0.788 0.0001636 5757 6 57 0.003063 4

AUC04ID:TI 0.828 0.0001742 10511 6 54 0.003070 3

AUC04ID:TI 0.861 0.0001793 15314 5 52 0.003074 3

AUC04ID:TI 0.884 0.0002024 19681 5 46 0.003088 2

AUC04ID:TI 0.658 0.0001317 24677 7 71 0.003037 5

AUC04ID:TI 0.782 0.0001566 29675 6 60 0.003057 4

AUC04ID:TI 1.023 0.0002074 34606 5 45 0.003091 2

AUC04ID:TI 0.819 0.0001761 39257 6 53 0.003072 3

AUC04ID:TI 0.915 0.0001961 43924 5 48 0.003085 3

AUC04ID:TI 0.882 0.0001948 48453 5 48 0.003084 3

AUC04ID:TI 0.811 0.0001837 52868 5 51 0.003077 3

AUC04ID:TI 0.752 0.0001720 57240 6 55 0.003069 3

AUC04ID:TI 0.735 0.0001586 61875 6 59 0.003059 4

AUC04ID:TI 1.027 0.0002274 66391 4 41 0.003103 2

AUC04ID:TI 0.861 0.0001987 70726 5 47 0.003086 2

207





208


Fig.3.1.8.Historial de Presiones de Fondo de los Pozos de Inyector.



209





210

Fig.3.1.11.Historial de Caudales de Inyección de los pozos Inyectores




211

Fig.3.1.13.Método de la Pendiente AUC 04DI




212

Tabla 3.1.4 Presiones de Fondo y Yacimientos de los Pozos Aledaños

POZO Date OIL

(BPPD)

WATER

(BAPD)

Pr

(PSI)

Pwf

(PSI)

Pr (MP)

(PSI)

Pwf (MP)

(PSI) API

AUC021:TI 08/09/1995 347 448 1566 1363 1566 1363 24

AUC021:TI 25/09/1997 506 615 1525 1353 1525 1353 24

AUC021:TI 22/06/2000 297 87 1883 1642 1883 1642 24

AUC021:TI 11/05/2003 552 229 1481 1266 1481 1266 26

AUC021:TI 04/12/2010 250 698 1479 1313 1479 1313 20

AUC022:TI 09/11/1992 944 10 1568 1333 1568 1333 29

AUC022:TI 04/06/1993 1189 17 1508 1328 1508 1328 29

AUC022:TI 09/08/1995 711 9 1483 1293 1483 1293 29

AUC022:TI 07/01/1996 632 10 1428 1202 1428 1202 29

AUC027:TI 28/05/1991 645 3 1748 731 1748 731 26

AUC027:TI 07/07/1991 619 56 1937 830 1937 830 26

AUC027:TI 16/12/1995 767 37 1375 1244 1375 1244 26

AUC027:TI 26/12/1995 1012 42 1280 1138 1280 1138 26

AUC027:TI 14/01/1996 588 16 1467 1418 1467 1418 26

AUC027:TI 11/03/1999 429 114 1632 1455 1632 1455 26

AUC027:TI 07/12/2008 815 127 1725 1511 1725 1511 25

AUC049:TI 18/09/2002 552 368 1483 1308 1483 1308 21

AUC098D:TI 11/09/2010 238 26 1672 624 1672 624 23

AUC099DST:TI 31/07/2010 570 6 1562 1499 1562 1499 26

AUS003:TS 03/12/2004 62 562 3964 2122 3964 2122 24

En la tabla podemos observar que las presiones de yacimiento fueron decreciendo antes de

la inyección de agua, y después de la inyección existe un incremento notable manteniendo

así las presiones. Y además existe un incremento en la recuperación de petróleo.

Fig.3.1.15. Análisis de Build Up Pozo Auca 67 D Arenisca“U”

213


Revisado por: Ing. Xavier Guerrero



214

Liquid IPR

Reservoir Pressure (Pr) 1786 psi (a)

Bubble Point Pressure (Pbp) 880 psi (a)

Test Pressure (Pwf) 1319 psi (a)

Oil Test Rate (Qo) 127 bbl/d

Water Test Rate (Qw) 2009 bbl/d

Flow Duration 16.57 H

Maximum Oil Rate 379.3 bbl/d

Maximum Water Rate 7683.2 bbl/d

Maximum Total Rate 8062.6 bbl/d



Flowing

Pressure

Oil

Rate

Water

Rate

Total

Rate

psi (a) bbl/d bbl/d bbl/d

0 379.3 7683.2 8062.5

200 367.8 6822.9 7190.7

400 345.3 5962.5 6307.8

600 311.8 5102.1 5413.9

800 267.3 4241.7 4509

880 246.4 3897.5 4143.9

1000 213.8 3381.3 3595.1

1200 159.4 2520.9 2680.3

1319 127 2009 2136

1400 105 1660.5 1765.5

1600 50.6 800.2 850.8

1786 0 0 0

215

Fig.3.1.16. Análisis de Build Up Pozo Auca 70 D Arenisca “Ti”





216

Liquid IPR

AUCA 70 D Ti

EP - PETROECUADOR - UCE

Fernando Cuaspud - Lenin Sáenz

Yacimiento Pressure (Pr) 2040 psi (a)







Maximum Water Rate 20 bbl/d


Flowing

Pressure

Oil

Rate

Water

Rate

Total

Rate


0 843.6 20 863.6

200 816.2 18.1 834.3

400 754.4 16.1 770.5

478 721 15.3 736.3

600 664.7 14.1 678.8

800 572.4 12.2 584.6

920 517 11 528

1000 480.1 10.2 490.3

1200 387.8 8.3 396.1

1400 295.4 6.3 301.7

1600 203.1 4.3 207.4

1800 110.8 2.4 113.2

2000 18.5 0.4 18.9

2040 0 0 0

217



Fig.3.1.17. Análisis de Build Up Pozo Auca 21 Arenisca “Ti”



218





219

Liquid IPR

Reservoir Pressure (Pr) 1479 psi (a)







Maximum Water Rate 6218.9 bbl/d




Flowing

Pressure

Oil

Rate

Water

Rate

Total

Rate


0 1907.5 6218.9 8126.4

200 1818 5378 7196

400 1616.5 4537 6153.5

478 1507.5 4209 5716.5

600 1323.8 3696 5019.8

800 1022.6 2855.1 3877.7

1000 721.4 2014.1 2735.5

1200 420.2 1173.1 1593.3

1313 250 698 948

1400 119 332.2 451.2

1479 0 0 0

220

Evaluación de las Presiones

Los acuíferos de los yacimientos Napo U y Napo T tienen un bajo potencial de

actividad debido a que son acuíferos laterales. Las presiones actuales son muy bajas

pues se han depletado reduciendo el potencial de producción de los pozos:

Tabla 4.1.3 Presiones de las Areniscas U y T

Yacimiento Presión Inicial@-8875ft Presión 2007 Presión 2010

Napo U @-8875ft 4141 psi 1363 psi 2951 psi

Napo T @-9050ft 4213 psi 1180 psi 2040 psi

Se consideró las presiones restauradas analizadas hasta 1994 y las que fueron

tomadas entre 1994 y 2000 El análisis de las presiones se realizó utilizando el

programa WELLTEST del departamento de yacimientos.

De la evaluación de las presiones utilizando el modelo de canales, entre los

principales parámetro se calcularon los siguientes: presión promedia del

yacimiento, permeabilidad de la formación, daño de la formación y el índice de

productividad.

La presión estática, Pws, se considera como el valor representativo de la presión en

el yacimiento al tiempo de medición, el cálculo y los resultados corregidos al nivel

del Datum = 8775’ PBNM para la arenisca “UI” y extrapolados a enero del 2006.

Se consideró las presiones restauradas analizadas hasta el año 2005 y al nivel del

Datum= -9050 para la arenisca TI.

La presión inicial del yacimiento "TI" fue de 4213 psi y la actual al 2007 es de

1180 psi, y para el 2010 es de 1479 a 2040 además la presión de burbuja es 478 psi

La presión inicial del yacimiento "UI" fue de 4141 psi en 1974 y a 2007 la presión

ha disminuido al valor de 1363 psi y para el 2010 es de 2951. La presión de burbuja

es de 880psi, hay que tomar en cuenta que para analizar la presión de yacimiento de

las areniscas TI y UI se tomaron posos que están produciendo de estas areniscas.

De la evaluación de las presiones, se calculó la presión promedia del yacimiento.

De acuerdo al gráfico de historia de presión a diciembre del 2010 del campo Auca

en la arenisca “UI” y ”TI”, Figura 4.1.15 y figura 4.1.17.

221

La caída de presión no es pronunciada, pues el campo es nuevo, tiene pocos pozos

productores y además los yacimientos producen por expansión de roca y fluido, ya

que se trata de yacimientos subsaturados; en este período de tiempo no existió la

influencia de los acuíferos, los pozos producen con BSW bajos. La caída de presión

se calculó en 50 psi/año para la arenisca “U” y “T”, pues la presión disminuye de

4200 psi a 4000 psi para el año 2007.

Pero el campo logró su mayor desarrollo, en un tiempo que va de 10 a 13 años, se

obtuvo una caída de presión más drástica de 169 psi/año, pues la presión cae de

4000 psi a 1800 psi, mientras que en “T” la presión cae de 4000 psi a 2000 psi, es

decir a un ritmo de 200 psi/año. En este período el yacimiento "U" y “T”

experimentan la mayor caída de presión, fenómeno que se debe principalmente a la

mayor producción de los pozos en la zona central del campo y a la poca influencia

del acuífero lateral.

Para los años 1990 a 2000, se tiene nuevamente una caída de presión baja. Para la

arenisca “U” la presión va desde 1800 psi a 1500 psi, para tener una caída de

presión de 43 psi/año; para la arenisca “T” la presión cae desde 2000 psi a 1500 psi,

es decir la presión cae a un ritmo de 50 psi/año.

Esta suave caída de presión se debe principalmente a la influencia del acuífero en

las arenisca “U” y “T”, lo que se puede notar por los altos cortes de agua en los

pozos productores de estas areniscas en los flancos de las estructuras.

De acuerdo a los mapas isobáricos para “U” y “T”, se puede observar que la

depletación de los yacimientos se va sucediendo en el centro de las estructuras,

pues es ahí donde se encuentran localizados los pozos de mayor producción; es en

estos sectores donde los pozos tienen una presión menor a 1500 psi. A medida que

nos vamos alejando del centro de la estructura las presiones de los yacimientos van

aumentando hasta alcanzar una presión de 2500 psi en el contacto agua petróleo.

De los mapas isobáricos a junio de 2000 se tiene una presión promedio general para

el campo de 1449 psi para la arenisca “U” y de 1585 psi para “T”. En las zonas mas

depletadas se tiene presiones de 1000 psi para “U” y “T”.

222

CAPITULO IV

4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN

Los datos fueron analizados en el programa Excel, OFM, WELL TEST que

4.1 Análisis y Comparación de los Datos Obtenidos

Al analizar y comparar datos de presión y producción de años anteriores tiene un

incremento de los pozos aledaños como para la arenisca “T” notamos un

incremento de producción y las presiones de yacimiento fueron aceptables.

Para este análisis se baso con datos de campo reales y mediante simuladores para

interpretar el comportamiento de inyección y su respectiva recuperación mediante

este método.

4.2 Estado Actual de la Planta de Inyección

La planta de inyección actualmente está operando con normalidad controlando el

agua de inyección periódicamente e inyectando a la formación y manteniendo los

caudales adecuados.

Por el momento se encuentra inyectando solo al pozo AUC-04ID con los

parámetros establecidos y con los correctos análisis para que no exista alguna

corrosión como sucedió con un tramo de tubería en el período 2008, ni tampoco

taponamiento a la formación a causa de los sólidos.

El pozo AUC-12I se encuentra parado debido a que no existe la suficiente

capacidad de agua a inyectar y no abastece para los dos pozos en conjunto, por lo

que la inyección se la está realizando un pozo a la vez.

Operación y Mantenimiento.- EP-Petroecuador ha hecho un esfuerzo enorme

durante todos estos años, con altas inversiones de dinero a fin de mantener operable

la planta, para poder cumplir con las leyes ambientales, mantener la producción del

petróleo en las Reservas con Recuperación Secundaria, y no es conveniente que tal

inversión sufra deterioro si se llegara a paralizar su operación, ya sea por la

corrosión que generaría el agua de formación empaquetada en los sensores, las

223

Bacterias Sulfato Reductoras que se alimentan del Hierro, empezarían a re

producirse sin el adecuado tratamiento químico que se da en el proceso continuo,

daños mecánicos en los equipos, posicionadores de válvulas de control por la

continuidad del proceso, taponamientos en filtros, líneas, sedimentación de sólidos

en tanques y oxidación si quedasen vacíos, etc. , que para poder poner en operación

de nuevo generaría un gasto adicional en realizar limpiezas y adecuación de los

equipos, y lo que es más importante donde ponemos el agua producida sin tratar.

Como se puede razonar la operación de la Planta de Tratamiento de Aguas del AU-

16 es vital en el proceso de producción del Petróleo en el Auca Sur.

Monitoreo Y Control de Líneas De Flujo Y Pozos.- Consiste en instalar

portacupones y cupones tanto de corrosión como de escala, así como los

correspondientes, a efecto de mantener un permanente control técnico del estado de

las líneas y de los cabezales de pozos, así como la inyección de químicos para

mantener limpias las líneas de inyección a los pozos y de los cabezales,

manteniendo y calibrando de los medidores de flujo.

En el análisis físico químico se cuantifica los parámetros de la calidad del agua que

se inyecta a la formación. Los resultados de los análisis se muestran en la tabla e

indican que la calidad del agua es muy buena ya que los resultados están por debajo

de los parámetros exigidos por los estándares de la compañía en el tratamiento del

agua.

4.3 Parámetros Físico – Químicos del Agua de Formación Actual

Los parámetros físico químicos son controlados una vez por semana donde se

constató en el laboratorio de la planta de inyección los respectivos equipos para su

análisis, de estos parámetros calculados en donde se lograba determinar se miro que

si cumplía o no los parámetros, para que luego se pueda tener que aumentar o

disminuir la dosificación de los químicos para controlar dichos parámetros.

4.4 Eficiencia de la Inyección (Método de Hall)

224

Según las graficas realizas con el método de Hall acumulado de presiones vs

acumulado de caudales podemos observar que está cumpliendo con normalidad la

eficiencia de inyección periférica debido a que la línea tiende a seguir una

trayectoria recta según el modelo.

La eficiencia fue aceptable según la grafica el pozo inyector AUC 12I, pero con un

daño positivo que refleja el segmento bD, para el pozo AUCA 04ID presentó con

comportamiento operacional Normal y para el pozo AUCA 41I de igual manera su

comportamiento es Normal.


Fig.4.4.2.Grafico de Hall AUC 4ID

225




4.5 Producción de petróleo después de la inyección

En la producción podemos observar que hay un incremento aproximado del 19% en

donde se obtiene mayor producción en comparación con los anteriores años, para

que se pueda observar mejor en el historial de Producción con el software OFM se

detalla las respectivas curvas de Producción de petróleo, agua y corte de agua en

donde se proyecta al obtener mayor recuperación que los años anteriores.

Interpretación de Presiones

En el año 2000 hasta el 2006, donde se evidencia luego de una aparente

estabilización de la presión por alrededor de 2 años, una nueva caída baja de

presión, desde 1500 psi a 1200 psi, con una caída promedio de 55 psi/año.

Al momento de implementar el sistema de inyección de agua en la arenica “TI”

para el año 2006 hasta el 2010, actualmente, donde se evidencia luego de una

aparente aumento de presión por alrededor de 3 años, en donde existe un

226

incremento de presión, desde 1200 psi a 1479 psi, con una incremento promedio de

93 psi/año.

4.6 Costos

El costo total del proyecto de recuperación secundaria incluyendo 5 pozos

inyectores, fue estimado en 11.5 millones de dólares. La tasa interna de retorno para

este proyecto es de 196% de acuerdo al estudio de ingeniería básica.

Tabla 4.6.1 Evaluación Económica para la Planta de Inyección de Agua

EVALUACIÓN ECONÓMICA Y TERMINOS DE LAS OFERTAS

PARAMETROS PRINCIPALES PRECIO (USD)

Sistemas Agua de formación 266,299

Sistema Agua de Río 305,9

Sistema de Control 45,937

Sist. Ctrol seg-un especificaciones 66,055

"Software" para simulación 6,329

Transmisores de nivel Tanques 6,753

Sistema Automático para químicos 12,107

Centro Ctrol motores + arrancadores 25,687

Detectores en corriente 12,567

Protección interior de tubería 9,216

Repuestos para Bombas 35,735

Tubería para interconexiones 18,987

PRECIO EX – FABRICA 811,572

Máx. Es Documentos de envío 921

Máx. Est Export Packing 21,579

Máx Est inland freight 12,947

PRECIO MAX F.O.B HOUSTON 847,019

Puerto de Embarque Houston

Máx transporte a Ecuador 67,842

PRECIO MAX EST. C & F ESMERALDAS 914,861

Costo de Procesos y Químicos

Dentro de estos costos se toman en cuenta los trabajos extras que ayudan a producir

el fluido, por ejemplo: químicos para el tratamiento del agua de inyección y para la

estación de producción, rascadores para limpiar las líneas de inyección y

producción, conservación del medio ambiente y equipos de vacuum. A

continuación se detalla los costos de químicos para el año 2010 y para los meses de

Enero y Febrero del año 2011.

227

Tabla 4.6.2 Costos de Químicos

COSTOS

MES US$/MES BAPM

ENERO 38936,59 1157159

FEBRERO 31794,10 170504

MARZO 34411,83 162982

ABRIL 50093,68 242394

MAYO 26037,32 1092236

JUNIO 15419,10 111388

JULIO 31969,36 1164463

AGOSTO 23021,71 1234689

SEPTIEMBRE 6116,36 152952

OCTUBRE 7558,75 1399394

NOVIEMBRE 33267,63 192947

DICIEMBRE 39394,87 195884

TOTAL 338021,29 7276991,01

PROMEDIO

MENSUAL 28168,44

Tabla 4.6.3Tratamiento Químico para el mes de Enero 2011

TRATAMIENTO PARA INYECCION DE AGUA, INTEROC

QUIMICO NOMBRE DEL

QUIMICO

BAPM

TRAT.

GAL/

MES

COST

/GAL US$/MES BA/US$ US$/BA ppm

(a) (b) (c) d=b*c e=a/d f=d/a Obt.

INHIBIDOR DE

ESCALA

ESCALCONTROL

C 186903 77,0 11 847 220,66 0,0045 9,81

INHIBIDOR DE

CORROSION

CORRCONTROL

C 186903 138,0 12 1656,24 112,85 0,0089 17,58

BIOCIDA BIOCIDA A 186903 352,0 12 4224 44,25 0,0226 44,84

BIOCIDA B 186903 91,7 12 1100 169,85 0,0059 11,68

SECUESTRANTE

DE O2

OXIGEN

SCANVERGER 186903 86,0 26,98 2320,28 80,55 0,0124 10,96

DISPERSANTE DE

SOLIDOS DISPERSANTE A

186903 0,0 7,49 0 186903,0 0,0000 0,00

CLARIFICADOR POLIMERO A 186903 7,5 23,75 178,125 1049,28 0,0010 0,96

COAGULANTE C 186903 800,0 19 15200 12,30 0,0813 101,9

FLOCULANTE,

Kg 186903 293,0 16,15 4731,95 39,50 0,0253 37,33

COSTO ANUAL

RENDIMIENTO

COSTO

EXTRA

COSTO

TOTAL

ENERO 1665016,90 606715,45 2271732,35

US$/1000 BF PROPUESTOS OBTENIDOS 46,45

228

DESINFECTANTE HIPOCLORITO 186903 1,5 4,75 7,125 26232,00 0,0000 0,19

COSTO TOTAL TRATAMIENTO DE INYECCION 30265,12

Tabla 4.6.4Rendimiento del Tratamiento Químico para el mes de Enero 2011

RESUMEN DE RENDIMIENTOS

Tratamiento QUIMICO

RENDIMIENTO COSTOS

US$/1000

BF

propuesto

US$/1000

BF

obtenido

US$/MES

propuesto

US$/MES

obtenido

INYECCION

DE AGUA

(INTEROC)

ESCALCONTROL C

4,53

847,00

CORRCONTROL C 8,86 1.656,24

BIOCIDA A 22,60 4.224,00

BIOCIDA B 5,89 1.100,40

ELIMINOX 12,41 2.320,28

DISPERSANTE A 0,00 0,00

POLIMERO A 0,95 178,13

COAGULANTE 81,33 15.200,00

FLOCULANTE 25,32 4.731,95

HIPOCLORITO 0,04 7,13

Tabla 4.6.5Tratamiento Químico para el mes de Febrero2011

TRATAMIENTO PARA INYECCION DE AGUA, INTEROC

QUIMICO NOMBRE DEL

QUIMICO

BAPM

TRAT

GAL

/ME

S

COS

T/G

AL

US$/ME

S BA/US$

US$/

BA Ppm

(a) (b) (c) d=b*c e=a/d f=d/a Obtenid.

INHIBIDOR DE

ESCALA

ESCALCONTROL

C 151681 73,0 11 803 188,8929 0,01 11,459115

INHIBIDOR DE

CORROSION CORRCONTROL C

151681 184,5 12 2213,76 68,5174 0,01 28,958596

BIOCIDA BIOCIDA A 151681 296,5 12 3558 42,6310 0,02 46,542843

BIOCIDA B 151681 42,0 12 504 300,9544 0,00 6,5929154

SECUESTRANTE

DE O2

OXIGEN

SCANVERGER 151681 85,0 26,98 2293,3 66,1409 0,02 13,342805

DISPERSANTE DE

SOLIDOS DISPERSANTE A

151681 9,5 7,49 71,155 2131,698 0,00 1,4912547

CLARIFICADOR

POLIMERO A 151681 11,0 23,75 261,25 580,5971 0,00 1,7267159

COAGULANTE C 151681 497,0 19 9443 16,0628 0,06 78,016166

FLOCULANTE, Kg 151681 236,0 16,15 3811,4 39,7967 0,03 37,045906

DESINFECTANTE HIPOCLORITO 151681 0 4,75 0 0,0000 0 0

COSTO TOTAL TRATAMIENTO DE INYECCION 22958,57

229

Tabla 4.6.6Rendimiento del Tratamiento Químico para el mes de Febrero2011

RESUMEN DE RENDIMIENTOS

Tratamiento QUIMICO

RENDIMIENTO COSTOS DIF. DE

COSTOS

PROP-OBT

US$/1000

BF

propuesto

US$/1000

BF

obtenido

US$/MES

propuesto

US$/MES

obtenido

INYECCION DE

AGUA

(INTEROC)

ESCALCONTROL C

5,29

803,00

CORRCONTROL C 14,59 2.213,76

BIOCIDA A 23,46 3.558,00

BIOCIDA B 3,32 504,00

ELIMINOX 15,12 2.293,30

DISPERSANTE A 0,47 71,16

POLIMERO A 1,72 261,25

COAGULANTE 62,26 9.443,00

FLOCULANTE 25,13 3.811,40

HIPOCLORITO 0,00 0,00

Costo de Mantenimiento

Dentro de estos costos se consideran los gastos para mantener en buen estado las

instalaciones, bombas y equipos de superficie necesarios en el proyecto. También

se debe considerar el mantenimiento para los equipos de superficie. A continuación

se detalla los costos de mantenimiento y consumo de energía para la planta de

inyección.

Tabla 4.6.7 Costos de Mantenimiento Para la Planta De Inyección de Agua

DEMANDA DE CARGADA 320 Kw/hora

Precio Promedio por Kw/hora 0,015 Ctvs.

Energía Eléctrica Consumida 230.400 Kw/h mes

Energía Eléctrica Consumida 2’.764.800 Kw/h año

Consumo (USD) mensual 3.456 Kw/h mes

Consumo (USD) anual 41.472 Kw/h año

Costo de Operadores (mes) 3 1.596 4.788 USD

Costo de Operadores (anual) 3 1.596 57.456 USD

Costo de Mecánicos(mes) 3 1.196 3.588 USD

Costo de Mecánicos(anual) 3 1.196 43.056 USD

TOTAL 8.244 MES

141.984 ANUAL

230

En el costo operativo se consideran los equipos y personal necesarios para la

producción del fluido, por ejemplo: personal de trabajo, combustible para

funcionamiento de equipos, seguridad industrial y física, laboratorios y

contribuciones. Cabe señalar que todo el consumo se lo realiza por redes de Alta

tensión y ninguna bomba o motor es operado por un combustión interna es decir

que ninguno consume combustible (DISEL).

Prácticamente los costos son bajos en comparación con otros métodos de

recuperación secundaria, dando un costo total de 7’.418.975 anuales en donde está

incluido costos de personal, consumo de energía seguridad física, laboratorios y

otros para mantener la planta de inyección en condiciones adecuadas.

Es factible aplicar el sistema de inyección de agua por su inversión reducida ya que

prácticamente se tiene que controlar los costos operativos para el tratamiento del

agua a inyectarse y los costos de operación.

En la siguiente tabla se indica los costos operativos para que la planta de inyección

de agua se encuentre en óptimas condiciones.

231

CAPITULO V

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones

5.1.1 Luego de más de 25 años de producción la presión de los yacimientos Napo

“U” y “T” del Campo Auca, ha disminuido a valores de alrededor de 1500

psi sobre la presión de burbuja, causando así la perdida de producción y de

las reservas, por lo que es necesario implementar un método de

recuperación secundaria para mejorar las condiciones de los yacimientos y

lograr aumentar la recuperación de las reservas del campo.

5.1.2 La presión inicial del yacimiento “U” fue 4141 psi y la presión actual, a

diciembre del 2010, es 2150 psi. La presión del punto de burbuja es de 243

psi. Y para el yacimiento “T” fue de 4213 psi y la presión actual hasta

diciembre del 2010, es de 1587 psi. La presión del punto de burbuja es de

478 psi.

5.1.3 Los pozos: AUCA-15, AUCA-12, AUCA-18, y AUCA-41 se convirtieron

en inyectores para la arenisca “T”. El pozo AUCA 012I inyectó agua el 11

de Diciembre del 2006 hasta el 16 de octubre del 2010, El pozo AUCA 041I

inyectó agua el 17 de diciembre del 2006 hasta el 27 de junio del 2007, El

pozo AUCA 01ID se encuentra cerrado, El pozo AUCA 04ID inyectó agua

el 21 de septiembre del 2009 hasta el 31 de mayo del 2011, en la cual sigue

inyectando en la actualidad.

5.1.4 Para cada pozo en la arenisca “T” inició el 11 de diciembre del 2006 la

inyección de agua con un volumen de 2332 BAPD el cual se deberá ir

incrementando hasta alcanzar un volumen de alrededor de 4000 BAPD en

los tres primeros años, en la actualidad se está inyectando un volumen de

5621 BAPD hasta mayo del 2011en donde se mantendrá constante por todo

el período de inyección. Igualmente la presión de inyección será de máximo

5000 psi en la cara de la formación, en la actualidad tiene una presión de

160 Psi hasta el 31 de mayo del 2011.

232

5.1.5 El estudio se lo ha realizado interpretando y analizando toda la información

técnica que dispone el campo en lo que respecta a Sísmica, Geología y

Yacimientos.

5.1.6 Para implementar el sistema de inyección de agua se calcularon las reservas

por el método volumétrico, con lo que se ha procedido a realizar los

cálculos de recuperación secundaria.

5.1.7 Del análisis de las correlaciones estratigráficas de dirección Norte – Sur y

Este – Oeste la distribución de sedimentos arenosos a lo largo y ancho del

campo es irregular, interrumpiéndose su continuación al sur a la altura del

pozo Auc – 23 por la depositación de delgados lentes de cuerpos ígneos.

5.1.8 El análisis sedimentológico de los núcleos cortados y analizados en los

yacimientos analizados “U” inferior y “T” inferior, indican la presencia de

un depósito estuarino influenciado por marea, asociados a varios

subambientes de depósitos: depósitos fluviales y depósitos de plataforma

marina somera.

5.1.9 El yacimiento “U” inferior presenta un límite inferior de arenisca de -8830

PBNM en la parte norte y el flanco occidental; y de -8868 PBNM en el

flanco oriental.

5.1.10 Para el yacimiento “T” en la parte norte del campo se ha definido el límite

inferior de arenisca (LIA) de -9090 PBNM. En la parte central del campo se

ha definido el límite inferior de petróleo (LIP) a -9140 PBNM; y para la

parte sur y en el flanco oriental del campo se ha definido el contacto agua –

petróleo se encontró a 9098 PBNM.

5.1.11 El mecanismo de producción predominante del yacimiento “U” y “T” es el

de Empuje Hidráulico Lateral no muy activo combinado con expansión de

roca y fluido.

233

5.1.12 La producción acumulada para el yacimiento “U” y “T” a marzo del 2011,

son:

YACIMIENTO

POES

(MMBN)

FR INICIAL

(%)

PRODUC. ACUM.

(MMBLS)

° API

“U” 324,89 30,1 33,5 19

“T” 351,73 29 39,94 29

5.1.13 El yacimiento “T” es estructural e irregular y tiene espesores netos saturados

de 1 a 80 pies; las porosidades tienen un rango de 9% a 21% y las

saturaciones iniciales de agua son de 10% a 47%.

5.1.14 Las reservas al 01- 03-2011 son:

YACIMIENTO

RESERVAS

PRIMARIAS (MMBN)

RESERVAS

REMANENTES (MMBLS)

“U” 100,3 64,29

“T” 107,7 63,46

5.1.15 Se demostró mediante el análisis de Hall que la inyección de agua y la

presión de yacimiento se está en una operación normal cumpliendo con los

parámetros establecidos.

5.1.16 El método utilizado para predecir el comportamiento de la inyección de

agua en las areniscas “U” y “T” en una área de 200 acres y un arreglo de

cinco pozos es el método de Hall que considera el método de la pendiente.

234

5.1.17 Mediante el cálculo volumétrico y el método el análisis de Hall se determinó

que el Factor de Recuperación en la arenisca “T” aumenta de 29% (con

recuperación primaria) a 48% con inyección de agua. El factor se ha

incrementado con 19%. Y si se implementa la inyección de agua para la

arenisca “U” se incrementará en un 22%

5.1.18 Considerando la proyección de producción mediante el programa OFM para

10 años, desde el 31-03-2011 hasta el 31-03-2021 para las areniscas U+T,

con la inyección de agua se recuperará un volumen de reservas recuperables

de petróleo de 772.5 MMBLS.

5.1.19 Se pudo constatar que la planta de Inyección de Agua está cumpliendo con

los parámetros adecuados para el tratamiento de agua de formación y agua

de rio.

5.1.20 Las instalaciones de la planta de inyección se encontraron en una operación

normal, con algunos inconvenientes por la oxidación del tanque skimer del

agua de formación.

5.1.21 De acuerdo con los datos y análisis realizados en el sistema de evaluación

del sistema de inyección para un arreglo de 5 pozos se constató que solo un

pozo inyector está funcionando AUC04ID, el pozo inyector AUC01ID se

encuentra cerrado a causa de taponamiento de sólidos y los pozos AUC012I

y AUC041I se encuentran en espera debido a que no existe suficiente

capacidad de volumen y energía.

5.1.22 El sistema de inyección de agua no se cumple con lo establecido, debido a

que no existen los suficientes recursos económicos que presenta la empresa

EP-Petroecuador.

5.1.23 Se realizó la simulación en un modelo geológico estático y dinámico

analizado en los respectivos programas PETREL y OFM antes de

implementar el sistema de inyección de agua

235

5.1.24 La inyección de agua se está realizando solo para la arenisca “T” para

observar el comportamiento y el desplazamiento de fluido para

posteriormente implementar en la arenisca “U”.

5.1.25 Los principales parámetros de la predicción son: Tasa de inyección de agua,

volumen de agua inyectada, tiempo de inyección de ese volumen de agua,

tiempo acumulado, Tasa de producción de petróleo, Tasa de producción de

agua, Volumen de petróleo producido, Acumulado de petróleo producido y

Factor de Recuperación con inyección de agua.

5.2 Recomendaciones

5.2.1 Continuar con los trabajos de mantenimiento de los equipos de superficie de

la planta de Inyección de Agua a los yacimientos “U”, “T”.

5.2.2 Debido a que los pozos AU-15 y AU-18 se encuentran produciendo

actualmente se recomienda reacondicionar los pozos con completaciones

dobles de tal manera que en el pozo AU-15 se produzca por el tubing la

arenisca “U” e inyectar por el anular a la arenisca “T”, igualmente en el

pozo AU-18, producir la arenisca BTE por el Tubing e inyectar a la arenisca

“U” por el anular. Si por problemas operativos o restricciones mecánicas no

es posible utilizar completaciones dobles, se deberá buscar nuevas

alternativas de inyección en pozos con altos BSW o perforación de pozos

para este fin.

5.2.3 Monitorear el avance del frente de inundación de agua mediante salinidades

del agua de producción y pruebas de presión durante toda la vida de

inyección y de acuerdo a los resultados mover los pozos inyectores a las

zonas inundadas y continuar con el frente de agua hacia los pozos

productores en el centro de la estructura.

236

5.2.4 Se recomienda utilizar el método trazadores radioactivos para el monitoreo

y controlar del desplazamiento de inyección de agua en la cual se asume que

la velocidad del trazador es similar a la velocidad del agua del pozo

inyector.

5.2.5 La presión de inyección en la cara de la formación para “U” y “T” no deberá

ser mayor a 5000 psi, para poder evitara el daño de los yacimientos.

5.2.6 Especializar a ingenieros de servicios, geología y operaciones en

Recuperación Secundaria y Simulación Matemática de yacimientos con el

fin de contar con personal especializado en la materia para continuar

monitoreado e investigado el avance de agua en los yacimientos sometidos a

inyección de agua.

5.2.7 Incrementar en el menor tiempo la Inyección de Agua a los yacimientos “U”

y “T” del campo, lo que permitirá mantener la presión de los yacimientos,

aumentar la producción mediante el desplazamiento del fluido.

5.2.8 Realizar pruebas de inyectabilidad en las areniscas “U” y “T”, para obtener

valores reales de la presión de fractura.

5.2.9 Construir modelos de Simulación de las areniscas Hollín Napo “U”, Napo

“T” y Basal Tena, con el fin de realizar un plan integrado de desarrollo del

campo para los 4 yacimientos y así optimizar el comportamiento de los

mismos, principalmente en lo que a producción se refiere.

5.2.10 Se deben realizar reacondicionamientos a los pozos cuando estos presenten

algún problema.

5.2.11 La incidencia de problemas en los pozos inyectores es baja para lo cual se

estima que es necesario un reacondicionamiento cada año y medio a un

costo aproximado de 150.000 USD.

5.2.12 Los pozos productores, en promedio, necesitan un reacondicionamiento

cada 15 meses a un costo estimado de 100.000 USD cada uno.

TABLAS

Tabla 2.1. Estado Actual del Campo Auca-Auca Sur

POZO No. FECHA ESTADO ARENA BPPD TIPO DE BOMBA

AUC 1 09/04/2011 PPS BT 533 CTP12X-H6

AUC 1I 06/09/2010 CI T

AUC 1R 26/12/2007 PR TY

AUC 2 26/09/2008 CPS HS 473

AUC 3 21/03/2011 PPH T 584 NJ2.5X48

AUC 4 20/09/2006 CPS T 219

AUC 4IY 28/05/2009 PI T

AUC 5 24/02/2011 PPH H 203 GPPLII 2-1/2X1-1/2

AUC 5IY 05/01/2011 PPH HS 309 GJPLI 2-1/2

AUC 6 05/02/2011 PPH BT 214 KJET3

AUC 7 25/12/2004 CPH H 82

AUC 8 01/04/2003 CPH U 205

AUC 9 11/03/2011 PPH U 580 KJET2-7/8"

AUC 10 13/12/2010 PPS U 229 CTP6-XH6

AUC 11 20/01/2009 CPH BT 3

AUC 12 24/07/2004 PI UT 50

AUC 13 21/06/2006 PR H 79

AUC 14 04/03/2011 PPH U 271 KJET3X48

AUC 15 30/01/2011 PPH U 227 GJPLII 2-1/2

AUC 16 18/11/2010 PPH U 285 CJET 2-1/2

AUC 17 07/07/1997 CS TY 62

AUC 18 22/01/2011 PPH BT 204 GJPLII 2-1/2

AUC 19 15/03/1979 CA

AUC 19B 08/01/2011 PPH T 356 NP3X48X20X17

AUC 20 23/02/2011 PPH BT 52 KJET3

AUC 21 24/12/2010 CPH T 47

AUC 22 20/02/2011 PPH TD 216 KB1XA

AUC 23 16/09/1978 CA

AUC 24 22/05/2010 PPS U 402 GN1300

AUC 25 02/01/2011 PPH U 177 NP3X48X24X22

AUC 26 30/01/2011 PPH BT 241 KB1XA

AUC 27 05/10/2010 PPS T 1598 CTP23X-H6

AUC 28 28/01/2011 PPH U 268 GJPLII 2-1/2

AUC 29 24/02/2011 PPH UI 161 CJET 2-1/2

AUC 30 08/11/2010 PPH U 194 KSUPER A

AUC 31 26/03/2011 PPH U 103 GPPLI 2-1/2X2X1-1

AUC 32 19/01/2011 PPH HS 325 KB1XA

AUC 33 30/07/2010 PPH T 685 NJ3X48

AUC 34 21/04/2011 PPH HS 48 CJET 2-1/2

AUC 35 29/04/2011 CPH T 348

AUC 36 20/03/2011 PPH HS 155 KB1XA

AUC 37 28/08/2010 CPH T 31

AUC 38 17/01/2011 PPH HI 207 NP3X48X24X22

AUC 39 08/04/2010 PPS H 533 DN1100

AUC 40 05/01/2011 PPS T 409 DN475

AUC 41 01/01/2010 CI UT 93

AUC 42 14/01/2011 PPH BT 120 NSLSL

AUC 43 16/03/2011 PPH U 260 NP3X48X20X17

AUC 44 06/02/1996 CA

AUC 45 28/03/2010 PPS HS 56 TD1200

AUC 46 15/12/2001 CPS UI

AUC 47 13/08/2006 CPH U 94 KJET2-1/2

AUC 48 01/04/2002 CP

AUC 49 30/03/2011 PPS TI 60 P12XH6SSD

AUC 50 18/02/2011 PPH UI 281 NJ3X48

AUC 51 21/11/2010 PPS HS 300 DN475

AUC 52 12/03/2010 PPS UI 247 CTP6-XH6

AUC 53 05/04/2009 PPS HI 472 GN4000

AUC 55 28/04/2006 PR TY 38

AUC 57D 01/01/2011 PPS TI 872 DN1750

AUC 59D 08/08/2009 PPS TI 891 DN1750

AUC 60D 30/11/2007 PPS HD 383 GN1300

AUC 61D 30/11/2008 PPS HS 570 SN2600

AUC 62D 21/09/2010 PPS UI 290 CTP8X

AUC 65D 14/11/2009 PPS UI 184 CTP4-XH6

AUC 67D 24/01/2011 PPS U 223 CTP4-XH6

AUC 70D 15/05/2010 PPS U 290 TD460

AUC 73D 03/11/2009 PPS UI 191 CTP8X

AUC 75D 11/07/2010 PPS U 445 CTP8X

AUC 76D 13/08/2009 PPS U 344 DN725

AUC 77D 13/09/2009 PPS U 365 CTP6-XH6

AUC 82D 08/02/2011 PPS BT 253 CTP4-XH6

AUC 83D 16/01/2011 PPF HI 2447

AUC 92D 13/01/2011 PPS HI 3249 CTP35X-H6

AUC 93D 25/01/2011 PPS TI 707 CTP18X

AUC 95D 30/03/2011 PE

AUC 96D 11/12/2010 PPS HS 515 CTP12X

AUC 97D 03/02/2011 PPS UI 221 DN475

AUC 98D 25/09/2010 PPS T 796 CTP12X

AUC 99ST 11/11/2010 PPS TI 598 DN725

AUE 1 13/03/2006 CPH BT 99

AUS 1 29/12/2009 PPS TI 268 DN475

AUS 2 02/03/2009 CPS U 303

AUS 3 21/02/2011 PPS UI 871 P12XH6SSD

AUS 4 05/05/2009 PPS U 444 CTP6-XH6

AUS 5D 14/11/2010 PPS TI 815 CTP12X

AUS 6D 30/06/2010 PPS U 991

AUS 7D 14/08/2010 PPS HS 317 CTP12X

PRODUCTORES 63

CERRADOS 13

ABANDONADOS 6

INYECTORES 2

REINYECTORES 3

POZO EXPLORATORIO 1

POZO POR PROBAR 1

TOTAL POZOS 91

SIMBOLOGÍA

PP Pozo Productor

PPS Pozo que produce con Bomba Eléctrica Sumergible

PPHJ Pozo que produce con Bomba Jet

PPHP Pozo que produce con Bomba Pistón

PPF Pozo que produce por Flujo Natural

BFPD Barriles de Fluido por Día

BPPD Barriles de Petróleo por Día

BAPD Barriles de Agua por Día.

BSW Porcentaje de agua y sedimentos

API Grado del petróleo

PR Pozo Reinyector

PI Pozo Inyector

CA Pozo Abandonado

CP Pozo Cerrado

U Arenisca "U"

UI Arenisca "U inferior"

UT Arenisca "U" + "T"

T Arenisca "T"

TI Arenisca "T inferior"

TS Arenisca "T superior"

TD Arenisca "Ti + Ts”

TY Formación Tiyuyacu

H Arenisca Hollín

HI Arenisca Hollín inferior

HS Arenisca Hollín superior

HD Arenisca "Hi + Hs”

Tabla 2.2 Análisis Físico-Químico de Corrosión Auca-Auca Sur

Año 2009 2010 2011

Locación UNIDAD WASH TANK POZO AUC SUR RW 13 WASH TANK POZO AUC SUR RW 13 WASH TANK POZO AUC SUR RW 13

Alkalinity (mg/l) 341 311 365 345 297 290

Hardness Total (mg/l) 2379 2171 2433 2688 2700 2167

Hardness Calcium (mg/l) 1633 1716 1895 2167 1200 1500

Hardness Magnesium (mg/l) 746 455 538 520 1500 667

Sodium, Na+ (mg/l)* 7428 7277.6 6909 6781 8015 7472

Magnesium, Mg2+ (mg/l) 181.278 110.565 130.815 126.4005 364.5 162

Calcium, Ca2+ (mg/l) 653.2 686.4 758 867 480 600

Manganese, Mn2+ (mg/l) 0.842 0.624 1.297 1.265 1.28 0.52

Total Iron (mg/l) 5.64 10.425 10.56 11.34 8.7 4.25

Chloride, Cl- (mg/l) 12895 12541 12092 12083 14050 12833

Sulfate, SO42- (mg/l) 16 16 42 48 23 30

Bicarbonate (mg/l HCO3) 416.02 379.42 445.3 420.9 362 353.8

NTU FAU 18 44 13.132 31.888 21.6 22.31

Total Dissolved Solids (mg/l)* 21591.2 21017.8 20604.7 20928.2 23298 21454

SST (mg/l) 18.94 34.5 26.5 39.3 81.7 33

Known pH --- 6.678 11.218 6.774 6.736 6.61 6.66

CO2 Dissolved in Brine (mg/l) 94 94 162.3 165 193 150

H2S Dissolved in Brine (mg/l) 0.28 0.44 0.42 0.78 0.3 0.5

Oxygen Dissolved (ppb) 4 4 0 0 0 0

Scale Inhibitor Concent. (ppm) - 51.91007 75.9 84.4 16.84 23.17

BWPD (BWPD) - 0.38 0.39

Temperature (°F) 106 99 102 101 93 97

Pressure (psia) 15 900 15 992 15 1450

Saturation Index SI -0.33 -0.58 -0.56 -0.70 -1.21 -0.97

Value PTB 0 0 NA NA NA NA

Tendency CORROSIVE CORROSIVE CORROSIVE CORROSIVE CORROSIVE CORROSIVE

Description NO SCALE NO SCALE NO SCALE NO SCALE NO SCALE NO SCALE

Tabla2.3 Datos de Build Up de la Arenisca TI

COMPLET DATE Q(BLS)

TOTAL

OIL

(BPPD)

WATER

(BAPD)

PROF

(ft)

Pr

(PSI)

Pwf

(PSI)

K

(md) DATUM API

AUC027:TI 28/05/1991 648 645 3 9805 9805 1748 731 9859 26

AUC027:TI 07/07/1991 675 619 56 9805 9805 1937 830 9859 26

AUC018:TI 01/05/1992 1155 879 276 9920 9920 2174 1813 9859 26

AUC012:TI 25/07/1992 448 189 259 9850 9850 1649 650 9859 28

AUC022:TI 09/11/1992 954 944 10 9950 9950 1568 1333 9859 29

AUC022:TI 04/06/1993 1206 1189 17 9936 9936 1508 1328 9859 29

AUC018:TI 15/07/1993 682 594 88 9768 9768 1943 1546 9859 26

AUC025:TI 22/02/1994 336 121 215 9860 9860 4936 266 9859 28

AUC013:TI 07/07/1995 472 272 200 9961 9961 1566 923 9859 28

AUC022:TI 09/08/1995 720 711 9 9990 9990 1483 1293 9859 29

AUC018:TI 31/08/1995 395 267 128 9933 9933 1948 1631 9859 26

AUC021:TI 08/09/1995 795 347 448 10085 10085 1566 1363 9859 24

AUC007:TI 11/09/1995 256 235 21 9861 9861 1332 1136 9859 28

AUC027:TI 16/12/1995 804 767 37 9873 9873 1375 1244 9859 26

AUC012:TI 20/12/1995 496 221 275 9717 9717 1182 784 9859 25

AUC027:TI 26/12/1995 1054 1012 42 9873 9873 1280 1138 9859 26

AUC022:TI 07/01/1996 642 632 10 9850 9850 1428 1202 9859 29

AUC027:TI 14/01/1996 604 588 16 9939 9939 1467 1418 9859 26

AUC043:TI 13/11/1996 508 391 117 9931 9931 1181 827 9859 21

AUC041:TI 29/01/1997 368 348 20 9142 9142 1104 1464 9859 27

AUC012:TI 10/08/1997 858 469 389 9717 9717 1405 945 9859 28

AUC021:TI 25/09/1997 1121 506 615 9771 9771 1525 1353 9859 24

AUC027:TI 11/03/1999 543 429 114 9912 9912 1632 1455 9859 26

AUC004:TI 21/11/1999 528 396 132 9991 9991 2846 1362 9859 29

AUC021:TI 22/06/2000 384 297 87 9774 9774 1883 1642 9859 24

AUC034:TI 26/09/2001 153 109 44 9731 9731 2010 1159 9859 26

AUC037:TI 14/06/2002 159 139 20 10125 10125 2044 131 9859 29

AUC040:TI 29/07/2002 375 372 3 9625 9625 1547 1188 9859 27

AUC049:TI 18/09/2002 920 552 368 9819 9819 1483 1308 9859 21

AUC021:TI 11/05/2003 781 552 229 9774 9774 1481 1266 9859 26

AUC055:TI 25/08/2004 112 98 14 9699 9699 2243 482 9859 25

AUC059D:TI 24/08/2008 624 587 37 10073 10073 1691 1515 9859 23

AUC057D:TI 18/09/2008 840 836 4 10118 10118 1643 1338 9859 29

AUC027:TI 07/12/2008 942 815 127 9912 9912 1725 1511 9859 25

AUC070D:TI 06/03/2009 528 517 11 10328 10328 2040 920 9859 23

AUC019B:TI 09/04/2010 430 361 69 9968 9968 1608 1067 9859 28

AUC099DST:TI 31/07/2010 576 570 6 10131 10131 1562 1499 9859 26

AUC098D:TI 11/09/2010 264 238 26 9835 9835 1672 624 9859 23

AUC021:TI 04/12/2010 948 250 698 9783 9783 1479 1313 9859 20

Tabla 2.4. Datos de Build Up de la Arenisca “UI”

COMPLET DATE Q(BLS)

TOTAL

OIL

(BPPD)

WATER

(BAPD)

PROF

(ft)

Pr

(PSI)

Pwf

(PSI)

K

(md) DATUM API

AUC028:UI 27/06/1991 1008 685 323 9616 1978 1481 9582 21

AUC031:UI 05/08/1991 751 743 8 9530 1753 1103 9582 21

AUC033:UI 26/02/1992 615 593 22 9521 1713 712 171 9582 24

AUC033:UI 17/06/1992 30 22 8 9700 1543 639 9582 24

AUC013:UI 04/07/1992 670 409 261 9750 1600 850 210 9582 24

AUC008:UI 08/07/1992 685 681 4 9700 1332 850 183 9582 23

AUC015:UI 12/08/1992 553 403 150 9650 2087 1534 106 9582 21

AUC018:UI 17/08/1992 428 327 101 9750 2074 1690 99 9582 26

AUC013:UI 02/05/1993 247 203 44 9750 1548 739 83 9582 24

AUS002:UI 05/05/1993 1200 624 576 9700 3765 1553 31 9582 19

AUC033:UI 22/05/1993 17 9 8 9750 1227 276 11 9582 24

AUC010:UI 01/06/1993 225 190 35 9751 1030 861 94 9582 23

AUC015:UI 20/06/1993 747 311 436 9680 2071 1503 62 9582 21

AUC018:UI 12/07/1993 713 526 187 9768 1888 1520 132 9582 26

AUC010:UI 31/07/1994 461 424 37 9715 1291 1117 174 9582 23

AUC042:UI 02/01/1995 576 484 92 9196 3355 639 179 9582 19

AUC014:UI 20/01/1995 1061 1011 50 9700 1383 1117 24 9582 21

AUC043:UI 16/04/1995 240 187 53 9682 1291 835 31 9582 19

AUC016:UI 22/08/1995 320 272 48 9700 1685 1109 87 9582 21

AUC015:UI 25/08/1995 1314 979 335 9637 1994 1388 132 9582 21

AUC018:UI 02/09/1995 675 318 357 9735 1740 1450 133 9582 26

AUC021:UI 06/09/1995 610 610 0 9709 3941 553 9582 24

AUC025:UI 30/10/1995 252 191 61 9571 1102 884 62 9582 21

AUC012:UI 22/12/1995 448 368 80 9592 1266 964 154 9582 20

AUC036:UI 09/01/1996 608 400 208 9594 1762 997 56 9582 26

AUC021:UI 27/01/1996 948 374 574 9771 1447 1291 146 9582 24

AUC041:UI 14/02/1996 254 65 189 9728 1311 1093 9582 19

AUC024:UI 04/06/1996 326 314 12 9233 1755 1325 140 9582 26

AUC014:UI 16/06/1996 960 564 396 9746 1419 1136 125 9582 21

AUC036:UI 23/07/1996 1686 116 1570 9594 4045 2878 29 9582 26

AUC030:UI 06/12/1996 564 560 4 8887 1262 929 1836 9582 21

AUS001:UI 05/02/1997 360 327 33 9701 3533 2142 286 9582 15

AUC015:UI 16/06/1997 1092 347 745 9699 2158 1583 63 9582 21

AUC041:UI 16/02/1998 338 247 91 9742 1304 1055 268 9582 19

AUC008:UI 16/11/1998 727 710 17 9705 1342 1114 307 9582 22

AUC015:UI 09/02/2000 782 276 506 9699 2277 1807 482 9582 21

AUS002:UI 17/02/2001 744 283 461 9714 3420 2036 22 9582 19

AUC046:UI 08/05/2001 1008 867 141 9677 2753 1867 159 9582 19

AUC043:UI 02/07/2001 451 429 22 9778 1290 308 38 9582 19

AUC034:UI 08/10/2001 85 85 0 9731 1162 247 130 9582 26

AUC028:UI 15/10/2001 449 444 5 9699 1522 1303 1478 9582 21

AUC009:UI 05/02/2002 2699 2503 196 9148 1102 902 569 9582 22

AUC050:UI 02/11/2002 480 202 278 9595 1542 560 356 9582 23

AUC031:UI 14/06/2005 336 319 17 9305 893 545 386 9582 21

AUC034:UI 19/11/2005 196 162 34 9731 1191 634 110 9582 26

AUC052:UI 29/12/2005 504 383 121 9658 2633 1863 115 9582 19

AUC050:UI 01/11/2007 331 323 8 8945 1210 298 194 9582 22

AUC062D:UI 03/01/2008 768 338 430 9870 2545 1923 349 9582 19

AUC024:UI 15/07/2008 344 330 14 9622 1565 884 422 9582 17

AUC015:UI 02/02/2009 660 264 396 9733 1768 1354 3217 9582 21

AUC075D:UI 29/03/2009 360 331 29 9686 1745 1542 148 9582 21

AUC067D:UI 15/04/2009 2136 127 2009 10015 1786 1319 42 9582 17

AUC073D:UI 16/04/2009 336 188 148 10660 1662 1527 780 9582 19

AUS004:UI 28/04/2009 576 409 167 9721 3091 1958 300 9582 19

AUC076D:UI 08/08/2009 384 134 250 10507 1531 1220 285 9582 16

AUC077D:UI 24/08/2009 312 75 237 10505 1452 1273 1024 9582 19

AUC073D:UI 27/12/2009 240 238 2 10661 1320 1085 156 9582 18

AUC005:UI 13/04/2010 154 149 5 9711 2135 733 9582 24

AUC006:UI 19/05/2010 497 461 36 9125 2829 328 156 9582 17

AUS006D:UI 19/05/2010 720 461 259 10005 2951 2328 156 9582 17

AUS003:UI 19/06/2010 1104 1049 55 9690 2911 1769 74 9582 19

AUC097D:UI 22/12/2010 887 812 75 10193 1646 1166 9582 21

AUC073D:UI 27/12/2009 240 238 2 10661 1320 1085 156 9582 18

AUC006:UI 19/05/2010 497 461 36 9125 2829 328 156 9582 17

AUS006D:UI 19/05/2010 720 461 259 10005 2951 2328 156 9582 17

AUS003:UI 19/06/2010 1104 1049 55 9690 2911 1769 74 9582 19

Tabla 2.5. Datos Petrofísicos de la Arenisca “TI”

COMPLET Ho(ft) VHS Φ(%) SW(%) Boi

(BY/BN) T(°F)

Pi

(PSI)

Pb

(PSI)

AUC001:TI 24.25 0.064 0.136 0.116 1.068 200 4213 478

AUC002:TI 10.00 0.093 0.146 0.183 1.068 200 4213 478

AUC003:TI 33.50 0.082 0.191 0.135 1.068 200 4213 478

AUC004:TI 12.00 0.150 0.117 0.348 1.068 200 4213 478

AUC005:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC006:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC007:TI 9.00 0.093 0.129 0.344 1.068 200 4213 478

AUC008:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC009:TI 3.50 0.197 0.134 0.252 1.068 200 4213 478

AUC010:TI 22.50 0.100 0.148 0.274 1.068 200 4213 478

AUC011:TI 36.50 0.152 0.162 0.172 1.068 200 4213 478

AUC012:TI 47.00 0.176 0.144 0.224 1.068 200 4213 478

AUC013:TI 26.50 0.066 0.205 0.177 1.068 200 4213 478

AUC014:TI 21.50 0.100 0.173 0.167 1.068 200 4213 478

AUC015:TI 39.50 0.095 0.176 0.164 1.068 200 4213 478

AUC016:TI 57.00 0.115 0.162 0.166 1.068 200 4213 478

AUC017:TI 13.50 0.098 0.157 0.170 1.068 200 4213 478

AUC018:TI 8.50 0.203 0.115 0.152 1.068 200 4213 478

AUC019B:TI 19.50 0.198 0.140 0.183 1.068 200 4213 478

AUC020:TI 20.00 0.133 0.107 0.181 1.068 200 4213 478

AUC021:TI 49.00 0.137 0.175 0.180 1.068 200 4213 478

AUC022:TI 54.00 0.275 0.155 0.174 1.068 200 4213 478

AUC023:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC024:TI 21.00 0.230 0.149 0.162 1.068 200 4213 478

AUC025:TI 11.00 0.317 0.116 0.167 1.068 200 4213 478

AUC026:TI 29.00 0.226 0.139 0.166 1.068 200 4213 478

AUC027:TI 29.00 0.104 0.194 0.151 1.068 200 4213 478

AUC028:TI 59.50 0.123 0.184 0.142 1.068 200 4213 478

AUC029:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC030:TI 55.50 0.186 0.168 0.196 1.068 200 4213 478

AUC031:TI 35.00 0.089 0.172 0.181 1.068 200 4213 478

AUC032:TI 2.50 0.092 0.171 0.177 1.068 200 4213 478

AUC033:TI 27.50 0.147 0.186 0.152 1.068 200 4213 478

AUC034:TI 2.50 0.139 0.159 0.364 1.068 200 4213 478

AUC035:TI 55.00 0.178 0.179 0.157 1.068 200 4213 478

AUC036:TI 38.00 0.105 0.167 0.159 1.068 200 4213 478

AUC037:TI 13.00 0.277 0.114 0.198 1.068 200 4213 478

AUC038:TI 10.00 0.211 0.139 0.214 1.068 200 4213 478

AUC039:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC040:TI 33.50 0.155 0.162 0.177 1.068 200 4213 478

AUC041:TI 59.50 0.146 0.162 0.166 1.068 200 4213 478

AUC042:TI 23.50 0.201 0.175 0.224 1.068 200 4213 478

AUC043:TI 15.00 0.274 0.155 0.262 1.068 200 4213 478

AUC044:TI 32.00 0.189 0.171 0.163 1.068 200 4213 478

AUC045:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC046:TI 8.00 0.168 0.126 0.321 1.068 200 4213 478

AUC047:TI 11.50 0.146 0.153 0.388 1.068 200 4213 478

AUC048:TI 11.00 0.214 0.130 0.195 1.068 200 4213 478

AUC049:TI 40.00 0.106 0.194 0.172 1.068 200 4213 478

AUC050:TI 13.50 0.128 0.174 0.228 1.068 200 4213 478

AUC051:TI 9.00 0.287 0.129 0.221 1.068 200 4213 478

AUC052:TI 10.00 0.095 0.148 0.189 1.068 200 4213 478

AUC053:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC055:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC057D:TI 51.00 0.157 0.159 0.166 1.068 200 4213 478

AUC059D:TI 55.60 0.191 0.180 0.109 1.068 200 4213 478

AUC060D:TI 3.50 0.240 0.138 0.484 1.068 200 4213 478

AUC061D:TI 7.00 0.216 0.141 0.319 1.068 200 4213 478

AUC062D:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC065D:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC067D:TI 4.00 0.096 0.161 0.453 1.068 200 4213 478

AUC074:TI 19.50 0.116 0.122 0.166 1.068 200 4213 478

AUC075D:TI 4.00 0.171 0.129 0.420 1.068 200 4213 478

AUC076D:TI 8.50 0.225 0.108 0.398 1.068 200 4213 478

AUC082D:TI 22.50 0.154 0.130 0.274 1.068 200 4213 478

AUC083D:TI 41.25 0.154 0.146 0.193 1.068 200 4213 478

AUC092D:TI 27.00 0.197 0.104 0.288 1.068 200 4213 478

AUC093D:TI 32.50 0.127 0.260 0.214 1.068 200 4213 478

AUC096D:TI 29.80 0.240 0.130 0.320 1.068 200 4213 478

AUC097D:TI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.068 200 4213 478

AUC098D:TI 93.75 0.198 0.157 0.108 1.068 200 4213 478

AUS001:TI 14.50 0.102 0.188 0.163 1.068 200 4213 478

AUS002:TI 7.50 0.166 0.129 0.216 1.068 200 4213 478

AUS003:TI 16.50 0.276 0.097 0.164 1.068 200 4213 478

AUS004:TI 19.50 0.175 0.158 0.184 1.068 200 4213 478

AUS005D:TI 43.25 0.141 0.159 0.242 1.068 200 4213 478

AUS006D:TI 33.75 0.213 0.110 0.168 1.068 200 4213 478

AUS007D:TI 28.50 0.115 0.106 0.192 1.068 200 4213 478

AUE001:TI 2.50 0.306 0.101 0.189 1.068 200 4213 478

AUC001ID:TI 10.50 0.157 0.168 0.445 1.068 200 4213 478

Tabla 2.6. Datos Petrofísicos de la Arenisca “UI”

COMPLET Ho(ft) VHS Φ(%) SW(%) Boi

(BY/BN) T(°F)

Pi

(PSI)

Pb

(PSI)

AUC001:UI 1.75 0.386 0.224 0.394 1.072 185 4141 880

AUC002:UI 28.50 0.201 0.152 0.178 1.072 185 4141 880

AUC003:UI 25.00 0.120 0.161 0.158 1.072 185 4141 880

AUC004:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880

AUC005:UI 13.50 0.248 0.120 0.289 1.072 185 4141 880

AUC006:UI 5.00 0.147 0.158 0.253 1.072 185 4141 880

AUC007:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880

AUC008:UI 17.50 0.133 0.181 0.210 1.072 185 4141 880

AUC009:UI 33.50 0.072 0.207 0.145 1.072 185 4141 880

AUC010:UI 31.00 0.184 0.144 0.163 1.072 185 4141 880

AUC011:UI 27.00 0.159 0.151 0.203 1.072 185 4141 880

AUC012:UI 20.00 0.146 0.193 0.182 1.072 185 4141 880

AUC013:UI 8.00 0.081 0.196 0.186 1.072 185 4141 880

AUC014:UI 53.50 0.154 0.153 0.228 1.072 185 4141 880

AUC015:UI 16.00 0.128 0.194 0.167 1.072 185 4141 880

AUC016:UI 11.00 0.126 0.160 0.143 1.072 185 4141 880

AUC017:UI 9.00 0.237 0.122 0.159 1.072 185 4141 880

AUC018:UI 47.50 0.168 0.157 0.123 1.072 185 4141 880

AUC019B:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880

AUC020:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880

AUC021:UI 19.00 0.191 0.158 0.161 1.072 185 4141 880

AUC022:UI 8.00 0.168 0.166 0.162 1.072 185 4141 880

AUC023:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880

AUC024:UI 25.00 0.203 0.190 0.135 1.072 185 4141 880

AUC025:UI 49.50 0.128 0.195 0.114 1.072 185 4141 880

AUC026:UI 25.50 0.144 0.190 0.123 1.072 185 4141 880

AUC027:UI 6.50 0.204 0.153 0.154 1.072 185 4141 880

AUC028:UI 48.00 0.128 0.178 0.119 1.072 185 4141 880

AUC029:UI 19.00 0.104 0.142 0.160 1.072 185 4141 880

AUC030:UI 9.50 0.106 0.179 0.137 1.072 185 4141 880

AUC032:UI 35.00 0.106 0.183 0.118 1.072 185 4141 880

AUC033:UI 12.50 0.189 0.193 0.144 1.072 185 4141 880

AUC034:UI 26.00 0.120 0.200 0.120 1.072 185 4141 880

AUC035:UI 4.00 0.326 0.147 0.249 1.072 185 4141 880

AUC036:UI 34.50 0.175 0.160 0.136 1.072 185 4141 880

AUC037:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880

AUC038:UI 16.50 0.235 0.144 0.139 1.072 185 4141 880

AUC040:UI 10.50 0.196 0.184 0.142 1.072 185 4141 880

AUC041:UI 25.50 0.218 0.180 0.165 1.072 185 4141 880

AUC042:UI 17.00 0.185 0.155 0.198 1.072 185 4141 880

AUC043:UI 22.00 0.154 0.181 0.183 1.072 185 4141 880

AUC044:UI 17.00 0.183 0.164 0.177 1.072 185 4141 880

AUC045:UI 2.00 0.548 0.092 0.184 1.072 185 4141 880

AUC046:UI 19.00 0.261 0.152 0.128 1.072 185 4141 880

AUC047:UI 28.00 0.119 0.164 0.155 1.072 185 4141 880

AUC048:UI 7.50 0.141 0.190 0.344 1.072 185 4141 880

AUC049:UI 6.50 0.143 0.156 0.147 1.072 185 4141 880

AUC050:UI 9.50 0.210 0.180 0.193 1.072 185 4141 880

AUC051:UI 28.00 0.197 0.171 0.172 1.072 185 4141 880

AUC052:UI 28.00 0.256 0.152 0.167 1.072 185 4141 880

AUC053:UI 19.50 0.220 0.140 0.175 1.072 185 4141 880

AUC055:UI 19.50 0.220 0.140 0.175 1.072 185 4141 880

AUC057D:UI 15.50 0.127 0.175 0.162 1.072 185 4141 880

AUC059D:UI 27.10 0.219 0.167 0.072 1.072 185 4141 880

AUC060D:UI 36.50 0.144 0.173 0.147 1.072 185 4141 880

AUC061D:UI 14.50 0.171 0.159 0.146 1.072 185 4141 880

AUC062D:UI 23.00 0.174 0.148 0.138 1.072 185 4141 880

AUC065D:UI 25.50 0.217 0.175 0.117 1.072 185 4141 880

AUC067D:UI 41.50 0.164 0.156 0.061 1.072 185 4141 880

AUC070D:UI 1.072 185 4141 880

AUC073D:UI 1.072 185 4141 880

AUC074:UI 8.50 0.169 0.136 0.179 1.072 185 4141 880

AUC075D:UI 39.50 0.176 0.163 0.172 1.072 185 4141 880

AUC076D:UI 32.50 0.143 0.165 0.091 1.072 185 4141 880

AUC082D:UI 17.00 0.204 0.154 0.133 1.072 185 4141 880

AUC083D:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880

AUC092D:UI 26.75 0.145 0.133 0.118 1.072 185 4141 880

AUC093D:UI 32.50 0.224 0.134 0.138 1.072 185 4141 880

AUC096D:UI 15.00 0.230 0.120 0.200 1.072 185 4141 880

AUC097D:UI 41.50 0.215 0.145 0.086 1.072 185 4141 880

AUC098D:UI 10.00 0.225 0.129 0.110 1.072 185 4141 880

AUS001:UI 25.50 0.207 0.158 0.201 1.072 185 4141 880

AUS002:UI 20.50 0.244 0.133 0.180 1.072 185 4141 880

AUS003:UI 18.00 0.293 0.134 0.166 1.072 185 4141 880

AUS004:UI 9.50 0.178 0.155 0.168 1.072 185 4141 880

AUS005D:UI 39.00 0.159 0.141 0.110 1.072 185 4141 880

AUS006D:UI 44.13 0.145 0.138 0.058 1.072 185 4141 880

AUS007D:UI 13.00 0.146 0.127 0.075 1.072 185 4141 880

AUE001:UI 0.00 0.000 0.000 0.000 1.072 185 4141 880

Tabla 2.7. Producción Anual de la Arenisca “UI”

FECHA ESTADO ARENA PRODUCCIÓN REAL

BFPD BPPD BAPD BSW API G.F

2009 PP UI 549 426 123 15 21 33

2010 PP UI 458 384 74 22 22 21

2011 PP UI 368 307 61 17 21 22

Tabla 2.8. Producción Anual de la Arenisca “TI”

FECHA ESTADO ARENA PRODUCCIÓN REAL

BFPD BPPD BAPD BSW API G.F

2009 PP TI 1208 1068 140 15 25 135

2010 PP TI 798 630 168 25 25 144

2011 PP TI 942 733 209 18 25 172

Tabla 2.9. Presión de Reservorio Después de la Inyección de Agua

COMPLET. DATE DIAS DIAS ACUM. Pr(PSI)

AUC027:TI 28/05/1991 1.00 1.00 1803

AUC027:TI 07/07/1991 39.00 40.00 1992

AUC018:TI 01/05/1992 294.00 334.00 2231

AUC012:TI 25/07/1992 84.00 418.00 1691

AUC022:TI 09/11/1992 104.00 522.00 1595

AUC022:TI 04/06/1993 205.00 727.00 1540

AUC018:TI 15/07/1993 41.00 768.00 2059

AUC025:TI 22/02/1994 217.00 985.00

AUC013:TI 07/07/1995 495.00 1480.00 1595

AUC022:TI 09/08/1995 32.00 1512.00 1494

AUC018:TI 31/08/1995 22.00 1534.00 2000

AUC021:TI 08/09/1995 8.00 1542.00 1546

AUC007:TI 11/09/1995 3.00 1545.00 1351

AUC027:TI 16/12/1995 95.00 1640.00 1404

AUC012:TI 20/12/1995 4.00 1644.00 1280

AUC027:TI 26/12/1995 6.00 1650.00 1309

AUC022:TI 07/01/1996 11.00 1661.00 1493

AUC027:TI 14/01/1996 7.00 1668.00 1470

AUC043:TI 13/11/1996 299.00 1967.00 1220

AUC041:TI 29/01/1997 76.00 2043.00 1432

AUS001:TI 01/02/1997 2.00 2045.00

AUC012:TI 10/08/1997 189.00 2234.00 1501

AUC021:TI 25/09/1997 45.00 2279.00 1635

AUC027:TI 11/03/1999 526.00 2805.00 1646

AUC004:TI 21/11/1999 250.00 3055.00

AUC021:TI 22/06/2000 211.00 3266.00 1989

AUC034:TI 26/09/2001 454.00 3720.00 2118

AUC037:TI 14/06/2002 258.00 3978.00 2037

AUC040:TI 29/07/2002 45.00 4023.00 1694

AUC049:TI 18/09/2002 49.00 4072.00 1539

AUC021:TI 11/05/2003 233.00 4305.00 1587

AUC055:TI 25/08/2004 464.00 4769.00 2360

AUC059D:TI 24/08/2008 1439.00 6208.00 1804

AUC057D:TI 18/09/2008 24.00 6232.00 1716

AUC027:TI 07/12/2008 79.00 6311.00 1739

AUC070D:TI 06/03/2009 89.00 6400.00 2110

AUC019B:TI 09/04/2010 393.00 6793.00 1604

AUC099DST:TI 31/07/2010 112.00 6905.00 1632

AUC098D:TI 11/09/2010 41.00 6946.00 1703

AUC021:TI 04/12/2010 83.00 7029.00 1587

INICIO 1 1676

FINAL 4769 1676

INICIO 6208 1737

FINAL 7029 1737

Rendimiento Global de Químicos y Costos

Tabla 2.10. CHAMPION POZOS 2010

QUIMICO COSTOS

PROPUESTO OBTENIDOS

ANTIESCALA 111161.89 106614.42

ANTICORROSIVO 100473.09 114903.36

TOTAL 211634.98 221517.78

DIFERENCIA -9882.80

Tabla 2.11. CHAMPION POZOS 2011

QUIMICO COSTOS

PROPUESTO OBTENIDOS

ANTIESCALA 9957.85 14298.57

ANTICORROSIVO 9655.37 10181.67

TOTAL 19613.22 24480.24

DIFERENCIA -4867.02

Tabla .2.12 Agua de Formación 2009 – 2010

AÑO PH ºT TURBIDEZ

(NTU)

STS

(ppm)

D. Total

(ppm)

Fe

(ppm)

Sulfatos

(ppm)

Cloruros

(ppm)

2009 6.59 31.9 9.00 11.3 2826 6.5 10.8 19568

2010 6.58 34.2 7.88 8 1853 4.9 7.8 14699

Tabla 2.13. Agua de Río 2009-2010

AÑO PH ºT TURBIDEZ

(NTU)

STS

(ppm)

D. Total

(ppm)

Fe

(ppm)

Alcalinidad

(ppm)

Sulfatos

(ppm)

2009 5.81 25.7 3.24 2.8 18.4 0.5 14.3 2

2010 6.03 30.9 3.46 2.9 26.2 1.8 34.9 5.7

Tabla 2.14. Pozos Reinyectores e Inyectores del Campo Auca

POZOS REINYECTORES E INYECTORES CAMPO AUCA

CAMPOS PRODUCCION POZOS ARENA

PSI

CABEZA UNIDADES CAPACIDAD

YUCA 8890 YUCA 05 REINY " HI" 1500 1 7000

YUCA 06 REINY " HI" 2100 2 12000

11180 CONACO 05 REINY " HI" 1600 1 12000

CONONACO CONACO12 REINY " HI" 1700 2 12000

CONACO 02 REINY " HI" Espera tendido de línea de flujo

YULEBRA 2800 YULEBRA 01 REINY " HI" 1200 1 7000

YULEBRA 06 REINY TIYUYACO 1100 2 7000

AUCA

CENTRAL 5950

AUCA 55 REINY TIYUYACO 2500 3 12000

AUCA SUR 8500

AUCA 17 REINY 01 TIYUYACO 1250 2 4500

AUCA 13 REIY " HS " 900 2 9500 Y 4500

AUCA 01 INYC NAPO U Espera tendido de línea de flujo

AUCA 04 INYC NAPO U 55 5 5000 BLS

AUCA 12 INYC NAPO T 55

Tabla 2.15. Equipos Instalados en las Estación de Producción Auca Sur.

SECCIÓN CANT. DESCRIPCIÓN

CAPACIDAD

POTENCIA

FA

CIL

IDA

DE

S

D

E

P

RO

DU

CC

IÓN

6 Baterías de manifolds 28 POZOS

1 Tanque/diluyente 2000 bls.

1 Tanque de lavado 50000 bls.

1 Tanque de surgencia 15000 bls.

1 Separador de prueba 6000 bls.

1 Separador de prueba 10000 bls.

1 Separador de producción 20000 bls.



2 Bombas para ACT Durco Mark

6 Compresores de aire eléctrico y diesel Durco Mark

7 Bombas de químico 1/4 HP

1 Compresor captación de gas 360 HP

1 Bota de gas

1 Calentador de agua artesanal

1 Calentador de agua automático

3 Mecheros de tiro natural

LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL 7 Unidades Power Oil Auca-Sur 597 HP

BOMBAS DE

TRANSFERENCIA

2 Diluyente 320 HP

2 Bombas booster 50 HP

2 Transferencia 100 HP

Tabla 2.16. Equipos Instalados en Auca–17 Reinyector.

ESTACIÓN AUCA–17

QUÍMICO NOMBRE CONCENTRACIÓN (ppm)

Inhibidor de Incrustación MX-505 15

Inhibidor de Corrosión P-107 9

Detergente DT-274 6

Bactericida BAC-95 11

Bactericida BAC-98 30-50


CAPACIDAD

POTENCIA

FA

CIL

IDA

DE

S D

E

PR

OD

UC

CIÓ

N

1 Compresor de aire

1 Compresor de aire

1 Bomba de químico 1/4 HP

2 Tanques de almacenamiento 500 bls.

1 Tanques empernado 2000bls.

REINYECCIÓN DE AGUA

2 Bombas booster 30 HP

3 Bombas horizontales 250 HP

Tabla2.17. Equipos instalados en la Mini Estación Auca Sur 01.


CAPACIDAD

POTENCIA

FA

CIL

IDA

DE

S

DE

PR

OD

UC

CIO

N 1 Tanque de prueba 300 bls.

1 Tanque de prueba 600 bls.

1 Tanque empernado 1500 bls.

2 Bombas de químico 1/4 HP

1 Batería de manifolds 5 POZOS

2 Botas de gas

2 Mecheros de tiro natural

BOMBAS DE

TRANSFERENCIA

2 Bomba de Transferencia 126 GPM

1 Bomba Booster

Tabla 2.18. Estado de Tanques de Campo Auca.

TANQUE ESTACIÓN TIPO CAP. BLS ESTADO OBSERVACIONES

LAVADO

AUCA

CENTRAL

CÓNICO

FIJO 37800 REGULAR

Actualizar mediciones de espesores

en el techo y en el primer anillo. Los

últimos valores se muestran

constantes por lo que se encuentran

en buenas condiciones. Ultima

reparación 28-10-2002

REPOSO

AUCA

CENTRAL

CÓNICO

FIJO 28650 BUENO

Tanque Reparado. Existía 100% de

corrosión en el techo por lo que

requería cambio completo del mismo

y además se determinó el cambio del

último anillo. Se inició reparación el

17-08-2004 y termina el 23-12-2004.

Entra en operación el 27-03-2005.

OLEODUCTO

AUCA

CENTRAL

TECHO

FLOTANTE 106483 BUENO

Se requiere dar mantenimiento a la

pintura del techo, de acuerdo al

informe de Inspección Técnica del

15-12-2001. Ultima reparación 10-

01-2000

LAVADO AUCA SUR

CÓNICO

FIJO 50000 MALO

Existen algunos espesores muy bajos

cerca del límite de retiro en algunas

planchas del primer y segundo

anillo. Existe una fuga por el piso.

Se recomienda que entre en

reparación urgente para evitar

complicaciones futuras. Última

reparación 29-03-2001.

REPOSO AUCA SUR

CÓNICO

FIJO 15000 BUENO

Tanque Reparado. Tanque

presentaba corrosión severa en los

dos primeros anillos. Se inicia

reparación el 5-01-2003 y finaliza el

29-05-2003. Entra en operación el 25

-06-2003

EMPERNADO

AUCA SUR-

01

CÓNICO

FIJO 1500 BUENO

Tanque nuevo, entra en operación el

2-03-2004. Realizar medición de

espesores.

PULIDO

EMPERNADO AUCA 17

CÓNICO

FIJO 2000 REGULAR

Actualizar medición de espesores.

No se lo ha reparado todavía.

PULIDO AUCA 17 CÓNICO 500 REGULAR


Última reparación 10-10-2003.

PULIDO AUCA 17 CÓNICO 300 REGULAR


Última reparación 06-05-2002.

Tabla 2.19 Estado de Separadores en el Campo Auca

ESTACIÓN SERVICIO No.

CAPACIDAD

OBSERVACIONES (BFPD)

CENTRAL PRUEBA 1 10000

Los valores de espesores se encuentran en

rangos tolerables de operación. OK.

CENTRAL PRODUCCIÓN 2 20000

Todos los espesores se encuentran dentro

de los rangos de operación. OK.

CENTRAL PRODUCCIÓN 3 20000

Según las mediciones de espesores, existen

bajos espesores de desgaste. OK

SUR PRUEBA 1 10000

Se debe programar la reparación del fondo

y revisar el casquete del lado norte. OK.

SUR PRUEBA 2 10000

Se realizó reparación de casquete.

Actualizar medición de espesores en el

recipiente.

SUR PRODUCCIÓN 1 25000

Los espesores de la tapa se encuentran

cerca del límite de retiro. Se debe

programar una reparación del recipiente.


Los espesores en el recipiente se

encuentran dentro de rangos tolerables de

operación. OK.


Los espesores medidos no son bajos. Este

separador fue traído de Auca Central.

Tabla 2.20 Inyección de químicos, Estación Auca Central.

ESTACIÓN AUCA CENTRAL

LUGAR

QUIMICOS (gpd: galones por día) Punto de

Inyección

Bombas de

Inyección Dem. AE AP IC IE

Separadores 10 4 5 Entrada Sep. 2

Power Oil 25 3 2 Succión Boosters 2

Auca-02

1 Línea de Flujo

1 1 Recirculación

Auca-04 4 Recirculación 1

Auca-11 EWO Recirculación 1

Auca-40 4 Recirculación 1

Auca-26 1 Línea de Flujo 1

Total 36 4 13 5 2

Fuente: Departamento Corrosión Auca.

Tabla 2.21. Inyección de químicos, Estación Auca Sur.

ESTACIÓN AUCA SUR

LUGAR

QUIMICOS (gpd: galones por día) Punto de

Inyección

Bombas de

Inyección Dem AE AP IC IE

Separadores 12 5 12 Entrada Sep. 3

Power Oil 40 12 8 3 Succión Boosters 3

Auca Sur 01

2 Manifold

2

2 Transferencia

Auca Sur 03 2 Entrada a la bota

Auca Sur 02 1 Recirculación 1

Auca Sur 04

1 Capilar

1 2 Recirculación

Total 58 5 24 10 5

Fuente: Departamento Corrosión Auca.

Descripción:

Dem: Demulsificante

AE: Antiespumante

AP: Antiparafínico

IC: Inhibidor de Corrosión

IE: Inhibidor de escala.

ANEXOS

Fig. 2.1 - Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente

Figura 2.2 Mapa Estructural (Napo U, T)

Figura 2.3 Modelo de simulación al final de junio 2001, incluye pozos.

Figura 2.4 Mapa de Pozos del Campo Auca-Auca Sur

Figura 2.5 Mapa de burbuja de la Producción Acumulada de Petróleo

Date:01/03/2011

9923186 9923186

9925186 9925186

9927186 9927186

289255

289255

291255

291255

AUC001

AUC001AUC001

AUC001AUC001

AUC001R

AUC001AUC001


0 23207662 46415324

Figura 2.6 Mapa de burbuja de Acumulado de Gas

Date:01/03/2011

9923483 9923483

9925483 9925483

289751

289751

291751

291751

AUC001

AUC001AUC001

AUC001AUC001

AUC001R

AUC001AUC001

Acumulado Gas ( MMcf )

0 3 6

Figura 2.7 Mapa de burbuja del Corte de Agua

Date:01/03/2011

9923112 9923112

9925112 9925112

289730

289730

291730

291730

AUC001

AUC001AUC001

AUC001AUC001AUC001AUC001

Water.cumcut ( % )

0 29 57

Figura 2.8 Mapa de burbuja de Acumulado de Agua

Date:01/03/2011

9923153 9923153

9925153 9925153

9927153 9927153

289189

289189

291189

291189

AUC001AUC001AUC001

AUC001AUC001

AUC001R

AUC001AUC001

Acumulado agua ( bbl )

0 13701182 27402364

Figura 2.9 Mapa de Ubicación de los pozos Inyectores

Figura 2.10 Mapa de Contorno de Acumulado de Petróleo

9918016 9918016

9920016 9920016

9922016 9922016

9924016 9924016

9926016 9926016

9928016 9928016

289205

289205

291205

291205

293205

293205

AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001

AUC001IAUC001IAUC001IAUC001IAUC001I

AUC001R




AUC009AUC009AUC009AUC009AUC009AUC009AUC009AUC009


AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012IAUC012IAUC012IAUC012IAUC012I

AUC013AUC013AUC013AUC013AUC013AUC013AUC013AUC013AUC013R






AUC019AUC019AUC019AUC019AUC019AUC019AUC019AUC019BAUC019BAUC019BAUC019BAUC019BAUC019BAUC019B



AUC022AUC022AUC022AUC022AUC022AUC022AUC022















AUC041AUC041AUC041AUC041AUC041AUC041AUC041AUC041IAUC041IAUC041IAUC041IAUC041I AUC042AUC042AUC042AUC042AUC042AUC042AUC042









AUC055AUC055AUC055AUC055AUC055AUC055AUC055AUC055R

AUC057DAUC057DAUC057DAUC057DAUC057DAUC057DAUC057D









AUC098DAUC098DAUC098DAUC098DAUC098DAUC098DAUC098DAUC099DAUC099DAUC099DAUC099DAUC099DAUC099DAUC099D

AUC099DSTAUC099DSTAUC099DSTAUC099DSTAUC099DSTAUC099DSTAUC099DST

AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001

Date:01/03/2011


0.00 5806851.0011613702.00

Figura 2.11 Mapa de Contorno de Acumulado de Agua

9916767 9916767

9918767 9918767

9920767 9920767

9922767 9922767

9924767 9924767

9926767 9926767

288155

288155

290155

290155

292155

292155

294155

294155



AUC001R






AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012IAUC012IAUC012IAUC012IAUC012I














































AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001AUE001

Date:01/03/2011


0.00 2347578.50 4695157.00

Figura 2.12 Mapa de Contorno de Acumulado de Gas

9919154 9919154

9921154 9921154

9923154 9923154

9925154 9925154

9927154 9927154

9929154 9929154

288512

288512

290512

290512

292512

292512

294512

294512

AUC001

AUC001AUC001AUC001AUC001AUC001

AUC001R

AUC001AUC001

Date:01/03/2011


0.00 3.43 6.87

Figura 2.13 Mapa de Contorno de Acumulado de Agua

9921004 9921004

9923004 9923004

9925004 9925004

9927004 9927004

9929004 9929004

288049

288049

290049

290049

292049

292049

294049

294049

AUC001


AUC001R

AUC001AUC001

Date:01/03/2011


0.00 15928896.0031857792.00

Figura 2.14 Mapa de Contorno de WOR

9918854 9918854

9920854 9920854

9922854 9922854

9924854 9924854

9926854 9926854

9928854 9928854

288032

288032

290032

290032

292032

292032

294032

294032



AUC001R









AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012AUC012IAUC012IAUC012IAUC012IAUC012I












































Date:01/03/2011

WOR ( bbl/bbl )

0.00 9.50 19.00

Figura 2.15 Mapa de Contorno de Acumulado de Petróleo

9918423 9918423

9920423 9920423

9922423 9922423

9924423 9924423

9926423 9926423

9928423 9928423

288524

288524

290524

290524

292524

292524

294524

294524

AUC001


AUC001R

AUC001AUC001

Date:01/03/2011


0.00 23207662.0046415324.00

Figura 2.16 Mapa de Contorno de Acumulado de Gas

9918660 9918660

9920660 9920660

9922660 9922660

9924660 9924660

9926660 9926660

9928660 9928660

288219

288219

290219

290219

292219

292219

294219

294219

AUC001


AUC001R

AUC001AUC001

Date:01/03/2011


0.00 3.43 6.87

Figura 2.17 Mapa de Contorno de WOR

9923143 9923143

9925143 9925143

9927143 9927143

289203

289203

291203

291203

293203

293203

AUC001AUC001AUC001

AUC001AUC001

AUC001R

AUC001AUC001

Date:01/03/2011

WOR ( bbl/bbl )

0.00 6.26 12.51

Figura 2.18 Mapa de Contorno de Corte de Agua

9923381 9923381

9925381 9925381

9927381 9927381

289543

289543

291543

291543

AUC001AUC001AUC001

AUC001AUC001

AUC001R

AUC001AUC001

Date:01/03/2011

Water.cumcut ( % )

0.00 28.73 57.46

Figura 2.19 Mapa de Elevación de Acumulado de Petróleo


0.00 39732696.0079465392.00

Date:01/03/2011


0.00 39732696.0079465392.00

Figura 2.20 Mapa de Elevación de Acumulado de Agua


0.00 15928896.0031857792.00

Date:01/03/2011


0.00 15928896.0031857792.00

Figura 2.21 Mapa de Elevación de Acumulado de Gas


0.00 3.43 6.87

Date:01/03/2011


0.00 3.43 6.87

Figura 2.22 Mapa de Elevación de WOR

WOR ( bbl/bbl )

0.00 6.26 12.51

Date:01/03/2011

WOR ( bbl/bbl )

0.00 6.26 12.51

Figura 2.23 Mapa de Elevación de Corte de Agua

Water.cumcut ( % )

0.00 28.73 57.46

Date:01/03/2011

Water.cumcut ( % )

0.00 28.73 57.46

Fig2.24. Filtro de Cascara de Nuez para el Agua de Formación.

Fig2.25. Filtros para Agua de Río.

Fig2.26. Tanque de Almacenamiento de Químicos

Fig2.27. Bomba de Transferencia de Agua de Río.

Fig. 2.28. Captación de Agua de Río.

Fig.2.29. Hidrocelda (Unidad de Flotación) para Agua de Formación.

Fig.2.30.Tanque de Almacenamiento de Agua de Formación Tratada

Fig.2.31. Bombas de Recirculación

Fig.2.32 Pozo No. 04 de Inyector de Agua

GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS

A

Acuífero.- Una zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo

presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero necesitará estar

formado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa

impermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas.

Agua de formación.- Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo y el

gas en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes concentraciones

de sales minerales.

B

BS y W.- Abreviatura de “Basic sediment and Water”, que se antepone al

indicar el porcentaje de materiales extraños y agua que se producen con el

petróleo y que deben ser separados del mismo antes de su entrega en el punto de

venta.

Bioturbación.- Aspecto más o menos caótico de un sedimento motivado por la

removilización en él provocada por organismos vivos.

C

Corrosión.- Alteración física, generalmente deterioro o destrucción de un metal,

provocada por una acción química o electroquímica. Por contraste, la erosión es

causada por una acción mecánica.

Crudo.- Mezcla de petróleo, gas, agua y sedimentos, tal como sale de las

formaciones productoras a superficie.

Diagénesis.- Proceso que implica cambios físico-químicos en un depósito

sedimentario que lo convierte en una roca consolidada

D

Daño de pared (skin damage).- Es la disminución de la permeabilidad en las

paredes del pozo de la formación productora y sus proximidades. Este daño se

produce por diferentes razones: Invasión del filtrado del lodo de perforación,

depósito de arcillas, precipitación de carbonatos, formación de emulsiones,

crecimiento de bacterias, depósitos de parafina, incremento del agua connata,

etc. El daño de pared disminuye la capacidad de flujo del pozo.

Declinación de la producción de un yacimiento.- Es la disminución anual de la

producción expresada en porcentaje, que experimenta un yacimiento. Se la

obtienen dividiendo la tasa de producción de fin de año para la producción a

comienzos de año.

Declinación exponencial.- La tasa de producción de petróleo de un pozo, tiene

declinación exponencial, cuando está dada por la siguiente expresión:

Qt = Qi * e-DT

donde:

Qt = Tasa de producción en cualquier instante t (bbl/d)

Qi = Tasa de producción inicial (bbl/d)

e = Base de los logaritmos neperianos (c = 2.7182)

D = Factor constante de declinación anual de la producción expresado en

fracción.

t = Tiempo en años.

Depreciación.- Es la pérdida de valor de un bien por el uso u obsolescencia.

Drenaje.- Proceso en donde la fase no-mojante va aumentando su saturación en

el sistema con el tiempo. Este es un proceso forzado. Es el movimiento de

petróleo y gas en un yacimiento debido al gradiente de presión que existe entre

el yacimiento y los pozos productores.

E

Eficiencia de flujo.- Es la tasa de producción real de un pozo dividida para la

tasa de producción sin considerar daño ni estimulación al pozo.

Emulsión.- Mezcla de petróleo y agua.

F

Factor de daño (DR).- Es el factor que resulta al dividir la producción real del

pozo para su producción teórica. La producción teórica refleja la producción sin

daño ni mejora (estimulación) al reservorio.

Factor de recuperación de petróleo.- Es el porcentaje de petróleo producido

con respecto al volumen de petróleo original en sitio.

Factor de recuperación primaria de petróleo.- Es el factor de recuperación de

petróleo producido gracias al empuje natural del reservorio. Este factor varía

considerablemente de un reservorio a otro ya que depende del tipo de petróleo,

mecanismo natural de producción del yacimiento y de las características

petrofísicas de la formación productora.

Falla.- Una estructura geológica que consiste de una fractura en la roca, a lo

largo de la cual ha habido un perceptible deslizamiento.

Fluido.- Sustancia que fluye y que se deforma ante cualquier fuerza que tienda a

cambiar su forma. Los líquidos y gases son fluidos.

Formación.- La formación es la unidad formación fundamental de la

clasificación litoestratigráfica; tiene rango intermedio en la jerarquía de las

unidades litoestratigráficas y es la única unidad formal empleada para dividir

completamente a toda la columna estratigráfica en todo el mundo en unidades

nombradas, sobre la base de su naturaleza litoestratigráfica.

G

Gas asociado.- Gas natural que se encuentra en los yacimientos petroleros y

cuya composición es variable.

Gas en solución.- Gas natural disuelto en el crudo dentro del yacimiento.

Gas natural.- Gas compuesto por hidrocarburos livianos y que se encuentra en

estado natural solo o asociado al petróleo. Mezcla de hidrocarburos que se

encuentra en la naturaleza en estado gaseoso, por sí sola o asociada con el

petróleo, y que permanece así a condiciones normales de temperatura y presión.

Se emplea como combustible doméstico, industrial, en la generación de

electricidad y como insumo industrial en petroquímica. En su composición

prevalece el metano, aunque también incluye etano y otros hidrocarburos de la

cadena parafínica más pesados y en menor proporción. También puede contener

otros componentes como el nitrógeno, el sulfuro de hidrógeno, el helio, el

dióxido de carbono, agua, etc.

Gasto de operación.- Son los costos que se atribuyen a un proyecto, operación o

unidad específica.

Glauconita.- Es un mineral del grupo de los silicatos, subgrupo

filosilicatos y dentro de ellos pertenece a las micas. Es un hidroxi-silicato

con numerosos iones metálicos, dando muchas variedades, hasta el punto

de que más que un mineral la glauconita casi es considerada como grupo

http://es.wikipedia.org/wiki/Mineral

http://es.wikipedia.org/wiki/Silicato

http://es.wikipedia.org/wiki/Filosilicato

http://es.wikipedia.org/wiki/Mica

de minerales. Normalmente se encuentra en forma de agregados

redondeados, con partículas escamosas, como todas las micas, pero de

grano muy fino.

I

Imbibición: Es el proceso inverso al drenaje y en este la fase mojante

incrementa su saturación en el sistema con el tiempo. Este es un proceso

espontáneo.

Inyección de agua.- Método de recuperación secundaria para elevar la presión

del yacimiento a fin de incrementar la recuperación de hidrocarburos; así como

para la disposición de fluidos residuales a formaciones del subsuelo por medio

de pozos no productivos; muchas veces referido como reinyección de agua. Es

un proceso que se lleva a cabo por medio de una planta la cual inyecta el agua a

través de un pozo hacia la formación. Esta agua antes de ser inyectada debe ser

tratada para eliminar el oxígeno en suspensión y las bacterias anaeróbicas, las

cuales van a actuar como elementos corrosivos que van a afectar a las tuberías y

a los diferentes equipos que componen dicha planta. Para eliminar el oxígeno

presente en el agua, es necesario pasar ésta por una torre de aireación y las

bacterias anaeróbicas, las cuales van a actuar como elementos corrosivos que

van a afectar a las tuberías y a los diferentes, equipos que componen dicha

planta. Luego de todo este proceso, el agua es inyectada por una bomba a través

de un pozo hasta la formación. Esta presión de inyección debe ser mayor que la

presión interna del yacimiento para que el agua pueda arrastrar el petróleo

adherido a las rocas porosas permeables, hacia los pozos que pertenecen a ese

yacimiento para que el agua pueda arrastrar el petróleo. Este proceso se utiliza

en los yacimientos donde la relación Gas Petróleo es alta, es decir, que la

producción de gas es mayor que la del petróleo.

P

Petróleo mediano.- Es aquel cuyo API está entre 20 y 30º

Petróleo original en sitio (POES).- Es el volumen de petróleo que existe en un

yacimiento al inicio de la explotación.

Petróleo en Sitio.- Es el volumen de petróleo que existe en un yacimiento en

cualquier instante.

Petróleo móvil (Movable oil).- Es el petróleo que puede ser producido de un

yacimiento sin importar la economía de la operación (reservas-físicas). En teoría

el petróleo móvil sería iguales a las reservas cuando la tasa de abandono es cero.

Pozo fluyente.- Es aquel que produce sin necesidad de levantamiento artificial.

En este caso se dice que el pozo produce por flujo natural.

Pozo de desarrollo.- Es el pozo que ha sido perforado en un yacimiento que ha

sido razonablemente bien delineado o delimitado. Los pozos de desarrollo tienen

por objeto drenar eficientemente un área y presentan un riesgo muy pequeño.

Pozo inyector.- Aquel que se perfora o acondiciona para inyectar un fluido a fin

de confinarlo o para implementar procesos de recuperación mejorada de

hidrocarburos.

Presión Umbral.- Es la mínima diferencia de presión necesaria para poder

introducir fase no-mojante al sistema.

R

Reacondicionamiento de pozos.- (WORKOVERS) Son trabajos destinados a

mejorar la producción de un pozo. Pueden ser trabajos de reparación de un pozo

o trabajos de formación, tales como estimulaciones, acidificaciones,

fracturamientos, etc.

Recuperación mejorada EOR (Enhanced Oil Recovery).- Técnicas aplicadas

a los Reservorios para aumentar la recuperación final de sus Hidrocarburos. La

recuperación de petróleo de un yacimiento utilizando otros medios aparte de la

presión natural del yacimiento. Esto puede ser incrementando la presión

(recuperación secundaria), o por calentamiento, o incrementando el tamaño de

los poros en el yacimiento (recuperación terciaria).

Recuperación primaria (Primary recovery).- La recuperación de petróleo y

gas de un yacimiento empleando sólo la presión natural del yacimiento para

forzar la salida del aceite o gas.

Recuperación secundaria (Secondary recovery).- Técnica de Recuperación

Mejorada que consiste en la inyección de agua o gas a un Reservorio con el

objeto de mantener su energía (presión) e incrementar la recuperación final de

Hidrocarburos.

Relación Agua Petróleo.- Llamado también corte de agua fw, es el porcentaje

de agua que existe en un flujo de agua y petróleo y que viene dado por la

siguiente expresión:

Fw = qw / (qw + qo)

Donde:

qw = Producción de agua

qo = Producción de petróleo

Reservas: Consisten en el volumen estimado de petróleo crudo, gas natural,

gases líquidos naturales, y otras sustancias asociadas que se consideren

comercialmente recuperables de acumulaciones conocidas conforme a

información previa, bajo condiciones económicas existentes, prácticas

operativas establecidas, y bajo leyes y regulaciones en vigencia en ese momento.

La información necesaria para la determinación estimada de dichas reservas se

obtiene de interpretaciones geológicas y/o datos de ingeniería disponibles al

momento de dicha estimación.

Reservas Primarias o Convencionales.- Son las reservas que son producidas

por el mecanismo de empuje natural de los yacimientos y que pueden incluir

levantamiento artificial en los pozos.

Reservas no primarias o no convencionales.- Son las reservas que son

proporcionadas mediante las técnicas de recuperación mejorada.

Reservas posibles.- Estimado de reservas de petróleo o gas en base a datos

geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas.

Reservas probables.- Estimado de las reservas de petróleo y/o gas con base en

estructuras penetradas, pero requiriendo confirmación más avanzada para

clasificarlas como reservas probadas.

Reservas probadas.- La cantidad de petróleo y gas que se estima recuperable de

campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes.

Reservas recuperables.- La proporción de hidrocarburos que se puede

recuperar de un yacimiento empleando técnicas existentes.

Riesgo de una inversión: Es la probabilidad de que no se obtenga la tasa de

rendimiento prevista por los inversionistas y el Estado.

S

Saturación crítica de petróleo.- Es la saturación mínima del petróleo en un

reservorio a la cual comienza a fluir y su valor es alrededor del 15%.

Sedimentos básicos y agua (BS&W).- Están constituidos por las impurezas

sólidas y el agua que acompañan al petróleo crudo producido. La mayor parte de

estos sedimentos y agua deben ser separados del petróleo antes de que este sea

transportado. El porcentaje máximo que se acepta antes de ser bombeado es

generalmente del 1%.

Separación instantánea de los hidrocarburos (flash).- Efecto de separar el gas

del petróleo en determinadas condiciones de presión y temperatura.

T

Técnicas de recuperación mejorada de petróleo (Enhanced Oil Recovery)

EOR.- Son las técnicas que consisten en suministrar energía a un yacimiento y/o

en alterar las propiedades físico-químicas de los fluidos contenidos en él, con el

fin de obtener más producción y reservas, para incrementar el factor de recobro

de petróleo sobre el factor de recuperación primaria. Entre estas técnicas

tenemos la inyección de agua, la combustión in-situ, la inyección de gas, la

inyección de polímeros, la inyección de vapor etc.

V

Viscosidad.- resistencia de los líquidos al flujo, la cual se mide en Segundos

Saybolt Universales (SSU), en poise y centipoise o en grados Engler.

Y

Yacimiento.- Acumulación de petróleo y/o gas en roca porosa tal como

arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (petróleo,

gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades

variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el

aceite la parte intermedia y el agua la parte inferior.

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