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Universidad Nacional de Ingeniera Facultad de Petroleo
1N17t OCEB
ESPACIAMIENTO EN1RE POZOS EN LA FORMACION MOGOLLON YACIMIENTO
BALLENA
TESIS
Para Optar El Ttulo Profesional De INGENIERO DE PETROLEO
William R. Navarro Cornejo PROMOCION 1981 1
LIMA PERU 1987
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ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS EN LA FORMACION MOGOLLON
YACIMIENTO BALLENA
CONTENIDO
1. INTRODUCCION
2. LA FORMACION MOGOLLON EN EL YACIMIENTO BALLENA NOROESTE DEL PERU
2.1 Geologa Regional
Marco Geolgico, Estratigrafa, Estructura, Evolucin Geolgica
2.2 Descripcin del Reservorio Mogolln
2.2.1 Geologa
2.2.2 Caractersticas del Reservorio
2.3 Historia Productiva
2.3.1 Completacin
2.3.2 Produccin
2.3.3 Presiones
3. METODOLOGIA PARA OPTIMAR EL ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS
3.1 Factores que Intervienen en el Espaciamiento de Pozos
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3.1.1 Factores Geolgicos
. Tamao y forma del yacimiento
. Espesor de la arena productiva
. Heterogeneidad
. La Trampa
3.1.2 Factores de Reservorio
. Porosidad, permeabilidad, permeabilidad relativa
. Fluidos contenidos en el Reservorio
. Presin Capilar
. Contactos de Fluidos
3.1.3 Factores Asociados a la Produccin
. Rgimen de Extraccin y Consideraciones Econmicas
. Reservas
. Area y Volumen de Drenaje
. Presiones Dinmica
. Interferencia de Pozos
3.2 Descripcin del Mtodo Propuesto
3.2.1 Asunciones y Datos Bsicos
3.2.2 Modelo Propuesto
4. APLICACION DEL METODO AL YACIMIENTO BALLENA
4.1 Evaluacin de Reservas
4.2 Caudal Inicial y Curvas Tipo de Produccin
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4.3 Economa
4.3.1 Definiciones Previas
4.3.2 Parmetros Econmicos Utilizados
4.3.3 Evaluaciones Econmicas
5. CONCLUSIONES
6. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
7. TABLAS
8. FIGURAS
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1.
INTRODUCCION
El yacimiento Ballena cuya produccin de petrleo proviene de las
formaciones Mogolln,
Ostrea,
Echino,
Hlico
del Terciario, se en-
cuentra ubicado en el Noroeste del Per, en la provincia de Talara,
Departamento de
Piura.
Se halla comprendido entre las coordenadas N
1619000-1622000 y E 1144000-1147500, cubriendo un rea de 3,500
acres, de los cuales se han desarrollado 2,500. La mayor produccin
proviene de la formacin Mogolln que ha acumulado 3.8
MMB1s.
de pe-
trleo a travs de 36 pozos perforados a un
espaciamiento
entre 40 y
70 acres.
El
espaciamiento
entre pozos productores de petrleo en Noroeste del
Per, particularmente en el rea de Ballena, es un aspecto crtico en
la explotacin racional de yacimientos y su
optimacin
debe estar ba-
sada en consideraciones tcnicas y econmicas.
Las consideraciones tcnicas estn relacionadas con la magnitud de
las reservas y el conocimiento de las variaciones espaciales de las
caractersticas de los
reservorios,
por lo que resulta necesaria la
perforacin de varios pozos, a fin de obtener informacin confiable
de los fluidos y de la geometra y caractersticas de la roca
reser-
vorio.
Las consideraciones econmicas se refieren al precio, costo y
demanda de hidrocarburos.
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En el Noroeste del Per se han publicado pocos trabajos acerca del
espaciamiento entre pozos. En uno de estos trabajos, efectuado en el
rea de operaciones costafuera (1)
, se ha asumido que la determina-
cin del espaciamiento entre pozos es principalmente un problema eco-
nmico y se ha desarrollado un mtodo para maximizar el Valor Actual
Neto de proyectos de desarrollo, en funcin del espaciamiento, mante-
niendo constantes el factor de recuperacin y las caractersticas de
las curvas de declinacin.
En la mayora de los casos, los resultados de las evaluaciones econ-
micas efectuadas solamente con este enfoque, proporcionan una idea
posterior del espaciamiento que habra sido conveniente utilizar, ya
que generalmente se obtienen cuando los yacimientos han sido desa-
rrollados casi totalmente. Debido a tales circunstancias, no siempre
es posible conciliar la ubicacin real de los pozos perforados con la
red de espaciamiento ptimo. Sin embargo, los resultados siempre son
de utilidad, puesto que permiten determinar cuando menos, el nmero
de pozos necesarios para explotar el yacimiento y calcular el nmero
adicional de pozos, en caso de ser necesarios, para producir el resto
de petrleo recuperable.
Este trabajo presenta una modificacin que generaliza el mtodo ante-
rior, considerando tanto los aspectos econmicos como tcnicos de la
explotacin de yacimientos, y se propone un procedimiento para deter-
minar el espaciamiento ptimo entre pozos en el yacimiento Ballena,
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formacin Mogolln. El mtodo propuesto implica incorporar en el mo-
delo econmico los parmetros de las curvas de declinacin tpicas y
la variacin del factor de recuperacin con el espaciamiento,
estima-
dos a partir del comportamiento productivo de los bloques desarrolla-
dos en reas vecinas.
An cuando en este trabajo se presenta la aplicacin del mtodo en el
yacimiento Ballena, hay suficiente razn para afirmar que puede ser
usado en otras reas y formaciones del Noroeste
del Per.
Durante la realizacin del presente trabajo se cont con la colabora-
cin de varias personas, a quienes expreso mi reconocimiento: Al
Ing. Jos Sierra, por su asesoramiento y aporte de ideas; al
Ing. Ma-
nuel Cceres, por su revisin y discusin del mtodo y resultados>
al
Ing. Adrin
Montoya, por los comentarios y revisin de la parte
geo-
lgica; y en especial al personal de Ingeniera de Petrleo de Petr-
leos del Per.
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2. EL YACIMIENTO BALLENA DEL NOROESTE DEL PERU
El yacimiento Ballena est ubicado en el Noroeste del Per, en la
provincia de Talara, Departamento de Piura. Se halla comprendido en-
tre los kilmetros cuadrados N-30, N-28, L-29 y L-28 del sistema de
coordenadas locales (Figura N 1).
El campo fue descubierto en el ao 1925, perforndose por las forma-
ciones superficiales; a la fecha se han perforado 148 pozos hasta una
profundidad mxima de 9000 pies. Actualmente produce 1100 BOPD.
Geogrficamente el yacimiento Ballena se ubica en el rea El Alto, en
la faja de terreno entre los cerros Amotape
y el Ocano Pacfico, la
que est formada por terrazas de origen marino conocidas en la regin
con el nombre de "Tablazos", los cuales se extienden por toda la cos-
ta norte del pas en tres niveles principales. Los cerros Amotape,
situados al este del rea con una elevacin mxima de 710 metros,
constituyen el accidente topogrfico ms importante de la regin.
El clima es caluroso y seco, correspondiente a una zona desrtica.
Las lluvias son espordicas, presentndose siempre entre los meses de
Marzo y Abril. El verano es muy caluroso y con un rgimen de vientos
tranquilos y el invierno es templado, caracterizndose por los vien-
tos intensos del suroeste.
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El desarrollo industrial en esta parte de la costa norte est princi-
palmente relacionado con la explotacin del petrleo y en una pequea
escala con la industria pesquera.
La ciudad ms cercana al yacimiento es El Alto, siendo la ms impor-
tante de Talara, capital de la provincia del mismo nombre. Todos los
campos petrolferos del noroeste del Per cuentan con una red densa
de carreteras en servicio, que facilitan enormemente la accesibilidad
a cualquier lugar de la regin.
2.1 Geologa Regional
Geolgicamente el yacimiento Ballena se encuentra ubicado en la
Cuenca Talara, que junto con las cuencas Progreso al norte y Se-
chura al sur, constituyen una unidad geotectnica denominada
Zcalo de la Costa.
El Zcalo de la Costa es un tipo de plataforma costanera mvil,
la que a travs del tiempo geolgico ha estado unas veces sumer-
gida constituyendo lugar de sedimentacin y otras, emergida
estando sujeta a fallamiento y erosin (Montoya A., 1986).
Los sedimentos de la Cuenca Talara son de edad cretcea y ter-
ciaria, alcanzan un espesor de ms de 20,000 pies y se han depo-
sitado en discordancia angular sobre rocas de edad paleozoica,
al que se considera como "Basamento" de la regin.
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La secuencia estratigrfica
presente en la Cuenca Talara est
bien determinada y comprende formaciones cuya edad abarca desde
el paleozoico al reciente, con varias discordancias entre
ellas. La edad, relaciones y caractersticas estratigrficas
de
estas formaciones son, en general bien conocidas.
Litolgicamente la secuencia
estratigrfica de la Cuenca Talara
consiste de sedimentos marinos y fluvio-deltaicos
clsticos que
vienen desde calizas hasta conglomerados en todos los rangos in-
termedios.
Los sedimentos del paleozoico presentan metamorfismo incipiente
y se encuentran de moderada a intensamente fracturados (porosi-
dad secundaria), mientras que los del cretceo y terciario pre-
sentan porosidad primaria y a menudo tambin porosidad
secundaria de fracturas (en calizas,, areniscas y conglomerados
bien compactados).
El rasgo estructural predominante en el Zcalo de la Costa del
noroeste -del Per es el intenso fallamiento
normal en bloques,
como resultado de esfuerzos tectnicos tensionales
a que ha es-
tado sometida el rea, principalmente durante la Orogenia Andi-
na, desde mediados del Cretceo hasta el Plioceno.
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Este fallamiento normal ha dado lugar a grandes contrastes es-
tructurales con reas relativamente levantadas, denominadas
"Altos" y reas negativas denominadas "Artesa". Ambas tienen un
eje principal con direccin general Este-Oeste y se alternan su-
cesivamente en direccin Norte-Sur.
Localmente el fallamiento normal delimita el rea de los yaci-
mientos individualizndolos de los vecinos y controlando la dis-
tribucin de fluidos en cada uno de los reservorios presentes en
el mismo.
Durante el paleozoico, las aguas marinas invadieron la regin,
principalmente en el Devnico, Missisipiano, Pensilvaniano y
Trmico, siendo las rocas del Grupo Amotape las representantes
de este evento. Estas rocas, posteriormente fueron expuestas a
la erosin durante la orogenia del Paleozoico Tardo.
En el mezosoico se depositaron las calizas Muerto-Pananga y los
conglomerados de Sandino, las lutitas calcreas de Redondo, las
arenas y lutitas de Monte Grande, las arenas conglomerticas de
Ancha y las lutitas de Petacas.
Durante el mesozoico se depositaron las arenas de la formacin
Mesa y las lutitas de Balcones.
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A principios del Eoceno Inferior se reinicia la sedimenacin de
los conglomerados de Basal Salina, siguiendo las lutitas de San
Cristbal, los conglomerados y areniscas de la formacin Mogo-
lln y las secuencias de Cerro Pardo, Cerro Tanque, Palegreda,
Parifas y Chacra, en el sur> y Ostrea y Echino Insitu en el nor-
te.
En el Eoceno Medio, se depositan los sedimentos de las formacio-
nes Talara y Pozo con algunos depsitos de Canal (Formacin B-
lico). En el Eoceno Superior se depositan los sedimentos de las
formaciones Verdan, Chira, Mirador, Cone hill. Durante el Pleis-
toceno, se llev a cabo la depositacin de las terrazas marinas
denominadas Tablazos, las cuales no muestran efecto alguno de
fallamiento.
2.2 Descripcin del Reservorio Mogolln
La formacin Mogolln es uno de los principales productores de
petrleo en el Noroeste del Per y en especial en el yacimiento
Ballena.
2.2.1 Geologa
. Estructura
El mapa de contornos estructurales, a lneas rectas,
referido al tope de la formacin Mogolln en el rea
EL ALTO y en el yacimiento Ballena, (Figura N 2),
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muestra que el
reservorio
Mogolln est constituido
por bloques estructurales principales, limitados por
fallas normales. A su vez, dichos bloques se encuen-
tran dislocados por fallas normales de carcter secun-
dario, siendo ste el caso del bloque en estudio.
Las fallas mayores delimitan los yacimientos indivi-
dualizndolos y controlando la distribucin de los
fluidos.
Factores determinantes para este control, lo constitu-
yen la relacin salto vertical de la falla
vs.
espesor
de los
reservorios,
de los cuales depende que una fa-
lla pueda comportarse como barrera de permeabilidad al
poner en contacto un
resevorio
con una formacin im-
permeable o como va de circulacin de fluidos, al co-
municar a dos
reservorios.
Este hecho es de primera
importancia al tener que considerar el rea ptima de
drenaje para explotar un yacimiento, sobre todo si en
l existen varios horizontes petrolferos de espesor y
calidad diferentes entre s.
.
Estratigrafa
La secuencia
estratigrfica
en el rea est
representada por formaciones, cuyas edades varan
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desde el Paleozoico (formacin Amotape) hasta el re-
ciente (formacin Tablazo). En la Figura N 3 se pre-
senta la columna estratigrfica atravezada.
La formacin Mogolln del Eoceno Inferior, consta de
tres miembros importantes:
a. Mogolln Superior
b. Mogolln Medio
c. Mogolln Inferior
Dado el alto grado de redondez relativo en relacin al
tamao de las partculas de cuarzo y al transporte re-
lativamente corto desde su origen de procedencia, se
puede concluir que los sedimentos de la formacin Mo-
golln provienen de rocas pre-existentes del Paleozoi-
co y Cretceo, es decir, que han tenido anteriormente
por lo menos dos ciclos de sedimentacin. La direc-
cin aproximada de aporte del material es de noreste a
suroeste.
. Textura
El tamao de grano es variable, desde muy grueso a fi-
no y de regular seleccin, principalmente con rodados
que alcanzan de 3 a 4 cros. de espesor y areniscas de
grano grueso con estratificacin cruzada en ngulo de
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45. Los espesores de los sedimentos varan de 30 a
50 metros) las
limolitas
arenosas son segundas en im-
portancia.
.
Roca Madre
En relacin a la roca madre que ha aportado el petr-
leo al
reservorio
Mogolln, seran los mismos estratos
u horizontes de
lutitas
(Miembro Medio) de la forma-
cin Mogolln, as como las formaciones
Ostrea
y San
Cristbal, las cuales a su vez estn actuando como ro-
ca sello.
Indudablemente, las rocas madres de petrleo fueron
depositadas desde el
Pre-Cambriano
durante los pero-
dos de mayor
sumergencia,
con climatologa favorable,
gran desarrollo de la vida animal y
exhuberante
creci-
miento de las plantas.
.
Rocas Sellos
Las rocas sellos del yacimiento impiden no slo el es-
cape del petrleo y el gas, sino tambin de la masa
inferior de agua que generalmente se encuentra presen-
te en el yacimiento, y a travs de la cual pasaron los
hidrocarburos para quedar encerrados dentro de la
trampa.
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Ambiente de Deposicin (Tomado de Carozzi, A., 1975)
La formacin Mogolln es el tipo de relleno longitudi-
nal axial de la parte norte de la Cuenca Talara; se ha
depositado en por lo menos cuatro sistemas yuxtapues-
tos, que abarcan desde el medio fluvial en el norte,
el de conos de depositacin sumergidos y finalmente
turbiditas en el sur, pero sin un delta intermedio
(Figura N 4).
En el Area "El Alto" la formacin Mogolln se ha depo-
sitado por los procesos de "redepositacin", es decir
sedimentos que se acumularon en forma inestable en
aguas fluviales con influencia marina de aguas poco
profundas y fueron retrabajados o resedimentados;
siendo los principales mecanismos de depositacin el
flujo de escombros y flujo de granos. La produccin
de la formacin Mogolln proviene de porosidad secun-
daria y porosidad intergranular o primaria. Las sec-
ciones que generan un grado ms alto de fracturas son
las secuencias de conglomerados y areniscas conglome-
rdicas que son ms rgidas a los esfuerzos, en cambio
en las areniscas y limolitas el fracturamiento es
menor.
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Litologa (Paredes, J. 1986)
En la litologa se han determinado 3 miembros que a
continuacin se describen y se puede observar el
perfil tipo en la Figura N 5.
Mogolln Superior
Mogolln Superior muestra tres unidades bien diferen-
ciadas por las caractersticas litolgicas y valores
electrogrficos en los perfiles de pozos.
Chorro Superior
Areniscas blancas a grises de cuarzo hialino y lechoso
de grano medio a grueso firmes, en parte friables, in-
tercaladas con estratos delgados de lutitas abigarra-
das (marrn, rojizas, verdosas) de textura suave, ma-
sivas no calcreas. En el perfil elctrico muestra
poco desarrollo de la curva del potencial espontneo.
Chorro Inferior
Areniscas blancas y gris verdosas de cuarzo hialino,
lechoso y cuarcitas grano medio a grueso subredondea-
do, friable y conglomerados de cuarzo intercalado con
aislados estratos de lutitas abigarradas.
Presenta mejor desarrollo de la curva S.P. en el
perfil elctrico.
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Fuente
Areniscas grises y gris verdosas de cuarzo, poca cuar-
cita, de grano medio a grueso, conglomerados de cuarzo
semi-lechoso en matriz de areniscas finas a medias con
cemento poco calcreo delgadas intercalaciones de lu-
titas abigarradas, firmes masivas no calcreas. La
curva S.P. se presenta poco desarrollada en el perfil
elctrico.
Mogolln Medio
Lutitas grises, oscuras y limolitas grises, con granos
de glauconita, micromicceas compactas, masivas.
Mogolln Inferior
Areniscas grises de cuarzo, grano medio a grueso con
intercalaciones de conglomerados de cuarzo hialino y
semi-lechoso separados por capas delgadas de lutita
abigarrada.
La formacin Mogolln se extiende por toda el rea estu-
diada. Las tendencias de ms alta produccin coinciden
con la direccin de mxima energa del paleo-flujo del
noreste a suroeste que son paralelas al eje longitudinal
del relleno.
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Los mximos espesores penetrados para los diferentes
miembros en el yacimiento Ballena son:
Mogolln Superior 120U'
Mogolln Medio 1000'
Mogolln Inferior 900'
Para el bloque en estudio se perforar nicamente por Mo-
golln Superior.
2.2.2 Caractersticas del Reservorio
Siendo el espesor bruto de la formacin Mogolln superior
a los 1000', es difcil de interpretar el/los intervalos
productores, y por lo tanto, los valores de arena neta,
porosidad, permeabilidad y saturaciones promedios.
De los cores continuos obtenidos en el rea, se pudo
obtener que la porosidad de matriz vara entre 4.9 a 9.6%
y la permeabilidad del sistema reservorio
vara de 0.05 a
4.2 milidarcys,
con un promedio de 0.87 md.
Del mismo modo de la observacin directa de los cores, se
estim que entre el 25 y 40% de los cores, contenan
mi-
crofracturas, de los cuales aproximadamente la mitad de
las fracturas estaban abiertas y el resto, rellenas de
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calcita. Se lleg a estimar que estas fracturas contri-
buiran con aproximadamente el 0.2% del volumen bruto en
la porosidad del reservorio. La contribucin primordial
de las fracturas es la de incrementar la permeabilidad y
por lo tanto, facilitar el acceso de petrleo al pozo.
Para la evaluacin de las saturaciones de fuidos, no se
cuenta con anlisis especiales, debido a la muy baja per-
meabilidad observada y a la poca informacin con que se
cuenta, razn por la cual se han tomado valores obtenidos
en forma indirecta a travs de correlaciones de Sw vs.
altura relativa (Figura N 6).
. Propiedades de los Fluidos del Reservorio
En el comienzo de la explotacin del reservorio Mogo-
lln no se obtuvieron muestras de fluidos.
A efecto de poder determinar las propiedades PVT de
los fluidos, se ha utilizado la correlacin preparada
para el rea EL ALZO (Chira P., Navarro W., 1986).
Estos valores se pueden observar en las Figuras 7 y 8.
2.3 Historia Productiva
La formacin Mogolln es altamente productiva en el Noroeste del
Per. La produccin total acumulada en las reas operadas por
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PetroPer en el Noroeste es de 920 MMB1s. al 31.12.85, de los
cuales 122 MMB1s. corresponden a la produccin de la formacin
Mogolln.
En el Area Lima esta participacin es mayor; con una produccin
acumulada de 8.3 MMB1s. de los 54 MMB1s. producidos en dicha rea.
Las reservas remanentes en el Area Lima son del orden de 39
MMB1s. para la formacin Mogolln.
En el yacimiento Ballena, la produccin acumulada al 31.12.85 es
de 6.2 MMB1s., de los cuales 3.8 MMB1s. pertenecen a la forma-
cin Mogolln.
En los yacimientos Pesa Negra y Verde, al oeste del yacimiento
Ballena, la recuperacin final por pozo es de 150 MB1s., a un
espaciamiento promedio de 48 acres; hacia el sur en el yacimien-
to Central, la formacin Mogolln an no ha sido muy bien eva-
luada. Actualmente en este yacimiento se est efectuando un
proyecto de inyeccin de agua en las formaciones Echino-Hlico.
http://MMB1s.alhttp://MMB1s.al
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Por el este se encuentran los yacimientos Somatito-Zapotal, cuya
recuperacin final es de 160 MB1s., en promedio por pozo, a un
espaciamiento de 45 acres.
Por lo tanto, el potencial productivo promedio de la formacin
Mogolln es bastante similar en toda el rea denominada EL AL-
TO. El comportamiento productivo tambin es similar en toda el
rea, teniendo un desarrollo de la curva de produccin acumulada
del tipo hiperblico en los primeros seis meses a un ao y luego
exponencial; sto probablemente se deba al fracturamiento que es
necesario realizar, para obtener produccin comercial.
2.3.1 Completacin
En el yacimiento Ballena, los primeros pozos fueron per-
forados a cable por las formaciones superficiales (Lchi-
no-Blico), a una profundidad promedia de 3500', siendo
completados con laina preperforada. Estos pozos fueron
producidos desde el inicio de su vida productiva con uni-
dad de levantamieto artificial (bombeo mecnico y gas
lift).
Posteriormente el sistema de perforacin fue generalizado
mediante perforacin rotaria, utilizando un peso de lodo
entre 10.5 y 13.5 lb/gal. para la formacin Mogolln.
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Para completar el pozo se utilizaba casing corrido de 4
1/2", llegando a estandarizar posteriormente a 5 1/2".
Para la apertura a produccin se utilizaron balas con una
densidad de 1 a 2 tiros por pie; con el advenimiento de
la
estimulacin
mediante
fracturamiento,
esta apertura
cambi, debido a que se utiliz la tcnica de entrada li-
mitada, donde por aproximadamente 200' de arena bruta se
baleaba con 16 a 30 balas, el cual era estimulado a un
caudal de 12
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16
BPM.
Actualmente, el pozo es completado mediante
baleo-fract;
se utiliza de 20-30 jets de 1/2" por etapa (aproximada-
mente 150' de arena bruta), estimulando mediante
fractu-
ramiento
hidrulico a un caudal de 25-34
BPM
con aproxi-
madamente 500
Bls.
de crudo por etapa.
Los primeros pozos perforados en el rea por la formacin
Mogolln fueron los pozos exploratorios 1133, 1690, 1700
entre los aos 1955
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1967, a partir de los cuales se de-
sarroll el campo mediante la perforacin de 33 pozos
adicionales a un
espaciamiento
variable
entr
40 y 70
acres.
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El bloque en estudio fue descubierto por el pozo explora-
torio 5705 que encontr un nivel de saturacin de agua a
-6830' y con una baja productividad de la formacin Mogo-
lln (produccin inicial 70 x 23 x 24 hrs.
x 1/4" ST),
lo
cual no permiti continuar con el desarrollo del bloque.
Una posterior reinterpretacin
geolgica permiti la per-
foracin del pozo 6767 (ao 1985) que confirm el poten-
cial productivo del bloque (produccin inicial 159 x 5 x
24 hrs.
x 1/4"), permitiendo una revisin estructural y
estratigrfica del bloque.
2.3.2 Produccin
El acumulado total al 31.12.85 por la formacin Mogolln
es de 3'800,000 Bls.
correspondiente a 36 pozos. La re-
cuperacin final estimada por pozo a un espaciamiento
de
40 acres es de 70,000 Bls.
y para uno de 70 acres es de
140,000.
La mxima produccin acumulada de un pozo es de 283,000
Bis. y la mnima de 26,250
Bls.
En las Figuras 9 al 14 se puede observar el comportamien-
to productivo para tres pozos que se encuentran dentro
del bloque en estudio.
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La recuperacin final estimada, mediante la extrapolacin
de las curvas de caudal de produccin (BOPD) vs. tiempo y
y caudal de produccin (BOPD) vs. acumulado por pozo, pa-
ra el yacimiento es de 3'950,000 Bls., lo cual correspon-
de a un factor de recuperacin del 8%.
2.3.3 Presiones
En los pozos perforados en el rea, se han tomado nica-
mente cuatro pruebas de presin de fondo de cuyo anlisis
se ha calculado que la presin original del reservorio
sera de 2842 psi a -6800'.
La presin de burbuja obtenida a travs de las correla-
ciones es de 1634 psi, lo cual nos indica que el reservo-
rio estuvo originalmente sobre la presin de burbuja.
La ltima presin de fondo registrada da una presin ac-
tual de 1560 psi a -6800', lo cual indica un grado de de-
pletacin de 45% en la zona de mayor densidad de pozos.
En el bloque en estudio, la presin registrada en el l-
timo pozo perforado fue de 2205 psi a -6800'.
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3. METODOLOGIA PARA OPTIMAR EL ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS
Para el propsito del presente estudio el espaciamiento se define co-
mo el nmero de acres drenado por pozo al lmite econmico. Esta
rea de drenaje se ir incrementando conforme transcurra el tiempo.
Los arreglos ms comunes en el desarrollo primario son:
Arreglo Uniforme El arreglo uniforme de puntos de drenaje en un
yacimiento permite un drenaje uniforme y por tanto, es aplicable en
yacimientos cuyos mecanismos de produccin predominantes sean el de
impulsin por gas en solucin.
El arreglo uniforme puede efectuarse siguiendo dos modelos geomtri-
cos: el rectangular y el triangular, cuyos puntos quedan distanciados
uniformemente entre s, con el objeto de que todas las partes del ya-
cimiento resulten igualmente drenadas por los pozos productores.
Arreglo Cuadrado: En el arreglo cuadrado, los pozos se localizan en
los nudos de una red, cuyas lneas se cortan entre s en ngulo de
900 formando cuadrados. Las reas de drenaje de los pozos son tam-
bin cuadrados con lados iguales a la distancia entre los pozos. Es-
te arreglo permite aumentar o disminuir la densidad de los pozos se-
gn las necesidades de puntos de drenaje. Si se localizan pozos adi-
cionales en los centros de los cuadrados, por ejemplo> se reduce
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el rea de drenaje y el espacio entre pozos. Este arreglo rectangu-
lar interespaciado es conocido como el "cinco-puntos".
Arreglo Triangular: En el arreglo triangular equiltero, los pozos
se localizan en los nudos de una red, cuyas lneas se cruzan en ngu-
los de 60 formando tringulos equilteros y hexgonos regulares. El
rea de drenaje asociada a cada pozo es un hexgono regular, cuyos
lados se construyen uniendo los centros de los tringulos equilte-
ros. Este arreglo triangular tambin se conoce como "siete-puntos",
ya que seis pozos se localizan en los vrtices de un hexgono regular
y un sptimo pozo se localiza en el centro del mismo hexgono. El
arreglo triangular tambin permite aumentar o disminuir la densidad
de los puntos de drenaje. Si se duplica el espacio de los pozos, se
cuadruplica el rea de drenaje, respectivamente.
3.1 Factores que Intervienen en el Espaciamiento de Pozos
La planificacin necesaria para determinar el espaciamiento en-
tre pozos en un reservorio de petrleo est supeditado a tres
factores tcnicos: geolgico, reservorios y factores asociados a
la produccin.
Los puntos ms extremos de captacin del petrleo producido,
define su volumen de drenaje; sin embargo, cuando el espesor y
las otras propiedades de la roca reservorio son uniformes, dicho
volumen se puede expresar como rea de drenaje.
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- 24 -
La magnitud del drenaje est influenciado por dos tipos de fac-
toress
Factores del reservorio, permeabilidad, porosidad,
tamao, forma y continuidad de la roca reservorio y
agua asociada al petrleo.
Factores de produccin, caudal de los pozos y el
espaciamiento.
En el caso ptimo de espaciamiento entre pozos debe guardar una
estrecha relacin con el rea de drenaje, de tal modo que se
pueda drenar el reservorio en forma eficiente tcnica y econmi-
camente.
Los factores que a continuacin se indican se encuentran ntima-
mente ligados, por lo que se indica en forma simple, la influen-
cia del factor considerando el resto de propiedades constantes.
3.1.1 Factores Geolgicos
Tamao y Forma del Yacimiento
El tamao del reservorio nos proporciona el rea a
desarrollar y en combinacin con el espesor nos
proporcionar el petrleo insitu.
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- 25 -
La forma del yacimiento nos indicar el tipo de arre-
glo que se podr aplicar para extraer dichas reservas,
es decir, el arreglo ptimo que permita un mejor dre-
naje.
Esta localizacin apropiada de los pozos de produccin
es un factor muy importante, debido fundamentalmente
al hecho de que en realidad los yacimientos de hidro-
carburos no poseen una continuidad perfecta, ni pro-
piedades fsicas distribuidas uniformemente-, por tan-
to, es importante obtener la mayor cantidad de infor-
macin con el objeto de conocer mejor la geometra del
yacimiento.
. Espesor de la Arena Productiva
Hay una relacin estrecha entre el espesor de la arena
petrolfera y la recuperacin de hidrocarburos. Cuan-
to ms potente es una arena, la recuperacin es mayor,
an cuando puede existir que las diferentes partes de
la misma arena puede tener diferentes factores de pro-
ductividad, debido a cambios en porosidad y textura.
Luego cuando se tengan espesores potentes, es conve-
niente perforar a menor espaciamiento.
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Si la arena es de grano fino y el crudo pesado o vis-
coso, los pozos deben tener el mnimo espaciamiento,
inversamente si la arena es porosa, el petrleo no es
viscoso y hay bastante presin de gas, el espaciamien-
to debe ser mayor.
Para un espesor potente de arena neta es conveniente
perforar a menor espaciamiento, a fin de drenar efi-
cientemente el reservorio; y cuando el reservorio tie-
ne un espesor pequeo se debe perforar a un espacia-
miento mayor.
heterogeneidad
Tcnicamente ninguna roca debera ser llamada "unifor-
me", en la prctica sin embargo, las rocas reservorio
han llegado a ser conocidas como tal, de modo relativo
debido a que el espacio poroso vara muy poco en tama-
o y generalmente estn interconectados.
El grado en el cual la roca reservorio es uniforme in-
fluencia en la relacin en la cual el petrleo puede
ser desplazado eficientemente desde la roca.
Estratificaciones excesivas de la roca reservorio ori-
ginan el desplazamiento de fluidos ms susceptibles a
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- 27 -
digitaciones; a lo largo de permeabilidades altas
movindose rpidamente hacia el pozo, dependiendo del
espesor.
Todas las rocas porosas que tienen petrleo, muestran
variacin en el tamao y la forma de los espacios po-
rosos. Posteriormente, estas variaciones controlarn
el grado de recuperacin de petrleo de las rocas.
Bajo el proceso de desplazamiento por gas, el gas ten-
der a moverse ms fcilmente a travs de los canales
porosos grandes, debido a su baja viscosidad y gran
movilidad. Cuando el gas se mueve a travs de la are-
na, gran parte del petrleo residual tender a perma-
necer en los canales porosos de baja permeabilidad.
La roca reservorio puede existir como capas sucesivas,
cada una de las cuales tal vez sea relativamente uni-
forme, pero puede haber variaciones de permeabilidad y
de otras caractersticas entre las capas. La no uni-
formidad puede ser lateral (sto es, no continuo), de-
bido a que la roca en un rea tiene diferentes propie-
dades que la roca entre otras reas en una misma ca-
pa. Estas variaciones laterales pueden existir dentro
de grandes reas particulares comprendidas dentro del
reservorio o como pequeos lentes numerosos encerrados
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por roca de diferente permeabilidad o por lutitas sn
permeabilidad. Esta no uniformidad se debe a la forma
cmo se depositaron los sedimentos y al medio ambiente
reinante durante la historia geolgica.
Para reservorios heterogneos (fallados, con variacio-
nes laterales fuertes), es recomendable perforar a es-
paciamientos pequeos; en caso que el reservorio sea
homogneo depender fundamentalmente de las otras pro-
piedades de la roca reservorio.
Si la roca reservorio se encuentra a una gran profun-
didad, resulta en altas inversiones y altos costos de
operacin por pozo, por lo cual es conveniente perfo-
rar a un espaciamiento grande, en caso inverso si la
arena reservorio es superficial, se puede perforar a
un menor espaciamiento.
. La Trampa
Es el elemento que mantiene en su lugar al petrleo y
al gas de un yacimiento.
El trmino trampa fue introducido por primera vez por
Ivlc Colloug en 1934 y se le aplic a yacimientos de ca-
ractersticas tan diversas como obturaciones de asfal-
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- 29 -
tos, capas lenticulares, truncamientos, as como a los
plegamientos y fallas.
Actualmente, suele denominarse trampa a la configura-
cin geomtrica que contiene el petrleo, cualquiera
que sea su forma o su causa. Su caracterstica esen-
cial es que tiene la posibilidad de acumular y retener
en su interior al petrleo y al gas.
La trampa definir bsicamente el mecanismo de impul-
sin, el que a su vez definir el factor de recupera-
cin; permitiendo definir el petrleo recuperable.
3.1.2 Factores de Reservorio
El reservorio es aquella porcin de roca porosa y permea-
ble que contiene hidrocarburos lquidos y gaseosos, sus-
ceptibles de ser producidos. La composicin y textura de
la roca reservorio, as como su continuidad o falta de
ella, tienen primordial inters para la geologa del pe-
trleo. Los bordes de la roca reservorio pueden coinci-
dir con los bordes del yacimiento de petrleo y gas, pero
tambin puede ocurrir que la roca reservorio sea un dep-
sito de petrleo slo en reas favorable, a escala local,
a pesar de extenderse a lo largo de una amplia regin.
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- 30
-
Los factores que influyen en el espaciamiento
estn dados
por las propiedades petrofsicas
de la roca reservorio y
las propiedades de los fluidos contenidos en ella. Estas
propiedades definirn conjuntamente con el tamao del
yacimiento y espesor neto las reservas de petrleo insitu
y el petrleo recuperable>
as como la productividad del
reservorio. La capacidad para almacenar y producir
hidrocarburos est en funcin de dos caractersticas
esenciales de la masa de las rocas reservorios las cuales
son: porosidad y permeabilidad.
Porosidad.- Es la razn entre el espacio poroso y el
volumen total de la roca reservorio y por lo general
se le expresa como un porcentaje. Nos indicar la
cantidad de fluido que est almacenado en esta roca
reservorio y por lo tanto, influir directamente en la
cantidad de petrleo insitu.
El tamao y forma de los espacios porosos y el grado
de coneccin entre los espacios porosos tendr una in-
fluencia importante en la recuperacin.
Ms petrleo ser retenido en pequeos espacios poro-
sos, cuando el fluido debe seguir un camino tortuoso
para alcanzar el hueco.
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-
En muchos casos, bajos rates
de produccin pueden
incrementar la tendencia para que el fluido se desve
de espacios porosos ms tortuosos.
La porosidad vara mucho en la mayor parte de las
rocas reservorio, tanto lateral como verticalmente.
La razn entre el volumen total del espacio que ocupan
los poros y el volumen total de la roca se denomina
porosidad absoluta o total. Incluye a todos los
insterticios o huecos,
interconectados o no. Sin
embargo, la medida de porosidad que se usa comnmente
en los estudios sobre reservorios es la razn entre
los espacios que ocupan los poros interconectados
y el
volumen total de la roca, razn a la que se denomina
porosidad efectiva.
Por lo general, en los yacimientos de petrleo en el
Noroeste peruano, la porosidad es baja.
Los factores determinantes de una porosidad extremada-
mente baja, son a menudo, la arena sucia, el tamao
muy irregular de los granos y la existencia de una
proporcin muy alta de material matriz; a veces puede
deberse tambin a una fuerte cementacin de esos
constituyentes con slice, calcita o dolomita.
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- 32 -
En el Noroeste del Per las fracturas en rocas
provocan tipos frecuentes e importantes de porosidad
secundaria.
Para una porosidad intergranular alta es recomendable
perforar a un menor espaciamiento y para una porosidad
intergranular baja a un mayor espaciamiento, conside-
rando la misma permeabilidad. Si se tiene porosidad
secundaria, el espaciamiento depende ms de la permea-
bilidad que de la porosidad.
. Permeabilidad.- Es la propiedad que permite el flujo
de un fluido a travs de los poros interconectados de
un roca. En otras palabras, la permeabilidad es la
medida de la conductividad de fluidos que tiene una
roca, y es probablemente la propiedad aislada ms
importante de una roca reservorio.
La unidad de medida de la permeabilidad de una roca se
denomina Darcy en honor a Henry Darcy, que llev a
cabo experimentos con el flujo de lquidos a travs de
medios porosos en 1856.
La ley de Darcy que rige el flujo de los fluidos a
travs de un material poroso, se basa en el supuesto
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de que slo hay un fluido presente y que satura por
completo la roca. Sin embargo, en la naturaleza suce-
de que los espacios porales
de los reservorios contie-
nen gas, petrleo y agua en cantidades variables y
cada uno de estos fluidos se interfiere con los otros
y les impide el flujo. En los casos en que un fluido
no satura por completo la roca, que son los ms fre-
cuentes, la capacidad de la roca para conducir ese
fluido en la presencia de otros fluidos se denomina
permeabilidad efectiva a ese fluido. Las permeabili-
dades efectivas al agua, petrleo y gas se designan
como Kw,
Ko,
Kg. El cociente entre la permeabilidad
efectiva a cierto fluido en un ambiente de saturacin
parcial y la permeabilidad cuando la saturacin es del
100% (permeabilidad absoluta), se denomina permeabili-
dad relativa. Se la expresa como kg/k,
ko/k,
kw/k,
es
decir, la permeabilidad relativa al gas, al petrleo y
al agua, respectivamente; que varia entre cero cuando
la saturacin es ms baja y 1.0 cuando la saturacin
es del 100%.
Dado que el espacio poral
de todos los reservorios es-
t lleno de gas, petrleo y agua en proporciones va-
riables, la permeabilidad relativa de la roca a un
fluido en particular depende de la cantidad de satura-
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-
cin y naturaleza de los otros fluidos presentes, y
por lo tanto nos permitir determinar el comportamien-
to productivo de la formacin.
En realidad, siempre es necesario utilizar permeabili-
dades relativas, mejor que
permeabilidades a un fluido
en particular en los estudios de reservorio.
Generalmente, se mide la permeabilidad en forma para-
lela a los planos de estratificacin de la roca reser-
vorio. En resumen, podemos decir que la permeabilidad
depende mayormente del tamao de los poros abiertos y
el grado y tipo de cementacin entre los granos de
areniscas.
En reservorios con baja permeabilidad se debe perforar
a un esspaciamiento
cercano y en reservorios con alta
permeabilidad a un mayor espaciamiento.
Si existen grandes variaciones verticales de permeabi-
lidad que puedan ocasionar canalizaciones y conifica-
ciones, es conveniente perforar a un
espaciamiento
cercano y abrir a producccin selectivamente.
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- 35 -
Para efectos de evaluar el espaciamiento entre estos
casos, se debe tener en cuenta las permeabilidades ms
bajas.
. Fluidos Contenidos en el Reservorio
El contenido de fluidos consiste en agua, petrleo y
gas que ocupan el espacio poral efectivo dentro de la
roca reservorio. Los datos sobre el contenido del
reservorio deben obtenerse en forma indirecta, ya que
es imposible ver un yacimiento de petrleo y gas. Por
lo general, los mtodos que se usan son:
1. Examen de los fluidos contenidos en a: los testi-
gos y anlisis de cores especiales, b: los fluidos
del fondo del reservorio, ya sea por medio de
muestras llevadas hasta la superficie en disposi-
tivos para ensayos o bien con la ayuda de equipos
electrnicos (perfiles mediante un clculo indi-
recto mediante medidas de resistividad) y c: las
muestras de superficie de los fluidos del reservo-
rio, tal como se obtienen en los pozos productores.
2. El estudio de la historia de produccin del reser-
vorio. La distribucin del gas, el petrleo y el
agua en el reservorio petrolfero depende de la
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interrelacin de factores como: las permeabilida-
des relativas, saturaciones relativas del espacio
poral con cada uno de los fluidos, presiones capi-
lares y de desplazamiento, condiciones hidrodin-
micas del reservorio, porosidad, permeabilidad,
etc.
La mojabilidad est definida como el grado de
preferencia que muestra la superficie de la roca a los
diferentes fluidos existentes en el medio poroso, que
el petrleo ocupa la parte media del canal poroso.
Los reservorios con fluidos distribuidos de este modo
se denominan mojados por agua, una clasificacin a la
cual pertenece la gran mayora de reservorios.
Se dispone de poca informacin acerca de la distribu-
cin de los fluidos en rocas mojadas por petrleo. En
este trabajo se discutir el sistema de rocas mojadas
por agua, debido a que su aplicacin es ms general.
La saturacin del agua es aquella fraccin de los
insterticios ocupada por agua (tambin expresado en
porcentaje).
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-
La ntima vinculacin entre el agua intersticial
y el
petrleo y el gas hace que aquella tenga particular
importancia para la acumulacin y extraccin del
petrleo.
En los campos petrolferos del noroeste peruano, las
caractersticas del agua de formacin varan amplia-
mente en sus constituyentes qumicos y en la concen-
tracin de sus iones, dando una particularidad distin-
ta al agua de cada formacin. Estas variaciones se
dan lateralmente de un reservorio
a otro.
La saturacin de agua influir directamente en las re-
servas. A mayor saturacin de agua menos hidrocarbu-
ros, por lo cual es conveniente perforar los pozos a
un mayor espaciamiento;
y a una menor saturacin de
agua, mayor cantidad de Hlc
y se puede perforar a un
mayor espaciamiento.
Las viscosidades
del petrleo y del fluido desplazante
(gas) juegan papeles importantes en la determinacin
de la facilidad con que el petrleo es expulsado a
travs del espacio poroso de la arena reservorio
y el
grado en que al petrleo se le permite pegarse a los
granos de arena del reservorio
para permanecer como
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petrleo residual. Similar al caso del flujo en
tuberas, los petrleos de alta viscosidad no fluyen
tan fcilmente como lo haran los menos viscosos
Cuando un petrleo de alta viscosidad es empujado por
un fluido de ms baja viscosidad, el petrleo de
preferencia se pega a las paredes de los canales
porosos, permitiendo que el fluido desplazante de baja
viscosidad se mueva hacia adelante. De all que bajas
recuperaciones de petrleo, generalmente se obtienen
de reservorios donde se tiene petrleo de alta
viscosidad. La viscosidad del petrleo cambia con una
cada de presin y depende en bastante grado del
cambio de densidad cuando cae la presin y el gas se
libera. Cuando se reduce la presin, los componentes
ligeros dejan la mezcla para formar la fase gaseosa,
haciendo que el petrleo remanente sea ms pesado.
Como consecuencia de este cambio, la viscosidad se
incrementa. Este incremento en la viscosidad hace que
el petrleo se convierta en menos movible o que se
mueva con gran dificultad en el reservorio. De all
que es deseable prevenir que el gas en solucin sea
liberado sin control en el reservorio, sto puede
lograrse evitando la cada de presin en el reservorio.
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- 39 -
El gas en solucin en reservorios con empuje de gas
disuelto, cuando son liberados o cuando cae la pre-
sin, proporcionan la accin desplazante que permite
la recuperacin de petrleo. Considerando slo este
factor, mientras gas en solucin se encuentre, mayor
ser la energa para desplazar el petrleo. Sin em-
bargo, el grado de encogimiento del petrleo depende
tambin de la cantidad de gas en solucin mientras ma-
yor sea la cantidad de gas en solucin, mayor ser el
grado de encogimiento del petrleo cuando se libera el
gas. La cantidad de gas disuelto en el petrleo
tambin influencia a la viscosidad del petrleo, debi-
do a que cuando el gas es removido del petrleo, la
viscosidad del petrleo se incrementar. El incremen-
to en las caractersticas de encogimiento y en la vis-
cosidad tendern a reducir la recuperacin de petr-
leo, de este modo disminuir la tendencia hacia un
incremento de recuperacin, debido a la presencia de
grandes cantidades de gas disuelto. Generalmente, se
presenta a bajas presiones, grandes cantidades de gas
disuelto en petrleo saturados que en un mecanismo de
empuje de gas en solucin normal, sin embargo, compa-
rando con los otros mecanismos, la recuperacin en un
mecanismo por empuje de gas en solucin es bastante
bajo.
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- 40 -
Para viscosidades altas de petrleo es conveniente
perforar a un espaciamiento corto y si la viscosidad
es pequea, a un espaciamiento mayor.
. Presin Capilar
Est definida como la presin diferencial que existe
entre dos fluidos (ambos lquidos o un lquido y un
gas) como resultado de la tensin interfacial que los
separa:
Pc = Phc - Pw
Dos de los efectos importantes de la presin capilar
sobre los yacimientos petrolferos y gasferos son:
a. Controla la distribucin original, esttica de los
fluidos dentro de un reservorio no descubierto
an, y
b. Provee el mecanismo por el cual el petrleo y el
gas se mueven a travs de los espacios porales del
reservorio hasta quedar en reposo. La presin
capilar y las saturaciones de los fluidos se
combinan para determinar la distribucin de los
mismos dentro del esquema poroso de la roca.
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- 41 -
El petrleo es slo una pequea fraccin del total de
fluidos de la roca reservorio, pero el descubrimiento
y la extraccin de esta pequea fraccin son enorme-
mente importantes en la industria del petrleo.
El gas natural de un reservorio petrolfero consiste
en los gases hidrocarburos de bajo punto de ebulli-
cin, y puede variar entre cantidades mnimas disuel-
tas en el petrleo hasta el 100% del contenido
petrolfero.
La relacin gas-petrleo de la formacin, conocida
generalmente como relacin gas-petrleo simplemente
(Rs), es el nmero de pies cbicos de gas por barril
de petrleo, tal como se encuentra en el reservorio.
La relacin gas-petrleo de produccin (GOR) es la
relacin de gas-petrleo del petrleo extrado y es
por lo general superior a la relacin gas-petrleo
(ks) de la formacin.
En resumen, podemos decir que cada uno de los fluidos
presentes agua, petrleo y gas natural, varan mucho
en sus propiedades fsicas y qumicas las que resultan
indispensables conocer para una extraccin eficaz y
ptima del yacimiento.
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Contactos de Fluidos
La localizacin de los pozos completados definen el
grado de control sobre el mecanismo y los contactos
gas-petrleo y/o petrleo-agua; para un reservorio con
un contacto de gas-petrleo definido y el reservorio
es uniforme (consideramos que no est estratificado),
los intervalos completados debern estar localizados
en la parte inferior de la zona de petrleo. Estas
completaciones inferiores tienden a ser ayudadas por
la segregacin gravitacional, que permitir incluso la
formacin de un casquete de gas, con sl gas liberado
del petrleo al caer la presin, incrementando de este
modo la recuperacin.
Un reservorio con mecanismo de gas en solucin en una
arena delgada con un alto ngulo de buzamiento debe
ser ms controlado por tener completacin irregular,
pero en la parte inferior de la estructura; conforme
al tamao y forma del reservorio.
Para aquellos reservorios que tienen definido un con-
tacto agua-petrleo, los pozos pueden ser espaciados
en un arreglo regular. Si la arena reservorio es po-
tente y un bajo ngulo de buzamiento, los intervalos a
completar debern estar en la parte alta de la estruc-
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- 43
-
tura, lo que permitir producir petrleo por un
perodo prolongado sin la invasin de agua.
Si el reservorio es una arena delgada con alto buza-
miento, la mejor forma es un arreglo irregular, consi-
derando las caractersticas de la estructura, las
completaciones) por lo tanto, deberan se realizadas
en la parte alta de la estructura, disminuyendo la
posibilidad de la irrupcin temprana del agua. En
estos casos, lo recomendable es perforar a un mayor
espaciamiento.
Cuando se tiene un mecanismo combinado (contactos
definidos gas-petrleo, agua-petrleo), es necesario
definir cul es el mecanismo predominante,
si se cono-
ciera que el empuje de agua predomina la completacin,
se debe realizar en el tope de la estructura.
De otro lado, si el soporte del acufero es pequeo,
el mecanismo de gas en solucin controlar las
condiciones de produccin> por lo tanto, lo
recomendable es completar en la parte inferior de la
estructura.
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- 44 -
La mejor aproximacin se obtiene cuando se perfora los
pozos y se obtiene el mximo de informacin, permi-
tiendo identificar el mecanismo predominante.
Las reglas empricas no pueden ser usadas porque las
propiedades fsicas y las caractersticas de produc-
cin estn dadas por la ubicacin del pozo.
Por lo tanto, el primer y ms importante problema a
responder es la naturaleza de la complejidad del
reservorio, de cuyas caractersticas depender el
desarrollo del reservorio.
3.1.3 Factores Asociados a la Produccin
Rgimen de Extraccin y Consideraciones Econmicas
Los reservorios de petrleo y/o gas son recursos natura-
les agotables y tienen por lo tanto, un tiempo limitado
de vida que afectar el valor de la utilidad, de un modo
que generalmente no se aplica a una propiedad industrial.
El valor capital de los reservorios disminuye con el
tiempo, de all que la tasa de retorno de la inversin,
ganancia de capital, intereses del capital son factores
primordiales en las operaciones de produccin de petrleo
y/o gas.
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45
-
Los ms grandes beneficios se obtienen a grandes caudales
de produccin de una cantidad de recuperacin dada.
La utilizacin adecuada del mejor mecanismo de empuje del
reservorio
y la obtencin del mejor desplazamiento para
un mecanismo dado, requiere un total conocimiento del
reservorio
y un adecuado aprovechamiento depender de los
muchos factores fsicos que gobiernan el comportamiento
productivo del
reservorio.
Los resultados tericos y prcticos del comportamiento de
reservorios,
han mostrado que el caudal de extraccin del
petrleo tendr significativa influencia sobre la efi-
ciencia de recuperacin, en un gran cantidad (no todos)
de
reservorios.
No existe una frmula simple para establecer un caudal
eficiente o un caudal ptimo de produccin, debido
simplemente a que las caractersticas fsicas de todas
las partes del
reservorio
no pueden establecerse y
fundamentalmente a que el
reservorio
puede ser producido
una sola vez.
Nadie puede aplicar ecuaciones y frmulas para predecir
(con alguna certeza de precisin) el comportamiento de un
-
- 46
-
reservorio a cientos de pies del pozo, si no se tiene mo-
do de obtener informacin sobre las caractersticas fsi-
cas de la formacin y su contenido de fluidos en esa por-
cin del reservorio. De all que uno puede confiar en
las tendencias del comportamiento del reservorio y los
factores caractersticos determinados sobre una extrema-
damente pequea parte del reservorio.
Es necesario indicar que otro aspecto importante es el de
lmite econmico, donde los ingresos se hacen iguales a
los egresos. Este valor ser variable para cada rea y
depender fundamentalmente de los costos variables que
estn asociados al nmero de servicios que es necesario
realizar al pozo para tenerlo en produccin y los costos
fijos.
En las operaciones Noroeste de Petrleos del Per este
valor ha sido calculado en 3 BOPD y en el rea del zcalo
operado por Petromar,
este valor es de 12 BOPD.
El rgimen de produccin y el lmite econmico definen el
valor del ingreso a travs del tiempo y son el resultado
del tipo de mecanismo, las propiedades volumtricas de la
roca reservorio y las propiedades de los fluidos presen-
tes en el reservorio.
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- 47
-
A caudales altos se debe perforar a espaciamientos
gran-
des; y a espaciamientos
cortos si los caudales son peque-
fos.
. Reservas
Reservas es el volumen de hidrocarburos existentes en
un entrampe geolgico y que podra ser recuperado en
un tiempo determinado.
La necesidad de un sistema universal de nomenclatura y
clasificacin para reservas de petrleo ha sido reco-
nocido por varias sociedades tcnicas, organizaciones
profesionales, agencias gubernamentales y la industria
, (24)
del petrleo .
Para la evaluacin del espaciamiento
propuesto, traba-
jamos con las reservas probadas.
Estos estimados estn basados en la interpretacin de
datos de ingeniera (porosidad, permeabilidad, satura-
cin de fluidos, contactos y propiedades de los flui-
dos) y geologa (tamao y forma del yacimiento, conti-
nuidad, lmites, espesor de arena neta), disponibles a
la fecha del estimado.
-
- 48
-
como se puede observar, este valor de reservas involu-
cra los factores geolgicos y de reservorio, y por lo
tanto, definir conjuntamente con la "Historia Produc-
tiva", el valor del ingreso.
Petrleo Insitu%
Viene a ser el volumen de petrleo
existente en el reservorio evaluado en condiciones de
superficie.
Petrleo recuperable viene a ser el volumen de petr-
leo que se puede obtener del reservorio mediante la
perforacin de los pozos. Este volumen viene a ser
una fraccin del petrleo insitu
y normalmente est
dado por el factor de recuperacn.
La relacin existente entre el factor de recuperacin
y el espaciamiento
ha sido ampliamente discutido,
notndose dos criterios:
Primero: El factor de recuperacin es independiente
del espaciamiento.
Craze y
Buckley( )
hicieron un anlisis de 27 yaci-
mientos cuyo mecanismo de impulsin fue el de gas en
solucin, encontrando que el factor de recuperacin
-
- 49 -
era independiente de la densidad de pozos, e incremen-
tando como mximo 1.6% del petrleo recuperable sobre
un rango de espaciamientos que variaban de 3 a 48
acres.
Segundo: El factor de recuperacin es afectado por el
espaciamiento.
Vietti, Mullane, Thorntony Van Everdinyen(3)
, estu-
diaron 103 yacimientos cuyos mecanismos de impulsin
fueron de gas disuelto y empuje pequeo de agua y una
de las conclusiones a la que llegaron es que existe
una relacin entre el factor de recuperacin y el
espaciamiento, que depender de las propiedades
especficas de cada yacimiento en particular.
. Presin y Area de Drenaje
Cuando las caractersticas de la roca y las saturacio-
nes de los fluidos son uniformes a travs del reservo-
rios la distribucin de la presin para el flujo ra-
dial durante la vida productiva, originar una cada
de presin, entre un punto en el reservorio (en el
cual se mantienen las condiciones iniciales a las con-
diciones representativas del yacimiento) y el pozos la
cual ir aumentando conforme transcurra el tiempo.
-
- 50 -
Es deseable que este punto se encuentre equidistante
de los pozos; de tal modo que la cada de presin que
se origine en todo el reservorio sea uniforme; permi-
tiendo que cada pozo tienda a drenar una porcin igual
del reservorio.
Si no hay flujo a travs del lmite (reservorio volu-
mtrico), a medida que transcurre el tiempo, la cada
de presin es mayor debido al agotamiento de masa de
fluido del reservorio.
Cuando un reservorio tiene alta permeabilidad o se
restringe la produccin, la presin fluyente de fondo
es relativamente alta, resultando sto en moderadas
cadas de presin en el reservorio.
Si el reservorio tiene baja permeabilidad o excesivo
caudal de produccin, la cada de presin es aprecia-
blemente alta, disminuyendo la presin fluyente de
fondo.
En muchos pozos se tienen bajas presiones fluyentes,
debido al darlo (s), adyacente a la boca del pozo cau-
sado por el lodo de perforacin, fluidos no adecuados
de perforacin, taponamiento de la formacin por
-
- 51 -
arcillas o carbonatos. Para reducir este valor de
presin fluyente en la mayora de los casos, se em-
plean estimulaciones tales como cidos, fracturamien-
to, limpiezas con alcohol, etc. Cuando se fractura
hidrulicamente, ste incrementa el valor de la per-
meabilidad cerca del pozo, as como la capacidad de
produccin, originando una mayor cada de presin
entre el punto en el reservorio ms lejano y el pozo.
Cada pozo drena un cierto volumen alrededor de l, es-
te volumen es proporcional a su caudal de produccin,
por lo tanto, la presin en cada punto del reservorio
declinar con la misma velocidad, en ese momento cada
unidad de volumen del reservorio estar perdiendo
fluido a la misma velocidad.
Mattewhs y Russell(4)
, han desarrollado mtodos para
calcular este volumen de drenaje a travs de pruebas
drawdown, bajo condiciones de estado semiestacionario,
donde demuestran que el volumen poral drenado por un
pozo, es proporcional a la produccin total de los po-
zos, cuando se tiene una sola fase de compresibilidad
constante.
-
- 52 -
Interferencia entre Pozos
Cuando se perforan pozos a un espaciamiento dado, el
rea de drenaje de cada pozo se ir incrementando
conforme transcurra el tiempo> en algn momento estas
reas se superpondrn ocasionando lo que se llama
interferencia entre pozos.
Este fenmeno de interferencia ser mayor y en menor
tiempo, cuando el espaciamento sea pequeo o tengamos
altas permeabilidades en la roca reservorio.
Es probable que cuando el espaciamiento sea muy grande
no se produzca este fonmeno, en un tiempo muy prolon-
gado, por lo cual podran quedar reas sin drenar y
sera necesario la perforacin de pozos adicionales.
Con la finalidad de conocer el fenmeno de interferen-
cia existe una prueba con el mismo nombre, cuyos prin-
cipales objetivos son:
. Proveer informacin acerca de la naturaleza sellan-
te de las fallas.
. Evaluar la continuidad del reservorio entre pozos.
. Evaluar las caractersticas del yacimiento.
-
- 53 -
Existen dos tipos de pruebas de presin entre pozos:
pruebas de interferencia y pruebas de pulso.
En las pruebas de interferencia un pozo es producido
por un largo perodo de tiempo, causando as una per-
turbacin de presin a sus alrededores que puede ser
observado en un pozo cercano. El cambio de presin
observado, se usa para evaluar las caractersticas del
yacimiento.
En una prueba de pulso, un pozo activo es alternativa-
mente abierto y cerrado a flujo constante por interva-
los cortos de tiempo.
3.2 Descripcin del Mtodo Propuesto
El mtodo propuesto considera los factores tcnicos que se en-
cuentran interactuando, a fin de obtener las dos variables fina-
les que intervienen en el espaciamiento, reservas recuperables y
curvas tipo de declinacin.
Para la evaluacin de las reservas debemos contar con informa-
cin confiable de:
Tamao y forma del yacimiento, continuidad, lmites, espesor
de arena neta.
-
- 54 -
. Porosidad, permeabilidad y saturacin de fluidos.
Propiedades de los fluidos (po, Rs, 0).
La curva de declinacin histrica est influenciada por todas
las propiedades anteriores y adicionalmente por las permeabili-
dades relativas, presiones capilares y la cada de presin que
se ha originado conforme transcurre el tiempo entre el pozo y el
punto extremo del cual se va drenando.
Debido a esta complejidad para evaluar el espaciamiento, es ne-
cesario realizar varias asunciones que nos permitir simplificar
el mtodo y realizar una evaluacin confiable.
3.2.1 Asunciones y Datos Bsicos
Asunciones:
. Los clculos para la determinacin del espaciamiento
entre pozos para un yacimiento, como se presenta en
este estudio, ha sido limitado a reservorios de petr-
leo, teniendo nicamente el gas en solucin como fuen-
te de energa para la produccin de petrleo desde el
reservorio.
. No estn considerados los efectos de drenaje gravita-
cional.
-
- 55 -
El espaciamiento es un problema tcnico-econmico.
Existe un cierto nmero de pozos que para ciertas con-
diciones dadas dan la mxima ganancia.
. Existe un nico nmero de pozos que satisface la solu-
cin de un problema, dadas las reservas y su variacin
respecto al espaciamiento y el tiempo de vida del pro-
yecto. Si el nmero de pozos calculado es modificado,
un cambio en la vida del proyecto ocurre necesariamen-
te y la optimazin es un problema de utilidad.
. El tipo de declinacin puede ser cambiado (alterado)
por prcticas de produccin, control de la produccin,
control de GOR, etc. Por lo tanto, una reduccin en
el espaciamiento puede cambiar el tipo de declinacin.
. La ley de Darcy es aplicable para presiones preferen-
ciales extremadamente pequeas y baja velocidad de
flujo en la formacin.
. El reservorio es homogneo y continuo (las fallas me-
nores permiten el flujo de fluidos), con una permeabi-
lidad uniforme.
-
- 56 -
. Drenaje radial hacia el interior del dimetro del po-
zo, a pesar del fracturamiento. El fracturamiento
permite una mayor produccin inicial.
Datos Bsicos
Los datos necesarios para evaluar el espaciamiento entre
pozos son:
Econmicos
i Tasa de descuento
WI Inversin por pozo (tangible e intan-
gible
L Lmite Econmico
CB Costo Operativo Fijo y Variable
CP Precio de Venta del barril de petrleo
. Reservorios
Reservas a recuperar durante la vida del proyecto,
para lo cual necesitamos conocer las propiedades de
los fluidos (PVT), las propiedades de roca reservorio
(O, K), tamao y espesor de la roca reservorio
uniformidad.
-
- 57
-
. Produccin
- Tipo de declinacin de produccin por la formacin
(exponencial, hiperblica, armnica).
- Caudal inicial de produccin.
- Prcticas de produccin que puedan variar el tipo
de declinacin.
3.2.2 Modelo Propuesto
Se presentan dos diferentes alternativas que son aplica-
bles a las operaciones Noroeste de Petrleos del Per,
donde se encuentra ubicado el yacimiento Ballena, debido
a la interpretacin geolgica y a los cambios que ocurran
durante el desarrollo del campo.
(a) Para propsitos de planificacin, el espaciamiento
es analizado como modelo matemtico.
(b) Durante el desarrollo del campo, el criterio de es-
paciamiento podra ser revisado en base a la inge-
niera de reservorios.
Esta revisin es realizada
cuanto ms conocemos acerca de las caractersticas
del reservorio.
En nuestro caso, se va a evaluar la alternativa (a).
-
- 58 -
El mtodo propuesto sigue el siguiente procedimiento:
(1) Clculo de las reservas insitu y reservas recupera-
bles; en este caso mediante el mtodo volumtrico.
(2) Evaluacin del factor hiperblico (n), mediante el
ajuste de las curvas reales de produccin de los
pozos de bloques vecinos a modelos matemticos.
(3) Clculo del valor de la declinacin.
La ecuacin general de la declinacin hiperblica est
definida por:
o (1 + n b t)-1/n (1)
q = q
donde:
caudal de produccin en cualquier tiempo, t
qo = caudal inicial promedio, Bls/da
b = declinacin inicial de produccin
n = factor hiperblico
t = tiempo
La funcin q = q (t), es una funcin continua para
cualquier valor de t > U. Esta ecuacin es hiperblica
siendo sus asntotas los ejes de coordenadas en su parte
superior.
-
_ft Produccin Acumulada = Np = go (1 +nbt
)-1/n
o
l ot
-1 /n+1= go (1 + n b t)
- nb(-1/n+1)
- 59 -
Siendo una funcin continua, ella puede ser integrada,
por lo tantos
t Np = q0jf
o (1 + n b t) -1/n
Efectuando tenemos:
n-1
Np = go 1 - (1 + n b t) n (2)
(1 -n)b
De la ecuacin anterior podemos despejar t:
1 - (1 + n b t) n-1 Np b (1-n) n g o
(1 + nbt) n-1 1 - Np b (1-n)
go
n
t = 1
nb
n-1
1( - Np b (1-n) 1 ) n -1 (3) go
De la ecuacin (1) se puede evaluar el tiempo al lmite
econmico:
a go
(1 + n b t) -1 /n
-
n
( 1 - Np b (1-n)) n-11 nb g
o 1 nb
-1 = 1
n/n-1
1 [1
qo qa
n-1= 1 - o
g ga
- Np b (1-n)go
1 - Np b (1-n) go
1 go b= Np (1-n)
n-1
1 O m Np (1-n)
n-1go
ga
go)g
a
Para m pozos: b
- 60 -
Despejando el valor de t obtenemos:
(1 + nbt) 1 /n
qg
oa
n t = clo) -1
a
En el tiempo de abandono (3) = (4)
1
1 nb
-
- 61 -
Utilizando esta ecuacin (6), evaluamos el valor de b,
para un nmero de pozos que asumimos, lo cual originar
una curva tipo para un espaciamiento dato.
(4) Obtencin del pronstico de produccin:
Para este estudio se asumi lo siguiente:
. El pozo es perforado y cementado en 30 das.
. El pozo entra a produccin continua a los 60 das
de haber sido cementado.
. Se perfora el bloque con un slo equipo, por lo
tanto, el pronstico que se obtiene tiene la
siguiente forma:
o Q
TIEMPO
De acuerdo a lo anterior, realizamos el programa
de perforacin en el tiempo para la cantidad de
pozos asumida y realizamos el pronstico de
produccin para cada pozo, considerando un lmite
de produccin econmico por pozo de 3 BOPU.
-
62 -
(5) Obtencin de Datos de Costos
Estos valores son estadsticos para cada rubro (perfora-
cin, completacin, facilidades de produccin, unidades
de bombeo, pozo seco), lo que permite un buen estimado.
En base al programa de perforacin se distribuyen las
inversiones en los aos que corresponden.
(6) Una vez obtenidos todos los valores anteriores, se eva-
la la rentabilidad del proyecto para cada caso.
(7) Graficamos el valor del VAN obtenidos en (6) vs. el es-
paciamiento asumido, lo cual nos originar tericamente
una curva del siguiente tipo:
z
ESPACIAMIENTO
En orden se determinar el espaciamiento, de acuerdo a
la combinacin de la vida del proyecto, nmero de po-
zos que proporcionaran una rentabilidad aceptable de
la inversin; en ausencia de mayor informacin, se de-
termina de acuerdo a los propsitos de planificacin,
mantenimiento de presin o recuperacin secundaria.
-
- 63 -
4. APLICACION DEL mETODO
El bloque en estudio, Bloque "A", comprende un rea de 652 acres:
est dividido en 2 sub-bloques principales, uno con formaciones
superiores a la formacin Mogolln como Ostrea-Echino-Hlico que son
formaciones productiVas en el rea y el otro sub-bloque cuyas
formaciones superiores estn saturadas con agua de formacin.
Para la aplicacin del mtodo se han seguido los pasos indicados en
3.2.2.
4.1 Evaluacin de Reservas
Para la evaluacin de las reservas recuperables, se ha utilizado
el mtodo volumtrico, utilizando las siguientes consideraciones:
Arena neta petrolfera preparado por el Dpto. de Geologa de
Petrleos del Per, de cuyo planimetreo se obtuvo un volumen
bruto de 66082 acre-pie (Area = 652 acres y h = 101').
. Se ha considerado que las fallas menores no son sello, por lo
tanto, todo es un slo reservorio volumtrico.
Propiedades Petrofsicas y de Fluidos
Las propiedade petrofsicas utilizadas son:
Porosidad (0), % 7
Saturacin de Agua (Sw), % 50
Permeabilidad (k), md 1
-
- 64 -
Las propiedades de los fluidos fueron evaluadas a travs de
las siguientes correlaciones:
Pb = Rs 1/1.3855
API 49.2109/T 0.001 x yg x e
e23.9310 API/T Rs = 0.0178 x yg x P
1.187
1 + 1.1 x 10-5
(T-60) * ( API/yg)
+ [4.67 x 10-4 + 1.337 x 10-9 (T-60) (API/yg)] Rs
-Presin inicial del resevorio, psi (a -6800') 2842
-Temperatura del reservorio, F (a -6800') 139
-Gravedad del petrleo, API a 60F 37
-Presin de saturacin, psi 1634
-Factor de volumen de formacin, BLS/STB (a 2842 psi) 1.229
-GOR de solucin, SCF/STB (a 2842 psi 500
-Viscosidad del petrleo, cp (a 2842 psi) 0.72
-Salinidades del agua, ppm de ClNa 10000
Utilizando estos valores tenemos:
Ni = 7758 x Vb x 0 x (1 - Sw)
3o
-
- 65 -
Ni = 7758 x 66082 x 0.07 x (1 - 0.5) = 14.6 MMSTB
El factor de recuperacin se puede estimar mediante la
siguiente correlacin del API:
0.1611 0.0979 .1741 FR = 41.815 x 0 x (1-Sw) x k x Sw 0.3722
x Pb 5o ph Pa
Donde: k = md
u = cp
Con los valores anteriores, el valor calculado de FR es 10.4%.
En el rea denominada EL ALTO, se ha evidenciado una relacin
entre el factor de recuperacin y el espaciamiento al cual
han sido desarrollados los diferentes bloques de la formacin
Mogolln. Esto se puede observar en la Tabla N 1 y la
Figura N 15, de lo cual se ha obtenido la siguiente relacion:
Log FR = 1.107 - 3.534 x 10-3
A
donde: FR = Factor de Recuperacin, (%)
A = Area, (Acres)
Utilizando esta relacin, se han evaluado los factores de
recuperacin para cada espacimiento asumido, completando el
-
- 66 -
clculo del petrleo recuperable, mediante la siguiente
ecuacin:
N = N. x FR
lo cual se puede observar en la Tabla N 2.
El factor de recuperacin, estimado mediante la correlacin
API correspondera a un espaciamiento de 25 acres.
4.2 Caudal Inicial y Curvas Tipo de Produccin
Para realizar un estudio del comportamiento de la formacin
Mogolln fueron seleccionados cerca de 20 pozos que tienen
historia de los ltimos 20 aos.
Los datos de produccin fueron graficados en papel semilogart-
mico (produccin vs. tiempo y produccin vs. acumulado) para
realizar las curvas y determinar el rgimen futuro de produccin
(Figuras 9 al 14).
La formacin Mogolln tiene una permeabilidad efectiva muy baja
y requiere estimulacin (fracturamiento) para tener una
produccin econmica. Esta estimulacin y otras propiedades del
reservorio son responsables de una severa declinacin de la
produccin en el inicio de la vida productiva de estos pozos.
-
- 67 -
Los pozos casi siempre exhiben declinacin hiperblica en los
primeros seis meses a dos aos seguidos por una declinacin
exponencial (Figura 16).
Consecuentemente, la evaluacin de reservas en la vida inicial
de un pozo es extremadamente dificultosa.
La historia de produccin real se ha ajustado mediante un
programa, que nos ha permitido definir la ecuacin matemtica
que estara dado por:
q = q (1 + n b t) o l/n
donde el valor promedio de n = 0.87 para los pozos vecinos
estudiados y el valor de "b" promedio a aproximadamente 40 acres
de espaciamiento es de 64.3.
El ajuste obtenido entre la "curva tipo" y la historia real es
superior al 90% en la mayora de los casos.
Para efectos del clculo de las curvas pronstico, las ecuacio-
nes utilizadas fueron:
q = qo (1 + 0.87 b t) -1.15 (por pozo)
(A)
-
- 68 -
Np = 7.7 m go
b
1 - (1 + 0.87 b -0.15 (B)
b= 7.7 0.131
(C)
Np x m
De la ecuacin (C) con los siguientes valores:
go
= 21,000 Bls. primer ao (58 BOPD promedio)
qa
= Caudal en el lmite econmico 3 BOPD
Np = Calculado en la Tabla N 2
Se evalu el valor de "b" para m = 8, 9, 10 .......... 20
pozos, en funcin del espaciamiento. Los resultados se muestran
en la Tabla N 3.
Con los valores de declinacin (b), factor hiperblico (0.87), y
nmero de pozos, se realiz el pronstico de produccin, el cual
se puede ver en la Tabla N 4 y en la Figura 17 para los casos
donde se perforan 8 y 20 pozos.
Asmismo, en la Figura 18 se puede observar el pronstico mes a
mes para el caso donde se perforen 11 pozos.
-
- 69 -
Los valores de costos se han obtenido mediante promedios estadsticos
de pozos perforados en el rea y que vienen a ser por pozo:
Tiempo total de perforacin, das 30
Costo tangible, MUS$ 158
Costo intangible, MUS$ 464
TOTAL 622
Profundidad final del pozo, pies 7500
Costo unidad de bombeo, MUS$ 1 25
Pozo seco, MUS$ 500
De igual modo, que en el pronstico, se ha considerado la inversin
de acuerdo al nmero de pozos perforados en el tiempo correspondien-
te, esto se puede observar en la Tabla N 5 y en la Figura 19.
4.3 Economa
4.3.1 Definiciones
A continuacin se indicarn algunas definiciones que permiti-
rn visualizar el flujo de caja utilizado.
Un concepto fundamental en anlisis econmico es el valor del
dinero, es obvio que un Dlar que se recibir dentro
-
- 71) -
de 1U aos no tiene el mismo valor que un Dlar hoy, de
aqu viene el concepto de valor presente o valor actual.
Luego valor presente, como su nombre lo indica, es el va-
lor actual (hoy da) de un ingreso futuro, matemticamen-
te se evala mediante:
VA = P x 1
(1 + i)n
Donde:
P = Es la cantidad a actualizar
i = Tasa de inters anual a la cual se actualiza
n = Nmero de perodos (arios, meses, das)
Bien Intangible.- Son todos aquellos gastos que no se
pueden depreciar, tales como sueldos, salarios,
mantenimiento de carreteras, lodo de perforacin, pozo
seco.
Bien Tangible.- Son todos aquellos gastos que se pueden
depreciar, tales como costo del equipo en el pozo, casing
(a pesar que no se recupera), unidades de bombeo, lneas
de transporte, separadores, tratadores, tanques, etc.
-
- 71 -
Costo Fijo.- Son costos que no cambian cuando la
produccin cambia o an es retenido por un corto perodo
de tiempo. Incluye la parte prorrateada de costos de
oficina, investigacin, seguros, etc.; estos costos se
miden normalmente en $ por unidad de tiempo.
Costo Variable.- Es el costo que se carga al barril de
petrleo y que dependen directamente de la produccin de
dicho barril.
Depreciacin.- Se aplica slo a costos o bienes
tangibles. En teora, la tasa anual se determina por el
desgaste, rotura u obsolescencia. Cada equipo tiene una
vida fsica esperada de cierto nmero de aos.
Para nuestro caso se deprecian los bienes o costos
tangibles en funcin de las reservas.
4.3.2 Parmetros Econmicos Utilizados
Los parmetros de evaluacin econmica utilizados para
los casos estudiados son los siguientes:
. Precio del crudo (US$/B1.) 20.00
. Gastos operativos
Gasto variable (US$/B1.) 0.07
-
- 72 -
Gasto fijo (MUS$/pozo-ao) 4.95
Tasa impositiva (%) 4U.00
Tasa de descuento (%) 20.00
Facilidades de recoleccin 36.50 MUS$ por pozo
productor
Se ha asumido lo siguiente:
El precio del crudo es constante durante la vida del
proyecto.
. Al hacer la economa en Dlares, consideramos la
inflacin igual a cero.
. Pronstico de inversin, utilizando un equipo-ao,
cuyo resultado se ve en la Tabla N 5.
4.3.3 Evaluaciones Econmicas
Se efectuaron las evaluaciones econmicas siguiendo el
procedimiento que a continuacin se indica para cada caso:
(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10)
AO PROD. Ibiu.B GO INT. TAN ID' IVN FE FER
La columna (1) indica los aos en los cuales se va a
realizar la evaluacin econmica.
-
- 73 -
La columna (2) es un dato obtenido del pronstico de
produccin elaborado anteriormente, Tabla N 4.
La columna (3) = Ingreso Bruto = Produccin (2) x precio
del crudo.
La columan (4) = Gastos Operativos = Produccin (2) x
0.07 + 4.95.
La columna (5) = Intangibles = Dato, obtenido de la Tabla
N 5.
La columna (6) = Tangible = Es el valor del total
tangible que se deprecia en funcin de las reservas de la
siguiente manera-.
TT x Produccin (2)
Reservas (Np)
La columna (7) = Ingreso despus de impuestos
Ingreso bruto (2) - Gastos
operacionales (4) - Intangible
(5) - Tangibles (6) x 0.6.
-
- 74 -
La columna (8) = Inversin = dato obtenido de la Tabla
N 5, involucra todos los gastos realizados en el ao.
= Intangibles + Tangibles + Unidades de Bombeo
+ Facilidades de produccin.
La columna (9) = Flujo efectivo
Ingreso despus de impuesto (7)
- Inversin (8).
= Intangibles (5) + Tangibles (6)
La columna (10) Flujo efectivo acumulado
= Flujo efectivo (9) x 1
(1 + i)n
donde: i = 20%
Este clculo se realiza para cada ao.
En la Tabla N 6 se puede observar la evaluacin
realizada para m = 10. El resultado final de las
evaluaciones se indica a continuacin:
-
- 75 -
Nmero de Pozos (rn.)
Espaciamiento (Acres)
VAN (20%) (MUS$)
Vida del Proyecto (aos)
8
9
81.5
72.4
590
617
27
26
10 65.2 404 25
11 59.3 382 24
12 54.3 312 23
13 50.2 248 22
14 46.6 165 21
15 43.5 23 20
16 40.8 -240 19
18 36.2 -802 17
20 32.6 -826 15
El Grfico del espaciamiento vs. VAN al 20% se muestra en la
Figura N 20.
-
- 76
-
5. CONCLUSIONES
. El mtodo permite evaluar el espaciamiento
al cual debera desarro-
llarse un yacimiento.
. Este mtodo puede ser aplicado a cualquier otro yacimiento; en el
cual se logre evaluar con razonable certeza las reservas y las cur-
vas de produccin tpicas.
. Para la formacin Mogolln del bloque en estudio, el espaciamiento
recomendable es de 55 acres, pudiendo variar entre 45 y 70.
. En la formacin Mogolln del rea El Alto, el factor de recuperacin
se incrementa a medida que el espaciamiento
disminuye, debido a que
se pueden drenar mejor los reservorios.
La declinacin de la forma-
cin Mogolln es de tipo hiperblico al inicio de la vida productiva
y al final, de tipo exponencial.
. El espaciamiento
es un problema tcnico-econmico; existe un nmero
de pozos que satisface la solucin de un caso, si se conoce la va-
riacin de las reservas con el espaciamiento
y el comportamiento prc
ductivo tpico. Si el nmero de pozos se modifica, necesariamente
ocurre un cambio en la vida del proyecto.
-
- 77-
. Los parmetros ms importantes en la determinacin del espacia-
miento, son las reservas recuperables y el caudal inicial de
produccin, los cuales estn sometidos a una gran cantidad de
variables. Estos ltimos estn sujetos a la posibilidad de
error; por lo que es necesario conocer la sensibilidad de es-
tas variables.
. Es necesario un buen estudio geolgico que permita un conocimien
to integral de la estructura, estratigrafa, con los cuales eva-
luar las propiedades espaciales del yacimiento.
. En muchos yacimientos recin descubiertos, muchos de los datos
requeridos para el clculo del espaciamiento por este mtodo no
son fciles de obtener, lo mismo sucede en yacimientos desarro-
llados que no cuentan con suficiente informacin; y debido a la
naturaleza y complejidad del reservorio, raras veces son deter-
minados. Por esta razn, los resultados obtenidos por este pro
cedimiento no deberan ser considerados exactos, sino ms bien
como una primera aproximacin confiable del verdadero espacia-
miento entre pozos para el yacimiento.
-
6. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
(1) Castillo S., Jess
Well Spacing, Offshore Operations
Noviembre 1979. Documento interno Belco Petroleum Corporation of Peru.
(2) Pasco F., Juan
Well Spacing in Oil Fields Subjected to Proration Tesis Master en
Ingeniera de Petrleo.
(3) G.E. Eddy, Chairman
Well Spacing, Paper presented before Research and Coordinating Com-
mittee Interstate Oil Compact Comnission.