TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA DE...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

TEMA:

“ESTUDIO DE UN CAMPO DE LA CUENCA ORIENTE

ECUATORIANA Y PROPUESTA PARA SU DESARROLLO

CON BASE A UN MODELO DE SIMULACIÓN DINÁMICO”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERA DE PETRÓLEOS

MARÍA FERNANDA POZO NAVAS

DIRECTOR: ING. VINICIO MELO

Quito, Ecuador 2014

i

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

ii

DECLARACIÓN

Yo MARÍA FERNANDA POZO NAVAS, declaro que el trabajo aquí descrito

es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado

o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

_________________________

María Fernanda Pozo Navas

C.I. 1722882626

iii

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Estudio de un campo

de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y propuesta para su desarrollo con

base a un modelo de simulación dinámico”, que, para aspirar al título de

Ingeniera de Petróleos fue desarrollado por María Fernanda Pozo Navas,

bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y

cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de

Titulación artículos 18 y 25.

______________________

Ing. Vinicio Melo

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 1001048105

iv

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN xix

ABSTRACT xxi

INTRODUCCIÓN xxiii

CAPÍTULO I 1

1. MARCO TEÓRICO 1

1.1 MARCO HISTÓRICO REFERENCIAL 1

1.1.1 HISTORIA DE LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS 1

1.2 MARCO CONCEPTUAL 4

1.2.1 YACIMIENTO DE PETRÓLEO 4

1.2.2 INGENIERÍA DE YACIMIENTOS 6

1.2.3 SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS 7

1.2.4 MÉTODOS TRADICIONALES PARA LA SIMULACIÓN 7

1.2.4.1 Métodos análogos 8

1.2.4.2 Métodos experimentales 8

- Modelos análogos 9

- Modelos físicos 9

1.2.4.3 Métodos matemáticos 10

1.2.5 APLICACIONES DE LA SIMULACIÓN 10

1.2.6 ETAPAS PARA EL DESARROLLO DE UN MODELO

DE SIMULACIÓN DINÁMICO 12

1.2.6.1 Adquisición y análisis de datos 13

- Estudios sísmicos 13

- Estudios geológicos 13

- Análisis de núcleos (cores) 14

- Registros eléctricos 14

- Análisis PVT 14

v

1.2.6.2 Modelo de simulación estático 15

- Porosidad (Ø) 15

- Permeabilidad (K) 17

- Saturación (S) 22

- Humectabilidad o mojabilidad 23

1.2.6.3 Modelo de Simulación dinámico 24

- Información de producción e inyección 24

- Índice de productividad (IP) 25

- Pruebas de presión 26

1.2.7 SIMULADORES DE YACIMIENTOS 26

1.2.7.1 Tipo de yacimiento 27

1.2.7.2 Nivel de simulación 27

1.2.7.3 Tipo de fluido contenido 28

- Simuladores de gas 28

- Simuladores geotérmicos 28

- Simuladores de petróleo negro 29

1.2.7.4 Procesos de recuperación mejorada 30

- Simuladores de recuperación química 30

- Simuladores de recuperación con miscibles 31

- Simuladores de recuperación térmica 31

1.2.7.5 Número de fases 32

- Simuladores monofásicos 32

- Simuladores bifásicos 32

- Simuladores trifásicos 33

- Simuladores composicionales 33

1.2.7.6 Número de dimensiones 34

- Simuladores de cero dimensiones 34

- Simuladores de una dimensión 35

- Simuladores de dos dimensiones 36

- Simuladores de tres dimensiones 36

1.2.8 ENMALLADO MODERNO 37

1.2.9 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN 37

vi

1.2.10 COSTOS DE LA SIMULACIÓN 38

1.3 ECLIPSE 38

1.3.1 DESCRIPCIÓN 38

1.3.1.1 Simulador térmico ECLIPSE (ECLIPSE

thermal simulator) 39

1.3.1.2 Simulador composicional ECLIPSE

(ECLIPSE compositional simulator) 39

1.3.1.3 Simulador de optimización ECLIPSE

(ECLIPSE Frontsim streamline simulator) 39

1.3.1.4 Simulador de petróleo negro ECLIPSE

(ECLIPSE core simulator) 40

1.3.2 SIMULACIÓN CON ECLIPSE 40

1.4 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO 46

1.4.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA 46

1.4.2 ANTECEDENTES 48

1.4.3 ESTRATIGRAFÍA 49

1.4.3.1 Formación Hollín 49

1.4.3.2 Formación Napo 50

1.4.3.3 Formación Tena 50

1.4.4 GEOFÍSICA 56

CAPÍTULO II 57

2. METODOLOGÍA DE DESARROLLO DEL TRABAJO 57

2.1 RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA 58

2.2 RECOPILACIÓN DE ESTUDIOS ANTERIORES SOBRE EL

CAMPO FRONTERA 58

2.2.1 INFORME DE SIMULACIÓN (1999) 59

2.2.2 MODELO DE SIMULACIÓN DINÁMICO (2009) 59

2.3 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN AL 2013 66

2.4 REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN 67

vii

CAPÍTULO III 68

3. ANÁLISIS DE RESULTADOS 68

3.1 PETROFÍSICA 68

3.2 ESTRUCTURA 75

3.3 ACUÍFEROS 76

3.4 PETRÓLEO IN SITU (POES) 79

3.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS 79

3.6 PRESIONES 84

3.7 PRODUCCIÓN 86

3.8 ESTADO ACTUAL 93

3.8.1 PERFORACIÓN DE LOS POZOS 94

3.8.2 UBICACIÓN DE LOS POZOS 96

3.8.3 PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE FLUIDO 97

3.8.4 PRODUCCIÓN ACUMULADA 99

3.8.5 HISTORIA DE PRODUCCIÓN POR POZO Y

YACIMIENTO. 100

3.8.6 ÚLTIMA PRODUCCIÓN REPORTADA POR POZO 113

3.8.7 PRESIÓN 114

3.9 AJUSTE HISTÓRICO 115

3.10 ESCENARIOS CONSIDERADOS PARA EL DESARROLLO

DEL CAMPO. 120

3.10.1 REALIZACIÓN DE UN TRABAJO DE

REACONDICIONAMIENTO 122

3.10.2 PERFORACIÓN 125

3.10.3 PERFORACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO 130

3.10.4 INYECCIÓN DE AGUA 133

3.11 COMPARACIÓN ENTRE LAS PROPUESTAS DE

DESARROLLO SIMULADAS. 136

3.12 PROPUESTA APLICABLE 138

3.12.1 DESCRIPCIÓN 138

3.12.2 COSTOS DE APLICACIÓN 142

viii

CAPÍTULO IV 143

4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 143

4.1 CONCLUSIONES 143

4.2 RECOMENDACIONES 146

ANEXOS 148

BIBLIOGRAFÍA 165

GLOSARIO 168

NOMENCLATURA 179

ix

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Parámetros básicos utilizados para la

definición del modelo de simulación

dinámico del campo Frontera. 62

Tabla 2. Parámetros petrofísicos para las areniscas

T y U. 69

Tabla 3. Petróleo Original In Situ (POES) de los

yacimiento T y U del campo Frontera según

el informe de simulación de 1999 y el

modelo de simulación dinámico de 2009 79

Tabla 4. Propiedades PVT para el yacimiento T y U

del campo Frontera. 80

Tabla 5. Estado actual, características y perforación

de los pozos del Campo Frontera 95

Tabla 6. Parámetros petrofísicos del yacimiento T

reportados al año 2013 98

Tabla 7. Parámetros petrofísicos del yacimiento U

reportados al año 2013 99

Tabla 8. Producción acumulada de petróleo a

diciembre de 2012. 100

Tabla 9. Última producción reportada de los pozos

productores del campo Frontera para los

yacimientos T y U. 113

x

Tabla 10. Parámetros obtenidos del análisis de la

prueba de restauración de presión del pozo

Frontera-4B, yacimiento T. 114

Tabla 11. Volúmenes estimados in situ y recuperados

de petróleo, gas y agua según la simulación

matemática sin realizar trabajos en el

campo. 121



matemática para el caso de la realización

de un trabajo de reacondicionamiento. 123



matemática para el caso de la perforación

de un pozo. 128

Tabla 14. Volúmenes in situ y recuperados de

petróleo, gas y agua según la simulación

matemática para la realización de un

reacondicionamiento y perforación. 131



matemática para el caso de inyección de

agua. 134

Tabla 16. Volúmenes de petróleo total producido del

campo Frontera en barriles a enero de 2013

según la simulación y el valor real. 138

Tabla 17. Costos referenciales para un proyecto de

inyección de agua. 142

xi

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Evolución de la simulación de yacimientos 4

Figura 2. Etapas para el desarrollo de un modelo de

simulación dinámico. 12

Figura 3. Porosidad 15

Figura 4. Ley de Darcy aplicada al cálculo de

permeabilidad 19

Figura 5. Flujo radial 20

Figura 6. Curvas de permeabilidad relativas a dos

fases 21

Figura 7. Fenómenos de humectabilidad 24

Figura 8. Ubicación del campo Frontera en el Ecuador 47

Figura 9. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente 51

Figura 10. Columna estratigráfica del Campo Frontera 53

Figura 11. Registro eléctrico tipo del pozo Frontera-1,

con líneas de correlación 55

Figura 12. Diagrama de flujo de la metodología. 57

Figura 13. Imagen tomada de la interface denominada

“Office” del programa Eclipse. 60

Figura 14. Imagen tomada del programa Eclipse, del

gerenciamiento de los casos “case manager”. 61

Figura 15. Imagen tomada del programa Eclipse, del

Gerenciamiento de la información “data

manager”. 61

xii

Figura 16. Mapa de celdas activas y no con los pozos

activos para la capa K=16, correspondiente al

yacimiento T del campo Frontera. 63

Figura 17. Mapa de celdas activas y no con los pozos

activos para la capa K=1, correspondiente al

yacimiento U del campo Frontera. 64

Figura 18. Mapa de valores de espesor neto (NTG) para

la capa K=14, correspondiente al yacimiento

T del campo Frontera. 71

Figura 19 Mapa de valores de espesor neto (NTG) para

la capa K=7, correspondiente al yacimiento U

del campo Frontera. 72

Figura 20. Mapa de isoporosidades para la capa K=14

correspondiente a la arenisca T del campo

Frontera. 73

Figura 21. Mapa de isoporosidades en la capa K=7,

correspondiente al yacimiento U del campo

Frontera. 74

Figura 22. Mapa Estructural isopaco del campo Frontera

a la caliza A 76

Figura 23. Gráfico del acuífero en la capa K=14 del

yacimiento T 77

Figura 24. Gráfico del acuífero en la capa K=7 del

yacimiento U 78

Figura 25. Gráfico de las curvas de permeabilidad

relativa de petróleo y agua para el yacimiento

T. 81

Figura 26. Gráfico de las curvas de permeabilidad

relativa de petróleo y agua para el yacimiento

U. 82

Figura 27. Solubilidad del gas en el petróleo en el

yacimiento T. 83

xiii

Figura 28. Solubilidad del gas en petróleo en el

yacimiento U 83

Figura 29. Datos de presión del yacimiento T (Región 2)

del campo Frontera 84

Figura 30. Datos de presión del yacimiento U (Región 1)

del campo Frontera 85

Figura 31. Caudal de producción de petróleo por día

para el yacimiento T (región 2) del campo

Frontera. 86

Figura 32. Caudales de producción de petróleo por día

para el yacimiento U (región 1) del campo

Frontera. 87

Figura 33. Producción total acumulada de petróleo para

el yacimiento T (región 2) del campo

Frontera. 88

Figura 34. Producción total acumulada de petróleo para

el yacimiento U (región 1) del campo

Frontera. 89

Figura 35. Caudal de producción de agua por día para el

yacimiento T (región 2) del campo Frontera. 90

Figura 36. Caudal de producción de agua por día para el

yacimiento U (región 2) del campo Frontera. 91

Figura 37. Producción total acumulada de agua para el

yacimiento T (región 2) del campo Frontera. 92

Figura 38. Producción total acumulada de agua para el

yacimiento U (región 1) del campo Frontera. 93

Figura 39. Mapa de ubicación y coordenadas de los

pozos del Campo Frontera 96

Figura 40. Ubicación de los pozos Frontera-4B y

Frontera-6D 97

xiv

Figura 41. Histórico de producción y BSW para T y U a

través del tiempo (día, mes, año) del pozo

Frontera-1. 102



Frontera-2. 104


través del tiempo (día, mes, año) desde 2004

del pozo Frontera-4B. 106


través del tiempo (día, mes, año) desde 2004

del pozo Frontera-5. 108

Figura 45. Histórico de producción y BSW para T a


Frontera-5RE. 110

Figura 46. Histórico de producción y BSW para U a


Frontera-6D. 112

Figura 47. Ajuste histórico de la producción de petróleo

diaria y corte de agua para el pozo Frontera-

1 116



2. 117



3. 118



4B 119



5 120

xv

Figura 52. Histórico y predicción de la producción de

petróleo con el corte de agua para la

realización de un trabajo de

reacondicionamiento en el pozo Frontera-1 122

Figura 53. Histórico y predicción de la producción de

petróleo con el corte de agua del campo para

la realización de un reacondicionamiento. 124

Figura 54. Histórico de producción y corte de agua del

pozo Frontera-1 a partir del 2009. 125

Figura 55. Mapa de ubicación de los pozos del campo

Frontera incluido el pozo Frontera-6 en una

capa de U 126

Figura 56. Histórico y predicción simulada de la

producción de petróleo con el corte de agua

para el caso de la realización de perforación

para el pozo Frontera-6 127


producción de petróleo y corte de agua del

campo para el caso de perforación de un

pozo. 129

Figura 58. Histórico de producción y corte de agua del

pozo Frontera -6D a partir del 2012. 130



campo para un reacondicionamiento y

perforación. 132

Figura 60. Mapa de ubicación del pozo inyector

Frontera-7. 133

Figura 61. Área de influencia de la inyección de agua

del pozo Frontera-7 135



campo para el caso de inyección de agua 136

xvi

Figura 63. Producción total acumulada hasta el año

2019, para las diferentes predicciones

simuladas. 137

Figura 64. Desplazamiento del petróleo por el ingreso

de agua 139

Figura 65. Continuidad de las arenas productoras de los

pozos del campo Frontera. 139

Figura 66. Mapa de isoporosidades en la capa K=7,


Frontera. 140

Figura 67. Mapa de permeabilidad en la capa K=1,


Frontera. 141

xvii

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO I.

Vista del archivo base para la simulación con ECLIPSE de

extensión .DATA 149

ANEXO II.

Información petrofísica y pruebas iniciales de producción

de los pozos Frontera-1, Frontera-2, y Quillacinga-1. 150

ANEXO III.

Topes y bases de los horizontes de la Formación Napo y

contacto agua petróleo en los pozos del campo Frontera. 153

ANEXO IV.

Vista de uno de los documentos con extensión .txt,

generado por el simulador, donde se observa el POES. 154

ANEXO V.

Completación del pozo re-inyector de agua Frontera-3 155

ANEXO VI.

Análisis de la prueba de restauración de presión del pozo

Frontera-4B. 156

ANEXO VII.

Ajuste histórico de la producción diaria de petróleo y corte

de agua para el campo Frontera. 161

ANEXO VIII.

Ajuste histórico de la producción diaria de agua para el

campo Frontera. 162

xviii

ANEXO IX.

Ajuste histórico de la producción diaria de fluido para el

campo Frontera. 163

ANEXO X.

Completación del pozo de desarrollo Frontera-6D. 164

xix

RESUMEN

Los modelos de simulación dinámicos integran información estática y

dinámica, para intentar replicar una parte de lo que posiblemente esté

ocurriendo en un yacimiento de petróleo, a fin de predecir su

comportamiento futuro al realizar ciertos trabajos hipotéticos de acuerdo a

diferentes escenarios de desarrollo, cuyos resultados ayudan a escoger la

mejor alternativa con la más alta recuperación, minimizando los riesgos. Bajo

esta perspectiva, en esta investigación se realizó un estudio sobre el campo

Frontera, ubicado en la línea limítrofe entre Ecuador y Colombia, en la

Cuenca Oriente con base a un modelo de simulación dinámico, para lo cual

se tomó en cuenta la historia de la simulación de yacimientos que inicia con

modelos físicos como los depósitos de paredes transparentes llenos de

petróleo, arena y agua donde se observaba directamente las interacciones

roca-fluido, pasando por los modelos de una dimensión, geometrías de dos

dimensiones hasta llegar a los modelos en tres dimensiones de n

componentes desarrollados en programas de cómputo con un manejo

integrado de los campos. También fue necesario analizar conceptos

relacionados con la simulación, como yacimiento de petróleo, que es una

unidad geológica que contiene hidrocarburos de volumen limitado con

porosidad y permeabilidad. Además, de exponer los métodos tradicionales

para la simulación, aplicaciones de la simulación, etapas para el desarrollo

de un modelo de simulación dinámico, simulador de yacimientos y su

clasificación, enmallado moderno, resultados y costos de la simulación, el

simulador ECLIPSE y una breve descripción del área de estudio. De acuerdo

al referente teórico y para realizar una propuesta de desarrollo del campo

Frontera, se presentó una caracterización del área con datos obtenidos

desde el informe final de la simulación realizada en 1999, el modelo de

simulación dinámico de 2009 (cuya validez se demostró con los ajustes

históricos de los cinco pozos perforados a ese año) e información

complementaria actualizada al 2013. Luego de lo cual, se procedió al

xx

análisis de los diferentes escenarios de desarrollo comparándolos con la

situación actual del campo, dando como resultado que la propuesta aplicable

es la inyección de agua a través de un nuevo pozo denominado Frontera-7,

para recuperación secundaria de petróleo mediante el desplazamiento de

reservas remanentes entre este pozo y los productores.

DESCRIPTORES: Petróleo/ Ecuador/ Colombia/ Amazonia/ Cuenca Oriente

/ Campo Frontera/ Yacimientos/Reservorios/Simulación/ Simulador /Modelo

Estático/Modelo Dinámico/Información Estática/Información

Dinámica/Propuesta de Desarrollo.

xxi

ABSTRACT

The dynamic simulation models integrate static and dynamic information to

try to replicate a part of what is possibly happening in an oil field in order to

predict its future behavior when performing certain hypothetical works

according to different development scenarios, which results will aid in

selecting the best alternative with the highest yield, minimizing the risks.

Under this perspective, a study was performed in this research on the

Frontera Field, located in the border between Ecuador and Colombia, in the

East Basin, based on a dynamic simulation model, for which the history of

the simulation of fields that starts with physical models like the deposits of

transparent walls filled with oil, water and sand where the rock-fluid

interaction were directly observed was taken into account, passing through

one dimension models, two dimension geometries until reaching tri-

dimensional models of n components developed in computing programs with

and integrated managing of fields. It was also necessary to analyze concepts

related to simulation, such as oil field, which is a geological unit that contains

hydrocarbons of limited volume with porosity and permeability. Besides of

exposing traditional methods for simulation, simulation applications, stages

for the development of a dynamic simulation model, field simulation and its

classification, modern meshing, simulation costs and results, ECLIPSE

simulator and a brief description of the area of study. According to the

theoretical reference and in order to perform a development proposal for the

Frontera Field, a characterization of the area was presented with data

obtained from the final report of the simulation performed in 1999, the

dynamic model of 2009 (its validity was demonstrated with historical

adjustments of the five wells drilled to that year) and complementary

information updated to 2013. Whereupon, the analysis of the different

development scenarios was performed, comparing them to the field`s current

situation, yielding as result that the proposal is applicable to the injection of

xxii

water through a new well denominated Frontera-7, for secondary oil recovery

through the displacement of remaining reserves between this well and the

producers.

KEYWORDS: Oil/Ecuador/Colombia/Venezuela/Amazon/East

Basin/Frontera Field/Fields/Reservoirs/Simulation/Simulator/Static

Model/Static Information/Dynamic Information/Development Proposal

xxiii

INTRODUCCIÓN

La creciente demanda de petróleo así como sus precios a nivel mundial

constituyen las causas principales para que se pretenda incrementar la

producción y recuperación de hidrocarburos en los campos ya descubiertos,

lo cual implica una mejor comprensión y conocimiento de los reservorios

productores que se logra a través del modelamiento de yacimientos. En la

actualidad, gracias a los avances tecnológicos en la informática se puede

simular y deducir el comportamiento futuro de los reservorios, encontrando

las mejores propuestas de desarrollo para la toma de decisiones.

Los softwares de simulación actuales integran toda la información estática

en cuanto a geofísica, sísmica, petrofísica, dentro de lo cual se tiene como

anota Sivila en su libro Petrofísica de Reservorios (2007) porosidad,

permeabilidad, saturación; e información dinámica de producción y

presiones.

Lo antes mencionado constituye la plataforma de la presente investigación,

que toma como referencia al campo Frontera ubicado en el Bloque 57 al

noreste de los campos Tapi-Tetete y al norte del campo Libertador en el área

Libertador del Distrito Amazónico; y fue descubierto por la Corporación

Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) en 1987 con la perforación del pozo

Frontera-1 que tuvo producción de los yacimientos U y T (Universidad

Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pags: 20, 21),

El desarrollo del campo en mención, se basa en un modelo de simulación

dinámico al año 2009, con la realización de trabajos de perforación y

reacondicionamiento en diferentes tiempos a los simulados con una

respuesta real muy diferente. Además en el presente caso se aplica el

problema de manera inversa, donde el estudio se desarrolla principalmente

desde los datos del simulador; y para la propuesta de desarrollo se compara

xxiv

el estado actual del campo con las diferentes alternativas de desarrollo

simuladas y se escoje una aplicable para el estado actual.

La hipótesis que guía a este trabajo consiste en que la evaluación y posible

desarrollo de un campo a futuro se obtiene mediante el estudio y análisis de

un modelo de simulación dinámico e información actualizada; lo cual es

verificable a través de la realización de una propuesta de desarrollo del

campo.

El objetivo general que se pretende alcanzar con esta investigación es

realizar un estudio del campo Frontera de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y

una propuesta para su desarrollo con base a la utilización de un modelo de

simulación dinámico; con los siguientes objetivos específicos: investigar el

proceso de desarrollo del campo con datos obtenidos desde el modelo de

simulación dinámico y un informe de simulación; constatar el estado actual

en que se encuentra el campo desde los datos investigados a la fecha;

analizar la data o información dinámica de presión y producción, obtenidas

del modelo de simulación dinámico preestablecido; describir el campo

Frontera de la Cuenca Oriente Ecuatoriana, con base a la data estática

investigada en un informe de simulación y un modelo de simulación dinámico

posterior; considerar los datos estáticos y principalmente dinámicos

posteriores al modelo de simulación dinámico desactualizado; y, proponer

una alternativa de desarrollo del campo Frontera de la Cuenca Oriente

Ecuatoriana utilizando el modelo de simulación dinámico e información

complementaria posterior para el área de estudio.

Por último, cabe mencionar que este documento se desarrolla en cuatro

capítulos; en el primero se presenta lo teórico con un marco histórico

referencial, una breve reseña del desarrollo de la simulación de yacimientos

y un marco conceptual en el que se explican los principales conceptos

utilizados, métodos tradicionales para la simulación, aplicaciones, etapas

para el desarrollo de los modelos de simulación dinámicos, simuladores de

xxv

yacimientos, enmallado moderno, resultados, y costos; además de una

descripción del simulador Eclipse utilizado en el desarrollo de este trabajo y

del área de estudio.

A continuación, en el segundo capítulo se describe la metodología utilizada,

que inicia con la recopilación de la información, análisis de estudios

anteriores donde se incluye el informe final de una simulación de 1999, un

modelo de simulación dinámico corrido en el programa Eclipse en 2009 y el

análisis de la información complementaria actualizada al año 2013 del

estado en que se encuentra el campo. Al final de este capítulo se incluyó un

diagrama de flujo, el cual resume todos los pasos seguidos.

Después de la metodología, se encuentra el capítulo tercero que trata sobre

el área de estudio y los resultados de la simulación; observándose que la

propuesta aplicable en las condiciones actuales del campo es la de inyectar

agua para recuperación secundaria.

En el capítulo cuatro se encuentra lo correspondiente a conclusiones y

recomendaciones, tomando en cuenta que. Al final se presentan los anexos

que complementan el trabajo, bibliografía, glosario de términos y

nomenclatura.

1

CAPÍTULO I

1. MARCO TEÓRICO

1.1 MARCO HISTÓRICO REFERENCIAL

1.1.1 HISTORIA DE LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

La simulación o modelamiento de yacimientos nace con la búsqueda de una

mejor comprensión y conocimiento de lo que ocurre en los diferentes

reservorios, para obtener un mejor desarrollo con diferentes tipos de

simuladores que se han desarrollado desde la década de 1930 cuando se

tenían modelos físicos, donde la interacción de la arena, petróleo y agua

podía verse en depósitos de paredes transparentes, siendo estos empleados

únicamente cuando el comportamiento del yacimiento durante la inyección

de agua sorprendía a los operadores. A más de estos, también se tenían

simuladores eléctricos fundamentados en la similitud entre el flujo de la

corriente eléctrica y el flujo de fluidos. (Schlumberger, 2011, pág. 5)

En la década de 1940, se comprende el gran potencial que implicaba el

desarrollo de la simulación de yacimientos para la predicción de la

producción de petróleo, apareciendo los primeros modelos analíticos de cero

dimensiones basados en la ecuación de balance de materiales (MBE) que

después de varios cambios desde la ecuación de Coleman, Wilde y Morre;

fue demostrada por primera vez por Schilthuis en 1936, y es uno de los

elementos básicos utilizados en la ingeniería de yacimientos, a la hora de

interpretar el comportamiento de los reservorios de hidrocarburos a través de

2

la realización de un balance volumétrico o de conservación de la materia, en

donde se toma en cuenta los volúmenes y cantidades de fluidos presentes,

producidos, inyectados y remanentes, en cualquier época de la producción

del reservorio; indicando que el volumen de fluido presente en el yacimiento

es igual al fluido remanente más el fluido inyectado y menos el fluido

producido, dicho de una forma más sencilla, el volumen inicial es igual al

volumen restante más el volumen producido. (Schlumberger, 2011, pág. 5)

La ecuación de balance de materiales, fue reestructurada por Havlena y

Odeh para obtener una relación que pudiese ser expresada como una línea

recta, requiriéndose de esta manera graficar un grupo de variables contra

otro, en donde se incluyen términos que pueden ser separados como el

volumen de petróleo y gas producido, el influjo neto de agua retenido en el

yacimiento, el fluido inyectado para mantenimiento de presión y la expansión

de la capa de gas; es utilizada principalmente en seis casos entre los cuales

se encuentra la determinación del petróleo in situ en yacimientos

volumétricos subsaturados, petróleo in situ en yacimientos saturados,

petróleo in situ y tamaño de la capa de gas en yacimientos con empuje por

capa de gas, petróleo in situ e influjo de agua en yacimientos con empuje

hidráulico, petróleo in situ, tamaño de la capa de gas e influjo de agua en

reservorios con empuje combinado, y determinación del promedio de la

presión del reservorio. (Craft & Hawkins, 1968, pág. 19)

Más tarde se presentan los modelos de yacimiento de una dimensión

desarrollados desde la ecuación denominada de Buckley-Leveret

(Britenbach, 1991), utilizada como base para el cálculo de la recuperación de

petróleo a futuro desde características de la roca y del fluido, para el cálculo

del desplazamiento de petróleo cuando se tiene en el reservorio empuje por

capa de gas y empuje hidrostático (Craft & Hawkins, 1968, pág. 19) y se

pretende realizar recuperación secundaria por inyección de agua.

3

Muskat también utilizó la ecuación de balance de materiales de una forma

diferencial en sus trabajos de 1945 para reservorios con depletación y

Tarner (1944) sugirió una técnica iterativa para predecir la producción de

petróleo y/o gas como una función de la presión de yacimiento basada en

una solución simultánea de la MBE y la ecuación de la relación gas petróleo

(GOR). En 1949, el mismo Muskat indica que se encontraba realizando una

simulación por computadora con el objeto de obtener el espaciamiento

óptimo entre pozos en un campo petrolero. (Schlumberger, 2011, pág. 6). En

este mismo año, Van Everdingen y Hurst dan una primera solución a la

ecuación de difusividad en coordenadas radiales para flujo de una sola fase,

siendo este estudio, la base para el modelamiento de acuíferos y sistemas

yacimiento-pozo. (Torres Orozco, 2001, pág. 1)

En 1950, la industria petrolera comienza a considera un análisis más

complejo del yacimiento, a través de una geometría de dos dimensiones,

progresando hasta llegar a las tres dimensiones como se observa en la

figura 1, con un modelo de fluido de petróleo negro. (Torres Orozco, 2001,

pág. 2)

Hoy en día con los avances tecnológicos en el ámbito de las computadoras,

los programas de simulación pueden manipular yacimientos complejos de n

componentes con un manejo integrado del campo, incluyendo hasta las

líneas de flujo hacia las instalaciones de superficie, con lo cual los modelos

de simulación, permiten deducir el comportamiento a futuro del yacimiento

desde datos ingresados al simulador, y de esta manera buscar los mejores

escenarios de producción y desarrollo de los campos, durante la fase de

explotación de los yacimientos, contando con datos reales de producción y

presiones. Convirtiéndose la simulación en un instrumento de suma

importancia para la toma de decisiones y la planificación. (Sepúlveda Gaona

& Escobar Macualo, 2005, pág. 11)

4

Figura 1. Evolución de la simulación de yacimientos

(Schlumberger, 2011, pág. 6)

1.2 MARCO CONCEPTUAL

1.2.1 YACIMIENTO DE PETRÓLEO

Según Escobar, yacimiento de petróleo es una unidad geológica de volumen

limitado con porosidad y permeabilidad que contiene hidrocarburos líquidos

y/o gaseosos. Para su existencia, se debe contar con una fuente, migración,

almacenaje (porosidad), y transmisibilidad (permeabilidad). (Escobar

Macualo, 2005, pág. 13)

5

Los yacimientos de petróleo son clasificados de acuerdo a diferentes

criterios, según el tipo de roca en areniscas y calcitas, siendo los primeros

formados en su mayoría por cuarzo cementado en rocas consolidadas o no

con un tamaño y forma que puede ser uniforme o variar grandemente

afectando al recobro del petróleo. Los yacimientos de calcita en cambio son

calizas o dolomitas, formadas desde rocas impermeables que por disolución

u otras causas forman cavidades, canales y fracturas. (Mannucci V., pág. 15)

Geológicamente hablando, los yacimientos pueden ser estratigráficos

formados por lentes de arena, cambios de permeabilidad, cambios de facies

calizas o dolomitas porosas; estructurales originados por fracturas en

calizas, discordancias, fallamientos en areniscas, anticlinales y domos

salinos; y estructurales desde fracturas en calizas, discordancias, anticlinales

y domos salinos. (Escobar Macualo, 2005, pág. 14)

Otra clasificación de los yacimientos es de acuerdo al estado de los fluidos,

teniéndose petróleo volátil, gas condensado (retrógrado), gas húmedo, gas

seco, asfalténicos y petróleo negro que es el que generalmente utilizan los

simuladores, consiste de una amplia variedad de especies químicas con

moléculas grandes, pesadas y no volátiles. (Escobar Macualo, 2005, pág.

23)

Entre otras clasificaciones, según el punto de burbuja, se tienen yacimientos

saturados con presión inicial igual o por debajo de la presión de burbuja, con

una capa de gas sobre la zona líquida, y los yacimientos subsaturados,

donde la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja, e

inicialmente se tiene gas en solución en la fase líquida, que se desprende

una vez que se llegue al punto de burbujeo. (Escobar Macualo, 2005, págs.

26,27)

6

Para la caracterización y predicción del comportamiento de un yacimiento es

necesario tener un conocimiento sobre datos de presión (P), Relación Gas-

Petróleo (GOR), índice de productividad (IP), tasa de producción (Q),

producción de fluidos acumulada (Np, Gp, Wp), recobro y reservas; lo cual

puede ser logrado con la aplicación de la ingeniería de yacimientos y por

ende de la simulación de yacimientos. (Mannucci V., pág. 14)

1.2.2 INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

La Ingeniería de yacimientos es una ciencia que permite el diagnóstico y

predicción a futuro del comportamiento de un reservorio conociendo su vida

productiva con datos físicos, de producción, muestras, métodos estadísticos,

ecuaciones matemáticas, además de suposiciones realizadas por el

ingeniero; para la definición de áreas, espesores, inclinación, límites y

geología, evaluación de las propiedades físicas de rocas y fluidos con el

objetivo de estimar reservas o el volumen de petróleo recuperable a través

de una correcta producción y minimizando los costos de operación.

(Mannucci V., págs. 1,3,6)

Para obtener resultados correctos, el ingeniero se debe preguntar

constantemente “¿Qué significa el resultado?, ¿Se ajusta el resultado a

todos los datos?, ¿Por qué no?, ¿Existen otras posibles interpretaciones de

los datos?, ¿Han sido correctas las suposiciones?, ¿Son los datos dignos de

confianza?, ¿Se necesitan datos adicionales?, ¿Se ha hecho un estudio

geológico adecuado?, ¿Se ha definido adecuadamente el yacimientos?”

(Mannucci V., pág. 2)

7

Por lo antes mencionado, la simulación de yacimientos se ha convertido en

una herramienta clave a la hora de resolver problemas de la Ingeniería de

yacimientos, ya que esta sirve principalmente para la estimación y predicción

del comportamiento futuro del reservorio, con lo cual se tomarán decisiones

más precisas para su desarrollo. (Abou-Kassem, Ali, & Islam, 2006, p. 1)

1.2.3 SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

La simulación de yacimientos es la ciencia que integra la física, matemática,

geología, y programación de computadoras, a fin de obtener un modelo de

yacimiento y la predicción a futuro de su comportamiento en torno a presión

y producción de los fluidos presentes, de acuerdo a los distintos esquemas

de explotación propuestos, logrando un desarrollo óptimo de las reservas.

(Abou-Kassem, Ali, & Islam, 2006, p. 1)

La simulación implica la construcción y aplicación de un modelo de

yacimiento, para lo cual se pueden utilizar varios métodos.

1.2.4 MÉTODOS TRADICIONALES PARA LA SIMULACIÓN

Los métodos tradicionales para la obtención de un modelo de yacimiento,

pueden ser divididos en tres grupos: métodos análogos, métodos

experimentales y métodos matemáticos. (Ertekin, Abou-Kassem, & King,

2001, p. 1)

8

1.2.4.1 Métodos análogos

Estos métodos son utilizados antes de la perforación de los pozos, cuando la

disponibilidad de los datos del reservorio es limitada o no existe. Aquí, los

reservorios de la misma cuenca geológica o provincia y/o con similares

propiedades petrofísicas son utilizados para predecir el comportamiento del

yacimiento en estudio con el objetivo de estimar factores de recobro,

caudales de producción inicial, declinación, espaciamiento entre pozos y

mecanismos de recuperación. (Ertekin, Abou-Kassem, & King, 2001, p. 1)

Los resultados obtenidos, pueden ser fiables cuando se comparan dos

yacimientos similares y con las mismas estrategias de desarrollo; caso

contrario, no es aplicable. Son utilizados principalmente en pruebas de

campo para obtener patrones representativos. (Ertekin, Abou-Kassem, &

King, 2001, p. 1)

1.2.4.2 Métodos experimentales

En estos métodos, los parámetros físicos del yacimiento como caudales,

presiones y/o saturaciones, son obtenidos en laboratorio con el uso de

representaciones o modelos a escala que luego serán utilizados para todo el

yacimiento.

Los métodos experimentales son subdivididos en modelos análogos y

físicos.

9

- Modelos análogos

Estos métodos no son muy utilizados en la actualidad, sin embargo, existen

dos puntos de importancia a considerar para la simulación de yacimientos:

Históricamente, fueron importantes al inicio del estudio de los campos

petroleros; para la incorporación de eficiencias de barrido en procesos

de inyección de agua. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005,

pág. 31)

Para simular el comportamiento de un yacimiento, usan la semejanza

entre el flujo de fluidos en el medio poroso con otros fenómenos como

el flujo de calor, electricidad. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo,

2005, pág. 31)

- Modelos físicos

Los modelos físicos se utilizan para medir directamente el flujo en medios

porosos. En la actualidad, existen dos tipos de modelos físicos, el primero no

toma en cuenta la geometría de flujo en el yacimiento, que es analizada en

pruebas de desplazamiento en núcleos y en empaquetamientos de arena. El

segundo tipo de modelos, utilizan similitudes de conceptos geométricos,

mecánicos y térmicos; esto es la geometría, espesor, porosidad,

permeabilidad y las propiedades de los fluidos son escalados de tal manera

que la forma y dimensiones del modelo sean las mismas del yacimiento.

(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 32)

10

La desventaja de estos modelos físicos es que los experimentos se corren a

escala y muchas veces no son representativos del yacimiento. (Sepúlveda

Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 32)

1.2.4.3 Métodos matemáticos

Hoy en día, estos son los modelos más utilizados, incluyendo el balance de

materiales, curvas de declinación, métodos estadísticos (correlaciones) y

analíticos como son las pruebas de presión, y/o la ecuación de Buckley-

Leverett, etc. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 32)

1.2.5 APLICACIONES DE LA SIMULACIÓN

Las principales aplicaciones de la simulación en la Ingeniería de Yacimientos

son las siguientes:

Construir un modelo del yacimiento a través de varios pasos para

examinar el comportamiento del yacimiento en torno a presión y

producción.

Predecir el comportamiento futuro del reservorio.

Planificación de escenarios de desarrollo

Esquemas de producción y estimación de reservas incluyendo perfiles

de producción. (Vaca, Ramones, Urrucheaga, & Ríos, 2001, pág. 10)

“Tener una idea del movimiento de los fluidos dentro del yacimiento.

11

Determinar el comportamiento de un campo de petróleo bajo diversos

mecanismos de desplazamiento, como puede ser: inyección de agua,

inyección de gas, depletación natural o el uso de algún método de

recuperación mejorada.

Determinar la conveniencia de inyectar agua en un yacimiento por los

flancos en lugar de utilizar un patrón determinado de pozos inyectores

o viceversa.

Optimizar las facilidades de superficie.

Determinar los efectos de la localización de los pozos y su

espaciamiento, para el desarrollo de un campo, pudiéndose

determinar donde perforar nuevos pozos.

Definir valores de parámetros en el yacimiento, para llevar a cabo

estudios económicos.

Obtener la sensibilidad de los resultados o variaciones en las

propiedades petrofísicas del yacimiento o las propiedades PVT de sus

fluidos cuando no son bien conocidas.

Realizar estudios individuales de pozos.

Conocer la cantidad de petróleo almacenado.” (Sepúlveda Gaona &

Escobar Macualo, 2005, pág. 13)

12

1.2.6 ETAPAS PARA EL DESARROLLO DE UN MODELO DE

SIMULACIÓN DINÁMICO

El desarrollo de un modelo de simulación dinámico que sea útil para la

predicción del comportamiento a futuro de un campo, se lo realiza en

diferentes etapas, como se observa en la figura 2. La primera etapa en este

proceso es la adquisición y análisis de datos geológicos, geofísicos,

petrofísicos, de núcleos, y PVT logrando de esta manera una caracterización

y descripción cualitativa del reservorio a fin de obtener un modelo estático

del campo, luego de lo cual se pasa a la construcción del modelo dinámico,

para lograr una predicción del comportamiento con múltiples escenarios de

producción y por último el análisis y documentación de los resultados.


Figura 2. Etapas para el desarrollo de un modelo de simulación dinámico.

(La Comunidad Petrolera, 2008), (Pozo, M, 2013)

Adquisición y análisis de datos (Geológicos, geofísicos, Petrofísicos, núcleos, PVT, presión, producción/inyección)

Construcción del modelo geológico (modelo estático)

Ingeniería básica de yacimientos y producción

Construcción del modelo dinámico (ajuste del comportamiento)

Predicción del comportamiento

13

1.2.6.1 Adquisición y análisis de datos

Para la realización de un modelo de simulación, los ingenieros de

yacimientos realizan una descripción o caracterización detallada del

yacimiento desde el manejo y estudio de los datos del reservorio. (Vaca,

Ramones, Urrucheaga, & Ríos, 2001, pág. 18)

En un primer punto se realiza la adquisición y análisis de todos los datos

disponibles del yacimiento en estudio, desde información de geofísica,

petrofísica, geología e ingeniería, y es recogida a partir de estudios sísmicos

con la interpretación de datos sísmicos, registro de pozos, análisis PVT,

análisis de núcleos (cores), entre otros. (Vaca, Ramones, Urrucheaga, &

Ríos, 2001, pág. 19)

- Estudios sísmicos

Permiten hacer diagramas en dos o tres dimensiones del subsuelo con el

propósito de ubicar estructuras productoras de hidrocarburos. Una vez

alcanzada una estructura productora la técnica de sísmica 3-D permite

configurar la estructura geológica del subsuelo con la ayuda de otras

técnicas. (Lopera Castro, 2009, pág. 21)

- Estudios geológicos

Estos incluyen lo relacionado a ambientes de deposición, continuidad

litología y límites de la roca. (Mannucci V., pág. 4)

14

- Análisis de núcleos (cores)

Permite medir las propiedades básicas de muestras de formación como

saturación de fluidos, porosidad, permeabilidad, así como curvas de

permeabilidad relativa y presión capilar. Esta determinación es a escala

microscópica. (Lopera Castro, 2009, pág. 23)

- Registros eléctricos

Permiten determinar las propiedades de la formación a partir de mediciones

de resistividad, potencial espontáneo, radioactividad natural, densidad

atómica y velocidad de ondas de sonido en rocas. (Halliburton Energy

Services, 2001, pág. 36)

- Análisis PVT

Estas pruebas permiten caracterizar los fluidos estudiando la variación de

propiedades tales como viscosidad y densidad con temperatura y presión.

(Lopera Castro, 2009, pág. 21)

15

1.2.6.2 Modelo de simulación estático

El modelo de simulación que es denominado estático, se refiere a un modelo

geológico de yacimiento de acuerdo a las estructuras y propiedades físicas

entre las cuales se encuentran principalmente porosidad, permeabilidad,

saturación. Este modelo estático-geológico es la base sobre la cual trabajan

los ingenieros para obtener un modelo de simulación dinámico que

represente al yacimiento petrolero en estudio. (Villegas Velásquez, 2007,

pág. 20)

- Porosidad (Ø)

Las rocas sedimentarias están compuestas de la matriz o esqueleto (granos)

y de los poros como se observa en la figura 3; siendo la porosidad, la

fracción del volumen total de roca no ocupada o libre de material o poros.


Figura 3. Porosidad


16

La ecuación de la porosidad es:

[1.1]

Donde:

Ø: porosidad en fracción

VP: volumen poroso en pies cúbicos

VT: volumen total en pies cúbicos

VS: volumen sólido en pies cúbicos

Al tener datos del área y espesor del yacimiento, se puede calcular el

volumen poroso del yacimiento a través de la siguiente fórmula:

[1.2]

Donde:

VP: volumen poroso en barriles de yacimiento

7758: constante en barriles sobre acre pies

A: área en acres

H: altura en pies

Ø: porosidad en fracción

La porosidad de la roca puede ser clasificada por la comunicación de los

poros y por su origen. Según la primera, la porosidad puede ser efectiva que

corresponde al volumen de poros interconectados entre sí sobre el volumen

total, sirve para el cálculo de petróleo y gas in situ y es medida con

porosímetros; porosidad absoluta, que corresponde al volumen de poros

interconectados o no entre sí sobre el volumen total. La diferencia entre

ambas porosidades, es la porosidad residual o no efectiva como se observa

en la siguiente ecuación. (Mannucci V., pág. 2)

17

[1.3]

Donde:

Ør: porosidad residual en fracción

Øa: porosidad absoluta en fracción

Øe: Porosidad efectiva en fracción

Según el origen se tiene la porosidad primaria originada durante la

depositación de los estratos, sus poros son espacios entre granos

individuales de sedimento, se encuentra en areniscas (detríticas o clásticas)

y calizas oolíticas (no detríticas); y la porosidad secundaria constituida luego

de la depositación, a causa de un proceso geológico, por disolución de

material sólido soluble constitutivo de las rocas (porosidad en solución), por

fractura y por dolomitización debido a un proceso mediante el cual las

calizas se convierten en dolomitas con mayor porosidad. La porosidad

también puede ser total en yacimientos denominados de doble porosidad y

es calculada con la suma de las porosidades primaria y secundaria.


La porosidad puede ser determinada por métodos directos en laboratorio

utilizado núcleos de corona de los pozos, tratados y preparados; y métodos

indirectos de campo como los registros eléctricos como el neutrón, sónico y

de densidad. (Mannucci V., pág. 11)

- Permeabilidad (K)

Es la capacidad que tiene una roca para dejar pasar a los fluidos a través de

ella. Se considera como “la cantidad de fluido que pasa a través de una

sección transversal unitaria en una unidad de tiempo”. (Mannucci V., pág.

12)

18

La permeabilidad puede ser clasificada en permeabilidad absoluta (K), en la

cual se tiene un medio poroso saturado 100% por una solo fase;

permeabilidad efectiva (Kei, i = o,w,g) que corresponde a cada fase cuando

fluyen dos o más fluidos en el medio poroso; su valor siempre es menor que

100% y permeabilidad relativa (Kri, i = o,w,g) que es la relación entre la

permeabilidad efectiva y la absoluta, depende de la saturación del fluido y es

menor a 1. (Mannucci V., págs. 36,37)

[1.4]

Donde:

Kri: permeabilidad relativa en fracción

Kei: permeabilidad efectiva en darcys

K: permeabilidad absoluta en darcys

La permeabilidad puede ser determinada por métodos directos con la

utilización de los núcleos o cores tomados de los pozos y por métodos

indirectos con el uso de correlaciones, en función de la porosidad según el

tipo de roca (correlaciones de Archie), presión capilar, pruebas de flujo,

pruebas de restauración de presión y a veces por correlaciones empíricas

según perfiles eléctricos de resistividad y porosidad. (Mannucci V., págs. 14,

15)

El concepto de permeabilidad fue dado por Darcy, quien observó el flujo de

agua a través de filtros y fundamento una ley, según la cual, “la velocidad de

un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de

presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”, lo cual puede

ser observado en la figura 4; (Mannucci V., págs. 14, 15) con la siguiente

ecuación:

[1.5]

19

Donde:

Q: tasa de flujo (cm3/s)

K: permeabilidad

A: área transversal (cm2)

h: espesor

L: longitud del empaque (cm)

Siendo esta ley válida para un sistema de fluido monofásico y homogéneo,

sin reacción roca – fluido y flujo laminar, y no es válida para números de

Reynolds > 1. (Mannucci V., pág. 20)

Figura 4. Ley de Darcy aplicada al cálculo de permeabilidad


La Ley de Darcy es aplicada en el flujo hacia los pozos productores, a través

del denominado Flujo radial en donde se supone un pozo con un radio rw en

una formación cilíndrica horizontal con radio exterior re y espesor h con

presiones Pw y Pe, como se observa en la figura 5. (Mannucci V., pág. 30)

20

Figura 5. Flujo radial


Para el flujo radial se utiliza la siguiente ecuación:

[1.6]

Donde:

Q: tasa de flujo

K: permeabilidad

H: espesor

Pe: presión en el radio exterior de drenaje

Pw: presión en el radio del pozo

µ: viscosidad

re: radio exterior de drenaje

rw: radio del pozo

21

Cabe mencionar que las permeabilidades efectivas así como las

permeabilidades relativas, en un sistema saturado por más de un fluido

dependen de la humectabilidad y la saturación. Razón por la cual, las curvas

de permeabilidades relativas que se observan en la figura 6 son función de

la saturación de uno de los fluidos, que generalmente es la fase humectante

del medio poroso determinada con la medida de parámetros básicos y la

aplicación de la ecuación de Darcy en pruebas de laboratorio a través de

procesos de flujo continuo, desplazamiento de un fluido por otro y pruebas

de presión capilar; a partir de datos de campo o desde ecuaciones

(correlaciones) teórica empíricas. (Mannucci V., pág. 121).

Figura 6. Curvas de permeabilidad relativas a dos fases


22

- Saturación (S)

Saturación es la “Fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por

un determinado fluido, que puede ser petróleo, gas o agua” (Mannucci V.,

págs. 53,54), obteniéndose las siguientes ecuaciones para cada uno de los

tres fluidos:

[1.7]

Donde:

So: saturación de petróleo

Vo: volumen de petróleo

Vp: volumen poroso

[1.8]

Donde:

Swi: saturación de agua connata

Vwi: volumen de agua connata

Vp: volumen poroso

[1.9]

Donde:

Sg: saturación de gas

Vg: volumen de gas

Vp: volumen poroso

23

[1.10]

Donde:

Sg: saturación de gas

So: saturación de petróleo

Swi: saturación de agua connata

La saturación puede ser determinada por métodos directos en laboratorio

como el “Método de la Retorta” y el de “Extracción por Solventes” y métodos

indirectos con la utilización de registros eléctricos especiales. (Mannucci V.,

pág. 55).

- Humectabilidad o mojabilidad

La humectabilidad es la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie

sólida, en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor

área de contacto con el sólido. Siendo el fluido mojante o humectante, aquel

que presenta mayor tensión de adhesión con la roca del yacimiento.

(Mannucci V., pág. 91).

Una medida de la humectabilidad, es por conveniencia a través de la fase

más densa y tiene valores entre 0° y 180°. Siendo roca hidrófila (mojada por

agua) cuando < 90°, roca con mojabilidad neutra (ambas fases tienen igual

afinidad de mojar la roca) cuanto = 90°y roca oleófila (mojada por petróleo)

cuando > 90°; como se observa en la figura 7. (Mannucci V., pág. 92).

24

Figura 7. Fenómenos de humectabilidad


1.2.6.3 Modelo de Simulación dinámico

El modelo de simulación dinámico integra, como su nombre lo indica toda la

información dinámica como los datos reales de campo de producción e

inyección en caso de existir (históricos/caudales) y de presiones obtenidas

especialmente desde la interpretación de las pruebas de restauración de

presión (Build Up). (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 20)

- Información de producción e inyección

Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento,

se requieren conocer los caudales de producción de petróleo y agua para

cada pozo, siendo estos datos visualizados desde gráficas de:

Caudal de petróleo vs. Tiempo

Caudal de agua vs. Tiempo

25

En la práctica generalmente se cuenta con un registro completo del caudal

de producción de petróleo de cada pozo, pero no pasa lo mismo con los

caudales de producción de agua, cuya información la mayoría de las veces

es limitada. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 20)

- Índice de productividad (IP)

Además de contar con información de producción e inyección, es preciso

tener los índices de productividad y si es el caso, los índices de inyectividad

de los pozos que integran el yacimiento.

El índice de productividad es la razón del caudal de producción dividido para

la presión diferencial o caída de presión. Es un parámetro que da el

potencial del pozo. (Craft & Hawkins, 1968, pág. 365)

[1.11]

Donde:

IP: índice de productividad en BFPD/psi

q: caudal en BFPD

Pr: presión de yacimiento en psi

Pwf: presión de fondo fluyente psi

26

- Pruebas de presión

Las pruebas de restauración de presión B’UP, permiten determinar

parámetros fundamentales del yacimiento como es el daño alrededor del

pozo, tipo de reservorio y límites. Además, de la obtención de propiedades

del yacimiento como permeabilidad, presión de reservorio, índice de

productividad. (Lopera Castro, 2009, pág. 21)

1.2.7 SIMULADORES DE YACIMIENTOS

Los simuladores “son objetos de aprendizaje que mediante un software

intentan modelar parte de una réplica de los fenómenos de la realidad”

(Ambientes Virtuales en Educación Superior, pág. 3), que para este caso

sería lo que sucede en un yacimiento de petróleo.

En la actualidad, existe una gran cantidad de simuladores de yacimientos,

los cuales pueden clasificarse en función de las características que

representan, el yacimiento en estudio o un proceso físico que se quiere

reproducir. Se tienen seis parámetros de selección de acuerdo a Ertekin et

Al (2001) que son

Tipo de yacimiento.

Nivel de simulación.

Tipo de hidrocarburo contenido

Procesos de recuperación secundaria

27

Número de fases

Número de dimensiones

1.2.7.1 Tipo de yacimiento

Según Sepúlveda (2005) dependiendo de las características físicas debidas

a la mecánica de las rocas de los yacimientos, estos se pueden dividir en

dos grandes grupos yacimientos fracturados y no fracturados.

1.2.7.2 Nivel de simulación

Los estudios de simulación pueden realizarse para:

Pozos individuales

Sector del yacimiento

Todo el yacimiento

La simulación en pozos individuales es más sencilla que para un

determinado sector y más aún para todo el yacimiento; sin embargo, existen

estudios de simulación para un solo pozo con un grado de dificultad muy

elevado. (Ertekin, Abou-Kassem, & King, 2001, p. 6)

28

1.2.7.3 Tipo de fluido contenido

Según el tipo de fluido que contiene el yacimiento, los simuladores pueden

ser de gas, geotérmicos y de petróleo negro. (Ertekin, Abou-Kassem, & King,

2001, p. 6)

- Simuladores de gas

Estos simuladores son utilizados para realizar predicciones del

comportamiento de un yacimiento de gas; siendo los más sencillos aquellos

que consideran la presencia de una sola fase (gas). (Sepúlveda Gaona &


Los principales parámetros a obtener con estos simuladores son volúmenes

de gas inicial, caudal de producción y distribución de presiones. (Sepúlveda


- Simuladores geotérmicos

Este tipo de simuladores no pertenecen a la industria hidrocarburífera, son

aplicados para yacimientos cuya energía calorífica es utilizada para la

generación de electricidad. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005,

pág. 33)

29

- Simuladores de petróleo negro

Estos son los más simples y mayormente utilizados, cuando se tienen

establecidos proyectos de recuperación secundaria por medio de inyección

de gas o de agua y de agotamiento primario. (Sepúlveda Gaona & Escobar


Los modelos aplicados con estos simuladores, se basan en la suposición de

que los fluidos del yacimiento pueden representarse con petróleo, gas y

agua. Esta suposición funciona siempre y cuando el sistema durante el

proceso de recuperación quede lejos del punto crítico y de la región de

condensación retrograda y además, si los fluidos que se inyectan (si es el

caso), consisten de los mismos componentes que los fluidos que se

encuentren en el yacimiento. Los modelos de petróleo negro frecuentemente

se utilizan para estimar los efectos durante la recuperación de hidrocarburos

(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, págs. 33,34) como:

Espaciamiento y arreglo de pozos

Intervalos disparados

Conificación del gas y/o agua como función del caudal de producción

Caudales de producción

Mecanismo de entrada de agua mediante inyección

Ver la conveniencia de inyectar por los flancos del yacimiento o

inyectar con un arreglo de pozos determinado.

Pozos de relleno

30

1.2.7.4 Procesos de recuperación mejorada

Para los procesos de recuperación mejorada; se tienen simuladores de

recuperación química, recuperación con miscibles y recuperación térmica.

- Simuladores de recuperación química

Estos simuladores son capaces de reproducir el comportamiento de los

yacimientos cuando se someten a recuperación por inyección de químicos.

Dentro de los procesos de recuperación química que se pueden simular

(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 34), se tienen:

Desplazamiento de petróleo con soluciones miscelares

Desplazamiento de petróleo con polímeros

Desplazamiento de petróleo con surfactantes

Desplazamiento de petróleo por combinación de los tres anteriores.

Como es de suponer, los modelos que se utilizan en este tipo de estudios,

presentan un mayor grado de complejidad, pues deben considerar tanto la

interacción que existe entre los propios fluidos químicos, como la que hay

entre dichos fluidos y el medio poroso. (Sepúlveda Gaona & Escobar


31

- Simuladores de recuperación con miscibles

La miscibilidad es el fenómeno físico que consiste en la mezcla de dos

fluidos, sin que se forme entre ellos una interface. Existen diferentes fluidos

que se inyectan al yacimiento bajo esta condición y al estudio del efecto que

produce cada uno de ellos en la recuperación del petróleo se hace con la

ayuda de los simuladores de recuperación con miscibles. Entre los fluidos

que se utilizan en este tipo de procesos, se tienen:

Gas enriquecido

Bióxido de carbono, CO2

Nitrógeno, N2

- Simuladores de recuperación térmica

Este tipo de modelos se utilizan para simular el comportamiento de los

yacimientos sujetos a algún proceso de recuperación mejorada, por medio

de métodos térmicos cuyo objetivo principal es el de proporcionar energía

calorífica al petróleo con el fin de disminuir su viscosidad y facilitar su flujo

hacia los pozos productores. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005,

págs. 34, 35) Este tipo de métodos pueden clasificarse en:

Inyección de fluidos calientes, que pueden ser agua caliente o

vapor

Combustión in-situ

32

1.2.7.5 Número de fases

Los simuladores de acuerdo al tipo número de fases en el fluido en

movimiento dentro del yacimiento pueden ser monofásicos, bifásicos y

trifásicos. Además de “flujo composicional”, el cual nació de la necesidad de

simular procesos donde los fluidos están cercanos al punto crítico y se

presentan continuas precipitaciones de líquidos o revaporizaciones en el

reservorio. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 35)

- Simuladores monofásicos

El flujo monofásico está dado por el flujo de un solo fluido en particular,

como agua en los acuíferos, petróleo en yacimientos subsaturados y gas en

yacimientos de gas volumétrico. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo,

2005, pág. 35)

- Simuladores bifásicos

Este tipo simuladores considera la existencia de flujo bifásico en el

yacimiento, es decir, cuando dos fluidos diferentes fluyen al mismo tiempo.

(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, págs. 35, 36) Las

combinaciones que se pueden tener son:

Gas y petróleo: En un yacimiento de petróleo con empuje de gas

disuelto liberado o con capa de gas.

33

Agua y petróleo: En un yacimiento sub saturado con entrada de agua,

cuya presión se mantiene arriba de la presión de burbujeo.

Agua y gas: En yacimientos de gas con entrada de agua o cuya

saturación de agua connata es mayor que la saturación crítica.

- Simuladores trifásicos

El flujo trifásico se presenta cuando los tres fluidos que contiene un

yacimiento fluyen a la vez. También se tiene en cuenta yacimientos que

producen con un empuje combinado, con entrada de agua, empuje de gas

disuelto y/o empuje por capa de gas secundaria u original, tiene influencia en

la producción. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 36)

- Simuladores composicionales

Los modelos composicionales se utilizan para simular procesos de

recuperación para los cuales no son válidas las suposiciones hechas en un

modelo de petróleo negro. En esta categoría se incluyen los yacimientos, de

condensación retrograda y de petróleo volátil, cuya composición varía

continuamente al existir pequeños cambios de presión y/o temperatura.


34

Estos simuladores suponen que los fluidos contenidos en el yacimiento son

una mezcla formada por n-componentes, las propiedades de las fases gas-

petróleo y su equilibrio se calcula por medio de las ecuaciones de estado y

de correlaciones que están en función de la presión, y composición.


1.2.7.6 Número de dimensiones

En cuanto al número de dimensiones los simuladores pueden ser de cero,

una, dos y tres dimensiones, cuya selección se da luego de haber

determinado el nivel de simulación, el proceso de recuperación a simular, el

número de fases del fluido y las características físicas del yacimiento.


- Simuladores de cero dimensiones

Estos simuladores utilizan modelos de yacimiento conocidos como modelos

tanque o de balance de materiales. Son de cero dimensiones debido a que

las propiedades petrofísicas, las propiedades de los fluidos y los valores de

presión no varían de punto a punto a lo largo de todo del yacimiento y se les

llama de balance de materiales debido a que los cálculos realizados se

basan en un balance entre los fluidos que entran y los que salen del

yacimiento, a través de la siguiente ecuación: (Sepúlveda Gaona & Escobar


[1.12]

35

Estos modelos de cero dimensiones son la base de todos los modelos

existentes y tiene la particularidad de que en estos no pueden definirse

pozos; su uso generalmente es para estimar el volumen original de petróleo

en el yacimiento, la entrada de agua y la presión del yacimiento; sabiendo

que para el cálculo de cualquiera de los tres parámetros se requiere conocer

los otros dos: (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 37)

- Simuladores de una dimensión

Son aplicados cuando se poseen yacimientos que varían en litología y que

de acuerdo a esta variación el reservorio puede dividirse en dos. En este

caso, el yacimiento como un todo no puede ser representado mediante

propiedades promedio, sin embargo, cada parte si puede, teniéndose dos

bloques o celdas. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 38)

Para estos simuladores, la ecuación de balance describe al comportamiento

del fluido en cada celda igual que en el modelo de cero dimensiones. Sin

embargo, al existir migración fluidos de una celda a otra, no se sabe

exactamente la cantidad de fluido del volumen total del yacimiento que

corresponde a cada bloque. La transferencia de fluido entre las celdas

(transmisibilidad) se evalúa con la ecuación de Darcy. (Sepúlveda Gaona &


Según Sepúlveda (2005), estos modelos se fueron generados por Buckley-

Leverett al dar una solución analítica al comportamiento de los yacimientos

sujetos a recuperación secundaria. En una simulación de yacimientos estos

modelos se pueden aplicar si el flujo en una dirección es predominante, por

ejemplo, en los casos de inyección de gas en la cresta de un yacimiento, en

la inyección o entrada natural de agua por el flanco de otro yacimiento o en

yacimientos que se formaron por depósitos de tipo fluvial (alargados).

36

- Simuladores de dos dimensiones

El mismo análisis que se utilizó para explicar los modelos de una dimensión,

puede extenderse para los modelos en dos y tres dimensiones, esto es, la

ecuación de balance de materiales, describe el comportamiento en cada

celda y la ecuación de Darcy, el flujo entre los bloques, con la única

diferencia en que la interacción de flujo en las celdas será en dos o tres

dimensiones. El modelo de dos dimensiones consiste en una celda en dos

dimensiones y otra en la tercera dimensión. (Sepúlveda Gaona & Escobar


- Simuladores de tres dimensiones

Estos simuladores, dentro de la clasificación por el número de dimensiones,

es el más complejo, ya que cuenta con la mayoría de las fuerzas que se

presentan en el yacimiento, además de los efectos del barrido areal, y

vertical. Su uso es para todos aquellos yacimientos que presentan una

geología muy compleja, que puede dar como resultado el movimiento de

fluidos a través del medio poroso en varias direcciones. (Sepúlveda Gaona &


Existen tres tipos de modelos en tres dimensiones: en coordenadas

cartesianas (x, y, z); en coordenadas cilíndricas (r, θ, z) o el modelo radial de

tres dimensiones. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 41)

37

1.2.8 ENMALLADO MODERNO

La exactitud y eficiencia de un simulador de yacimientos en sistemas

complejos depende en gran parte de la selección adecuada de la malla. Las

mallas cartesianas son las más fáciles de utilizar aunque presentan varias

desventajas entre las cuales se destacan:

Inflexibilidad para describir fallas, fracturas hidráulicas, pozos

horizontales y discordancias generales que se presentan en los

yacimientos.

Inflexibilidad al representar la localización del pozo.

Inexactitudes inevitables debido a los efectos de orientación de la

malla.

Para mejorar las deficiencias de las mallas cartesianas se emplea

principalmente el refinamiento de las mallas.

1.2.9 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN

“Los resultados típicos que se obtienen de una simulación consisten en la

distribución de presiones y saturaciones en cada una de las celdas en que

ha sido dividido el yacimiento, y de los volúmenes producidos y las

relaciones agua-petróleo y gas-petróleo para los pozos productores. Si hay

inyección de fluidos se obtiene, el ritmo de inyección de los pozos o las

presiones necesarias para inyectar los volúmenes establecidos” (Sepúlveda


38

1.2.10 COSTOS DE LA SIMULACIÓN

“Es muy pequeño comparado al número de barriles recuperados. Sin

embargo el proceso de organizar los datos y construir el modelo pudiera ser

todavía más valioso que sus resultados, ya que nos permite entender la

naturaleza de los yacimientos. El costo de simulación incluyendo la mano de

obra es menos de ½ céntimo de dólar por barril”. (Toyo, 2009, pág. 45)

1.3 ECLIPSE

1.3.1 DESCRIPCIÓN

ECLIPSE es una familia de simuladores desarrollada para el modelamiento

de yacimientos de hidrocarburos a través de un programa computacional.

Estos simuladores hoy en día son desarrollados, mantenidos y

comercializados por una de las divisiones de la compañía Schlumberger.

(Schlumberger, 2014)

Existen diferentes simuladores, que de acuerdo a las necesidades y la

complejidad de la simulación, básicamente son cuatro:

Simulador Térmico (thermal simulator)

Simulador composicional (compositional simulator)

Simulador de línea (frontsim streamline simulator)

Simulador de petróleo negro (core simulator)

39

1.3.1.1 Simulador térmico ECLIPSE (ECLIPSE thermal simulator)

Es un simulador utilizado para el modelamiento de yacimientos sometidos a

principalmente a recuperación mejorada a través de procesos térmicos para

proporcionar calor al petróleo y facilitar su flujo, como es el caso de los

procesos de drenaje gravitacional asistidos por vapor (SAGD) en crudos

pesados, la inyección de vapor, la inyección de agua caliente, y la

combustión in situ. Además de inyección de agua fría. (Schlumberger, 2014)

1.3.1.2 Simulador composicional ECLIPSE (ECLIPSE compositional

simulator)

Es un simulador para modelar yacimientos de condensación retrógrada y

petróleo volátil, en los cuales se tienen variaciones de composición debido a

la profundidad y simular procesos de recuperación como es la inyección de

gas para aumentar o mantener la presión, desplazamiento con miscibles.

Además, maneja yacimientos de gran espesor con un gradiente de

composición debido a la gravedad, y reservorios con presiones cercanas al

punto de burbuja. (Schlumberger, 2014)

1.3.1.3 Simulador de optimización ECLIPSE (ECLIPSE Frontsim

streamline simulator)

Este simulador consiste en una extensión especial del simulador de petróleo

negro, utilizado para yacimientos heterogéneos; calcula la presión en todo el

yacimiento y genera un patrón de flujo del fluido. También permite la

simulación de yacimientos fracturados con porosidad dual. (Schlumberger,

2014)

40

1.3.1.4 Simulador de petróleo negro ECLIPSE (ECLIPSE core

simulator)

Es el simulador más comúnmente utilizado de la familia Eclipse, y puede

manejar fluido de una, dos y tres fases (petróleo, gas disuelto o petróleo

vaporizado en gas y agua), en modelos de yacimiento de tres dimensiones

para petróleo negro. Entre sus principales características se encuentra la

variedad de opciones de geometría, modelos de los mecanismos de empuje

como gas en solución y del acuífero, definición de regiones de yacimientos

con diversas características de roca y fluido, acuíferos analíticos, etc.

(Schlumberger, 2014).

1.3.2 SIMULACIÓN CON ECLIPSE

Para realizar la simulación, ECLIPSE necesita de un archivo de entrada con

diversos comandos, en el cual se guía para incluir paulatinamente y por

secciones todos los datos (ingresados o generados) correspondientes al

yacimiento y su proceso de explotación, utilizando un sistema de palabras

clave “keywords”. Este archivo es denominado “data file” y tiene que estar

grabado bajo la extensión .DATA, como se observa en el ANEXO I.

(Gonzalez, 2009, pág. 1), (Aguirre Quinteros, 2008, pág. 38) y

(Schlumberger, 2010, p. 77).

A través de siete secciones separadas por una palabra clave escrita al inicio

de cada una de ellas, el archivo “data file” especifica de una manera

ordenada los pasos que seguirá el programa para la obtención de un modelo

de simulación dinámico del yacimiento a simular. (Gonzalez, 2009, pág. 1)

41

La primera sección del archivo “data file” es la de corrida denominada

“RUNSPEC” que es utilizada por el programa para asignar la memoria del

computador necesaria para la simulación, y consiste en una serie de

palabras clave que activan las diferentes opciones para el dimensionamiento

de las variables del modelo de simulación, que siguiendo un orden lógico

son el título de la simulación, fecha de inicio, tipo de unidades (de campo,

métricas o de laboratorio), fases activas (petróleo, gas, agua, petróleo

vaporizado y/o gas disuelto ), dimensiones del acuífero, dimensiones de la

malla , número de bloques, número de regiones, número de pozos, etc.

(Gonzalez, 2009, pág. 1),

La siguiente sección es la del enmallado “GRID”, donde se especifica la

geometría básica de la malla de simulación (cartesiana, radial, punto de

esquina o bloque central), celdas activas y las propiedades de la roca como

porosidad, permeabilidad absoluta, espesor neto para cada celda; con el

objetivo fundamental de calcular volúmenes porosos, profundidades y

transmisibilidades entre los bloques. Esta información puede ser importada

desde un pre procesador (Aguirre Quinteros, 2008, pág. 39).

La tercera sección es la de edición “EDIT”, que contiene instrucciones para

modificar los volúmenes porosos, profundidades del centro de los bloques,

transmisibilidades (por presencia de fallas), calculados por el programa a

partir de los datos incluidos en la sección del enmallado. Es decir, puede

sobre escribir los datos para el yacimiento o para un conjunto de bloques.

(Aguirre Quinteros, 2008, pág. 40)

Siguiendo el orden, se tiene la sección de propiedades “PROPS”, para incluir

los datos correspondientes a presión capilar, compresibilidad de la roca,

permeabilidades relativas en función de las saturaciones, y otros datos como

factor volumétrico, viscosidad, GOR tomados desde los análisis PVT. Esta

información es útil para realizar diferentes cálculos de balance de materiales

en cada celda a diferentes tiempos. (Schlumberger, 2010, p. 123).

42

Luego se presenta la sección referente a las regiones “REGIONS” que sirve

para dividir al yacimiento simulado en zonas donde se tienen las mismas

propiedades PVT como densidad de fluidos, factor volumétrico y

viscosidades, permeabilidades relativas, presiones capilares para el cálculo

de los volúmenes en el sitio de cada región y el flujo inter región, etc.

(Schlumberger, 2010, p. 175).

Más abajo se incluye la sección de solución “SOLUTION”, corresponde a la

inicialización del modelo de simulación, contiene la suficiente información

como para definir el estado inicial del yacimiento en cuanto a presión,

saturaciones y composición de cada celda del enmallado, que puede

calcular el mismo ECLIPSE desde datos de ingresados como las

profundidades de los contactos, etc. (equilibrio “equilibration”); desde un

archivo creado en una corrida anterior (reanudar “restar”); y desde datos

ingresados por el usuario en cada bloque de la malla de simulación

(enumeración “enumeration”). (Aguirre Quinteros, 2008, pág. 41)

La penúltima sección es la perteneciente al resumen “SUMMARY”, donde se

especifican las diferentes variables que se escribirán en los archivos

resumen en diferentes intervalos de tiempo de la simulación, para la

obtención de gráficos, tablas y mapas que demuestren la variación de las

diferentes propiedades del yacimiento a lo largo de la producción.

(Schlumberger, 2010, p. 197)

Por último en el simulador de petróleo negro se encuentra la sección de

registro “SCHEDULE” que sirve para detallar la información real histórica

perteneciente a los pozos, presiones, producción e inyección a través del

tiempo y especificar las operaciones a ser simuladas. Además en esta

sección se incluye el ajuste histórico y las predicciones. (Schlumberger,

2010, p. 264)

43

Las secciones de corrida del modelo de simulación “RUNSPEC”, del

enmallado “GRID”, de propiedades “PROPS”, de solución “SOLUTION y de

registro “SCHEDULE “son obligatorias, mientras que el resto son opcionales.

(Gonzalez, 2009, pág. 1)

Por otro lado, una alternativa más simple para la preparación de la

información, ingreso de los datos del yacimiento y la simulación en sí, es a

través de la interface oficina “Office” que se encuentra al abrir el programa

ECLIPSE desde el ícono del escritorio. (Gonzalez, 2009, pág. 1)

Oficina es una herramienta que ayuda a controlar el flujo de trabajo de la

simulación con de la apertura de varios paneles interactivos denominados

módulos; que permiten el ingreso, edición, revisión de los datos, comprobar

resultados y generar informes. “Office” también integra diferentes

aplicaciones de Eclipse en su escritorio. (Schlumberger, 2010, p. 15)

Dentro de los módulos de la interface oficina se tiene el gerenciamiento de

los casos “case manager” que presenta esquemáticamente como un árbol

de problemas las diferentes corridas (casos) de la simulación y su relación,

donde una puede o no derivar de otra. Cada caso contiene una serie de

archivos a incluir con toda la información necesaria del modelo de simulación

para la corrida. Las definiciones del árbol y los casos se almacenan en un

archivo con extensión .OFF. (Schlumberger, 2010, p. 17)

Otro módulo es el de gerenciamiento de la información “data manager”, que

permite la creación, edición, ingreso, y borrado de los datos y palabras clave

correspondientes a un caso. (Schlumberger, 2010, p. 18)

Las secciones del “data manager” son definición del caso “Case definition”,

enmallado “Grid”, presión volumen temperatura “PVT”, escalamiento “SCAL”,

inicialización “Initialization”, regiones “regions”, registro “Schedule”, resumen

“summary”, entre otras.

44

Definición del caso al igual, permite la definición de diferentes opciones del

caso como es el tipo de simulador, título, fecha de inicio, unidades,

dimensiones, fases presentes, entre otras excepto el tamaño de las tablas.

(Aguirre Quinteros, 2008, pág. 47)

La sección denominada “grid”, permite el acceso a la malla de simulación en

2D y 3D principalmente para la edición y visualización de la geometría y

propiedades del yacimiento como porosidad, permeabilidad, espesor neto en

las diferentes celdas del enmallado; información que puede ser obtenida

desde un archivo existente o desde la corrida del simulador, con el objetivo

de calcular volúmenes y la transmisibilidad. (Schlumberger, 2010, p. 18)

En la sección “PVT”, se encuentran diferentes opciones relativas a las

propiedades PVT de los tres fluidos como compresibilidad, densidad a una

presión de referencia, que pueden obtenerse desde archivos generados en

pre procesadores como PVTi, correlaciones para aceite negro del simulador

o manualmente. También se escogen y editan las tablas de datos de

solubilidad del gas, factor volumétrico, y viscosidad pertenecientes a cada

una de las regiones en que se ha dividido el reservorio, si es el caso y sobre

todo se escogen las palabras clave con las que se guía el simulador.


También se tiene la sección de escalamiento “SCAL” donde se integran y

editan los datos de permeabilidades relativas y presión capilar, se visualizan

las gráficas, se pueden indicar las regiones del yacimiento con similares

propiedades, y al igual que en las otras secciones se encuentran y escogen

las palabras clave. (Schlumberger, 2010, p. 19)

Mediante la sección de inicialización “initialization”, se tiene acceso a las

palabras clave y a la edición de la solución que determina las propiedades

iniciales del yacimiento modelado y es la base para la simulación. (Aguirre

Quinteros, 2008, pág. 50)

45

La sección de regiones “regions”, permite especificar las celdas

pertenecientes a cada región del modelo, de acuerdo a lo cual el simulador

se guiará para incluir datos como es el caso de los PVT cuando existen

varias tablas. También permite el acceso a las palabras clave

correspondientes. (Schlumberger, 2010, p. 19)

La siguiente sección es la de registro “Schedule” donde se puede incluir toda

la información real tomada de los pozos como presión, producción,

completaciones a lo largo del tiempo. Además de que se pueden ver, editar

e insertar las palabras clave. Los datos pueden ser incluidos desde archivos

generados fuera del simulador. (Schlumberger, 2010, p. 19) y (Aguirre

Quinteros, 2008, pág. 50)

Otra sección del “data manager” es la de resumen “summary”, que permite el

acceso a todas las palabras clave y las posibles variables de salida que se

encuentran organizados en orden alfabético. (Schlumberger, 2010, p. 20)

El ítem de sensibilidades múltiples “multiple sensitivities”, muestra las

múltiples ejecuciones del caso y optimizar “optimize” es para simulaciones

composicionales. (Schlumberger, 2010, p. 20)

El siguiente módulo de la interface “office” es el módulo de gerenciamiento

de la corrida “run manager” que es utilizado para la realización de las

diferentes corridas del modelo de simulación desde un equipo local o un

remoto, con el objetivo principalmente de verificar el ajuste histórico.


Otro módulo es el visor de resultados que puede proveer soluciones al

cruzar varias variables a través de las palabras clave, para de esta manera

obtener un resumen y por ende la realización de informes.

46

Por último el módulo de generación de reportes “report generator”, se utiliza

para crear informes de la simulación a partir de información relevante de los

archivos de resumen con extensión .PRT, incluyendo errores, advertencias,

comentarios, mensajes, etc. (Schlumberger, 2010, p. 22)

Entre otras aplicaciones de Eclipse encontradas en “office” se tiene “FloGrid”

que sirve para construir modelos de yacimientos desde datos geológicos y

geofísicos para la estimación de reservas, la simulación de flujo de fluidos y

la planificación de desarrollo; “PVTi” que ayuda a la generación de datos

PVT desde los análisis de laboratorio de muestras de petróleo y gas;

“Schedule” que interviene en la preparación, validación e integración a la

simulación, los datos de producción y completaciones. (Schlumberger, 2010,

p. 15)

1.4 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO

1.4.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El campo Frontera se encuentra ubicado en el hemisferio Norte, en la línea

limítrofe entre Ecuador y Colombia, desde el lado ecuatoriano en la provincia

de Sucumbíos, cantón Lago Agrio; entre las coordenada 0° 14’ 28,1” N y 76°

33’ 27,72” W en la Cuenca Oriente, bloque 57 en el área Libertador, al

noreste de los campos Tapi – Tetete y al norte del campo Libertador como

se puede observar en la figura 8. (Universidad Central del Ecuador -

PETROECUADOR, 1999, pág. 21)

47

47

Figura 8. Ubicación del campo Frontera en el Ecuador

(Secretaría de Hidrocarburos, 2013)

48

1.4.2 ANTECEDENTES

La historia del campo en estudio inició en el año de 1987, con el desarrollo

de actividades de sísmica e interpretación, que al encontrarse en una zona

de frontera fue realizada por una comisión técnica binacional colombo

ecuatoriana, entre las compañías estatales de ambos países, la Corporación

Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE), hoy en día PETROAMAZONAS EP de

Ecuador y la Empresa Colombiana de Petróleos (ECOPETROL) de

Colombia. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág.

20)

La comisión definió que se trataba de un alto estructural compartido, al que

lo llamaron Frontera-Quillacinga, y en el cual a finales de 1987 se perfora del

lado ecuatoriano el pozo exploratorio Frontera-1 alcanzando una profundidad

de 9254 pies, teniendo producción de las areniscas “U” y “T” de la formación

Napo, los mismos que resultarían productivos en el pozo Quillacinga-1 del

lado colombiano perforado en 1988. ( (Universidad Central del Ecuador -


Posteriormente, CEPE corre las líneas sísmicas P87-1320 y P87-1090,

mientras que ECOPETROL corre las líneas P87-1210 y P87-1220, con el

objetivo de definir la extensión de la estructura hacia la frontera; con lo cual

se da una reinterpretación y definición de un nuevo mapa estructural.

(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 20)

En junio de 1988, se perforan los pozos de desarrollo Frontera-2 que fue

productivo y Quillacinga-2 que resultó seco, demostrándose que no era una

estructura compartida por los dos países.

En el anexo II, se incluyen las pruebas iniciales de los tres pozos productivos

antes mencionados y algunas propiedades petrofísicas. (Universidad Central

del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 20)

49

1.4.3 ESTRATIGRAFÍA

El campo Frontera, pertenece a la Cuenca Oriente que es una “cuenca

sedimentaria, con una columna estratigráfica de espesor considerable que

va del Paleozoico al Reciente, con rocas porosas y permeables, con

excelente potencial de roca reservorio, con arcillas y calizas negras” (Baby,

Rivadeneira, & Barragán, 2004, pág. 206); la cual se puede observar en la

figura 9. Constituyendo la sección cretácica de la Cuenca Oriente, las

formaciones de mayor interés para la industria petrolera ecuatoriana por

contener reservorios de hidrocarburos (Universidad Central del Ecuador -

PETROECUADOR, 1999, pág. 4) son:

Formación Hollín

Formación Napo

Formación Tena

Los reservorios productivos que se encuentran en estas formaciones, desde

el más profundo son T, U y M-1 con una mejora calidad en la base,

degradándose hacia el techo. Además, se ubican las calizas A y B que son

reservorios marginales con porosidad de fractura. (Baby, Rivadeneira, &

Barragán, 2004, pág. 233)

1.4.3.1 Formación Hollín

Esta formación pertenece al aptiano-albiano, y es una secuencia de

areniscas cuarzosas de tamaño variable, su parte inferior es intercalada por

una capa de limolitas y la parte superior con presencia de lignito; su espesor

50

varía entre 0 a 150 m, sin depositarse en los bordes de la cuenca. Tiene dos

unidades distintas, las areniscas gruesas de la parte inferior son

continentales y las de la parte superior de grano más fino con un ambiente

marino litoral. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999,

pág. 11)

1.4.3.2 Formación Napo

Se halla conformada por la Napo Inferior, donde se encuentra la arenisca U,

que es una secuencia de areniscas glauconíticas a no glauconíticas con

matriz arcillosa saturada de hidrocarburo, intercaladas con calizas. En la

formación Napo Media se tiene la arenisca M-2 y en la Napo Superior la

arenisca M-1. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999,

pág. 12)

Dentro de esta formación también se encuentra la formación Napo basal que

tiene un espesor promedio de 60 m, formada por la arenisca basal en la cual

se tienen areniscas glauconíticas, intercaladas con lutitas y calizas; y T que

son areniscas a menudo glauconíticas en su base. (Universidad Central del

Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 12)

1.4.3.3 Formación Tena

En la formación Tena, se tiene principalmente las areniscas denominadas

Basal Tena, con un espesor muy variable desde 300 al Este a 1000 m al

suroeste en la zona subandina. (Universidad Central del Ecuador -


51

Figura 9. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente

(Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004, pág. 18)

52

Para el campo Frontera, los horizontes de mayor interés hidrocarburífero son

U y T de la formación Napo, constituidos principalmente por areniscas que

son rocas reservorio. Estos horizontes pueden ser observados en la columna

estratigráfica específica, indicada en la figura 10, donde se muestra con un

mayor detalle la formación Napo, todos sus miembros y horizontes.

El miembro más profundo, es el Napo Basal que fue perforado

superficialmente con los pozos Frontera-1 y Frontera-2. Dentro de este, se

encuentra la caliza C y las areniscas T que son de grano fino a medio,

cuarzoso a glauconítico, y pueden ser divididas en dos que son T Inferior,

limpia y con intercalaciones menores de areniscas limosas, y T Superior que

tiene intercalaciones de areniscas calcáreas con lutita. (Universidad Central

del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 24)

Encima de Napo Basal se encuentra Napo Inferior, al cual iniciando por lo

más profundo, le corresponde un estrato de correlación denominado caliza B

que tiene una potencia de 30 pies; luego del cual se encuentra una capa de

lutita, que le separa de las areniscas U que se encuentran inmediatamente y

pueden ser subdivididas al igual que T en dos, la U Inferior que es la de

mayor importancia, siendo una arenisca basal limpia encontrada en todo el

campo, con intercalaciones de lutitas y areniscas calcáreas y limosas al

tope, y la arenisca U Superior que tiene intercalaciones de arenisca calcárea

con lutita.

Más superficialmente y dentro de la formación Napo, se encuentra la Napo

Media, a la cual pertenece el otro marcador litológico del campo Frontera

que sirve para las correlaciones, la caliza A que es calcárea, tiene un

espesor de 30 pies y al igual que la caliza B no son intervalos de interés.


53

Figura 10. Columna estratigráfica del Campo Frontera


54

Como ya se mencionó anteriormente y al igual que en la columna

estratigráfica; en el registro eléctrico tipo corrido en el pozo Frontera-1 de la

figura 11, se observan los mismos horizontes de la formación Napo desde la

arenisca T Inferior, arenisca T Superior, caliza B, arenisca U Inferior,

arenisca U Superior y caliza A. Las dos calizas A y B, se muestran en todo el

campo, y por ende son utilizadas como los estratos guías (marcadores

litológicos), para la realización de diferentes correlaciones estratigráficas.

(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, págs. 24-26)

Este informe de 1999, también indica que en la tendencia noreste-suroeste,

U tiene mejor desarrollo alrededor del pozo Frontera-4B; la arenisca T se

desarrolla y la caliza C se acuña en ambas direcciones del pozo Frontera-1.


En la tendencia noreste-sureste, la arenisca U se mantiene constante; T

tiene mayor desarrollo en ambas direcciones, principalmente al noreste; la

caliza C se acuña contra el basamento ígneo del pozo Frontera-2 al norte y

del pozo Frontera-1 al sur; y la caliza A se desarrolla al suroeste, existiendo

una posible continuidad del contacto agua/petróleo del pozo Frontera-3 a

todo el campo. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999,

pág. 28)

Existe continuidad de los niveles estratigráficos entre los pozos Frontera-1 y

Frontera-4B, con una falla muy local norte-sur y otra este-oeste en el flanco

norte del valle, entre ambos pozos; dividiendo la estructura principal de la

secundaria. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999,

pág. 30)

Cabe mencionar, que para las correlaciones estructurales estratigráficas, se

revisan principalmente los denominados topes y bases formacionales para

todos los pozos, los mismos que se pueden observar en el anexo III.

55

Figura 11. Registro eléctrico tipo del pozo Frontera-1, con líneas de

correlación


56

1.4.4 GEOFÍSICA

En el informe de simulación, se encontró que en el campo Frontera existe

una influencia del basamento en forma de hongo con dos fallas inversas a

cada lado, y la parte central levantada por dos fallas reversas casi

simétricas. La falla oriental tiene un menor ángulo y demuestra

cabalgamiento desde el oriente. (Universidad Central del Ecuador -


También se investigó que existen dos altos estructurales en los pozos

Frontera-1 (principal) y Frontera -2; dos fallas inversas interfiriendo la

continuidad del campo, una derivada de la principal noreste-suroeste entre el

pozo Frontera-3 al extremo sur del campo y el pozo Frontera-4B, siguiendo

el flanco norte del valle que separa el pozo Frontera-3 de la estructura

principal y de los otros pozos. La otra falla es por la proyección de una falla

al oeste del campo que puede interferir la conexión entre el pozo Frontera-2

y el pozo Frontera-5. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR,

1999, pág. 35)

La arenisca T, está influenciada por el alto del pozo Frontera-1, con una

continuidad y mejor desarrollo al norte entre los pozos Frontera-2 y Frontera-

5; a diferencia de U que es homogénea y se desarrolla entre los pozos

Frontera-1 y Frontera-4B con un cambio de facies hacia los extremos

opuestos. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág.

35)

57

CAPÍTULO II

2. METODOLOGÍA DE DESARROLLO DEL TRABAJO

El proceso metodológico del presente trabajo inicia con una recopilación

bibliográfica para continuar con los pasos que se resumen en la figura 12,

cada uno de los cuales es explicado y desarrollado a continuación en este

mismo capítulo; luego de lo cual se presentan los resultados, conclusiones y

recomendaciones.

Figura 12. Diagrama de flujo de la metodología.

(Pozo, M, 2013)

RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA

RECOPILACIÓN DE ESTUDIOS ANTECEDENTES

RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN ACTUALIZADA

REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN

RESULTADOS

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

58

2.1 RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA

La revisión bibliográfica inició con la recopilación más adecuada sobre temas

relacionados con la simulación de yacimientos, su desarrollo histórico desde

los primeros modelos de yacimiento físicos que eran depósitos de paredes

transparentes llenos de arena, petróleo y agua, o los primeros modelos

analíticos que consideraban al reservorio como un tanque sin variación de

propiedades hasta la simulación actual con flujo en tres dimensiones con n

componentes; ámbitos de aplicación; simuladores y su clasificación; pasos

para el desarrollo de los modelos de simulación dinámicos, importancia y

principales conceptos relacionados.

Tomando en cuenta los autores más representativos como Craft & Hawkins,

Turgay Ertekin, Jamal Abou-Kassem, Gregory King, Escobar, entre otros;

cuyas investigaciones han servido de base a otros estudios de simulación de

yacimientos e Ingeniería de yacimientos.

2.2 RECOPILACIÓN DE ESTUDIOS ANTERIORES SOBRE EL

CAMPO FRONTERA

Luego de la recopilación bibliográfica se buscó información de los modelos

de simulación realizados para el campo Frontera, consiguiendo dos estudios,

un informe final de la simulación realizada en el año de 1999 bajo un

convenio entre la compañía operadora y la Universidad Central del Ecuador,

y un modelo de simulación dinámico con información hasta el año 2009.

59

2.2.1 INFORME DE SIMULACIÓN (1999)

Este informe final es el documento escrito que fue presentado por los

técnicos que realizaron la simulación matemática corrida en 1999 con el

programa IMEX en su versión de 1998 de la compañía CMG, que es un

programa de computo que utiliza los principios relacionados con el flujo de

fluidos en el medio poroso de un yacimiento de petróleo/gas.

Del análisis de este documento se obtuvieron datos del campo como

ubicación, antecedentes, información estática como estratigrafía, geofísica,

petrofísica, descripción de los yacimientos, estructura, petróleo original in

situ (POES) e información dinámica de presión y producción hasta diciembre

de 1998, con lo cual se obtuvo una vista preliminar y completa del área.

2.2.2 MODELO DE SIMULACIÓN DINÁMICO (2009)

Este modelo de simulación del campo Frontera desarrollado en el programa

ECLIPSE fue facilitado por técnicos de la operadora en colaboración con

funcionarios de la Secretaría de Hidrocarburos y bajo un oficio de

requerimiento de información, enviado desde este organismo

gubernamental.

De este modelo, se obtuvo información estática y dinámica del campo al año

2009, el ajuste histórico, y los diferentes escenarios de desarrollo simulados,

de entre los cuales se escogió uno aplicable al estado actual del campo.

Para poder obtener toda la información antes descrita, en primer lugar se

realizó una lectura del manual del simulador Eclipse, principalmente acerca

de oficina “office” que como se mencionó anteriormente es la interface del

programa con el usuario para el ingreso de datos.

60

La interface oficina de este software, mostrada en la figura 13, tiene

diferentes módulos que son de gerenciamiento de los casos o corridas de la

simulación “case manager”; gerenciamiento de la información “data

manager”; gerenciamiento de la corrida “run manager”, el visor de los

resultados “result viewer” y el generador de reportes “report generator”. Para

este estudio, únicamente se utilizó los módulos de gerenciamiento del caso,

gerenciamiento de datos y el visor de resultados.

Figura 13. Imagen tomada de la interface denominada “Office” del

programa Eclipse.


Utilizando el modelo de simulación dinámico abierto en la interface oficina,

en primer lugar se encontró el módulo de gerenciamiento de los diferentes

casos “case manager”, donde se observaron las diferentes propuestas o

escenarios de desarrollo corridos en la simulación, como es la realización de

un reacondicionamiento, reacondicionamiento y perforación, perforación e

inyección para este caso en específico del campo Frontera.

También, se encontró cada uno de los archivos a ser cargados que incluyen

toda la información cargada, lo antes mencionado puede ser observado en la

figura 14.

61

Figura 14. Imagen tomada del programa Eclipse, del gerenciamiento de los

casos “case manager”.


Luego se abrió el módulo de gerenciamiento de la información “data

manager”, donde se encontró diferentes secciones, las mismas que se

pueden observar en la figura 15, para la carga de la información de los

diversos parámetros de los yacimientos productores U y T del campo

Frontera.

Figura 15. Imagen tomada del programa Eclipse, del Gerenciamiento de la

información “data manager”.


62

La primera sección es la denominada “case definition” del “data manager”,

donde se encontró las diferentes opciones utilizadas cuando se corrió el

modelo de simulación; las mismas que se pueden en la tabla 1, donde se

dan las características y lo utilizado en el modelo de simulación dinámico.

Tabla 1. Parámetros básicos utilizados para la definición del modelo de

simulación dinámico del campo Frontera.

Característica Modelo de simulación

Simulador Petróleo Negro

Fecha de inicio de la simulación 01/07/1991

Dimensiones del modelo de

simulación

Celdas en X: 52

Celdas en Y: 71

Celdas en Z: 18

Unidades De campo

Acuíferos Analítico y numérico

Tipo de enmallado Cartesiano

Tipo de geometría Punto de esquina

PVT Propiedades para agua, petróleo, gas y gas

disuelto

Reservorios U y T

(PETROPRODUCCIÓN, 2009), (Pozo, M,2013)

La siguiente sección es la del enmallado “grid”, donde se encontró la

información estática del yacimiento en estudio como permeabilidad,

porosidad, espesores netos, geometría del enmallado y se ubicó las

diferentes divisiones de los yacimientos del campo; lo cual puede ser

observado en los mapas de isopropiedades y los mapas de celdas activas y

no para las diferentes capas en que se dividieron los dos yacimientos del

campo Frontera; como es el mapa que se puede observar en la figura 16

63

correspondiente a K=16 que es una de las capas de la arenisca T, donde se

muestran las celdas activas con color azul (valor 1) y no activas (valor 0) con

color rojo, además de los pozos abiertos en esta capa que son Frontera-1,

Frontera-2, y Frontera-5.

Figura 16. Mapa de celdas activas y no con los pozos activos para la capa

K=16, correspondiente al yacimiento T del campo Frontera.

(PETROPRODUCCIÓN, 2009)

64

Del mismo modo que para T en la figura 17, se observa un mapa

perteneciente a la capa de K=1 del yacimiento U, donde se muestran las

celdas activas, no activas al inicio de la simulación y los pozos Frontera-2,

Frontera-5 y Frontera-3.

Figura 17. Mapa de celdas activas y no con los pozos activos para la capa

K=1, correspondiente al yacimiento U del campo Frontera.


65

La tercera sección del módulo de gerenciamiento de la información es “PVT”,

de donde se tomaron datos como factores volumétricos, compresibilidades,

viscosidades, etc, pertenecientes a los tres fluidos del yacimiento.

Otras secciones del “data manager” que se abrieron son escalamiento

“SCAL” de donde se obtuvo información correspondiente a saturación de

agua, permeabilidades y presiones capilares, y se adquirieron dos gráficas

de permeabilidades relativas en función de la saturación de agua para cada

una de las dos fases mojante y no mojante, perteneciente a las areniscas U

y T

Inicialización “initilization”, donde se encuentra el volumen de fluidos en el

sitio (POES) que por cuestiones de licencia del simulador no pudo ser

cargado desde aquí, y los datos de petróleo original in situ (POES), para la

arenisca T (región 2) y para la arenisca U (región 1); fueron entonces

obtenidos desde los archivos con extención .txt generados por el simulador.

Dentro de este módulo, y a través de la sección denominada regiones

“regions”, se vio que en este caso se tenían dos regiones dos regiones, para

el reservorio T (región 2) que es el más profundo con las capas 12, 13, 14,

15, 16, 17, 18 y para U (región 1) donde se encuentran las capas 1, 2, 3, 4,

5, 6, 7, 8, 9, 10.

En la sección de registro “Schedule”, se encontró lo relacionado a la

información dinámica del campo que son los datos reales de producciones

por pozo, arena y campo de petróleo, gas y agua, presiones,

completaciones, intervalos cañoneados e incorporación de nuevos pozos

con el transcurso de la vida productiva del campo Frontera. La historia de

producción encontrada fue entre los años 1991 y 2009, intervalo de tiempo

en que ha sido cargado en el simulador.

66

También se pudo observar las diferentes predicciones del simulador con un

trabajo de reacondicionamiento, perforación, inyección de agua y un trabajo

de reacondicionamiento y perforación.

En la sección de resumen “summary” se encontró las especificaciones en

cuanto a palabras clave o keywords en inglés, que se utilizan a fin de

obtener informes resumen de la simulación, gráficas y mapas que son de

suma utilidad para tener un conocimiento más amplio del campo y una base

escrita de lo realizado en el simulador.

Dentro de la interface oficina “office”, por último se abrió el visor de

resultados “result viewer”, de donde se obtuvieron diferentes gráficos y

mapas para cada una de las capas en que fueron divididos los yacimientos

resultado de diferentes corridas, ingreso de datos y el ajuste histórico;

además, de observar el comportamiento de los yacimientos en cuanto a

producción a través del tiempo.

2.3 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN AL 2013

Para la obtención de otra información complementaria relacionada a

producción, perforación, presión y yacimientos desde el año 2009 en

adelante, que no consta en el modelo de simulación dinámico, se utilizó las

bases de datos pertenecientes a la Secretaría de Hidrocarburos, entre las

cuales se tiene el Sistema Integrado de Control Hidrocarburífero (SICOHI), y

los archivos digitales pertenecientes a los trabajos hechos por la operadora

en los pozos del campo, y enviados a esta institución a fin de tener la

aprobación correspondiente.

67

2.4 REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN

Con la información disponible, se procedió a realizar los respectivos análisis

e interpretación de toda la información, primero de los datos del informe de

simulación de 1999 y del modelo de simulación dinámico de 2009, luego se

sistematizó la información actualizada al 2013; con estos elementos se

obtuvo una descripción del campo Frontera y se realizó una comparación

entre las diferentes estrategias de desarrollo simuladas y el estado actual del

campo, observándose que de las cuatro propuestas de desarrollo simuladas,

la propuesta aplicable es la inyección de agua para recuperación secundaria

a través de un nuevo pozo, para de este modo desplazar las reservas

remanentes hacia los pozos productores dentro del área de influencia de

este pozo.

68

CAPÍTULO III

3. ANÁLISIS DE RESULTADOS

3.1 PETROFÍSICA

Los parámetros petrofísicos indicados en la tabla 3 como espesor total,

espesor neto, porosidad efectiva, y saturaciones, fueron obtenidos desde el

informe final de la simulación de 1999, donde se menciona que estos se

calcularon para cada uno de los pozos Frontera-1, Frontera-2, Frontera-3,

Frontera-4B y Frontera-5 a través de la evaluación de diferentes registros

eléctricos como son los perfiles de densidad, neutrón y sónico.

La arenisca T, en el pozo Frontera-1, tiene un espesor de 42 pies con un

neto de 11 pies, formada por intercalaciones de lutitas y areniscas calcáreas;

en el pozo Frontera-2, tiene pequeñas intercalaciones de lutitas con un

espesor total de 32 pies y un neto de 16 pies; en el pozo Frontera-3, la

arenisca es más heterogénea con un espesor total de 52 pies y un neto de

33 pies, con un contacto agua-petróleo a 9297 pies. En los pozos-4B y 5, la

arena tiene un espesor total de 44 y 51 pies, con netos de 32 y 28,

respectivamente. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR,

1999, pág. 67)

U en el pozo Frontera-1 es desarrollada y limpia con un espesor neto de 30

pies de un total de 48 pies; en el pozo Frontera-2, el espesor total es de 38

pies y el neto de 21 pies. En el pozo Frontera-3, el espesor total es 64 pies

con un neto de 32 pies y un contacto agua petróleo a 9142 pies; los pozos

4B y 5 tienen un espesor total de 60 pies con netos de 31 y 22 pies.


69

69

Tabla 2. Parámetros petrofísicos para las areniscas T y U.

Pozo Arenisca Profundidad (pies) Espesores (pies) Porosidad efectiva (%) Saturaciones (%)

Base Tope Total Neto Neto saturado Agua Hidrocarburo

Frontera - 1 T 9190 9148 42 11 11 11.91 27.39 72.61

U 9065 9017 48 30 30 17.06 25.39 74.61

Frontera - 2 T 9184 9152 32 16 14 16.10 52.53 47.47

U 9046 9008 38 21 15 15.71 44.37 55.63

Frontera - 3 T 9310 9258 52 33 14 14.40 28.13 71.87

U 9158 9094 64 32 18 13.98 37.85 62.15

Frontera – 4B T 9260 9216 44 32 32 16.15 29.80 70.20

U 9122 9062 60 31 31 19.10 22.00 78.00

Frontera - 5 T 9221 9170 51 28 26 13.01 29.40 70.6

U 9077 9017 60 22 20 11.86 36.12 63.88

(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 39), (Pozo, M,2013)

70

A diferencia del informe final de simulación, con una descripción más teórica

de los yacimientos productores que conforman el campo Frontera; en el

modelo de simulación dinámico se encontró y se pudo sacar diferentes

mapas de iso-propiedades para los principales parámetros de yacimiento

estudiados en el área petrolera como son porosidad, permeabilidad, y

espesor neto (NTG), que describen las propiedades de los reservorios al

inicio de la simulación, es decir al año de 1991.

En el mapa de espesores netos de petróleo mostrado en la figura 18, se

observa que para la capa K=14 correspondiente a la arenisca T, los valores

más altos con tonalidades de color verde, amarillo, y naranja, se encuentran

alrededor de los pozos Frontera-4B y Frontera-5.

Valores menores de espesor neto con colores verdes se encontraron en las

zonas norte y sur, donde se ubican los pozos Frontera-2 y Frontera-3. En el

área donde se ubica el pozo Frontera-1, se observa una zona roja que

representaría valores altos, lo cual no es cierto debido a que cuando no se

especifican valores, el simulador los toma como 1; y esta es la razón por la

cual se ven grandes zonas de color rojo.

Es así, que se puede mencionar que para este campo en estudio, en la

arenisca T que es la más profunda, existen mejores espesores de arena en

los extremos noreste y suroeste.

Lo mencionado, confirma lo expuesto anteriormente sobre la información y

los valores de espesores netos de hidrocarburo, resumidos en una tabla de

propiedades petrofísicas y que fueron obtenidos desde el análisis del informe

final de la simulación corrida en 1999.

71

Figura 18. Mapa de valores de espesor neto (NTG) para la capa K=14,

correspondiente al yacimiento T del campo Frontera.


Para la arenisca U menos profunda que T, cuyo mapa de espesor se

observa en la figura 19, existe un mayor desarrollo alrededor de los pozos

Frontera-1 y Frontera-4B, en la zona centro de la estructura.

72

Figura 19. Mapa de valores de espesor neto (NTG) para la capa K=7,

correspondiente al yacimiento U del campo Frontera.


En cuanto a porosidades en la arenisca T, se observa valores más altos en

las zonas noreste y suroeste del campo Frontera cerca a los pozos Frontera-

2 y Frontera-3 y valores más bajos entre los pozos Frontera – 5 y Frontera-1

en la zona central de la estructura; como se muestra el mapa de la figura 20.

73

Figura 20. Mapa de isoporosidades para la capa K=14 correspondiente a la

arenisca T del campo Frontera.


La porosidad en el yacimiento U, tiene mejores características, para la capa

K=7; cerca a los pozos Frontera-4B, Frontera-1 y Frontera-2, y con valores

menores en la zona alrededor del pozo Frontera-3 como se muestra en el

mapa de la figura 21.

74

Figura 21. Mapa de isoporosidades en la capa K=7, correspondiente al

yacimiento U del campo Frontera.


75

3.2 ESTRUCTURA

La estructura principal del campo Frontera, tiene un área de 4.9 km2, se

encuentra en dirección noreste-suroeste, que fue definida como un anticlinal

fallado asimétrico al este con dos altos en los pozos Frontera-1 y Frontera-2,

separada por un paleovalle; la estructura menor tiene un área de 0.7 km2, es

un anticlinal noreste-este a suroeste-oeste del pozo Frontera-3. (Universidad

Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 30)

Las líneas sísmicas muestran fallas principales en el sentido noreste y

suroeste sobre un alto de basamento. En la falla más oriental, el lado

relativamente levantado está al este, y en la falla occidental, al oeste se

encuentra el bloque levantado del campo. ( (Universidad Central del Ecuador

- PETROECUADOR, 1999, pág. 30)

El anticlinal asimétrico noreste-suroeste tiene U con 8.2 km2 y un cierre

estructural de 138 pies, que se muestra en el pozo Frontera-1. En la

estructura menor, el cierre es de 50 pies (Frontera-3); la estructura del

noroeste del campo se comprime, en el suroeste del alto del pozo Frontera-3

el área disminuye. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR,

1999, pág. 51)

El anticlinal asimétrico de eje noreste-suroeste tiene T con un área de 6.97

km2 con un cierre de 187 pies en el pozo Frontera-1 y el cierre en el pozo

Frontera-3 (estructura menor) es en 66 pies. T está influenciada por el

basamento, con una disminución del área e incremento del cierre estructural,

como se observa en la figura 22. (Universidad Central del Ecuador -


76

Figura 22. Mapa Estructural isopaco del campo Frontera a la caliza A


3.3 ACUÍFEROS

A continuación se presenta en primer lugar en la figura 23, un mapa en

donde se ubica el acuífero perteneciente a la arenisca T (región 2) en color

rojo. Este yacimiento se encuentra influenciado por un empuje hidráulico,

razón por lo cual, la presión del yacimiento no tiene una caída muy brusca a

través del tiempo de producción del campo.

77

Figura 23. Gráfico del acuífero en la capa K=14 del yacimiento T


Al igual que para el yacimiento T, en la figura 24, se indica el acuífero

perteneciente a la arenisca U (región 1) en color verde. Esta arena también

se encuentra influenciada por un empuje hidráulico.

78

Figura 24. Gráfico del acuífero en la capa K=7 del yacimiento U


En estos mapas se puede observar que los acuíferos simulados tanto en el

yacimiento T como U del campo Frontera se encuentran ubicados en la zona

sur y oeste.

79

3.4 PETRÓLEO IN SITU (POES)

Del informe de la simulación de 1999, se extrajó las cantidades de petróleo

in situ determinado por el método de iso-índices de hidrocarburos a través

de la realización de mapas, y también los valores calculados por el simulador

obteniéndose los datos observados en la tabla 5, desde un archivo de

exensión .txt, el mismo que se puede observar en el anexo IV.

Tabla 3. Petróleo Original In Situ (POES) de los yacimiento T y U del campo

Frontera según el informe de simulación de 1999 y el modelo de simulación

dinámico de 2009

Informe de simulación (1999) Modelo de Simulación Dinámico (2009)

Arenisca POES (Bls) POES (Bls)

T (región 2) 14 920 297 18 608 569

U (región 1) 19 449 126 18 370 259

Total 34369423 36 978 828

(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 61),

(PETROPRODUCCIÓN, 2009) y (Pozo, M, 2013)

3.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS

Las propiedades pertenecientes a los tres fluidos del yacimiento, que son

petróleo, gas y agua en función de presión, volumen y temperatura, pueden

ser observadas en la tabla 4; siendo que esta información es obtenida

principalmente de los análisis PVT (presión-volumen-temperatura) realizados

en laboratorio con el uso de núcleos de pared y correlaciones; e ingresados

en el simulador para la realización del modelo de simulación dinámico.

80

Tabla 4. Propiedades PVT para el yacimiento T y U del campo Frontera.

ARENISCA T

Propiedad Dato Unidades

Presión de referencia 3 830 psia

Compresibilidad de la roca 3.6250e-6

1/psi

Factor volumétrico del agua 1.0403 rb/stb

Compresibilidad del agua 3.47e-6

1/psi

Viscosidad del agua 0.2847 Cp

Densidad del agua en superficie 62.4280 lb/pie3

Densidad del petróleo en superficie 53.0978 lb/pie3

Densidad del gas en superficie 0.0583 lb/pie3

ARENISCA U

Propiedad Dato Unidades

Presión de referencia 3 762 psia

Compresibilidad de la roca 3.0604e-6

1/psi

Factor volumétrico del agua 1.0431 rb/stb

Compresibilidad del agua 3.4700e-6

1/psi

Viscosidad del agua 0.2848 Cp

Densidad del agua en superficie 62.4000 lb/pie3

Densidad del petróleo en superficie 53.2580 lb/pie3

Densidad del gas en superficie 0.0583 lb/pie3

(PETROPRODUCCIÓN, 2009), (Pozo, M, 2013)

81

Del modelo de simulación dinámica corrido en 2009, también se obtuvieron

los datos correspondientes a las gráficas de permeabilidades relativas en

función de la saturación de agua para cada una de las dos fases mojante y

no mojante, para cada una de las areniscas productoras T y U,

respectivamente. Estas curvas, varían de acuerdo a las saturaciones de los

fluidos; de lo cual se deriva que en la simulación de yacimientos estás

curvas se irán moviendo de acuerdo a la saturación de petróleo que se tiene

en cada celda de la malla de simulación.

La curva de permeabilidades relativas perteneciente a la arenisca T, es

presentada en la figura 25, e indica que se trata de una roca hidrófila con el

agua como fase mojante, debido a que al encontrarse en una saturación de

agua del de 50%, la permeabilidad relativa del petróleo (Kro) es mayor que

la permeabilidad relativa del agua (Krw); la saturación del agua irreductible

es de 17%, del agua connata de 30% y la saturación residual del petróleo de

75%. Estos gráficos generalmente se los realiza en función de la saturación

de la fase mojante.

Figura 25. Gráfico de las curvas de permeabilidad relativa de petróleo y

agua para el yacimiento T.


82

En el gráfico presentado en la figura 26 que pertenece a las permeabilidades

relativas en función de la saturación de la fase mojante (agua) para el

yacimiento U, donde la curva perteneciente al petróleo es de color rojo y la

del agua es azul; se observa que en el punto de saturación del agua igual a

50% o 0.5, la permeabilidad relativa del petróleo es mayor que la

permeabilidad relativa del agua, por tanto se puede hablar de una roca

hidrófila.

La saturación de agua irreductible es de 15%, la de agua connata es de

30%, y la saturación residual de petróleo es de 75%.

Figura 26. Gráfico de las curvas de permeabilidad relativa de petróleo y

agua para el yacimiento U.


También, se encontró los datos de solubilidad del gas en el petróleo o GOR

que es medido en superficie, desde los cuales se graficó la solubilidad del

gas a diferentes presiones por debajo del punto de burbuja. Este gráfico

puede ser observado en la figura 27, para el yacimiento T. Cabe mencionar

que con una menor solubilidad del gas, el factor de recobro es mayor

(Escobar Macualo, 2005, pág. 180)

83

Figura 27. Solubilidad del gas en el petróleo en el yacimiento T.

(PETROPRODUCCIÓN, 2009), ( Pozo, M, 2013)

También se graficó la solubilidad del gas en función de la presión para el

yacimiento U, lo cual se puede observar en la figura 28; al igual que en T, la

Rs o relación gas petróleo se incrementa con la presión.

Figura 28. Solubilidad del gas en petróleo en el yacimiento U

Fuente: (PETROPRODUCCIÓN, 2009), (Pozo, M, 2013)

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0 100 200 300 400 500 600 700

So

lub

ilid

ad

del

gas

(Mscf/

stb

)

Presión (Psi)

Solubilidad del gas Pb

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

0,16

0 100 200 300 400 500 600 700 800

So

lub

ilid

ad

del

gas

(Mscf/

stb

)

Presión (Psi)

Solubilidad del gas Pb

84

3.6 PRESIONES

Del informe de simulación de 1999, se obtuvo que la presiones de saturación

donde inicia la liberación del gas, para los reservorios U y T son de 685 psi y

649 psi, respectivamente. Además, los valores de presión de reservorio

corregidos para el pozo Frontera-1, son de 3 783 psi para U y 3 873 psi para

T. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 63)

El reporte de presión para el yacimiento T (región 2) mostrado en la figura

29, presenta una caída desde una presión inicial de 3 839 psi hasta 3 581

psi. Esta caída de presión de 258 psi, es debida principalmente a una

producción de 5 614 720 barriles de petróleo y 7 404 046 barriles de agua.

Figura 29. Datos de presión del yacimiento T (Región 2) del campo

Frontera


85

El reporte de presión obtenido desde el modelo de simulación dinámico del

Campo Frontera corrido en 2009, para el yacimiento U indicado en la figura

30, presenta una caída de presión desde 3 760 psi hasta 3 356 psi.

La caída de presión o depletación, al igual que en la mayoría de campos

productores, es debida principalmente a la producción de petróleo a través

de los pozos perforados.

Para este caso específico, la caída de presión de 404 psi mencionada, es un

efecto de la producción de un acumulado de 6 404 224 barriles de petróleo y

9 038 471 barriles de agua hasta el año 2009.

Figura 30. Datos de presión del yacimiento U (Región 1) del campo

Frontera


86

3.7 PRODUCCIÓN

La producción de petróleo del yacimiento T, tomando en cuenta los datos

cargados en el simulador, inicia el 02 de julio de 1991 con 285 BPPD en

promedio, producción mantenida hasta el 01 de agosto de 1991; cuando se

incrementa a un promedio de 530 BPPD hasta octubre de 1993.

En octubre de 1994, la producción llega a su pico más alto con 3 641 BPPD,

luego lo cual con periodos de altibajos llegando inclusive a 0 BPPD ha ido

paulatinamente disminuyendo los caudales diarios de petróleo llegando a

295 BPPD el 28 de febrero de 2009, como se observa en la figura 31.

Figura 31. Caudal de producción de petróleo por día para el yacimiento T

(región 2) del campo Frontera.


87

El comportamiento del caudal diario de petróleo tomado de la simulación

para el yacimiento U, indica una producción inicial de 466 BPPD durante los

primeros meses de 1991, después de lo cual se incrementa hasta

estabilizarse en un promedio de 830 BPPD que se mantiene al 01 de

noviembre de 1993; luego de lo cual tiene altibajos.

El 02 de agosto de 1999, como se observa en la figura 32 la producción

diaria del campo Frontera para el yacimiento U, llega a su pico más alto con

un caudal de petróleo de 3 844 BPPD; luego de lo cual tendría una caída de

la producción a 371 BPPD en el año 2009; último año reportado con datos

reales de producción, ingresados en el simulador para el modelo de

simulación dinámico.

Figura 32. Caudales de producción de petróleo por día para el yacimiento U



88

La curva de producción acumulada de petróleo para el yacimiento T (región

2) en función del tiempo, mostrada en la figura 33, indica que al 01 de

febrero de 2009, se tenía producido un total de 5 614 720 barriles de

petróleo.

Figura 33. Producción total acumulada de petróleo para el yacimiento T



La producción total acumulada de petróleo para el yacimiento U (región 1) a

través del tiempo se muestra en la figura 34. En esta gráfica se puede

observar que al 28 de febrero de 2009 se tuvo un acumulado de 6 404 224

barriles de petróleo mayor que para T.

Lo antes mencionado, indicia que el yacimiento U es más productivo que T,

con una mayor producción total acumulada.

89

Figura 34. Producción total acumulada de petróleo para el yacimiento U



La producción de agua en el yacimiento T, puede ser observada en la figura

35, donde se muestra que en un inicio no se tenía producción de agua hasta

el año 1995, cuando se tiene un periodo donde el agua comienza a subir

hasta encontrarse en 1 786 BAPD al 01 de septiembre de 1997, y luego

disminuye, llegando inclusive a encontrarse cerca de 0; se incrementa y

vuelve a bajar.

El 01 de enero de 2002, el agua se incrementa hasta su pico más alto en 5

518 y más tarde disminuye, vuelve a subir, existe un periodo de

estabilización y cae llegando al último reporte ingresado al simulador, el 28

de febrero de 2009 con 242 BAPD. Estos cambios de los caudales de agua,

fueron probablemente debido al cierre o apertura de pozos en esta arena.

90

Figura 35. Caudal de producción de agua por día para el yacimiento T



En la gráfica de la figura 36, se muestra la producción diaria de agua a

través del tiempo, con caudales iniciales muy cercanos a 0 BPPD, con los

cuales se producía solo petróleo, hasta el año de 1995.

Luego de un primer periodo de producción enteramente de petróleo, se

observa el incremento del agua conforme pasa el tiempo hasta llegar a

valores tan altos como lo es 5 678 BAPD en enero de 2000, inmediatamente

de lo cual el agua disminuye llegando hasta 314 BAPD. Por último se da otro

avance de los barriles de agua por día que comparado con el anterior fue

más suave. El último dato introducido en el simulador fue de un valor de 3

431 BAPD en febrero de 2009.

91

Figura 36. Caudal de producción de agua por día para el yacimiento U



Durante la vida productiva del campo en estudio y según los datos obtenidos

del modelo de simulación dinámico, entre los años de 1991 y 2009, la región

2 perteneciente al yacimiento T produjo un acumulado de 7 404 046 barriles

de agua, como se puede observar en la figura 37, donde en el eje x se

encuentran las fechas y en el eje y los acumulados de agua en barriles.

También se aprecia que según la curva del acumulado total de agua, en un

inicio este reservorio T, producía solo petróleo con acumulados de agua muy

bajos cercanos a cero hasta 1995. Desde este año en adelante solo se

observa el incremento del agua con una curva más pronunciada, lo cual

significa que cada vez era más alta la producción de agua entre las

diferentes fechas.

92

Figura 37. Producción total acumulada de agua para el yacimiento T (región

2) del campo Frontera.


El gráfico de producción acumulada de agua para el yacimiento U del campo

Frontera, obtenido desde el modelo de simulación dinámico, puede ser

observado en la figura 38, donde en el último dato al año 2009 se tuvo un

total acumulado de 9 038 471 barriles de agua; mayor que para T.

Además se muestra en esta curva de color azul, que este reservorio, al inicio

de la explotación, no producía casi agua. La producción de este fluido

comienza a partir de mediados de 1994 con un crecimiento más rápido que

en el yacimiento T.

Con lo anteriormente mencionado, al comparar los acumulados de U y T; se

nota que al extraer un mayor volumen de petróleo de U, también se produce

mayor cantidad de agua.

93

Figura 38. Producción total acumulada de agua para el yacimiento U



3.8 ESTADO ACTUAL

Para completar este estudio, también se realizó una revisión y análisis de

información complementaria en cuanto a perforación, ubicación de los

pozos, parámetros petrofísicos, producción acumulada, historia de

producción y presión, para los años posteriores al 2009, último año que

consta información real en el modelo de simulación.

Esta información actualizada al año 20013 fue recuperada desde bases de

datos que maneja la Secretaría de Hidrocarburos.

94

3.8.1 PERFORACIÓN DE LOS POZOS

A lo largo del desarrollo productivo del campo Frontera, y al igual que en

otras áreas, para terminar con la fase exploratoria y encontrar petróleo en las

zonas con posibles acumulaciones, se perfora un primer pozo denominado

“exploratorio” que al ser productivo da la pauta para la perforación de los

pozos de avanzada que servirán para delimitar la estructura y en ciertos

casos ubicar el contacto agua petróleo. Luego de lo cual, se perforan los

pozos de desarrollo.

Para este caso específico del campo Frontera, el pozo exploratorio

denominado Frontera-1 fue perforado en 1987 y encontró hidrocarburos en

las arenisca U y T. Actualmente se encuentra taponado y en su lugar en

2013 se perforó el pozo de desarrollo Frontera-1RE. A diferencia del pozo de

desarrollo Frontera-2 que al 2013 aún continua produciendo de T.

El pozo de avanzada Frontera-3, hoy en día es un pozo reinyector, el pozo

de desarrollo Frontera-4B en reemplazo del pozo Frontera-4 taponado en

1996 es productor de la arenisca T.

El pozo de desarrollo Frontera-5, en 2012 fue taponado y en su reemplazo

se perforó el pozo Frontera-5RE. Por último en octubre de 2012, se perforó

el pozo de desarrollo Frontera-6D que es productor del yacimiento U.

En la tabla 5, se resumió las características principales de todos los pozos

antes mencionado, perforados durante la vida productiva del campo Frontera

hasta el año 2013, incluyendo el estado actual en que se encuentran y los

periodos de tiempo o fechas durante las cuales se desarrollaron las

actividades de perforación.

95

95

Tabla 5. Estado actual, características y perforación de los pozos del Campo Frontera

POZO TIPO PERFIL OPERACIONES PERFORACIÓN PROFUNDIDAD

(pies)

ESTADO ACTUAL

INICIAL FINAL TVD MD

1 Exploratorio Vertical 16/11/1987 26/12/1987 9243’ 9243’ Pozo Cerrado

1RE Desarrollo Direccional Slant 01/05/2013 25/05/2013 9345’ 9490’ Pruebas iniciales

2 Desarrollo Vertical 23/08/1989 27/09/1989 9290’ 9290’ Pozo Productor de T

3 Avanzada Vertical 08/08/1994 26/08/1994 9410’ 9410’ Pozo Reinyector a Tiyuyacu

4 Desarrollo Vertical 04/05/1996 30/05/1996 7699’ 7699’ Pescado - Pozo Taponado y

Abandonado

4B Desarrollo Vertical 03/06/1996 21/06/1996 9370’ 9370’ Pozo Productor de T

5 Desarrollo Vertical 27/06/1996 20/07/1996 9270’ 9270’ Pozo Taponado

5RE Desarrollo Direccional Slant 21/06/2012 11/07/2012 9255’ 9445’ Pozo Productor de T

6D Desarrollo Direccional “S” 19/09/2012 10/10/2012 9407’ 9760’ Pozo Productor de U

(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)

96

3.8.2 UBICACIÓN DE LOS POZOS

La ubicación de los pozos perforados es necesaria debido a que todos los

datos principalmente dinámicos verificables de los yacimientos, es obtenida

desde éstos, caracterizando toda el área de alrededor.

Las coordenadas y el mapa de ubicación de los pozos pertenecientes al

campo Frontera, se incluye en la figura 39.

Figura 39. Mapa de ubicación y coordenadas de los pozos del Campo

Frontera


97

3.8.3 PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE FLUIDO

Los parámetros petrofísicos y de fluido fueron tomados de los datos

reportados a la Secretaría de Hidrocarburos, por la compañía operadora del

campo Frontera en el año 2013, para los pozos Frontera-4B y Frontera-6D;

la ubicación de estos pozos puede ser visualizada en el mapa de la figura

40.

Figura 40. Ubicación de los pozos Frontera-4B y Frontera-6D


98

Para la arenisca T, se encontró los parámetros petrofísicos y de fluido en el

pozo Frontera-4B al 2013, en cuanto a espesores, porosidad, factor

volumétrico, entre otros que se indican en la tabla 6.

Tabla 6. Parámetros petrofísicos del yacimiento T reportados al año 2013

Parámetro Valor Unidades

Espesor total 44 pies

Espesor neto 32 pies

Porosidad 16.2 %

Factor volumétrico (Boi) 1.2268 BY/BN

Viscosidad (µo) 3.06 cP

API 27.6 Grados

GOR 179 PCS/bls

Presión de burbuja (Pb) 640 Psi

Saturación de agua (Sw) 29.8 %

Salinidad 14850 ppm

Temperatura formación 225 °F

Permeabilidad 60 mD

Presión yacimiento 3677 Psi

(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M,2013)

A diferencia de la arenisca T, los parámetros de roca y fluido para el

yacimiento U presentados en la tabla 7, fueron tomados del pozo Frontera-

6D.

99

Tabla 7. Parámetros petrofísicos del yacimiento U reportados al año 2013

Parámetro Valor Unidades

Espesor total 60 pies

Espesor neto 12 pies

Porosidad 14 %

Factor volumétrico (Boi) 1.113 Bls/BN

Viscosidad (µo) 2.2 cP

API 27.5 Grados

GOR 225 PCS/bls

Presión de burbuja (Pb) 685 Psi

Saturación de agua (Sw) 33 %

Salinidad 45000 ppm

Temperatura formación 230 °F

Permeabilidad 200 mD

Presión yacimiento 3400 Psi


3.8.4 PRODUCCIÓN ACUMULADA

La producción acumulada de petróleo del campo Frontera para cada una de

las arenas, fue obtenida hasta diciembre del año 2012 en función de los

datos de la compañía operadora y son los datos que se muestran en la tabla

8.

100

Tabla 8. Producción acumulada de petróleo a diciembre de 2012.

Arenisca Producción acumulada

(Bls)

T 6 289 796

U 7 687 982

Total 13 977 778


3.8.5 HISTORIA DE PRODUCCIÓN POR POZO Y YACIMIENTO.

La historia de producción, fue recuperada desde documentos enviados por la

compañía operadora del campo para la aprobación de diferentes trabajos

realizados en los pozos, y desde la base de datos que maneja la Secretaría

de Hidrocarburos.

No se incluye la producción del pozo Frontera-3, debido a que este pozo

actualmente es inyector de agua a la formación Tiyuyacu como se observa

en su completación en el anexo V; pasando de productor a inyector y para

los pozos frontera-4B y Frontera-5 se presentan los datos desde el año

2004.

El pozo Frontera-1, fue perforado en 1987 y completado definitivamente en

julio de 1991 con camisas para producir por separado a flujo natural de los

yacimientos U y T; iniciando como se observa en la figura 41, la producción

sin agua de U con 838 BPPD hasta 1993, cuando a diciembre se incrementa

el caudal de petróleo sobre los 2000 barriles diarios y en agosto de 2004

comienza a caer e inicia el incremento del corte de agua hasta junio de 1997

con 715 BPPD y 50% de BSW

101

En septiembre de 1997, el pozo continua produciendo con bomba eléctrica,

un caudal de petróleo en promedio de 900 BPPD y un corte de agua 54%,

luego de lo cual paulatinamente sigue cayendo la producción de petróleo con

incremento del corte de agua hasta febrero de 2000 con 146 BPPD y un

BSW de 86%, pese a que el pozo fue cerrado varias veces en la bomba

eléctrica en diciembre de 1997, enero a julio de 1999, octubre 1999.

Desde febrero de 2000 a septiembre de 2001, el pozo Frontera-1 permanece

cerrado y vuelve a producir el 16 de septiembre de 2001, del yacimiento T

con una producción en promedio de 700 BPPD con 2% de agua. Luego de lo

cual incrementa el corte de agua a 30% con reducción del caudal de petróleo

a 542 BPPD, luego de lo cual sigue incrementando el BSW y reduciendo la

producción de petróleo hasta agosto de 2002 que se cierra el pozo con 158

BPPD y 80% por daño de la bomba eléctrica; se abre el pozo con una mejor

producción pero cae de nuevo y se realiza otro reacondicionamiento pero la

producción no sube más allá de 250 BPPD y en mayo de 2004, el pozo no

aporta; logran hacerlo producir pero la producción no se incrementa, se

realiza una evaluación con bombeo hidráulico y en 2005 se cierra el pozo

por bajo aporte.

El pozo fue cerrado desde junio de 2005 a julio 2007, cuando se baja a

evaluar con bombeo hidráulico U pero, solo produce agua entonces se cierra

hasta el 2009, cuando se ingresa para evaluar T, con una producción de

petróleo inicial de 332 BPPD con un corte de agua de 45%; luego se observó

altibajos del caudal diario de petróleo hasta que el pozo se cierra por alto

BSW en noviembre de 2010, se vuelve a producir hasta enero de 2011

cuando el pozo es cerrado por bajo aporte, es reabierto en abril hasta que

deja de aportar luego de lo cual se repunzona y bajan equipo

electrosumergible en 2012 con 588 BBPD y 50% de BSW; baja otra vez el

caudal de petróleo y sube el agua hasta octubre de 2012 cuando el pozo es

cerrado por bajo aporte y alto corte de agua.

102

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Figura 41. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) del pozo Frontera-1.


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%)

PR

OD

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N D

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RÓ

LE

O (

BP

PD

)

TIEMPO (DÍAS) YACIMIENTO PRODUCTOR

BPPD BSW

103

El pozo Frontera-2, fue perforado en 1989, completado definitivamente en

julio de 1991 con camisas para producir por separado de T y U a flujo

natural, inicia su producción como se observa en la figura 42 de T con un

caudal de petróleo estabilizado cerca de 521 BPPD sin agua hasta agosto

de 1993, cuando se cierra el pozo y se recupera producción llegando sobre

los 2000 BPPD sin agua que cae hasta 123 BPPD con 17% de BSW, que

luego de una limpieza, se incrementa sobre los 1000 BPPD y cae,

ocurriendo altibajos tres veces más, pasando por dos reacondicionamientos,

hasta julio de 1999, cuando el pozo es cerrado por daño en la bomba

eléctrica.

En agosto de 1999, el pozo pasa a producir de la arena U, con una

producción inicial de 1036 BPPD y un BSW de 16%, producción que se

incrementa y cae hasta 117 BPPD con 37% de agua, luego de lo cual se

realiza una limpieza, sube el caudal de petróleo y baja de nuevo, hasta que

el pozo se cierra para reacondicionamiento. Luego, la producción se

estabiliza en 380 BPPD con 50% de BSW, desde septiembre de 2001 hasta

julio de 2003; cuando el pozo deja de aportar, se realizan diferentes trabajos

y el pozo vuelve a producir de U en agosto de 2003, 496 BPPD con 56%; de

agua que se incrementa y otra vez el pozo no aporta en julio de 2005. Una

vez más se realiza un reacondicionamiento, y el pozo produce de U hasta

mayo de 2006 y entra en reacondicionamiento.

En octubre de 2007, el pozo Frontera-2, pasa a producir de T hasta julio de

2008 con un caudal de petróleo en promedio de 250 BPPD y 70 % de agua;

cuando se cierra por reacondicionamiento y vuelve a producir en agosto de

2008, hasta mayo de 2009 cuando se realiza otro reacondicionamiento y

produce durante 1 año más. Continúa la producción con altibajos y caudales

de cero durante los reacondicionamientos, llegando a un período de

estabilización en 2012 y 2013 cerca de 300 BPPD con un corte de agua de

77%. El último dato a diciembre de 2013 es de 335 BPPD y 70% de BSW.

104

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Figura 42. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) del pozo Frontera-2.


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El pozo Frontera-4B fue perforado en mayo de 1996, e inicia su producción

en octubre de 1997, luego del reacondicionamiento 1, en el cual evalúan U y

bajan completación electrosumerbible. Debido a que se cuenta la producción

desde 2004, se procedió únicamente a verificar los diferentes trabajos

realizados en este pozo, y se tuvo que el pozo fue cerrado en noviembre de

1998 por un mes, en julio de 1999 por un mes, en enero de 2000 por 27

días, en mayo de 2000 por 4 días cuando pasa a producir de T , entre marzo

y agosto de 2001 por el alto corte de agua, en marzo de 2002 por 26 días,

en agosto de 2003 por 15 días, en abril de 2004 por 17 días, en setiembre

de 2007 por un mes, en agosto de 2008 por un mes, en enero y agosto de

2009, en enero y septiembre de 2010, en octubre de 2011 y en febrero de

2013

La producción del pozo Frontera-4B desde el año 2004, se muestra en la

figura 43, donde se observa una producción inicial de la arenisca T de 329

BPPD con un corte de agua de 80% en febrero, caudal de petróleo que

disminuye paulatinamente con altibajos aún con la realización de tres

trabajos de reacondicionamientos, llegando hasta los 137 BPPD con un

BSW de 92%, luego de lo cual en septiembre de 2007, se realiza un cambio

de zona productora a U con una producción de 138 BPPD y un corte de

agua de 94% que cae hasta los 46 BPPD. Se continúa produciendo de U

con un incremento del caudal de petróleo y disminución del BSW, a 262

BPPD con 88% de agua en enero de 2009, que cae, sube y vuelve a caer a

98 BPPD y un corte de agua de 92% en mayo de 2010.

A finales de julio de 2011, el pozo pasa a producir de T Inferior con una

producción inicial menor a cien, que se incrementará hasta el pico más alto

397 BPPD con un corte de agua de 76%; luego de lo cual se observan

altibajos y estabilizaciones hasta llegar a una de 100 BPPD con un BSW de

96%.

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Figura 43. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) desde 2004 del pozo Frontera-4B.


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TIEMPO (DÍAS ) YACIMIENTO PRODUCTOR

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El pozo Frontera-5 perforado en 1996; como se observa en la figura 44, para

febrero 2004 producía de U con 633 BPPD con un corte de agua de 70%, lo

cual se incrementa sobre los 700 BPPD y luego disminuye hasta 182 BPPD

con un BSW de 84%.

En marzo de 2005, se incrementa a 689 BPPD y luego paulatinamente

disminuye a 85 BPPD con un BSW de 80% y un año más tarde; vuelve a

aumentar el caudal de petróleo por día después de lo cual disminuye hasta

encontrarse en 15 BPPD en diciembre de 2006 cuando el pozo es cerrado

por bajo aporte.

Para enero de 2007, la producción de petróleo se incrementa a 405 BPPD y

luego cae hasta los 120 BPPD con un corte de agua de 80% en mayo de

2007.

Entre junio de 2007 y 2009, en la producción del pozo se observa un periodo

de estabilización con 350 BPPD y un corte de agua de 80%, que después

cae a 175 BPPD con 88% de agua, en octubre de 2009 cuando el pozo es

cerrado.

El siguiente reporte de producción de este pozo es en agosto de 2012 con

un producción de 1 400 BPPD con 2% de corte de agua para la arenisca T,

que sube hasta el pico de producción más alto del pozo sobre los 1600

BPPD; luego de lo cual se observa una caída del caudal de petróleo hasta

los 377 BPPD con un incremente del BSW a 64% en el último dato reportado

en enero de 2013.

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Figura 44. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) desde 2004 del pozo Frontera-5.


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El pozo Frontera-5RE perforado en 2012 como una ventana desde el pozo

Frontera-5, ha producido únicamente de la arenisca T desde enero de 2013.

Según los reportes de la compañía operadora del campo Frontera a la base

de datos que maneja la Secretaría de Hidrocarburos, el pozo Frotnera-5RE,

desde el año 2013 produce con un caudal de petróleo de 379 BPPD que

disminuye hasta 70 BPPD con un corte de agua de 97% en abril de 2013

Luego de producir por debajo de los 100 BPPD, este pozo recupera su

producción a 314 BPPD y 72% de agua a mayo 2013; que disminuye hasta

estabilizarse cerca de 210 BPPD con un corte de agua de 80%.

Por último una vez más cae la producción y se estabiliza en 152 BPPD; y el

BSW en cambio se incermenta hasta 84%.

En el último dato reportado se tuvo una producción de petróleo de 131 BPPD

con un corte de agua de 86% para diciembre de 2013, como se observa en

la figura 45.

De este pozo denominado Frontera-5RE, para el yacimiento U de la

formación Napo no se cuenta con reportes de los datos de producción en las

bases de datos consultadas.

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Figura 45. Histórico de producción y BSW para T a través del tiempo (día, mes, año) del pozo Frontera-5RE.


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TIEMPO (DÍAS) YACIMIENTO PRDUCTOR BPPD BSW

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El pozo Frontera-6D perforado en 2012, como se observa en la figura 46, ha

producido únicamente del reservorio U, perteneciente a la formación Napo y

constituido principalmente de areniscas.

El caudal de petróleo inicial reportado fue de 803 BPPD con un corte de

agua de 28% a noviembre de 2012, que incrementa sobre los 900 BPPD en

un punto para luego caer paulatinamente con incremento del BSW hasta

encontrarse en una producción de 35 BPPD con 74% de agua a finales de

agosto de 2013, cuando se cierra el pozo por bajo aporte.

Lo antes mencionado con respecto a este pozo, puede observarse en la

figura 46, donde muestra el gráfico de producción de petróleo en barriles de

petróleo por día (BPPD) y BSW o corte de agua a través del tiempo desde

que el pozo fue puesto en producción hasta que fue cerrado.

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Figura 46. Histórico de producción y BSW para U a través del tiempo (día, mes, año) del pozo Frontera-6D.


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3.8.6 ÚLTIMA PRODUCCIÓN REPORTADA POR POZO

De los datos encontrados, también se logró recopilar información sobre la

última producción reportada en cada uno de los pozos del campo en estudio

que puede observarse en la tabla 9, con lo cual se conoció el estado actual

en cuanto a producción de fluido, petróleo, agua, corte de agua, API y el

sistema de levantamiento artificial utilizado que era por bombeo electro

sumergible, debido a que este sistema brinda mayor operatividad en los

pozos.

Tabla 9. Última producción reportada de los pozos productores del campo

Frontera para los yacimientos T y U.

Pozo Fecha Arena Producción BSW Sistema API

BFPD BPPD BAPD (%)

grados

Frontera-1 16/10/2012 T 898 36 862 96 Eléctrico 22.3

11/07/2007 U 1200 120 1080 90 No reporta 28.0

Frontera-2 15/12/2013 T 1 117 325 782 70 Eléctrico 29.8

17/11/2011 U 439 395 44 10 Eléctrico 28.3

Frontera-4B 08/12/2013 T 2513 101 2 412 96 Eléctrico 31.5

17/05/2011 U 1225 98 1127 92 Eléctrico 27.5

Frontera-5 02/01/2013 T 1 047 377 670 64 Eléctrico 20.6

31/10/2009 U 1458 175 1283 88 Eléctrico 28.5

Frontera-5RE 16/12/2013 T 937 131 806 86 Eléctrico 20.6

Frontera-6D 30/08/2013 U 133 35 98 74 Eléctrico 31.7


114

3.8.7 PRESIÓN

Para la realización de este trabajo también se analizó con el programa Fast

Well Testing, la última prueba de restauración de presión (B’UP) del pozo

Frontera-4B, yacimiento T tomada en abril del 2013. El análisis se presenta

en el anexo VI.

De este análisis se obtuvieron parámetros del yacimiento como

permeabilidad, presión de reservorio, daño, capacidad de flujo e índice de

productividad para un pozo que se encuentra produciendo sobre el punto de

burbuja. Esta información fue sistematizada en la tabla 10.

Tabla 10. Parámetros obtenidos del análisis de la prueba de restauración de

presión del pozo Frontera-4B, yacimiento T.

Parámetros Valores

Presión de reservorio 3 676.42 psi

Permeabilidad 186.99 md

Daño 1.657

Capacidad de flujo 5983.967 md *ft

Índice de productividad 16.047 BPPD/psi


115

3.9 AJUSTE HISTÓRICO

Luego de la revisión y análisis de los estudios antecedentes a este trabajo,

dentro de lo cual se incluyó información relacionada a características

petrofísicas, de producción y presiones, es decir, datos tanto estáticos como

dinámicos del campo, principalmente con base al modelo de simulación

dinámico, se encontró el ajuste del histórico de producción por pozo hasta el

año 2009, y que para el desarrollo del campo, se tuvieron varias propuestas

con sus respectivas predicciones.

A continuación en primer lugar se presentan los ajustes históricos para luego

realizar un análisis y buscar una propuesta simulada aplicable a las

condiciones actuales del campo.

El ajuste histórico, se realiza principalmente al incorporar la información real

de la historia de producción tomada desde diferentes reportes de campo y

compararla con los datos de producción obtenidos con el simulador. A

continuación se presentan los gráficos de los ajustes tanto de producción de

petróleo como de corte de agua para los diferentes pozos del campo

Frontera. Otros gráficos de los ajustes históricos de producción por campo

se los puede ver en los anexos VII, VIII Y IX.

En el pozo Frontera -1, al comparar los datos de producción de petróleo y

corte de agua obtenidos del simulador con los reales, se muestra un buen

ajuste hasta marzo del año 2000, cuando el pozo es cerrado, luego de lo

cual las curvas reales y las de ajuste son muy diferentes. Las curvas reales

indican un mayor caudal de petróleo con un menor corte de agua que las

curvas del simulador hasta el año 2005, cuando el pozo es cerrado otra vez

como se puede observar en la figura 47. Este pozo vuelve a producción en el

año 2010, situación que no registra el simulador debido a que el modelo de

simulación pertenece al año 2009.

116

Figura 47. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de

agua para el pozo Frontera-1


En el ajuste histórico del pozo Frontera-2, indicado en la figura 48, se

observa en un inicio un buen ajuste con leves diferencias entre las curvas de

petróleo y corte de agua real y simulado hasta el año de 1999.

En el año de 1999, la curva histórica y la del simulador comienzan a

separarse, luego de un cierre del pozo y una apertura. Desde el año 2001,

luego de otro cierra en el pozo, las curvas se separan aún más.

Al final luego de un cierre realizado en 2005, se observan grandes desfases

entre ambas curas, el corte de agua es mayor al simulado y el caudal por

día de petróleo del histórico es menor.

117


agua para el pozo Frontera-2.


Para el pozo Frontera-3, desde un principio se observan grandes diferencias

entre las curvas del simulador y las históricas, la producción de petróleo

histórica es mayor que la simulaca mientras que el caudal de agua histórico

es menor que el simulado hasta 1997, cuando el pozo es cerrado.

Luego del cierre aún existen diferencias entre las curvas pero son menores

que al inicio hasta 1999 cuando se realiza un segundo cierre del pozoy al

abrir el pozo, se observa un mejor ajuste de las curvas hasta cuando el pozo

es cerrado una vez más en 2003, como se muestra en figura 49. Este pozo

actualmente ya no es productor, ha sido convertido en inyector de agua de

desecho a la formación Tiyuyacu.

118


agua para el pozo Frontera-3.


En el ajuste histórico del pozo Frontera-4B, que se puede observar en la

figura 50; se tiene un incio grandes diferencias entre las curvas históricas y

las simuladas tanto para la producción de petróleo como para el corte de

agua, lo cual no cambia aun después de dos cierres del pozo en los años

2000, 2001 y 2003.

Luego del último cierre del pozo en 2003 en un período final de producción,

existe una mayor aproximación entre las curvas reales y las del simulador,

siendo que luego del último cierre en 2008, la producción de petróleo real es

mayor que la simulada y el corte de agua es menor que el simulado.

119


agua para el pozo Frontera-4B


Al comparar las curvas de la figura 51, históricas reales con las del

simulador, tanto para caudal diario de petróleo como para corte de agua

obtenidas para el pozo Frontera-5, estas se encuentran muy alejadas hasta

el año 2004 cuando el pozo es cerrado.

Luego del cierre de 20014, se observa un mejor ajuste con una menor

separación entre las curvas hasta 2009.

El ajuste histórico de este pozo es similar al ajuste histórico del pozo

Frontera-4B, donde existe menor desafse de las curvas al final de la

simulación

120


agua para el pozo Frontera-5


3.10 ESCENARIOS CONSIDERADOS PARA EL DESARROLLO DEL

CAMPO.

En términos generales, el ajuste histórico de producción de los pozos de

este campo es bueno, razón por la cual se procedió al análisis de los

diferentes escenarios para el desarrollo del campo en función de las

predicciones hasta el año 2019 del modelo de simulación dinámico corrido

en 2009. Los escenarios fueron los siguientes:

Realización de un trabajo de reacondicionamiento

Perforación

121

Perforación y reacondicionamiento

Inyección de agua

Sin embargo, cabe mencionar que si seguía produciendo el campo como

hasta el año 2009, sin la realización de ninguno de los trabajos propuestos

antes mencionados, según lo simulado para el año 2013, se tendría un total

acumulado de petróleo de doce millones novecientos veinte y siete mil

quinientos veinte y tres barriles (12 927 523 STB) y en el año 2019, de

catorce millones ciento treinta y seis mil cuatrocientos setenta y un barriles

(14 136 471 STB), como se puede observar en la tabla 11.

Tabla 11. Volúmenes estimados in situ y recuperados de petróleo, gas y

agua según la simulación matemática sin realizar trabajos en el campo.

ene-13 mar-19

Ítem Valor Valor Unidades

Petróleo in situ (POES) 36 978 828 36 978 828 STB

Petróleo total producido 12 927 523 14 136 471 STB

Petróleo remanente 24 051 309 22 842 364 STB

Gas in situ (GOES) 7 464 242 7 464 242 MSCF

Gas total producido 2 633 079 2 880 684 MSCF

Gas remanente in situ 4 831 187 4 583 584 MSCF

Agua in situ 128 053 619 128 053 619 STB

Agua total producida 21 600 475 29 934 569 STB

Influjo de agua por el acuífero 35 562 824 45147327 STB

Agua remanente in situ 142 015 974 143266381 STB

(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)Pozo

122

3.10.1 REALIZACIÓN DE UN TRABAJO DE REACONDICIONAMIENTO

Este escenario de desarrollo, consistía en un reacondicionamiento del pozo

Frontera-1, en enero de 2010 para producir del yacimiento U debido a que el

pozo para el año 2009, se encontraba cerrado por bajo aporte desde 2005.

Luego de lo cual el pozo produciría de U un estimado de 1 780 BPPD con

un BSW de 43%, que cambiaría hasta 490 BPPD con 90% de agua en

diciembre de 2013, cuando se pasaría a producir de T, con 1 315 BPPD y un

corte de agua de 32% como se muestra en la figura 52, donde se observa en

línea roja el histórico de producción de petróleo con un buen ajuste; en línea

rosada la producción estimada del pozo en U; en marrón la producción en T;

en azul el corte de agua, en celeste el corte de agua en U y en azul oscuro el

corte de agua estimado de T hasta marzo de 2019.

Figura 52. Histórico y predicción de la producción de petróleo con el corte

de agua para la realización de un trabajo de reacondicionamiento en el pozo

Frontera-1


123

Con esta propuesta al año 2013, se tendría un petróleo producido de trece

millones seiscientos treinta y siete mil seiscientos veinte y seis (13 637 626

STB); ya para marzo de 2019, una recuperación estimada de quince

millones seiscientos noventa y seis mil ochocientos noventa y nueve barriles

de petróleo (15 696 899 STB) como se indica en la tabla 12.


agua según la simulación matemática para el caso de la realización de un

trabajo de reacondicionamiento.

ene-13 mar-19




Petróleo remanente in situ 23 341 205 21 281 939 STB




Agua in situ 128 053 619 128 053 619 STB


Influjo de agua por el acuífero 40 119 724 58 107 063 STB

Agua remanente in situ 142 732 494 144 836 525 STB


Las curvas estimadas de producción de petróleo y corte de agua del campo,

si se realizaba un trabajo de reacondicionamiento en el pozo Frontera-1,

hasta el año 2019 se presenta en la figura 53; donde se observa un

incremento de la producción de petróleo después de los supuestos trabajos

de workover realizados.

124

Figura 53. Histórico y predicción de la producción de petróleo con el corte

de agua del campo para la realización de un reacondicionamiento.


Este pozo según datos reales desde el año 2009 hasta 2013, a diferencia de

la predicción, fue abierto a la producción del yacimiento T en agosto de 2010

con 332 BPPD y cerrado en octubre de 2012 por bajo aporte como se

observa en la figura 54.

En 2012, el pozo Frontera-1 es taponado y en su reemplazo fue perforado

como reentre el pozo Frontera-1RE, del cual no se obtuvo registros de

producción para ninguna de los dos yacimientos productores de la formación

Napo analizados.

125

Figura 54. Histórico de producción y corte de agua del pozo Frontera-1 a

partir del 2009.


3.10.2 PERFORACIÓN

Esta propuesta de desarrollo del campo bajo la denominación perforación,

se componía fundamentalmente de la perforación de un nuevo pozo

denominado Frontera-6D, al noreste del pozo de avanzada Frontera-3, al

este del pozo de desarrollo Frontera-4B, al sur del pozo exploratorio

descubridor Frontera-1; en el sur del campo Frontera, como se puede

observar en la figura 55; donde también se muestra el pozo de desarrollo

Frontera-5.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

01

07

13

17

21

25

29

02

06

18

22

26

02

01

25

30

03

07

11

15

19

23

03

25

29

03

23

27

05

17

26

24

Ago SepNov

Dic EneAbrMayJul Ago Sep Oct Jul Ago SepOct

2010 2011 2012

T

BS

W (

%)

PR

OD

UC

CIÓ

N D

E P

ET

RÓ

LE

O (

BP

PD

)


BPPD BSW

126

Figura 55. Mapa de ubicación de los pozos del campo Frontera incluido el pozo Frontera-6 en una capa de U


Según datos del modelo de simulación dinámico, este pozo sería

completado en marzo de 2010, para producir por separado de los

yacimientos U y T. En abril del mismo año, iniciaría la producción de U con

un caudal de petróleo inicial de 3200 BPPD sin agua según estimaciones del

127

simulador, que disminuye hasta encontrarse por debajo de los 300 BPPD

con un corte de agua de 90% en junio de 2014, cuando en el pozo se

realizaría un cambio de zona productora a T con una producción de 5000

BPPD en un inicio que cae hasta 500 BPPD con incremento del corte de

agua desde 0% hasta 90% en agosto de 2017, como se observa en la figura

56.

Figura 56. Histórico y predicción simulada de la producción de petróleo con

el corte de agua para el caso de la realización de perforación para el pozo

Frontera-6


Con esta consideración de desarrollo del campo, se obtuvo una

recuperación de petróleo de catorce millones cincuenta y nueve mil

cuatrocientos treinta y nueve barriles (14 059 439STB) y a marzo del año

2019 de dieciséis millones sesenta y siete mil trescientos cincuenta y siete

barriles (16 067 357) como se observa en la tabla 13.

128


agua según la simulación matemática para el caso de la perforación de un

pozo.

ene-13 mar-19








Agua in situ 128 053 619 128 053 619 STB





Las curvas estimadas de producción de petróleo y corte de agua del campo,

si se realizaba la perforación del pozo Frontera-6, hasta el año 2019 se

presenta en la figura 57; donde se observa un incremento de la producción

de petróleo después de la supuesta perforación.

129

Figura 57. Histórico y predicción simulada de la producción de petróleo y

corte de agua del campo para el caso de perforación de un pozo.


El pozo Frontera-6D, según datos reales del campo, fue perforado entre

septiembre y octubre de 2012, y su ubicación se encuentra en la misma

zona donde se simuló para el año 2010.

El caudal de petróleo inicial diario del pozo antes mencionado en noviembre

de 2012, en el intervalo de 9 466-9 478 pies de la arenisca U fue de 803

BPPD con un corte de agua de 28%.

El pozo fue completado con un sistema de levantamiento artificial por

bombeo electrosumergible, como se observa en el anexo X.

130

Figura 58. Histórico de producción y corte de agua del pozo Frontera -6D a

partir del 2012.


3.10.3 PERFORACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO

La propuesta de desarrollo del campo denominada perforación y

reacondicionamiento, como su nombre indica consistía en el

reacondicionamiento del pozo Frontera-1 en enero de 2010 y la perforación

del pozo Frontera-6 en marzo del mismo año. Con esta consideración, se

obtuvo una recuperación de petróleo de catorce millones seiscientos doce

mil seiscientos veinte y dos barriles (14 612 622 STB) a enero de 2013 y a

marzo del año 2019 de catorce millones seiscientos doce mil seiscientos

veinte y dos barriles (14 612 622 STB) como se observa en la tabla 14.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0

200

400

600

800

1000

1200

11

14

17

20

26

02

06

09

16

20

25

08

12

19

23

03

11

20

02

13

27

01

10

27

17

23

29

07

23

06

18

23

Nov Dic Ene Mar Abr May Jun Jul Ago

2012 2013

U

BS

W (

%)

PR

OD

UC

CIÓ

N D

E P

ET

RÓ

LE

O (

BP

PD

)


BPPD BSW

131

Tabla 14. Volúmenes in situ y recuperados de petróleo, gas y agua según la

simulación matemática para la realización de un reacondicionamiento y

perforación.

ene-13 mar-19








Agua in situ 128 053 619 128 053 619 STB





La producción de petróleo y corte de agua para el campo de acuerdo a esta

predicción hasta el año 2019 se indica en la figura 59.

132


corte de agua del campo para un reacondicionamiento y perforación.


Como se mencionó y analizó anteriormente, los dos trabajos tanto de

reacondicionamiento del pozo Frontera-1 como la perforación e introducción

a la producción del campo del pozo Frontera-6D ya fueron realizados. El

reacondicionamiento del pozo Frontera-1 se efectuó en agosto de 2010,

donde este pozo fue abierto al yacimiento T con una producción inicial de

332 BPPD, más tarde en octubre de 2012, fue cerrado por bajo aporte y en

su reemplazo en 2013, fue perforado como reentre el pozo Frontera-1RE,

del cual no se obtuvo registros de producción para ninguna de las dos

arenas analizadas.

El pozo Frontera-6D, fue perforado entre septiembre y octubre de 2012,

iniciando la producción en noviembre del mismo año, en el intervalo de

9466-9478 pies de la arenisca U con un caudal de petróleo diario de 803

BPPD y un corte de agua de 28%.

133

3.10.4 INYECCIÓN DE AGUA

Esta propuesta para recuperación secundaria, y barrido de petróleo,

consistía en la ubicación y perforación de un pozo inyector denominado

Frontera7 como se observa en la figura 60, que introduciría agua a los

yacimientos U y T.

Figura 60. Mapa de ubicación del pozo inyector Frontera-7.


134

Con esta propuesta a enero de 2013, se hubiese tenido un acumulado de

producción de doce millones novecientos ochenta y un mil quinientos

sesenta barriles (12 981 560 STB) y al año 2019, una recuperación estimada

de catorce millones ciento veinte y ocho mil quinientos setenta y cinco

barriles de petróleo (14 128 575 STB) como se indica en la tabla 15.


agua según la simulación matemática para el caso de inyección de agua.

ene-13 mar-19








Agua in situ 128 053 619 128 053 619 STB





Esta propuesta, al parecer es la menos factible debido a que no se observa

una recuperación de petróleo mayor comparando con las otras propuestas,

esto es debido a que a la fecha de terminación de la simulación en marzo de

2019, no se observa un amplio desplazamiento del agua inyectada para que

esta tenga efectos en el área de drenaje de los otros pozos en los cuales a

futuro se tendría un incremento de la producción de petróleo, como se

muestra en la figura 61 para una de las capas del yacimiento U.

135

Además, se observa una menor producción de agua que en los otros casos,

lo cual sería ilógico debido a que se supone la inyección de 4000 BAPD, que

no se están recuperando.

Figura 61. Área de influencia de la inyección de agua del pozo Frontera-7


136

La producción de petróleo y corte de agua del campo de acuerdo a esta

predicción hasta el año 2019 se indica en la siguiente figura 62.


corte de agua del campo para el caso de inyección de agua


3.11 COMPARACIÓN ENTRE LAS PROPUESTAS DE

DESARROLLO SIMULADAS.

Comparando la recuperación total de petróleo del campo de las cuatro

predicciones de la simulación de 2009 cuyas gráficas se observan en la

figura 63, la mejor propuesta es la realización de un reacondicionamiento a

más de la perforación de un pozo, que en este caso ha sido representada

por una línea segmentada de color rosado; con una menor recuperación, la

137

siguiente propuesta es la de perforar un pozo con color celeste, siguiendo la

propuesta de la realización de un trabajo de reacondicionamiento con color

verde y por último la de color azul que implica la inyección de agua.

La línea roja que corresponde a los acumulados de producción sin realizar

ningún trabajo de los propuestos

Figura 63. Producción total acumulada hasta el año 2019, para las

diferentes predicciones simuladas.


También se compararon como se observa en la tabla 16, los diferentes

valores de los volúmenes totales producidos para enero de 2013, de acuerdo

a las diferentes propuestas de desarrollo simuladas en 2009 con el valor real

obtenido.

138

Tabla 16. Volúmenes de petróleo total producido del campo Frontera en

barriles a enero de 2013 según la simulación y el valor real.

Casos Base Histórico

Fecha Workover Perforación Workover y perforación

Inyección de agua Sin trabajos

ene-13 13 637 626 14 059 439 14 612 622 12 981 560 12 927 523 13 977 778

mar-19 15 696 899 16 067 357 17 029 766 14 128 575 14 136 471


En las condiciones del campo actuales, donde tanto el trabajo de

reacondicionamiento del pozo Frontera-1 como la perforación del pozo

Frontera-6 simuladas, ya fueron realizadas en el sitio; se tiene como opción

aplicable la inyección de agua para recuperación secundaria.

3.12 PROPUESTA APLICABLE

3.12.1 DESCRIPCIÓN

En el estado actual del campo Frontera y examinando los diferentes

escenarios de desarrollo simulados con base al modelo de simulación

dinámico corrido en 2009, el escenario aplicable a futuro es la de realizar

inyección de agua.

La inyección de agua es un método de recuperación secundaria que emplea

al agua para desplazar al petróleo como se observa en la figura 64.

139

Figura 64. Desplazamiento del petróleo por el ingreso de agua

(Paris de Ferrer, 2001, pág. 12)

En este caso la inyección es dentro de la arena productora a través de un

pozo denominado Frontera-7, con lo cual el agua invade la zona de petróleo

y desplaza al petróleo hacia los pozos productores Frontera-1, Frontera-2 y

Frontera-5; debido a que existe continuidad entre las arenas productoras de

los pozos como se observa en la figura 65.

Figura 65. Continuidad de las arenas productoras de los pozos del campo

Frontera.


140

Además de la existencia de continuidad, en el mapa de isoporosidades de la

figura 66, tomado del modelo de simulación dinámico del campo, se observa

que la porosidad en los pozos antes mencionados se encuentra dentro del

mismo rango de valores en una zona verde que significaría una porosidad

del orden del 20%.

Figura 66. Mapa de isoporosidades en la capa K=7, correspondiente al



141

En cuanto a permeabilidad cuyo mapa se observa en la figura 67, se perfila

como una buena zona para la realización de esta propuesta de desarrollo del

campo.

Figura 67. Mapa de permeabilidad en la capa K=1, correspondiente al



142

3.12.2 COSTOS DE APLICACIÓN

Para la realización de esta propuesta de desarrollo del campo denominada

inyección de agua, se incluye la perforación de un pozo denominado

Frontera-7D, con un costo aproximado de $ 3 200 000 USD según datos de

la compañía operadora para otro campo.

Para el resto de costos se tomo como base un proyecto piloto de inyección

perteneciente a otro campo más grande de otra empresa operadora a la del

campo Frontera, razón por los cual los valores indicados en la tabla 17 son

únicamente referenciales y no incluyen la perforación de un nuevo pozo.

Tabla 17. Costos referenciales para un proyecto de inyección de agua.

ítem Costo en USD

Ingeniería básica y de detalle 325 920

Costos de equipos 6 928 900

Gerenciamiento y supervisión 1 082 890

Línea de flujo 2 756 000

Obra civil y logística 785 711

Líneas de flujo 1 109 426

Montaje electromecánico 1 109 426

Total 12 988 847


143

CAPÍTULO IV

4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES

- La principal información adquirida y analizada para la caracterización

detallada de los yacimientos U y T del Campo Frontera fueron datos

geológicos, geofísicos, petrofísicos, para lograr un modelo de

simulación estático.

- La base fundamental para el estudio mejor denominado descripción

del Campo Frontera es la información estática y dinámica obtenida

desde un informe final de simulación y desde un modelo de

simulación dinámico. Además de haberse obtenido los ajustes

históricos y las diferentes predicciones de la simulación en función de

la realización de ciertos trabajos hipotéticos a realizarse a partir del

2009, que en realidad si fueron realizados con resultados diferentes a

los esperados principalmente en cuanto a recuperación de petróleo

que fue menor a la esperada.

- La fase de desarrollo del Campo Frontera luego de la exploración,

delimitación de la estructura y perforación del pozo exploratorio que

indica la presencia real de hidrocarburos inicia con la perforación del

pozo de desarrollo denominado Frontera-2 que resulto productor en

los yacimiento U y T de la formación Napo. Posteriormente se

perforan los pozos Frontera-3, Frontera-4B, Frontera-5 y Frontera-6D.

144

- En el Campo Frontera, los principales estratos productores de

petróleo son U y T que pertenecen a la formación Napo, siendo esta

una de las tres formación más importantes para la industria petrolera

ecuatoriana, con la Formación Hollín y la Formación Tena.

- La formación Napo es de suma importancia para el Campo Frontera,

por contener hidrocarburos es formada por la Napo Basal donde se

encuentra principalmente la arenisca T; Napo Inferior que es más

superficial y en la cual se ubica el yacimiento U.

- Los marcadores litológicos o guías para las correlaciones que se

encuentran en todo el Campo Frontera son la Caliza C que se

encuentra por debajo de la arenisca T; la caliza B que se encuentra

entre T y U; y la caliza A sobre la arenisca U.

- La arenisca T en el Campo Frontera, tiene mejores características en

cuanto a valores de espesor neto en la zona donde se ubica el pozo

Frontera-4B. La porosidad en esta arena en cambio es más alta en

las zonas laterales de la estructura cerca de los poso Frontera-2 y

Frontera-3

- La arenisca U más superficial que T tiene un mejor desarrollo tanto en

espesor neto como en porosidad, alrededor de los pozos Frontera-1 y

Frontera-4B, en la zona centro de la estructura del Campo Frontera.

- La estructura principal que forma el campo petrolero denominado

Frontera, corresponde a un anticlinal fallado asimétrico al este con

dos altos en los pozos Frontera-1 y Frontera-2, separados por un valle

con dos fallas. Tiene otra estructura menor que es un anticlinal

noreste a suroeste del pozo Frontera-3.

145

- Los acuíferos tanto de U como de T, simulados en el modelo de

simulación dinámico del Campo Frontera se encuentra ubicados y

moviéndose desde la zona suroeste del campo.

- A la fecha final en que se cargaron los datos al modelo de simulación

dinámico, se observa que la presión de reservorio en la arenisca U es

de 3 356 psi y de T es 3 581 psi, con las presiones de burbuja en 685

psi y 649, respectivamente, por lo cual se observó que los

yacimientos no se encuentran depletados y se encuentran

produciendo sobre el punto de burbuja, por lo cual no tienen aún gas

libre.

- A diciembre de 2013, el Campo Frontera se encontraba produciendo

(en desarrollo) con los pozos Frontera-2, Frontera-4B y Frontera-5 de

T y de U el pozo Frontera-6D. La producción acumulada es de 13 977

778 bls tomándose en cuenta las dos arenas productoras.

- La última prueba de restauración de presión tomada en el campo

muestra una presión de reservorio de 3676.42 psi para el yacimiento

T en el Campo Frontera.

- Para el análisis de las propuestas de desarrollo simuladas en el

modelo de simulación dinámico de 2009, se procedió en primer lugar

a verificar el ajuste histórico, definiéndose que se cuenta con un buen

ajuste y por tanto, era factible la revisión de estas.

- Entre los supuestos de desarrollo corridos en el modelo de simulación

dinámico de 2009, se vio que con el estado actual del campo la

propuesta aplicable simulada es la inyección de agua para

recuperación secundaria.

146

- La inyección de agua es un método de recobro secundario por el cual

se inyecta agua dentro de la arena productora para que esta desplace

al petróleo remanente entre el pozo inyector que en este caso sería el

pozo Frontera-7 y los pozos productores Frontera-1, Frontera-2 y

Frontera-5.

- Luego de la evaluación del Campo Frontera y de los posibles

escenarios de desarrollo basados en un modelo de simulación

dinámico, se observó que la inyección de agua para recuperación

secundaria a través de un nuevo pozo denominado Frontera-7 es una

propuesta aplicable en las condiciones actuales.

- La zona del Campo Frontera donde se simuló la aplicación del

proyecto de inyección de agua para recuperación secundaria, en

términos muy generales tiene buenas características en cuanto a

porosidad, permeabilidad y continuidad de las arenas productoras;

razón por lo cual si se podría tener la suficiente recuperación de

petróleo como para pagar los costos de 16 188 847 USD, que implica

un proyecto de este tipo.

4.2 RECOMENDACIONES

- Actualizar el modelo de simulación estático y dinámico del Campo

Frontera, en razón de que se han perforado dos nuevos pozos, luego

de la realización del modelo de simulación dinámico de 2009. Con

estos pozos se pudieron obtener nuevos parámetros del yacimiento

para los sitios donde se encuentran.

147

- Si el modelo de simulación del Campo Frontera es mantenido actualizado,

incluyendo diariamente información de producción; y la realización

cada cierto periodo de tiempo nuevos ajustes históricos; es posible

monitorear el desempeño actual de los diferentes procesos

involucrados y contribuir con posibles cambios y mejoras

- La inyección de agua para recuperación secundaria, se perfila como

una propuesta aplicable a futuro para el desarrollo del Campo

Frontera, sin embargo, necesita de un mayor estudio en cuanto a las

condiciones necesarias que necesita un proyecto de tal índole.

- En estudios posteriores del Campo Frontera, se debería investigar y

realizar un análisis más a fondo sobre la factibilidad de aplicación de

un proyecto de inyección de agua, pues este necesitan de un estudio

técnico económico al mínimo detalle.

148

ANEXOS

149

ANEXO I.

Vista del archivo base para la simulación con

ECLIPSE de extensión .DATA

(PETROPRODUCCIÓN, 2009) en (Schlumberger, 2010)

150

ANEXO II.

Información petrofísica y pruebas iniciales de

producción de los pozos Frontera-1, Frontera-2, y

Quillacinga-1.

ARENISCA T

Pozo Frontera-1 Frontera-2 Quillacinga-1

GOR (pie3/bls) 320 86 322

K (md) 15 170 30

Ø (%) 14 18 12

Fecha prueba 24/01/1988 14/107/1989 ND

Intervalo (pies) 9158 – 9190 9152 – 9166 9250 – 9280

Espesor (pies) 32 14 30

Fluido (BFPD) 626 1200 1150

Petróleo (BPPD) 576 1200 1140

API (°) 23.5 34.9 30.4

Agua (BAPD) 50 0 10

BSW (%) 8 0 0.9

Estrangulador

(pulg) BH 0.45 1

Pc (Psi) ND 275 ND

P* (Psi) 3768 3795 3775

Pwf (Psi) 2313 3310 3134

IP (bls/Psi) 0.4 2.7 1.8

S -2 5 -4.4

Observación Bombeo

hidráulico jet

Prueba de restauración

de presión ND

151

ARENISCA U

Pozo Frontera-1 Frontera-2 Quillacinga-1

GOR (pie3/bls) 227 131 150

K (md) 750 240 360

Ø (%) 18 18 18

Fecha prueba 18/01/1988 17-18/10/1989 ND

Intervalo (pies) 9034 – 9064 9012 – 9024

9032 – 9046 9106 – 9120

Espesor (pies) 30 26 14

Fluido (BFPD) 702 626 ND

Petróleo (BPPD) 688 626 ND

API (°) 29.4 34.7 ND

Agua (BAPD) 14 0 ND

BSW (%) 2 0 ND

Pc (Psi) 550 505 ND

Observación Prueba DST Prueba con choque de ¼ ND

Fluido (BFPD) 2 566 1 055 ND

Petróleo (BPPD) 2 535 1 042 ND

API (°) 30.7 34.5 26.4

Agua (BAPD) 31 13 ND

BSW (%) 1.2 1.2 ND

Pc (Psi) 410 370 ND

Observación Prueba DST Prueba choke de 3/8 ND

Fluido (BFPD) 3 971 1 410 750

Petróleo (BPPD) 3 923 1 393 747

API (°) 30.7 34.1 26,4

Agua (BAPD) 48 17 3

152

BSW (%) 1.2 0.6 0,4

Estrangulador (pulg) 1 1/2 1/2

Pc (Psi) 260 278 ND

P* (Psi) 3 730 3 795 3742

Pwf (Psi) 3 413 ND 3237

IP (bls/Psi) 12.4 ND 1,5

S -1.6 2.2 -1,1

Observación Prueba DST Prueba con elementos de presión ND

Nota: GOP significa relación gas petróleo, K es permeabilidad, ø es porosidad, BSW es

porcentaje de agua y sedimentos, Pc es presión de cabeza. P* es presión promedio de

reservorio, Pwf es presión de fondo fluyente, IP es índice de productividad, S es factor de

daño (Skin) y BH es bombeo hidráulico.


153

1

53

ANEXO III.

Topes y bases de los horizontes de la Formación Napo y contacto agua petróleo en los

pozos del campo Frontera.

Pozo Frontera - 1 Frontera - 2 Frontera – 3 Frontera – 4B Frontera - 5

EMR 875 846 864 863 849

Base

(pies)

Tope

(pies)

h

(pies)

Base

(pies)

Tope

(pies)

h

(pies)

Base

(pies)

Tope

(pies)

h

(pies)

Base

(pies)

Tope

(pies)

h

(pies)

Base

(pies)

Tope

(pies)

h

(pies)

Basamento 9 190 9 250

Caliza C 9 250 9 184 56 9 390 9 310 80 9 332 9 260 72 9 260 9 221 39

CONTACTO CAP 9 296

ARENISCA T 9 190 9 132 58 9 184 9 127 57 9 310 9 237 73 9 260 9 195 65 9 220 9 148 72

T Inferior 9 190 9 148 42 9 184 9 152 32 9 310 9 258 52 9 260 9 216 44 9 221 9 170 51

T Superior 9 148 9 132 16 9 152 9 127 25 9 258 9 237 21 9 216 9 195 21 9 170 9 148 22

Caliza B 9 132 9 106 25 9 127 9 098 29 9 237 9 203 34 9 195 9 166 29 9 148 9 120 28

CONTACTO CAP 9 142

ARENISCA U 9 065 8 965 100 9 046 8 966 80 9 158 9 050 108 9 122 9 014 108 9 077 8 978 99

U Inferior 9 065 9 017 48 9 046 9 008 38 9 158 9 094 64 9 122 9 062 60 9 077 9 017 60

U Superior 9 017 8 965 52 9 008 8 966 42 9 094 9 050 44 9 062 9 014 48 9 017 8 978 39

Caliza A 8 956 8 930 26 8 951 8 927 24 9 041 9 013 28 9 000 8 973 27 8 968 8 940 28


154

ANEXO IV.

Vista de uno de los documentos con extensión .txt,

generado por el simulador, donde se observa el

POES.


155

ANEXO V.

Completación del pozo re-inyector de agua Frontera-3

(PETROAMAZONAS EP, 2013)

156

ANEXO VI.

Análisis de la prueba de restauración de presión del

pozo Frontera-4B.

Para el análisis de la prueba de restauración de presión del pozo Frontera-

4B, yacimiento T, tomada en abril de 2013 con un cierre de 16 horas; se

utilizó el programa fast well testing.

En el programa se corrieron primero los datos de presión, temperatura y

tiempo acumulado obtenidos desde la data cruda del sensor de la bomba

electro sumergible (BES), ubicado a una profundidad de 9 104 ft y enviados

a la Secretaría de Hidrocarburos. Luego de ingresada esta información, en el

programa se integró otros parámetros observados en la siguiente tabla como

es la información petrofísica, PVT, intervalos punzados y corrección de la

presión a la mitad de los punzados, además de la última producción del pozo

antes del cierre.

Propiedades de los fluidos

Parámetros Valores

API 27.6°

Viscosidad 3.06 cP

Factor volumétrico 1.2268 BY/BCN

Presión de burbuja 640 Psi

GOR 179

Saturación de agua 30%

Salinidad del agua 14850 ppm NaCl

Caudal de fluido 3 910 BFPD

Caudal de petróleo 313 BPPD

Caudal de agua 3 597 BAPD


157

Luego de ingresada toda la información, se obtienen del programa diferentes

curvas para la realización del análisis de la prueba de restauración de

presión; la curva de presión contra el tiempo acumulado observada a

continuación, en la cual se observan los tiempos producción y de cierre para

la prueba.

Gráfica de la curva de presión contra tiempo acumulado de la prueba de

restauración de presión.

En segundo lugar se grafica la curva de la derivada, donde se observan los

datos de almacenamiento, daño, permeabilidad, daño aparente, y los

períodos de almacenamiento y de flujo radial.

Gráfica de la curva de la derivada de la prueba de restauración de presión.

158

Después de la curva de la derivada se obtuvo, la curva de Horner, y su

extrapolación, mediante lo cual se encuentra la presión del yacimiento,

presión promedio, permeabilidad, índice de productividad real, índice de

productividad ideal y daño. Esta curva se encuentra a continuación.

Gráfica de la curva de Horner de la prueba de restauración de presión.

La configuración del pozo Frontera – 4B, es de tipo vertical, razón por la cual

para lograr el mejor ajuste a los datos de presión se utilizó un modelo de

pozo vertical.

Gráfica del modelamiento de la curva de presión contra tiempo acumulado

de la prueba de restauración de presión.

159

Este modelo de pozo vertical fue utilizado para un yacimiento homogéneo

con límites de no flujo que podrían ser interpretados como fallas, debido a

que en la curva de la derivada de la siguiente figura tuvo una tendencia

hacia arriba.

Gráfica de la aproximación de curva dela derivada de la prueba de

restauración de presión.

Gráfica de la aproximación de curva de Horner de la prueba de restauración

de presión.

160

De este análisis de la prueba de restauración de presión tomada en el pozo

Frontera-4B, yacimiento T, se obtuvieron los siguientes parámetros:

Parámetros Valores

Presión de reservorio 3 676.42 psi

Permeabilidad 186.99 md

Daño 1.657

Capacidad de flujo 5983.967 md *ft

Índice de productividad 16.047

161

ANEXO VII.

Ajuste histórico de la producción diaria de petróleo y

corte de agua para el campo Frontera.


162

ANEXO VIII.

Ajuste histórico de la producción diaria de agua para

el campo Frontera.


163

ANEXO IX.

Ajuste histórico de la producción diaria de fluido para

el campo Frontera.


164

ANEXO X.

Completación del pozo de desarrollo Frontera-6D.


165

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168

GLOSARIO

Acuífero Roca porosa y 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.

Acuñamiento Estrato rocoso o filón mineral que se adelgaza o acuña

lateralmente.

Agua connata Agua que quedó entrampada o retenida en los poros, espacios

o intersticios de una formación desde su sedimentación, es

decir son contemporáneos.

Agua de

inyección

Agua introducida en un reservorio para ayudar a los

hidrocarburos a llegar a los pozos productores.

Agua irreductible La saturación de agua más baja, Swi, que puede obtenerse en

una muestra de núcleo mediante el desplazamiento del agua

por el petróleo o el gas. Este estado se logra generalmente

haciendo fluir petróleo o gas a través de una muestra saturada

con agua, o mediante su rotación en un centrifugador para

desplazar el agua con petróleo o gas. El término es un tanto

impreciso porque la saturación de agua irreducible depende de

la presión de empuje final (cuando se hace fluir petróleo o gas)

o de la velocidad de rotación máxima (en un centrifugador). El

término relacionado "saturación de agua connata" corresponde

a la saturación de agua más baja observada en sitio.

Albiano Piso superior del Cretáceo inferior, llamado así por el río francés

Aube.

169

Albita Mineral, es un feldespato sódico. Su fórmula es Si3O8AlNa, de

color blanco a incoloro, traslúcido, sistema de cristalización

triclínico. Es uno de los minerales esenciales en las rocas

ígneas.

Conificación Invasión del reservorio de agua o gas en la columna de petróleo

del pozo debido a la producción. El agua o gas tiende a subir

cerca del pozo y de una forma cónica.

Aptiano Segundo piso más joven del Cretáceo inferior.

Arcilla Partículas finas, generalmente de silicatos, de dimensiones

menores de 1/256 mm provenientes de la alteración física y

química de las rocas y minerales. Los principales tipos de

arcilla son: el caolín, la bentonita, la montmorillonita. El valor de

las arcillas depende de las propiedades físicas y químicas, de

su composición, etc. Las propiedades más importantes son la

plasticidad, cohesión, resistencia a la tensión, poder de secado,

poder de aglutinación, etc.

Areniscas Roca sedimentaria clástica, resultado de la consolidación y

diagénesis de la acumulación de arena. De acuerdo con el

contenido de sus elementos o de su cementante, la arenisca

puede denominarse: Arcosa (predominio de partículas de

cuarzo), grauwaca (predominio de feldespatos), arenisca

arcillosa (cementante arcilla), arenisca limosa (cementante

limo), arenisca calcárea (cementante carbonatos), etc.

B’UP La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada

para determinar la presión en el estado transitorio.

Básicamente, la prueba es realizada por un pozo productor a

tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo (usualmente

en la superficie) permitiendo que la presión se restaure en el

pozo, y recordando que la presión (usualmente hoyo a bajo) en

el pozo es una función del tiempo. A partir de esta data, es

170

frecuentemente posible estimar la permeabilidad de la

formación y la presión del área de drenaje actual, y caracterizar

el daño o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o

los límites.

Basamento Corteza terrestre situada por debajo de los depósitos

sedimentarios.

Bifásico El flujo bifásico se refiere generalmente al flujo simultáneo de

líquido y gas a través de un ducto.

Bombeo

electrosumergible

Es un método de levantamiento artificial que tiene como

principio fundamental levantar el fluido del reservatorio hasta la

superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba

electrosumergible. La potencia requerida por dicha bomba es

suministrada por un motor eléctrico que se encuentra ubicado

en el fondo del pozo; la corriente eléctrica, necesaria para el

funcionamiento de dicho motor, es suministrada desde la

superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el

motor.

Bombeo

Hidráulico

Es un método de levantamiento artificial que transmite su

potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es

inyectado a través de la tubería. Este fluido conocido como

fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de

subsuelo que actúa como un transformador para convertir la

energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el

fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos

de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que

pueden provenir del mismo pozo.

171

BSW Es una especificación técnica del contenido de impurezas en el

petróleo. Cuando este es extraído de un yacimiento, contendrá

una cierta cantidad de agua y sólidos suspendidos. El material

particulado se conoce como el sedimento o lodo. El contenido

de agua puede variar mucho de un campo a otro y puede estar

presente en grandes cantidades para los campos de más edad,

o si la extracción de petróleo se ha mejorado mediante la

tecnología de inyección de agua. La mayor parte del agua y el

sedimento se separa en el campo. Las refinerías de petróleo,

comprar petróleo bajo cierta especificación de BSW o tienen

unidades de proceso iniciales de deshidratación y desalado de

crudo que reducen el BSW hasta los límites aceptables.

Caliza Roca sedimentaria formada por la precipitación del carbonato

de calcio, en las regiones batiales y abisales de los fondos

marinos. Compuesta esencialmente de carbonato de calcio -

calcita (CaCO3). Existen unidades estratigráficas de gran

extensión y de gran potencia, formadas en los fondos marinos

durante tiempos geológicos prolongados y que hoy se

encuentran en áreas continentales, constituídas casi

exclusivamente de calizas, intercaladas con margas y lutitas.

Ejm. Grupo Pucará (Formaciones Chambará del Triásico

superior, Aramachay y Condorsinga del Jurásico inferior).

Capa Estrato. Es la roca formada por la sedimentación de fragmentos

o partículas provenientes de la desintegración de las rocas

pre-existentes o de la precipitación de las soluciones químicas

acuosas. El estrato es de origen sedimentario y puede

encontrarse tanto en rocas sedimentarias como metamórficas.

Los estratos pueden ser: concordantes, discordantes y

cruzados.

Caudal Es la cantidad de fluido que pasa en una unidad de tiempo.

Normalmente se identifica con el flujo volumétrico o volumen

que pasa por un área dada en la unidad de tiempo.

172

Completación Son técnicas y procedimientos utilizados para poner en

producción un pozo luego de perforado. Una vez finalizadas las

tareas de perforación y desmontado el equipo, se procede a la

terminación y reequipamiento del pozo que consiste en una

serie de tareas que se llevan a cabo mediante el empleo de

una unidad especial que permite el ensayo y posterior puesta

en producción del mismo.

Consolidación Unión íntima de fragmentos incoherentes, transformándolos en

una unidad rocosa. Puede ser por compactación, presión

litostática, inyección magmática, etc.

Contacto agua

petróleo

Es el plano normalmente de varios pies de espesor, donde la

parte inferior del petróleo se encuentra en contacto con la parte

superior del agua en un reservorio de petróleo, es decir, la

interface petróleo - agua.

Corte de agua Es el porcentaje de agua en el fluido producido a partir de un

pozo.

Cuarzo Oxido silícico SiO2. Se presenta en cristales prismáticos

tabulares del sistema hexagonal, a veces amorfo. Presenta

fractura concoidal, brillo vítreo, incoloro. Dureza 7 en la escala

de Mohs, es uno de los minerales más comunes de la corteza

terrestre. Cristaliza directamente del magma (rocas

ígneas). Variedades: Tridimita, cristobalita, coesita,

lechatelierita, obsidiana. Variedades criptocristalinas:

calcedonia, ágata, ónix, ojo de tigre, ópalo, crisoprasa,

cornalina, heliotropo, enidro, etc.

173

Daño de

formación

Dificultades para la producción, naturales o inducidas, que

pueden tener lugar en el yacimiento, el área cercana al pozo o

los disparos. Los daños naturales ocurren a medida que los

fluidos del yacimiento producidos se mueven a través del

yacimiento, mientras que el daño inducido es el resultado de

operaciones externas y los fluidos en el pozo, tales como la

perforación, la terminación del pozo, operaciones de

acondicionamiento o tratamientos de estimulación.

Depletación El agotamiento o la depletación es un fenómeno natural que

acompaña durante la explotación de todo recurso no renovable.

La depletación es la reducción progresiva del volumen de

petróleo y gas natural y está en función del tiempo y del nivel

de extracción total y está asociada a la declinación de la

producción de un determinado pozo, reservorio o campo.

Diastrofismo Conjunto de movimientos tectónicos, horizontales, verticales,

tangenciales, etc., que ocasionan en la corteza terrestre la

formación de plegamientos, fallas y zonas de arrastre. Estos

movimientos se desarrollan en forma lenta pero continua y

regional. Las deformaciones de las rocas están en

función de la intensidad de los esfuerzos y de la elasticidad de

las rocas. Los principales movimientos diastróficos son:

Revolución Laurentiana, Revolución Huroniana, Revolución

Taconiana, Revolución Caledoniana, Revolución Herciniana y

Revolución Alpino-andina.

Dolomita Es una roca calcárea más resistente al proceso cárstico, dado a

que está constituido por dolomía que es un carbonato doble de

calcio y magnesio. La erosión sobre las dolomitas presenta

formas espectaculares y hermosas, tal como se observa en los

Alpes dolomíticos, en el Tirol, en Cortina d'Ampezio- Italia, etc.

El término dolomía proviene del geólogo francés Dolomieu,

quien realizó estudios sobre la disolución de los basaltos y

rocas en especial de las dolomitas, en los Alpes.

174

Dolomitización Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma en

dolomita según la siguiente reacción:

Ecuación de

difusividad

La ecuación de la difusividad es la combinación de las

principales ecuaciones que describen el proceso físico del

movimiento de fluido dentro del reservorio, combina la

ecuación de continuidad (que es el principio de la

conservación de la masa, y de aquí obtenemos el balance

de materia), la ecuación de flujo (ecuación de Darcy) y la

ecuación de estado (compresibilidad).

Emulsión Combinación de petróleo y agua en la que gotitas de agua se

encuentran dispersas y supendidas en aceite o vicebersa. La

moyoría de emulsiones en el campo petrolero son de agua en

aceite. Para eliminar esta agua a partir del petróleo, la emulsión

es tratada con el empleo de calor, productos químicos y/o

electricidad.

Facies

Conjunto de caracteres y condiciones físicas, químicas,

ambientales y paleontológicas, mediante las cuales se

produjeron las deposiciones litológicas. Ej. Facies metamórfica,

facies lacustre, facies marina, etc.

Factor

volumétrico total

Se denota por Bt. Es un factor que representa el volumen de

petróleo en el yacimiento a determinada presión y temperatura

de la unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales

más su gas disuelto. El volumen en el yacimiento estará

formado por petróleo saturado con gas (a las condiciones de

yacimiento) más gas libre.

175

Falla Desplazamiento de un bloque rocoso con respecto a otro

colindante a éste o de ambos bloques, a través de un plano

denominado "plano de falla". Las fallas son producto de

esfuerzos tectónicos, producto de la epirogénesis, orogenia,

diastrofismo, tectónica de placas o cualquier otro tipo de

desplazamiento de parte de la corteza. Una falla ocasiona

discontinuidad de las estructuras geológicas.

Fase Porción de un sistema físico que es líquido, gas o sólido, que es

homogénea en todo, tiene definido límites y puede separarse

de otras fases.

Gas in situ Volumen de gas presente en el yacimiento antes de la

explotación.

Glauconita Hidrosilicato de hierro y potasio, de coloración verde (glauco =

verde). Es un mineral característico de los depósitos marinos,

formado entre profundidades de 200 a 2000 m., mezclado con

concreciones fosfatadas. Se utiliza como fertilizante por su alto

contenido de potasio.

Hidrófilo Donde la fase mojante es el agua

Impermeable Característica que tienen las superficies de rechazar el agua o

algún fluido sin dejarse atravesar por él.

Intercalaciones Dos o más series de estratos que se interponen unos a otros

debido a los cambios de materiales durante la deposición.

Interface Superficie de contacto entre dos límites de líquidos (por ejemplo

entre el agua y el petróleo que flota encima).

Lutita Roca formada por la consolidación de partículas muy finas,

arcillas. Presenta estructura laminar, muy fina, friable.

Mecanismo de

producción

Proceso mediante el cual los fluidos del yacimiento son movidos

en el yacimiento hacia los pozos.

176

Monofásico Referente a una sola fase, generalmente líquida

Oleó filo Donde la fase mojante es el petróleo

Ortoclasa Grupo de los feldespatos potásicos que cristalizan en el sistema

monoclínico (Ortosa) y triclínico (Microclina), son componentes

de las rocas ígneas.

Permeabilidad Es una medida de la facilidad con la que un fluido fluye a través

de las interconexiones de los espacios porosos de la roca o

cemento. La unidad de medida es el milidarcy. También

capacidad de un fluido a fluir dentro de la red de poros

interconectados en un medio poroso.

Petrografía La petrografía es la rama de la geología que se ocupa del

estudio e investigación de las rocas, en especial en cuanto

respecta a su aspecto descriptivo, su composición mineralógica

y su estructura. Se complementa así con la petrología,

disciplina que se centra principalmente en la naturaleza y

origen de las rocas.

Petróleo original

en el sitio

Volumen de petróleo presente en el yacimiento antes de la

explotación.

Poro Abertura o espacio dentro de una roca o masa de rocas, por lo

general pequeñas y con frecuencia rellenos con un poco de

líquido (agua, petróleo, gas, o los tres).

Pozo inyector Es un pozo a través del cual, fluidos son inyectados en un

estrato subterráneo con el fin de mantener la presión del

yacimiento y/o desplazar petróleo. También denominado pozo

de entrada.

177

Pozo petrolero Pozo desde el cual es obtenido petróleo.

Presión de fondo

fluyente

Es la presión que se mide en el fondo de un pozo a nivel de la

zona de los punzados, a condiciones de flujo gobernadas por

un estrangulador. Es decir que el pozo está siendo producido ó

que los fluidos no están en equilibrio en el yacimiento.

Presión de

formación

Es la presión promedio dentro del yacimiento en un momento

dado. La determinación de este valor se realiza por mediciones

en el fondo de pozo con varias técnicas de análisis existentes

como son las pruebas de restauración de presión o de

decremento para la presión estática.

Propiedades Son características de un sistema que pueden ser evaluadas

cuantitativamente a un tiempo dado. Pueden ser extensivas

(dependen del tamaño y contenido del sistema) e intensivas

(independientes del tamaño del sistema).

Punto de burbuja Es una fase líquida con una cantidad infinitesimal de gas, es

otros términos es cuando aparece la primera burbuja.

Punto de rocío Es la temperatura y presión a las que un vapor está en equilibrio

con una pequeña cantidad de líquido.

Reservas Son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural

y líquidos del gas natural que se pueden recuperar

comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha

determinada en adelante.

Rs "También denominada solubilidad del gas en petróleo, razón del

gas disuelto y relación gas petróleo, RGP (en inglés GOR). Se

define como la cantidad de gas medido a condiciones de

superficie, que se disuelve en un barril de petróleo, también

medido a condiciones de superficie".

178

Sedimentaria Son rocas exógenas producto de la consolidación de materiales

detríticos originados por la erosión de rocas pre-existentes.

Estos materiales pueden ser fragmentarios (cantos, arena,

limo, arcilla, etc.), soluciones disueltas o elementos orgánicos.

Ver sedimentaria (roca).

Sílice SiO2, óxido silícico, sustancia polimorfa que se presenta en la

naturaleza como sílice amorfa e hidratada (ópalo, calcedonia,

sílex, etc.), sílice cristalizada y anhidra (cuarzo, tridimita,

cristobalita, etc.).

Supra yacentes Material (estrato o roca) que reposa sobre otro material.

Transmisibilidad Es la facilidad con la cual fluye el fluido en el medio poroso la

cual es proporcional a la permeabilidad y al espesor del

yacimiento, e inversamente proporcional a la viscosidad.

Trifásico En la industria petrolera se refiere al flujo de gas, petróleo y

agua, es decir, tres fases.

Zona productora Zona o formación a partir de la cual se produce petróleo o gas

179

NOMENCLATURA

API Unidad de la gravedad del petróleo del American Petroleum

Institute

BAPD Barriles de Agua Por Día

BES Bombeo Electrosumergible

BFPD Barriles de Fluido Por Día

Bh Bombeo Hidráulico

Bob Factor Volumétrico de la formación a presión de burbuja

BPPD Barriles de Petróleo Por Día

BSW Porcentaje de agua y sedimentos por el inglés (Basement

and Water)

CO2 Dióxido de carbono

D En el nombre de los pozos, significa direccional.

FLPR Producción Diaria de Fluido del Campo (Field Liquid

Production Rate)

FLPRH Histórico de Producción Diaria de Fluido del Campo (Field

Liquid Production Rate Historical)

FOPR Producción Diaria de Petróleo del Campo (Field Oil

Production Rate)

FOPRH Histórico de Producción Diaria de Petróleo del Campo (Field

Oil Production Rate Historical)

FWCT Corte de Agua del Campo (Field Water Cut)

FWTCH Histórico del Corte de Agua del Campo (Field Water Cut

Historical)

FWPR Producción Diaria de Agua del Campo (Field Water

Production Rate)

FWPRH Histórico de Producción Diaria de Agua del Campo (Field

Water Production Rate Historical)

G Gas

Gp Producción neta acumulada de gas

180

H espesor

IP Índice de Productividad

K Permeabilidad

Kr Permeabilidad relativa

MBE Ecuación de Balance de Materiales

N2 Nitrógeno

Np Producción neta acumulada de petróleo

NTG Espesor neto por el inglés (net togross)

o Petróleo por el inglés (oil)

Ø Porosidad

OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo

P* Presión promedio de formación

Pb Presión de Burbuja

Pc Presión de cabeza

POES Petróleo Original en el Sitio

ppm Partes por millón

Pr Presión de formación

PVT Presión - Volumen - Temperatura

Pwf Presión de fondo fluyente

Q Caudal

RE En el nombre de los pozos, significa reentre, es decir, que se

realizó un reingreso a un pozo abandonado o cerrado con la

perforación de otro pozo en el mismo sitio.

Re Radio de drenaje

GOR Relación Gas Petróleo, por el inglés GOR (Gas Oil Relation).

También expresado como Rs que es solubilidad del gas en el

petróleo.

ROPR Producción diaria de Petróleo de la Región

(RegionOilProductionRate)

ROPT Producción Total Acumulada de Petróleo de la Región

(RegionOilProduction Total)

181

RPR Reportes de la presión de la Región (Región PresureReport)

Rw Radio del pozo por el inglés (wellboreradius)

RWPR Producción Diaria de Agua de la Región

(RegionWaterProductionRate)

RWPT Producción Total Acumulada de Agua de la Región

(RegionWaterProduction Total)

Sx Saturación

S Daño de formación

SOTE Sistema de Oleoducto Trans Ecuatoriano

w Agua por el inglés (water)

WWTC Corte de Agua del Pozo (Well Water Cut)

Wp Producción neta acumulada de agua

WOPR Producción Diaria de Petróleo del Pozo (Well Oil Production

Rate)

WOPRH Histórico de Producción Diaria de Petróleo del Pozo (Well Oil

Production Rate Historical)

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA DE...

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