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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ESTUDIO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN PROYECTO PILOTO
DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA EN LA
ARENA U INFERIOR DEL CAMPO SACHA”
Estudio Técnico presentado para optar por el título de Ingeniera de Petróleos
AUTORAS:
Jeniffer Margoth Arias Gutiérrez
Mayra Alejandra Chancusig Manotoa
TUTOR:
Ing. José Cóndor, Ph.D.
Septiembre del 2017
QUITO – ECUADOR
ii
DEDICATORIA
Dedico este trabajo principalmente a Dios, por ser mi fortaleza para superar obstáculos,
dificultades y por darme una vida llena de aprendizajes.
A mis padres, por ser grandes ejemplos de perseverancia, constancia, por sus sabios
consejos, pero más que nada, por su amor.
A mis hermanas, por sus palabras de aliento, ayuda y apoyo incondicional.
Jeniffer
A Dios quien es mi fortaleza, por su infinito amor y bendiciones en mi vida.
A mis padres, William y Mónica por todo su apoyo y amor incondicional.
A mi hermanita, Verónica por su apoyo y motivación.
A mi familia y amigos que han estado junto a mí durante estos años.
Mayra
iii
AGRADECIMIENTOS
A la Universidad Central del Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos
y Ambiental, por abrirnos sus puertas y permitir nuestra formación académica en esta
prestigiosa institución.
A Petroamazonas EP, por la información proporcionada y por la apertura brindada para el
desarrollo de este estudio.
Al Dr. José Cóndor, por su apoyo, valioso conocimiento y orientación en la realización de
este trabajo.
A todas las personas que nos brindaron su ayuda para poder realizar este trabajo.
Jeniffer, Mayra.
iv
DERECHOS DE AUTOR
Nosotras, Jeniffer Margoth Arias Gutiérrez y Mayra Alejandra Chancusig Manotoa, en calidad
de autoras y titulares de los derechos morales y patrimoniales del trabajo de titulación
“ESTUDIO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN PROYECTO PILOTO DE
RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA EN LA ARENA U
INFERIOR DEL CAMPO SACHA”, modalidad estudio técnico, de conformidad con el Art.
114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS,
CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedemos a favor de la Universidad Central del
Ecuador una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la obra,
con fines estrictamente académicos. Conservamos a nuestro favor todos los derechos de autor
sobre la obra, establecidos en la normativa citada.
Asimismo, autorizamos a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización
y publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo
dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
Las autoras declaran que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de
expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por
cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de
toda responsabilidad.
Firma:
Jeniffer Margoth Arias Gutiérrez Mayra Alejandra Chancusig Manotoa
CI: 1721902425 CI: 1724755358
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del
Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ESTUDIO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN
PROYECTO PILOTO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA
EN LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO SACHA”, presentado por las señoritas Jeniffer
Margoth Arias Gutiérrez y Mayra Alejandra Chancusig Manotoa para optar el título de
Ingenieras de Petróleos. Considero que este trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes
para ser sometido a evaluación y presentación pública por parte del tribunal que se designe.
En la ciudad de Quito a los 13 días del mes de septiembre del 2017.
Firma
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL
El tribunal constituido por: Ing. Jorge Erazo, Ing. Einstein Barrera e Ing. Manuel Bolaños luego
de calificar el Informe Final del estudio técnico realizado como trabajo de titulación
denominado “ESTUDIO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN
PROYECTO PILOTO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR
INYECCIÓN DE AGUA EN LA ARENA U INFERIOR DEL CAMPO
SACHA”, previo a la obtención del título de INGENIERA DE PETRÓLEOS presentado por
las señoritas Jeniffer Margoth Arias Gutiérrez y Mayra Alejandra Chancusig Manotoa, emite
el veredicto de APROBADO para su presentación oral.
Para constancia de lo actuado firman los miembros del tribunal.
Quito, 20 de septiembre de 2017.
vii
Tabla de Contenidos
CAPITULO I: GENERALIDADES ..............................................................................1 1.1. Introducción ............................................................................................................... 1
1.2. Planteamiento del Problema ...................................................................................... 1
1.3. Objetivos .................................................................................................................... 2
1.3.1. Objetivo General ................................................................................................ 2
1.3.2. Objetivos Específicos......................................................................................... 2
1.4. Justificación e Importancia ........................................................................................ 2
1.5. Factibilidad y Accesibilidad ...................................................................................... 3
1.6. Entorno de Estudio ..................................................................................................... 3
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO ............................................................................5
2.1. Descripción del Área de Estudio................................................................................ 5
2.1.1. Historia del Campo ............................................................................................ 5
2.1.2. Ubicación geográfica ......................................................................................... 6
2.1.3. Aspectos Geológicos .......................................................................................... 7
2.1.4. Mecanismos de producción de la arena U Inferior .......................................... 14
2.2. Generalidades Petrofísicas y de Fluidos .................................................................. 15
2.2.1. Propiedades de la Roca .................................................................................... 15
2.2.2. Propiedades de los fluidos ............................................................................... 19
2.2.3. Propiedades del sistema roca-fluido ................................................................ 22
2.3. Teoría de Inyección de Agua ................................................................................... 28
2.3.1. Mecanismo de Desplazamiento ....................................................................... 29
2.3.2. Teoría de Desplazamiento Inmiscible .............................................................. 31
2.4. Macrodeplazamiento ................................................................................................ 38
2.4.1. Heterogeneidades ............................................................................................. 38
2.4.2. Heterogeneidad Vertical .................................................................................. 38
2.4.3. Heterogeneidad Areal ...................................................................................... 40
2.4.4. Eficiencia de desplazamiento ........................................................................... 40
2.4.5. Eficiencia de Desplazamiento Vertical (𝑬𝒗) ................................................... 41
2.4.6. Eficiencia de Desplazamiento Areal (𝑬𝑨) ...................................................... 41
2.4.7. Eficiencia de Desplazamiento Volumétrica ..................................................... 42
2.4.8. Movilidad ......................................................................................................... 42
2.4.9. Razón de movilidad ......................................................................................... 42
2.5. Tipos de Inyección ................................................................................................... 43
2.5.1. Arreglo de Pozos .............................................................................................. 44
2.5.2. Factores que Afectan la Selección de Modelo de Inyección de Agua ............. 47
2.6. Cálculo del Petróleo Recuperable ............................................................................ 48
2.6.1. Antes del Punto de Ruptura ............................................................................. 48
2.6.2. Después al Punto de Ruptura ........................................................................... 48
2.7. Facilidades de Campo para la Inyección de Agua ................................................... 49
2.8. Indicadores financieros ............................................................................................ 52
2.8.1. Flujo neto de caja ............................................................................................. 52
2.8.2. Valor Actual Neto ............................................................................................ 52
2.8.3. Tasa Interna de Retorno ................................................................................... 53
viii
2.8.4. Periodo de Recuperación de la Inversión ......................................................... 53
CAPITULO III DISEÑO METODOLÓGICO ..........................................................54
3.1. Tipo de Estudio ........................................................................................................ 54
3.2. Universo y muestra .................................................................................................. 54
3.3. Métodos y técnicas de recopilación de datos ........................................................... 54
3.4. Procesamiento y análisis de información ................................................................. 55
3.5. Presentación de resultados ....................................................................................... 56
3.6. Flujo de trabajo ........................................................................................................ 56
CAPÍTULO IV: RESULTADOS .................................................................................57 4.1. Estado de los Pozos del Área Piloto ........................................................................ 57
4.2. Correlación Estratigráfica ........................................................................................ 58
4.3. Arreglo de Pozos ...................................................................................................... 60
4.4. Historial de Producción de Pozos del Área de Estudio............................................ 61
4.5. Producción Acumulada de Petróleo y Agua ............................................................ 64
4.6. Comportamiento de la Presión ................................................................................. 65
4.7. Ajuste de Historia del Campo .................................................................................. 66
4.8. Ajuste de Historia Área de Estudio ......................................................................... 66
4.9. Análisis del Flujo Fraccional ................................................................................... 70
4.9.1. Ejercicio de Flujo Fraccional ........................................................................... 70
4.9.2. Eficiencia de Desplazamiento .......................................................................... 73
4.9.3. Razón de Movilidad ......................................................................................... 74
4.10. Heterogeneidad ........................................................................................................ 74
4.11. Análisis del área piloto de inyección ....................................................................... 76
4.12. Consideraciones para convertir al pozo Sacha-200D a inyector ............................. 77
4.13. Intervalos de Perforación ......................................................................................... 78
4.14. Malla de simulación ................................................................................................. 82
4.15. Resultados de la Inyección de Agua ........................................................................ 83
4.15.1. Predicciones ..................................................................................................... 83
4.15.2. Petróleo Producido e Incremental .................................................................... 92
4.15.3. Factor de Recobro Incremental ........................................................................ 94
4.15.4. Mejor Escenario de Simulación ....................................................................... 95
4.16. Análisis Económico ............................................................................................... 100
4.16.1. Inversión Inicial ............................................................................................. 100
4.16.2. Ingresos del Proyecto ..................................................................................... 101
4.16.3. Costos de Producción ..................................................................................... 102
4.16.4. Resultados ...................................................................................................... 103
4.17. Análisis de Sensibilidad ......................................................................................... 105
CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................108
5.1. Conclusiones .......................................................................................................... 108
5.2. Recomendaciones .................................................................................................. 109
BIBLIOGRAFÍA .........................................................................................................111 ANEXOS ......................................................................................................................113 Anexo A: Estado Mecánico del Pozo Sacha-200 .......................................................113 Anexo B: Registro de Cemento Pozo Inyector ..........................................................114 Anexo C: Registro de Corrosión de Pozo Sacha-200D.............................................118
ix
RESUMEN
Este estudio fue realizado en la arenisca Napo U Inferior al suroeste del campo Sacha donde
la presión de yacimiento se está acercando al punto de burbuja. El objetivo principal de este
estudio fue determinar la factibilidad de implementar un proyecto de inyección de agua para
mantener la presión del yacimiento e incrementar la producción de petróleo en esta zona.
El análisis se realizó mediante simulación matemática y la teoría de Buckley-Leverett. Se
simularon diferentes escenarios de inyección basado en arreglos de cinco y siete pozos. El
mejor caso de simulación se seleccionó a partir del petróleo incremental y el factor de recobro.
Con los resultados obtenidos se realizó un análisis económico considerando el Valor Actual
Neto (VAN), la Tasa Interna de Retorno (TIR), y el Período de Recuperación de la Inversión
(PRI). Finalmente, un análisis de sensibilidad mostró el riesgo que presentaría el proyecto
frente a posibles cambios del precio del petróleo.
El análisis mediante la teoría de Buckley-Leverett realizado en el pozo más cercano al
inyector, indicó que el punto ruptura se alcanza en 4,8 meses, con una relación de movilidad
de 2,38 y una eficiencia de desplazamiento de 36%. El escenario más favorable de simulación
mostró una variación en el factor de recobro del 26,1% al 29,7%, es decir un aumento del 3.6%.
La inyección de agua permitió que la presión del yacimiento se estabilice en 950 psi al finalizar
los 10 años de predicción existiendo un incremento de 230 psi comparando con el caso base,
lo que dio lugar a una producción de petróleo incremental de 1.43 millones de barriles. El
análisis económico indicó que el VAN del proyecto es de 5.22 millones de dólares, la TIR del
56 %, y el PRI de aproximadamente un año y cuatro meses.
La implementación de este tipo de proyectos de recuperación secundaria por inyección de
agua permite obtener información base que podría aplicarse a otras zonas del campo, así como
en otros bloques del país.
PALABRAS CLAVES:
<INYECCIÓN DE AGUA> <TEORÍA DE FLUJO FRACCIONAL> < SIMULACIÓN DE
YACIMIENTOS> <PETRÓLEO INCREMENTAL> < FACTOR DE RECOBRO>
<ANÁLISIS ECONÓMICO>
x
ABSTRACT
The location of this study was on the South-West of the Sacha oilfield, reservoir Napo U
Inferior where the pressure is approaching the bubble point. The main goal of this study was
determining the feasibility of implementing a waterflood project to maintain reservoir pressure
and increase the production of this area.
Our analysis was done using mathematical simulation and the theory of Buckley-Leverett.
Several scenarios were modeled based on five and seven wells arrangements. We selected the
best case based on the results of incremental oil and recovery factor. With these results we
develop a model with the Net Present Value (NPV), Rate of Return (ROR), and the Pay Back
period. Finally, we run a sensibility analysis to find out the risk of this project with possible
changes in the price of oil.
The analysis using the Buckley-Leverett theory was done in the closest well to the injector.
It indicated that the breakthrough point is reached in 4.8 months with a movility ratio of 2.38,
and a displacement efficiency of 36%. The most favorable simulation scenario showed a
variation in the recovery factor from 26.1% to 29.7%, which means an increment of 3.6%. The
waterflooding allowed the reservoir pressure to set in 950 psi at the end of the 10-years
forecasting, which meant an increment of 230 psi compared to the base case. This allowed a
production of incremental oil of 1.43 million barrels. The economic analysis indicated a NPV
of 5.22 million US$, a ROR of 56%, and a payback of one year and four months.
The implementation of this type of secondary recovery projects by waterflooding allow to
obtain basic information which potentially can be applied in other zones of the Sacha oilfield,
as well as in other blocks of the country.
KEYWORDS:
<WATER INJECTION> <FRACTIONAL FLOW THEORY> < RESERVOIR
SIMULATION> <INCREMENTAL OIL> <RECOVERY FACTOR> <ECONOMIC
ANALYSIS>
1
CAPITULO I: GENERALIDADES
1.1. Introducción
Nuestro trabajo de titulación tuvo lugar al suroeste del campo Sacha, en el reservorio U
Inferior. En esta área la presión ha disminuido llegando a niveles cercanos al punto de burbuja
producto del agotamiento natural durante la recuperación primaria.
El objetivo de este estudio es determinar la factibilidad de desarrollar un proyecto de
inyección de agua en esta área para mantener la presión del yacimiento y obtener un aumento
en el factor de recobro.
La recuperación secundaria por inyección de agua se considera de fácil aplicación y bajos
costos en comparación con otros métodos como inyección de gas o métodos de recuperación
mejorada. La propuesta de recuperación secundaria se realizó con el pozo Sacha-200D
ubicado en la plataforma 67. Previo a la conversión de este pozo a inyector, se ejecutaron
pruebas de inyectividad y de presión para asegurar tener las condiciones óptimas en la
inyección. Mediante simulación determinamos escenarios con diferentes tasas de inyección y
escogimos al mejor basado en el factor de recobro más alto.
1.2. Planteamiento del Problema
El campo Sacha actualmente presenta caída de presión en el reservorio U Inferior por lo que
algunos pozos han dejado de producir, provocando una disminución de producción por pozos
inactivos. Por lo descrito anteriormente, se plantea la siguiente interrogante: ¿Se puede
implementar un sistema de inyección de agua al suroeste del campo en el reservorio U Inferior
para mantener la presión del yacimiento e incrementar los índices de producción del campo?
2
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo General
Usando simulación matemática determinar la factibilidad de implementar un proyecto de
inyección de agua para mantener la presión e incrementar la producción de petróleo en la arena
U Inferior al suroeste del campo Sacha.
1.3.2. Objetivos Específicos
• Conocer las condiciones actuales de los pozos que se encuentran en el área piloto de
inyección.
• Verificar que el pozo Sacha-200D presente condiciones que posibiliten su uso como
pozo inyector.
• Obtener un pronóstico de petróleo incremental producido por la inyección de agua
mediante simulación.
• Realizar un análisis económico del proyecto piloto de inyección para evaluar su
rentabilidad.
1.4. Justificación e Importancia
Debido a la caída de presión de la arena U Inferior del campo Sacha, se requiere la
implementación de un proceso de recuperación secundaria para estabilizar la presión de
reservorio y contrarrestar la disminución de producción. Este estudio permite pronosticar si
sería factible ejecutar un proyecto de inyección de agua al suroeste del campo Sacha. Se ha
considerado este método porque permite recuperar un porcentaje del petróleo residual que ha
quedado sin extraer como consecuencia del agotamiento natural de la energía del yacimiento y
por el gran volumen que se produce de agua de formación la cual es relativamente fácil de
inyectar. En la zona de interés se cuenta con pozos cerrados que podrían ser abiertos sin requerir
mucha inversión. Adicionalmente se cumple con los requerimientos técnicos mencionados en
3
el Reglamento Ambiental para Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador (RAOHE) para
convertir al pozo S-200 de productor a inyector (Ministerio del Ambiente, 2010).
1.5. Factibilidad y Accesibilidad
El proyecto es factible llevarlo a cabo por la experiencia que Figempa ha desarrollado
respecto a recuperación secundaria.
La información técnica necesaria fue proporcionada por Petroamazonas E.P. con datos de
los modelos estático y dinámico de la arena U Inferior del campo Sacha, además de contar con
las facilidades de la Empresa para utilizar sus softwares Petrel y Eclipse.
1.6. Entorno de Estudio
1.6.1. Marco Institucional
El presente trabajo de titulación se desarrolló en base a lo que establece la Universidad
Central, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, Escuela de
Ingeniería de Petróleos como requisito para la obtención del título de ingeniería de petróleos.
a) Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental
La carrera de Ingeniería en Petróleos tiene como objetivo formar profesionales en el campo
científico y tecnológico, con conocimientos, aptitudes y destrezas sólidas en ingeniería,
capaces de liderar el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos del país de modo
eficiente, responsable, cuidando el medio ambiente y en procura de un desarrollo sustentable
(Carrera de Ingeniería de Petróleos).
b) Petroamazonas Empresa Púbica (PAM EP)
PAM EP es una empresa pública encargada de gestionar el sector estratégico de los
hidrocarburos, en las fases de exploración y explotación; con autonomía presupuestaria, financiera,
económica, administrativa y de gestión; creada al amparo de la Ley Orgánica de Empresas Públicas,
mediante el Decreto Ejecutivo No. 314 de 6 de abril de 2010, publicado en el Registro Oficial
Suplemento No. 171 de 14 de abril de 2010 (Página web-Petroamazonas, 2017).
4
El presente proyecto de titulación se lo realizó por medio del convenio marco de
cooperación técnica-científica entre Petroamazonas EP y la Universidad Central del Ecuador,
el cual tiene como fin establecer mecanismos de cooperación interinstitucional para el
desarrollo de actividades de investigación, estudios y capacitación para mejorar capacidades
y habilidades de las partes, en temas relacionados con todas las áreas de la empresa (Petroamazonas,
2016).
1.6.2. Marco Ético
El presente estudio se realizó respetando los derechos de autor de las fuentes investigadas,
la veracidad de los resultados, normativa vigente, y al medio ambiente. Se tuvo especial
cuidado en el manejo de información considerada como confidencial por la institución
comprometida en la investigación.
1.6.3. Marco Legal
El presente estudio técnico se realizó con base a la siguiente normativa vigente:
• Artículo 351 de la Constitución de la República del Ecuador.
• Artículo 123 de la ley Orgánica de Educación Superior.
• Artículo 21 inciso tres del reglamento de Régimen Académico.
5
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.1. Descripción del Área de Estudio
2.1.1. Historia del Campo
El 21 de enero de 1969 se perforó el pozo exploratorio Sacha 1 con una profundidad de
10.160 pies. La producción fue de 1328 bpd de 30º API provenientes de la formación Hollín.
El 6 de julio de 1972 se inició la producción del campo con 29.269 bpd la cual se incrementó
en noviembre de este año alcanzando la mayor tasa de producción del campo con 117.591 bpd
(Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014a). En la figura 2.1 se detallan las compañías que
operaron el campo y las producciones anuales a partir de 1972.
Figura 2.1. Evolución de la producción del campo Sacha (Petroamazonas EP, 2017).
En noviembre de 1986 se inició la recuperación secundaria por inyección de agua para los
yacimientos U y T de la formación Napo, con 6 y 4 pozos inyectores respectivamente con el
objetivo de estabilizar la presión y optimizar el recobro de petróleo. Actualmente existen 421
pozos perforados, de los cuales 234 se encuentran en producción, 7 son inyectores, 10 son
reinyectores, 160 están cerrados y 10 son pozos abandonados. Los pozos inyectan en la arena
6
Napo U Inferior y en Napo T Inferior, dando un promedio de 2.930 barriles de agua por día por
pozo por arena. El volumen que se reinyecta es aproximadamente 72.066 barriles de agua por
día. La producción proveniente de los pozos, llega a cuatro estaciones de producción: Sacha
Central, Sacha Sur, Sacha Norte 1 y Sacha Norte 2 (Petroamazonas EP, 2017).
2.1.2. Ubicación geográfica
El campo Sacha - bloque 60 se encuentra ubicado en la provincia de Orellana, cantón La
Joya de los Sachas, entre las coordenadas: 00º11'00'' a 00º24'30'' latitud sur y 76º49'40'' a
76º54'16'' longitud oeste como se observa en la figura 2.2. Está limitado al norte por los campos
Palo Rojo, Eno, Ron, y Vista; al sur por los campos Culebra, y Yulebra; al este por los campos
Shushufindi-Aguarico, Limoncocha, Pacay y MDC y al oeste se encuentran los campos
Pucuna, Paraíso, y Huachito.
Figura 2.2. Mapa de ubicación del Campo Sacha (Petroamazonas EP, 2017).
La propuesta de recuperación secundaria en el campo Sacha se efectuó al suroeste,
mediante la inyección de agua al pozo Sacha-200D ubicado en la plataforma 67, para la
arenisca Napo U Inferior. La zona bajo evaluación se muestra en la figura 2.3.
7
Figura 2.3. Ubicación del pozo Sacha 200D (Petroamazonas EP, 2017).
2.1.3. Aspectos Geológicos
a) Litología de los Reservorios
Los principales reservorios del campo Sacha se localizan dentro de las formaciones: Hollín
(Inferior y Superior), Napo (T Inferior y U Inferior) y Tena (Basal Tena).
• Formación Hollín
Hollín Inferior: consiste en una arenisca cuarzosa, parda oscura clara, consolidada, de grano
medio a grueso, con niveles limosos y arcillosos, contiene inclusiones de carbón, caolín y
ámbar. El ambiente de depositación es fluvial y su porosidad es en promedio de 18%.
Hollín Superior: corresponde a una arenisca cuarzosaglauconítica, calcárea, consolidada, de
grano fino a medio, intercalada con lentes de caliza y lutitas negras calcáreas. La porosidad
8
media de este reservorio es de l4 % con buena saturación de hidrocarburos. El ambiente de
depositación es de tipo estuarino (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014b).
• Formación Napo
La Formación Napo tiene un espesor promedio de 1200 pies. Las areniscas de esta formación
actualmente constituyen objetivos primarios para la perforación (arenisca U Inferior - arenisca
T Inferior).
T Inferior: contiene arenisca cuarzosa, café claro, con cemento silíceo, de grano medio a fino,
abundante glauconita. Presenta buena saturación de hidrocarburo.
T Superior: compuesta por arenisca cuarzosa de grano fino, color gris, contiene inclusiones de
glauconita y cemento calcáreo.
U Inferior: se presenta de manera continua en todo el campo, constituye una arenisca cuarzosa
con feldespatos, tamaño de grano medio a fino. Entre los minerales accesorios se describen
circón, muscovita y glauconita. Muestra una buena saturación de hidrocarburos.
U Superior: corresponde a una arenisca de tamaño de grano fino a muy fino, posee inclusiones
de glauconita y pirita e intercalaciones arcillosas y ocasionales carbonatos (Baby, Rivadeneira,
& Barragán, 2014c).
• Formación Tena
Basal Tena: constituida por areniscas cuarzosa de grano medio a fino, subangular a
subredondeada, con cemento calcáreo, presenta buena saturación de hidrocarburos
(Petroamazonas EP, 2017).
9
La figura 2.4 Muestra la columna estratigráfica que caracteriza al campo.
Figura 2.4. Columna estratigráfica del campo Sacha.
b) Ambientes de Depositación
Formación Napo
• Areniscas U Superior y T Superior: constituye un yacimiento de mala calidad, el
ambiente de depósito es de plataforma marina.
• Arenisca U Inferior: el ambiente de depósito de tipo estuarino influenciado por mareas.
• Arenisca T Inferior: ambiente de depósito estuarino, con subambientes de canales
influenciados por mareas, depósitos de barra de marea y planicie arenosa (Petroamazonas
EP, 2017).
10
c) Análisis de Núcleos
Al sur del campo Sacha se tomaron núcleos para determinar las características estratigráficas
de los intervalos de interés. Para la Formación Napo, específicamente de la unidad U Inferior,
se realizaron estudios convencionales y especiales de núcleos cortados parcialmente. Los
resultados se muestran en la Tabla 2.1.
Tabla 2.1. Tabla de Resultados de Análisis de Plugs - Arena U Inferior (Petroamazonas EP).
Número Muestra Profundidad
(pies)
Presión neta de Sobrecarga
(psi)
Porosidad (%)
Permeabilidad Densidad de
granos (g/cm3) Klinkenberg (md) K aire (md)
1 9478,4 800 15,6 415 422 2,65
1 9478,4 3565 15,1 382 391
IV 9478,5 800 16,5 310 322 2,63
IV 9478,5 3565 16,0 284 297
2 9479,2 800 14,1 180 186 2,64
2 9479,2 3565 13,6 173 178
3 9480,1 800 20,9 1156 1167 2,64
3 9480,1 3565 20,3 1088 1109
3V 9480,2 800 20,5 864 876 2,64
3V 9480,2 3565 19,9 832 843
3A 9480,1 800 21,1 1657 1687 2,64
3A 9480,1 3565 20,6 1619 1638
4 9481,7 800 19,2 1024 1045 2,63
4 9481,7 3565 18,7 954 979
5 9482,3 800 21,0 1593 1610 2,64
5 9482,3 3565 20,5 1541 1566
5V 9482,4 800 20,1 737 801 2,65
5V 9482,4 3565 19,6 713 773
5A 9482,11 800 18,6 1064 1068 2,64
5A 9482,11 3565 18,2 1027 1037
6 9483,8 800 14,4 237 245 2,65
6 9483,8 3565 13,8 229 236
6V 9483,9 800 12,4 27,4 31,5 2,64
6V 9483,9 3565 11,9 25,2 28,7
d) Geología Estructural
El campo Sacha se localiza en el flanco occidental del “Play Central” (corredor Sacha-
Shushufindi). En la figura 2.5 se observa la trampa hidrocarburífera que lo constituye un
anticlinal en dirección NNE-SSO, tiene un ancho de 4 Km al norte, alrededor de 7 Km al centro
11
y sur, y una longitud cercana a 33 Km. El sistema de fallas de este campo lo componen cuatro
fallas mayores de tipo inversas que van de norte a sur y definen el límite oeste de la estructura.
Figura 2.5. Mapa estructural en el tope de la arena U Inferior (Petroamazonas EP - DY, 2017).
12
e) Geofísica
La zona cercana al pozo Sacha-200D, se presenta en el mapa isócrono al tope de la caliza A
en la figura 2.6. La caliza A presenta continuidad y es fácilmente mapeable en toda el área de
Sacha.
Figura 2.6. Mapa isócrono del campo Sacha al tope de la caliza “A” (Petroamazonas EP, 2017).
La línea sísmica (figura 2.7) muestra que el intervalo de la arenisca Napo U Inferior presenta
continuidad en la respuesta sísmica. La ausencia de planos de estratificación en el cuerpo se
debe al espesor de la capa con relación a la resolución vertical de la sísmica.
13
En las líneas sísmicas estudiadas no se ha podido observar fallas o fracturas a nivel de
formación, que podrían intercomunicar verticalmente el reservorio arenisca Napo U Inferior
con niveles terciarios y cuaternarios.
Figura 2.7. Línea sísmica E-O pasando por el pozo Sacha-200D (Petroamazonas EP, 2017).
Para referencia y control, los topes estructurales y ubicación de pozos vecinos han sido
compilados en la tabla 2.2.
Tabla 2.2. Topes estructurales de pozos cercanos al pozo inyector (Petroamazonas EP, 2017).
POZO
TCA TUS TUl BUI TCB
MD TVD TVDSS MD TVD TVDSS MD TVD TVDSS MD TVD TVDSS MD TVD TVDSS
SACHA-200D 9552 9264 -8369 9658 9370 -8475 9695 9407 -8515 9745 9457 -8562 9827 9540 -8645
SACHA-201D 9761 9280 -8407 9870 9389 -8516 9897 9416 -8543 9930 9449 -8576 10031 9549 -8676
SACHA-193 9293 9293 -8415 9399 9399 -8521 9433 9433 -8555 9463 9463 -8585 9555 9556 -8678
SACHA-151D 9983 9257 -8372 10091 9365 -8480 10134 9408 -8523 10165 9438 -8553 10250 9524 -8639
SACHA-153 9255 9255 -8383 9358 9358 -8486 9398 9398 -8526 9451 9451 -8579 9535 9535 -8663
SACHA-156 9256 9256 -8383 9384 9384 -8511 9423 9423 -8550 9447 9447 -8574 9530 9530 -8657
SACHA-141 9260 9260 -8385 9368 9368 -8493 9402 9402 -8527 9443 9443 -8568 9521 9521 -8646
SACHA-137 9251 9251 -8375 9359 9359 -8483 9399 9399 -8523 9440 9440 -8564 9524 9524 -8648
5ACHA-123 9242 9242 -8367 9346 9346 -8471 9390 9390 -8515 9438 9438 -8563 9514 9514 -8639
SACHA-179H 9902 9259 -8370 10343 9382 -8493 10522 9416 -8527 SACHA-181D 9733 9254 -8365 9855 9370 -8481 9889 9403 -8514 9935 9447 -8558 10025 9534 -8645
SACHA-186 9270 9270 -8385 9372 9372 -8487 9408 9408 -8523 9464 9464 -8579 9552 9552 -8667
SACHA-341D 10116 9270 -8384 10235 9382 -8496 10264 9410 -8524 10301 9445 -8559 10388 9528 -8642
SACHA-2B 9274 9274 -8405 9385 9385 -8516 9416 9416 -8547 9458 9458 -8589 9540 9540 -8671
SACHA-67 9243 9243 -8371 9349 9349 -8477 9383 9383 -8511 9440 9440 -8568 9527 9527 -8655
SACHA-67B 9254 9254 -8375 9360 9360 -8481 9396 9396 -8517 9453 9453 -8574 9540 9540 -8661
SACHA-52 9211 9211 -8357 9319 9319 -8465 9349 9349 -8495 9407 9407 -8553 9494 9494 -8640
SACHA-62 9293 9293 -8421 9400 9400 -8528 9432 9432 -8560 9461 9461 -8589 9561 9561 -8689
14
En la figura 2.8 se muestra el atributo sísmico error medio cuadrático RMS (Root Mean
Square) calculado para la ventana correspondiente al reservorio Napo U Inferior donde se
puede observar la distribución arenosa de la zona con una dirección preferencial noreste.
Figura 2.8. Atributo sísmico RMS en Napo U Inferior (Petroamazonas EP, 2017).
2.1.4. Mecanismos de producción de la arena U Inferior
En el campo Sacha y en especial el yacimiento Napo U Inferior se observa que el principal
mecanismo de empuje es el de expansión de roca y fluido y un aporte de energía por gas en
solución, por lo que no existe un fuerte soporte de presión y la presión ha disminuido
rápidamente (Petroamazonas EP, 2017).
En la figura 2.9 se observa un incremento en la eficiencia de recuperación producto de la
recuperación secundaria por inyección de agua que se implementó en algunas zonas del
reservorio U Inferior.
15
Figura 2.9. Mecanismos de producción del yacimiento U Inferior.
2.2. Generalidades Petrofísicas y de Fluidos
El proceso de inyección de agua se ve influenciado por las propiedades de la roca y los
fluidos, por esta razón es necesario analizar el efecto que ejercen estas propiedades en la
respuesta del yacimiento frente a la inyección.
2.2.1. Propiedades de la Roca
a) Porosidad
La porosidad representa el porcentaje en volumen de espacio poroso, que permite el
almacenamiento de fluidos.
Matemáticamente:
ø𝒂𝒃𝒔𝒐𝒍𝒖𝒕𝒂 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐸𝑐. 2.1
ø𝒂𝒃𝒔𝒐𝒍𝒖𝒕𝒂 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑔𝑟𝑎𝑛𝑜𝑠
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐸𝑐. 2.2
16
De acuerdo con la comunicación de los poros la porosidad se clasifica en: absoluta, efectiva
y no efectiva, estos tipos de porosidad se aprecian de manera gráfica en la figura 2.10.
Figura 2.10. Tipos de porosidad (Clark, 1969).
Tipos de porosidad
• Porosidad absoluta: es la relación entre el espacio poroso total y el volumen total de la
roca.
• Porosidad efectiva: esta porosidad es la que permite el flujo de fluidos en el yacimiento, es
la relación del volumen de los poros interconectados con el volumen total de la roca. La
calidad de esta propiedad se puede especificar según la tabla 2.3.
Tabla 2.3. Calidad de la Porosidad (Paris de Ferrer, 2009).
Calidad Porosidad, %
Muy buena >20
Buena 15-20
Moderada 10-15
Pobre 5-10
Muy pobre <5
• Porosidad no efectiva: es la diferencia que existe entre las porosidad absoluta y efectiva.
La figura 2.11 muestra la variación de la porosidad efectiva en la arena U Inferior.
17
En el área que se propone realizar la inyección este valor de la porosidad efectiva es 15%
en promedio.
Figura 2.11. Porosidad efectiva de la arena U Inferior (Petroamazonas EP - DY, 2017).
b) Saturación
Es la fracción de volumen poroso ocupada por agua, petróleo o gas. Matemáticamente puede
representarse con la siguiente ecuación:
𝑺𝒂𝒕𝒖𝒓𝒂𝒄𝒊ó𝒏 𝒅𝒆 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝐸𝑐. 2.3
Dependiendo de los fluidos presentes en el yacimiento se tiene:
𝑺𝒐 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜; 𝑺𝒘 =
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜; 𝑺𝒈 =
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 𝐸𝑐. 2.4
La saturación de cada fase se encuentra en el rango de 0 y 100 porciento. La suma de estas
saturaciones es igual al 100%.
𝑺𝒐 + 𝑺𝒈 + 𝑺𝒘 = 1 𝐸𝑐. 2.5
18
En la figura 2.12 se observa la saturación de petróleo del reservorio U Inferior, para el área
de estudio este valor es en promedio 68% a junio del 2017.
Figura 2.12. Saturación de petróleo del yacimiento U Inferior (Petroamazonas EP - DY, 2017).
Tipos de saturación
• Saturación de agua connata: es la saturación de agua que quedó atrapada en los poros de
la roca durante la formación de la roca. Generalmente se considera inmóvil sobre la zona
de transición; sin embargo, en la inyección, el agua que primero se produce tiene
composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por
la inyectada (Paris de Ferrer, 2009a)
• Saturación de petróleo crítica: representa la cantidad de petróleo que permanecen los poros
de la roca y para todos los propósitos prácticos no se mueve.
• Saturación de petróleo movible: es fracción del volumen poroso ocupado por petróleo
movible.
Se define por la siguiente ecuación:
19
𝑺𝒐𝒎 = 𝟏 − 𝑺𝒘𝒄 + 𝑺𝒐𝒄 𝐸𝑐. 2.6
Donde: Som = saturación de petróleo movible
Swc = saturación de agua connata
Soc = saturación de petróleo residual
• Saturación de petróleo remanente: cantidad de petróleo que va quedando después de un
proceso de desplazamiento de crudo mediante inyección de agua o gas, 𝑆or.
2.2.2. Propiedades de los fluidos
Las características principales de los fluidos a la presión actual del yacimiento de 1093 psi
se muestran en la tabla 2.4, estos datos fueron obtenidos de las propiedades PVT ingresadas en
el modelo estático-dinámico del campo.
Tabla 2.4. Datos PVT – arena U Inferior.
Propiedad Valor
°API 27,4
ρo (lb/ft3) 55,531
µo (cp) 1,16
Bo (rb/stb) 1,2971
Bg (rb/mscf) 2,55
Rs (scf/stb) 224
µw (cp) 0,2712
Bw (rb/stb) 1,04909
Cw (psi-1) 3.258E-6
ρw (lb/ft3) 62,652
Pr (psi) 1092,53
Tr (ºF) 221,5
Pb (psi) 1200
a) Factor Volumétrico (Bo)
Es la relación del volumen de petróleo a la presión y temperatura del yacimiento con el
volumen de petróleo a condiciones normales (Paris de Ferrer, 2009 b). A temperatura constante
del yacimiento, el factor volumétrico del petróleo varía en función de la presión como se
20
muestra en la figura 2.13. A presiones menores que la de burbuja el Bo disminuye por la
liberación de gas.
Figura 2.13. Factor volumétrico del petróleo de la arena U Inferior (Petroamazonas EP - DY, 2017).
b) Factor Volumétrico del Gas (Bg)
Es la relación del volumen de gas en el yacimiento con el volumen de gas a condiciones de
superficie (Paris de Ferrer, 2009c). El factor volumétrico del gas existe en yacimientos con
presiones menores a las de burbuja o yacimientos de gas. En el gráfico 2.14 se observa que Bg
aumenta con la disminución de presión.
Figura 2.14. Factor volumétrico del gas de la arena U Inferior (Petroamazonas EP - DY, 2017).
1,0000
1,0500
1,1000
1,1500
1,2000
1,2500
1,3000
1,3500
1,4000
0 1000 2000 3000 4000 5000Fact
or
volu
mét
rico
del
pet
róle
o (
PC
N/B
N)
Presión (psi)
Bo vs. Presión
1
10
100
1.000
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200
Fact
or
volu
mé
tric
o d
el g
as
(BY
/MP
CN
)
Presión (psi)
Bg vs. Presión
21
c) Relación de Solubilidad (Rs)
Es la cantidad de gas en pies cúbicos normales que a determinada presión y temperatura
están disueltos en un barril de petróleo a condiciones normales (Craft & Hawkins, 1968). La
relación de solubilidad permanece constante antes de la presión de burbujeo como se observa
en la Figura 2.15.
Figura 2.15. Relación de solubilidad de la arena U Inferior (Petroamazonas EP - DY, 2017).
d) Viscosidad del Petróleo (µo)
Representa la resistencia que el petróleo ejerce al movimiento, una baja viscosidad del
petróleo es un factor favorable para una alta recuperación por inyección de agua. Esta
propiedad afecta la razón de movilidad que a la vez controla la eficiencia de barrido de petróleo.
Figura 2.16. Viscosidad del petróleo de la arena U Inferior (Petroamazonas EP - DY, 2017).
0
100
200
300
400
500
0 1000 2000 3000 4000 5000
Rel
ació
n d
e so
lub
ilid
ad
(BY
/BN
)
Presión (psi)
Rs vs. Presión
0,000
0,500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
0 1000 2000 3000 4000 5000
Vis
cosi
dad
del
pet
róle
o (
CP
)
Presión (psi)
µo vs. Presión
22
e) Efecto de la viscosidad en la curva de flujo fraccional
En el siguiente gráfico se puede observar el efecto que genera la viscosidad del petróleo en
la curva de flujo fraccional.
Esta ilustración revela que independientemente de la mojabilidad del sistema, una
viscosidad alta de petróleo resulta en un aumento de la curva de flujo fraccional por lo que
existiría una menor recuperación de petróleo. En el caso del agua de inyección con altas
viscosidades se producirá una reducción general en fw, teniendo un desplazamiento más
eficiente.
Figura 2.17. Efecto de la viscosidad en la curva de flujo fraccional (Craig, 1982).
2.2.3. Propiedades del sistema roca-fluido
a) Permeabilidad
Se define como la capacidad del medio poroso para permitir el paso de fluidos a través de
él y se mide normalmente en darcies o milidarcies. Entre menos variación de permeabilidad en
23
el yacimiento se obtendrán mejores resultados en la inyección de agua. Por el contrario, si hay
gran variación el agua inyectada alcanzará la ruptura demasiado temprano en los estratos de
alta permeabilidad.
Tipos de permeabilidad
• Permeabilidad absoluta: es la medida de la permeabilidad si solo existiera un fluido
saturando 100% el espacio poroso. Normalmente su valor se obtiene de núcleos, con un
fluido de prueba que puede ser aire o agua.
• Permeabilidad efectiva: es la medida de la permeabilidad que existe cuando fluyen al
mismo tiempo varios fluidos en el medio poroso. Se designa como; ko, kw y kg que
representa la permeabilidad efectiva del petróleo, agua y del gas respectivamente. Su valor
debe especificarse junto con la saturación.
• Permeabilidad relativa: es la relación de la permeabilidad efectiva con la permeabilidad
absoluta. (Escobar, 2000). Es decir:
𝒌𝒓𝒐 =𝑘𝑜
𝑘; 𝒌𝒓𝒘 =
𝑘𝑤
𝑘; 𝒌𝒓𝒈 =
𝑘𝑔
𝑘 𝐸𝑐. 2.7
Donde: k = permeabilidad absoluta
kro = permeabilidad relativa del petróleo
krw = permeabilidad relativa del agua
krg = permeabilidad relativa del gas
En la figura 2.18 se representa las curvas de permeabilidad relativa del petróleo y del agua
de la arena U Inferior considerando el agua como fase humectante.
En la tabla 2.5 se identifican cuatro puntos importantes de las curvas de permeabilidad
relativa.
24
Figura 2.18. Permeabilidad relativa del petróleo y del agua (Petroamazonas EP - DY, 2017).
Tabla 2.5. Permeabilidades relativas.
Swc kro a Swc Soc krw a Soc
0,25 0,9 0,27 0,5
Al analizar el comportamiento de estas curvas observamos que con una saturación del 25%
la permeabilidad relativa del agua es cero por lo que sólo se producirá petróleo, pero al
incrementar la saturación de agua el valor de permeabilidad relativa del agua incrementa
rápidamente provocando la producción en conjunto de agua y petróleo. A una saturación de
agua del 73%, la permeabilidad relativa del petróleo es cero desde este punto sólo se extraerá
agua.
Los valores de permeabilidades relativas están vinculados a un alto grado de incertidumbre
por factores como: representatividad de las muestras, condiciones del laboratorio, etc. Lo cual
justifica su modificación durante el proceso del ajuste de historia.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
Per
mea
bili
dad
Rel
ativ
a
Saturación de agua (%)
Krw,Kro vs Sw
Krw Krw
25
a) Tensión superficial e interfacial
Es la fuerza que se produce en la interfase de dos fluidos inmiscibles por unidad de longitud
(Green & Willhite, 1998). Cuando estos dos fluidos son líquidos se denomina tensión interfacial
y cuando una de las fases es el aire o vapor se denomina tensión superficial. La tensión
interfacial o la superficial tienen las unidades de fuerza por unidad de longitud, dina/cm, y se
denotan por el símbolo 𝝈.
Figura 2.19. Ilustración de la tensión superficial (Green & Willhite, 1998).
A medida que la tensión interfacial se hace más baja, las dos fases se aproximan más a la
miscibilidad. Si este parámetro se hace despreciable, entonces existirá un único fluido saturando
el medio, el cual, fluirá más fácilmente.
a) Mojabilidad
Es la tendencia de un fluido a adherirse sobre una superficie sólida en presencia de otros
fluidos inmiscibles (Craig, 1982a). Considerando un sistema agua-petróleo-sólido, las energías
de superficie están relacionadas mediante la siguiente ecuación de Young-Dupre:
𝝈𝒐𝒔 − 𝝈𝒘𝒔 = 𝝈𝒐𝒘 𝒄𝒐𝒔𝜽𝒄 𝐸𝑐. 2.8
Donde: 𝝈𝒐𝒔= energía interfacial entre el petróleo y el sólido (dinas/cm)
𝝈𝒘𝒔 = energía interfacial entre el agua y el sólido (dinas/cm)
𝝈𝒐𝒘 = energía interfacial (tensión interfacial) entre el petróleo y el agua (dinas/cm)
𝜽𝒄= ángulo de contacto entre las interfaces petróleo-agua-sólido (grados)
26
Si 𝝈𝒘𝒔 ≥ 𝝈𝒐𝒔 la roca es mojada por el agua
Si 𝝈𝒐𝒔 ≥ 𝝈𝒘𝒔 la roca es mojada por el petróleo
Las energías interfaciales petróleo-sólido o agua-sólido no pueden medirse directamente.
Sin embargo, el ángulo de contacto y la tensión interfacial petróleo-agua pueden determinarse
independientemente en el laboratorio. El ángulo de contacto permite definir que fluido moja a
la superficie sólida. Como se observa en la figura 2.20 si 𝜃𝑐 medido a través de la fase de agua
es menor a 90º la roca es mojada por el agua, si 𝜃𝑐 es mayor a 90º la roca es mojada por el
petróleo. Cuando los ángulos de contacto son cercanos a 0º y a 180º se considera que la roca
es mojada fuertemente por el agua y el petróleo respectivamente. Los ángulos cercanos a 90º
determinan igual preferencia de la roca a ser mojada por agua que por petróleo.
Figura 2.20. Mojabilidad de un sistema petróleo-agua-sólido (Craig, 1982).
La inyección de agua se ve afectada por la mojabilidad del sistema. Si la roca se encuentra
mojada por el agua el petróleo tiende a desplazarse más fácilmente, debido a que la fase
mojante trata de ocupar los poros más pequeños mientras que la fase no-mojante invade los
canales abiertos, por lo que la fase mojante frecuentemente tiene baja movilidad.
27
b) Presión capilar
Es la diferencia de presión existente entre las fases no mojante y la mojante.
Matemáticamente se define de la siguiente manera:
Para un sistema agua-petróleo:
𝑷𝒄𝒘𝒐 = 𝑷𝒐 − 𝑷𝒘 𝐸𝑐. 2.9
Para un sistema gas-petróleo:
𝑷𝒄𝒈𝒐 = 𝑷𝒈 − 𝑷𝒐 𝐸𝑐. 2.10
Para un sistema gas-agua:
𝑷𝒄𝒈𝒘 = 𝑷𝒈 − 𝑷𝒘 𝐸𝑐. 2.11
Donde 𝑃𝑜 , 𝑃𝑤 𝑦 𝑃𝑔 representan la presión del petróleo, agua y gas respectivamente.
Por lo tanto, la presión capilar puede ser positiva o negativa dependiendo de la preferencia
de mojabilidad. La fase mojante tendrá siempre la presión más baja (Craig, 1982b).
Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento de petróleo dependen de la tensión
interfacial, de la geometría y tamaño de los poros y de las características humectantes del
sistema, y son realmente las fuerzas retentivas que impiden el remover todo el petróleo del
yacimiento.
La Fig. 2.21 muestra la curva de presión capilar del reservorio U Inferior para un sistema
agua-petróleo. La presión capilar aumenta con la disminución de saturación de agua. El mayor
valor de presión capilar 5,25 psi se tiene a la saturación de agua connata que es 0,25.
La presión capilar tiene un valor positivo lo que indica que el agua tiene una presión capilar
menor a la del petróleo y por ende la fase mojante es el agua.
28
Figura 2.21. Curva de presión capilar de la arena U Inferior (Petroamazonas EP - DY, 2017).
2.3. Teoría de Inyección de Agua
La inyección de agua es el principal método de recuperación secundaria que ha sido
implementado en los últimos tiempos en la industria hidrocarburífera, siendo el más utilizado
por tener un buen factor de recobro, fácil aplicación y por los bajos costos que requiere su
implementación.
Se conoce que la primera inyección de agua ocurrió en 1865, en el área de la ciudad de
Pithole Pennsylvania. En 1880, John F. Carll concluyó que el agua, al abrirse camino en el
pozo desde arenas poco profundas, se movería a través de las arenas petrolíferas y sería
benéfica para incrementar la recuperación de petróleo (Craig, 1982c). Posterior al año 1940, la
práctica de este método se propago velozmente y se obtuvieron buenos resultados de tasas de
inyección-producción, por lo que ha sido tema de estudio para mejorar su técnica de
implementación. Mantener la presión del reservorio y recuperar petróleo son la finalidad de la
inyección de agua.
00,25
0,50,75
11,25
1,51,75
22,25
2,52,75
33,25
3,53,75
44,25
4,54,75
55,25
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
Pre
sió
n c
apila
r (
psi
)
Saturación de agua (%)
Pc vs. Sw
29
2.3.1. Mecanismo de Desplazamiento
En un yacimiento homogéneo el desplazamiento de los fluidos en la inyección de agua se
puede presentar en las siguientes etapas: condiciones iniciales, invasión, llenado, ruptura y
posterior a la ruptura.
Figura 2.22. Etapas de la inyección de agua en un yacimiento homogéneo (Paris de Ferrer, 2001).
a) Condiciones iniciales
Antes de iniciar la inyección de agua amenudo la presión del yacimiento esmenor que la presión de burbuja. Las fasesde gas, petróleo y agua son uniformes.
b) La Invasión
El inicio de la inyección de agua genera unaumento de presión. El petróleo sedesplaza y forma un banco de petróleo.Este empuja al gas, parte del gas quedaatrapado. Detrás del banco de petróleo seforma el banco de agua, donde están elagua inyectada y el petróleo residual.
c) Llenado
Todo el gas excepto el atrapado sedesplaza de la porción inundada antes deque se produzca el petróleo, a esto sedenomina llenado. Durante este periodoel frente de petróleo viaja más rápido queel frente de agua hasta llegar a los pozosproductores.
d) Ruptura
Cuando se alcanza el llenado el avance delfrente continúa y la tasa de producciónaumenta. El comienzo de una producciónalta de agua muestra que se ha producidola ruptura del frente de agua.
e) Posterior a la Ruptura
En esta etapa la producción de aguaaumenta. Finalmente, la porción inundadadel yacimiento contendrá únicamentepetróleo residual y agua.
30
Figura 2.23. Desplazamiento de los fluidos en la inyección de agua (Paris de Ferrer, 2001).
31
2.3.2. Teoría de Desplazamiento Inmiscible
• Ecuación de Flujo Fraccional
Para el cálculo de la fracción del flujo total que es agua se aplica la teoría de flujo fraccional,
en cualquier punto del reservorio, suponiendo que se conoce la saturación de agua en ese punto
(Dake, 1998a).
𝑓𝑤 =𝑞𝑤
𝑞𝑤 + 𝑞𝑜 𝐸𝑐. 2.12
Implementando la ecuación de Darcy se obtiene:
𝑓𝑤 =1 +
𝑘𝑘𝑟𝑜𝜇𝑜
𝐴𝑞𝑡
(𝜕𝑃𝑐𝜕𝐿
− 𝑔∆𝜌𝑠𝑖𝑛𝛼𝑑)
1 +𝜇𝑤𝜇𝑜
𝑘𝑜𝑘𝑤
𝐸𝑐. 2.13
Consideraciones:
• Ley de Conservación de la Masa.
• Flujo unidireccional de dos fluidos inmiscibles.
• Medio poroso homogéneo y continuo.
• Los fluidos y el medio poroso son incompresibles.
Considerando un depósito horizontal (𝑠𝑖𝑛𝛼𝑑 = 0), y despreciando la presión capilar, la
ecuación de flujo fraccional se reduce a (Dake, 1998b).
𝑓𝑤 =1
1 +𝜇𝑤𝜇𝑜
𝑘𝑜𝑘𝑤
𝐸𝑐. 2.14
Puesto que el desplazamiento se da a una temperatura constante, las viscosidades de petróleo
y agua tienen valores fijos, la ecuación está en función de la saturación de agua y relaciona las
permeabilidades relativas. Su forma general es (figura 2.24):
:
32
Figura 2.24. Curva de flujo fraccional reservorio U Inferior.
• Teoría del Desplazamiento de Buckley-Leverett
Buckley-Leverett en 1942 establecieron la ecuación que describió el desplazamiento
inmiscible de petróleo por agua en una dimensión a través de medios porosos en su estudio
clásico de la teoría de flujo fraccional (Dake, 2001a).
Su solución implica el proceso de desplazamiento no capilar de dos fluidos inmiscibles
incompresibles en un sistema homogéneo unidimensional a presión y temperatura constante.
La teoría del flujo fraccional de Buckley-Leverett ha sido aplicada y generalizada para
estudiar los problemas de recuperación de petróleo mejorado (EOR) (Wu, Lai, & Miskimins,
2009).
El objetivo de Buckley y Leverett fue determinar la expresión de la velocidad de un plano
de saturación constante de agua que pasa a través de un tapón de núcleo, aplicando el principio
físico de conservación de masas para el desplazamiento a presión constante.
33
Figura 2.25. Flujo de agua a través de un elemento de volumen lineal (Adaptado de (Dake, 1998))
[𝑚𝑎𝑠𝑎
𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜]
𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎
− [𝑚𝑎𝑠𝑎
𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜]
𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎
= [𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑎𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑎
𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜]
𝑒𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛
𝐸𝑐. 2.15
[(𝑞𝑤𝜌𝑤)𝑥 − (𝑞𝑤𝜌𝑤)𝑥+𝑑𝑥] = 𝐴. ∅. 𝑑𝑥.𝜕(𝑆𝑤𝜌𝑤)
𝜕𝑡 𝐸𝑐. 2.16
Se deriva y se considera que la compresibilidad del fluido es intrascendente.
Considerando la definición de flujo fraccional, 𝑞𝑤 = 𝑞𝑡. 𝑓𝑤
[𝑣]𝑆𝑤= [
𝑑𝑥
𝑑𝑡 ]
𝑆𝑤
=𝑞𝑡
𝐴. ∅ [
𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 ]
𝑆𝑤
𝐸𝑐. 2.17
Resultando la ecuación de Buckley-Leverett (unidades absolutas):
𝑣 =𝑞𝑖
𝐴∅
𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 𝐸𝑐. 2.18
Donde: 𝒒𝒊 = La tasa de inyección constante
A = Área de sección transversal del tapón de núcleo
La ecuación 2.18 indica que la velocidad de un plano de saturación constante de agua es
directamente proporcional a la derivada del flujo fraccional evaluado para la misma saturación.
34
Para encontrar el punto de avance por el plano de saturación constate de agua se integra
entre el tiempo al comenzar la inyección y un tiempo cualquiera de recuperación:
[𝑥]𝑆𝑤=
1
𝐴. ∅ . [
𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 ]
𝑆𝑤
∫ 𝑞𝑡
𝑡
0
. 𝑑𝑡 𝐸𝑐. 2.19
Obteniendo el volumen acumulado de agua inyectada, 𝑊𝑖. Dependiente del tiempo de
inyección, la condición inicial es 𝑊𝑖 = 0 𝑐𝑢𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑡 = 0.
[𝑥]𝑆𝑤=
𝑊𝑖
𝐴. ∅ . [
𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 ]
𝑆𝑤
𝐸𝑐. 2.20
Las variables adimensionales 𝑋𝐷 = 𝑋
𝐿 donde L es la longitud del medio poroso y 𝑊𝑖𝐷 =
𝑊𝑖
𝐴.𝐿.∅ en donde 𝑊𝑖𝐷 es el número de volúmenes porales de agua inyectados también
denominado tiempo adimensional, 𝑡𝐷 = 𝑊𝑖𝐷 introduciendo a la ecuación 2.20 se obtiene:
[𝑥𝐷]𝑆𝑤= 𝑡𝐷 . [
𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 ]
𝑆𝑤
𝐸𝑐. 2.21
Encontrando así [𝑥𝐷]𝑆𝑤o correlativamente la distribución de la saturación de agua [𝑆𝑤𝐷
]𝑥.
Para esto se tiene que calcular la derivada del flujo fraccional con respecto a la saturación de
agua.
Figura 2.26. Derivada del flujo fraccional respecto de la saturación de agua, distribución de la velocidad de las saturaciones (adaptado de (Dake, 1998))
35
Figura 2.27. Distribución de la saturación de agua en función de la distancia adimensional y compensación de áreas para hallar el frente de choque (Dake, 1998)
Figura 2.28. La distribución de saturación de agua exponiendo el frente de choque (Dake, 1998)
El perfil de saturación antes del punto de ruptura podemos observar en la figura 2.28. Cierta
cantidad de agua ha sido inyectada por un tiempo, y en 𝑋1 la saturación de agua del plano
correspondiente logra su máximo valor, en 𝑋2 la saturación de agua es la saturación del frente
de choque. Es muy importante conocer la localización, valor de saturación y la saturación
promedia de agua detrás del frente.
Haciendo un balance de agua:
𝑊𝑖 = 𝑥2. 𝐴. ∅. (𝑆�� − 𝑆𝑤𝑐) 𝐸𝑐. 2.22
Y utilizando la ecuación de la integración del tiempo total desde el inicio de la inyección:
(𝑆�� − 𝑆𝑤𝑐) =𝑊𝑖
𝑥2. 𝐴. ∅=
1
[𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 ]
𝑆𝑤𝑓
𝐸𝑐. 2.23
36
[𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 ]
𝑆𝑤𝑓
=1 − 0
𝑆�� − 𝑆𝑤𝑐
𝐸𝑐. 2.24
Figura 2.29. Tangente a la curva de flujo fraccional, desde Sw=Swc. (Dake, 1998)
La tangente a la curva de flujo fraccional trazada desde el punto (𝑆𝑤𝑐, 𝑓𝑤 = 0) toca a la
curva en (𝑆𝑤𝑓, 𝑓𝑤(𝑆𝑤𝑓 )). La extrapolación de esa tangente intercepta a la recta horizontal de
fw=1, en el punto (𝑆��, 𝑓𝑤 = 1) (figura 2.29). De esta forma se encuentra el valor de la
saturación de agua en el frente de choque y la saturación promedio de agua por detrás de dicho
frente (Dake, 1998c).
Avance de frente de agua en el medio poroso
La distribución de la saturación de agua en el medio poroso se verá afectado por el volumen
de agua inyectado (Wi) y por ende del tiempo de inyección, tD.
[𝑥𝐷]𝑆𝑤= 𝑡𝐷 . [
𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 ]
𝑆𝑤
𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑆𝑤 ≥ 𝑆𝑤𝑓 𝐸𝑐. 2.25
𝑆𝑤 = 𝑆𝑤𝑐 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑆𝑤 ≤ 𝑆𝑤𝑓 𝐸𝑐. 2.26
Con esta ecuación se estiman valores para [𝑥𝐷]𝑆𝑤 para cada tiempo 𝑡𝐷
37
• Ecuación de Welge
Welge (1952) es un método que permite obtener el valor de la saturación promedio de agua,
posterior al punto de ruptura, 𝑆��. Esto se logra al integrar la distribución de la saturación de
agua en la distancia, 𝑆𝑤(𝑥) (Dake, 1998d).
𝑆�� =∫ 𝑆𝑤
𝑥2
𝑥1. 𝑑𝑥
𝑥2 − 𝑥1 𝐸𝑐. 2.27
Donde: 𝑥1= 0 entrada al medio poroso
Resolviendo la Ec. 2.27 se obtiene:
𝑆�� =∫ 𝑆𝑤
𝑥2
𝑥1. 𝑑 (
𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤
)
[𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤
]𝑆𝑤𝑓
𝐸𝑐. 2.28
𝑆�� =
𝑆𝑤 [𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤
]𝑆𝑤𝑓
+ (1 − 𝑓𝑤 |𝑠𝑤𝑓)
[𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤
]𝑆𝑤𝑓
𝑑𝑒𝑠𝑝𝑒𝑗𝑎𝑛𝑑𝑜 [𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 ]
𝑆𝑤𝑓
𝐸𝑐. 2.29
[𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 ]
𝑆𝑤𝑓
=(1 − 𝑓𝑤 |𝑠𝑤𝑓)
𝑆�� − 𝑆𝑤𝑓
𝐸𝑐. 2.30
La ecuación 2.30 se aplica para encontrar la saturación de agua a la salida (en el pozo
productor), en el punto de ruptura y luego de este.
Posterior al punto de ruptura, la saturación de agua y el flujo fraccional irán en aumento
conforme al tiempo en el pozo productor. La ecuación 2.32 muestra la saturación de agua y
flujo fraccional en la salida.
[𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤 ]
𝑆𝑤𝑒
=(1 − 𝑓𝑤𝑒)
𝑆�� − 𝑆𝑤𝑒
𝐸𝑐. 2.31
38
𝑆�� = 𝑆𝑤𝑒 +(1 − 𝑓𝑤𝑒)
[𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤
]𝑆𝑤𝑒
𝐸𝑐. 2.32
En la figura 2.30 se traza la tangente a la curva de flujo fraccional para los valores de 𝑆𝑤 >
𝑆𝑤𝑓 esta intercepta a la línea horizontal de 𝑓𝑤 = 1 en el punto que se quiere encontrar 𝑆��. Este
gráfico es muy importante para el cálculo del petróleo recuperable mediante la inyección de
agua después del punto de ruptura.
Figura 2.30. Tangente a la curva de flujo fraccional después del punto de ruptura. (Dake, 2001)
2.4. Macrodeplazamiento
2.4.1. Heterogeneidades
En un proyecto de recuperación secundaria la heterogeneidad del reservorio es un factor que
tiene gran influencia en el éxito de la inyección y es complicado medir su efecto.
2.4.2. Heterogeneidad Vertical
El parámetro más influyente en el barrido vertical es la permeabilidad y su grado de
variación atreves del reservorio (Dake, 2001b).
39
La estratificación vertical es fácil de detectar ya que el horizonte productor es generalmente
penetrado por varios pozos. Dentro de la pequeña área muestreada en cada pozo, datos de
registro y datos de núcleos brindan una buena indicación de la variación vertical en las
propiedades
En el caso de que la estratificación de la permeabilidad vertical sea representativa, es
probable que tenga mayor efecto durante la inyección de agua debido a que el paso de agua en
zonas de permeabilidad alta el avance de agua será a mayor velocidad y el tiempo de ruptura
será menor esto incide que en zonas menos permeables aun no haya barrido de petróleo
(Valencia, 2012).
a) Dykstra Parsons
Dykstra-Parsons en 1950 establecieron el concepto de coeficiente de variación de
permeabilidad V, que es una medida estadística de no-uniformidad y es una buena herramienta
para determinar el grado de heterogeneidad de un yacimiento. Este método trata sobre el
desplazamiento en reservorios estratificados, supone que el reservorio está compuesto de una
serie de capas individuales que solo se relacionan en el pozo y que cada capa tiene propiedades
homogéneas pero diferentes entre sí.
Se consideró que el flujo de aceite se describía mediante desplazamiento similar al pistón
en el que las propiedades estáticas de las capas individuales, tales como las saturaciones
iniciales, las porosidades y las permeabilidades relativas, se consideran iguales para cada capa
(Prince , DeHua, & Nagre, 2014).
La variación de permeabilidad Dykstra-Parsons se define con la fórmula:
𝑉𝐷𝑃 =𝑘50 − 𝑘84.1
𝑘50 𝐸𝑐. 2.33
40
Entonces una formación con coeficiente de uniformidad de cero implica que la propiedad
es constante en todo el espesor de la formación y una formación completamente heterogénea
con un valor igual a uno de coeficiente de uniformidad.
b) Coeficiente de Lorenz
Este coeficiente describe el grado de heterogeneidad que se tiene en una sección de arena
neta petrolífera, este varía entre cero, cuando se presentan reservorios completamente
homogéneos, y uno para reservorios completamente heterogéneos (Tarek, 2010a).
Considerando el gráfico de la distribución de la capacidad de flujo, representado por valores
de la capacidad de permeabilidad acumulada y la capacidad de volumen acumulada.
2.4.3. Heterogeneidad Areal
Incluye la variación areal de las propiedades de la formación (permeabilidad, espesor,
porosidad y Swc), factores geométricos como la posición de fallas y presencia de acuífero o
capa de gas. La medida la heterogeneidad areal son muy inciertos ya que sus mediciones son
indirectas (Dake, 2001c).
Las propiedades del yacimiento más difíciles de definir normalmente son el nivel y la
distribución de la permeabilidad. Estas son más variables que la porosidad y más difíciles de
medir. Sin embargo, un conocimiento adecuado de la distribución de permeabilidad es
importante para la predicción del agotamiento del yacimiento por cualquier proceso de
recuperación. Se puede ampliar la información en (Tarek, 2010b).
2.4.4. Eficiencia de desplazamiento
Se define como la fracción de petróleo móvil que ha sido recuperado de la zona de barrido
en un momento dado o del volumen poral inyectado (Tarek, 2010c).
41
La eficiencia de desplazamiento está totalmente dictada por la relación de movilidad y la
heterogeneidad (Dake, 2001d).
𝐸𝐷 =𝑆�� − 𝑆𝑤𝑖
1 − 𝑆𝑤𝑖=
1 − 𝑆𝑜𝑟 − 𝑆𝑤𝑖
1 − 𝑆𝑤𝑖 𝐸𝑐. 2.34
Donde: 𝑆�� = saturación promedio de agua en el área de barrido
𝑆𝑤𝑖 = saturación de agua inicial al inicio de la inyección
𝑆𝑜𝑟 = saturación residual del petróleo
2.4.5. Eficiencia de Desplazamiento Vertical (𝑬𝒗)
Se considera que es la fracción de la sección vertical del reservorio contactada por los
fluidos inyectados.
𝑬𝒗 =Á𝑟𝑒𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑡𝑖𝑐𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎
Á𝑟𝑒𝑎 𝑣𝑒𝑟𝑡𝑖𝑐𝑎𝑙 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑏𝑙𝑒 𝐸𝑐. 2.35
2.4.6. Eficiencia de Desplazamiento Areal (𝑬𝑨)
Es la fracción de área horizontal del reservorio que es barrido por el fluido desplazante.
𝑬𝑨 =Á𝑟𝑒𝑎 ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎
Á𝑟𝑒𝑎 ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑏𝑙𝑒 𝐸𝑐. 2.36
La heterogeneidad afecta la recuperación del petróleo a través de su influencia en la
eficiencia de barrido vertical y areal según la siguiente ecuación:
𝑁𝑃
𝑁= 𝐸𝑣 . 𝐸𝐴 𝐸𝑐. 2.37
Donde: 𝑵𝑷
𝑵 recuperación fraccional de volumen de petróleo del yacimiento.
42
2.4.7. Eficiencia de Desplazamiento Volumétrica
Es la fracción de volumen de yacimiento que ha sido alcanzado por el fluido desplazante,
resultado total que depende del patrón de inyección seleccionado, espaciamiento entre pozos,
las fracturas en el yacimiento, la permeabilidad y heterogeneidad areal y vertical, etc.
𝐸 = 𝐸𝐴 . 𝐸𝑣 𝐸𝑐. 2.38
Donde: 𝐸 = Eficiencia Volumétrica (fracción)
𝐸𝐴 = Eficiencia de barrido Areal (Fracción)
𝐸𝑣 = Eficiencia de barrido Vertical (Fracción)
2.4.8. Movilidad
Es la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento. Se calcula como la relación
entre la permeabilidad efectiva de un fluido y la viscosidad del mismo (Paris de Ferrer, 2001a).
La movilidad del petróleo, agua, y gas se expresa de la siguiente forma:
𝝀𝒐 =𝑘𝑜
µ𝑜; 𝝀𝒘 =
𝑘𝑤
µ𝑤; 𝝀𝒈 =
𝑘𝑔
µ𝑔 𝐸𝑐. 2.39
2.4.9. Razón de movilidad
Es la relación de la movilidad de la fase desplazante agua o gas, con la movilidad del fluido
desplazado: petróleo. En la inyección de agua representa la velocidad máxima del flujo de agua
sobre la del petróleo (Paris de Ferrer, 2001b). La razón de movilidad M es igual a:
𝑴 =
𝑘𝑤µ𝑤
𝑘𝑜 µ𝑜
=
𝑘𝑟𝑤𝑘µ𝑤
𝑘𝑟𝑜 𝑘µ𝑜
=𝑘𝑟𝑤µ𝑜
𝑘𝑟𝑜µ𝑤 𝐸𝑐. 2.40
-Si M=1, el petróleo y el agua se mueven a la misma velocidad.
-Si M < 1, el agua se mueve más lento que el petróleo y por lo tanto lo desplaza de una manera
perfecta como un pistón dando lugar a una alta eficiencia de desplazamiento. Figura 2.31-a.
-Si M > 1, el agua avanza más rápido que el petróleo y se canaliza a través del petróleo dando
lugar a una baja eficiencia de desplazamiento. Figura 2.31-b.
43
Figura 2.31. Desplazamiento del agua durante la inyección (Dake, 2001).
2.5. Tipos de Inyección
De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua
puede ser periférica o en arreglos.
Figura 2.32. Tipos de inyección de agua (Paris de Ferrer, 2001).
Actualmente es posible ubicar los pozos inyectores y productores en forma irregular
tratando de aprovechar las características del yacimiento y optimizando el número de pozos
mediante una idea clara de las características de flujo y descripción sedimentológica del
yacimiento.
Tipos de Inyección
Periférica o externa
Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.
Ventajas.
-Se utilizan pocos pozos.
-No se requiere buena descripción del yacimiento.
-Rinde un recobro alto con un mínimo de producción de agua.
Desventajas.
-Una porción de agua no se utiliza para desplazar el petróleo.
-No es posible lograr un seguimiento del frente de invasión.
-El proceso de invasión y desplazamiento es lento.
En arreglos o dispersa
Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta
zona y desplaza los fluidos hacia los pozos productores.
Ventajas.
-La invasión es más rápida, debido a pequeña distancia inyector-productor.
-Elevadas eficiencias de barrido areal.
-Buen control del frente de invasión.
Desventajas.
-Requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.
-Es más riesgosa.
-Exige un mayor control.
44
2.5.1. Arreglo de Pozos
En campos antiguos en los cuales se está implementando métodos de recuperación
secundaria, se tiene un espaciamiento de pozos irregular. Actualmente se tiene mayor
importancia a los arreglos apropiados de los pozos en su espaciamiento y perforaciones, para
obtener mayor recuperación de petróleo (Satter, Iqbal, & Buchwalter, 2007a).
Los factores que más influyen en la selección del tipo de arreglo son: la forma original en
que ha sido producido el yacimiento, la permeabilidad, la viscosidad de los fluidos, la razón de
movilidad, la estructura y geología del yacimiento; por esto a veces se utilizan arreglos
irregulares.
• Drenaje en línea recta, en la que participan inyectores y productores en línea recta.
• Drenaje en línea alternada, con inyectores y productores en línea alternada
• Drenaje regular de 5 puntos, incluyendo cuatro inyectores en las esquinas y el productor en
el centro.
• Drenaje invertido de 5 puntos, incluyendo cuatro productores en las esquinas y el inyector
en el centro
• Drenaje regular de 7 puntos, incluyendo seis inyectores en las esquinas y el productor en el
centro.
• Drenaje invertido de 7 puntos, incluyendo seis productores en las esquinas y el inyector en
el centro
• Drenaje regular de 9 puntos, incluyendo ocho inyectores en las esquinas y el productor en
el centro
• Drenaje invertido de 9 puntos, incluyendo ocho productores en las esquinas y el inyector
en el centro.
45
Figura 2.33. Diferentes tipos de arreglos de pozos (Glosario Schlumberger, 2017).
Drenaje en línea recta Drenaje en línea alternada
Drenaje invertido de 5 puntos Drenaje regular de 5 puntos
Drenaje invertido de 7 puntos Drenaje regular de 7 puntos
Drenaje regular de 9 puntos Drenaje invertido de 9 puntos
46
En patrones regulares, los pozos productores están ubicados en la parte central, rodeado de
inyectores, en patrones invertidos los inyectores se encuentran en medio del patrón, y los
productores hacia las esquinas.
En proyecto de inyección de agua, el patrón inyector / productor y el espaciamiento de pozos
pueden cambiar en el tiempo que dure el proyecto, con el objeto de mejorar la recuperación de
petróleo.
Se pueden convertir pozos productores a inyectores en ciertas etapas, teniendo como base
estudios de simulación de yacimientos y análisis económico. El plan de desarrollo depende del
aumento esperado en la recuperación y si el petróleo incremental justifica el gasto de capital y
los costos operativos (Satter, Iqbal, & Buchwalter, 2007b).
Es mejor primero producir un pozo y luego convertirlo en un inyector. Un buen pozo
productor será un buen inyector.
La variación del espaciamiento está influenciada por:
• Transmisibilidad de la formación
• Viscosidad del petróleo
• Heterogeneidad del reservorio
• Presión de inyección óptima
• Tiempo de la recuperación
La baja permeabilidad de las rocas, un alto grado de heterogeneidad del reservorio, petróleo
pesado y una presión de inyección relativamente influyen para tener un espaciamiento más
estrecho de los pozos y lograr buenos resultados de inundación. Por tal motivo los gastos de
producción, incluido el costo de producción por barril de petróleo, tienden a ser elevados.
47
Tabla 2.6. Coomparacion de patrones de inyeccion de agua (Satter, Iqbal, & Buchwalter, 2007 )
Patrón P/I Regular P/I Invertido d/a EA % Geometría
Drenaje en línea recta 1 - 1 56 Rectángulo
Drenaje en línea alternada 1 - 1 78
Drenaje 5 puntos 1 1 0.5 72 Cuadrado
Drenaje 7 puntos ½ 2 0.866 Triángulo equilátero
Drenaje 9 puntos 1/3 3 0.5 80 Cuadrado
Donde: P: número de pozos productores.
I: número de pozos inyectores.
d: distancia desde un inyector a la línea que conecta los dos pozos productores.
a: distancia entre pozos en línea en patrones regulares.
𝐸𝐴: eficiencia de barrido areal de para una relación de movilidad agua/aceite (M = 1).
Considera una formación homogénea.
2.5.2. Factores que Afectan la Selección de Modelo de Inyección de Agua
En la planeacion de una inyección de agua se debe considar que el arreglo propuesto cumpla
con las siguientes consideraciones (Craig, 1982d).
• Proporcionar la producción de petróleo deseada.
• Proporcionar una cuota de inyección de agua sufiente para obtener la productividad de
aceite deseada.
• Aumentar la recuperación de petróleo con poca producción de agua.
• Aprovechar las faltas de uniformidad conocidad del yacimento; como la permeabilidad
direcional, diferencias regionales de permeabilidad, fracturas de la formación, inclinación
etc.
• Aprovechar el arreglo de pozos existente y requerir un mínimo de pozos nuevos.
• Ser compatible con las operaciones de inyección de otros operadores en predios adyacentes.
• La selección se puede hacer principalmente sobre la base de la relación de movilidad agua-
petroleo, pero la heterogeniedad del yacimiento es muy importante.
48
2.6. Cálculo del Petróleo Recuperable
2.6.1. Antes del Punto de Ruptura
Antes del punto de ruptura donde el desplazamiento es incompresible y como aún no se ha
producido agua, el volumen de petróleo producido va a ser igual al agua inyectada (Dake,
2001e):
𝑁𝑝𝑑 = 𝑆�� − 𝑆𝑤𝑐 = 𝑊𝑖𝑑 (𝑃𝑉) 𝐸𝑐. 2.41
El 𝑁𝑝𝑑 𝑦 𝑊𝑖𝑑 se aprecian como la inversa de la pendiente de la curva de flujo fraccional,
pudiendo así calcular el tiempo al punto de ruptura.
𝑡𝑏𝑡 =𝑊𝑖𝑑𝑏𝑡
𝑞𝑖𝑑 𝐸𝑐. 2.42
𝑊𝑖𝑑 =𝑊𝑖
𝐴. 𝐿. ∅=
1
[𝑑𝑓𝑤𝑑𝑆𝑤
]𝑆𝑤𝑏𝑡
𝐸𝑐. 2.43
Donde 𝑞𝑖𝑑 es el caudal de agua inyectado que es adimensional con respecto del volumen
poral.
𝑡 =𝑊𝑖𝑑 𝑥 (𝑜𝑛𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒)
𝑞𝑖 𝑥 5.615 𝑥 365 [
pie3
pie3 año⁄] 𝐸𝑐. 2.44
2.6.2. Después al Punto de Ruptura
Posterior al punto de ruptura la ecuación 2.43 todavía es válida, los valores de 𝑊𝑖𝑑 y de 𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤
cambian gradualmente a medida que la inundación se mueve a través del reservorio.
Aplicando la ecuación de Welge:
𝑆�� = 𝑆𝑤𝑒 + (1 − 𝑓𝑤𝑒)𝑊𝑖𝑑 𝐸𝑐. 2.45
Finalmente sustrayendo 𝑆𝑤𝑐 en ambas partes
𝑁𝑝𝑑=𝑆�� − 𝑆𝑤𝑐 = (𝑆𝑤𝑒 − 𝑆𝑤𝑐) + (1 − 𝑓𝑤𝑒)𝑊𝑖𝑑 𝐸𝑐. 2.46
49
Para cada valor de 𝑆𝑤𝑒 se estima 𝑓𝑤𝑒 y se determina [𝑑𝑓𝑤
𝑑𝑆𝑤]
𝑆𝑤𝑒
en ese punto, su inversa es 𝑊𝑖𝑑
Considerando que los fluidos incomprensibles, el agua inyectada sustituye en el medio
poroso al petróleo producido.
Figura 2.34. Recuperación de petróleo en función del agua inyectado, PV (Dake, 1998).
2.7. Facilidades de Campo para la Inyección de Agua
2.7.1. Proceso de Inyección Actual
La planta de tratamiento de agua del bloque 60 está ubicada en la estación Norte 1, en la vía
Sacha-Lago Agrio kilómetro 3. El volumen actual de inyección es de 20.510 bbls de agua por
día. Actualmente, de los pozos inyectores, se encuentran operativos 4 pozos que inyectan en la
arena Napo U Inferior y Napo T Inferior, dando un promedio de 2930 bbls de agua por día por
pozo por arena, y se reinyecta aproximadamente 72.066 bbls de agua diarios.
El procedimiento del tratamiento de las aguas de producción consta de:
El agua de formación obtenida del proceso de deshidratación en el tanque de lavado en la
estación Norte 1 es desplazada hacia la planta de tratamiento con ayuda de dos bombas
centrifugas (Bomba Durco Q=40.000, P=100 psi). Posterior a esto el agua de formación pasa
por un proceso de tratamiento y se almacena en un tanque de 10.000 bbls. Se cuenta con cuatro
bombas de alta presión (Bombas Quintuplex National Q=6.000, P=1.500 psi) que succionan el
agua del tanque para su posterior inyección.
50
Los pozos inyectores SAC-INY-03, SAC-INY-04, SAC-INY-05 y SAC- INY-06, tienen
una línea en común de 8”. El pozo SAC-INY-0.3 se ramifica frente al pozo SAC-36, con una
línea de 8” hasta el pozo SAC-INY-04, después de esta continua hasta llegar a los inyectores
SAC-iny-05 y SAC-INY-06.
2.7.2. Tratamiento del Agua
El objetivo de tratar el agua es lograr la calidad de agua propicia para la inyección. Los
parámetros de calidad del agua requeridos son de 20 a 30 ppm para sólidos suspendidos totales
y de concentración de petróleo menor a 20.
En un tratamiento adecuado del agua de formación se toma en cuenta los siguientes
parámetros, con un control a través de los análisis físico-químico:
• pH
• Temperatura
• Cloruros
• Alcalinidad
• Dureza total
• Dureza Cálcica
• Dureza Magnésica
• Hierro
• Sulfatos
• Residual de inhibidos de escala
• Turbidez
• H2S
Los valores en el sistema son comparados con los valores que se obtuvieron de la estadística
de los tratamientos anteriores.
Tabla 2.7. Parámetros Fisicoquímicos del Agua Tratada (Petroamazonas EP, 2017)
Parámetro Valor de trabajo Valor estadístico Observación
Turbidez (NTU) 28-126 <1 Sistema cerrado
SST (ppm) 10-265 <2 Sistema cerrado
Fe (ppm) <6 <5
Cloruros (ppm) 2500-6500 <5000 Depende de la arena
H2S agua (ppm) 0,5-1,2 <1 Bacterias
CO2 agua (%) 50-120 <70 Depende H2S gas
Oxígeno (ppm) 0 0 Sistema cerrado
Aceite en agua (ppm) 33025 <2 Tratamiento de deshidratación
El tratamiento químico que se le da a el agua de formación consta de: inhibidor de corrosión,
inhibidor de escalas, dispersante de sólidos y biocidas para garantizar los parámetros óptimos
51
de operación del sistema libre de bacterias sulfo-reductoras, escala, corrosión y sólidos. La
concentración de cada químico depende de las características de agua de formación y está a
cargo de la Empresa encargada del tratamiento químico.
2.7.3. Proceso de Inyeccion de Agua en el Área de Estudio
Figura 2.35. Esquema de proceso de inyección en el área piloto (Petroamazonas EP, 2017)
El sistema incluye las válvulas y los instrumentos necesarios para el monitoreo y control de
la presión y flujo de inyección, así como también la conexión del equipo de separación de
sólidos e hidrocarburos si fuera necesario para lograr la calidad de agua requerida.
El agua para inyección se trata en cabeza de pozo con químicos: inhibidor de corrosión,
inhibidor de escalas, dispersante de sólidos y biocida para garantizar los parámetros óptimos
de operación del sistema libre de bacterias sulfo-reductoras, escala, corrosión y sólidos.
Luego fluye a un medidor de flujo para contabilizar el volumen de agua inyectado a la
formación receptora, y finalmente es inyectada con la presión suministrada por la bomba del
pozo inyector.
Posteriormente, según el presupuesto, se mejorará la planta de tratamiento de agua que
consistirá en un tren de procesos físico-químicos de acondicionamiento del agua, basado en
tiempos de residencia, filtración y adición de químicos que ayudarán a reducir el contenido de
52
hidrocarburos y sólidos en suspensión a través de toda la planta de tratamiento. El diseño de
esta planta estará basado en los resultados del piloto y la caracterización del agua a tratas (agua
asociada a la producción de crudo de la zona) (Petroamazonas EP, 2017).
2.8. Indicadores financieros
Existen diversos indicadores financieros que permiten determinar la rentabilidad de un
proyecto de inversión, para este estudio se consideraron el VAN (valor actual neto), TIR (tasa
interna de retorno) y el PRI (periodo de recuperación de la inversión).
2.8.1. Flujo neto de caja
El flujo de caja o flujo de fondos se calcula de la resta de los cobros menos los pagos que se
generan en un proyecto de inversión. En este proyecto se lo determinó con la siguiente
ecuación:
𝑭𝒍𝒖𝒋𝒐 𝒅𝒆 𝒄𝒂𝒋𝒂 = 𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 (𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜) − 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 (𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜) 𝐸𝑐. 2.47
2.8.2. Valor Actual Neto
Se calcula sumando los flujos de caja futuros, actualizados a la tasa de interés del
inversionista, menos la inversión inicial. A veces, al último flujo de caja se le suma el valor
residual de la inversión. Este es el precio al que se puede vender el activo al final de su vida
útil. El VAN se puede obtener con la siguiente ecuación:
𝑉𝐴𝑁 = −𝑆𝑜 + ∑𝑆𝑡
(1 + 𝑖)𝑡
𝑛
𝑡=1
𝐸𝑐. 2.48
𝑉𝐴𝑁 = −𝑆𝑜 +𝑆1
(1 + 𝑖)1+
𝑆2
(1 + 𝑖)2+ . . . +
𝑆𝑛 + 𝑉𝑅
(1 + 𝑖)𝑛 𝐸𝑐. 2.49
Donde: 𝑆𝑡 = flujo de neto de caja del período t
𝑆𝑜 = inversión inicial
𝑖 = tasa de descuento del inversionista
VR= valor residual de la inversión
53
Se deben tomar las siguientes consideraciones:
Si VAN = 0: No hay ni ganancias ni pérdidas
Si VAN > 0: La inversión genera ganancias
Si VAN < 0: La inversión genera pérdidas
2.8.3. Tasa Interna de Retorno
Es la tasa para la cual el VAN se hace cero. El valor presente de los cobros con el valor
presente de los pagos se igualan, es decir donde el negocio no tiene ni pérdidas ni ganancias
(Fontaine, 2008). Se obtiene mediante la siguiente ecuación:
0 = −𝑆𝑜 + ∑𝑆𝑡
(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑡
𝑛
𝑡=1
𝐸𝑐. 2.50
0 = −𝑆𝑜 +𝑆1
(1 + 𝑇𝐼𝑅)1+
𝑆2
(1 + 𝑇𝐼𝑅)2+ . . . +
𝑆𝑛 + 𝑉𝑅
(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛 𝐸𝑐. 2.51
Donde: 𝑆𝑡 = flujo de efectivo neto del período t
𝑆𝑜 = inversión inicial
𝑇𝐼𝑅 = tasa interna de retorno
VR= valor residual de la inversión
Se deben tomar las siguientes consideraciones:
Si TIR > i: Se acepta realizar la inversión
Si TIR < i: Se rechaza la inversión
Si TIR = i: Es indiferente
2.8.4. Periodo de Recuperación de la Inversión
Es el tiempo en el que se recupera la inversión inicial. Se debe descontar a la inversión
inicial los flujos de cada año, hasta ver cuánto tiempo es necesario para cubrir la inversión.
Mientras menor sea el PRI se recuperará más rápidamente la inversión y el proyecto será
económicamente más rentable.
54
CAPITULO III DISEÑO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de Estudio
El presente trabajo de titulación es de tipo proyecto interactivo porque identifica los cambios
que ocurren con la aplicación del proyecto de inyección de agua a partir de diferentes
escenarios de simulación. El estudio es de campo porque la información proporcionada por
Petroamazonas EP corresponden a datos del campo Sacha y de carácter prospectivo ya que los
resultados que se obtengan de la simulación serían una contribución para la ejecución del
proyecto piloto.
3.2. Universo y muestra
El universo constituye la arena productora Napo U Inferior del campo Sacha que esta
conformado por 401 pozos entre productores, pozos cerrados e inyectores.
Se tomó como muestra ocho pozos correspondientes al área del proyecto piloto de inyección
de agua ubicados al Suroeste del campo.
3.3. Métodos y técnicas de recopilación de datos
Los datos fueron obtenidos a partir de fuentes primarias porque estos provienen
directamente de la muestra, bajo la autorización de Petroamazonas EP las fuentes primarias
son:
• Los modelos estático y dinámico de la arena Napo U del campo Sacha.
• Información de historiales de producción y workover de pozos del área piloto.
• Diagrama de Completaciones de Pozos.
• Datos PVT del reservorio U Inferior.
• Información de la planta de tratamiento de agua de formación.
• Análisis físico-químico del agua de formación.
55
Se detallará la metodología para la recopilación de la información pertinente incluyendo la
toma de muestras en caso de ser necesarias
3.4. Procesamiento y análisis de información
Una vez recopilados los datos del yacimiento y de los pozos involucrados en el ensayo piloto
se realiza un procesamiento electrónico, con la siguiente secuencia:
Entrada: Se tiene los datos iniciales a partir del modelo estático visualizado en Petrel y la
simulación en Eclipse 100 en el que consta el ajuste de historia de producción y presión de la
arena U Inferior hasta septiembre del 2014. Se realiza el recorte del modelo estático - dinámico
considerando la zona de interés para la inyección y una revisión de los historiales de
producción, workover y completaciones de los pozos para la actualización del historial de
producción del área de interés hasta junio del 2017.
Proceso: Se analiza mediante registros eléctricos que exista una correlación de los pozos del
área piloto en la que se evidencia continuidad y buenas propiedades el área piloto de inyección.
Se recoge los datos necesarios para hacer un análisis de flujo fraccional que se tiene en el área
piloto, se usa hojas electrónicas de cálculo (Excel) para este proceso. Con el ajuste de historia
y establecido el arreglo de pozos en la zona de interés en Petrel, se empieza con el
procesamiento de datos para realizar Predicciones de Caso Base e Inyección de agua en
distintos escenarios de arreglos de pozos y caudal de inyección con el simulador Eclipse 100.
Salida: Una vez realizado el procesamiento de datos para las predicciones en distintos
escenarios para la inyección de agua en el simulador Eclipse se tabuló los resultados
considerando el factor de recobro. Finalmente se selecciona el mejor escenario de simulación
para realizar el analisis económico mediante la herramienta Excel™ que calculara la Tasa
Interna Rendimiento del proyecto, determinando si es oportuno que su aplicación en el
yacimiento U Inferior del campo Sacha.
56
3.5. Presentación de resultados
Se realizarán matrices realizadas en Excel y gráficas a partir de los resultados del método
de predicción que ayuden a visualizar el comportamiento de los yacimientos ante la inyección.
Se tabularon y emitieron criterios de la información recopilada fundamentado en el marco
teórico planteado en este proyecto.
3.6.Flujo de trabajo
Figura 3.1. Flujo de trabajo para inyección de agua.
Flujo de trabajo
Recopilación de datos del yacimiento
Modelo estático-dinámico
Estado de los pozos del área de interés
Análisis Económico
Inyección de agua Simulación
Análisis del área piloto
Historial de producción de los
pozos
Identificación de Intervalos de perforación
VAN-TIR-PRI
Predicciones
Resultados
Líneas de flujo Streamlines
Corte del modelo del área de interés
Estrategia de Ajuste Ajuste de Historia Actualización del
historial del área de interés
Caso base
Casos de inyección
Factor de recobro
Petróleo incremental
Heterogeneidad del reservorio
Dykstra Parson
Inyección de agua Teoría de flujo
fraccional
Arreglo de pozos
Ecuación de Avance Frontal Buckley y
Leverett
57
CAPÍTULO IV: RESULTADOS
4.1. Estado de los Pozos del Área Piloto
El proyecto piloto propuesto incluye dos escenarios el primero un arreglo invertido de cinco
pozos los cuales se encuentran en producción. El segundo escenario un arreglo invertido de
siete pozos, planteando activar pozos que están fuera de producción. Se tiene el ajuste histórico
del área piloto hasta el 1 de junio del 2017 (Figura 4.9):
• Pozo inyector Sacha-200D
• Cuatro pozos en producción: Sacha-67B, Sacha-52, Sacha-153, Sacha-179H
• Tres pozos cerrados: Sacha-151, Sacha-123, Sacha-333
La fecha inicial de inyección en el pozo Sacha-200D fue el 1 de agosto de 2017, los dos
pozos reactivados fueron puestos a producir en agosto 1 de 2017, al mismo tiempo de iniciar
la inyección de agua y el tiempo de predicción va hasta 1 de agosto del 2027.
El tiempo puede variar según los requerimientos de análisis. Así se tuvo un piloto donde se
varió los caudales de inyección hasta determinar el caudal óptimo para obtener un factor de
recobro aceptable.
El área de estudio posee un pozo inyector y siete productores, que se detalla en la Tabla 4.1.
Tabla 4.1. Estado Actual de los Pozos (Petroamazonas EP)
Pozo Distancia Estado Fecha Bfpd Bppd Bsw %
Sacha-179HUI 720 Produce 29-jun-17 601 577 4
Sacha-067BU 493 Produce 09-jun-17 148 147 1
Sacha-153UI 1614 Produce 02-jul-17 507 497 2
Sacha-052BUI 1475 Produce 05-jul-17 382 275 28
Sacha-151BUI 1393 Cerrado 15-oct-14 99 40 60
Sacha-123UI 1104 Cerrado 01-jul-12 159 46 71
Sacha-333UI 1334 Cerrado 01-ago-12 63 62 2
Sacha-200D Cerrado el 28 de septiembre del 2010 por alto BSW, pozo queda sin tubería
58
4.2. Correlación Estratigráfica
El análisis de la continuidad de la arena nos permite establecer la dirección del flujo de
fluidos en el yacimiento. Se debe considerar la continuidad de las propiedades de la roca como
permeabilidad, porosidad y saturación de hidrocarburo al determinar la factibilidad de aplicar
inyección de agua en el yacimiento.
En la figura 4.1 se observa la correlación estratigráfica E-O entre los pozos Sacha-151,
Sacha-200 y Sacha-179H. Se muestra la continuidad del reservorio arenisca U Inferior
propuesto como nivel de inyección en el pozo Sacha-200D.
La Figura 4.2 representa la correlación estratigráfica de la arena U Inferior de los pozos
Sacha-153, Sacha-123, Sacha-67B, Sacha-200D, Sacha-333. En sentido NE-SW la potencia de
la arena va disminuyendo. En el análisis de registros eléctricos de los pozos se observa zonas
permeables, porosas y con presencia de hidrocarburo mostrando una mejor calidad de arena
hacia el norte de la formación U Inferior.
Figura 4.1. Correlación Estratigráfica E-O
59
Figura 4.2. Correlación Estratigráfica NE-SW
60
4.3.Arreglo de Pozos
Figura 4.3. Arreglo invertido de 5 pozos (Petroamazonas EP - DY, 2017).
(a) (b)
Figura 4.4. Arreglo invertido de 7 pozos (Petroamazonas EP - DY, 2017).
61
Considerando el tipo de arreglo entre pozos inyectores y productores, se presenta el barrido
en el yacimiento, lo que influye en la eficiencia de desplazamiento porque que se tiene
diferentes barridos y distribuciones del flujo a lo largo y ancho del área piloto. Considerando
la distribución de los pozos en el área se tiene los siguientes escenarios de arreglos de pozos
para la simulación:
• Arreglo invertido de cinco pozos Figura 4.3 que consta de cuatro pozos productores (Sacha-
179H, Sacha-52, Sacha-153 y Sacha-67B) y un pozo inyector Sacha-200D.
• Arreglo invertido de siete pozos Figura 4.4a que consta de seis pozos productores (Sacha-
179H, Sacha-52, Sacha-153, Sacha-151D, Sacha-123 y Sacha-67B) y un pozo inyector
Sacha-200D.
• Arreglo invertido de siete pozos Figura 4.4b que consta de seis pozos productores (Sacha-
179H, Sacha-52, Sacha-153, Sacha-151D, Sacha-333 y Sacha-67B) y un pozo inyector
Sacha-200D propuesta con reactivación de pozos, en la arena U Inferior.
4.4. Historial de Producción de Pozos del Área de Estudio
Se realizó la revisión del comportamiento de cada uno de los pozos productores que
conforman el área de estudio.
Los pozos cercanos al Sacha-200D son: Sacha-67B, Sacha-52, Sacha-153, Sacha-179H,
Sacha-151, Sacha-123 y Sacha-333.
• Sacha-200
Este pozo será convertido a pozo Inyector en la zona sur. Fue puesto en producción en la
arenisca Hollín Inferior en septiembre del 2009. Su producción inicial fue de 600 BPPD con
50% de corte de agua. En Julio del 2010, la producción declina y fue de 35 BPPD con 98% de
corte de agua. En septiembre del 2010 se disparó con TCP (operaciones de disparo con
herramientas transportadas con la tubería de producción) la arena Napo U Inferior para ser
62
evaluada teniendo baja producción. Durante la intervención del pozo se bajaron elementos de
presión para registrar parámetros de fondo. Los resultados de la Figura 4.5 indican que la
presión estática del reservorio es 1093 PSI.
Figura 4.5. Prueba de Presión (Petroamazonas EP, 2017)
• Sacha-179H
Este pozo fue puesto en producción en la arenisca U Inferior en marzo del 2007, con 480
BPPD y un corte de agua del 60 %. El 5 de febrero de 2016 se realizó un trabajo de pulling en
el pozo exitosamente y se incrementa la producción a 692 BPPD con 25% de corte de agua al
63
12 de febrero del 2016. Se observó que la producción de líquido ha venido declinando desde
entonces evidenciando una depletación del yacimiento.
• Sacha-067B
Este pozo se completó en la arenisca U Inferior en agosto de 2014. Su producción inicial
fue de 591 BPPD con 12% de BSW. El pozo ha tenido ocho reacondicionamientos durante su
etapa de producción. Su producción ha declinado hasta llegar a los 110 BPPD en Julio-2017.
• Sacha-153
Este pozo fue completado inicialmente en la arenisca Hollín Inferior en diciembre del 1999.
En Julio del 2002, se aisló Hollín y se disparó Napo U para ser evaluada. El pozo produjo 145
BPPD con 30% BSW. Su producción inicial fue de 231 BPPD con 16 % de BSW. Su máxima
de producción es de 574 BPPD en agosto-2006 cuando se cambió de tipo de levantamiento de
hidráulico a electro-sumergible. El pozo se encuentra activo con 506 BPPD con 2% de BSW.
• Sacha-052B
Inicia su producción estable en marzo del 2010 con un cambio de levantamiento de bombeo
hidráulico a bombeo electro-sumergible. Su producción con el nuevo método fue de 492 BPPD
y 12% de BSW. En julio 2017 su producción fue de 297 BPPD y 28% BSW.
• Sacha-123
Arrancó con una producción inicial de 250 BPPD y 15% de BSW en el 2010. Su producción
se mantuvo hasta mediados del 2011 cuando se ejecutó un cambio de sistema de levantamiento
a bombeo mecánico, sin embargo, por fallas mecánicas no se logró incorporar producción. El
pozo actualmente está cerrado y esperando reacondicionamiento para evaluar Napo U Inferior.
64
4.5. Producción Acumulada de Petróleo y Agua
En la figura 4.6 se observa la producción acumulada de petróleo y agua en la arenisca U Inferior
hacia el sur del campo Sacha, donde se tiene producción de agua baja.
Figura 4.6. Producción Acumulada de Petróleo y Agua (Petroamazonas EP - DY, 2017)
65
4.6. Comportamiento de la Presión
En la actualidad la presión del reservorio está muy cercana al a la presión de burbuja,
estimada en 930 psia en base al PVT del pozo SAC-305.
En la figura 4.7 se puede observar la presión estática al año 2016-2017 para el reservorio Napo
U inferior. Se muestra que la presión es muy baja hacia el sur del campo.
Figura 4.7. Campo Sacha Comportamiento de Presión de Reservorio- Napo-U Inferior (Petroamazonas EP).
66
4.7.Ajuste de Historia del Campo
Figura 4.8. Ajuste de Historia Arena U Inferior (Petroamazonas EP - DY, 2017).
Al final de ambos perfiles, se muestra un buen ajuste con el historial de producción del
campo. Esto es sumamente importante ya que de su buen ajuste depende la calidad de los
resultados que se obtengan en los casos de predicción.
4.8. Ajuste de Historia Área de Estudio
Figura 4.9. Ajuste de Historia Arena U Inferior-Área Piloto (Petroamazonas EP - DY, 2017).
67
El historial de producción del área piloto está actualizado desde el inicio de la producción
de cada pozo hasta junio del 2017. El objetivo de mostrar el ajuste de historia es mejorar y
validar la simulación numérica para obtener confiabilidad en las predicciones generadas por el
modelo.
Se realizó un análisis pozo a pozo de la producción y se muestra el ajuste de los pozos que
se encuentran en el área de piloto.
Figura 4.10. Ajuste de historia Sacha-179H.
Figura 4.11. Ajuste de historia Sacha-52.
68
Figura 4.12. Ajuste de historia Sacha-67B.
Figura 4.13. Ajuste de historia Sacha-153.
69
Figura 4.14 Ajuste de historia Sacha-123.
Figura 4.15. Ajuste de Historia Sacha-333D.
70
4.9. Análisis del Flujo Fraccional
El análisis de las curvas de flujo fraccional permite observar la forma en que se da el avance
de agua en el proceso de inyección de agua, además de encontrar la saturación de agua en el
frente de choque y la velocidad con que se produce la inundación hasta el punto de ruptura.
Con estos datos es posible determinar la relación de movilidad y la eficiencia de
desplazamiento que tiene el fluido en el reservorio.
Se obtuvieron los datos de porosidad, permeabilidad, presiones capilares y saturación de
agua de la arena U Inferior, las cuales fueron consideradas para el siguiente análisis.
4.9.1. Ejercicio de Flujo Fraccional
En la tabla 4.2 se tiene las distancias de los pozos para el desarrollo del proyecto. Se tomó
en cuenta al pozo más cercano Sacha-67B para el análisis de flujo fraccional.
Tabla 4.2. Distancia de los pozos productores al pozo inyector Sacha-200D
Pozos Distancia al pozo
inyector(m) Distancia al pozo
inyector(ft)
Sacha-179HUI 720 2362
Sacha-067BU 493 1617
Sacha-153UI 1614 5294
Sacha-052BUI 1475 4838
Sacha-151BUI 1393 4569
Sacha-123UI 1104 3621
Sacha-333UI 1334 4376
El proyecto piloto de recuperación secundaria de inyección de agua se utilizaron los datos
petrofísicos de la arena U Inferior que fueron obtenidos del modelo estático-dinámico.
71
Tabla 4.3. Información de la arena U Inferior
Parámetro Valor Unidad
Porosidad (ϕ) 0,173 Fracción
Saturación de Petróleo Residual 0,27 Fracción
Saturación connata de Agua 0,25 Fracción
Saturación de agua Inicial 0,25 Fracción
Viscosidad del Petróleo 1,158 cp
Viscosidad del Agua 0,2712 cp
Factor de Volumétrico del Petróleo (Bo) 1,297 RB/STB
Factor Volumétrico del Agua (Bw) 1,04909 RB/STB
Distancia entre el pozo productor y el Inyector 1617 ft
Caudal de Inyección 4000 bls
Ancho del Reservorio 820 ft
Espesor 48 ft
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas del área U Inferior
Con aplicación de la ecuación de flujo fraccional, datos de saturación de agua, viscosidad y
permeabilidades relativas de agua y petróleo correspondientes a la arena U Inferior se obtiene
la curva de flujo fraccional.
Pozo Porosidad Saturación Espesor (pies)
Sacha-200D 0,176 0,7577 46
Sacha-67B 0,171 0,693 50
Sacha-200D-67B 0,1735 0,72535 48
72
Tabla 4.5. Flujo fraccional arena U Inferior.
Sw krw kro
0,2500 0,0000 0,9000 0,2342
0,2964 0,0118 0,6235 52,6980 0,2342 0,0750
0,3477 0,0282 0,4035 14,2996 0,2342 0,2299
0,4048 0,0554 0,2299 4,1525 0,2342 0,5070
0,4507 0,0921 0,1352 1,4681 0,2342 0,7441
0,5058 0,1458 0,0764 0,5238 0,2342 0,8907
0,5605 0,2173 0,0313 0,1442 0,2342 0,9673
0,6153 0,2972 0,0105 0,0353 0,2342 0,9918
0,6707 0,3998 0,0015 0,0037 0,2342 0,9991
0,7300 0,5000 0,0000 0,0000 0,2342 1,0000
Figura 4.16. Curva de flujo fraccional arena U Inferior
𝐤𝐫𝐨
𝐤𝐫𝐰
𝒇
𝒘 𝐮𝐰
𝐮𝐨
73
Tabla 4.6. Valores de la curva de Flujo Fraccional en U Inferior.
Donde: 𝑆𝑤𝑐 = saturación de agua connata.
𝑆𝑤𝐵𝑇= saturación de agua en el punto de ruptura.
𝑓𝑤𝐵𝑇= flujo fraccional de agua en el punto de ruptura.
𝑆𝑤 = saturación promedio en el frente de barrido al punto de ruptura.
𝑓𝑤 = flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido al punto de ruptura.
• Tiempo de Ruptura
El tiempo de la ruptura es calculado con la ecuación 2.44:
𝒕 =𝑊𝑖𝑑 𝑥 (𝑜𝑛𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒)
𝑞𝑖 𝑥 5.615 𝑥 365 [
pie3
pie3 año⁄]
Donde: t = Tiempo real
Wid = número de volúmenes porales de agua inyectados
one pore volume = Volumen poral (considerando un paralelepípedo)
qi= Caudal de inyección de agua
De los cálculos se obtuvo que:
𝑊𝑖𝑑𝐵𝑇= 𝑁𝑝𝑑𝐵𝑇
= 0.43
Arena U Inferior
Tiempo de ruptura = 0.4 años = 4.8 meses = 144 días
4.9.2. Eficiencia de Desplazamiento
Se utilizó la ecuación 2.34:
𝐸𝐷 =𝑆�� − 𝑆𝑤𝑖
1 − 𝑆𝑤𝑖=
1 − 𝑆𝑜𝑟 − 𝑆𝑤𝑖
1 − 𝑆𝑤𝑖
Donde: 𝑆�� = saturación promedio de agua en el área de barrido
𝑆𝑤𝑖 = saturación de agua inicial al inicio de la inyección
𝑆𝑜𝑟 = saturación residual del petróleo
ARENA Swc fwc SwBT fwBT fw
U INFERIOR 0,25 0 0,4507 0,744 0,52 1
𝑺𝑾
74
𝐸𝐷 =0.52 − 0.25
1 − 0.25= 0.36
La eficiencia de desplazamiento en la arena U inferior es del 36%
4.9.3. Razón de Movilidad
Se utilizó la ecuación 2.40 tomando los puntos finales de las curvas de permeabilidad relativa:
𝑴 =𝑘𝑟𝑤 𝑥 µ𝑜
𝑘𝑟𝑜 𝑥 µ𝑤=
0.5 𝑥 1.16
0.9 𝑥 0.2712= 2.38
Donde: 𝑘𝑟𝑤= permeabilidad relativa del agua a la saturación de petróleo residual.
𝑘𝑟𝑜= permeabilidad relativa del petróleo al punto de saturación del agua connata.
µ𝑜= viscosidad del petróleo.
µ𝑤= viscosidad del agua.
Si M > 1, el agua avanza más rápido que el petróleo y se canaliza a través del petróleo
dando lugar a una baja eficiencia de desplazamiento.
4.10. Heterogeneidad
Con los datos de permeabilidad obtenidos del modelo estático – dinámico de la Arena U
Inferior se realizó un análisis de la heterogeneidad del reservorio aplicando el método de
Dykstra-Parsons ecuación 2.33 dando como resultado:
𝑉𝐷𝑃 =𝑘50 − 𝑘84.1
𝑘50= 0.436
Entonces considerando que una formación con coeficiente de uniformidad de cero implica
que la propiedad es constante en todo el espesor de la formación y una formación
completamente heterogénea tiene un coeficiente de uniformidad de uno, se determina que la
arena U Inferior es un reservorio heterogéneo.
75
Figura 4.17. Gráfico del coeficiente de variación de permeabilidad
1
10
100
1000
10000
2 5 10 15 20 30 40 50 60 70 80 85 90 95 98
Pe
rme
ab
ilid
ad
(m
d)
Porcentaje
Coeficiente de Variación de Permeabilidad Dykstra-Parsons
76
4.11.Análisis del área piloto de inyección
El mapa promedio del índice de calidad de roca RQI se obtuvo con la siguiente fórmula:
𝑅𝑄𝐼 = 0,0314√𝑘
ø𝑒
En la figura 4.18 se visualiza la distribución vertical del RQI para el área de influencia del
pozo Sacha-200D. La mayor parte de la zona tiene un valor promedio de RQI de 1,6 lo cual
refleja una buena calidad de roca y una alta probabilidad de que el agua inyectada se desplace
en el reservorio.
Figura 4.18. Mapa Indicador de Calidad de Roca RQI (Petroamazonas EP - DY, 2017).
77
4.12. Consideraciones para convertir al pozo Sacha-200D a inyector
Las consideraciones que ha tomado la empresa para la conversión del pozo Sacha-200D de
productor de la arenisca Napo U Inferior a inyector, son las siguientes:
• El estado mecánico del pozo asegura que no habrá afectaciones ambientales para
reservorios someros con agua dulce.
• De acuerdo al análisis estratigráfico, litológico y geológico, se puede concluir que con la
inyección de agua en la arenisca Napo U Inferior (receptora) no existen riesgos de afectar
reservorios de agua dulce. La formación receptora (U Inferior) tiene capas sellantes tanto
por arriba como por debajo que garantizan su confinamiento. Por encima de Napo U
Inferior se cuenta con las siguientes unidades estratigráficas: Caliza A, Caliza M-2, Caliza
M-1, Lutita Napo Superior y formación Tena que representan 700 ft de espesor. Mientras
que por debajo hay 100 ft de espesor de roca sello representadas por Lutita de Napo Media,
y Caliza B.
• No existe posibilidad de comunicación hidráulica con un acuífero que llegue a la superficie.
Esto se comprueba por la depletación observada en el reservorio.
• El reservorio objetivo del presente proyecto (Napo U Inferior) no puede ser usado como
fuente de agua dulce para consumo humano o de riego.
• No existe acumulación de hidrocarburos en sus demás areniscas Napo T Inferior y Hollín,
por lo tanto, no presenta intervalos prospectivos adicionales.
• Tanto la posición estructural como las buenas propiedades petrofísicas permitirán que la
inyección de agua produzca un frente de barrido de petróleo eficiente en el área que se
pretende realizar la inyección.
78
4.13. Intervalos de Perforación
Los intervalos de perforación de los pozos situados en el área de inyección fueron
establecidos con el fin de alcanzar la máxima producción de petróleo. Esto se realizó
considerando las mejores propiedades petrofísicas con los registros eléctricos de cada pozo.
Para los pozos Sacha-67B y Sacha-179H, Sacha-52, Sacha-153 que actualmente se
encuentran en producción, los intervalos se mantuvieron según la siguiente tabla:
Tabla 4.7. Intervalos de perforación pozos productores.
Pozo Arena Intervalo (pies) Espesor (pies) Petróleo acumulado (bbl)
Sacha-67B U Inferior 9396- 9420 9424- 9450
50 2.712.040
Sacha-179H U Inferior 10346- 11650 1304 1.606.603
Sacha-52 U Inferior 9350- 9376 9380- 9406
52 1.143.592
Sacha-153 U Inferior 9398- 9440 42 1.620.855
Figura 4.19. Completación del pozo 67B (Petroamazonas EP - DY, 2017).
79
Figura 4.20. Completación del pozo 179H (Petroamazonas EP - DY, 2017).
Figura 4.21. Completación del pozo 52 (Petroamazonas EP - DY, 2017).
80
Figura 4.22. Completación del pozo 153 (Petroamazonas EP - DY, 2017).
Los pozos Sacha-151 y Sacha-333 se encuentran cerrados por lo que es necesario recañonear
el intervalo de la arena U Inferior. Estos pozos fueron abiertos en el modelo el 1 de agosto del
2017 que se simula iniciar la inyección de agua, el pozo Sacha-200D actualmente cerrado se
lo debe convertir a inyector.
Tabla 4.8. Intervalos de perforación pozos cerrados (Arena U Inferior).
Pozo Intervalo (pies) Espesor (pies) Comentarios
Pozos Cerrados
Sacha-151 10133- 10162 29 Recañonear 29 ft
Sacha-333 9400- 9411 9416-9439
34
Recañonear 34 ft
Inyector Sacha-200D 9696- 9742 46 Convertir a inyector
81
Figura 4.23. Completación del pozo 200D (Petroamazonas EP - DY, 2017).
Figura 4.24. Completación del pozo 151 (Petroamazonas EP - DY, 2017).
82
Figura 4.25. Completación del pozo 333 (Petroamazonas EP - DY, 2017).
4.14. Malla de simulación
La malla inicial del modelo consta de 2.945.790 celdas: 213 en dirección i, 461 en dirección
j y 30 en dirección k. Dado el gran número de celdas se realizó un corte del modelo para simular
únicamente el área del proyecto piloto de inyección y reducir los tiempos de corrida en relación
con el modelo de todo el campo.
La construcción de este sector se realizó en base a un polígono como se muestra en la figura
4.26, el enmallado contiene 37- 47-30 celdas en dirección i, j, k respectivamente, con un total
de 52.170 celdas activas. La simulación de esta zona se realizó usando las condiciones de
frontera extraídas previamente del modelo del campo completo.
83
Figura 4.26. Área Piloto de Inyección (Petroamazonas EP - DY, 2017).
4.15. Resultados de la Inyección de Agua
4.15.1. Predicciones
Una vez obtenido el ajuste histórico del campo realizamos las predicciones del caso base y
los casos de inyección. Teniendo en cuenta que se logró un buen ajuste del campo y de los
pozos de la zona de estudio se pudo conseguir un buen pronóstico del comportamiento futuro.
Los casos de simulación se determinaron en base a los pozos que se encuentran actualmente en
producción y pozos cerrados que pueden reactivarse para incrementar el recobro de petróleo
en esta zona. La tabla 4.9 indica los pozos que intervinieron en cada caso de simulación. Las
predicciones inician el 6 de junio del 2017 que es la fecha hasta la cual se realizó el ajuste de
historia y se proyectan 10 años iniciada la inyección, finalizando el 1 de agosto del 2027. El
84
rango del caudal de inyección se determinó tomando en consideración los resultados de la
prueba de inyectividad, que estableció la capacidad de la formación para la admisión del fluido
de inyección.
Tabla 4.9. Escenarios de simulación.
Casos Arreglo Pozo
Inyector
Caudal de Inyección
(bbls) Pozos Productores
Caso Base - - - S-67B, S-179H, S-52, S-153
Caso 1 5 pozos S-200 2000 S-67B, S-179H, S-52, S-153
Caso 2 5 pozos S-200 3000 S-67B, S-179H, S-52, S-153
Caso 3 5 pozos S-200 4000 S-67B, S-179H, S-52, S-153
Caso 4 7 pozos S-200 2000 S-67B, S-179H, S-52, S-153, S-123, S-151
Caso 5 7 pozos S-200 3000 S-67B, S-179H, S-52, S-153, S-123, S-151
Caso 6 7 pozos S-200 4000 S-67B, S-179H, S-52, S-153, S-123, S-151
Caso 7 7 pozos S-200 2000 S-67B, S-179H, S-52, S-153, S-151, S-333
Caso 8 7 pozos S-200 3000 S-67B, S-179H, S-52, S-153, S-151, S-333
Caso 9 7 pozos S-200 4000 S-67B, S-179H, S-52, S-153, S-151, S-333
a) Caso Base
El caso base es un pronóstico de producción con las condiciones actuales del campo, en este
caso se consideraron los pozos Sacha-67B, Sacha-179H, Sacha-52 y Sacha-153 que son los
que están produciendo al momento en este sector. La predicción inicia el 6 de junio del 2017
tomando como punto de partida el último caudal del historial de producción.
La figura 4.27 muestra la estrategia que se utilizó en el caso base, en la que se consideró un
límite económico de producción de 50 bppd y un corte de agua de 98%. Así mismo como límite
de presión de fondo 200 psi.
85
Figura 4.27. Estrategia utilizada para el caso base.
Los resultados se representan en la figura 4.28, la producción de petróleo sigue la tendencia
normal de declinación y alcanza un valor de 92 bppd al final de la simulación y una producción
acumulada de 10.363.487 bbls de petróleo.
Figura 4.28. Caso Base.
86
b) Caso 1
Para este caso se tomaron en cuenta los pozos Sacha-67B, Sacha-179H, Sacha-52, Sacha-
153 actualmente productores y se añadió el pozo Sacha-200 como inyector, creando un arreglo
de cinco pozos. En la figura 4.29 se muestra la estrategia de inyección utilizada para este caso.
Figura 4.29. Estrategia de Inyección.
A diferencia del caso base se incrementó una regla para el control de la inyección en donde
se ingresó el caudal de 2.000 bapd y el máximo de la presión de fondo de 4.400 psi. La
inyección de agua se simuló iniciar el 1 de agosto del 2017.
En la figura 4.30 se observa un alza en la producción de petróleo con respecto al caso base
llegando al final de simulación a producir 256 bppd y un acumulado de 10.861.893 bbls.
87
Figura 4.30. Caso 1 de Inyección.
c) Caso 2
En este caso se tomaron en cuenta los mismos pozos que el caso 1 pero se incrementó la
tasa de inyección a 3.000 bapd. La producción de petróleo, así como el acumulado
incrementaron con respecto al caso anterior como se aprecia en la figura 4.31. La tasa de
petróleo llegó a 325 bppd con un acumulado de 11.055.112 bbls.
Figura 4.31. Caso 2 de inyección.
88
d) Caso 3
Se consideró el mismo arreglo de pozos que los casos 1 y 2 pero el caudal de inyección se
elevó a 4.000 bapd. Se evidencia en la figura 4.32 un aumento en la producción, la tasa de
petróleo llegó a 372 bppd con un total acumulado de 11.224.287 bbls.
Figura 4.32. Caso 3 de inyección.
e) Caso 4
Los pozos que se utilizaron en este caso además del inyector Sacha-200 fueron: Sacha-67B,
Sacha-179H, Sacha-52, Sacha-153, Sacha-123, Sacha-151, teniendo en cuenta un arreglo de
siete pozos. Al momento se encuentran cerrados el Sacha-123 y Sacha-151 pero se abrieron
para la simulación el 1 de agosto del 2017 que inicia la inyección de agua. Con una tasa de
inyección de 2.000 bapd se obtuvieron los resultados de la figura 4.33. Existe un menor
incremento en la producción con este caso a comparación de los demás casos de inyección, se
alcanzó una tasa de petróleo de 170 bppd y un acumulado de petróleo de 10.757.004 bbls al
final de la simulación.
89
Figura 4.33. Caso 4 de inyección.
f) Caso 5
Utilizando el mismo arreglo de pozos del caso 4 se incrementó el caudal de inyección a
3.000 bapd. La tasa de petróleo llegó a 208 bppd con un acumulado de 10.846.136 bbls a agosto
del 2027 representado en la figura 4.34. No existe mucho incremento de producción en relación
con el caso base.
Figura 4.34. Caso 5 de inyección.
90
g) Caso 6
En este caso intervinieron los mismos pozos con respecto a los casos 4 y 5 teniendo en
cuenta un caudal de 4.000 bapd de inyección. La figura 4.35 indica el incremento de producción
con una tasa de petróleo final de 344 bppd y un acumulado de 11.174.597 bbls.
Figura 4.35. Caso 6 de inyección.
h) Caso 7
Se tomó en consideración los pozos Sacha-67B, Sacha-179H, Sacha-52, Sacha-153, Sacha-
151, Sacha-333 más el inyector Sacha-200. Los pozos Sacha-151 y Sacha-333 fueron abiertos
para la predicción ya que actualmente se encuentran cerrados. En cuanto al caudal de inyección
fue de 2.000 bapd. En la figura 4.36 se visualiza un incremental en la producción. La tasa de
petróleo final fue de 216 bppd con un acumulado de 11.274.966 bbls.
91
Figura 4.36. Caso 7 de inyección.
i) Caso 8
Se mantuvo el arreglo de pozos del caso 7 y se aumentó el caudal de inyección a 3.000 bapd.
El incremento de producción es alto comparado con el caso base de acuerdo con las curvas
mostradas en la figura 4.37. Al final de la simulación el caudal de petróleo es de 341 bppd con
un acumulado de 11.578.888 bbls.
Figura 4.37. Caso 8 de inyección.
92
j) Caso 9
Nuevamente el arreglo de pozos es el mismo de los casos 7 y 8. La tasa de inyección es de
4.000 bppd. En la Figura 4.38 se puede apreciar que el acumulado ha aumentado
considerablemente llegando 11.790.485 bbls, este caso evidencia el mayor incremento de
producción. El caudal de petróleo es de 400 bppd al final de la simulación.
Figura 4.38. Caso 9 de inyección.
4.15.2. Petróleo Producido e Incremental
En la Tabla 4.10 se tabularon lo resultados obtenidos de petróleo acumulado y factor de
recobro de los nueve casos de simulación.
Tabla 4.10. Resultados de los escenarios de simulación.
Casos Caudal de Inyección
(bbls)
Producción de petróleo final (bpd)
Producción acumulada agosto 2027
(bbls)
Petróleo Incremental
(bbls)
POES Área (bbls)
FR Área (%)
Incremento del FR (%)
Caso Base - 92 10.363.487 - 39.692.647 26,1 -
Caso 1 2000 256 10.861.893 498.406 39.692.647 27,4 1,3
Caso 2 3000 325 11.055.112 691.625 39.692.647 27,9 1,7
Caso 3 4000 372 11.224.287 860.800 39.692.647 28,3 2,2
Caso 4 2000 170 10.757.004 393.517 39.692.647 27,1 1,0
Caso 5 3000 208 10.846.136 482.649 39.692.647 27,3 1,2
Caso 6 4000 344 11.174.597 811.110 39.692.647 28,2 2,0
Caso 7 2000 216 11.274.966 911.479 39.692.647 28,4 2,3
Caso 8 3000 341 11.578.888 1.215.401 39.692.647 29,2 3,1
Caso 9 4000 400 11.790.485 1.426.998 39.692.647 29,7 3,6
93
La figura 4.39 muestra claramente que en el caso 9 (línea verde) se tiene la mayor cantidad
de petróleo acumulado que alcanza un valor de 11.790.485 bbls en los 10 años que se
consideraron en este estudio.
Figura 4.39. Producción acumulada de los diferentes casos simulados.
El petróleo incremental producto de la inyección de agua se calculó de la diferencia de la
producción acumulada de cada caso de inyección menos la producción acumulada del caso
base, para el caso 9 este valor de petróleo incremental es de 1.426.998 bbls.
Figura 4.40. Producción acumulada e incremental de petróleo.
9.500.000
10.000.000
10.500.000
11.000.000
11.500.000
12.000.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Producción Acumulada de Petróleo
CASO BASE PETRÓLEO INCREMENTAL
94
4.15.3. Factor de Recobro Incremental
En la figura 4.41 se observa que en todos los casos simulados existe un incremento del factor
de recobro con respecto al caso base. El mayor valor de 29,7% corresponde al caso 9, el caso
base tiene un FR de 26,1% de manera que existe un incremento del 3,6%.
Figura 4.41. Porcentaje de incremento del factor de recobro.
El factor de recobro se determinó con la relación entre la producción acumulada hasta agosto
del 2027 y el POES del área obtenido del modelo.
POES= 39.692.647 bbls
Np= 11.790.485 bbls
𝐹𝑅 =𝑁𝑝/𝑃𝑂𝐸𝑆
𝐹𝑅 =11.790.485 bbls / 39.692.647 bbls
𝐹𝑅 = 0.297→ 29.7%
El porcentaje de incremento del factor de recobro se calculó con el petróleo incremental,
de la siguiente forma para este mismo caso:
POES= 39.692.647 bbls
Np= 1.426.998 bbls
𝐹𝑅 =𝑁𝑝/𝑃𝑂𝐸𝑆
𝐹𝑅 =1.426.998 bbls / 39.692.647 bbls
𝐹𝑅 = 0.036→ 3.6%
20,0 25,0 30,0 35,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
% de Incremento del Factor de recobro
FR CASO BASE FR INYECCIÓN
95
4.15.4. Mejor Escenario de Simulación
Tomando en cuenta los parámetros de petróleo acumulado, factor de recobro y caudal de
inyección se seleccionó el caso 9 como el mejor escenario de simulación ya que se obtiene una
mayor recuperación de petróleo. La figura 4.42 representa la curva de la producción de
petróleo, durante los primeros años la producción llega a un máximo de 2.200 bppd como
resultado del incremento de presión por la inyección de agua, este caudal declina hasta llegar
a 400 bppd en agosto del 2027, fecha final de la predicción.
Figura 4.42. Caso 9 producción de petróleo.
Para este caso el caudal de inyección fue de 4000 bapd que es posible manejar de acuerdo a
la capacidad instalada en superficie y a la capacidad de recepción del reservorio U Inferior
determinado mediante un ensayo multitasa. No se utilizaron tasas de inyección mayores ya que
a pesar de que a caudales altos el yacimiento responde en un menor tiempo, con velocidades
altas de inyección también aumenta la posibilidad de que se genere migración de finos y daño
en la permeabilidad del reservorio
96
En la figura 4.43 se evidencia el comportamiento de la tasa de inyección de agua en el pozo
Sacha-200 que se mantiene constante al inicio con 4.000 bapd y en los últimos 3 años
disminuye hasta alcanzar un caudal de 3743 bapd, el acumulado de la inyección es de
14.444.432 bbls.
Figura 4.43. Inyección de agua pozo Sacha-200D.
Con la inyección la producción de agua incrementa rápidamente como se observa en la
figura 4.44. Los resultados de la producción del agua se encuentran en la tabla 4.11. El
acumulado de producción de agua es de 10.722.025 bbls. De los 14.444.432 bbls que se
inyectan se producen 9.952.244 bbls quedando un remanente de agua en el yacimiento de
4.492.188 bbls.
Tabla 4.11. Producción acumulada de agua.
Acumulado de Inyección de agua (bbls)
Producción acumulada
agua caso base (bbls)
Producción acumulada de agua agosto 2027 (bbls)
Agua Incremental
(bbls)
Agua inyectada remanente
(bbls)
14.444.432 769.781 10.722.025 9.952.244 4.492.188
97
Figura 4.44. Caso 9 producción de agua.
Analizando la presión de este caso ilustrada en la figura 4.45 se observa que esta disminuye,
pero mantiene una tendencia a estabilizarse por efecto de la inyección de agua, llegando a una
presión de 950 psi al final de la simulación. Existe un incremento con respecto a la presión del
case base que alcanza 720 psi a la misma fecha.
Figura 4.45. Caso 9 Comportamiento de la presión.
98
Las figuras 4.46 y 4.47 indican el incremento de la saturación de agua como consecuencia
de la inyección desde agosto del 2017 hasta agosto del 2027 que se hizo la predicción.
Figura 4.46. Saturación de Agua agosto 2017.
Figura 4.47. Saturación de Agua agosto 2027.
99
Las figuras 4.48 y 4.49 muestran la variación de la saturación de petróleo desde el inicio de
la inyección en agosto del 2017 hasta agosto del 2027 que finaliza este estudio, esta saturación
ha disminuido ya que se ha logrado barrer parte del petróleo mediante la inyección de agua.
Figura 4.48. Saturación de petróleo agosto 2017.
Figura 4.49. Saturación de petróleo agosto 2027.
100
Con las líneas de flujo o streamlines mostradas en la figura 4.50 se puede identificar una
mayor inundación en los pozos cercanos al inyector.
Figura 4.50. Streamlines de la Inyección de agua.
4.16. Análisis Económico
Una vez determinado el escenario de simulación más favorable se realizó un análisis
económico con los criterios de evaluación VAN, TIR y PRI mencionados en el capítulo dos.
4.16.1. Inversión Inicial
La ejecución de un proyecto piloto de inyección de agua requiere una inversión alta; ya que
intervienen varios costos como, por ejemplo: equipo del subsuelo y superficie, químicos,
reacondicionamiento de pozos, equipos especiales para el tratamiento del agua de inyección,
estudios previos a la ejecución del proyecto, simulación matemática, análisis de laboratorio,
registros, entre otros. La inversión inicial total para la ejecución del proyecto es de $ 3.588.186
y se detalla en la tabla 4.12.
101
Tabla 4.12. Costos de inversión.
Parámetro Costo ($)
Completación de pozos 1.316.586
Reacondicionamiento de pozos 1.370.000
Instalación y equipos de superficie 321.600
Prueba multiratas 16.933
Simulación matemática y asistencia técnica 380.000
Estudios previos a la inyección 200.000
Total 3.588.186
4.16.2. Ingresos del Proyecto
Los ingresos del proyecto de inyección se obtuvieron con el producto de la producción por
el precio del petróleo. La producción anual se obtuvo de la simulación y el precio actual de $42
se consideró en base al marcador WTI descontando 10% al precio de referencia por la calidad
del crudo producido en el campo Sacha.
Figura 4.51. Precios del petróleo agosto 2017 (Banco Central del Ecuador, 2017).
49
,71
49
,71
50
,17
49
,16
49
,59
49
,03
49
,58
49
,58
49
,58
49
,39
49
,17
49
,56
48
,59
48
,82
48
,82
48
,82
47
,59
47
,55
46
,78
47
,09
48
,51
48
,51
48
,51
47
,37
47
,64
48
,26
47
,23
47
,62
47
,62
47
,62
PRECIOS DEL PETRÓLEO-AGOSTO 2017
102
Para la evaluación económica del proyecto se utilizó una tasa de descuento anual de 12 %.
Los ingresos totales para cada año se encuentran en la tabla 4.13.
Tabla 4.13. Ingresos del proyecto.
Año Producción de Petróleo
(bbl) Ingresos
($)
0
1 171.914,00 7.220.388,00
2 243.653,00 10.233.426,00
3 96.664,00 4.059.888,00
4 96.911,00 4.070.262,00
5 106.379,00 4.467.918,00
6 127.770,00 5.366.340,00
7 135.135,00 5.675.670,00
8 138.683,00 5.824.686,00
9 127.973,00 5.374.866,00
10 181.916,00 7.640.472,00
Total 1.426.998,00 59.933.916,00
4.16.3. Costos de Producción
Para obtener los costos totales del proyecto se tomaron en cuenta dos parámetros: el costo
de producción por barril de petróleo y el costo de tratamiento por barril de agua inyectada. A
estos valores se los multiplicó por la producción de petróleo y el caudal de inyección.
Tabla 4.14. Parámetros para el análisis económico con tarifa de descuento anual del 12%.
Gastos Operativos Valor
Costo de Petróleo Producido ($/bbl) 12
Costo de tratamiento del agua de inyección ($/bbl) 1,5
Adicionalmente se consideraron un aproximado de costos de salarios y mantenimiento para
obtener los costos totales del proyecto que se resumen en la tabla 4.15.
103
Tabla 4.15. Costos del Proyecto.
Año Salarios y
Mantenimiento ($) Producción de Petróleo
(bbl) Inyección de agua
(bbl) Costos del
proyecto ($)
0 3.588.186,00
1 650.000,00 171.914,00 1.460.000,00 4.902.968,00
2 650.000,00 243.653,00 1.460.000,00 5.763.836,00
3 650.000,00 96.664,00 1.460.000,00 3.999.968,00
4 650.000,00 96.911,00 1.460.000,00 4.002.932,00
5 650.000,00 106.379,00 1.460.000,00 4.116.548,00
6 650.000,00 127.770,00 1.460.000,00 4.373.240,00
7 650.000,00 135.135,00 1.464.000,00 4.467.620,00
8 650.000,00 138.683,00 1.446.037,00 4.483.251,50
9 650.000,00 127.973,00 1.397.323,00 4.281.660,50
10 650.000,00 181.916,00 1.373.072,00 4.842.600,00
Total 10.038.186,00 1.426.998,00 14.440.432,00 45.234.624
4.16.4. Resultados
Con la inversión inicial, los ingresos y costos del proyecto se calcularon el flujo de fondos,
VAN, TIR y PRI del proyecto con las ecuaciones 2.47, 2.48, 2.50 descritas en el capítulo 2.
Tabla 4.26. Flujo de fondos del proyecto con tarifa de descuento anual del 12%.
Año Salarios y
Mantenimiento ($)
Producción de
Petróleo (bbl)
Ingresos ($)
Inyección de Agua
(bbl)
Costos del proyecto ($)
Flujo neto ($)
VAN anual
($)
VAN acumulado
($)
0 3.588.186 -3.588.186 -3.588.186 -3588186
1 650.000,00 171.914 7.220.388 1.460.000 4.902.968,00 2.317.420 2.069.125 -1.519.061
2 650.000,00 243.653 10.233.426 1.460.000 5.763.836,00 4.469.590 3.563.129 2.044.069
3 650.000,00 96.664 4.059.888 1.460.000 3.999.968,00 59.920 42.650 2.086.719
4 650.000,00 96.911 4.070.262 1.460.000 4.002.932,00 67.330 42.789 2.129.508
5 650.000,00 106.379 4.467.918 1.460.000 4.116.548,00 351.370 199.377 2.328.885
6 650.000,00 127.770 5.366.340 1.460.000 4.373.240,00 993.100 503.135 2.832.020
7 650.000,00 135.135 5.675.670 1.464.000 4.467.620,00 1.208.050 546.461 3.378.481
8 650.000,00 138.683 5.824.686 1.446.037 4.483.251,50 1.341.434 541.783 3.920.264
9 650.000,00 127.973 5.374.866 1.397.323 4.281.660,50 1.093.205 394.221 4.314.485
10 600.000,00 181.916 7.640.472 1.373.072 4.842.600,00 2.797.872 900.840 5.215.324
Total 10.038.186 1.426.998 59.933.916 14.440.432 45.234.624 14.699.292 5.215.324 26.730.693
104
Tabla 4.37. Resultados del análisis económico.
Parámetro Valor
VAN ($) 5.215.324
TIR (%) 56
PRI (años) 1,28
PRI 1 año 4 meses
Desde el punto de vista del VAN el proyecto resulta conveniente ejecutar ya que se obtuvo
un valor mayor a cero de 5,22 MM para los 10 años que se desarrolló este estudio. En la figura
4.52 se representa el VAN acumulado en función del tiempo, los valores negativos representan
la inversión la cual se recupera en un periodo aproximado de un año tres meses.
Figura 4.52. Flujo de caja al precio actual del petróleo.
Mediante un gráfico del VAN a diferentes tasas de interés se puede determinar el valor del
TIR de 56% cuando el VAN es cero. Debido a que el TIR es mayor a la tasa de interés 12%
también se determinó por este indicador que el proyecto es rentable.
-4000000
-2000000
0
2000000
4000000
6000000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0
VA
N A
CU
MU
LAD
O
PERIODOS (ANOS)
ESCENARIO ACTUAL
VAN ACUM.
105
Tabla 4.48. VAN a diferentes tasas de descuento.
Tasa de descuento
(%) VAN ($)
0 11.111.106,00
10 5.870.230,13
20 3.300.682,08
30 1.853.410,62
40 939.241,58
50 307.756,81
60 -158.668,82
70 -520.511,82
80 -811.493,14
90 -1.051.811,12
100 -1.254.337,54
Figura 4.53. Tasa Interna de Retorno de proyecto.
4.17. Análisis de Sensibilidad
Este análisis de sensibilidad nos permitió estudiar el riesgo que presenta el proyecto frente
a cambios del precio del petróleo. En nuestro estudio modelamos tres escenarios: actual ($42),
optimista ($60) y pesimista ($30).
-2.000.000,00
0,00
2.000.000,00
4.000.000,00
6.000.000,00
8.000.000,00
10.000.000,00
12.000.000,00
0 25 50 75 100
VA
N
Tasa de descuento
VAN (Tasa variable)
TIR : 56 %
106
Con cada uno de estos escenarios se volvió a elaborar el flujo de caja y a determinar el VAN,
TIR y PRI. Los resultados de los índices económicos de los diferentes escenarios se resumen
en la siguiente tabla.
Tabla 4.19. Índices económicos de los diferentes escenarios.
Escenario Resultados
Actual ($42)
VAN $5.215.324
TIR 56%
PRI 1 año 4 meses
Optimista ($60)
VAN $5.642.606
TIR 73%
PRI 1 año 2 meses
Pesimista ($30)
VAN $-1.029.095
TIR 2%
PRI No se recupera
la inversión
En el escenario optimista se obtuvo un alto VAN de 5,64 MM por lo que la inversión del
proyecto se recupera en menor tiempo comparado con los otros escenarios, este periodo es de
un año dos meses como se representa en la figura 4.54.
Figura 4.54. Flujo de caja a un precio del barril del petróleo de $60.
-4000000
-2000000
0
2000000
4000000
6000000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0
VA
N A
CU
MU
LAD
O
PERIODOS (ANOS)
ESCENARIO OPTIMISTA
107
En el escenario pesimista se obtuvo un VAN menor que cero, lo que indica que el proyecto
no es rentable y genera pérdidas. En la figura 4.55 se representa el flujo de caja negativo dado
que la inversión no se recupera durante los 10 años que se consideró este proyecto.
Figura 4.55. Flujo de caja a un precio del barril de petróleo de $30.
En la figura 4.56 se comparan las TIR para cada escenario propuesto, una TIR significativa
se obtiene con el escenario optimista y el actual, lo que no sucede con el pesimista en el cual
la TIR es menor a la tasa de interés que es de 12% por lo que no conviene invertir en este
proyecto si el precio del petróleo fuese de $30.
Figura 4.56. TIR a diferentes escenarios del precio del petróleo.
-4000000
-3000000
-2000000
-1000000
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0
VA
N A
CU
MU
LAD
O
PERIODOS (AÑOS)
ESCENARIO PESIMISTA
Flujo de caja negativo
PESIMISTA
ACTUAL
OPTIMISTA
0%
20%
40%
60%
80%
TIR
PESIMISTA 2%
ACTUAL 56%
OPTIMISTA 73%
TIR
(%
)
TIR diferentes escenarios
108
CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
• Los pozos ubicados en el área piloto se encuentran en buenas condiciones y presentan
potencial para recuperación de producción ya que existe continuidad de la arena U
Inferior entre los pozos productores y el pozo inyector Sacha-200. Los pozos Sacha-
153 y Sacha-333 actualmente cerrados pueden ser sometidos a un programa de
reactivación para incrementar la producción.
• La posición estructural y las buenas propiedades petrofísicas del pozo Sacha-200
(Porosidad: 14%, Espesor neto: 46 ft, Permeabilidad Absoluta: 350 mD) permiten que
la inyección de agua genere un frente de barrido de petróleo eficiente en el área de
influencia del proyecto piloto al suroeste del campo.
• La conversión del pozo Sacha-200 de productor de la arenisca Napo U Inferior a
inyector es factible dado que el estado mecánico del pozo asegura que no habrá
afectaciones ambientales para reservorios someros con agua dulce.
• Por medio de la teoría de flujo fraccional considerando un reservorio homogéneo se
determinó un tiempo de 4,8 meses en el que el agua alcanza el punto de ruptura, una
relación de movilidad de 2.38 y una eficiencia de desplazamiento del 36 %.
• Los resultados de la simulación determinaron que con la inyección de agua en el área
de estudio se ha acumulado una producción de 11.79 MM bbls hasta agosto del 2027,
de acuerdo a la tendencia sin el efecto de la inyección, se habría alcanzado un
acumulado de 10.36 MM bbls, es decir existe un beneficio en el recobro de petróleo de
1.43 MM bbls con un volumen inyectado de agua de 14.44 MM bbls.
• El factor de recobro estimado para el caso base al final de la simulación fue de 26,1%,
mientras que la inyección de agua es de 29,7% a la misma fecha, es decir el factor de
recobro experimenta un incremento del 3.6%.
109
• Sin implementar el proyecto de inyección de agua la presión del yacimiento declina
hasta alcanzar 720 psi a la fecha de agosto del 2027 y con la inyección la simulación
muestra que la presión del yacimiento trata de estabilizarse en aproximadamente 950
psi es decir existe un incremento de 230 psi, lo que da lugar a un incremento de la
producción.
• El análisis económico dio como resultado que el valor actual neto (VAN) del proyecto
sea de 5,22 millones de dólares, mientras que la tasa interna de retorno (TIR) es del 56
% y el período de recuperación de la inversión (PRI) es aproximadamente un año cuatro
meses. Estos indicadores determinan que el proyecto es rentable para ser ejecutado.
• El análisis de sensibilidad muestra que si existiera una variación en el precio del
petróleo aumentando a $60 dólares el VAN sería de 5,64 MM y el TIR 73%
determinando que el proyecto generaría altas ganancias y es factible de implementar.
Por el contrario, si disminuye a $30 dólares, el VAN es de -1.03 MM y el TIR de 2%,
generando pérdidas lo que indica que con bajos precios del petróleo no es factible
implementar este proyecto de recuperación secundaria.
5.2. Recomendaciones
• Ejecutar el proyecto piloto de recuperación secundaria con el pozo Sacha-200D como
inyector de agua para generar incremento de la producción y mantener la presión en el
reservorio U Inferior en la zona sur del campo Sacha, este proyecto que no afectará
reservorios someros de agua dulce y su análisis económico es favorable.
• Validar los datos que son ingresados en el simulador para reducir la incertidumbre de
los resultados de la simulación.
• Considerar todas las facilidades de superficie para el tratamiento de agua en la Estación
Sur del campo, necesarias en la implementación del proyecto piloto de inyección de
110
agua y el monitoreo constante de las condiciones de inyección, para contar con entornos
óptimos durante la ejecución del proyecto.
• Realizar un control de la calidad de agua de inyección para evitar problemas futuros
como taponamientos que pueden reducir el espacio del agua a ser inyectada debido a
una alta cantidad de sólidos.
• Realizar estudios a futuro para valorar nuevas áreas de inyección de agua en la zona sur
del campo Sacha y aprovechar las reservas de petróleo del reservorio U Inferior.
111
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113
ANEXOS
Anexo A: Estado Mecánico del Pozo Sacha-200
114
Anexo B: Registro de Cemento Pozo Inyector
115
116
117
118
Anexo C: Registro de Corrosión de Pozo Sacha-200D.
119