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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
PROYECTO DE INYECCIÓN DE AGUA PARA INCREMENTAR
EL FACTOR DE RECUPERACIÓN DE CRUDO EN EL CAMPO
EDÉN YUTURI DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
NAVARRETE AGUILAR DIEGO MAURICIO
DIRECTOR: ING. FAUSTO RENÉ RAMOS AGUIRRE, Msc
Quito, junio 2017
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2017
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 171712948-8
APELLIDO Y NOMBRES: Navarrete Aguilar Diego Mauricio
DIRECCIÓN: Calle Pio Jaramillo pasaje n6-c casa
e8-168 (Tumbaco)
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: 022373635
TELÉFONO MOVIL: 0987001689
DATOS DE LA OBRA
TITULO:
Proyecto de inyección de agua para
incrementar el factor de recuperaión de crudo
en el campo Edén Yuturi de la Amazonía
Ecuatoriana
AUTOR O AUTORES: Navarrete Aguilar Diego Mauricio
FECHA DE ENTREGA
DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
20 junio del 2017
DIRECTOR DEL
PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ramos Aguirre Fausto René
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE
OPTA: Ingeniero de petróleos
RESUMEN:
El objetivo de este trabajo fue el de estudiar el
efecto de la tecnología de recuperación
secundaria por inyección de agua en el
reservorio ¨M-1¨ del campo Edén Yuturi,
puesto que presentó una fuerte caída de
presión influyendo en la declinación de la
producción de fluidos; para ello se estableció
un modelo de inyección periférica a fin de
lograr el incremento de la presión del
reservorio y generar un barrido mas eficiente
de petróleo para el área de un arreglo con
cuatro pozos productores y un inyector. Se
utilizó el modelo matemático de
desplazamiento bifásico agua-petróleo
desarrollado por Buckley-Leverett para la
predicción del comportamiento de la
recuperación de petróleo en él área
influenciada por el modelo de inyección. Para
determinar la recuperación de petróleo se
analizaron las tres etapas en las que ocurre,
en la etapa inicial donde se obtendrá la mayor
recuperación de petróleo, siendo así que en
cuatro años se recuperará 2 002 951 barriles
de petróleo con un factor de recobro del 32 %,
5 % mas al estimado antes de implementar la
recuperación secundaria, la siguiente etapa
que es la de ruptura en la que se incrmenta la
tasa de producción de agua y petróleo en
función de la distancia que recorre el frente de
barrido hasta que alcanza nuevas condiciones
de saturación que se dan en la última etapa
que es la subordinada en donde el agua
inyectada comienza a producirse junto con el
petróleo evidenciándose en un decremento de
la producción de petróleo, pues para esta
etapa se recuperará en 20 años 645 850
barriles de petróleo y con un factor de recobro
del 10 %, e incrementos en la producción de
agua lo cual se puede constatar en la relación
agua petróleo que se determinó que es de 21.
En función de la movilidad de los fluidos que
se determinó en un valor de 3.86 y constituye
un indicador de que el agua fluye mejor que el
petróleo en el reservorio se calculó una
eficiencia de barrido areal de 55 % y una
eficiencia de barrido vertical del 68 % lo cual
indica que el modelo de inyección tiene una
capacidad eficiente para barrer el área
determinada. Se analizó el comportamiento de
la inyección y se determinó que es normal, sin
fracturar la formación, sin canalización o
taponamientos. Finalmente se realizó un
análisis económico en función del petróleo
producido, y utilizando indicadores financieros
para la evaluación de proyectos se concluyó
que el proyecto es económicamente rentable
solamente para la etapa inicial es decir por
cuatro años donde el VAN es de 10 639 345 y
la TIR es del 7 %.
PALABRAS CLAVES: RECUPERACIÓN SECUNDARIA, INYECCIÓN
DE AGUA, ANÁLISIS ECONÓMICO.
ABSTRACT:
The objective of this work was to study the
effect of the technology of secondary recovery
by injection of water in the reservoir ¨M-1¨ of
the Edén Yuturi field, since it presented a
strong pressure drop influencing the decline of
the production of Fluids; For this purpose, a
peripheral injection model was established in
order to increase the reservoir pressure and
generate a more efficient oil sweep for the area
of an arrangement with four producing wells
and an injector. We used the mathematical
model of water-oil biphasic displacement
developed by Buckley-Leverett for the
prediction of the behavior of oil recovery in the
area influenced by the injection model. To
determine the recovery of oil, the three stages
in which it occurs, in the initial stage where the
largest recovery of oil will be obtained, were
analyzed, whereas in 4 years 2,002,951 barrels
of oil will be recovered with a recovery factor of
32 %, 5% more than the estimated before
implementing the secondary recovery, the next
stage is the one of rupture in which the rate of
production of water and oil is increased as a
function of the distance that the front sweeps
through until it reaches new Conditions of
saturation that occur in the last stage that is the
subordinate stage where the injected water
begins to occur along with the oil evidencing in
a decrease of the oil production, because for
this stage will recover in 20 years 645 850
barrels of oil And with a recovery factor of 10%,
and increases in water production which can
be seen in the ratio of water to oil that was
determined Which is 21. According to the fluid
mobility that was determined at a value of 3.86
and is an indicator that the water flows better
than the oil in the reservoir, an air sweep
efficiency of 55% and an efficiency of vertical
sweep of 68% which indicates that the injection
model has an efficient capacity to sweep the
determined area. The behavior of the injection
was analyzed and it was determined that it is
normal, without fracturing the formation,
without canalization or plugging. Finally, an
economic analysis was carried out according to
the oil produced, and using financial indicators
for project evaluation, it was concluded that the
project is economically profitable only for the
initial stage, ie for four years where the NPV is
10 639 345 and the TIR Is 7%.
KEYWORDS SECONDARY RECOVERY, WATER
INJECTION, ECONOMIC ANALYSIS
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio Digital de la Institución.
C.I. 171712948-8
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, NAVARRETE AGUILAR DIEGO MAURICIO, CI 1717129488 autor del
proyecto titulado: PROYECTO DE INYECCIÓN DE AGUA PARA
INCREMENTAR EL FACTOR DE RECUPERAIÓN DE CRUDO EN EL
CAMPO EDÉN YUTURI DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA. Previo a la
obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS en la Universidad
Tecnológica Equinoccial.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo
144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la
SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de
graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de
información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión
pública respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial
a tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito
de generar un Repositorio que democratice la información,
respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.
Quito, 20 de junio de 2017
C.I. 171712948-8
DECLARACIÓN
Yo DIEGO MAURICIO NAVARRETE AGUILAR, 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.
C.I. 171712948-8
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “PROYECTO DE
INYECCIÓN DE AGUA PARA INCREMENTAR EL FACTOR DE
RECUPERACIÓN DE CRUDO EN EL CAMPO EDÉN YUTURI DE LA
AMAZONÍA ECUATORIANA”, que, para aspirar al título de Ingeniero de
Petróleos fue desarrollado por DIEGO MAURICIO NAVARRETE
AGUILAR, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de
la Ingeniería e Industrias; y cumple con las condiciones requeridas por el
reglamento de Trabajos de Titulación artículos 19, 27 y 28.
DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTO
A Diosito y la Virgencita María, mis papitos celestiales, les agradezco
infinitamente por colmarme siempre de bendiciones, de jamás dejarme
desamparado y permitirme llegar a esta etapa en mi desarrollo como
profesional, cuyo resultado se evidencia en el esfuerzo, dedicación,
perseverancia, y mucho amor con el que realizado todo trabajo y actividad y
dedico el fruto de este esfuerzo a ustedes para que siempre me bendigan y
me cuiden a lo largo de mi andar.
A la Dra.Patricia Aguilar, mi mamita bella le agradezco por apoyarme
incondicionalmente en cada triunfo y fracaso, por inculcarme valores y
principios que a lo largo de mi vida me han permitido formarme como una
persona integra, decidida, perseverante y con ambiciones sanas, pero sobre
todo gracias por siempre sentirte orgullosa de mi.
Al Dr. Diego Navarrete, mi papito le agradezco por el enorme sacrificio que
hace día a día por el bienestar de la familia, y siempre darnos y querer lo
mejor para nosotros, gracias por ser el ejemplo que cada día trato de imitar y
superar, pero con suerte llegaré a ser la mitad de lo que eres papito, gracias
por el apoyo, por siempre estar pendiente, por motivarme a seguir
consiguiendo logros.
A Karlita, mi novia quien ha sido un pilar fundamental a lo largo de mi
formación profesional, que, con sus consejos, y reprendidas me ha ayudado
a tomar decisiones acertadas, te agradezco mi amorcito por siempre en
momentos difíciles en los cuales muchas veces me he ofuzcado tu siempre
me has empujado, animado y motivado para jamás desisitir, gracias por
estar en mis triunfos y fracasos. Recordarte que tú eres mi motor, y mi
mayor inspiración y que juntos de la mano construir ese anhelado futuro que
los dos con mucho amor de a poquito lo seguimos construyendo con cada
logro que ambos día a día seguimos cosechando.
A Ana Paula, mi ñañita ahora que estas en etapa de crecimiento y formación
te dedico este trabajo para que siempre tomes como ejemplo la
responsabilidad, el sacrificio, y la perseverancia para que en cada paso que
des siempre trasciendas y coseches siempre triunfos.
Al Ing. Ramos, Ing. Baldeón e Ing. Andrade les agradezco por, con su
experiencia, conocimiento y paciencia ayudarme a culminar el presente
trabajo y tomar como ejemplo para un futuro todo lo impartido en las aulas
de clase para llegar a ser un excelente profesional como ustedes.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN 1
ABSTRACT 2
1. INTRODUCCIÓN 3
1.1 OBJETIVOS 8
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 8
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 8
2. METODOLOGÍA 9
2.1. DESCRIPCION DEL CAMPO 9
2.2. MODELO DE INYECCION 10
2.2.1. POZO INYECTOR 11
2.2.2. POZOS PRODUCTORES 11
2.3. AREA DEL MODELO DE INYECCION 11
2.4. DETERMINACION DEL FACTOR DE RECUPERACION PREVIO
A LA IMPLEMENTACION DE LA RECUPERACION SECUNDARIA 11
2.5. MODELO DE DESPLAZAMIENTO BIFASICO AGUA-PETROLEO 12
2.6. EFICIENCIA DEL MODELO DE INYECCION 12
2.7. DESCRIPCION DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA
LA IMPLEMENTACION DE LA TECNOLOGIA DE RECUPERACION
SECUNDARIA 12
2.8. COMPORTAMIENTO DE LA INYECCION 12
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 13
3.1. SELECCIÓN DEL MODELO DE INYECCIÓN 13
3.1.1. POZO INYECTOR 14
3.1.2. POZOS PRODUCTORES 16
3.2. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DEL MODELO A APLICARSE
iiiiiiiiLA RECUPERACIÓN SECUNDARIA 18
3.3. ADQUISICIÓN DE DATOS 19
3.4. CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO “POES”
ii
iiiiiiiiiPARA EL ÁREA DEL MODELO DE INYECCIÓN 20
3.5. RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO 21
3.5.1. FLUJO FRACCIONAL 21
3.5.2. PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA
iiiiiiiiiiiiiRECUPERACIÓN SECUNDARIA 22
3.5.2.1. Etapa inicial 22
3.5.2.2. Ruptura 26
3.5.2.3. Etapa subordinada o irrupción del agua 27
3.6. DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA DEL MODELO DE
iiiiiiiINYECCIÓN 33
3.6.1. EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL (EA) Y
iiiiiiiiiiiiiiiiiiii iBARRIDO VERTICAL 33
3.7. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE
iiiiiiiPARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE
iiiiiiiRECUPERACIÓN SECUNDARIA 37
3.8. ANÁLISIS DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DEL AGUA
iiiiiii DE INYECCIÓN 39
3.9. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN 40
3.10. ANÁLISIS ECONÓMICO 42
3.10.1 COSTOS DE INVERSIÓN DEL PROYECTO. 42
3.10.2 INGRESOS DEL PROYECTO. 42
3.10.3 EGRESOS 43
3.10.4 CONSIDERACIONES EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS
iiiiiiiiiiiiiiECONÓMICO 43
3.10.5 CORRIDA FINANCIERA 44
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 47
4.1 CONCLUSIONES 47
4.2 RECOMENDACIONES 48
5. BIBLIOGRAFÍA 49
6. ANEXOS 53
iii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. iEstado de los pozos seleccionados para el modelo 16
Tabla 2. iProducción de petróeo y agua de los últimos 4 años 17
Tabla 3. iDelimitación del área del modelo de inyección 18
Tabla 4. iDatos de los parámetros petrofísicos y de los fluidos 19
Tabla 5. iResultados obtenidos determinación del poes, petróleo
iiiiiiiiiiiiiiiiiiiproducido, petróleo remanente y factor de recobro del área
iiiiiiiiiiiiiiiiiidel modelo de inyección. 20
Tabla 6. iDeterminación del flujo fraccional 21
Tabla 7. iDatos obtenidos de la curva de flujo fraccional 23
Tabla 8. iResultados obtenidos de la predicción de recuperación de
ipetróleo en la etapa inicial. 26
Tabla 9. i Resultados obtenidos en la etapa de ruptura 27
Tabla 10. Datos obtenidos de la curva 29
Tabla 11. Resultados obtenidos en la etapa subordinada 32
Tabla 12. Datos de kro y krw 34
Tabla 13. Eficiencias del modelo de 36
Tabla 14. Costos de inversión del proyecto 42
Tabla 15. Resultados del cálculo de flujo neto de fondos 45
Tabla 16. Resultados obtenidos de la corrida financiera 46
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Mapa geopolítico del campo Edén Yuturi 9
Figura 2. Sección estratigráfica del campo Edén Yuturi 10
Figura 3. Producción de los fluidos del reservorio “M-1” del campo
Edén Yuturi 13
Figura 4. Pozos productores en el centro de la estructura del
reservorio "M-1" del campo Edén Yuturi 14
Figura 5. Sección estratigráfica en dirección SW-NE 15
Figura 6. Mapa de presión del reservorio “m-1” del campo
Edén Yuturi 15
Figura 7. Correlación de continuidad de la arena “M-1” 16
Figura 8. Producción de los fluidos de los pozos seleccionados 17
Figura 9. Área del modelo de inyección 18
Figura 10.Curva de flujo fraccional 22
Figura 11.Determinación de swbt, swpbt, fwbt y fwpbt a partir de la
curva de flujo fraccional 23
Figura 12.iAmpliación del punto de ruptura en la curva de flujo
ifraccional. 28
Figura 13.iDeterminación de swbt2, swpbt2, fwbt2 y fwpbt2 a partir de
ila curva de flujo fraccional ampliada despues
ide la ruptura 29
Figura 14.iCurvas de permeabilidades relativas 34
Figura 15.iEfecto de la razón de movilidad en la eficiencia areal
ia la ruptura para un arreglo de 5 pozos 35
Figura 16.iDiagrama para la determinación de la eficiencia
ivertical 36
Figura 17.iEsquema del sistema de recuperación secundaria 38
Figura 18.iAnálisis físico químico de aguas de formación 39
Figura 19.iComportamiento de la inyección de agua en el reservorio
i“M-1” del campo Edén Yuturi 40
Figura 20.iHall plot – inyección de agua reservorio ¨M-1¨. 41
v
Figura 21.iCurvas tipo hall plot 41
Figura 22.iPrecio del crudo 43
vi
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. DETALLE DE COSTOS DEL PROYECTO DE
RECUPERACIÓN SECUNDARIA 53
ANEXO 2. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO EDYF-118
WIW 56
ANEXO 3. EVALUACIÓN PETROFÍSICA DEL POZO EDYF-118WIW
RESERVORIO M-1 57
1
RESUMEN
El objetivo de este trabajo fue el de estudiar el efecto de la tecnología de
recuperación secundaria por inyección de agua en el reservorio ¨M-1¨ del
campo Edén Yuturi, puesto que presentó una fuerte caída de presión
influyendo en la declinación de la producción de fluidos; para ello se
estableció un modelo de inyección periférica a fin de lograr el incremento de
la presión del reservorio y generar un barrido mas eficiente de petróleo para
el área de un arreglo con cuatro pozos productores y un inyector. Se utilizó
el modelo matemático de desplazamiento bifásico agua-petróleo
desarrollado por Buckley-Leverett para la predicción del comportamiento de
la recuperación de petróleo en él área influenciada por el modelo de
inyección. Para determinar la recuperación de petróleo se analizaron las tres
etapas en las que ocurre, en la etapa inicial donde se obtendrá la mayor
recuperación de petróleo, siendo así que en cuatro años se recuperará 2
002 951 barriles de petróleo con un factor de recobro del 32 %, 5 % mas al
estimado antes de implementar la recuperación secundaria, la siguiente
etapa que es la de ruptura en la que se incrmenta la tasa de producción de
agua y petróleo en función de la distancia que recorre el frente de barrido
hasta que alcanza nuevas condiciones de saturación que se dan en la última
etapa que es la subordinada en donde el agua inyectada comienza a
producirse junto con el petróleo evidenciándose en un decremento de la
producción de petróleo, pues para esta etapa se recuperará en 20 años 645
850 barriles de petróleo y con un factor de recobro del 10 %, e incrementos
en la producción de agua lo cual se puede constatar en la relación agua
petróleo que se determinó que es de 21. En función de la movilidad de los
fluidos que se determinó en un valor de 3.86 y constituye un indicador de
que el agua fluye mejor que el petróleo en el reservorio se calculó una
eficiencia de barrido areal de 55 % y una eficiencia de barrido vertical del 68
% lo cual indica que el modelo de inyección tiene una capacidad eficiente
para barrer el área determinada. Se analizó el comportamiento de la
inyección y se determinó que es normal, sin fracturar la formación, sin
canalización o taponamientos. Finalmente se realizó un análisis económico
en función del petróleo producido, y utilizando indicadores financieros para la
evaluación de proyectos se concluyó que el proyecto es económicamente
rentable solamente para la etapa inicial es decir por cuatro años donde el
VAN es de 10 639 345 y la TIR es del 7 %.
Palabras clave: RECUPERACIÓN SECUNDARIA, INYECCIÓN DE AGUA,
ANÁLISIS ECONÓMICO.
2
ABSTRACT The objective of this work was to study the effect of the technology of
secondary recovery by injection of water in the reservoir ¨M-1¨ of the Edén
Yuturi field, since it presented a strong pressure drop influencing the decline
of the production of Fluids; For this purpose, a peripheral injection model was
established in order to increase the reservoir pressure and generate a more
efficient oil sweep for the area of an arrangement with four producing wells
and an injector. We used the mathematical model of water-oil biphasic
displacement developed by Buckley-Leverett for the prediction of the
behavior of oil recovery in the area influenced by the injection model. To
determine the recovery of oil, the three stages in which it occurs, in the initial
stage where the largest recovery of oil will be obtained, were analyzed,
whereas in 4 years 2,002,951 barrels of oil will be recovered with a recovery
factor of 32 %, 5% more than the estimated before implementing the
secondary recovery, the next stage is the one of rupture in which the rate of
production of water and oil is increased as a function of the distance that the
front sweeps through until it reaches new Conditions of saturation that occur
in the last stage that is the subordinate stage where the injected water begins
to occur along with the oil evidencing in a decrease of the oil production,
because for this stage will recover in 20 years 645 850 barrels of oil And with
a recovery factor of 10%, and increases in water production which can be
seen in the ratio of water to oil that was determined Which is 21. According to
the fluid mobility that was determined at a value of 3.86 and is an indicator
that the water flows better than the oil in the reservoir, an air sweep efficiency
of 55% and an efficiency of vertical sweep of 68% which indicates that the
injection model has an efficient capacity to sweep the determined area. The
behavior of the injection was analyzed and it was determined that it is
normal, without fracturing the formation, without canalization or plugging.
Finally, an economic analysis was carried out according to the oil produced,
and using financial indicators for project evaluation, it was concluded that the
project is economically profitable only for the initial stage, ie for four years
where the NPV is 10 639 345 and the TIR Is 7%.
Keywords: SECONDARY RECOVERY, WATER INJECTION, ECONOMIC ANALYSIS.
1. INTRODUCCIÓN
3
1. INTRODUCCIÓN
En la actualidad la mayoría de campos petroleros ecuatorianos han
presentado una declinación en su producción, dejando un porcentaje de la
totalidad del petróleo bajo tierra, en un área determinada. Al porcentaje de la
totalidad del petróleo se lo conoce como factor de recuperación, el mismo
que se define como el cociente entre el petróleo producido mediante
tecnologías primarias para el petróleo original en sitio “POES”, estimado
mediante simulaciones matemáticas aplicadas para yacimientos de petróleo.
El factor de recobro es un parámetro que indica que volumen de petróleo
puede aun ser extraido con rentabilidad económica, sin embargo a causa de
la producción de este durante la etapa inicial o más conocida como
recuperación primaria este factor decrece y las reservas de petróleo se
vuelven más difíciles de extraer. El factor de recuperación tiene relación con
el tipo de mecanismo de producción que tenga el reservorio; los
mecanismos indican la movilidad de los fluidos en el reservorio hacia los
pozos productores y dicha movilidad es proporcional a la energía que
suministra este para el desplazamiento del petróleo. A la energía que
suministra el reservorio se la conoce como presión de reservorio y constituye
un parámetro fundamental para el desplazamiento de petróleo al inicio de la
vida productiva de este, pero conforme a los ritmos de producción esta
presión va agotándose evidenciándose en la baja recuperación de petróleo a
causa de que el factor de recobro también es bajo. Entonces, al tener un
bajo factor de recobro y verse la producción de petróleo afectada a causa
del agotamiento de presión es necesario aplicar una técnica que permita
incrementar, mantener la presión o represurizar el reservorio con la finalidad
de que las eficiencias de los fluidos incrementen y por ende aumente el
factor de recobro del reservorio teniendo rentabilidad económica (Rivera,
2004).
La tecnología que constituye una buena alternativa es la aplicación de la
recuperación secundaria por inyección de agua que constituye el método
más usado actualmente y es una técnica reconocida desde el año 1900,
siendo la responsable de una fracción significativa del petróleo que es
actualmente producido en el mundo. Las razones por las cuales el método
ha sido ampliamente usado y con gran éxito se debe a la disponibilidad del
agua, el bajo costo relativo a otros fluidos de inyección, la facilidad de
inyectar agua en una formación y una alta eficiencia con la que el agua
desplaza al petróleo. El método consiste en la inyección de agua en la base
del reservorio para mantener la presión de este y el desplazamiento del
petróleo hacia los pozos productores (Valencia, 2012).
Parte fundamental para la aplicación de la recuperación secundaria por
inyección de agua es comprender los factores que inciden a nivel de
4
reservorio y la importancia que denotan en el comportamiento al momento
de inyectar agua para desplazar el petróleo. Entre las propiedades más
importantes esta la porosidad que constituye la característica física más
conocida de un reservorio de petróleo y representa los volúmenes de
petróleo que puede estar presente. Todas las operaciones de producción, y
recuperación adicional de los hidrocarburos, se basan en su valor (Rivera,
2004). La permeabilidad tiene una importancia sobre la viabilidad de
procesos de recuperación secundaria y terciaria para el recobro de
hidrocarburos, ya que su distribución y contraste afectan al comportamiento
del yacimiento, pues a medida que la producción del mismo se prolonga, las
capas delgadas, las fallas y las fracturas pueden tener un gran efecto en el
movimiento del gas, de un acuífero, y del agua inyectada. Los tipos de
permeabilidad son la absoluta, la efectiva y la relativa siendo esta última la
única propiedad de flujo más importante que afecta al comportamiento de
inyección de agua debido a que los datos permiten conocer los efectos de
humectabilidad, saturación de fluido, historia de saturación, geometría del
poro y distribución del fluido sobre el comportamiento de un sistema del
reservorio, proporcionando de esta manera información sobre la habilidad
relativa del petróleo y el agua para para fluir simultáneamente en un medio
poroso (Valencia, 2012).
La saturación es otra propiedad que permite la estimación de hidrocarburos
presentes en un yacimiento. De esta propiedad parte un concepto
fundamental que es el de distribución de fluidos en el reservorio que
relaciona la saturación basándose en que cada fluido que satura una roca se
mueve por su propia red de canales, considerando que los canales varían en
diámetro y están limitados por interfaces líquido-líquido o sólido-líquido, la
distribución de fluidos no depende solamente de la saturación de cada fase,
sino que también depende de la dirección del cambio de saturación y la
distribución de los fluidos afecta principalmente, la humectabilidad
preferencial y la historia del cambio de saturación. En la ejecución del
proyecto de inyección de agua es necesario considerar como un parámetro
inicial a la saturación de agua connata que es el remanente del agua que
inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la
presión capilar existente, no pudo ser desplazada con los hidrocarburos
cuando estos migraron. Se considera inmóvil, sin embargo cuando se
inyecta agua, la primera que se produce tiene composición diferente a la
inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada
(Riofrío, 2014).
En un medio poroso que se encuentran varios fluidos interactuando entre sí
y con este se dice que están gobernados por fuerzas capilares entre estas la
tensión interfacial que es la energía de superficie relacionada con las
interfaces de dos fluidos inmiscibles que coexisten en un medio poroso
5
influyendo en su saturación, distribución y desplazamiento. Otra fuerza es la
mojabilidad que es la preferencia relativa de una determinada superficie
sólida a ser cubierta por cualquier fluido (petróleo o agua) que se encuentren
en contacto con esta. La superficie sólida es la roca del yacimiento y en los
espacios porosos se encuentran los fluidos que pueden ser gas, petróleo y
agua, considerando solo al petróleo y el agua como las posibles fases
mojantes. En la inyección de agua la mojabilidad tiene influencia debido a
que durante toda la recuperación primaria influye en la productividad y en la
recuperación de petróleo, pues la mojabilidad original de una formación y la
mojabilidad alterada durante y después de la migración de hidrocarburos,
inciden en el perfil de saturación de agua inicial y petróleo residual, así como
en características de producción del yacimiento, parámetros claves a
considerar por su estrecha relación con las permeabilidades relativas al
petróleo y al agua; y todo esto concatenado influirá en el desempeño de un
proyecto de recuperación secundaria (Valencia, 2012).
En otras palabras lo que busca un proceso de recuperación secundaria es
que la mojabilidad como ya se mencionó es la tendencia de una superficie a
que sea mojada o cubierta por un determinado fluido, pero para el fin de
estudio que se realiza se debe tomar en cuenta que la superficie, en este
caso la roca prefiera al agua, puesto que si se tiene una roca reservorio
saturada al 100 % con petróleo, es decir que sus poros contienen petróleo,
pero la roca prefiere ser mojada por el agua, entonces si se dispone de un
recipiente lleno de agua y se sumerge la roca reservorio, por su preferencia
al agua desplazará de sus poros al petróleo y los espacios que fueron
desalojados serán ocupados por el agua. Y es importante tomar en cuenta
dos conceptos fundamentales que se ligan para un mejor entendimiento que
es el de imbibición que se refiere al incremento de la saturación de la fase
mojante, en otras palabras es la tendencia de una formación a captar la fase
mojante; y en procesos de inyección de agua permite determinar con que
facilidad se puede inyectar el agua y cómo se desplaza a través de una
formación mojable por agua. La inyección de agua es un yacimiento
humectado por agua es un proceso de imbibición, pues el agua va a ocupar
las paredes de los poros y el petróleo se alojará sobre la película de agua
formada. Y el otro es el de drenaje que se refiere a la disminución de la fase
mojante. Describe un proceso con incremento en la saturación de petróleo. A
la capacidad que tiene la roca para repeler a un fluido no humectante se la
conoce como presión capilar y es otra fuerza capilar que aparece debido a
que los poros de la roca reservorio tienen dimensiones capilares, por lo cual
se crea una presión capilar entre las fases mojantes y no mojantes. Para
comprender de mejor manera, si en un tubo capilar, las fuerzas de la
superficie mojable por agua hacen que el agua se eleve, desplazando el
petróleo, y si la superficie interna del tubo es mojable por petróleo, el
petróleo empujara el agua hacia abajo (Abdalahh, 2007).
6
Además de las fuerzas capilares dentro del sistema el movimiento de los
fluidos de las zonas menos permeables hacia las más permeables están
regidas por fuerzas viscosas, las cuales controlan el movimiento del fluido en
el espacio poroso y las fuerzas gravitatorias que controlan la separación
gravitatoria de los fluidos ligeros en la parte superior y los fluidos con mas
peso en el fondo (Riofrío, 2014).
Al inyectar agua para desplazar petróleo se habla de un desplazamiento de
fluidos inmiscibles, pues el petróleo no tiene la habilidad para salir por si
mismo de los poros de la roca reservorio y cuando logra salir o desplazarse
es debido al empuje que genera la inyección de agua pues el fluido
desplazante (el agua) posee más energía que el desplazado (petróleo)
(Carrillo, 2006).
Ocurren dos tipos de desplazamiento en los cuales se pueden identificar dos
fases; la primera o fase inicial es en la cual se da la la mayor producción de
del fluido desplazado y el fluido producido no contiene fluido desplazante. La
fase subordinada o después de la ruptura, hay la producción de ambos
fluidos el desplazado así como el desplazante (Valencia, 2012).
Los dos tipos de desplazamiento son el desplazamiento pistón sin fugas que
se da cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad.
Este asume que solamente el petróleo se mueve delante del frente y el agua
se mueve por detrás del frente. El otro tipo es el desplazamiento pistón con
fugas en este el petróleo remanente tiene cierta movilidad y ocurre flujo de
dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que
la residual. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores se
siguen produciendo cantidades variables de petróleo.Este tipo de
desplazamiento ocurre en tres etapas que son, la inicial, cuando el fluido
desplazado se mueve por la acción del pistón con fugas del fluido
desplazante; aquí se puede obtener la mayor producción del fluido
desplazado La Ruptura, donde el fluido desplazante aparece ya en el pozo
productor.Y finalmente la etapa subordinada donde el fluido desplazante
arrastra a la fase desplazada por el camino de flujo y aquí ya hay producción
de la fase desplazante como la desplazada (Ferrer, 2001).
Desplazar petróleo inyectando agua se considera como un proceso de flujo
continuo donde las saturaciones de los fluidos cambian con el tiempo y a su
vez van modificando permeabilidades relativas, presiones y viscosidades de
los fluidos. La distribución de saturación con el tiempo en un desplazamiento
con agua a una saturación intersticial de agua al comienzo el agua
intersticial y la saturación de petróleo son uniformes, al momento de inyectar
agua manteniendo una tasa de flujo constante se produce un
desplazamiento del petróleo en el yacimiento y se genera un gradiente de
7
saturación muy marcada por agua y los dos fluidos fluyen simultáneamente
en la región detrás del cambio de saturación. Cuando el agua alcanza el final
del yacimiento se produce lo que se conoce como el punto de ruptura;
después de este la fracción de agua se incrementa a medida que el petróleo
remanente es desplazado (Rivera, 2004).
En función de la distribución de la saturación el desplazamiento ocurre en
cuatro etapas a las cuales se las conoce como los mecanismos de
desplazamiento. La primera es antes de la invasión cuando en un yacimiento
que ya ha sido producido durante la primera fase de producción hay un
agotamiento natural el cual se ve evidenciado en la disminución de presión
que será menor que la presión de burbuja del petróleo original en el
yacimiento y por ende habrá una fase de gas que será uniforme a través del
yacimiento. La segunda es la invasión en la que el agua que se esta
inyectando, parte del petróleo se desplaza hacia delante para formar un
banco de petróleo; detrás de este banco se forma el banco de agua, en
donde solamente está presente el agua inyectada y el petróleo residual. La
tercera es la etapa de la ruptura que se da cuando se alcanza el llene, el
avance del frente continúa, pero la tasa de producción de petróleo aumenta
y eventualmente es igual a la tasa de inyección de agua. Para corroborar
que se da la etapa de ruptura una manera de evidenciarlo es cuando hay
producción considerablemente significativa de agua. Y la última etapa es
después de la ruptura donde la producción de agua aumenta a expensas de
la producción de petróleo. El recobro del petróleo detrás del frente se obtiene
por medio de la circulación de grandes volúmenes de agua (Cabrera,
Cabrera, & Delgado, 2010).
Un factor predominante que controla las operaciones de inyección de agua
es la localización de los pozos inyectores con respecto a los productores y a
los límites del yacimiento (Cabrera et al., 2010). Entonces para ello se deben
definir modelos de inyección que pueden ser por patrones de Inyección,
estos se refieren al arreglo de pozos que se basan en la geometría
existente entre los pozos ya perforados en yacimientos ya desarrollados.
Definir un arreglo de pozos en un proceso de recuperación secundaria por
inyección de agua es importante para delimitar un área que permita,
dependiendo del arreglo desplazar mayor cantidad de petróleo por los pozos
productores. Los dos tipos de arreglos son geométricos y modelos
irregulares. El otro modelo de inyección se lo conoce como inyección
periférica que consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en
los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y
en este caso el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua
petróleo. Es un modelo aplicable cuando no hay suficientes pozos inyectores
y cuando la presión es baja dentro de la estructura del yacimiento (Palma,
2011).
8
De una selección idónea del modelo de inyección dependerá una buena
eficiencia de desplazamiento, de barrido areal y de barrido vertical. Estas
eficiencias tienen relación con el factor de recobro. La eficiencia de barrido
areal y de barrido vertical depende la relación de movilidades ya que esta
proporciona información para determinar la eficiencia de barrido, en donde la
relación sea conocida. Pues si M=1, las movilidades del petróleo son
idénticas y encuentran la misma resistencia a fluir dentro del reservorio.
Cuando M<1, el petróleo fluye mejor que el agua y es más fácil para el agua
desplazar al petróleo, si se presenta en este rango hay buena eficiencia de
barrido y buen recobro de petróleo. Y Cuando M>1, el agua fluye mejor que
el petróleo y ya no se puede desplazar petróleo. En general el barrido de
una invasión se define como la fracción del volumen total en el patrón de
invasión que es barrido o contactado por el fluido inyectado a un
determinado tiempo (Rivera, 2004).
1.1 OBJETIVOS 1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Estudiar el efecto de la tecnología de recuperación secundaria por inyección
de agua en el reservorio ¨M-1¨ del campo Edén Yuturi.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Utilizar el modelo de inyección periférica para el desplazamiento de
petroleo.
• Aplicar el modelo matemático de desplazamiento bifásico agua-
petróleo desarrollado por Buckley-Leverett para la predicción del
comportamiento de la recuperación de petróleo.
• Determinar la eficiencia del modelo de inyección periférica.
2. METODOLOGÍA
9
2. METODOLOGÍA
2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO
El proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua se ejecutó en
el reservorio ¨M-1¨ de el campo Edén Yuturi perteneciente al bloque 12 y
operado actualmente por Petroamazonas EP, se encuentra localizado a 75
Km en línea recta al Sureste del Campo Shushufíndi y a 30 Km al Sur del
campo Pañacocha. Como se observa en la figura 1 el campo Edén Yuturi se
encuentra en la provincia de Orellana, cantón Francisco de Orellana,
parroquia el Edén.
Figura 1. Mapa geopolítico del campo Edén Yuturi
(Petroamazonas, 2015)
En lo que respecta a la geología del campo, este tiene dos estructuras
importantes, siendo la más importante la estructura norte, adyacente a la
falla que delimita el campo y la otra se encuentra en la parte Sur- Este.
Adicionalmente existen otros cinco depósitos menores de estratigrafía
discontinua, determinados como lentes aislados dentro del mismo campo. La
estructura del campo Eden Yuturi está conformada por varios altos de bajo
relieve, interpretados como separados cuyos cierres corresponde a los de
10
una estructura anticlinal. La columna estratigráfica del campo Edén Yuturi se
presenta en la figura 2.
Figura 2. Sección Estratigráfica del campo Edén Yuturi
(Rogriguez, 2015)
Los principales reservorios que aportan a la producción de petróleo del
campo, son las areniscas “M-1”, “M-2”,“T- Superior”, “T”, “U-Superior”, “U-
media” y “U-Inferior”. Todos ellos son de la Formación Napo, misma que
posee reflectores regionales característicos, los cuáles son las calizas que
van intercaladas con las lutitas y areniscas, con un espesor aproximado de
1 300 pies.
2.2. MODELO DE INYECCIÓN
Se trabajó bajo un modelo de inyección tipo periférica puesto que no existen
suficientes pozos inyectores, además que este modelo es ideal ya que la
producción de agua puede ser retrasada hasta que llegue a la última fila de
pozos productores.
11
2.2.1. POZO INYECTOR
Para determinar el pozo inyector se analizaron propiedades petrofísicas
mediante el uso de correlaciones estratigráficas obtenidas de archivos
digitales de Petroamazonas EP que se encuentran en el departamiento de
ingeniería de operaciones los cuales indicaron parámetros tales como
permeabilidad para el control de la dirección del moviemiento de los fluidos
y la continuidad de la arena.
2.2.2. POZOS PRODUCTORES
Para la determinación de los pozos productores que forman parte del área
del modelo de inyección que se encuentran en el centro de la estructura del
reservorio se analizaron históricos de producción de los últimos cuatro años,
estos datos fueron obtenidos de archivos digitales de Petroamazonas EP
que se encuentran en el departamiento de ingeniería de operaciones.
Posterior, en función de la baja producción de fluidos se escogieron cuatro
pozos productores con características idóneas para que la recuperación
secundaria por inyección de agua sea eficiente dentro del área que
comprenden estos cuatro pozos.
2.3. ÁREA DEL MODELO DE INYECCIÓN
Se delimitó el área para el modelo de inyección a partir de las coordenadas
UTM de cada pozo y la distancia existente entre estos, cuyos datos fueron
obtenidos utilizando el software Geoportal de Petroamazonas EP.
2.4. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE RECUPERACIÓN DE PETROLEO PREVIO A LA IMPLEMENTACIÓN DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA El factor de recuperación de petróleo se lo obtuvo aplicando el método
volumétrico. Las ecuaciones que involucra este método se encuentran
descritas en el punto 3.4. del capítulo tres.
2.5. MODELO DE DESPLAZAMIENTO BIFÁSICO AGUA- PETRÓLEO Se determinó la recuperación de petróleo aplicando la tecnología de
recuperación secundaria para lo cual se utilizó el modelo matemático de
12
desplazamiento bifásico agua-petróleo desarrollado por Buckley-Leverett
(2014). El modelo se aplicó basándose en las siguientes suposiciones:
• Flujo lineal.
• Formación homogénea.
• Efectos de presión capilar despreciables.
• La presión de desplazamiento debe estar por encima del punto de
burbujeo (no existe gas libre).
• Flujo continuo.
• Fluido incompressible.
• Desplazamiento tipo pistón con fugas.
2.6. EFICIENCIA DEL MODELO DE INYECCIÓN
Para la determinación de la eficiencia areal del modelo de inyección para un
arreglo de cinco pozos se utilizó el método desarrollado por Muskat (2012),
mientras que para la determinación de la eficiencia vertical se empleó el
procedimiento propuesto por Dykstra y Parsons (2014).
2.7. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA IMPLEMENTACION DE LA TECNOLOGIA DE RECUPERACION SECUNDARIA Se visitó las facilidades de producción del complejo Edén Yuturi con el fin de determinar los equipos y el proceso que involucra la recuperación secundaria por inyección de agua.
2.8. COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN Se determinó el comportamiento de la inyección de agua haciendo uso del
software de simulación Oil Field Manager y el uso de curvas hall plot.
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
13
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 3.1. SELECCIÓN DEL MODELO DE INYECCIÓN
El proyecto de recuperación secundaria fue aplicado para el reservorio “M-1”
del campo Edén Yuturi debido a que la mayoría de pozos productores de
este reservorio se han perforado en la zona central del yacimiento, donde
existen pozos direccionales y horizontales, siendo la zona central, la de
mayor producción histórica en comparación a la zona de los flancos, razón
por la cual en el 2 015 se presentaba una fuerte caída de presión en el
reservorio “M-1” del campo, la presión inicial de reservorio fue de 2 700 psi
(año 2 003), y para el 2 015 se tenía una presión de 1 500 psi en promedio
en todo el yacimiento y 1 200 psi aproximadamente en la zona central donde
están ubicados la mayoría de pozos productores. Influyendo el
comportamiento de la presión en la producción de fluidos como se puede
observar en la figura 3.
Figura 3. Producción de los fluidos del reservorio “M-1” del campo Edén Yuturi
Entonces, por la baja `presión el modelo de inyección se sugirió que sea de
tipo periférica que consiste en inyectar agua desde los flancos hacia el
centro de la estructura, donde se encuentran la mayoría de pozos
productores de “M-1”, como se puede observar en la figura 4. Otra
consideración para realizar inyección periférica es que no se tiene
suficientes pozos inyectores y rinde un recobro alto de petróleo con un
mínimo de producción de agua. En este modelo de inyeción la producción de
agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos
productores.
14
Figura 4. Pozos productores en el centro de la estructura del
reservorio “M-1” del campo Edén Yuturi
3.1.1. POZO INYECTOR
De acuerdo a los resultados del modelo de simulación realizados por
ingenieros reservoristas , se presentaron que desde la plataforma F situada
al este del campo Eden Yuturi están los mejores caminos de permeabilidad
y arena continua que permiten que el agua de inyección viaje hacia el centro
del yacimiento, como se puede observar en la figura 5, en la correlación
estratigráfica en dirección SW-NE se indentificó claramente que el área
presenta buenas características petrofísicas, están separadas por barreras
estratigráficas ocasionando compartamentalizaciones en el reservorio,
controlando la dirección del movimiento de los fluidos.
15
Figura 5.Sección estratigráfica en dirección SW-NE
Se determinó que el pozo EDYF-118H pase de productor de petróleo a
inyector de agua, este pozo está ubicado en la periferia del yacimiento, a
octubre del 2016 presentaba producción que bordeaba el límite económico
de 50 bopd y sus reservas remanentes eran bajas (10 000 bls aprox). La
arena presenta continuidad y buenas características petrofísicas en la zona
desde el pozo Edén Yuturi-F118 (Este) hacia el centro de la estructura (pads
C, A y K) que es donde se encuentran los pozos productores y baja presión
de reservorio,como se puede observar en la figura 6.
Figura 6. Mapa de presión del reservorio “M-1” del campo Edén Yuturi
16
En la figura 7 se expone una correlación de continuidad de la arena “M-1”
desde el Nor-Este de la estructura hacia el centro de la misma.
Figura 7. Correlación de continuidad de la arena “M-1”
desde el pozo EDYF-118 hacia la zona de
baja presión.
3.1.2. POZOS PRODUCTORES Se escogieron cuatro pozos productores que se encuentran en el centro de
la estructura del reservorio “M-1” que presentan características idóneas para
aplicar la tecnología de recuperación secundaria por inyección de agua. El
estado de los pozos se presenta en la tabla 1.
Tabla 1. Estado de los pozos seleccionados para el modelo
POZO EDYA-057 EDYF-061 EDYD-048 EDYC-022
ESTADO ACTIVO ACTIVO ACTIVO ACTIVO
ULTIMA PRUEBA DE
PRODUCCIÓN
Abril 2016
Diciembre 2016
Diciembre 2016
Diciembre 2016
BARRILES DE PETRÓLEO
POR DIA 157 238 442 328
CORTE DE AGUA (%)
98 94 95 67
API 17.7 18.2 17.5 18.4
PRESIÓN(Psi) 1414 1392 988.48 940
BARRILES DE PETRÓLEO
PRODUCIDOS @ 2016
437437 113504 944103 170820
17
Otro parámetro que se determinó para la selección de pozos productores fue
la producción en los últimos 4 años, la misma que se puede apreciar en la
tabla 2, y se constató que la producción de petróleo ha ido declinando.
Tabla 2. Producción de petróleo y agua de los últimos 4 años de los pozos seleccionados
POZOS AÑO OIL AGUA
BPA BPA
ED
YA
-
057
2013 19812 310413
2014 16959 335983
2015 17282 314452
2016 3778 113710 E
DY
F-
061
2013 9587 6709
2014 7127 20781
2015 7949 10825
2016 6928 178994
ED
YD
-
048
2014 22472 298585
2015 22797 307756
2016 17358 329863
ED
YC
-
022
2013 18859 21568
2014 35520 38475
2015 34892 22959
2016 10922 28713
(Petroamazonas, 2015)
Lo mencionado anteriormente se ilustra en la figura 8 que muestra el
comportamiento de producción de los fluidos de los pozos seleccionados.
Figura 8. Producción de los fluidos de los pozos seleccionados
2005 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17
0
5000
10000
15000
20000
25000
0
20
40
60
80
100
Date
Axis 1 Current Filter (4)
PRD. DIARIA AGUA ( bbl/d )
PRD. DIARIA PETROLEO ( bbl/d )
Axis 2
VC.WATERCUT_DIARIA ( % ) Current Filter (4)
18
3.2. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DEL MODELO A APLICARSE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA Se estableció un área acorde, que se la delimitó en función de la distancia
entre pozos productores y el pozo inyector, como se ha mencionado
anteriormente, la mayoría de los pozos productores se encuentran en el
centro de la estructura del reservorio “M-1”, el área se ha delimitado a partir
de coordenadas “UTM” de cada pozo, dato referenciado a partir de la
perforación y obtenido mediante la herramienta geoportal de Petroamazonas
EP.
A partir de las coordenadas “UTM” se tiene un valor referente al Norte y al
Este que vienen a ser coordenadas “X” para el Norte y “Y” para el este y por
medio de geometría básica se determinó la distancia existente entre cada
pozo, como se puede observer en la figura 9.
Figura 9. Área del modelo de inyección
Conocida la distancia y ubicada el área a aplicarse en el modelo se procedió
a calcular el área de esta de igual manera aplicando principios de geometría
básica, se obtuvieron los resultados expuestos en la tabla 3.
Tabla 3. Delimitación del área del modelo de inyección
NOMBRE DEL POZO
COORDENADAS UTM
DISTANCIA ÁREA
NORTE ESTE ENTRE POZOS PIES ACRES
EDYA-057 377843 9940789 EDYA-057-EDYF-061 2845
372.6 EDYF-061 38187 9941822 EDYF-061-EDYD-048 3700
EDYD-048 379043 9937244 EDYD-048-EDYC-022 3420.6
EDYC-022 378347 9938934 EDYC-022-EDYA-057 3500
19
3.3. ADQUISICIÓN DE DATOS Los datos de parámetros petrofísicos y de los fluidos del reservorio “M-1”
requeridos para poder efectuar el modelo matemático en la predicción del
comportamiento de la recuperación secundaria se presentan en la tabla 4.
Tabla 4. Datos de los parámetros petrofísicos y de los fluidos
idel reservorio “M-1”
PARÁMETRO NOMENCLATURA VALOR UNIDAD
ÁREA DEL MODELO Amodelo 372.6 Acres
CAUDAL DE INYECCIÓN
Qiny 10500 Bls/dia
POROSIDAD 24 %
PERMEABILIDAD K 76 mD
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO
1.1 BY/BN
FACTOR VOLUMÉTRICO
DEL AGUA w 1.09 BY/BN
VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
23.5 cp
VISCOSIDAD DEL AGUA
w 0.38 cp
DENSIDAD DEL PETRÓLEO
o 0.94 lb/pie3
DENSIDAD DEL AGUA
w 54.77 lb/pie3
ESPESOR h 12 pies
DISTANCIA L 4352 pies
SATURACIÓN DE AGUA
IRREDUCTIBLE Swi 17 %
Cave mencionar que los volúmenes de inyección “Qiny” para el proyecto se establecieron en 10 500 BAPD de acuerdo al estudio técnico del yacimiento a través de pruebas de ratas múltiples, es necesario recalcar que este volumen de agua no fractura al reservorio y el otro parámetro es la capacidad de bombeo disponible. La distancia “L” se estableció en 4352 pies que es una distancia promedio desde el pozo inyector que se encuentra en la periferia hacia los pozos del arreglo que estan en el centro de la estructura.
20
3.4. CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO “POES” PARA EL ÁREA DEL MODELO DE INYECCIÓN A partir de datos de parámetros petrofísicos como de los fluidos aplicando
las ecuaciones [1], [2], y [3] se calculó el POES, el petróleo producido, el
petróleo remanente y el factor de recobro para área del modelo a efectuarse
la recuperación secundaria por inyección de agua. En la tabla 5 se presentan
los resultados obtenidos.
𝑃𝑂𝐸𝑆 =7758.𝐴.ℎ.∅.𝑆𝑂
𝛽𝑂 [1]
Donde:
POES : petróleo original en sitio, Bls
Amodelo : área, acres
h : espesor del reservorio, pies
∅ : porosidad efectiva promedio del reservorio, fracción
So : saturación de petróleo móvil, fracción
𝛽𝑂 : factor volumétrico del petróleo, BY/BN
𝑃𝐸𝑇𝑅Ó𝐿𝐸𝑂 𝑅𝐸𝑀𝐴𝑁𝐸𝑁𝑇𝐸 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 − 𝑃𝐸𝑇𝑅Ó𝐿𝐸𝑂 𝑃𝑅𝑂𝐷𝑈𝐶𝐼𝐷𝑂 [2]
𝐹𝑅𝐴𝑟𝑟𝑒𝑔𝑙𝑜 =𝑃𝐸𝑇𝑅Ó𝐿𝐸𝑂 𝑃𝑅𝑂𝐷𝑈𝐶𝐼𝐷𝑂
𝑃𝑂𝐸𝑆 [3]
Tabla 5. Resultados obtenidos determinación del POES, petróleo producido, petróleo iremanente y factor de recobro del área del modelo de inyección.
PO
ES
d
el
arr
eg
lo
Petr
óle
o
pro
du
cid
o
del arr
eg
lo
Petr
óle
o
rem
an
en
te d
el
arr
eg
lo
Facto
r d
e
reco
bro
POES PP PR FR
BN BN BN (%)
6 281 605 1 665 864 4 615 741 27
21
3.5. RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO
3.5.1. FLUJO FRACCIONAL A partir de datos de saturación de agua y permeabilidades relativas
obtenidos a partir de cores y presentados en la tabla 6, se calcularon los
valores de flujo fraccional aplicando la ecuación [4].
𝑓𝑤 =1
1+𝜇𝑤.𝐾𝑟𝑜𝜇𝑜.𝐾𝑟𝑤
[4]
Donde:
𝜇𝑤 :Iviscosidad del agua, cP
𝐾𝑟𝑜 :Ipermeabilidad relativa al petróleo
𝜇𝑜 : viscosidad del petróleo, cP
𝐾𝑟𝑤 :Ipermeabilidad relativa al agua
Tabla 6. Determinación del flujo fraccional
(Petroamazonas, 2015)
Calculado los valores de flujo fraccional y con los datos de saturación de
agua se procedió a graficar la curva de flujo fraccional que se puede
Sw Krw Kro Fw
0.17 0 0.63 0
0.277 0.007 0.435 0.49
0.371 0.023 0.292 0.83
0.38 0.025 0.28 0.85
0.438 0.038 0.205 0.92
0.502 0.057 0.134 0.96
0.56 0.076 0.08 0.98
0.598 0.089 0.054 0.99
0.627 0.101 0.036 0.99
0.645 0.108 0.027 0.99
0.657 0.113 0.021 0.99
0.665 0.116 0.017 0.99
0.677 0.122 0.013 0.99
0.7 0.132 0.006 0.99
0.719 0.141 0.002 0.99
0.727 0.144 0.001 0.9
0.732 0.147 0 1.00
0.74 0.151 0 1.00
22
observer en la figura 10, la cual muestra un comportamiento típico
presentando un punto de inflexión.
Figura 10. Curva de flujo fraccional
3.5.2. PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA
3.5.2.1. Etapa inicial En esta etapa se obtuvo la mayor producción del fluido desplazado
(petróleo). A continuación se detallan las ecuaciones que sugiere el modelo
matemático con el fin de obtener a través de una secuencia de cálculos
valores como el petróleo producido hasta antes de la ruptura, el volumen de
agua inyectada, la eficiencia de desplazamiento y por último el factor de
recobro.
A partir de la curva de flujo fraccional presentada en la figura 10 se trazó
una tangente que parta desde el valor de saturación de agua inicial y que
pase por el punto máximo de la pendiente como se puede apreciar en la
Figura 11 a partir de gráfica se obtuvieron los valores de saturación de
agua al momento de la ruptura “Swbt”, la saturación promedio de agua en el
frente de barrido al momento de la ruptura “Swpbt”, el flujo fraccional de
agua al momento de la ruptura “fwbt”, y el flujo fraccional promedio de agua
en el frente de barrido al momento de la ruptura “fwpbt”. Los datos obtenidos
de saturaciones de agua en el reservorio y en pozo obtenidos de la curva de
23
flujo fraccional son necesarios para la secuencia de calculo del modelo
matemático los cuales se presentan en la tabla 7.
Figura 11. Determinación de Swbt, Swpbt, fwbt y fwpbt a partir
de la curva de flujo fraccional
De la curva de flujo fraccional se determina que la irrupción del frente de
agua se produce cuando la saturación de agua es del 36.5 %.
Tabla 7. Datos obtenidos de la curva de flujo fraccional
Saturación de agua al momento de la ruptura
Swbt 0.36
Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura
Swpbt 0.41
Fujo fraccional de agua al momento de la ruptura
fwbt 0.84
Flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura
fwpbt 1
Los datos obtenidos de la curva se reemplazaron en la ecuación [5] y se
determinó la pendiente de la curva.
(𝝏𝒇𝒘
𝝏𝑺𝒘) =
1−𝑓𝑤𝑏𝑡
𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡−𝑆𝑤𝑏𝑡 [5]
Donde:
𝑓𝑤𝑏𝑡 : flujo fraccional de agua al momento de la ruptura
24
𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡 : saturación del agua al momento de la ruptura
𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡 : saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento
de la ruptura
Calculado el valor de la pendiente se procedió a calcular el tiempo de ruptura
utilizando la ecuación [6].
𝑡 =𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠.∅.𝑋
𝑞𝑡.(𝝏𝒇𝒘𝝏𝑺𝒘
) [6]
Donde:
𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠 : área transversal, pies2]
∅ : porosidad, fracción
𝑋 : distancia recorrida por el frente de saturación, pies
𝑞𝑡 : caudal total de inyección, Bls/día 𝝏𝒇𝒘
𝝏𝑺𝒘 : pendiente de la curva de flujo fraccional
t : tiempo de inyección, días
El área transversal se la calcula aplicando la siguiente ecuación:
𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠 = √𝐴𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 . ℎ
Donde:
𝐴𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 : área, pies2
h : espesor, pies
Posterior al cálculo del tiempo se procede a estimar el volumen de petróleo
recuperado hasta la ruptura, utilizando la siguiente ecuación:
𝑁𝑝 =𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠.𝐿.∅.(𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡−𝑆𝑤𝑖)
𝛽𝑂.5.615 [7]
Donde:
𝑁𝑝 : volumen adicional de petróleo, Bls
𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠 : área transversal, pies2
L : longitud, pies
∅ : porosidad, fracción
25
𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡 : saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento
de la ruptura , fracción
𝑆𝑤𝐶 : saturación de agua connata, fracción
𝛽𝑂 : factor volumétrico, BY/BN
Se procedió a calcular el volumen de agua inyectada hasta el momento en
que se produce la ruptura, dada por la ecuación [8].
𝑊𝑖𝑛𝑦 = 𝑞𝑡. 𝑡 [8]
Donde:
𝑊𝑖𝑛𝑦 : volumen de agua inyectada, Bls
𝑞𝑡 : caudal de inyección, Bls/día
t : tiempo, días
Usando la ecuación [9] se determinó la eficiencia de desplazamiento permite
determinar un valor que indica la capacidad que tiene el frente de agua para
desplazar el banco de petróleo, y se determina aplicando:
𝐸𝐷 =(𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡−𝑆𝑤𝑖)
(1−𝑆𝑤𝑖) [9]
Donde:
𝐸𝐷 : eficiencia de desplazamiento
𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡 : saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento
de la ruptura, fracción
𝑆𝑤𝑖 : saturación de agua irreductible, fracción
Finalmente determinado el petróleo producido 𝑁𝑝 y el valor del POES del
arreglo ya calculado , se calculó el factor de recobro para el área del modelo
de inyección determinado empleando la ecuación [10].
𝐹𝑅 =𝑁𝑝
𝑃𝑂𝐸𝑆𝐴𝑟𝑟𝑒𝑔𝑙𝑜 [10]
26
Donde:
𝐹𝑅 : factor de recobro
𝑁𝑝 : volumen adicional de petróleo
POES : petróleo original en sitio arreglo
En la tabla 8 se exponen los resultados obtenidos al reemplazar todos los
datos en las ecuaciones descritas del modelo matemático para la predicción
del comportamiento de la inyección de agua.
Tabla 8. Resultados obtenidos de la predicción de
recuperación de petróleo en la etapa inicial.
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pies dias Bls Bls % %
3.2 4352 1503 2 002 951 15 779 628 30 32
Se determinó que se recuperará 2 002 951 barriles de petróleo en
aproximadamente 4 años lo cual se considera un tiempo razonable para el
área donde se efectuó la recuperación secundaria, además se obtuvo un
indicador del 30 % de la capacidad que tiene el frente de agua para
desplazar el banco de petróleo, este valor representa la fracción de la
saturación de petróleo desplazada de la porción del yacimiento contactada
por el fluido inyectado. Debido a los incrementos de recuperación de
petróleo que se deben básicamente a que se aumenta a través de la
inyección de agua la presión, el factor de recobro se incrementa en un 5 %
más del estimado antes de implementar la recuperación secundaria.
3.5.2.2. Ruptura Los resultados del comportamiento de la inyección de agua al momento de
la ruptura están en función de diferentes intervalos de distancia hasta
alcanzar la distancia recorrida por el frente de saturación, en función del
tiempo. Los cuales se presentan en la tabla 9.
27
Tabla 9. Resultados obtenidos en la etapa de ruptura
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L t Np Winy ED FR
pies dias Bls Bls % %
3.2
870.4 300 400 590 3 155 926 30 6
1740.8 601 801 180 6 311 851 30 12
2611.2 902 1 201 771 9 467 777 30 19
3481.6 1202 1 602 361 12 623 702 30 26
4352 1503 2 002 951 15 779628 30 32
Como se puede observar en los resultados de la etapa inicial expuestos en
la tabla 9 se ha alcanzado el llene y se evidencia en el avance del frente de
saturación que continúa, y la tasa de producción de petróleo aumenta al
igual que la tasa de inyección de agua. El petróleo producido y el agua
inyectada van aumentando conforme el frente de saturación sigue
recorriendo hasta alcanzar nuevas condiciones de saturación
3.5.2.3. Etapa subordinada o irrupción del agua
Después de la etapa de ruptura la saturación de agua aumentó en el
extremo productor del modelo, el agua que se inyectó comenzó a
incrementarse, es decir que el fluido desplazante comenzó ya a producirse
en los pozos productores.
Por medio del modelo matemático usando las ecuaciones descritas a
continuación y analizando nuevas saturaciones se efectuó la predicción del
comportamiento del reservorio a la surgencia del agua, estimando los
valores de petróleo que se recuperó en esta etapa, el volumen de agua que
se requirió para recuperar dicho petróleo, el volumen de agua que se que se
produjo hasta ese punto y el tiempo que tomó para que el reservorio alcance
nuevas condiciones de saturación donde ya no es económicamente rentable
seguir con el proyecto de recuperación secundaria.
28
Como se puede observar en la figura 12 se muestra una ampliación donde
ocurre el punto de ruptura en la curva de flujo fraccional.
Figura 12. Ampliación del punto de ruptura en la curva de flujo fraccional.
En la curva se fijó un punto en la parte superior de la gráfica que es la
saturación promedio a la cual se realizaron las estimaciones, posteriormente
se trazó una línea que parte desde ese punto e interseca a la curva de flujo
fraccional en un solo punto después de la ruptura lo cual se puede observar
en la figura 13.
29
Figura 13.Determinación de Swbt2, Swpbt2, fwbt2 y fwpbt2 a partir de la curva de
iflujo fraccional ampliada después de la ruptura
De la gráfica se obtuvieron datos de saturación de agua después de la
ruptura “Swbt2”, la saturación promedio de agua en el frente de barrido
después de la ruptura “Swpbt2”, el flujo fraccional de agua después de la
ruptura “fwbt2”, y el flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido
después de la ruptura “fwpbt2”. Los datos tomados de la gráfica se presentan
en la tabla 10.
Tabla 10. Datos obtenidos de la curva
Saturación de agua al momento de la ruptura
Swbt2 0.48
Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura
Swpbt2 0.559
Flujo fraccional de agua al momento de la ruptura
fwbt2 0.95
Flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura
fwpbt2 1
Con los datos obtenidos de la curva se realizó el modelo matemático
utilizando la ecuación [11] para determinar el valor de la pendiente.
30
(𝝏𝒇𝒘
𝝏𝑺𝒘) =
1−𝑓𝑤𝑏𝑡2
𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡2−𝑆𝑤𝑏𝑡2 [11]
Determinada la pendiente se determinó el tiempo de inyección que tomará
llegar a esa condición de saturación promedio del reservorio, utilizando la
ecuación [12].
𝑡 =𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠.∅.𝑋
𝑞𝑡.(𝝏𝒇𝒘𝝏𝑺𝒘
) [12]
Donde :
𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠iiii: área transversal, pies2
∅iiiiiiiiiiiiii: porosidad, fracción
𝑋iiiiiiiiiiiiii: distancia recorrida por el frente de saturación, pies
𝑞𝑡iiiiiiiiiiiii: caudal total de inyección, bbls/día 𝝏𝒇𝒘
𝝏𝑺𝒘 : pendiente de la curva de flujo fraccional
t : tiempo de inyección, días
Posteriormente se calculó el volumen adicional de petróleo con la ecuación
[13].
∆𝑁𝑝 =𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠.𝐿.∅.(𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡2−𝑆𝑤𝑏𝑡1)
𝛽𝑂.5.615 [13]
Donde:
∆𝑁𝑝iiiiiiiii: volumen adicional de petróleo
𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠iiii: área transversal
Liiiiiiiiiiiiii: longitud, pies
∅iiiiiiiiiiiiii: porosidad, fracción
𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡iiiiii: saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento
de la ruptura, fracción
𝑆𝑤𝑏𝑡iiiiiiii: saturación de agua al momento de la ruptura, fracción
𝛽𝑂iiiiiiiiiiii: factor volumétrico, BY/BN
Es importante recalcar que el el petróleo total producido es el resultado de la
suma de el petróleo producido hasta la ruptura más el volumen de petróleo
31
que se sigue barriendo por medio de la inyección de agua y se determinó
con la ecuación [14].
𝑁𝑝𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑁𝑝 + ∆𝑁𝑝 [14]
Después se calculó el agua que se producirá hasta que el reservorio alcance
las condiciones de saturación, la ecuación [15] permite obtener Wp. Y la
ecuación [16] se calculó el volumen de agua que se inyectará.
𝑊𝑝 =𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠.𝐿.∅.(𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡2−𝑆𝑤𝑖)
5,615 [15]
𝑊𝑖𝑛𝑦 = 𝑡2. 𝑞𝑖𝑛𝑦 [16]
Al producirse en esta etapa agua inyectada y petróleo, se calculó la relación
agua petróleo RAP usando la ecuación [17].
𝑅𝐴𝑃 =𝛽𝑜.𝑓𝑤𝑏𝑡2
1−𝑓𝑤𝑏𝑡2 [17]
Y por último determinó la eficiencia de desplazamiento y el POES, aplicando
la ecuación [18] y [19], respectivamente.
𝐸𝐷 =(𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡2−𝑆𝑤𝑖)
(1−𝑆𝑤𝑖) [18]
𝐹𝑅 =𝑁𝑝𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑃𝑂𝐸𝑆 [19]
En la tabla 11 se exponen los resultados obtenidos de la predicción de
recuperación de petróleo a la surgencia del agua.
32
Tabla 11. Resultados obtenidos en la etapa subordinada
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dias Bls Bls Bls Adm. % %
0.63 7598 645 850 349 821 563 79 779 000 21 47 10
Se recuperará 645 850 barriles de petróleo en un tiempo aproximado de 20
años, el petróleo recuperado es el drenado de zonas del reservorio que
inyectando fluido desplazante (agua) sigue desplazando el petróleo hacia los
pozos productores. Anualmente se produciran 32 293 barriles de petróleo
pero se debe tomar en cuenta criterios como la relación agua petróleo que
indica que por cada 21 barriles de agua se producirá un 1 barril de petróleo
teniendo coherencia con la cantidad de agua que se producirá 3 498 216
barriles de agua hasta alcanzar las condiciones de saturación, estos
criterios a su vez indican que se está produciendo más agua que petróleo
por ende es importante considerar si el proyecto es económicamente
rentable durante la etapa subordinada. Para proyectos de esta naturaleza se
fijan límites económicos tomando como referencia el corte de agua en
superficie.
Otro parámetro que influye en esta etapa es la eficiencia de desplazamiento
que es del 47 %, 17% más que en la etapa inicial; este incremento se debe
a un mayor volumen de agua que se inyecta y al cambio de saturación de
petróleo en la zona barrida; al tener más volumen de agua inyectada se
incrementa la capacidad que tiene el frente de agua para desplazar el banco
de petróleo, sin embargo es importante considerar el tiempo que toma barrer
el área del reservorio con presencia de petróleo móvil, y conforme siga
incrementándose la saturación de agua promedio la eficiencia de
desplazamiento seguirá aumentando igual.
El factor de recobro para la etapa subordinada es del 10 %, lo cual indica un
decremento en comparación al estimado antes de la implementación de la
recuperación secundaria, lo cual se debe a que no hay un mantenimiento de
presión y por ende una baja recuperación de petróleo.
33
3.6. DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA DEL MODELO DE INYECCIÓN Se determinó la fracción del volumen del yacimiento que es contactada por el fluido inyectado, con la finalidad de evaluar la eficiencia de barrido tomando en cuenta los factores que influyen sobre esta como el espaciamiento y arreglo de pozos, distribución de presión, propiedades de las rocas y de los fluidos y de la heterogeneidad del yacimiento para el modelo de inyección seleccionado. 3.6.1. EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL (EA) Y BARRIDO VERTICAL (EV)
Para determinar la eficiencia del área barrida y de desplazamiento vertical, se calculó la movilidad “M” que viene dada por la ecuación [20].
𝑀 =𝐾𝑟𝑤.𝜇𝑂
𝐾𝑟𝑜.𝜇𝑤 [20]
Donde:
𝐾𝑟𝑤iiiii: permeabilidad relativa al agua
𝐾𝑟𝑜iiiiii: permeabilidad relativa al petróleo
𝜇𝑂iiiiiiiii: viscosidad del petróleo, cP
𝜇𝑤iiiiiiiii: viscosidad del agua, cP
Los valores de Krw y Kro se los obtuvo a partir del gráfico de
permeabilidades relativas presentado en la figura 14, trazando una línea
recta desde el valor de la saturación inicial hasta la curva de permeabilidad
relativa del petróleo y para el valor de Krw de igual manera pero tomando
como referencia el valor de la saturación de agua en el momento que ocurre
la ruptura.
34
Figura 14. Curvas de permeabilidades relativas
Los valores tomados del gráfico se exponen en la tabla 12.
Tabla 12. Datos de Kro y Krw
PERMEABILIDAD RELATIVA AL PETRÓLEO
Kro 0.64
PERMEABILIDAD RELATIVA AL AGUA
Krw 0.04
Los datos obtenidos se reemplazaron en la ecuación [20] y se obtuvo una
movilidad de 3.87.
Calculada la movilidad, se utilizó el diagrama presentado en la figura 15 y se
determinó la eficiencia de área barrida a la surgencia; cave recalcar que el
diagrama depende para el arreglo de pozos seleccionados para el estudio,
en este caso es un diagrama para el arreglo de 5 pozos.
35
Figura 15. Efecto de la razón de movilidad en la eficiencia
areal a la ruptura para un arreglo de 5 pozos
(Craig, 1982)
Y, para la determinación de la eficiencia de desplazamiento vertical se debe
considerar la heterogeneidad del yacimiento y se utiliza un parámetro
estadístico “V” defnido por Dykstra y Parsons como variación de la
permeabilidad, el cual asigna a las permeabilidades dentro de cada estrato
una distribución log-normal. Es decir, un yacimiento perfectamente
homogéneo tiene una variación de permeabilidad igual a cero, mientras que
en un yacimiento totalmente heterogéneo tendrá una variación de uno
(Ferrer, 2001).
Si no hay datos disponibles para poder calcular el parámetro estadístico “V”,
a este se puede suponer un valor típico de 0,7, que es aplicado para la
mayoría de los yacimientos.
Para el cálculo de la eficiencia de desplazamiento vertical, se empleó el
diagrama presentado en la figura 16, que ésta en función de la variación de
la permeabilidad “V” y la Movilidad.
36
Figura 16. Diagrama para la determinación de la
ieficiencia vertical
(Craig, 1982)
En la tabla 13 se exponen los resultados obtenidos de la determinación de
las eficiencias de barrido areal y barrido vertical para el modelo de inyección.
Tabla 13. Eficiencias del modelo de
inyección
MO
VIL
IDA
D
EF
ICIE
NC
IA
DE
BA
RR
DIO
AR
EA
L
EF
ICIE
NC
IA
DE
BA
RR
DIO
VE
RT
ICA
L
M EA EV
% % %
3.87 55 68
Como se puede observar en el gráfico de permeabilidades relativas la
saturación a la cual son iguales las permeabilidades al petróleo y al agua es
mas del 50 % de saturación de agua por ende el sistema prefiere ser mojado
por agua influenciando en el comportamiento de la producción de petróleo.
El desplazamiento de un fluido que moja la roca por un fluido no mojante es
menos eficiente que el desplazamiento de un fluido que no moja la roca por
un fluido mojante, por ende, la recuperación de petróleo no es
completamente eficiente, lo cual también se puede constatar en la Tabla 13,
37
en donde el valor de la razón de movilidad es 3. 87 valor que según los
criterios de movilidad indica que el agua fluye mejor que el petróleo, esto se
debe a la diferencia de viscosidades entre el agua y petróleo, una viscosidad
de aceite más elevada produce un desplazamiento menos eficiente, es decir
existe una recuperación más baja para cualquier relación agua-petróleo y se
require un mayor volumen de agua inyectada para lograr la recuperación
(Craig, 1982).
La eficiencia de barrido areal indica que el 55 % del área delimitada para el
arreglo fue contactada por el fluido desplazante y permitió recuperar una
fracción de petróleo móvil que se encuentra en esta zona. Probablemente
los factores que inciden para barrer mas del 50 % del área del modelo de
inyección son la configuración areal existente entre el pozo inyector y los
pozos productores, la razón de movilidad, ya que cuando ésta aumenta la
eficiencia areal disminuye, el volumen de fluidos inyectados, las propiedades
de las rocas y las propiedades del istema roca-fluido. Cave recalcar que la
EA se incrementa rápidamente desde que inicia la inyección hasta antes que
ocurra la ruptura y después hasta que el proyecto deje de ser rentable y se
continúe inyectando agua la EA continua creciendo pero de forma lenta.
El fluido desplazante ha contactado el 68 % del área vertical del reservorio,
entonces para el modelo de inyección la capacidad que tiene este para
barrer el área y desplazar petróleo de la sección vertical es alta, la relación
de movilidad al ser de 3.87 es un valor relativamente bajo que permite que
se de un buen barrido pues si aumenta la razón de movilidad disminuye la
eficiencia de barrido vertical (Ferrer, 2001).
3.7. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA
En la figura 17 se presenta el esquema diseñado con el proceso y las
facilidades requeridas para la implementación de la recuperación secundaria
en el reservorio “M-1” del campo Edén Yuturi. Para el diseño se
consideraron los siguientes aspectos:
1. Diseño del sistema de tratamiento de agua para inyección. El agua de
inyección es proveniente de la planta central del EPF. El sistema de
tratamiento tiene filtros de cáscara de nuez para retener aceite en
agua.
2. Instalación de quipo de bombeo con 4 bombas de inyección y 2
bombas Booster. Para inyectar 10 500 BAPD.
38
Figura 17. Esquema del sistema de recuperación secundaria
39
3.8. ANÁLISIS DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIÓN
El agua de formación proveniente de la Planta Central del EPF (lugar donde
se trata el agua en una primera fase, para minimizar la presencia de
petróleo), se utilizará como fluido de inyección para el proyecto de
recuperación secundaria, luego de ser tratada nuevamente en un sistema
exclusivo, con el fin de mejorar su calidad, reduciendo la presencia de
petróleo en agua y siendo compatible con el agua de formación de la arena
“M-1”. La figura 18 muestra los resultados obtenidos del análisis físico-
químico del agua de formación que recibe tratamiento químico para ser
inyectada.
Figura 17. Análisis físico- químicos de Aguas de formación
El agua con estas características pasa por un segundo sistema de
tratamiento diseñado exclusivamente para mejorar su calidad, la cual
consiste entre otras cosas de un sistema de filtrado con cáscaras de nuez.
El agua de la formación receptora de “M-1” y del sistema de inyección tienen
similares características físico-químicas, por lo cual no existen problemas
40
durante la inyección y cuando los fluidos se mezclen en fondo. Es decir son
compatibles con lo que se garantiza que no habrá problemas de
taponamiento, posibles escalas, hinchamientos de arcillas y aumentos de
presión.
El tratamiento químico a la que es sometida el agua de formación en las
facilidades de la Planta de Tratamiento del EPF (Campo Edén Yuturi), previo
a la inyección, consta de inhibidores de corrosión, inhibidores de
incrustación, biocida y clarificante.
3.9. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN
Para el seguimiento de la inyección de agua en el pozo inyector EDYF-
118WIW, utilizando el software Oil Field Manager (OFM) se ha simulado el
comportamiento de la inyección en función de parámetros como caudales de
inyección diaria (BAPD), la presión de cabeza (PSI) y el acumulado de agua
de inyección (Bls). En la figura 19 se puede apreciar el comportamiento
simulado que tendrá la inyección.
Figura 18. Comportamiento de la inyección de agua en el reservorio “M-1”
idel campo Edén Yuturi
De igual manera se ha hecho uso del Hall Plot, herramienta que basada en
los acumulados de agua y de presión de inyección, permite monitorear el
funcionamiento operativo del pozo inyector. En la figura 20 se muestra el
hall plot del F-118 WIW.
41
Figura 20. Hall Plot – Inyección de agua reservorio ¨M-1¨
El Hall Plot puede indicar cualitativamente si existe daño, estimulación o si el
agua se está dirigiendo fuera de la zona de interés, para lo cual se utilizó La
figura 21 en la que se exponen las curvas tipo de Hall Plot.
Figura 19. Curvas tipo Hall Plot
Como se puede observar entre el Hall Plot del pozo inyector y las curvas
tipo, la inyección de agua en “M-1” cae dentro de la curva aA, lo cual indica
que la inyección es normal, no se ha fracturado la formación, no hay
canalización fuera de la zona de inyección y no existe taponamiento.
0 2500000 5000000 7500000 10000000 125000000
200000
400000
600000
800000
1000000
ACUM. INYECCION AGUA ( bbl )
Hall Function
Hall Plot
EDYF-118IM1
42
3.10. ANÁLISIS ECONÓMICO
El análisis económico se realizó en función del petróleo producido Np
aplicando la tecnología de recuperación secundaria por inyección de agua
para el área del modelo con cuatro pozos productores y un inyector. Se
efectuaron métodos de evaluación de proyectos como el flujo de caja, el
valor actual neto y la tasa interna de retorno, con el fin de determinar la
viabilidad para la implementación del mismo.
3.10.1 COSTOS DE INVERSIÓN DEL PROYECTO.
Para el proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua se
tomaron en cuenta todos los costos asociados para su implementación los
cuales se encuentran distribuidos de forma general en la tabla 14.
Tabla 14. Costos de inversión del proyecto
DETALLE COSTO
USD
EQUIPOS 6 958 900
INGENIERÍA BÁSICA Y DE DETALLE 325 920
GERENCIAMIENTO Y SUPERVISIÓN 1 696 290
LÍNEA DE FLUJO 3 056 000
OBRA CIVIL Y LOGÍSTICA 785 711
MONTAJE ELECTROMECÁNICO 1 109 426
WORKOVER POZO EDYF-118 1 074 481
TOTAL 15 006 728
(Petroamazonas EP, 2016)
El monto total para la inversión del proyecto es de USD 15 006 728, en el
anexo 1 se encuentran detallados todos los costos asociados al proyecto.
3.10.2 INGRESOS DEL PROYECTO.
Los ingresos del proyecto resultan de la multiplicación del número de barriles
de petróleo producidos mensualmente por el precio del crudo Napo cuyo
valor actual se puede observar en la Figura 21.
43
Figura 20. Precio del crudo
(Petroamazonas EP, 2017)
3.10.3 EGRESOS
Representan los costos de producción, es decir los valores que la empresa
debe pagar por cada barril producido. Los costos de producción están
asociados a costos de operación los mismos que a su vez involucran costos
directos y costos indirectos; los costos directos representan los costos de
workover, mantenimiento, energía, tratamiento químico del agua de
formación y del crudo, equipos, y transporte. Mientras que los costos
indirectos representan los gastos de personal, costos administrativos, costos
de materiales, y gastos financieros.
Para el análisis económico se utilizó el valor de 5.95 USD, que es el monto
que Petroamazonas EP gasta por cada barril producido. Este valor se puede
constatar en la Figura 20.
3.10.4 CONSIDERACIONES EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS ECONÓMICO
El análisis económico se realizó basándose en las siguientes
consideraciones:
• Se estableció que la tasa de descuento anual para el proyecto es del
12 %, siendo de ésta manera la tasa de descuento mensual del 1 %.
• Se determinó como tiempo de vida útil del proyecto 120 meses,
tiempo hasta el cual se realizó la evaluación económica.
44
• El proyecto comprende dos etapas, la etapa inicial y la etapa
subordinada. Para la etapa inicial se consideró una producción
uniforme, sin declinación durante 48 meses que es el tiempo en el
que se recupera la mayor cantidad de petróleo y el yacimiento
mantiene suficiente presión para desplazar al banco de petróleo;
mientras que para la etapa subordinada la presión del yacimiento se
agota puesto que ya solo se está desplazando petróleo no drenado y
por ende la producción ya no es solamente petróleo sino también
agua, por lo tanto, no hay un mantenimiento de presión. Se consideró
la declinación exponencial para determinar la producción mensual que
se tendrá durante la etapa subordinada hasta el tiempo de vida útil
que tiene el proyecto. Para el cálculo de la producción mensual se
aplicó la ecuación [24] y se estimó que la declinación anual que
presenta el reservorio M-1 es del 3.8 % mensual.
𝑞 = 𝑞𝑖𝑒−𝐷𝑡 [24]
Donde:
q : tasa de flujo calculada (BFPD)
qi : tasa de flujo inicial(BFPD)
D : declinación de producción (adimensional)
t : tiempo considerado para la declinación (días, meses,años)
3.10.5 CORRIDA FINANCIERA
Los resultados obtenidos del cálculo del flujo neto de fondos se presentan en
la tabla 15.
45
Tabla 15. Resultados del cálculo de flujo neto de fondos
VALOR DEL
CRUDO
COSTO DEL
BARRIL DE
PRODUCCIÓN
COSTO DE
OPORTUNIDAD
TIEMPOPRODUCCIÓN
DIARIA
PRODUCCIÓN
MENSUALINVERSIÓN INGRESO EGRESO
FLUJO DE
CAJA
FLUJO DE
CAJA
ACTUALIZADO
MESES BPPD BlPPM USD USD USD USD USD
0 -15006728 -15006728 -15006728
1 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1403294.12
2 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1373810.77
3 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1351981.75
4 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1330152.73
5 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1308323.71
6 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1286494.69
7 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1264665.67
8 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1242836.65
9 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1221007.64
10 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1199178.62
11 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1177349.60
12 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1155520.58
13 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1133691.56
14 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1111862.54
15 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1090033.52
16 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1068204.50
17 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1046375.48
18 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1024546.46
19 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1002717.44
20 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 980888.42
21 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 959059.40
22 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 937230.38
23 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 915401.36
24 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 893572.34
25 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 871743.32
26 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 849914.30
27 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 828085.28
28 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 806256.26
29 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 784427.24
30 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 762598.22
31 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 740769.20
32 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 718940.18
33 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 697111.16
34 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 675282.14
35 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 653453.12
36 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 631624.10
37 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 609795.08
38 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 587966.06
39 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 566137.04
40 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 544308.02
41 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 522479.00
42 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 500649.98
43 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 478820.96
44 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 456991.95
45 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 435162.93
46 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 413333.91
47 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 391504.89
48 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 369675.87
49 208.24 6351.45 259266.11 63117.88 196148.23 48134.77
50 200.50 6115.33 249627.78 61410.94 188216.84 43289.87
51 193.05 5887.99 240347.76 59750.16 180597.60 38756.24
52 185.87 5669.10 231412.73 58134.30 173278.43 34517.06
53 178.96 5458.35 222809.86 56562.13 166247.73 30556.33
54 172.31 5255.43 214526.81 55032.49 159494.33 26858.84
55 165.90 5060.06 206551.69 53544.21 153007.48 23410.14
56 159.74 4871.95 198873.04 52096.17 146776.87 20196.50
57 153.80 4690.83 191479.85 50687.30 140792.55 17204.85
58 148.08 4516.45 184361.51 49316.53 135044.98 14422.80
59 142.58 4348.55 177507.79 47982.83 129524.96 11838.58
60 137.28 4186.89 170908.86 46685.20 124223.66 9441.00
61 132.17 4031.24 164555.25 45422.66 119132.59 7219.44
62 127.26 3881.38 158437.84 44194.26 114243.58 5163.81
63 122.53 3737.09 152547.85 42999.09 109548.76 3264.55
64 117.97 3598.16 146876.82 41836.23 105040.58 1512.58
65 113.59 3464.40 141416.61 40704.83 100711.78 -100.71
66 109.36 3335.60 136159.39 39604.02 96555.37 -1583.51
67 105.30 3211.60 131097.60 38532.98 92564.62 -2943.55
68 101.38 3092.21 126223.99 37490.91 88733.09 -4188.20
69 97.61 2977.26 121531.56 36477.02 85054.55 -5324.41
120 14.14 431.24 17603.32 9011.14 8592.18 -7286.17
ET
AP
A
40.82 USD
5.95 USD
12.00%
INIC
IAL
SU
BO
RD
INA
DA
CÁLCULO DEL FLUJO NETO DE FONDOS
46
Se efectuaron dos corridas financieras, la primera considerando el tiempo de
la etapa inicial del proyecto, 48 meses y la segunda considerando la etapa
subordinada del proyecto, a partir de los 48 meses, cuyos resultados se
exponen en la tabla 16.
Tabla 16. Resultados obtenidos de la corrida financiera
ETAPA TIEMPO VAN TIR
MESES USD %
INICIAL 48 10 639 345.52 7
SUBORDINADA 72 1 781 827.99 NEGATIVA
Como se puede observar en los resultados expuestos en la tabla 16 el
proyecto es viable solamente para la etapa inicial puesto que los indicadores
de evaluación de proyectos utilizados en la corrida financiera cumplen con
los criterios que garantizan rentabilidad del mismo, siendo así que el VAN es
mayor a cero y la TIR mayor que uno denotándose que la ganancia es del 7
% más sobre el capital invertido. Para la etapa subordinada el proyecto no
es rentable puesto que un indicador no cumple que es la TIR ya que es
negativa y esta al ser negativa indica que no se gana interés en el dinero
que se invierte en el proyecto.
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
47
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1 CONCLUSIONES
• El factor de recuperación en la etapa inicial es de 32 % se incrementó en un 5 % más al factor de recobro determinado antes de implementar la recuperación secundaria. Con lo que se calculó que se recuperará una producción de 2 002 951 barriles de petróleo en cuatro años.
• En función de la distancia que recorre el frente de barrido la tasa de producción de petróleo y agua aumentaron hasta que se alcanzaron nuevas condiciónes de saturación.
• Posterior a la etapa de ruptura la saturación de agua aumentó en el
extremo productor del modelo, y el fluido desplazante comenzó a
producirse en los pozos productores. Lo cual se puede constar con el
valor estimado de agua producida y petróleo producido expuestos en
la tabla 11.
• En lo que respecta a la mojabilidad, el sistema prefiere ser mojado por
agua lo cual favorece al proceso de inyección de agua.
• Se determinó que el área de inyección es en la periferie del
yacimiento puesto que existen canales preferenciales de flujo y
continuidad de la arena que permiten que el agua inyectada pueda
viajar hacia la zona de baja presión.
• Con el diseño del proceso de inyección a una tasa de 10 000 BAPD
no se produce fracturamiento, ni canalización, ni taponamiento de la
arena debido a que hay compatibilidad entre el agua de inyección y
de formación.
• La configuración areal existente entre el pozo inyector y los pozos
productores, la razón de movilidad y el volumen de fluidos inyectados
influyen en la eficiencia de barrido para el arreglo y modelo de
inyección seleccionado.
• Para la etapa inical del proyecto se estimó la recuperación de 2 002
951 barriles de petróleo en 4 años, lo que resulta según el análisis
económico expuesto en la tabla 16 que el proyecto es rentable. El
VAN es de 10 639 345.52 USD, y la TIR es del 7 %, , concluyendo
que se cumplen los criterios establecidos por los indicadores de
evaluación de proyectos y por ende garantizando la viabilidad de
este.
48
• Para la etapa subordinada del proyecto se estimó que se recuperará
645 850 barriles de petróleo en 20 años, lo que resulta según el
análisis económico expuesto en la Tabla 16 que no es recomendable
seguir con el proyecto. El VAN es de 1 781 827.99 USD, la TIR es
negativa. Los indicadores corroboran que el proyecto para la etapa
subordinada no es viable.
• El proceso de inyección de agua en el reservorio “M-1” del campo
Edén Yuturi es imperativo dada la necesidad de detener la caída de
presión del yacimiento y que el proceso de drenaje de las reservas en
subsuelo sea eficiente.
• La inyección de agua constituye la solución más idónea para el
manejo de agua de formación que se produce asociada con la
producción de crudo, pues evita problemas y riesgos medio
ambientales por un mal manejo de agua en superficie.
4.2 RECOMENDACIONES
• Aplicar el proyecto solamente para la etapa inicial.
• Fijar un límite económico basado en el corte de agua en superficie
para establecer el tiempo de vida útil del proyecto.
• Realizar un monitoreo permanente del agua de inyección para evitar
incompatibilidades.
• Utilizar trazadores para determinar la trayectoria de la inyección.
• Mantener un seguimiento constante de producción y presión en los
pozos productores influenciados por la inyección de agua.
• Monitorear los parámetros físicos quimicos del agua de formación a
fin de controlar la formación de escala y corrosión que puede
provocar el agua en los equipos de subsuperficie y de superficie.
5. BIBLIOGRAFÍA
49
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6. ANEXOS
53
6. ANEXOS
ANEXO 1.
DETALLE DE COSTOS DEL PROYECTO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA
(Petroamazonas EP, 2016)
CLIENTE: Revision
PROYECTO: Preparado por
TRABAJO No: Revisado por
FECHA Aprobado por
CAPACIDAD CAPACIDAD CAPACIDAD
BBL /BPD BBL/BPD MMSCF/D FIRME ESTIMADO TOTAL FIRME ESTIMADO ORIGEN
CRUDO AGUA GAS USD USD USD MESES MESES
BOMBAS NEUMATICAS DE DRENAJE/DESNATADO 3 3,000 5000 15000 1
TANQUE DE RECOLECCION DE CRUDO 1 20 30000 30000 3
BOMBA NEUMATICA DE TRANSFERENCIA 1 3,000 5000 5000 1
0
BOMBAS NEUMATICAS DE DRENAJE 3 3,000 5000 15000 1
TANQUE DE RECOLECCION DE AGUA 1 20 30000 30000 3
BOMBAS NEUMATICAS DE RE-INYECCION 1 3,000 5000 5000 1
TANQUE DE TRANSPORTE DE ARENA 3 5000 15000 2
BOMBA DE TRNASFERENCIA 2 X 100% 2 3000 6000 1
0
CPI - INTERCEPTOR DE PLACAS CORRUGADAS 1 60,000 685000 685000 6 USA/CANADA
BOMBA DE TRANSFERENCIA CPI-IGF @ 50 PSI 2 60,000 40000 80000
IGF - UNIDAD DE FLOTACION INDUCIDA POR GAS 1 60,000 613000 613000 6 USA/CANADA
BOMBA DE TRANSFERENCIA IGF-FILTRO @ 50 PSI 2 60,000 40000 80000
TANQUE DE 10,000 BBL (INCLUYE OBRA CIVIL) 1 10,000 793900 793900 3
BOMBA BOOSTER 60,000 BWPD@100 PSI (3x50%) 3 20,000 40000 120000 4
BOMBA DE EXPORTACION 60,000 BBL@700 PSIG 3x50% 3 20,000 150000 450000 12
MEDIDOR DE CAUDAL (NO FISCAL) 1 60,000 20000 20000 1
MONITOR DE ACEITE EN AGUA 3 15000 45000 2
BOMBA BOOSTER 60,000 BWPD@100 PSI (3x50%) 3 60,000 60000 180000
BOMBA DE INYECCION 60,000 BBL@3,000 PSIG (3x50%) 3 20,000 250000 750000 12
0
0
PATIN DE INYECION QUIMICA SEIS PRODUCTOS 1 60000 60000 3
AIR COMPRESSOR PKG (2 x 100%) 2 30000 60000 3
FILTRADO, SECADO Y PULMON PARA AIRE COMPRIMIDO LOTE 20000 3
UPS - 20 Kw 2 10000 20000 2
ILUMINACION DE LA ESTACION LOTE 100000
SISTEMA DE MALLA DE TIERRA LOTE 200000
SISTEMA DE PARARRAYOS LOTE 100000
CUARTO DE CONTROL 1 50000 50000
CENTRO DE CONTROL DE MOTORES (MCC) Y
MV / LV SWITCH GEAR LOTE 150000 6
SISTEMA DE ESD/PSD (PLC) LOTE 120000 6
SISTEMA DE ESD/PSD (SOFT WARE) LOTE 50000 4
TRANSFORMADORES 2000/440/220/110 V LOTE 20000 3
SISTEMA AUXILIAR DE ENERGIA UPS 1 10000 20000 2
SUBESTACION/TRANSFORMADOR 13.8 KV/2000/440 V LOTE 50000 2
CENTRO DE CONTROL DE MOTORES (MCC)
Y MV / LV SWITCH GEAR LOTE 100000 4
SISTEMA DE ESD/PSD (PLC) LOTE 50000 4
SISTEMA DE ESD/PSD (SOFT WARE) LOTE 25000 4
TRANSFORMADORES 2000/440/220/110 V LOTE 20000 3
SISTEMA AUXILIAR DE ENERGIA UPS 1 10000 10000 2
SET DE DETECTORES DE FUEGO LOTE 10000
SET DE DETECTORES DE HUMO LOTE 10000
LAZO FUSIBLE LOTE 30000
SET DE EXTIGUIDORES MANUALES LOTE 50000
ESTACION DE LAVADO DE OJOS LOTE 10000
SET MONITORES, MANGUERAS, ETC LOTE 50000
BOMBAS CONTRAINCENDIO 2 100000 200000
TANQUE DE AGUA 1 100000 100000
VESTIMENTA BOMBERO 6 1000 6000
VEHICULO 1 50000 50000
LABORATORIO 1 70000 70000
TALLER 1 20000 20000
INTERNET- TRANSMISION DE DATOS TELEFONIA VoIP LOTE 100000
RADIO COMUNICACION - VHF LOTE 20000
LOTE 300000
500000
LOTE
SET DE REPUESTOS PARA EL ARRANQUE LOTE 50000
SET DE HERRAMIENTAS ESPECIALES LOTE 20000
SET DE REPUESTOS PARA UN AÑO DE DE OPERACION LOTE 200000
TOTAL 6958900
MATERIAL (TUBERIA) Y ACCESORIOS ANSI 300# 1060000
CONSTRUCCION 1696000
LANZADOR Y RECEPTOR DE MARRANO ANSI 300# 200000
EQUIPO DE DECTECCION Y CONTROL DE MARRANEO 100000
TOTAL 3056000
ENTREGA
COMENTARIO
DCS Data Consulting Services
NOTA: DISENO Y DIMENSIONES PRELIMINARES
PRECIO
LISTA DE EQUIPO MAYOR
S.No. TAG No. DESCRIPCION DEL EQUIPO
Recuperación Secundaria por Inyección de agua
QTY
DRENAJE DE CRUDO
DRENAJE DE AGUA
SISTEMA DE MANEJO DE SOLIDOS / ARENA
TRATAMIENTO Y EXPORTACION DE AGUA DE PRODUCCION
SISTEMA DE INYECCION DE AGUA TRATADA
EQUIPO DE SOPORTE DEL PROCESO
INSTRUMENTOS, SENSORES, BANDEJAS, CABLES
PARTES DE RECAMBIO/REPUESTOS
LINEA DE FLUJO 10.6 KM DIAMETRO 8 PULGADAS SCH 40 REVESTIDA
SISTEMA DE ELECTRICO DE ALIMENTACION Y EMERGENCIA
CUARTO DE CONTROL Y MCC PLANTA DE TRATAMIENTO -EPF
CUARTO DE CONTROL Y MCC PAD F
EQUIPO DE SEGURIDAD
MODULOS Y COMUNICACIONES
TUBERIA, VALVULAS, ACCESORIOS,FITTINGS, ETC
54
(Petroamazonas EP, 2016)
(Petroamazonas EP, 2016)
TARIFA TOTAL
USD USD
Gerencia Técnico del Proyecto 1000 200 200000
Gerencia de Construcción 1000 150 150000
Gestión de compras ( 10 % costo equipo) 0.1 - 1306290
Especialista 2000 10 20000
Especialista 2000 10 20000
TOTAL 1696290
GERENCIAMIENTO Y SUPERVISION DEL PROYECTO
ITEM DÍAS
TOTAL HH VALOR POR HORA TOTAL
Hrs USD USD
MECÁNICA 363 41.95 15225.66
CÍVIL 1132 18.99 21496.06
ELÉCTRICA 484 24.76 11975.51
INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL 3148 31.28 98488.25
TUBERÍA 1640 26.18 42930.82
PROCESOS 3251 36.26 117887.71
ARQUITECTURA 183 17.48 3206.96
INDIRECTOS 400 36.75 14709.48
325920.45
DISCPLINA
INGENIERÍA BÁSICA Y DE DETALLE
TOTAL
55
(Petroamazonas EP, 2016)
(Petroamazonas EP, 2016)
ITEM DESCRIPCION UND CANT. PRECIO
UNITARIO
PRECIO
TOTAL
USD USD
1 MOVILIZACION Y DESMOVILIZACION GLB 1 54000 54000
2 COMISIONADO Y PRECOMISIONADO GLB 1 48659 48659
3 ACOMPAÑAMIENTO A LA PUESTA EN MARCHA GLB 1 28341 28341
1 CPI CORRUGATED PLATE INTERCEPTOR TN 16 2329.64 37274.24
2 WATER TRANSFER PUMP TN 2 3725.32 7450.64
3 IGF INDUCED GAS FLOTATION UNIT TN 21 2329.64 47757.64
4 WATER TRANSFER PUMP TN 2 3725.32 7450.64
5 DRAINED CRUDE DRUM TN 3 2285.98 6857.95
6 DRAINED WATER DRUM TN 3 1889.04 5667.12
7 WATER BOOSTER PUMS UND 3 3725.32 11175.95
8 WATER EXPORT PUMPS UND 3 4163.08 12489.23
9 DRAINED OIL DRUM TN 3 2285.98 6857.95
10 SLUDGE DRUM TN 3 2285.98 6857.95
11 NEUMATIC DRAIN PUMP SKID UND 4 1000 4000
12 CHEMICAL TANKS UND 6 1205.80 7234.78
14 WATER STORAGE TANK UND 1 3000 3000
13 AIR COMPRESSOR UNIT UND 1 2297.79 2297.79
7 WATER BOOSTER PUMS UND 3 3725.32 11175.95
8 WATER EXPORT PUMPS UND 3 4163.08 12489.23
1 PREFABRICADO DE SPOOL ( PRUEBAS, ENSAYOS Y PINTURA) PULG-DIM 3500 81.4 284900
2 MONTAJE DE PREFABRICADOS Y CONEXIONES DE CAMPO PULG-M 5250 32.56 170940
1 MONTAJE E INSTALACION DE EQUIPOS Y GABINETES GLB 1 41000.52 41000.52
3 INSTALACION DE BANDEJA PORTACABLES GLB 1 24901.8 24901.8
4 INSTALACION Y CONEXIONADO DE TOMAS E ILUMINACION GLB 1 14517.72 14517.72
5 INSTALACION DE TUBERIA Y SOPORTERIA EN GENERAL GLB 1 16874.56 16874.56
6 CABLEADO Y CONEXIONADO GLB 1 102391.08 102391.08
7 CONEXIÓN DE EQUIPOS A SISTEMA A TIERRA GLB 1 7334.32 7334.32
8 PRUEBAS ELECTRICAS GLB 1 37569.28 37569.28
1 CALIBRACION DE INSTRUMENTOS GLB 1 15000 15000
2 INSTALACION DE INSTRUMENTOS GLB 1 15000 15000
3 SISTEMAS DE DETECCION GLB 1 15000 15000
4 INSTALACCION Y CONEXIONADO PANEL DE CONTROLADOR GLB 1 42960 42960
1109426.336
INSTRUMENTACION
TOTAL
MONTAJE ELECTROMECANICO
PLANTA DE TRATAMIENTO - EPF
MONTAJE DE EQUIPOS
TUBERIA
ELECTRICO
EQUIPO DE INYECCION - PAD F
Valor Unitario Valor Total
USD USD
HORMIGON de 210 kg/cm2 M3 208.99 505 105540.96
HORMIGON de 140 Kg/cm2 M3 24.68 362 8935.608
DIQUE DE SACOS DE ARENA EN TANQUEAGUA GLB 1.00 29800 29800
DIQUE DE SACOS DE ARENA Y LINER ML 186.00 193 35898
BORDILLOS DE LADRILLO EN LOSA ML 180.00 23 4140
ACERO DE REFUERZO (VARRILLA CORUGADA) KG 19086.40 2.67 50960.688
ACERO DE REFUERZO (MALLA ELECTRO SOLDADA) M2 166.66 80.07 13344.14592
SUSTITUCIÓN DE SUELOS, PRUEBAS DE PROCTOR MODIFICADO TIPO III M3 697.21 98.56 68716.82048
SUMINISTRO DE GEOMALLA (AREA EQUIPOS) M2 931.00 6.39 5949.09
CAJAS PARA SUMIDERO Y VALVULAS 900X800X550(e=4,7 mm) UND 20.00 750 15000
CAJAS PARA SUMIDERO Y VALVULAS 400X400X350(e=4,7 mm) UND 20.00 350 7000
SUBTOTAL 345285.3124
CAMPAMENTO CAPACIDAD 40 PERSONAS 320709.24
LIMPIEZA Y CAMPAMENTEROS 13600
BOTES DE TRANSPORTE FLUVIAL 44400
GARANTIAS 19380
ALIMENTACION 42336
SUBTOTAL 440425.24
785710.5524
ITEM Unidad Cantidad
TOTAL
OBRA CIVIL Y LOGISTICA
56
ANEXO 2.
DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DE FONDO DEL POZO EDYF 118WIW
(Petroamazonas EP, 2016)
57
ANEXO 3.
EVALUACIÓN PETROFÍSICA DEL POZO EDYF-118WIW RESERVORIO M-1
(Petroamazonas EP, 2016)