tesis evaluacion final

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA, MINAS, PETRLEOS Y AMBIENTAL

TESIS PREVIA A LA OBTENCIN DEL TITULO DE INGENIERO DE PETRLEOS

EVALUACIN DEL SISTEMA DE INYECCIN DE AGUA EN EL CAMPO AUCAAUTORES CUASPUD FLORES CAMPO FERNANDO SENZ MARTINEZ LENIN GONZALO DIRECTOR ING. CARLOS RODRGUEZ ASESORES ING. IVN BEDOYA ING. JULIO GRANJA QUITO Julio 2011

CERTIFICADO DE ORIGINALIDAD

En calidad de miembros del Tribunal de Grado designados por la Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental, de la Universidad Central del Ecuador, de la Tesis, certificamos que los Seores Campo Fernando Cuaspud Flores y Lenin Gonzalo Senz Martnez, han elaborado bajo nuestra tutora la Tesis de Grado titulada: EVALUACIN DEL SISTEMA DE INYECCIN DE AGUA EN EL CAMPO AUCA.

Declaramos: Que la Tesis es absolutamente original, autntica y ha sido elaborada ntegramente por los seores Campo Fernando Cuaspud Flores y Lenin Gonzalo Senz Martnez, por lo cual dejamos constancia.

Quito, DM, Julio del 2011.

Ing. Carlos Rodrguez. TUTOR

Ing. Ivn Bedoya. VOCAL

Ing. Julio Granja. VOCAL

II

CESIN DE DERECHOS DE AUTOR

En reconocimiento a la Primera Casa de Estudios Superiores del Pas, establecimiento educativo que nos alberg y brind el soporte tcnico y acadmico para realizar nuestros estudios universitarios, por nuestra propia voluntad, nosotros Campo Fernando Cuaspud Flores y Lenin Gonzalo Senz Martnez, cedemos los derechos de autora sobre nuestro trabajo de tesis de grado titulada: EVALUACIN DEL SISTEMA DE INYECCIN DE AGUA EN EL CAMPO AUCA, a favor de la Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador.

Quito, DM, Julio del 2011.

Campo Fernando Cuaspud Flores C.I. 040129243 8

Lenin Gonzalo Senz Martnez C.I. 171845670 8

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DEDICATORIA

Dedico esta tesis a Dios mi Padre Celestial, que es el pilar fundamental en mi vida, fuente inagotable de amor, luz, verdad y vida, por haberme guiado en todo momento y no abandonarme nunca, por ser mi soporte, mi consolador y fuerza en todos y cada uno de los momentos de mi vida, sin la vida y la sabidura de l, este logro no hubiera sido alcanzado. Gracias Jesucristo.

A mis padres, que me dieron la vida y depositaron toda la confianza y expectativas en m; a mi Padre, Homero Cuaspud, a pesar de que l no se encuentre aqu, siempre ha estado apoyndome en cada momento; a mi Madre, Gladys Flores, por ser esa madre y padre a la vez, por ser mi apoyo constante, mi amiga incondicional, por estar siempre a mi lado con su paciencia y amor, por ensearme a creer y confiar en Dios siempre.

A Jenny, Maritza, Olger, Jos, Rubn y Jaime, mis hermanos y sobretodo amigos, por estar conmigo siempre a pesar de todo, ustedes son mi mayor alegra y mi motor para seguir adelante.

Campo Fernando.

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DEDICATORIA

Dedico este trabajo a Dios por ser el principal autor de todos los logros alcanzados en mi vida y quien es mi compaa en tiempos de dicha y derrota, por darme a una realmente extraordinaria y luchadora, Lidita, que me ha sabido alentar da a da, a mi padre Ral, por saber guiar mi camino con disciplina y honestidad, a mis queridos hermanos, Maribel y Christian porque son apoyo y compaa en cada momento de mi vida.

A m querido sobrino Ariel que es la felicidad del hogar

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

Lenin Gonzalo.

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AGRADECIMIENTO

Mi agradecimiento profundo a Dios mi Padre, mi fuerza, mi gran amigo, mi todo, quien nunca me abandon, el nico Ser que nunca falla y se equivoca. A mi familia, mi Madre, mis hermanos y mis sobrinos, por la bendicin de tenerles conmigo, por ser esa alegra, por ser la fuente de amor, comprensin, paciencia y entrega total, por haberme acompaado y apoyado siempre en los momentos buenos y malos, este es mi regalo de gratitud. Al equipo de prestigiosos y excelentes profesionales de EPPetroecuador y en especial a la Empresa Estatal EPPetroecuador por haber permitido realizar esta tesis con el contrato N 2011003, mi mayor agradecimiento para Uds., por haber aportado con sus conocimientos, experiencias y por haberme brindado su amistad. A la prestigiosa Universidad Central del Ecuador, a la Facultad de Ingeniera de Geologa Minas Petrleos y Ambiental, a la Escuela de Petrleos, a todos mis profesores, por sus conocimientos impartidos. Al Ing. Carlos Rodrguez mi tutor quien con sus conocimientos supo ensear y guiar, a los miembros del Tribunal Ing. Ivn Bedoya, Ing. Julio Granja, mi mayor gratitud a Usd. A mis amigos, por la oportunidad de compartir una bella amistad durante toda la carrera Universitaria A mis hermanos en Cristo del Centro Cristiano Plenitud de Gozo por ser el apoyo espiritual, por ser esos amigos que me ayudaron a perseverar hasta alcanzar la victoria.

Campo Fernando

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AGRADECIMIENTO

A Dios por haberme ayudado a culminar los estudios universitarios.

A mi familia por haber sido un pilar fundamental. A la Universidad Central del Ecuador, a la Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental, a la Escuela de Petrleos, sus profesores y a la Biblioteca de la Facultad.

A los Ingenieros miembros del Tribunal de Tesis, al Ing. Carlos Rodrguez mi Tutor y a mis Vocales el Ing. Ivn Bedoya e Ing. Julio Granja, quienes me guiaron a culminar con xito este trabajo. A la Empresa Estatal EP-Petroecuador por haberme ayudado a realizar este tema de tesis con el contrato N 2011002, muchas gracias por haberme dado conocimiento y su valiosa amistad a todos los profesionales de la empresa.

A todos mis Amigos y Compaeros en general que compart toda la vida Universitaria, y aprend muchas cosas buenas con ellos

Lenin Gonzalo.

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RESUMEN DOCUMENTALTesis sobre la Evaluacin del Sistema de Inyeccin de Agua en el Campo Auca operados por EP-Petroecuador. Objetivo General: Evaluar el sistema de inyeccin de Agua en el Campo Auca operados por EP Petroecuador. Problema: La baja presin del yacimiento y produccin que existe en los pozos no tiene la suficiente produccin de Petrleo. La Hiptesis: El funcionamiento de la inyeccin de agua, implica una mayor extraccin del crudo, protegiendo al medio ambiente. Marco Referencial: El Campo Auca est ubicado al nororiente de la Regin Amaznica, a unos 260 Km. al este de Quito y aproximadamente a 100 Km. Ubicado en la provincia de Orellana: Evaluacin de Presiones, Produccin y comportamiento de los pozos aledaos. Marco Metodolgico: En el anlisis se utiliz reportes diarios de inyeccin, softwares como: OFM, Well Test, consultas bibliogrficas y guas de profesores. Marco Terico: Caractersticas Geolgicas del Campo Auca, Propiedades Petrofsicas y Fsico Qumicas de los Yacimientos U y T, Reservas y Produccin, Anlisis y Eficiencia del Sistema de Inyeccin de Agua. Conclusin General: Se demostr mediante el anlisis de Hall que el comportamiento en la Inyeccin est en una operacin satisfactoria,

incrementndose las presiones y producciones. Recomendacin General: Monitorear el avance de frente de inundacin mediante salinidades de agua y pruebas de presin durante toda la vida de inyeccin.

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DESCRIPTORES:

CATEGORIAS TEMATICAS:

AUTORIZACION:

Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta Tesis sea diseminada a travs de su Biblioteca Virtual por INTERNET.

Atentamente:

----------------------------------Campo Fernando Cuaspud Flores

--------------------------------------Lenin Gonzalo Senz Martnez

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C.I: 040129243-8

C.I: 171845670-8

SUMMARIZE DOCUMENTALThesis on the Evaluation of the System of Injection of Water in the Field Auca operated by EP-Petroecuador. The fundamental objective is to evaluate the system of injection of Water in the Field Auca operated by EP-Petroecuador. The outlined problem is the drop pressure of the location and production that it exists in the wells don't have the enough production of Petroleum. The Hypothesis says: The operation of the injection of water implies a bigger extraction of the raw one, protecting to the environment. With referential studies on: The Field Auca is located to the Nor-Oriente of the Amazon Region, to about 260 Kms. to the east of Quito approximately to 100 Km. Located in the county of Orellana: Evaluation of Pressures, Production and behaviour of the wells bordering. With methodological studies on: In the analysis it was used daily reports of injection, softwares like: OFM, Well Test, bibliographical consultations and professors' guides. With Theoretical studies on: Characteristic Geologic of the Field Auca, Properties Petrofisic and Physical Chemical of the Locations "U" and "T", you Reserve and Production, Analysis and Efficiency of the System of Injection of Water. The General conclusion: It was demonstrated by means of the analysis of Hall that the behaviour in the Injection is in a satisfactory operation, being increased the pressures and productions. With the recommendation: Control the advance of flood front by means of salinities of water and tests of pressure during a lifetime of injection.

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DESCRIBERS: Swir Fig.2.4.5.13- Determinacin de la pendiente para la curva de flujo fraccional. Fig. 2.4.5.14- Determinacin Grfica de Sw. Fig. 2.4.5.15. - Determinacin de Sw despus de la ruptura. Fig.2.4.6.1.Inyeccin en Arreglos Fig.2.4.6.2.Arreglo Perifrico Tpico Fig.2.4.6.3. Arreglo Invertido de Cinco Pozos. Fig.2.4.6.4.Inyeccin Perifrica Fig.2.4.6.5.Inyeccin Interna Fig.2.4.6.6.Area de Estudio de los Pozos Aledaos Fig.2.4.6.7.Area de Estudio de los Pozos Aledaos Fig.2.4.6.8.Area de Estudio de los Pozos Aledaos Fig.2.4.6.9.Razon de Movilidad y Porcentaje de rea Barrida Fig2.4.6.10Ubicacin En un Arreglo de 5 Pozos durante la Vida de Inundacin Fig.2.4.6.11.Esquema de una Formacin Sometida a Invasin de Agua Fig.3.1.1.Volumenes Acumulado de Agua Inyectados. Fig3.1.2.Volumenes de Inyeccin de Agua. Fig.3.1.3.Presin de Cabeza de los pozos Inyectores Fig.3.1.4.Total de Slidos en el Agua Fig.3.1.5.Historial de Presiones de Fondo AUC 41I Fig.3.1.6.Historial de Presiones de Fondo AUC 04I Fig.3.1.7.Historial de Presiones de Fondo AUC 12I Fig.3.1.8.Historial de Presiones de Fondo de los Pozos de Inyector. Fig.3.1.9.Historial de Caudales de Inyeccin AUC 12I Fig.3.1.10.Historial de Caudales de Inyeccin AUC 04I Fig.3.1.11.Historial de Caudales de Inyeccin de los pozos Inyectores Fig.3.1.12.Mtodo de la Pendiente AUC 12I Fig.3.1.13.Mtodo de la Pendiente AUC 04DI Fig.3.1.14.Mtodo de la Pendiente AUC 41I Fig.3.1.15. Anlisis de Build Up Pozo Auca 67 D Arenisca U Fig.3.1.16. Anlisis de Build Up Pozo Auca 70 D Arenisca Ti Fig.3.1.17. Anlisis de Build Up Pozo Auca 21 Arenisca Ti Fig.4.4.1.Grafico de Hall AUC 12I Fig.4.4.2.Grafico de Hall AUC 4ID Fig.4.4.3.Grafico de Hall AUC 41I

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CAPITULO 1 1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 Enunciado del Problema Cmo evaluar el sistema de inyeccin de agua en el campo Auca? 1.2 Enunciado del Tema Evaluacin del sistema de inyeccin de agua en el campo Auca, mayo 2011. 1.3 Descripcin del Problema Fue descubierto por el consorcio TEXACO GULF con la perforacin de pozo Auca 01 que se inici el 16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970, alcanz una profundidad de 10578 y dio una produccin de 3072 BPDD de los yacimientos Holln (31 API) Y T (27 API). Se inicia el desarrollo del campo en diciembre de 1973 con 250 acres de espaciamiento y fue puesto en produccin en Abril de 1975, con 24 pozos. En el Campo Auca existe una falla principal que tiene un rango promedio de salto entre 10 y 30 ft: con un mximo de 50 ft en la parte central, existen fallas secundarias. Si se bombea adecuadamente agua en cada dos pozos puede mantenerse e incluso incrementar la presin del yacimiento en su conjunto, desplazando fsicamente al petrleo. Se debe tomar en cuenta que en la actualidad se present un proyecto de inyeccin de agua con cuatro pozos inyectores a las areniscas productoras denominadas U Y T y cuyas reservas han sido recuperadas en un mayor porcentaje y que tiene altos cortes de agua han sido considerados para convertirlos en inyectores de los cuales solamente uno de ellos est funcionando. El ciclo de produccin primaria en un yacimiento hidrocarburfero se desarrolla por la expansin del gas disuelto y la compresin de la roca, sin aadir ninguna energa artificial.

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En la actualidad se emplea dos sistemas complementarios la inyeccin de agua y la inyeccin de gas. La recuperacin secundaria por la inyeccin del agua se lo realiza para suministrar energa externa al depsito manteniendo o incrementando la presin del yacimiento y desplazamiento de ms petrleo, que permitir aumentar la eficiencia en la recuperacin de mayor cantidad de petrleo. La inyeccin de agua, compatible con el agua del yacimiento es el mtodo ms adecuado debido al bajo costo y fcil manejo de inyectar este fluido. Este mtodo de recuperacin secundaria nos permite considerar las propiedades petrofsicas de la roca y fluidos, as como las condiciones geolgicas del yacimiento. 1.4 Justificacin En la perforacin de pozos inyectores se requiere de la mxima seguridad para proteger el medio ambiente y evitar la contaminacin del crudo. El presente estudio pretende proponer la evaluacin del sistema de inyeccin de agua en el campo Auca operado por EP-Petroecuador al perforar y explotar el crudo. Al momento de explotar el crudo e implementar el sistema de inyeccin de agua se debe proceder con los medios adecuados, ya que la zona aledaa no debe estar contaminada. Es necesario inyectar al yacimiento algn tipo de fluido, como agua de formacin, con un tratamiento previo para que no dae la formacin productora como el sistema de inyeccin y proporcionar energa adicional al yacimiento. La inyeccin de agua como mtodo de recuperacin secundaria nos permite obtener un barrido de petrleo ms eficaz y suministrar energa al yacimiento. 1.5 Objetivos

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1.5.1 Objetivo General Evaluar el sistema de inyeccin de agua en el campo Auca 1.5.2 Objetivos Especficos Observar el estado actual de la planta de inyeccin y su respectivo funcionamiento Comparar los datos histricos geolgicos, petrofsicos, PVT y de produccin disponibles en el campo. Determinar si el sistema de inyeccin de agua es econmicamente rentable, como tambin el incremento de FR. Exponer los resultados a los funcionarios de la compaa 1.6 Factibilidad y Accesibilidad El trabajo es factible por que se cuenta con el apoyo del Talento Humano, tcnico, econmico, con la bibliografa, web grafa suficiente y el tiempo necesario para el desarrollo del proyecto. Es accesible la realizacin del presente estudio, porque la informacin pertinente y el desarrollo del trabajo del campo es facilitada por la empresa EP-PETROECUADOR.

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CAPITULO II 2 Marco Terico

2.1 Marco Legal Crase la Empresa Corporacin Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) a hora Petrleos del Ecuador PETROECUADOR, con personalidad jurdica, patrimonio propio, autonoma administrativa, econmica, financiera y operativa, con domicilio principal en la ciudad de Quito. En su gestin empresarial estar sujeta a esta ley Especial, a los reglamentos que expedir el Presidente de la Repblica, a la Ley de Hidrocarburos y a las dems normas emitidas por los rganos de la Empresa. EP-PETROECUADOR, tiene por objeto el desarrollo de las actividades que le asigna la Ley de Hidrocarburos, en todas las fases de la industria petrolera, lo cual estar orientado a la ptima utilizacin de los hidrocarburos, que pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado, para el desarrollo econmico y social del pas, de acuerdo con la poltica nacional de hidrocarburos establecida por el Presidente de la Repblica, incluyendo la investigacin cientfica y la generacin y transferencia de tecnologa. EP PETROECUADOR se encargar de planificar, coordinar y supervisar las actividades de las empresas filiales y controlar que las mismas sean ejecutadas de manera regular y eficiente. En el ejercicio de sus actividades, EP PETROECUADOR preservar el equilibrio ecolgico, para lo cual crearn una unidad especfica, cuya labor fundamental consistir en prevenir y controlar la contaminacin ambiental, as como evitar que sus actividades afecten negativamente a la organizacin econmica y social de las poblaciones asentadas en las zonas donde stas sean realizadas.

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2.2 Marco Institucional CEPE (Corporacin Estatal Petrolera Ecuatoriana) inici su actividad el 23 de junio de 1972, con 17 funcionarios y una asignacin presupuestaria inicial del 25% de los activos del consorcio Texaco Gulf, con un presupuesto de 29 millones de sucres y la misin de precautelar los hidrocarburos del suelo ecuatoriano para convertirlos en un recurso que alimente el desarrollo econmico y social del pas. De 1971 a 1989, CEPE se convirti en el smbolo nacional, cuyo esfuerzo estaba dirigido a dotar al pas de la infraestructura necesaria para la naciente industria del petrleo. Varios son los hechos sobresalientes que se produjeron durante este perodo. PETROECUADOR se cre el 26 de septiembre de 1989, mediante la Ley Especial N 45, como una entidad con personera jurdica, patrimonio propio y autonoma administrativa, econmica, financiera y operativa, con facultades para cubrir sus costos empresariales, entregar al fisco el 90% de sus ganancias e invertir el 10% restante en el robustecimiento institucional, especialmente en el rea de exploracin. 2.3 Marco tico El presente estudio no va a afectar los intereses de la compaa ni de los autores de estudios similares a los cuales se hace referencia en la bibliografa. 2.4 Marco Referencial 2.4.1 GENERALIDADES A nivel mundial se ha observado el aumento de produccin de agua por cada barril de petrleo hablando de una proporcin de tres a uno, es decir por cada barril de petrleo se producen tres barriles de agua que se extraen del yacimiento. EP-Petroecuador al observar el incremento de produccin de agua de formacin en los campos que opera ha venido realizando varios proyectos para el control y

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utilizacin de sta produccin de agua, como caso particular el Campo Auca uno de los campos maduros de produccin de hidrocarburos desde sus inicios ha tenido un gran aporte de produccin de petrleo pero en los ltimos aos se ha notado un aumento en el corte de agua. 2.4.1.1 Ubicacin del Campo El Campo Auca est ubicado en la Cuenca Oriental del Ecuador, al nororiente de la Regin Amaznica, a unos 260 Km. al este de Quito y aproximadamente a 100 Km. al sur de la frontera con Colombia. Ubicado en la provincia de Orellana, a 25 Km. al suroriente del cantn Francisco de Orellana, (El Coca), en la parroquia Dayuma; entre el ro Jandiayacu y el ro Tiputini, (Figura 2.4.1.1), dentro del rea de operaciones de EP-PETROECUADOR. La principal va de acceso es la carretera va Lago Agrio Coca Auca. Es el cuarto campo en importancia de acuerdo a la produccin nacional

Fig. 2.4.1.1 - Ubicacin Geogrfica Del Campo Auca Fuente: Archivo Tcnico EP-PETROECUADOR.

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2.4.1.2 Ubicacin Geogrfica El Campo tiene una orientacin de Norte-Sur, las dimensiones generales del campo son 25 Km de largo y 4 Km de ancho con una superficie aproximada de 17000 Acres, se localiza en la zona 43 del hemisferio sur cuyas coordenadas geogrficas son: Latitud: entre 0 34S y 0 48 S Longitud: entre 76 50 W y 76 54 W Geogrficamente se extiende desde los 0 34 00 a los 0 48 00 de latitud sur hasta los 76 50 0 a los 76 54 00 de longitud oeste. Los lmites del Campo Auca son: Norte: Campos, Sacha, Culebra Yulebra y Yuca. Sur: Campo Cononaco. Este: Campos Anaconda, Pindo y Conga. Oeste: Campo Puma.

Fig. 2.5.1.2 - Ubicacin Geogrfica Del Campo Auca Fuente: Archivo Tcnico EP-PETROECUADOR

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Adems, el rea cuenta con un clima tropical caracterstico de la zona. Los rasgos geogrficos predominantes son los relieves colinados denudativos y los ros que recorre la zona en la cual se asienta el rea Auca, son el Rumiyacu, Tiputini, Shiripuno, entre otros. 2.4.1.3 Caractersticas Geolgicas del Campo Geolgicamente est en la parte central y en el eje de la subcuenca del Napo, formando parte del tren de estructuras orientadas en sentido NorteSur. Pertenece al corredor SachaShushufindi. El Campo Auca es un anticlinal fallado de tendencia nortesur con produccin de las areniscas de edad cretcica de la parte inferior de la formacin Napo y de las areniscas cretcicas de la formacin Holln. Las areniscas U y T tienen cantidades considerables de hidrocarburos pero sus acuferos son parcialmente activos, actuando arealmente por zonas a lo largo del campo lo que ha causado durante el tiempo de produccin que la presin decline en algunos sectores del campo. Las caractersticas geolgicas importantes en el yacimiento que se deben analizar son la litologa y estratigrfica.

Fig. 2.5.1.3 - Mapa Geolgico Del Campo Auca Fuente: Archivo Tcnico EP-PETROECUADOR

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2.4.2 GEOLOGIA DEL CAMPO AUCA 2.4.2.1 Cuenca Oriente La Cuenca Oriente contiene las mayores acumulaciones de crudo dentro de la provincia petrolera Putumayo-Oriente-Maran, con alrededor de 30.000 millones de barriles de petrleo en sitio, acumulados en cien Campos. Se diferencian tres "plays" petroleros individualizados. Con caractersticas propias de sus trampas y crudos. El play Occidental. Adyacente a la cordillera Real de los Andes, est en proceso de destruccin por el levantamiento provocado por la ltima orogenia andina, que ha afectado las trampas, formadas en la primera etapa de la inversin tectnica (cretcico tardo-paleoceno), provocando la degradacin de los crudos, con excepcin del campo Bermejo. En l se ubica el campo Pungarayacu de areniscas bituminosas, que contiene el mayor volumen de crudo en sitio de la cuenca. Este play contiene el 18% del petrleo en sitio de la cuenca. El play central es el ms rico, y con las mayores reservas de crudos livianos, evoluciona a partir del rift jursico y se caracteriza por fallas profundas en flor. Desarrolladas a partir de dos inversiones tectnicas: una cretcica tarda-paleocnica, y otra eocnica temprana. En l estn los campos gigantes Shushufindi y Sacha. Contiene el 54 % del crudo en sitio de la cuenca. El play oriental el segundo en importancia con el 28 % del petrleo en sitio de la cuenca, contiene un campo gigante: Ishpingo, que posee un play con predominio de crudos pesados. 2.4.2.2 Marco Estructural Regional El anlisis de secciones ssmicas de pozos y de datos estructurales del campo, adems del estudio detallado de estructuras petrolferas, han permitido la construccin de Secciones Regionales Estructuradas diferenciadas en tres dominios estructurales en la Cuenca Oriente. Estos dominios tectnicos son diferenciados por sus caractersticas geomtricas y cinemticas relacionadas a eventos pre-cretcicos.

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Dominio Occidental: Sistema Subandino. Dentro del Sistema Subandino constituye la parte aflorante de la Cuenca Oriente y permite observar el estilo de las ltimas deformaciones. En los afloramientos se observan fallas inversas de alto o bajo ngulo, con marcadores cinemticos que evidencian una tectnica transgresiva con movimientos destrales. Este dominio tectnico levanto y deform principalmente durante el Plioceno y el Cuaternario. Levantamiento Napo: Corresponde a un inmenso domo, limitado por fallas de rumbo al este y oeste, donde afloran esencialmente las series sedimentarias cretcicas y terciarias de la Cuenca Oriente. Su borde oriental est constituido por estructuras compresivas tipo flor positivas, las que originaron el Campo Bermejo, y estructuras como el anticlinal del Ro Payamino. Depresin Pastaza: zona de transicin entre el Levantamiento Napo y el Levantamiento de Cutuc, dentro de esta zona se pueden observar que las fallas se vuelven ms cabalgantes al contacto entre el Sistema Subandino y la Cordillera Real, donde afloran sedimentos negenos y cuatenarios. Levantamiento Cucut: Se lo interpreta como una estructura en flor positiva, adems existe un sistema de corrimientos de convergencia oeste, observable en superficie, relacionados con una cua intercutnea profunda convergente al este. Dominio Central: Corredor Sacha-Shushufindi En este dominio se encuentran los principales campos petrolferos del Ecuador, deformados por mega-fallas de rumbo en direccin NNE-SSW, que se verticalizan en profundidad y evolucionan a estructuras en flor hacia la superficie. Estas megafallas han funcionado en el Precretcico. Dominio Oriental: Sistema Invertido Capirn-Tiputini

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Se trata de un dominio estructural ms ancho que el corredor Sacha-Shushufindi. Los campos petrolferos ms importantes se encuentran en las estructuras de su borde oriental como son: Tiputini, Tambococha, Ishpingo, Imuya en el borde oriental, y en el borde occidental se encuentran Cuyabeno-Sansahuari, Capirn y hacia la parte central encontramos Paacocha, Yuturi, Amo. Existen un rgimen tectnico en transpresin dextral, este estilo de desviacin se lo evidencia en estructuras oblicuas en chelon y fallas verticales en superficie. 2.4.2.3 Ambiente Deposicional Regional Las arenisca Holln se deposit en un ambiente fluvial evolucionando a un ambiente platafrmico, posiblemente estuarino, con influencia mareal, Las areniscas U y T fueron depositadas luego de una importante regresin marina con un desplazamiento de la lnea de costa en direccin Este, a partir de la cual y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con ingresos fluviales afectados por mareas, con facies menos desarrolladas de barras, y litofacies de llanura lodosa y areniscas glauconticas de plataforma marina somera. 2.4.2.4 Modelo Geolgico del Campo Los intervalos productores del campo Auca, pertenecen al Cretcico y en particular a las edades siguientes: Edad Albo-Aptiano para la formacin Holln. Edad Albiano para la formacin Napo T. Edad Cenomaniano para la formacin Napo U. Edad Maastrichtiano para la formacin Basal Tena. La secuencia estratigrfica del Campo Auca se encuentra conformada por niveles de lutitas que desempearon el papel de roca-madre durante la historia de la cuenca y de sello parcial o completo de los yacimientos. El apilamiento de las facies yacimiento y roca madre facilito la migracin del crudo desde las zonas de generacin hacia las zonas de entrampamiento. La descripcin estratigrfica del

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campo Auca, ha sido realizada en base a estudios de los ripios de perforacin y los registros de pozos perforados en la estructura del campo. 2.4.2.5 Modelo Estructural del Campo Estructuralmente se divide en tres elementos distintos. Sistema Subandino Corredor Sacha-Shushufindi Sistema Invertido Capirn-Tiputini. El Campo Auca-Auca Sur pertenece al Corredor Sacha-Shushufindi y est rodeado por los Campos Sacha, Culebra-Yulebra y Yuca, al Norte; Cononaco al Sur; Pindo al Este y Puma al Oeste. En el mapa estructural al tope de la arenisca T principal(Anexos), se aprecian varias culminaciones locales ubicadas a lo largo de la cresta estructural, incluyendo un amplia rea no mapeada que se extiende en la zona norte del campo desde el pozo AU-6 hasta el pozo, AU-4 en los que se forman los pozos AU-4, AU-2 y AU-6, otro pequeo alto se extiende 3 Km al sur del Campo Auca, denominado Auca Sur, y pequeos altos locales alrededor de los pozos AU-1, AU-11 y AU-17 y AU-35 y entre AU-22 y AU-23. El cierre estructural vertical (-9090) es de 122 (el punto ms alto est localizado en el pozo AU-1 (-8968) en la lnea ssmica PE-91-9 D, PT 500. 2.4.2.6 Sistema de Fallamiento Est constituido por una serie de fallamiento de rumbo, los cuales se encuentran en los flancos occidental y oriental, en la parte central afectando los niveles arenosos U inferior y T inferior; este fallamiento que durante el Precretcico fueron normales, reactivas e invertidas, pudieron haber evolucionado en fallas inversas, dando origen a la formacin de una estructura en flor positiva, hacia la

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superficie y de pliegues orientados en direccin NW-SE, indicando dentro del contexto estructural, su deformacin durante el rgimen transgresivo dextral. Estratigrafa.- El anlisis litoestratigrfico de las series prospectivas de edad cretcico est constituido por depsitos fluviales de la formacin Holln y los depsitos marinos de plataforma estable de la formacin Napo. En base a la estratigrafa se definieron las siguientes zonas: Tope Caliza C Zona Lutita Napo Basal Zona caliza T Ciclo arenisca T Zona Caliza B Zona Lutita U Zona Caliza U Ciclo arenisca U Base Caliza A Secciones Estratigrficas.- Las 7 correlaciones estratigrficas construidas en direcciones N-S y E-O, se aprecia que los ciclos arenosos U y T, se extienden regionalmente de forma irregular en toda el rea de estudio, limitando su anlisis y estudio a las zonas de las areniscas U inferior y T inferior. 2.4.2.7 Descripcin Litolgica Las formaciones cretcicas Holln, Napo y Tena aparecen en Auca con presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Holln, Napo U, Napo T y Basal Tena. Formacin Holln.- La formacin holln tiene un espesor promedio entre 400 y 450pies, contiene un contacto agua petrleo bien marcado y exhibe un fuerte empuje de agua en el fondo. Esta formacin est conformada por las areniscas

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Holln inferior de origen volcnico y Holln superior de origen marino somera con sedimentos de depositacin de zona de playa, adems esta formacin est presente en todo el campo Auca - Auca Sur sin presencia de fallas. Holln Inferior o Principal.- La formacin Holln inferior est constituida de una arenisca cuarzosa limpia con algunas intercalaciones arcillosas. Las areniscas tienen un grano fino a grueso que puede ser localmente conglomertico y se presentan como un cuerpo masivo o secuencia con una buena clasificacin de grano. Las estructuras internas estn de tipo estratificacin cruzada o plana horizontal correspondiente a un ambiente de depsito fluvio-deltaico. Areniscas gruesas de canal por mayora a la base de la secuencia Areniscas de tamao promedio a fino hacia el tope del canal Lutita

Este conjunto de facies corresponde a un ambiente de depsito de tipo planicie aluvial con canales entrelazados donde la facies arcillosa corresponde a un relleno de canal abandonado. Holln Superior.- Esta unidad fue atravesada completamente por casi todos los pozos y tiene un espesor promedio de 50-60 pes. Los datos de ncleos indican una litologa muy compleja en trminos de variacin del espesor de las litofacies y del contenido mineralgico. En los ncleos se han encontrado los mismos litotipos que en Holln inferior, pero en menor proporcin. La razn es que a estos litotipos se aaden tres litotipos adicionales que son: Una arenisca fina masiva que puede contener una alta proporcin de glauconita Una arenisca sucia muy fina a fina con frecuentes bioturbaciones Un litotipo carbonatado

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El Holln superior corresponde a una secuencia transgresiva que empieza por un ambiente de depsito de tipo costero con influencia de estuario a un ambiente marino. La mayora de los sedimentos estn depositados en un sistema de canal influenciado por marea y planicie de arena influenciado por mareas. Basal Napo.- La formacin Basal Napo corresponde a unos 60-70 pes de lutitas depositadas en un ambiente marino profundo. Esta lutita indica la continuacin de la trasgresin marina y corresponde a una superficie de inundacin mxima. Arenisca "T.- Los ncleos indican un conjunto de varias litofacies en las que predominan lutitas de borde de plataforma marina somera y limolitas y, en menor cantidad, pero genticamente relacionadas, arenisca marina someras y un amplio espectro de depsitos estuarinos influenciados por marea. Otras litofacies presentes en los ncleos incluyen areniscas de plataforma marina influenciada por tormenta, caliza de plataforma, y arenisca de origen fluvial. El porcentaje de las principales litofacies esta anotado a continuacin: 40% de lutita y limolita de plataforma 14% de planicie de arena influenciada por marea 12% de arenisca glauconitica bioturbada de plataforma 8% de barra de arena influenciada por marea 7% de canal influenciado por marea 3% de arenisca de plataforma influenciada tormenta. Las litofacies que tienen calidad de yacimiento corresponden a planicie de arena influenciada por marea, barra de arena influenciada por marea y canal influenciado por marea. La proporcin de estas litofacies (30%), cortadas en mayora en las unidades Napo T inferior 2 y Napo T superior, parece sobrestimado comparativamente a la firma de los registros particularmente para las unidades Napo T inferior uno y dos.

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Los pozos ubicados en el sur del Campo Auca como el pozo Auca 14 tienen facies yacimiento en la casi totalidad del Napo T inferior, mientras que los pozos Auca 10, ubicado en la parte norte, y Auca Inyector 5, ubicado en el flanco Este, tienen respectivamente alrededor de 60% y 30% de yacimiento. En los tres pozos, el conjunto de secuencias es diferente. Se trata de un apilamiento de canales o barras en toda la unidad del pozo Auca 14 mientras que en el pozo Auca 10 la unidad empieza por una barra marina con una capa de arcilla de 10 pes de espesor. Sobre ella se desarrollan dos canales con un contacto abrupto en las bases. En el tercer pozo Auca, Inyector 5, el nivel basal est constituido de una arenisca arcillosa con una capa ms importante de arcilla y en la parte superior se desarrollan dos cuerpos areniscos de menor espesor que en el pozo Auca 10. En Napo T superior se encuentra esencialmente arenisca marina de tipo barra de marea y canal de marea y una alta proporcin de glauconita en algunos pozos como en el pozo Auca 25. Las areniscas son generalmente de grano fino y de aspecto masivo que tienen una calidad de yacimiento menor que la de Holln Inferior. Intercalaciones de arenisca glaucontica con lutita y limolita son frecuentes en esta unidad. El espesor mximo de arenisca neta de 20-30 pes se encuentra en la parte sur y central del Campo. La parte norte no tiene yacimientos excepto tres pozos ubicados cerca del pozo Auca 2. Este yacimiento tiene un pobre potencial de produccin. Arenisca"U".- A Napo U, para fines de una mejor descripcin se ha procedido a dividirla en U6, U5, U4, U3, U2, U1 as, los niveles U6 y U5 seran los correspondientes a U superior, U4 sera el que corresponde a U media y U3, U2 y U1 a U inferior.

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La unidad basal de Napo U est constituida por lutitas marinas que representan depsitos marinos anxicos de baja energa y de regular profundidad. Estas lutitas de la unidad U1 corresponden a un mximo de transgresin importante. La unidad U2, que descansa en conformidad sobre las lutitas basal, est constituida por una alternancia de lutitas y limolitas y de calizas generalmente arcillosas. El pozo Auca 31 tiene ncleos en esta unidad. Los niveles de caliza son fosilferos y tienen bioturbaciones. En otra parte de la cuenca fueron encontrados amonites y hard-ground. La unidad U2 est interpretada como un depsito en un ambiente marino abierto no muy profundo y con secuencias transgresivas repetidas. Los ncleos fueron cortados en 6 pozos, en el tope de la unidad U2 y en las unidades U3 y U4. Los ncleos indican que la mayor parte de las litofacies de los yacimientos son principalmente depsitos fluviales influenciados por mareas. Hay una presencia menor de barras de arenisca influenciada por marea, y depsitos de marisma influenciados por marea y planicie lodosa, as como arenisca glaucontica de plataforma marina somera, arenisca de plataforma por tormenta, biohermas redepositados, caliza delgada de plataforma. 53% de lutita y limolita de plataforma. 22% de sistema fluvial influenciado por marea. 8% de biohermas redepositadas. 5% de barra de arena influenciada por marea. 3% de arenisca glauconitica bioturbada de plataforma. 3% de arenisca de plataforma influenciada tormenta. 3% de caliza de plataforma. Arenisca Basal Tena.- Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada, de grano medio a grueso, con un promedio de porosidad del 19 %. Esta formacin no es continua, tiene un espesor total promedio de 40 ft principalmente formado por un

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cuerpo areniscoso delgado de 10 a 20 pies de espesor y descansa en discordancia sobre las lutitas de Napo superior. Posee una salinidad de 35.000 NaCl. El rea total de esta arenisca en las zonas donde se encuentran presentes los pozos, de acuerdo al mapa estructural da como resultado un rea 16460.09 acres. Tabla 2.4.2.1.-Espesores de las Formaciones.FORMACION ESPESOR (PIES) 400-450 HOLLIN 120 T 200 U 40 BASAL TENA AREA (ACRES) 20844.09 13621.87 21471.49 16460.09

Topes y Bases de las Formaciones Los datos correspondientes a los topes y bases fueron determinados por el Departamento de Geologa y Produccin, a continuacin se observan los valores correspondientes a los topes y bases que fueron determinados de cada uno de los pozos promedios. En la siguiente tabla se detalla los respectivos topes y bases de las formaciones del campo Auca. Tabla 2.4.2.2.-Topes y Bases de las Formaciones.FORMACION TOPES Y BASES 8946 8957 BT 9742 9853 U INF. 9923 9970 T SUP. 9982 10057 T INF. 10153 10285 HS 10667 10710 HI

2.4.2.8 Columna Estratigrfica del Campo Auca Los cuerpos areniscos que constituye el yacimiento U3, corresponden a barra de arenisca en el pozo Auca 16 y sistema fluvial (canal) influenciado por marea en los pozos Auca 25 y Auca 31.

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Fig.2.5.1.4 Columna Estratigrfica del Campo Auca

CAMPO AUCA COLUMNA ESTRATIGRAFICAPETROPRODUCCIONEDAD MIEMBRO LITOLOGIA DESCRIPCION

MESOZOICO

CRETACICO

Fuente: Archivo Tcnico EP-PETROECUADOR

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2.4.2.9 Ambiente de Depsitos El anlisis sedimentolgico de los ncleos cortados y analizados en los yacimientos arenosos U inferior y T inferior por la compaa EPPETROPRODUCCIN indican la presencia de un medio de depsito estuarino influenciado por marea, asociado a varios subambientes de depsitos: depsitos fluviales, depsitos de plataforma marina somera. El primer ciclo corresponde a un ambiente de estuario que se acaba con el depsito de las lutitas marinas de Napo Basal. Estas lutitas corresponden a una superficie de mxima inundacin donde empieza el segundo ciclo hasta las lutitas basal de Napo U. El tercer ciclo se acaba durante el depsito de las lutitas de Napo Superior. Antes del depsito de las lutitas marinas de fin de ciclo, se desarrolla una plataforma carbonatada como las correspondientes a: Caliza delgada del tope Holln Superior, Caliza B al tope Napo T, Caliza A al tope Napo U.

En todos los ciclos se observa un mejor desarrollo de yacimiento a la base de cada ciclo con una disminucin de la calidad al tope: Holln inferior comparativamente a Holln superior, Napo T inferior comparativamente a Napo T superior Napo U3 comparativamente a Napo U4.

Se trata de un yacimiento con alta energa que se reduce progresivamente con el desarrollo de la plataforma marina carbonatada. Formacin Holln.- La formacin Holln Inferior corresponde a un ambiente de depsito de tipo planicie aluvial con canales entrelazados, en su parte superior se nota una influencia ms costera.

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Esta evolucin contina en Holln Superior con una sedimentacin marina. Las variaciones de pozo a pozo indican que la topografa de llanura al Holln Superior permiti en la misma poca una sedimentacin marina y estuarina influenciada por marea. Ciclo Deposicional U.- Corresponde a la secuencia estratigrfica comprendida entre las bases de las calizas A y B de la formacin Napo, la cual incorpora 7 niveles clsticos discontinuos diferenciados como: Caliza B Lutita U (U-1) Caliza U (U-2) U inferior (U-3) U media (U-4) U superior (Us-1) U superior (Us-2) Se centra el anlisis litofacial al nivel U inferior (U-3), por presentar mayor potencial hidrocarburfero asociado a las buenas caractersticas de yacimientos y fluidos. Litolgicamente constituida de areniscas de cuarzo de granos finos a muy finos (locamente basales de tamao medio a grueso), clasificacin moderada a bien seleccionada, relativamente limpia, con textura homognea, con precipitacin moderada de cuarzo en el sistema de porosidad, levemente arcillosa, cemento calcreo, localmente glauconitica, disolucin menor de granos de feldespato, concentraciones menores y moderadas de mineral pesado y filamentos orgnicos dispersos, generalmente saturada de hidrocarburos, de apariencia homognea, masiva, indicios de lminas delgadas, laminas subhorizontales, laminas delgadas onduladas, de grano fino al tope con menores cantidades de bioturbacin,

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fragmentos de arcilla sidertica, contactos, internos inclinados y fracturas discontinuas. Ciclo Deposicional T.- Este ciclo se encuentra definido a la base por la llamada caliza T y al tope por la base de la zona caliza B, depositada dentro del ciclo Napo Basal en donde se diferencian dos niveles clsticos principales. Zona arenisca T superior Zona arenisca T inferior Los ncleos de esta zona indican un conjunto de litofacies, en las que predominan lutitas de borde de plataforma y limolitas, y en menores cantidades pero relacionadas genticamente se depositan: areniscas marinas someras y un amplio espectro de depsitos estuarinos influenciado por marea. Otras litofacies presentes en los ncleos examinados incluyen areniscas de plataforma marina influenciados por tormenta, calizas de plataforma, areniscas de plataforma de origen fluvial influenciadas por mareas, e inexplicablemente rocas de origen gneo (basalto o andesitas) en los pozos AU-16, 30 y 23. Siendo la mayor inters la zona arenisca T inferior, litolgicamente est constituida por arenisca de cuarzo, de granos muy finos a finos, pobremente seleccionada, matriz arcillosa, cemento carbonatico, manchada de hidrocarburo, las caractersticas sedimentarias incluyen: laminacin ondulada y capas dobles de lodos, laminaciones orgnicas onduladas o arcillosas y discontinuas, lminas de carbn, laminaciones flaser parcialmente bioturbadas y abundantes capas

delgadas de arcillas que actan como barreras de permeabilidad verticales. Tambin contienen un espectro entrelaminado de limolitas y granos de arenisca fina, generalmente tiene contactos marcados con litofacies lindantes (como barras de arenisca influenciada por marea). Formacin Basal Tena.- La formacin Basal Tena descansa en discordancia sobre las lutitas de Napo superior. La arenisca est constituida por un cuerpo

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arenoso delgado de 10 a 20 pes de espesor que est interpretado como arenisca aluvial influenciada por marea con excelente caractersticas de yacimiento. 2.4.2.10 Estado Actual del Campo Auca

Actualmente el campo Auca-Auca Sur est conformado por 93 pozos perforados, de los cuales 63 pozos estn produciendo, 4 pozos se encuentran abandonados, 3 pozos son reinyectores, 1 pozo es inyector, 4 son inyectores cerrados, 1 pozo exploratorio, 1 pozo por probar y 20 pozos se encuentran cerrados. Tabla 2.4.2.3.-Estado Actual del Campo Auca-Auca SurESTADOS DE POZO Pozos Productores Pozo Reinyector Pozo Inyector Pozos cerrados Pozos abandonados Pozos Secos TOTAL Nro. POZOS 63 3 AUW 01, AU 55, AU 5 1 AU 12, AU-04 AU 03, AU 07, AU 08, AU 11, AU 13, 20 AU 34, AU 37, AU 45, AU 46, AU 48, AU 41 4 2 93 AU 19 (pescado de perforacin), AU 17 AUC 23, AU 44

Departamento de Yacimientos EP-PETROECUADOR Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Senz

Pozos Reinyectores.- Estos pozos fueron perforados con el fin de procesar el agua producida en los dems pozos productores y reinyectarla en otras formaciones como Tiyuyacu y Orteguaza. Algunos pozos por tener un bajo aporte no pudieron continuar en produccin y fueron reinyectores de agua de formacin. Pozos Inyectores.- Estos pozos fueron perforados con fines de recuperacin mejorada, ya sea para presurizar los yacimientos o para mejorar las eficiencias de barrido del petrleo dentro de las areniscas productoras. destinados como pozos

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Pozos Productores.- Son pozos que se perforan con el fin de incrementar la produccin del campo y que hasta la fecha se encuentran aportando cantidades comerciales de hidrocarburos por lo que se consideran econmicamente rentables. Tabla 2.4.2.4.-Pozos Productores del Campo Auca-Auca SurPOZO AUC-1 AUC-3 AUC-5 AUC-5I AUC-6 AUC-9 AUC-10 AUC-14 AUC-15 AUC-16 AUC-18 AUC-19B AUC-20 AUC-22 AUC-24 AUC-25 AUC-26 AUC-27 AUC-28 AUC-29 AUC-30 AUC-31 AUC-32 AUC-33 AUC-34 AUC-36 AUC-38 AUC-39 AUC-40 AUC-42 AUC-43 AUC-45 AUC-49 AUC-50 AUC-51 AUC-52 AUC-53 AUC-57D AUC-59D FECHA 2011-04-09 2011-03-21 2011-02-24 2011-01-05 2011-02-05 2011-03-11 2010-12-13 2011-03-04 2011-01-30 2010-11-18 2011-01-22 2011-01-08 2011-02-23 2011-02-20 2010-05-22 2011-01-02 2011-01-30 2010-10-05 2011-01-28 2011-02-24 2010-11-08 2011-03-26 2011-01-19 2010-07-30 2011-04-21 2011-03-20 2011-01-17 2010-04-08 2011-01-05 2011-01-14 2011-03-16 2010-03-28 2011-03-30 2011-02-18 2010-11-21 2010-03-12 2009-04-05 2011-01-01 2009-08-08 ESTADO ARENA PPS PPH PPH PPH PPH PPH PPS PPH PPH PPH PPH PPH PPH PPH PPS PPH PPH PPS PPH PPH PPH PPH PPH PPH PPH PPH PPH PPS PPS PPH PPH PPS PPS PPH PPS PPS PPS PPS PPS BT T H HS BT U U U U U BT T BT TD U U BT T U UI U U HS T HS HS HI H T BT U HS TI UI HS UI HI TI TI

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AUC-60D AUC-61D AUC-62D AUC-65D AUC67D AUC-70D AUC-73D AUC-75D AUC-76D AUC-77D AUC-82D AUC-83D AUC-92D AUC-93D AUC-96D AUC-97D AUC-98D AUC-99ST AUS-1 AUS-3 AUS-4 AUS-5D AUS-6D AUS-7D

2007-11-30 2008-11-30 2010-09-21 2009-11-14 2011-01-24 2010-05-15 2009-11-03 2010-07-11 2009-08-13 2009-09-13 2011-02-08 2011-01-16 2011-01-13 2011-01-25 2010-12-11 2011-02-03 2010-09-25 2010-11-11 2009-12-29 2011-02-21 2009-05-05 2010-11-14 2010-06-30 2010-08-14

PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPF PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS PPS

HD HS UI UI U U UI U U U BT HI HI TI HS UI T TI TI UI U TI U HS


Pozos Abandonados.- Son aquellos pozos que se perforaron con el fin de incrementar la produccin pero que no tuvieron aporte alguno de hidrocarburo o este aporte no justifica la inversin requerida para continuar con la produccin. Algunos pozos no se pudieron concluir por razones de fuerza mayor, debiendo quedar estos abandonados, en estos pozos se coloca un tapn de cemento en la parte superficial del casing para evitar que sean abiertos por accidentes. Pozos Cerrados.- Un pozo se cierra cuando no existen las facilidades para continuar con la produccin ya sea estos por problemas mecnicos como atascamientos, colapsos y otros daos en las completaciones de los mismos.

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Tabla 2.4.2.5.Pozos Abandonados y Cerrados del Campo Auca-Auca SurPOZO AUC-1I AUC-2 AUC-4 AUC-7 AUC-8 AUC-11 AUC-17 AUC-19 AUC-21 AUC-23 AUC-35 AUC-37 AUC-41 AUC-44 AUC-46 AUC-47 AUC-48 AUC-99D AUE-1 AUS-2 FECHA 2010-09-06 2008-09-26 2006-09-20 2004-12-25 2003-04-01 2009-01-20 1997-07-07 1979-03-15 2010-12-24 1978-09-16 2011-04-29 2010-08-28 2010-01-01 1996-02-06 2001-12-15 2006-08-13 2002-04-01 2010-01-19 2006-03-13 2009-03-02 ESTADO ARENA CI CP CP CP CP CP CS CA CP CA CP CP CI CA CP CP CP CA CP CP T HS T H U BT TY T T T UT UI U

BT U


2.4.3

PROPIEDADES PETROFISICAS Y PROPIEDADES FISICO QUIMICAS DE LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS U, T

2.4.3.1 Propiedades de la Roca Las areniscas de mayor importancia en el campo son: Holln, Napo U, Napo T y Basal Tena. Los datos obtenidos son en base de registros elctricos, anlisis PVT, estudios de Cores. 2.4.3.2 Propiedades Bsicas de la Roca Reservorio de Agua Petrleo Se encarga de almacenar y trasmitir los fluidos ya que depende de la roca, de las caractersticas y distribucin de los fluidos. Las propiedades fundamentales son la porosidad, permeabilidad, y saturacin de los fluidos que influye en el almacenamiento del petrleo. En el campo Auca los

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principales yacimientos que pueden ser considerados como niveles de inyeccin en el Campo Auca para la porosidad y permeabilidad son: Napo U que comprende Napo U inferior y Napo U superior, Napo T que comprende Napo T inferior y Napo T superior, y Holln de igual manera comprende Holln superior y Holln Inferior. 2.4.3.3 Geometra de las Areniscas Uno de los factores que influye en los mecanismos de desplazamiento de fluidos en medios porosos es la geometra interna de la estructura porosa, tanto para una correcta planificacin de un proceso de recuperacin secundaria por inyeccin de agua es importante tener un conocimiento de las caractersticas geomtricas de la roca reservorio. Litolgicamente est constituida por arenisca de cuarzo de granos finos a muy finos, relativamente limpia, con textura homognea, con precipitacin moderada de cuarzo en el sistema de porosidad, levemente arcillosa, cemento calcreo, localmente glaucontica, disolucin menor de granos de feldespato,

concentraciones menores y moderadas de mineral pesado y filamentos orgnicos dispersos, de apariencia homognea, masiva, indicios de lminas delgadas, lminas subhorizontales, lminas delgadas, onduladas, de grano fino al tope con menores cantidades de bioturbacin, fragmentos de arcilla sidertica, contactos, internos inclinados y fracturas discontinuas. 2.4.3.4 Gargantas Porales y Porosidad Se consider todos los parmetros que se pudieron obtener de los anlisis de ncleos, de los perfiles elctricos, pruebas de presin, pruebas de produccin, salinidades de agua, etc. Estos parmetros nos ayudaron a determinar los valores de corte para definir los espesores de pago, porosidad efectiva, saturacin de agua inicial y contenido de arcilla por medio de anlisis de registros elctricos; determinacin de contacto

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petrleo de U y T y determinar el petrleo original en sitio para luego calcular las reservas de petrleo existentes. a) Gargantas Porales La distribucin del volumen de poros a travs del tamao caracterstico del poro, se lo conoce como distribucin del tamao del poro. La distribucin se la fija de manera experimental mediante algunos mtodos como inyeccin de mercurio, isotrmico, entre otros. El espacio interconectado entre poro y poro, se lo conoce como una garganta poral, que determinarn el paso de un fluido a travs de dicho espacio. Los tamaos extremadamente grandes de la garganta de poro de un dimetro poral de 5 a 7 m y su distribucin regular en las areniscas del yacimiento U y T del Campo Auca, hace que se requiera de pocas y extremadamente columnas pequeas para producir petrleo libre de agua. En el Grfico 2.4.3.1, se observa la divisin de un fluido A, que fluye a travs de capilares no iguales, para luego de una corta distancia volverse a unir en un punto B, de esta forma el fluido forma un lazo poroso. Fig. 2.4.3.1. Gargantas PoralesPetrleo Agua de formacin Cuarzo

A BCuarzo

Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Senz

b) Porosidad Es el espacio poroso por unidad de volumen de roca, en otras palabras, es la fraccin del volumen total de una muestra que se encuentra ocupada por espacios

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vacos. Se conocen dos tipos de porosidad: total y efectiva, siendo la porosidad total aquella que considera el volumen total de los poros y la porosidad efectiva la que toma en cuenta nicamente aquellos poros que se encuentran interconectados. Tabla 2.4.3.1.-Clasificacion de la Porosidad y el RangoPorosidad (%) 5 10 10 15 15 20 Clasificacin Descartable Regular Buena Muy Buena Exelente

ARENA U INF T INF

RANGO DE POROSIDAD PROMEDIO (%) (%) 14.0-21.3 17 12.8-21.2 16


Desde el punto de vista econmico, los yacimientos con baja porosidad generalmente no son explotables. El siguiente cuadro nos indica los rangos de porosidad, para conocer si un yacimiento es productivo o no. Luego de la evaluacin se puede notar que la porosidad de las areniscas Napo son buenas, las mismas que estn en un rango de 8% a 21.2%. 2.4.3.5 Permeabilidad del Yacimiento La Permeabilidad es la propiedad que permite el paso de los fluidos a travs de la roca, sin deteriorar su estructura interna o desplazar las partculas. Es una medida de la capacidad de un medio poroso para conducir fluidos, no depende del fluido, ni de la geometra del sistema ni de las condiciones de flujo. Ecuacin de Darcy.- Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de 1 centipoise, (cp),

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y que llena completamente el espacio intergranular, fluye a travs de l bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un centmetro cbico por segundo, (cm3/seg.); por una rea transversal de un centmetro cuadrado, (cm2.), con una longitud de 1 centmetro, (cm.), y bajo una diferencial de presin de una atmsfera, ( P). Siendo su expresin matemtica la siguiente:V q A k dP dL

V = velocidad aparente de flujo (cm. /seg.) Q = tasa de flujo (cc. /seg.) A = rea (cm2.) k = permeabilidad (Darcy) = viscosidad (cp.) dP/dL = gradiente de presin Tabla 2.4.3.2.-Clasificacion de la PermeabilidadPermeabilidad (mD) 1.0 10 10 100 100 1000 > 1 Darcy Clasificacin Regular Buena Muy buena Excelente

La permeabilidad se puede medir de las siguientes maneras: Medidas en sitio: Mediante registros de pozos. Medidas en Laboratorio: Mediante el Permemetro Standard y Ruska. Hay dos tipos de permeabilidad: Horizontal y vertical. Permeabilidad horizontal o lateral: Flujo de fluidos paralelo a la estratificacin. Permeabilidad Vertical o Transversal: Flujo de fluidos perpendicular a la estratificacin.

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La permeabilidad vertical es normalmente inferior a la horizontal debido a la presencia de minerales arcillosos o micas que se disponen usualmente paralelo a la estratificacin. Tabla 2.4.3.3.- Porosidades y Permeabilidades Promedios de U y TRESERVORIO K NUCLEOS K BUIL UP K PROM. BUIL UP NAPO U NAPO T 10 1000 8 - 900 31 1915 27 - 955 756 259


a) Permeabilidades Absolutas y Relativas Las permeabilidades calculadas a partir de las restauraciones de presin tienen un promedio de 746 md para U y 250 md para T. Permeabilidad Absoluta.- Es la habilidad que tiene un fluido de pasar a travs de poros interconectados o de redes de fracturas cuyo fluido que satura la roca ocupa el 100% de la porosidad efectiva. Permeabilidad Relativa.- Es la relacin de la permeabilidad efectiva con respecto a algn valor base. b) Permeabilidad Efectiva de los Fluidos ko, kw,kg En flujos multifsicos se extiende la ley de Darcy de finiendo la Permeabilidad Efectiva a una fase como la capacidad de un medio poroso de conducir dicha fase a una determinada saturacin de fluidos. Se tiene si hay ms de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultneamente, esta permeabilidad es funcin de la saturacin del fluido que estamos considerando y ser siempre menor que la permeabilidad absoluta. Caractersticas Petrofsicas de las Arenisca U, T.- Los principales yacimientos que pueden ser considerados como niveles de inyeccin en el Campo Auca muestran los siguientes valores promedio para la porosidad y la permeabilidad.

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Napo U.- Las caractersticas en promedio son mejores en Napo U inferior (unidad U3) que en la superior. Para Napo U se tiene 71 medidas de porosidad, de las cuales 35 para Napo U inferior (unidad U3). Las caractersticas en promedio son mejores en Napo U inferior (unidad U3) que en la superficie. As la porosidad y permeabilidad promedio son las siguientes: Tabla 2.4.3.4.-Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Areniscas UFormacin Porosidad promedia (art.) Permeabilidad promedia (Geom.) AP Boi Sw actual Napo U superior 12% 16.7 mD 30.1 1.034 40% Napo U inferior 14% 76. mD 30.1 1.034 40%


Napo T.- Para Napo T las caractersticas promedias son globalmente mejores en Napo T inferior que en la superior. Para Napo T se tiene 98 medidas de porosidad, de las cuales 64 para Napo T inferior. Como para el Napo U, las caractersticas promedias son globalmente mejores en Napo T inferior que en la superior. La porosidad y permeabilidad promedia son las siguientes: Tabla 2.4.3.5.-Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Arenisca TFormacin Porosidad promedia (art.) Permeabilidad promedia (Geom..) AP Boi Sw actual Napo T superior 19.9% 350 mD 29.4 1.039 15% Napo T inferior 12.7% 350 mD 29.4 1.039 15%


Relacin Entre Porosidad y Permeabilidad.

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La permeabilidad en areniscas tiene una relacin directa con la porosidad, un aumento normal en la porosidad provoca un aumento geomtrico en la permeabilidad, as como una arena clasificada de buen dimetro promedio de grano indica una buena permeabilidad. A continuacin se detalla las graficas de porosidad y permeabilidad respectivamente. Fig.2.4.3.2.Correlacin Porosidad Permeabilidad (Arenisca U superior).

Fig.2.4.3.3.Correlacin Porosidad Permeabilidad (Arenisca U inferior).


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Fig.2.4.3.4.Correlacin Porosidad Permeabilidad (Arenisca T superior)

Fig. 2.4.3.5 Correlacin Porosidad Permeabilidad (Arenisca T inferior)


De la evaluacin de los registros elctricos en la zona de inyeccin cercana a los pozos inyectores Auca-04 y Auca-12 se tiene los siguientes valores promedio para T superior y T inferior. No se menciona a la arenisca U porque al momento no se inyecta a la zona debido a que se esta analizando primero en la arenisca T para posteriormente inyectar a la arenisca U.

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Tabla 2.4.3.6. - Topes y Bases de los Pozos AledaosTOP (feet) 9864.0 9891.0 9862.0 9924.5 9971.6 9970.2 9972.6 10028.4 BASE (feet) 9915.5 9938.0 9923.0 9963.0 10007.0 10005.5 10024.0 10060.5 GROSS INTERVAL (feet) 51.5 47.0 61.0 39.0 35.4 35.3 51.4 32.1 NET PAY (feet) 14.5 30.5 34.3 22.3 32.7 17.5 45.9 13.8 (%) 0.109 0.127 0.131 0.100 0.153 0.115 0.191 0.142 SW (%) 0.561 0.121 0.298 0.443 0.346 0.101 0.156 0.185

WELL RESERVOIR A - 12 A - 25 A - 30 A - 41 A - 12 A - 25 A - 30 A - 41 T. T. T. T. T. T. T. T. Superior Superior Superior Superior Inferior Inferior Inferior Inferior

Tabla 2.4.3.7.-Radio de entrada de poro de los Pozos AledaosPozo Auca 25 Auca 30 Auca 31 Auca 47 9913 9944.5 9957 9960 Prof. % de espacio poroso Radio de entrada de poro > 35 100 100 100 100 35 100 100 100 100 30 100 100 100 95 25 100 100 100 85 20 95.8 100 88.7 66.6 15 59.2 100 69 36.8 10 38.6 87.5 42.5 20.5 8 34 58 33 16.9 6 31 36.6 26.6 14 4 27.9 27.1 21.8 11.8 3 26.5 24 19.6 0.5 2 25 21.4 17.5 9.2 1 23.2 18 14.4 8.2 0.8 22.2 16.8 13.46 7.23 0.6 21.2 15.7 12.53 7.42 0.4 20.2 14.2 11.09 6.9 0.3 19.5 13.2 9.9 6.53 0.2 18.5 11.7 8.81 6.01 0.1 17.5 10 7.47 5.19 0.09 16.83 9.8 7.29 4.99 0.08 16.36 8.5 7.12 4.9 0.07 16.1 8.5 6.94 4.9 0.06 15.7 8.5 6.81 4.9 0.05 15.7 8.5 6.62 4.9


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c) Correlacin kv/kh Generalmente, las muestras son tomadas en rocas homogneas y esta diferenciacin entre la permeabilidad horizontal y vertical no tiene en cuenta las barreras de transmisividad que existen en los yacimientos y que son generalmente debidas a intercalaciones de arcilla entre las unidades o en ellas. Variacin Entre Permeabilidades.- La permeabilidad vertical es normalmente inferior a la horizontal debido a la presencia de minerales arcillosos o micas que se disponen usualmente paralelo a la estratificacin. Se dispone de varias medidas de permeabilidad orientada para los mismos pozos. La permeabilidad horizontal se considera sin anisotropa especfica y se deduce una relacin entre permeabilidad horizontal y vertical del anlisis de los ncleos de los yacimientos del Campo Auca, que se traduce por la ley siguiente: K vertical = 0.51 K horizontal d) Curva Tpica de Permeabilidades Relativas de Dos Fases Ecuacin de Kozeni. - Si un yacimiento tiene una permeabilidad del 70% para el petrleo, significa que se ha disminuido en un 30% la permeabilidad del petrleo, debido a la presencia de otro fluido. Por lo tanto el valor de la permeabilidad relativa a un fluido ser igual a cero cuando la permeabilidad efectiva de ese fluido es cero.kr ke ka 1; si ke ka

Bajo dominio de las fuerzas viscosas las fases tienden a moverse preferentemente por los canales porales de mayor dimetro, y esta situacin se presenta en zonas de alto caudal, donde los gradientes de presin dinmicos superan ampliamente las presiones capilares del sistema. Sin embargo en zonas de bajo caudal de circulacin de fluidos (lejos de pozos productores o inyectores) las fases tienden a ocupar los canales propios de los equilibrios estticos. En estas condiciones la fase mojante (o aquella a la que la roca muestra mojabilidad preferencial), tiende a

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ocupar los poros de menor dimetro, de modo que las curvas de permeabilidades relativas pueden cambiar notablemente de una zona a otra del yacimiento. Fig. 2.4.3.6 Permeabilidades Relativas Reducidas Vs Sw (Arena U).

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


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2.4.3.6 Viscosidad La viscosidad se define como la resistencia interna de los lquidos al flujo y es afectada por tres factores fundamentales: la temperatura, el gas que contenga en solucin y la presin, se simboliza con y se la expresa en centipois (cp). Es obtenida como parte del anlisis PVT de una muestra de fluido del yacimiento. Se puede utilizar correlaciones como la de Beal y Chew y Connally, para estimar la viscosidad del petrleo a condiciones del tanque y variadas condiciones de yacimiento. Fig. 2.4.3.8. - Viscosidad en funcin de la Presin a Temperatura constante

Fuente: Internet Propiedades Petrofsicas. Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Senz

En la figura 2.4.3.16 podemos observar el comportamiento de la viscosidad en funcin de la presin a temperatura constante, la viscosidad va disminuyendo hasta llegar a su valor mnimo el cual se encuentra en el punto de la presin de burbujeo (Pb), pero por debajo del punto de burbujeo la viscosidad se va incrementando.

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Fig. 2.4.3.9. - Viscosidad del Petrleo vs Presin (Arena U, Arena T)


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2.4.3.7 Compresibilidad La compresibilidad es una propiedad debido a la cual los fluidos disminuyen su volumen al ser sometidos a una presin o compresin determinada manteniendo constante otros parmetros. El petrleo es un fluido ligeramente compresible, su volumen vara con el cambio de la presin.

a) Compresibilidad del Petrleo (Co)Se define al cambio de la variacin del volumen en cada unidad volumtrica por cambio unitario en presin:Co 1 dV V dp

b) Compresibilidad de Formacin de la Roca, cfLa compresibilidad del volumen poroso se define como el cambio de volumen poroso por unidad de volumen poroso por cambio unitario de presin. Para rocas de arenisca, los valores varan entre 25x10-6 psi-1. Vanderwals encontr que la compresibilidad del volumen poroso aumentaba a medida que la porosidad disminua. Aunque los valores de Cf, son pequeos, alcanzan a tener efectos importantes en algunos clculos de acuferos que contienen fluidos cuyas compresibilidades varan de 3 a 25x10-6 psi-1. La compresibilidad se determina por anlisis de laboratorio y grficos de correlacin de porosidad vs compresibilidad de la roca. 2.4.3.8 Saturacin de los Fluidos Expresa el porcentaje del espacio poral que est ocupado por petrleo, agua o gas. La suma de las saturaciones es igual a 100%.

So Sg Sw 100%

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Determinar la saturacin de los fluidos presentes en los diferentes estratos de un yacimiento puede realizarse mediante registros de pozos y en el laboratorio por el mtodo de la retorta o por extraccin con solventes. Saturacin Inicial de Petrleo y Agua.- La saturacin inicial del petrleo (Soi) es la saturacin inicial en un yacimiento, que va variando durante la vida productiva del mismo. Saturacin Irreductible de Agua (Swi).- Es el valor constante de agua connata existente por encima de la zona de transicin de agua petrleo considerando una formacin uniforme. Se encuentra en los sitios de contacto entre granos para rocas, preferencialmente mojadas por agua y en forma de burbujas rodeadas de petrleo o gas en rocas mojadas por petrleo. Saturacin Residual de Petrleo (Sor).- Es la mnima saturacin de petrleo que se obtiene cuando el petrleo es desplazado del yacimiento por otro fluido (Sor). El petrleo llega a ser inmvil en esta saturacin. A continuacin se tiene datos como resultado de los anlisis de registros y ncleos con un rango de valores distintos de agua residual (Swi) y saturacin de petrleo (Sor) para los diferentes yacimientos: Tabla. 2.4.3.8 Saturacin de Agua Inicial y Petrleo Residual.Formacin Napo U superior Napo U inferior Napo T superior Napo T inferior Holln Swi (%) 16.1 14 33.1 23 25 SOR (%) 38 33.5 31 29.5 32


2.4.3.9 Mojavilidad y Movilidad de los fluidos Agua-Petrleo

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La razn agua petrleo depende de la razn de viscosidades y de la razn de permeabilidades efectivas. La relacin de movilidad es una funcin de la permeabilidad efectiva, la cual est en funcin de la saturacin del fluido y la viscosidad de los fluidos desplazante y desplazado. Es importante notar que las permeabilidades relativas de cada fase son definidas en dos puntos separados del yacimiento, donde krw, es la permeabilidad relativa al agua en la zona del yacimiento inundada por agua y detrs del frente de invasin, y kro, es la permeabilidad relativa al petrleo en la zona delante del frente de invasin. La saturacin promedio del agua antes del frente de ruptura permanece constante hasta el tiempo de ruptura. Se concluye que la relacin de movilidad permanecer constante tambin hasta la ruptura. La relacin de movilidad despus de la ruptura no es constante, se incrementa continuamente en respuesta al incremento de la saturacin promedio del agua en el yacimiento que causa que Krw se incremente. Eficiencia de desplazamiento, ED.- Es el recobro de petrleo debido a la inundacin de agua expresada como una fraccin de petrleo inicial en sitio que existi al principio de la inundacin, que ser desplazada de la parte del yacimiento contactada por agua, por el fluido inyectado. Depende de la cantidad de fluido inyectado, por ejemplo:ED Produccin de petrleo debida a la inundacin con agua Volumen de agua contactada con petrleo

Dada la cantidad de factores que afectan adversamente el desplazamiento entre fluidos inmiscibles, no es posible lograr un desplazamiento 100 % efectivo. Los factores que afectan ED son: a) Humectabilidad preferencial del medio poroso: El desplazamiento de una fase no mojante por una mojante es ms eficiente.

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b) Viscosidad del petrleo y de la fase desplazante a cualquier humectabilidad: @ o >; w < ED Pb Ps, Py = Presin del yacimiento (psia) Pb Ps = Presin de burbuja o saturacin (psia) 2.4.5.1 Geologa de la Zona de Inyeccin Para poder comprender mejor en esta parte se detalla la ubicacin y la geologa de los dos pozos AU-12 y AU-41 que en la actualidad se encuentran Inyectando en las areniscas U y T. A continuacin esta descrito la geologa y ubicacin de estos pozos.

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El Pozo de desarrollo Auca 41 fue completado el 13 de Marzo de 1995 como un pozo productor, posteriormente el 8 de Julio del 2004 fue reacondicionado para convertirlo de productor a inyector de agua para la arenisca T (en el W.O. No. 4) Para el proyecto de Recuperacin Secundaria de acuerdo al Estudio de Implementacin de Recuperacin Mejorada por Inyeccin de Agua, realizado en Febrero del 2001. El Pozo Auca 12 fue completado el 8 de Julio de 1974 como un pozo productor, posteriormente el 24 de Julio del 2004 fue reacondicionado para convertirlo de productor a inyector de agua para la arenisca T (en el W.O. No. 12) Para el proyecto de Recuperacin Secundaria de acuerdo al Estudio de Implementacin de Recuperacin Mejorada por Inyeccin de Agua, realizado en Febrero del 2001. Fig.2.4.5.1. Ubicacin Geogrfica Auca-41,12 Campo Auca-Auca Sur


Ubicacin: El pozo Auca 41 se encuentra ubicado en las coordenadas UTM:

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X Coordenadas: 290395.65 Y Coordenadas: 9924283.82 El pozo Auca 12 se encuentra ubicado en las coordenadas UTM: X Coordenadas: 290175.89 Y Coordenadas: 9922428.34 2.4.5.2 Mecanismo de Empuje Natural del Yacimiento U y T El mecanismo de produccin predominante es el de Empuje Hidrulico Lateral no muy activo, lo que ha permitido que la presin del yacimiento disminuya. Fig. 2.4.5.2. Mecanismos de Produccin de las Areniscas U y T


Del anlisis de la presin del yacimiento con la historia del factor de recobro, se puede notar que el mecanismo de produccin del yacimiento U y T, es una combinacin del mecanismo de expansin de roca y fluidos y empuje por gas en solucin, notndose que en los ltimos perodos de produccin el comportamiento se desva un poco queriendo imitar al mecanismo de empuje hidrulico; estos influjos de agua de los acuferos del flanco oeste de la estructura, actan como un

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empuje hidrulico lateral de baja potencia, que ha permitido que la presin del yacimiento disminuya. 2.4.5.3 Caractersticas de los Yacimientos Arenisca U Inferior (U-3).- El yacimiento U inferior presenta un lmite inferior de arenisca de -8830 PBNM (AU-2, AU-5 Y AU-4) en la zona norte y el flanco occidental; y DE -8868 PBNM (AIW-1) en el flanco oriental. Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos saturados de petrleo que van desde 4 a 50 pies, concentrndose los mejores espesores de pago a lo largo del eje estructural del campo, desde el pozo AU-22 hasta el pozo AU-10 (de 13 a 48 pies), dando lugar a leves estrangulamientos en la zona de los pozos AU-1, AU-19, AU-35, AU-13 Y AU-27 que afecta ligeramente la comunicacin de este nivel; porosidad es de 9% a 21% y la saturacin inicial de agua est en el rango de 13% a 49%. Arenisca T Inferior .- En la zona norte del campo se ha definido el lmite inferior de rea (LIA) de -9090 PBNM determinando del pozo AU-4; En el flanco oriental de la zona central del campo se ha definido el lmite inferior de petrleo (LIP) a 9140 PBNM del pozo inyector AIW-01, y para la parte sur en el flanco oriental del campo se ha definido el contacto agua petrleo a -9098 PBNM pies de los pozos A-13, 14 y 15. Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados de 1 a 80 pies, concentrado los mejores espesores de pago de 30 a 80 pies a lo largo del eje estructural desde los pozos AU-26 hasta el AU-22; las porosidades tienen rango de 9% a 21% y las saturaciones iniciales de agua son de 10% a 47%. 2.4.5.4 Planta de Tratamiento del Agua La Planta de Tratamiento de Inyeccin de agua se encuentra ubicada en la Estacin Auca Sur, cercana a la locacin del pozo AU 16, falta probar la planta con carga para verificar la compatibilidad del nuevo software de control y colocar

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unas vlvulas en las lneas de los inyectores y se han comprado repuestos, se estima un tiempo de 3 a 4 meses para su conclusin. El arranque del proyecto de Recuperacin mejorada para las areniscas U y T se inici a finales de diciembre del 2006. Cabe indicar que este lapso es para el arranque del tren de agua de ro; para que opere la planta en su conjunto, restan algunos trabajos en el tren de agua de formacin. La adquisicin de la Planta de Tratamiento para el sistema de inyeccin de agua del Campo Auca, se dio segn las recomendaciones del estudio de simulacin de las areniscas U y T, realizado durante 1992 1993 y presentado en el mes de abril de 1994 y el estudio del Proyecto de inyeccin de agua del Campo Auca hecho en marzo, 1995 por el Dr. Charles C. Patton, donde tambin se consideraron Estudios de simulacin anteriores, que recomendaron la

realizacin de un proyecto de recuperacin secundaria por inyeccin de agua en el campo, con el fin de mejorar la recuperacin de petrleo y reducir la cada de presin de los yacimientos Napo "U" y Napo "T". A fin de disponer de las aguas de formacin generadas en el proceso de Produccin del Petrleo, conforme lo que dispone las normas del RAOHE (Reglamento Ambiental de Operaciones Hidrocarburferas del Ecuador), convenientemente nos servimos de esta agua tratada para beneficio en el proceso de Recuperacin Secundaria, ya que se inyecta a las areniscas productoras, que segn el Estudio de Implementacin de Recuperacin mejorada por inyeccin de agua, Campo Auca. Previo a la inyeccin del agua esta es tratada de la siguiente forma: Se inyecta qumico clasificador en los separadores con el objetivo de disminuir el contenido de aceite en agua para mantener valores menores a 50 ppm, semanalmente se bachea biocida en los tanques de almacenamiento de agua producida y lneas de superficie con la finalidad de eliminar posibles bacterias existentes en la operacin del campo operacin conjunta con envi de chanchos.

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La inyeccin de antiescala se realiza para proteger el motor de la bomba y de igual manera la inyeccin de anticorrosivo se lo realiza por medio de capilares hasta el fondo donde se encuentra el motor. Con el objeto de obtener la debida proteccin en todas las facilidades de produccin desde el pozo productor hasta el pozo inyector. El tratamiento del agua de inyeccin tiene como propsitos principales: Disminuir o prevenir el desgaste de los equipos debido a la corrosin. Mantener una eficiente inyeccin mediante la regulacin de la calidad el agua suministrada al pozo. Las funciones principales que debe cumplir una planta de tratamiento de agua para un proceso de recuperacin secundaria son: El control de slidos Control bacterial Control de oxigeno disuelto en el agua. Entre los principales equipos para cumplir estas funciones tenemos: Sistema de Filtros, este sistema se disea bsicamente tomando en cuenta la cantidad de slidos en suspensin permisibles en el yacimiento. Generalmente se usa sistemas de filtrado que contienen granos de granate y carbn. Torre de Desoxigenacin, mediante el uso del gas se remueve el oxgeno

presente en el agua, el agua ingresa por la parte superior cayendo en un sistema de platos; el gas fluye en contra corriente atrapando las molculas de O2, esta mezcla sale por la parte superior; el agua libre de oxigeno se evacua debido a la gravedad por el fondo. Tanque, sirve de almacenamiento del agua desoxigenada de tal forma que se pueda suministrar a una rata constante a las bombas. El tanque contiene gas

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natural a una presin mayor a la atmosfrica para evitar el contacto del agua con el aire (Sistema Gas Blanket). Planta de Bombeo, consiste en un grupo de bombas de alta presin que

suministran el agua a los diferentes inyectores. 2.4.5.5 Caractersticas de la Planta de Tratamiento La planta tiene un diseo mximo de 20.000 BPD (Barriles por da) de agua de formacin y 8.000 BPD de agua de ro, los cuales estan destinados a las zonas de inyeccin as: 12.000 BPD para Napo U y 8.000 BPD para Napo T. Se consider la realizacin de dos lneas de tratamiento en paralelo, una para el tratamiento del agua de formacin producida; y otra para el tratamiento del agua del ro. El sitio de la planta es suficiente para recibir un equipamiento adicional, o lneas de tratamiento adicional para el agua de formacin en caso que se requiera en el futuro. Estacin de Bombeo.- Se tienen 5 bombas para inyectar el agua en la red de inyeccin para suplir a los pozos. De las cinco bombas instaladas, cuatro funcionarn al mismo tiempo y una ser para reemplazo. Las caractersticas de las bombas son las siguientes: Motor elctrico de 300 kW Bomba de embolo buzo hecho en Canad Tasa de 5.000 BAPD presin de trabajo de 2.500 psi La planta de tratamiento tendr capacidad de manejar, tanto agua de ro como agua de produccin y est previsto que en el futuro maneje mayoritariamente agua de produccin. De esta manera adems de realizar el mantenimiento de presin de los yacimientos, permitir reinyectar el agua de formacin evitando la contaminacin del medio ambiente.

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Se especifica dos elementos fundamentales del proceso de la planta. La torre de desoxigenacin es de tipo Stripping, la misma que requiere de gas para atrapar al oxigeno. El tipo de filtro para tratar el agua de ro, el filtro es de lecho profundo pero de flujo ascendente, el mismo que tiene la habilidad de poder manejar las sobrecargas de slidos en suspensin que arrastrar el ro Rumiyacu en la temporada invernal. La planta de tratamiento constituye un elemento fundamental en el sistema de recuperacin secundaria, puesto que el agua que se inyectara en las areniscas productivas debe cumplir con estrictas normas de calidad para evitar el taponamiento de las formaciones por depsitos de slidos, formacin de carbonatos, precipitacin de sales, formacin de colonias de bacterias, etc. a) Sistema en Superficie El proyecto de inyeccin de agua est en marcha, se han reacondicionado dos pozos pasando de productores a inyectores, el AU12 y AU41 (Tendido de alta presin). Los equipos instalados que componen la planta de inyeccin de agua se describen a continuacin. La planta de inyeccin cuenta con el siguiente sistema de superficie: Tabla 2.4.5.1.-Sistema de Tratamiento de Agua de FormacinSISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIN I II II I II II Bomba de qumico Celdas de Flotacin y Bombas Filtros de cascara de Nuez Bomba de qumico Filtros de lecho profundo, flujo ascendente Torre de desoxigenacin

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Tabla 2.4.5.2.-Caractersticas de las Celdas de Flotacin y de BombasCaractersticas principales de Celda de Flotacin y de Bombas a.- No. de unidades (1). HYDROCELL b.- Capacidad de unidad 20.000 BPD c.- No. de motores especificaciones (2). 1/3 Hp -13.5 rpm 230/460v - 3f-60Hz d.- Recubrimiento interno Coal Tar Expoxy e.- Recubrimiento externo Expoxy Panel de Control NEMA 4 Bomba de recirculacin capacidad (1u). 2K4x3 - 10 360 GPM - 200 THD Motor-hp-rpm-Volt. 40 hp - 3600 rpm 230/460v. 3 Ph-60 Hz Bomba de transferencia Capacidad (1 u). 600 GPM - 92 THD Motor-hp-rpm-Volt. 25 hp-1780 rpm 460v. 3Ph - 60 Hz Skid 78" Lx21" W Tubera- material Carbon Steel Recubrimiento Expoxy Vlvulas/accesorios Completo

1

2 3 4 5 6 7

Caractersticas Principales de la Bomba 1 No. De bombas 2 Capacidad 3 Presin descarga 4 Hp 5 Factor de servicio 6 Voltaje 7 Tanque de qumico 1 1 GPM 100 PSIG 1/3. 1.15 110-1-60- Hz Tambor

Caractersticas Principales de las Bombas No. de bombas Capacidad/ uso Capacidad/ uso Capacidad/ uso Capacidad/ uso Capacidad/ uso Motor hp: Motor v - fases - Hz Presin descarga Tanque Accesorios 5 1 - 0.10 gpm Atrapador de O2 1 - 0.25 gph Polmero 1-0.50 gph Hipoclorito 1 5 dph Biocida Orgnico 1 - 5 ghp Inhibidor escala 1/3 hp 115v - 1fh - 60 Hz 100 psi Tambores Completo

1

2 3 4

82

Tabla 2.4.5.3.-Caractersticas Principales de los FiltrosCaractersticas Principales de los filtros No. de filtros Capacidad de filtros Presin de Operacin "Presure Drop" Dimetro x Altura Rata de retrolavado Material del casco Recubrimiento Interno Recubrimiento Externo Medio filtrante Tuberas Instrumentacin + accesorios Panel de Control BOMBA DE FLUDIFICACIN a.- Tamao b.- Capacidad c.- Material d.- Motor Hp Motor voltaje SISTEMA LGICO PROGRAMABLE Cumple con el objetivo propuesto 1 20.000 BPD 584 gpm 40 PSIG 18 psi max 8 x 9 ft 1260 gpm SA-516 Gr 70 Epoxico-Fenolico Epoxico+Polyreta Cascara de Nuez Carbon Steel Sch 40 Completa NEMA 4 6x8x13 1260 gpm - 46 TDH 316 ss 15 HP si provee SI 460v-3Ph- 60 Hz

1

2 3

4

5 6

Planta de Inyeccin Auca-Auca Sur Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Senz Caractersticas Principales de los Filtros Filtros No. de filtros Tipo de proceso Rata por unidad Presin de Operacin Rata de retrolavado Dimetro Altura 1 Estampado Material Recubrimieno Interno Recubrimiento Externo Medio Filtrante 1 era capa 2 da capa 3 era capa 3 Up flow agua de ro 4.000 BAPD 55 psig 400 gpm 5 pies 11 pies ASME SA-516-Gr70 Coalter 14-15mm. Expoxy polimetano Arena / Grava Grava 1/4" x 1/2" Arena 8-16 Mash Arena 12-20 Mash

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2 Panel de Control 3 Instrumetacin+Accesorios 4 Bomba de Retrolavado a.- No. de Unidades b.- Tipo de Bomba 5 c.- Tamao d.- Capacidad e.- Motor hp / rpm Motor voltaje Soplador a.- No. de Unidades 6 b.- Descarga c.- Motor hp / rpm Motor voltaje

NEMA 4 Completo 1u Mark III Durco 2K4x3-10H 400 gpm - 69 TDH 10 hp/1750 rpm 460v - 3Ph - 60Hz 1u 120 ACFM - 12Psi 25 hp/1800 rpm 460v - 3Ph -60Hz

Tabla 2.4.5.4.-Caractersticas Principales de la TorreCaractersticas Principales de la Torre Torre No. de desgasificadora Capacidad Oxigeno Entrada Oxigeno Salida Diseo al vacio Dimetro Altura Estampado Material Recubrimiento Interno Recubrimiento Externo Eliminador de Niebla Elementos Internos Media Pernos de Anclaje Vlvulas + Actuadores Panel de Control Instrumentacin + Accesorios Bomba de Transferencia a.- No. de Unidades b.- Tipo de Bomba c.- Tamao d.- Capacidad e.- Motor hp/ rpm Motor vol. fase Hz Bomba al Vaco a.- No. de Unidades 1 8.000 BPD 8.8 ppm 0.02 ppm 30" Hg 3 pies 21 pies ASME Carbon Steel Coalter tar Expoxy Expoxy poliuretano Polypropylene 316 SS Polypropylene No provee Completo NEMA 4 Completo 1 u. Mark III Durco 3 x 2-6 233 gpm - 50 THD 7.5 hp/3500 rpm 460v - 3Ph - 60Hz 2 u.

1

2 3

4

5

84

b.- Modelo c.- Motor hp/ rpm Motor vol. fase Hz Skid 6 Skid Bomba Transferencia Skid Bomba de Vaco

Nash -Kinema AHF 5 hp/ 1800 rpm 460v - 3Ph - 60HZ 2 pies x 5 pies 6 ft x 5 ft (2u)

Planta de Inyeccin Auca-Auca Sur Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Senz

b) Sistema de Inyeccin de Agua de las Areniscas U, T La inyeccin se la realiza a los pozos 12, 41, pero actualmente se est inyectando solo del AUC-04ID donde se detalla el sistema de inyeccin como se observa en la figura. Fig.2.4.5.3. Sistema de Inyeccin Auca-Auca Sur

TANQUES DE LAVADO

SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACION 20.000BPD SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE RIO 8.000 BPD

POZO DE INYECCION 12, 41

RIO

Todo el sistema de inyeccin de agua es cerrado, con lo cual se descarta cualquier tipo de contaminacin ambiental que la planta pudiera emitir. As tambin todo el sistema es completamente automatizado. 2.4.5.6 Fuentes de Agua para Soportar al Proyecto de Inyeccin. El agua necesaria para la inyeccin puede ser suministrada a la planta de inyeccin desde dos orgenes diferentes: El agua de produccin que proviene de las dos estaciones de produccin.

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El agua captada en superficie desde el Ro Tiputini o desde un pequeo ro cerca de la planta de produccin Sur. El agua producida es una mezcla entre diferentes aguas de formacin con varas salinidades: Basal Tena (20,000 ppm), Napo U (42,000 ppm), Napo T (28,000 ppm), Holln Superior (5,000 ppm), Holln Inferior (1,500 ppm). El Rio Tiputini tiene un flujo importante durante el ao, tambin durante la temporada ms seca. En invierno el agua puede tener una fuerte concentracin de partculas en suspensin. La estacin de bombeo del Rio Tiputini se encontrar a 4 Km de distancia de la planta de tratamiento de agua. La proporcin depender de la capacidad del estero y sera un mximo de 8.000 BAPD, capacidad mxima que puede tratar el tren de agua de ro y el resto es el agua de formacin de las dos Estaciones de Produccin, Auca Central y Auca Sur, es importante mencionar que en la Estacin Auca Sur hay que sumar lo que viene de la Subestacin Auca Sur 1 que no ingresa a los separadores sino al tanque antes de la bota. La captacin de agua est ubicada cerca de la piscina API de la Estacin Auca Sur. Segn el responsable del Campo su flujo es regulado todo el ao y parece suficiente para asegurar el complemento de agua para el programa de inyeccin actual. El agua de formacin producida es una mezcla entre diferentes aguas de formacin con varias salinidades, por esta razn, el agua de formacin que se produce y se producir en este Campo, as como el agua del ro, se tratarn primero por separado y luego se inyectarn en el Sistema de Inyeccin. 2.4.5.7 Cantidad y Calidad del Agua a Inyectarse Segn los anlisis realizados en 1994 por el Dr. Patton y los ms recientes por el personal de EP-Petroecuador, esta agua contiene muchas impurezas donde se

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necesitaba realizar un tratamiento qumico, tena

las siguientes impurezas,

Slidos en suspensin: arenas de diferentes tamaos, xidos de hierro, residuos de vegetacin y tierras en general. Gases disueltos: principalmente oxgeno que es un fuerte agente corrosivo Slidos disueltos: nitritos, nitratos, cloruros, hierro, y otros que pueden causar problemas en la inyeccin. Microorganismos: bacterias totales y del tipo coliforme, fecales, hongos, bacterias sulfato-reductoras y levaduras. Sustancias orgnicas e inorgnicas causantes de darle color y olor al agua (sales de hierro y manganeso). La remocin de slidos suspendidos y oxgeno disuelto en el agua son los objetivos principales para el tratamiento del agua de ro. El rango de concentracin TSS es desde 10 22 ppm; no hay aceite en agua. El agua de ro est saturada con oxgeno. La concentracin de oxgeno disuelto es aproximadamente 8 ppm. El ltimo estudio de simulacin de yacimientos determin que al desarrollar el proyecto de recuperacin secundaria por inyeccin de agua en el campo Auca, el incremento estimado de produccin acumulada hasta el ao 2013 ser superior a 25 millones de barriles de petrleo para la arenisca Napo U y 15 millones de barriles para la arenisca Napo T. De la calidad de agua procesada en la planta depender el xito de la recuperacin de petrleo prevista en la simulacin matemtica de yacimientos. Con la implementacin del proyecto de recuperacin secundaria, se incrementara el petrleo recuperado en superficie y se mantendr las presiones de fondo de las formaciones productivas, lo cual permitir evitar una pronta declinacin de los niveles de produccin del campo Auca. 2.4.5.8 Cantidad y Calidad de Agua de Formacin

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Los anlisis de las muestras de agua, hechos en julio de 1994, y tomadas desde los drenajes de los tanques de lavado de las estaciones Auca Central y Sur. El estudio de simulacin recomienda la tasa de inyeccin inicial de 20.000 Bls. de agua por da (BWPD), con la posibilidad de un incremento futuro del 20% de ese volumen. Debido a las condiciones actuales del campo, Auca Sur produce 1228 BAPD, Auca Central 15297 BAPD (datos tomados del forecast de marzo del 2011); es decir, que el sistema empezara inyectando 10.000 BAPD de agua de produccin de los yacimientos Holln, Napo U, Napo T y Basal Tena y 8.000 BAPD de agua de ro, haciendo un total de 18.000 BAPD. El porcentaje de agua de formacin se incrementar con el tiempo hasta que alcance casi el 100%, es decir, el agua de ro usada en el sistema decrementar poco a poco. Las condiciones generales muestran que estas aguas pueden ser tratadas, sin embargo, el diseo debe estar hecho para condiciones ms severas, tomando en consideracin, los problemas de operacin que pueden afectar negativamente a estos parmetros, por ejemplo: el volumen de aceite y grasa en el agua de produccin para el diseo es de 100 ppm a la entrada de la planta. La concentracin de slidos suspendidos y petrleo en agua proveyeron las bases para la seleccin del equipo para el proceso del tratamiento. Los valores de TSS y aceite en agua estn entre el rango de 10 ppm para cada estacin de produccin, pero estos podran aumentar. Los valores detallados se encuentran en la Tabla resumidos a continuacin: Tabla 2.4.5.5.-Calidad de Agua de FormacinESTACIONES DE Total slidos suspendidos, Aceite en agua PRODUCCIN TSS (ppm) (ppm) AUCA CENTRAL AUCA SUR 12 10 128 40 12 4 440 11

Planta de Inyeccin Auca-Auca Sur Elaborado por: Fernando Cuaspud y Lenin Senz

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2.4.5.9 Tratamiento de Agua de Inyeccin El agua que alimentar la planta tendr su origen de 2 diferentes fuentes: agua de formacin de los pozos desde los tanques de lavado de las Estaciones de Produccin Auca Central y Sur; y agua dulce del ro Sur. Es importante conocer la cantidad y las caractersticas fisicoqumicas del agua de ro y del agua de formacin, para poder determinar que el agua a inyectarse sea compatible con los elementos presentes en el yacimiento; o que pueda ser hecha compatible por un adecuado tratamiento. El propsito del tratamiento de las aguas usadas para inundacin es disminuir la corrosin y prevenir la obstruccin de la formacin en los pozos de inyeccin. El tratamiento puede incluir la eliminacin de slidos en solucin. Cuando existen slidos el crecimiento bacteriano aumenta y puede generar depsitos en las lneas y en la formacin .Los tratamientos varan dependiendo de la composicin del agua usada y de las caractersticas de la formacin a la cual se va a inyectar. El control de los parmetros y niveles permisibles de concentracin se realizarn en el laboratorio de la planta por parte del personal de Corrosin de EPPetroecuador y por parte del personal de la compaa proveedora de qumicos (INTEROC). a) Sistema de Tratamiento de Agua de Formacin El monitore

tesis evaluacion final

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