UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

PROYECTO DE INYECCIÓN DE AGUA PARA INCREMENTAR

EL FACTOR DE RECUPERACIÓN DE CRUDO EN EL CAMPO

EDÉN YUTURI DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

NAVARRETE AGUILAR DIEGO MAURICIO

DIRECTOR: ING. FAUSTO RENÉ RAMOS AGUIRRE, Msc

Quito, junio 2017

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2017

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 171712948-8

APELLIDO Y NOMBRES: Navarrete Aguilar Diego Mauricio

DIRECCIÓN: Calle Pio Jaramillo pasaje n6-c casa

e8-168 (Tumbaco)

EMAIL: diegomanavarrete@yahoo.com.mx

TELÉFONO FIJO: 022373635

TELÉFONO MOVIL: 0987001689

DATOS DE LA OBRA

TITULO:

Proyecto de inyección de agua para

incrementar el factor de recuperaión de crudo

en el campo Edén Yuturi de la Amazonía

Ecuatoriana

AUTOR O AUTORES: Navarrete Aguilar Diego Mauricio

FECHA DE ENTREGA

DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN:

20 junio del 2017

DIRECTOR DEL

PROYECTO DE

TITULACIÓN:

Ramos Aguirre Fausto René

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE

OPTA: Ingeniero de petróleos

RESUMEN:

El objetivo de este trabajo fue el de estudiar el

efecto de la tecnología de recuperación

secundaria por inyección de agua en el

reservorio ¨M-1¨ del campo Edén Yuturi,

puesto que presentó una fuerte caída de

presión influyendo en la declinación de la

producción de fluidos; para ello se estableció

un modelo de inyección periférica a fin de

lograr el incremento de la presión del

reservorio y generar un barrido mas eficiente

de petróleo para el área de un arreglo con

cuatro pozos productores y un inyector. Se

utilizó el modelo matemático de

desplazamiento bifásico agua-petróleo

desarrollado por Buckley-Leverett para la

predicción del comportamiento de la

recuperación de petróleo en él área

influenciada por el modelo de inyección. Para

determinar la recuperación de petróleo se

analizaron las tres etapas en las que ocurre,

en la etapa inicial donde se obtendrá la mayor

recuperación de petróleo, siendo así que en

cuatro años se recuperará 2 002 951 barriles

de petróleo con un factor de recobro del 32 %,

5 % mas al estimado antes de implementar la

recuperación secundaria, la siguiente etapa

que es la de ruptura en la que se incrmenta la

tasa de producción de agua y petróleo en

función de la distancia que recorre el frente de

barrido hasta que alcanza nuevas condiciones

de saturación que se dan en la última etapa

que es la subordinada en donde el agua

inyectada comienza a producirse junto con el

petróleo evidenciándose en un decremento de

la producción de petróleo, pues para esta

etapa se recuperará en 20 años 645 850

barriles de petróleo y con un factor de recobro

del 10 %, e incrementos en la producción de

agua lo cual se puede constatar en la relación

agua petróleo que se determinó que es de 21.

En función de la movilidad de los fluidos que

se determinó en un valor de 3.86 y constituye

un indicador de que el agua fluye mejor que el

petróleo en el reservorio se calculó una

eficiencia de barrido areal de 55 % y una

eficiencia de barrido vertical del 68 % lo cual

indica que el modelo de inyección tiene una

capacidad eficiente para barrer el área

determinada. Se analizó el comportamiento de

la inyección y se determinó que es normal, sin

fracturar la formación, sin canalización o

taponamientos. Finalmente se realizó un

análisis económico en función del petróleo

producido, y utilizando indicadores financieros

para la evaluación de proyectos se concluyó

que el proyecto es económicamente rentable

solamente para la etapa inicial es decir por

cuatro años donde el VAN es de 10 639 345 y

la TIR es del 7 %.

PALABRAS CLAVES: RECUPERACIÓN SECUNDARIA, INYECCIÓN

DE AGUA, ANÁLISIS ECONÓMICO.

ABSTRACT:

The objective of this work was to study the

effect of the technology of secondary recovery

by injection of water in the reservoir ¨M-1¨ of

the Edén Yuturi field, since it presented a

strong pressure drop influencing the decline of

the production of Fluids; For this purpose, a

peripheral injection model was established in

order to increase the reservoir pressure and

generate a more efficient oil sweep for the area

of an arrangement with four producing wells

and an injector. We used the mathematical

model of water-oil biphasic displacement

developed by Buckley-Leverett for the

prediction of the behavior of oil recovery in the

area influenced by the injection model. To

determine the recovery of oil, the three stages

in which it occurs, in the initial stage where the

largest recovery of oil will be obtained, were

analyzed, whereas in 4 years 2,002,951 barrels

of oil will be recovered with a recovery factor of

32 %, 5% more than the estimated before

implementing the secondary recovery, the next

stage is the one of rupture in which the rate of

production of water and oil is increased as a

function of the distance that the front sweeps

through until it reaches new Conditions of

saturation that occur in the last stage that is the

subordinate stage where the injected water

begins to occur along with the oil evidencing in

a decrease of the oil production, because for

this stage will recover in 20 years 645 850

barrels of oil And with a recovery factor of 10%,

and increases in water production which can

be seen in the ratio of water to oil that was

determined Which is 21. According to the fluid

mobility that was determined at a value of 3.86

and is an indicator that the water flows better

than the oil in the reservoir, an air sweep

efficiency of 55% and an efficiency of vertical

sweep of 68% which indicates that the injection

model has an efficient capacity to sweep the

determined area. The behavior of the injection

was analyzed and it was determined that it is

normal, without fracturing the formation,

without canalization or plugging. Finally, an

economic analysis was carried out according to

the oil produced, and using financial indicators

for project evaluation, it was concluded that the

project is economically profitable only for the

initial stage, ie for four years where the NPV is

10 639 345 and the TIR Is 7%.

KEYWORDS SECONDARY RECOVERY, WATER

INJECTION, ECONOMIC ANALYSIS

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio Digital de la Institución.

C.I. 171712948-8

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo, NAVARRETE AGUILAR DIEGO MAURICIO, CI 1717129488 autor del

proyecto titulado: PROYECTO DE INYECCIÓN DE AGUA PARA

INCREMENTAR EL FACTOR DE RECUPERAIÓN DE CRUDO EN EL

CAMPO EDÉN YUTURI DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA. Previo a la

obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS en la Universidad

Tecnológica Equinoccial.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las

Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo

144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la

SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de

graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de

información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión

pública respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial

a tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito

de generar un Repositorio que democratice la información,

respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.

Quito, 20 de junio de 2017

C.I. 171712948-8

DECLARACIÓN

Yo DIEGO MAURICIO NAVARRETE AGUILAR, declaro que el trabajo aquí

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

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

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

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

C.I. 171712948-8

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “PROYECTO DE

INYECCIÓN DE AGUA PARA INCREMENTAR EL FACTOR DE

RECUPERACIÓN DE CRUDO EN EL CAMPO EDÉN YUTURI DE LA

AMAZONÍA ECUATORIANA”, que, para aspirar al título de Ingeniero de

Petróleos fue desarrollado por DIEGO MAURICIO NAVARRETE

AGUILAR, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de

la Ingeniería e Industrias; y cumple con las condiciones requeridas por el

reglamento de Trabajos de Titulación artículos 19, 27 y 28.

DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTO

A Diosito y la Virgencita María, mis papitos celestiales, les agradezco

infinitamente por colmarme siempre de bendiciones, de jamás dejarme

desamparado y permitirme llegar a esta etapa en mi desarrollo como

profesional, cuyo resultado se evidencia en el esfuerzo, dedicación,

perseverancia, y mucho amor con el que realizado todo trabajo y actividad y

dedico el fruto de este esfuerzo a ustedes para que siempre me bendigan y

me cuiden a lo largo de mi andar.

A la Dra.Patricia Aguilar, mi mamita bella le agradezco por apoyarme

incondicionalmente en cada triunfo y fracaso, por inculcarme valores y

principios que a lo largo de mi vida me han permitido formarme como una

persona integra, decidida, perseverante y con ambiciones sanas, pero sobre

todo gracias por siempre sentirte orgullosa de mi.

Al Dr. Diego Navarrete, mi papito le agradezco por el enorme sacrificio que

hace día a día por el bienestar de la familia, y siempre darnos y querer lo

mejor para nosotros, gracias por ser el ejemplo que cada día trato de imitar y

superar, pero con suerte llegaré a ser la mitad de lo que eres papito, gracias

por el apoyo, por siempre estar pendiente, por motivarme a seguir

consiguiendo logros.

A Karlita, mi novia quien ha sido un pilar fundamental a lo largo de mi

formación profesional, que, con sus consejos, y reprendidas me ha ayudado

a tomar decisiones acertadas, te agradezco mi amorcito por siempre en

momentos difíciles en los cuales muchas veces me he ofuzcado tu siempre

me has empujado, animado y motivado para jamás desisitir, gracias por

estar en mis triunfos y fracasos. Recordarte que tú eres mi motor, y mi

mayor inspiración y que juntos de la mano construir ese anhelado futuro que

los dos con mucho amor de a poquito lo seguimos construyendo con cada

logro que ambos día a día seguimos cosechando.

A Ana Paula, mi ñañita ahora que estas en etapa de crecimiento y formación

te dedico este trabajo para que siempre tomes como ejemplo la

responsabilidad, el sacrificio, y la perseverancia para que en cada paso que

des siempre trasciendas y coseches siempre triunfos.

Al Ing. Ramos, Ing. Baldeón e Ing. Andrade les agradezco por, con su

experiencia, conocimiento y paciencia ayudarme a culminar el presente

trabajo y tomar como ejemplo para un futuro todo lo impartido en las aulas

de clase para llegar a ser un excelente profesional como ustedes.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

1.1 OBJETIVOS 8

1.1.1 OBJETIVO GENERAL 8

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 8

2. METODOLOGÍA 9

2.1. DESCRIPCION DEL CAMPO 9

2.2. MODELO DE INYECCION 10

2.2.1. POZO INYECTOR 11

2.2.2. POZOS PRODUCTORES 11

2.3. AREA DEL MODELO DE INYECCION 11

2.4. DETERMINACION DEL FACTOR DE RECUPERACION PREVIO

A LA IMPLEMENTACION DE LA RECUPERACION SECUNDARIA 11

2.5. MODELO DE DESPLAZAMIENTO BIFASICO AGUA-PETROLEO 12

2.6. EFICIENCIA DEL MODELO DE INYECCION 12

2.7. DESCRIPCION DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA

LA IMPLEMENTACION DE LA TECNOLOGIA DE RECUPERACION

SECUNDARIA 12

2.8. COMPORTAMIENTO DE LA INYECCION 12

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 13

3.1. SELECCIÓN DEL MODELO DE INYECCIÓN 13

3.1.1. POZO INYECTOR 14

3.1.2. POZOS PRODUCTORES 16

3.2. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DEL MODELO A APLICARSE

iiiiiiiiLA RECUPERACIÓN SECUNDARIA 18

3.3. ADQUISICIÓN DE DATOS 19

3.4. CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO “POES”

ii

iiiiiiiiiPARA EL ÁREA DEL MODELO DE INYECCIÓN 20

3.5. RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO 21

3.5.1. FLUJO FRACCIONAL 21

3.5.2. PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA

iiiiiiiiiiiiiRECUPERACIÓN SECUNDARIA 22

3.5.2.1. Etapa inicial 22

3.5.2.2. Ruptura 26

3.5.2.3. Etapa subordinada o irrupción del agua 27

3.6. DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA DEL MODELO DE

iiiiiiiINYECCIÓN 33

3.6.1. EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL (EA) Y

iiiiiiiiiiiiiiiiiiii iBARRIDO VERTICAL 33

3.7. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE

iiiiiiiPARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE

iiiiiiiRECUPERACIÓN SECUNDARIA 37

3.8. ANÁLISIS DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DEL AGUA

iiiiiii DE INYECCIÓN 39

3.9. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN 40

3.10. ANÁLISIS ECONÓMICO 42

3.10.1 COSTOS DE INVERSIÓN DEL PROYECTO. 42

3.10.2 INGRESOS DEL PROYECTO. 42

3.10.3 EGRESOS 43

3.10.4 CONSIDERACIONES EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS

iiiiiiiiiiiiiiECONÓMICO 43

3.10.5 CORRIDA FINANCIERA 44

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 47

4.1 CONCLUSIONES 47

4.2 RECOMENDACIONES 48

5. BIBLIOGRAFÍA 49

6. ANEXOS 53

iii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. iEstado de los pozos seleccionados para el modelo 16

Tabla 2. iProducción de petróeo y agua de los últimos 4 años 17

Tabla 3. iDelimitación del área del modelo de inyección 18

Tabla 4. iDatos de los parámetros petrofísicos y de los fluidos 19

Tabla 5. iResultados obtenidos determinación del poes, petróleo

iiiiiiiiiiiiiiiiiiiproducido, petróleo remanente y factor de recobro del área

iiiiiiiiiiiiiiiiiidel modelo de inyección. 20

Tabla 6. iDeterminación del flujo fraccional 21

Tabla 7. iDatos obtenidos de la curva de flujo fraccional 23

Tabla 8. iResultados obtenidos de la predicción de recuperación de

ipetróleo en la etapa inicial. 26

Tabla 9. i Resultados obtenidos en la etapa de ruptura 27

Tabla 10. Datos obtenidos de la curva 29

Tabla 11. Resultados obtenidos en la etapa subordinada 32

Tabla 12. Datos de kro y krw 34

Tabla 13. Eficiencias del modelo de 36

Tabla 14. Costos de inversión del proyecto 42

Tabla 15. Resultados del cálculo de flujo neto de fondos 45

Tabla 16. Resultados obtenidos de la corrida financiera 46

iv

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Mapa geopolítico del campo Edén Yuturi 9

Figura 2. Sección estratigráfica del campo Edén Yuturi 10

Figura 3. Producción de los fluidos del reservorio “M-1” del campo

Edén Yuturi 13

Figura 4. Pozos productores en el centro de la estructura del

reservorio "M-1" del campo Edén Yuturi 14

Figura 5. Sección estratigráfica en dirección SW-NE 15

Figura 6. Mapa de presión del reservorio “m-1” del campo

Edén Yuturi 15

Figura 7. Correlación de continuidad de la arena “M-1” 16

Figura 8. Producción de los fluidos de los pozos seleccionados 17

Figura 9. Área del modelo de inyección 18

Figura 10.Curva de flujo fraccional 22

Figura 11.Determinación de swbt, swpbt, fwbt y fwpbt a partir de la

curva de flujo fraccional 23

Figura 12.iAmpliación del punto de ruptura en la curva de flujo

ifraccional. 28

Figura 13.iDeterminación de swbt2, swpbt2, fwbt2 y fwpbt2 a partir de

ila curva de flujo fraccional ampliada despues

ide la ruptura 29

Figura 14.iCurvas de permeabilidades relativas 34

Figura 15.iEfecto de la razón de movilidad en la eficiencia areal

ia la ruptura para un arreglo de 5 pozos 35

Figura 16.iDiagrama para la determinación de la eficiencia

ivertical 36

Figura 17.iEsquema del sistema de recuperación secundaria 38

Figura 18.iAnálisis físico químico de aguas de formación 39

Figura 19.iComportamiento de la inyección de agua en el reservorio

i“M-1” del campo Edén Yuturi 40

Figura 20.iHall plot – inyección de agua reservorio ¨M-1¨. 41

v

Figura 21.iCurvas tipo hall plot 41

Figura 22.iPrecio del crudo 43

vi

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO 1. DETALLE DE COSTOS DEL PROYECTO DE

RECUPERACIÓN SECUNDARIA 53

ANEXO 2. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO EDYF-118

WIW 56

ANEXO 3. EVALUACIÓN PETROFÍSICA DEL POZO EDYF-118WIW

RESERVORIO M-1 57

1

RESUMEN

El objetivo de este trabajo fue el de estudiar el efecto de la tecnología de

recuperación secundaria por inyección de agua en el reservorio ¨M-1¨ del

campo Edén Yuturi, puesto que presentó una fuerte caída de presión

influyendo en la declinación de la producción de fluidos; para ello se

estableció un modelo de inyección periférica a fin de lograr el incremento de

la presión del reservorio y generar un barrido mas eficiente de petróleo para

el área de un arreglo con cuatro pozos productores y un inyector. Se utilizó

el modelo matemático de desplazamiento bifásico agua-petróleo

desarrollado por Buckley-Leverett para la predicción del comportamiento de

la recuperación de petróleo en él área influenciada por el modelo de

inyección. Para determinar la recuperación de petróleo se analizaron las tres

etapas en las que ocurre, en la etapa inicial donde se obtendrá la mayor

recuperación de petróleo, siendo así que en cuatro años se recuperará 2

002 951 barriles de petróleo con un factor de recobro del 32 %, 5 % mas al

estimado antes de implementar la recuperación secundaria, la siguiente

etapa que es la de ruptura en la que se incrmenta la tasa de producción de

agua y petróleo en función de la distancia que recorre el frente de barrido

hasta que alcanza nuevas condiciones de saturación que se dan en la última

etapa que es la subordinada en donde el agua inyectada comienza a

producirse junto con el petróleo evidenciándose en un decremento de la

producción de petróleo, pues para esta etapa se recuperará en 20 años 645

850 barriles de petróleo y con un factor de recobro del 10 %, e incrementos

en la producción de agua lo cual se puede constatar en la relación agua

petróleo que se determinó que es de 21. En función de la movilidad de los

fluidos que se determinó en un valor de 3.86 y constituye un indicador de

que el agua fluye mejor que el petróleo en el reservorio se calculó una

eficiencia de barrido areal de 55 % y una eficiencia de barrido vertical del 68

% lo cual indica que el modelo de inyección tiene una capacidad eficiente

para barrer el área determinada. Se analizó el comportamiento de la

inyección y se determinó que es normal, sin fracturar la formación, sin

canalización o taponamientos. Finalmente se realizó un análisis económico

en función del petróleo producido, y utilizando indicadores financieros para la

evaluación de proyectos se concluyó que el proyecto es económicamente

rentable solamente para la etapa inicial es decir por cuatro años donde el

VAN es de 10 639 345 y la TIR es del 7 %.

Palabras clave: RECUPERACIÓN SECUNDARIA, INYECCIÓN DE AGUA,

ANÁLISIS ECONÓMICO.

2

ABSTRACT The objective of this work was to study the effect of the technology of

secondary recovery by injection of water in the reservoir ¨M-1¨ of the Edén

Yuturi field, since it presented a strong pressure drop influencing the decline

of the production of Fluids; For this purpose, a peripheral injection model was

established in order to increase the reservoir pressure and generate a more

efficient oil sweep for the area of an arrangement with four producing wells

and an injector. We used the mathematical model of water-oil biphasic

displacement developed by Buckley-Leverett for the prediction of the

behavior of oil recovery in the area influenced by the injection model. To

determine the recovery of oil, the three stages in which it occurs, in the initial

stage where the largest recovery of oil will be obtained, were analyzed,

whereas in 4 years 2,002,951 barrels of oil will be recovered with a recovery

factor of 32 %, 5% more than the estimated before implementing the

secondary recovery, the next stage is the one of rupture in which the rate of

production of water and oil is increased as a function of the distance that the

front sweeps through until it reaches new Conditions of saturation that occur

in the last stage that is the subordinate stage where the injected water begins

to occur along with the oil evidencing in a decrease of the oil production,

because for this stage will recover in 20 years 645 850 barrels of oil And with

a recovery factor of 10%, and increases in water production which can be

seen in the ratio of water to oil that was determined Which is 21. According to

the fluid mobility that was determined at a value of 3.86 and is an indicator

that the water flows better than the oil in the reservoir, an air sweep efficiency

of 55% and an efficiency of vertical sweep of 68% which indicates that the

injection model has an efficient capacity to sweep the determined area. The

behavior of the injection was analyzed and it was determined that it is

normal, without fracturing the formation, without canalization or plugging.

Finally, an economic analysis was carried out according to the oil produced,

and using financial indicators for project evaluation, it was concluded that the

project is economically profitable only for the initial stage, ie for four years

where the NPV is 10 639 345 and the TIR Is 7%.

Keywords: SECONDARY RECOVERY, WATER INJECTION, ECONOMIC ANALYSIS.

1. INTRODUCCIÓN

3

1. INTRODUCCIÓN

En la actualidad la mayoría de campos petroleros ecuatorianos han

presentado una declinación en su producción, dejando un porcentaje de la

totalidad del petróleo bajo tierra, en un área determinada. Al porcentaje de la

totalidad del petróleo se lo conoce como factor de recuperación, el mismo

que se define como el cociente entre el petróleo producido mediante

tecnologías primarias para el petróleo original en sitio “POES”, estimado

mediante simulaciones matemáticas aplicadas para yacimientos de petróleo.

El factor de recobro es un parámetro que indica que volumen de petróleo

puede aun ser extraido con rentabilidad económica, sin embargo a causa de

la producción de este durante la etapa inicial o más conocida como

recuperación primaria este factor decrece y las reservas de petróleo se

vuelven más difíciles de extraer. El factor de recuperación tiene relación con

el tipo de mecanismo de producción que tenga el reservorio; los

mecanismos indican la movilidad de los fluidos en el reservorio hacia los

pozos productores y dicha movilidad es proporcional a la energía que

suministra este para el desplazamiento del petróleo. A la energía que

suministra el reservorio se la conoce como presión de reservorio y constituye

un parámetro fundamental para el desplazamiento de petróleo al inicio de la

vida productiva de este, pero conforme a los ritmos de producción esta

presión va agotándose evidenciándose en la baja recuperación de petróleo a

causa de que el factor de recobro también es bajo. Entonces, al tener un

bajo factor de recobro y verse la producción de petróleo afectada a causa

del agotamiento de presión es necesario aplicar una técnica que permita

incrementar, mantener la presión o represurizar el reservorio con la finalidad

de que las eficiencias de los fluidos incrementen y por ende aumente el

factor de recobro del reservorio teniendo rentabilidad económica (Rivera,

2004).

La tecnología que constituye una buena alternativa es la aplicación de la

recuperación secundaria por inyección de agua que constituye el método

más usado actualmente y es una técnica reconocida desde el año 1900,

siendo la responsable de una fracción significativa del petróleo que es

actualmente producido en el mundo. Las razones por las cuales el método

ha sido ampliamente usado y con gran éxito se debe a la disponibilidad del

agua, el bajo costo relativo a otros fluidos de inyección, la facilidad de

inyectar agua en una formación y una alta eficiencia con la que el agua

desplaza al petróleo. El método consiste en la inyección de agua en la base

del reservorio para mantener la presión de este y el desplazamiento del

petróleo hacia los pozos productores (Valencia, 2012).

Parte fundamental para la aplicación de la recuperación secundaria por

inyección de agua es comprender los factores que inciden a nivel de

4

reservorio y la importancia que denotan en el comportamiento al momento

de inyectar agua para desplazar el petróleo. Entre las propiedades más

importantes esta la porosidad que constituye la característica física más

conocida de un reservorio de petróleo y representa los volúmenes de

petróleo que puede estar presente. Todas las operaciones de producción, y

recuperación adicional de los hidrocarburos, se basan en su valor (Rivera,

2004). La permeabilidad tiene una importancia sobre la viabilidad de

procesos de recuperación secundaria y terciaria para el recobro de

hidrocarburos, ya que su distribución y contraste afectan al comportamiento

del yacimiento, pues a medida que la producción del mismo se prolonga, las

capas delgadas, las fallas y las fracturas pueden tener un gran efecto en el

movimiento del gas, de un acuífero, y del agua inyectada. Los tipos de

permeabilidad son la absoluta, la efectiva y la relativa siendo esta última la

única propiedad de flujo más importante que afecta al comportamiento de

inyección de agua debido a que los datos permiten conocer los efectos de

humectabilidad, saturación de fluido, historia de saturación, geometría del

poro y distribución del fluido sobre el comportamiento de un sistema del

reservorio, proporcionando de esta manera información sobre la habilidad

relativa del petróleo y el agua para para fluir simultáneamente en un medio

poroso (Valencia, 2012).

La saturación es otra propiedad que permite la estimación de hidrocarburos

presentes en un yacimiento. De esta propiedad parte un concepto

fundamental que es el de distribución de fluidos en el reservorio que

relaciona la saturación basándose en que cada fluido que satura una roca se

mueve por su propia red de canales, considerando que los canales varían en

diámetro y están limitados por interfaces líquido-líquido o sólido-líquido, la

distribución de fluidos no depende solamente de la saturación de cada fase,

sino que también depende de la dirección del cambio de saturación y la

distribución de los fluidos afecta principalmente, la humectabilidad

preferencial y la historia del cambio de saturación. En la ejecución del

proyecto de inyección de agua es necesario considerar como un parámetro

inicial a la saturación de agua connata que es el remanente del agua que

inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la

presión capilar existente, no pudo ser desplazada con los hidrocarburos

cuando estos migraron. Se considera inmóvil, sin embargo cuando se

inyecta agua, la primera que se produce tiene composición diferente a la

inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada

(Riofrío, 2014).

En un medio poroso que se encuentran varios fluidos interactuando entre sí

y con este se dice que están gobernados por fuerzas capilares entre estas la

tensión interfacial que es la energía de superficie relacionada con las

interfaces de dos fluidos inmiscibles que coexisten en un medio poroso

5

influyendo en su saturación, distribución y desplazamiento. Otra fuerza es la

mojabilidad que es la preferencia relativa de una determinada superficie

sólida a ser cubierta por cualquier fluido (petróleo o agua) que se encuentren

en contacto con esta. La superficie sólida es la roca del yacimiento y en los

espacios porosos se encuentran los fluidos que pueden ser gas, petróleo y

agua, considerando solo al petróleo y el agua como las posibles fases

mojantes. En la inyección de agua la mojabilidad tiene influencia debido a

que durante toda la recuperación primaria influye en la productividad y en la

recuperación de petróleo, pues la mojabilidad original de una formación y la

mojabilidad alterada durante y después de la migración de hidrocarburos,

inciden en el perfil de saturación de agua inicial y petróleo residual, así como

en características de producción del yacimiento, parámetros claves a

considerar por su estrecha relación con las permeabilidades relativas al

petróleo y al agua; y todo esto concatenado influirá en el desempeño de un

proyecto de recuperación secundaria (Valencia, 2012).

En otras palabras lo que busca un proceso de recuperación secundaria es

que la mojabilidad como ya se mencionó es la tendencia de una superficie a

que sea mojada o cubierta por un determinado fluido, pero para el fin de

estudio que se realiza se debe tomar en cuenta que la superficie, en este

caso la roca prefiera al agua, puesto que si se tiene una roca reservorio

saturada al 100 % con petróleo, es decir que sus poros contienen petróleo,

pero la roca prefiere ser mojada por el agua, entonces si se dispone de un

recipiente lleno de agua y se sumerge la roca reservorio, por su preferencia

al agua desplazará de sus poros al petróleo y los espacios que fueron

desalojados serán ocupados por el agua. Y es importante tomar en cuenta

dos conceptos fundamentales que se ligan para un mejor entendimiento que

es el de imbibición que se refiere al incremento de la saturación de la fase

mojante, en otras palabras es la tendencia de una formación a captar la fase

mojante; y en procesos de inyección de agua permite determinar con que

facilidad se puede inyectar el agua y cómo se desplaza a través de una

formación mojable por agua. La inyección de agua es un yacimiento

humectado por agua es un proceso de imbibición, pues el agua va a ocupar

las paredes de los poros y el petróleo se alojará sobre la película de agua

formada. Y el otro es el de drenaje que se refiere a la disminución de la fase

mojante. Describe un proceso con incremento en la saturación de petróleo. A

la capacidad que tiene la roca para repeler a un fluido no humectante se la

conoce como presión capilar y es otra fuerza capilar que aparece debido a

que los poros de la roca reservorio tienen dimensiones capilares, por lo cual

se crea una presión capilar entre las fases mojantes y no mojantes. Para

comprender de mejor manera, si en un tubo capilar, las fuerzas de la

superficie mojable por agua hacen que el agua se eleve, desplazando el

petróleo, y si la superficie interna del tubo es mojable por petróleo, el

petróleo empujara el agua hacia abajo (Abdalahh, 2007).

6

Además de las fuerzas capilares dentro del sistema el movimiento de los

fluidos de las zonas menos permeables hacia las más permeables están

regidas por fuerzas viscosas, las cuales controlan el movimiento del fluido en

el espacio poroso y las fuerzas gravitatorias que controlan la separación

gravitatoria de los fluidos ligeros en la parte superior y los fluidos con mas

peso en el fondo (Riofrío, 2014).

Al inyectar agua para desplazar petróleo se habla de un desplazamiento de

fluidos inmiscibles, pues el petróleo no tiene la habilidad para salir por si

mismo de los poros de la roca reservorio y cuando logra salir o desplazarse

es debido al empuje que genera la inyección de agua pues el fluido

desplazante (el agua) posee más energía que el desplazado (petróleo)

(Carrillo, 2006).

Ocurren dos tipos de desplazamiento en los cuales se pueden identificar dos

fases; la primera o fase inicial es en la cual se da la la mayor producción de

del fluido desplazado y el fluido producido no contiene fluido desplazante. La

fase subordinada o después de la ruptura, hay la producción de ambos

fluidos el desplazado así como el desplazante (Valencia, 2012).

Los dos tipos de desplazamiento son el desplazamiento pistón sin fugas que

se da cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad.

Este asume que solamente el petróleo se mueve delante del frente y el agua

se mueve por detrás del frente. El otro tipo es el desplazamiento pistón con

fugas en este el petróleo remanente tiene cierta movilidad y ocurre flujo de

dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que

la residual. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores se

siguen produciendo cantidades variables de petróleo.Este tipo de

desplazamiento ocurre en tres etapas que son, la inicial, cuando el fluido

desplazado se mueve por la acción del pistón con fugas del fluido

desplazante; aquí se puede obtener la mayor producción del fluido

desplazado La Ruptura, donde el fluido desplazante aparece ya en el pozo

productor.Y finalmente la etapa subordinada donde el fluido desplazante

arrastra a la fase desplazada por el camino de flujo y aquí ya hay producción

de la fase desplazante como la desplazada (Ferrer, 2001).

Desplazar petróleo inyectando agua se considera como un proceso de flujo

continuo donde las saturaciones de los fluidos cambian con el tiempo y a su

vez van modificando permeabilidades relativas, presiones y viscosidades de

los fluidos. La distribución de saturación con el tiempo en un desplazamiento

con agua a una saturación intersticial de agua al comienzo el agua

intersticial y la saturación de petróleo son uniformes, al momento de inyectar

agua manteniendo una tasa de flujo constante se produce un

desplazamiento del petróleo en el yacimiento y se genera un gradiente de

7

saturación muy marcada por agua y los dos fluidos fluyen simultáneamente

en la región detrás del cambio de saturación. Cuando el agua alcanza el final

del yacimiento se produce lo que se conoce como el punto de ruptura;

después de este la fracción de agua se incrementa a medida que el petróleo

remanente es desplazado (Rivera, 2004).

En función de la distribución de la saturación el desplazamiento ocurre en

cuatro etapas a las cuales se las conoce como los mecanismos de

desplazamiento. La primera es antes de la invasión cuando en un yacimiento

que ya ha sido producido durante la primera fase de producción hay un

agotamiento natural el cual se ve evidenciado en la disminución de presión

que será menor que la presión de burbuja del petróleo original en el

yacimiento y por ende habrá una fase de gas que será uniforme a través del

yacimiento. La segunda es la invasión en la que el agua que se esta

inyectando, parte del petróleo se desplaza hacia delante para formar un

banco de petróleo; detrás de este banco se forma el banco de agua, en

donde solamente está presente el agua inyectada y el petróleo residual. La

tercera es la etapa de la ruptura que se da cuando se alcanza el llene, el

avance del frente continúa, pero la tasa de producción de petróleo aumenta

y eventualmente es igual a la tasa de inyección de agua. Para corroborar

que se da la etapa de ruptura una manera de evidenciarlo es cuando hay

producción considerablemente significativa de agua. Y la última etapa es

después de la ruptura donde la producción de agua aumenta a expensas de

la producción de petróleo. El recobro del petróleo detrás del frente se obtiene

por medio de la circulación de grandes volúmenes de agua (Cabrera,

Cabrera, & Delgado, 2010).

Un factor predominante que controla las operaciones de inyección de agua

es la localización de los pozos inyectores con respecto a los productores y a

los límites del yacimiento (Cabrera et al., 2010). Entonces para ello se deben

definir modelos de inyección que pueden ser por patrones de Inyección,

estos se refieren al arreglo de pozos que se basan en la geometría

existente entre los pozos ya perforados en yacimientos ya desarrollados.

Definir un arreglo de pozos en un proceso de recuperación secundaria por

inyección de agua es importante para delimitar un área que permita,

dependiendo del arreglo desplazar mayor cantidad de petróleo por los pozos

productores. Los dos tipos de arreglos son geométricos y modelos

irregulares. El otro modelo de inyección se lo conoce como inyección

periférica que consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en

los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y

en este caso el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua

petróleo. Es un modelo aplicable cuando no hay suficientes pozos inyectores

y cuando la presión es baja dentro de la estructura del yacimiento (Palma,

2011).

8

De una selección idónea del modelo de inyección dependerá una buena

eficiencia de desplazamiento, de barrido areal y de barrido vertical. Estas

eficiencias tienen relación con el factor de recobro. La eficiencia de barrido

areal y de barrido vertical depende la relación de movilidades ya que esta

proporciona información para determinar la eficiencia de barrido, en donde la

relación sea conocida. Pues si M=1, las movilidades del petróleo son

idénticas y encuentran la misma resistencia a fluir dentro del reservorio.

Cuando M<1, el petróleo fluye mejor que el agua y es más fácil para el agua

desplazar al petróleo, si se presenta en este rango hay buena eficiencia de

barrido y buen recobro de petróleo. Y Cuando M>1, el agua fluye mejor que

el petróleo y ya no se puede desplazar petróleo. En general el barrido de

una invasión se define como la fracción del volumen total en el patrón de

invasión que es barrido o contactado por el fluido inyectado a un

determinado tiempo (Rivera, 2004).

1.1 OBJETIVOS 1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Estudiar el efecto de la tecnología de recuperación secundaria por inyección

de agua en el reservorio ¨M-1¨ del campo Edén Yuturi.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Utilizar el modelo de inyección periférica para el desplazamiento de

petroleo.

• Aplicar el modelo matemático de desplazamiento bifásico agua-

petróleo desarrollado por Buckley-Leverett para la predicción del

comportamiento de la recuperación de petróleo.

• Determinar la eficiencia del modelo de inyección periférica.

2. METODOLOGÍA

9

2. METODOLOGÍA

2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO

El proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua se ejecutó en

el reservorio ¨M-1¨ de el campo Edén Yuturi perteneciente al bloque 12 y

operado actualmente por Petroamazonas EP, se encuentra localizado a 75

Km en línea recta al Sureste del Campo Shushufíndi y a 30 Km al Sur del

campo Pañacocha. Como se observa en la figura 1 el campo Edén Yuturi se

encuentra en la provincia de Orellana, cantón Francisco de Orellana,

parroquia el Edén.

Figura 1. Mapa geopolítico del campo Edén Yuturi

(Petroamazonas, 2015)

En lo que respecta a la geología del campo, este tiene dos estructuras

importantes, siendo la más importante la estructura norte, adyacente a la

falla que delimita el campo y la otra se encuentra en la parte Sur- Este.

Adicionalmente existen otros cinco depósitos menores de estratigrafía

discontinua, determinados como lentes aislados dentro del mismo campo. La

estructura del campo Eden Yuturi está conformada por varios altos de bajo

relieve, interpretados como separados cuyos cierres corresponde a los de

10

una estructura anticlinal. La columna estratigráfica del campo Edén Yuturi se

presenta en la figura 2.

Figura 2. Sección Estratigráfica del campo Edén Yuturi

(Rogriguez, 2015)

Los principales reservorios que aportan a la producción de petróleo del

campo, son las areniscas “M-1”, “M-2”,“T- Superior”, “T”, “U-Superior”, “U-

media” y “U-Inferior”. Todos ellos son de la Formación Napo, misma que

posee reflectores regionales característicos, los cuáles son las calizas que

van intercaladas con las lutitas y areniscas, con un espesor aproximado de

1 300 pies.

2.2. MODELO DE INYECCIÓN

Se trabajó bajo un modelo de inyección tipo periférica puesto que no existen

suficientes pozos inyectores, además que este modelo es ideal ya que la

producción de agua puede ser retrasada hasta que llegue a la última fila de

pozos productores.

11

2.2.1. POZO INYECTOR

Para determinar el pozo inyector se analizaron propiedades petrofísicas

mediante el uso de correlaciones estratigráficas obtenidas de archivos

digitales de Petroamazonas EP que se encuentran en el departamiento de

ingeniería de operaciones los cuales indicaron parámetros tales como

permeabilidad para el control de la dirección del moviemiento de los fluidos

y la continuidad de la arena.

2.2.2. POZOS PRODUCTORES

Para la determinación de los pozos productores que forman parte del área

del modelo de inyección que se encuentran en el centro de la estructura del

reservorio se analizaron históricos de producción de los últimos cuatro años,

estos datos fueron obtenidos de archivos digitales de Petroamazonas EP

que se encuentran en el departamiento de ingeniería de operaciones.

Posterior, en función de la baja producción de fluidos se escogieron cuatro

pozos productores con características idóneas para que la recuperación

secundaria por inyección de agua sea eficiente dentro del área que

comprenden estos cuatro pozos.

2.3. ÁREA DEL MODELO DE INYECCIÓN

Se delimitó el área para el modelo de inyección a partir de las coordenadas

UTM de cada pozo y la distancia existente entre estos, cuyos datos fueron

obtenidos utilizando el software Geoportal de Petroamazonas EP.

2.4. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE RECUPERACIÓN DE PETROLEO PREVIO A LA IMPLEMENTACIÓN DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA El factor de recuperación de petróleo se lo obtuvo aplicando el método

volumétrico. Las ecuaciones que involucra este método se encuentran

descritas en el punto 3.4. del capítulo tres.

2.5. MODELO DE DESPLAZAMIENTO BIFÁSICO AGUA- PETRÓLEO Se determinó la recuperación de petróleo aplicando la tecnología de

recuperación secundaria para lo cual se utilizó el modelo matemático de

12

desplazamiento bifásico agua-petróleo desarrollado por Buckley-Leverett

(2014). El modelo se aplicó basándose en las siguientes suposiciones:

• Flujo lineal.

• Formación homogénea.

• Efectos de presión capilar despreciables.

• La presión de desplazamiento debe estar por encima del punto de

burbujeo (no existe gas libre).

• Flujo continuo.

• Fluido incompressible.

• Desplazamiento tipo pistón con fugas.

2.6. EFICIENCIA DEL MODELO DE INYECCIÓN

Para la determinación de la eficiencia areal del modelo de inyección para un

arreglo de cinco pozos se utilizó el método desarrollado por Muskat (2012),

mientras que para la determinación de la eficiencia vertical se empleó el

procedimiento propuesto por Dykstra y Parsons (2014).

2.7. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA IMPLEMENTACION DE LA TECNOLOGIA DE RECUPERACION SECUNDARIA Se visitó las facilidades de producción del complejo Edén Yuturi con el fin de determinar los equipos y el proceso que involucra la recuperación secundaria por inyección de agua.

2.8. COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN Se determinó el comportamiento de la inyección de agua haciendo uso del

software de simulación Oil Field Manager y el uso de curvas hall plot.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

13

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 3.1. SELECCIÓN DEL MODELO DE INYECCIÓN

El proyecto de recuperación secundaria fue aplicado para el reservorio “M-1”

del campo Edén Yuturi debido a que la mayoría de pozos productores de

este reservorio se han perforado en la zona central del yacimiento, donde

existen pozos direccionales y horizontales, siendo la zona central, la de

mayor producción histórica en comparación a la zona de los flancos, razón

por la cual en el 2 015 se presentaba una fuerte caída de presión en el

reservorio “M-1” del campo, la presión inicial de reservorio fue de 2 700 psi

(año 2 003), y para el 2 015 se tenía una presión de 1 500 psi en promedio

en todo el yacimiento y 1 200 psi aproximadamente en la zona central donde

están ubicados la mayoría de pozos productores. Influyendo el

comportamiento de la presión en la producción de fluidos como se puede

observar en la figura 3.

Figura 3. Producción de los fluidos del reservorio “M-1” del campo Edén Yuturi

Entonces, por la baja `presión el modelo de inyección se sugirió que sea de

tipo periférica que consiste en inyectar agua desde los flancos hacia el

centro de la estructura, donde se encuentran la mayoría de pozos

productores de “M-1”, como se puede observar en la figura 4. Otra

consideración para realizar inyección periférica es que no se tiene

suficientes pozos inyectores y rinde un recobro alto de petróleo con un

mínimo de producción de agua. En este modelo de inyeción la producción de

agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos

productores.

14

Figura 4. Pozos productores en el centro de la estructura del

reservorio “M-1” del campo Edén Yuturi

3.1.1. POZO INYECTOR

De acuerdo a los resultados del modelo de simulación realizados por

ingenieros reservoristas , se presentaron que desde la plataforma F situada

al este del campo Eden Yuturi están los mejores caminos de permeabilidad

y arena continua que permiten que el agua de inyección viaje hacia el centro

del yacimiento, como se puede observar en la figura 5, en la correlación

estratigráfica en dirección SW-NE se indentificó claramente que el área

presenta buenas características petrofísicas, están separadas por barreras

estratigráficas ocasionando compartamentalizaciones en el reservorio,

controlando la dirección del movimiento de los fluidos.

15

Figura 5.Sección estratigráfica en dirección SW-NE

Se determinó que el pozo EDYF-118H pase de productor de petróleo a

inyector de agua, este pozo está ubicado en la periferia del yacimiento, a

octubre del 2016 presentaba producción que bordeaba el límite económico

de 50 bopd y sus reservas remanentes eran bajas (10 000 bls aprox). La

arena presenta continuidad y buenas características petrofísicas en la zona

desde el pozo Edén Yuturi-F118 (Este) hacia el centro de la estructura (pads

C, A y K) que es donde se encuentran los pozos productores y baja presión

de reservorio,como se puede observar en la figura 6.

Figura 6. Mapa de presión del reservorio “M-1” del campo Edén Yuturi

16

En la figura 7 se expone una correlación de continuidad de la arena “M-1”

desde el Nor-Este de la estructura hacia el centro de la misma.

Figura 7. Correlación de continuidad de la arena “M-1”

desde el pozo EDYF-118 hacia la zona de

baja presión.

3.1.2. POZOS PRODUCTORES Se escogieron cuatro pozos productores que se encuentran en el centro de

la estructura del reservorio “M-1” que presentan características idóneas para

aplicar la tecnología de recuperación secundaria por inyección de agua. El

estado de los pozos se presenta en la tabla 1.

Tabla 1. Estado de los pozos seleccionados para el modelo

POZO EDYA-057 EDYF-061 EDYD-048 EDYC-022

ESTADO ACTIVO ACTIVO ACTIVO ACTIVO

ULTIMA PRUEBA DE

PRODUCCIÓN

Abril 2016

Diciembre 2016

Diciembre 2016

Diciembre 2016

BARRILES DE PETRÓLEO

POR DIA 157 238 442 328

CORTE DE AGUA (%)

98 94 95 67

API 17.7 18.2 17.5 18.4

PRESIÓN(Psi) 1414 1392 988.48 940

BARRILES DE PETRÓLEO

PRODUCIDOS @ 2016

437437 113504 944103 170820

17

Otro parámetro que se determinó para la selección de pozos productores fue

la producción en los últimos 4 años, la misma que se puede apreciar en la

tabla 2, y se constató que la producción de petróleo ha ido declinando.

Tabla 2. Producción de petróleo y agua de los últimos 4 años de los pozos seleccionados

POZOS AÑO OIL AGUA

BPA BPA

ED

YA

-

057

2013 19812 310413

2014 16959 335983

2015 17282 314452

2016 3778 113710 E

DY

F-

061

2013 9587 6709

2014 7127 20781

2015 7949 10825

2016 6928 178994

ED

YD

-

048

2014 22472 298585

2015 22797 307756

2016 17358 329863

ED

YC

-

022

2013 18859 21568

2014 35520 38475

2015 34892 22959

2016 10922 28713

(Petroamazonas, 2015)

Lo mencionado anteriormente se ilustra en la figura 8 que muestra el

comportamiento de producción de los fluidos de los pozos seleccionados.

Figura 8. Producción de los fluidos de los pozos seleccionados

2005 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17

0

5000

10000

15000

20000

25000

0

20

40

60

80

100

Date

Axis 1 Current Filter (4)

PRD. DIARIA AGUA ( bbl/d )

PRD. DIARIA PETROLEO ( bbl/d )

Axis 2

VC.WATERCUT_DIARIA ( % ) Current Filter (4)

18

3.2. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DEL MODELO A APLICARSE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA Se estableció un área acorde, que se la delimitó en función de la distancia

entre pozos productores y el pozo inyector, como se ha mencionado

anteriormente, la mayoría de los pozos productores se encuentran en el

centro de la estructura del reservorio “M-1”, el área se ha delimitado a partir

de coordenadas “UTM” de cada pozo, dato referenciado a partir de la

perforación y obtenido mediante la herramienta geoportal de Petroamazonas

EP.

A partir de las coordenadas “UTM” se tiene un valor referente al Norte y al

Este que vienen a ser coordenadas “X” para el Norte y “Y” para el este y por

medio de geometría básica se determinó la distancia existente entre cada

pozo, como se puede observer en la figura 9.

Figura 9. Área del modelo de inyección

Conocida la distancia y ubicada el área a aplicarse en el modelo se procedió

a calcular el área de esta de igual manera aplicando principios de geometría

básica, se obtuvieron los resultados expuestos en la tabla 3.

Tabla 3. Delimitación del área del modelo de inyección

NOMBRE DEL POZO

COORDENADAS UTM

DISTANCIA ÁREA

NORTE ESTE ENTRE POZOS PIES ACRES

EDYA-057 377843 9940789 EDYA-057-EDYF-061 2845

372.6 EDYF-061 38187 9941822 EDYF-061-EDYD-048 3700

EDYD-048 379043 9937244 EDYD-048-EDYC-022 3420.6

EDYC-022 378347 9938934 EDYC-022-EDYA-057 3500

19

3.3. ADQUISICIÓN DE DATOS Los datos de parámetros petrofísicos y de los fluidos del reservorio “M-1”

requeridos para poder efectuar el modelo matemático en la predicción del

comportamiento de la recuperación secundaria se presentan en la tabla 4.

Tabla 4. Datos de los parámetros petrofísicos y de los fluidos

idel reservorio “M-1”

PARÁMETRO NOMENCLATURA VALOR UNIDAD

ÁREA DEL MODELO Amodelo 372.6 Acres

CAUDAL DE INYECCIÓN

Qiny 10500 Bls/dia

POROSIDAD 24 %

PERMEABILIDAD K 76 mD

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO

1.1 BY/BN

FACTOR VOLUMÉTRICO

DEL AGUA w 1.09 BY/BN

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO

23.5 cp

VISCOSIDAD DEL AGUA

w 0.38 cp

DENSIDAD DEL PETRÓLEO

o 0.94 lb/pie3

DENSIDAD DEL AGUA

w 54.77 lb/pie3

ESPESOR h 12 pies

DISTANCIA L 4352 pies

SATURACIÓN DE AGUA

IRREDUCTIBLE Swi 17 %

Cave mencionar que los volúmenes de inyección “Qiny” para el proyecto se establecieron en 10 500 BAPD de acuerdo al estudio técnico del yacimiento a través de pruebas de ratas múltiples, es necesario recalcar que este volumen de agua no fractura al reservorio y el otro parámetro es la capacidad de bombeo disponible. La distancia “L” se estableció en 4352 pies que es una distancia promedio desde el pozo inyector que se encuentra en la periferia hacia los pozos del arreglo que estan en el centro de la estructura.

20

3.4. CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO “POES” PARA EL ÁREA DEL MODELO DE INYECCIÓN A partir de datos de parámetros petrofísicos como de los fluidos aplicando

las ecuaciones [1], [2], y [3] se calculó el POES, el petróleo producido, el

petróleo remanente y el factor de recobro para área del modelo a efectuarse

la recuperación secundaria por inyección de agua. En la tabla 5 se presentan

los resultados obtenidos.

𝑃𝑂𝐸𝑆 =7758.𝐴.ℎ.∅.𝑆𝑂

𝛽𝑂 [1]

Donde:

POES : petróleo original en sitio, Bls

Amodelo : área, acres

h : espesor del reservorio, pies

∅ : porosidad efectiva promedio del reservorio, fracción

So : saturación de petróleo móvil, fracción

𝛽𝑂 : factor volumétrico del petróleo, BY/BN

𝑃𝐸𝑇𝑅Ó𝐿𝐸𝑂 𝑅𝐸𝑀𝐴𝑁𝐸𝑁𝑇𝐸 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 − 𝑃𝐸𝑇𝑅Ó𝐿𝐸𝑂 𝑃𝑅𝑂𝐷𝑈𝐶𝐼𝐷𝑂 [2]

𝐹𝑅𝐴𝑟𝑟𝑒𝑔𝑙𝑜 =𝑃𝐸𝑇𝑅Ó𝐿𝐸𝑂 𝑃𝑅𝑂𝐷𝑈𝐶𝐼𝐷𝑂

𝑃𝑂𝐸𝑆 [3]

Tabla 5. Resultados obtenidos determinación del POES, petróleo producido, petróleo iremanente y factor de recobro del área del modelo de inyección.

PO

ES

d

el

arr

eg

lo

Petr

óle

o

pro

du

cid

o

del arr

eg

lo

Petr

óle

o

rem

an

en

te d

el

arr

eg

lo

Facto

r d

e

reco

bro

POES PP PR FR

BN BN BN (%)

6 281 605 1 665 864 4 615 741 27

21

3.5. RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO

3.5.1. FLUJO FRACCIONAL A partir de datos de saturación de agua y permeabilidades relativas

obtenidos a partir de cores y presentados en la tabla 6, se calcularon los

valores de flujo fraccional aplicando la ecuación [4].

𝑓𝑤 =1

1+𝜇𝑤.𝐾𝑟𝑜𝜇𝑜.𝐾𝑟𝑤

[4]

Donde:

𝜇𝑤 :Iviscosidad del agua, cP

𝐾𝑟𝑜 :Ipermeabilidad relativa al petróleo

𝜇𝑜 : viscosidad del petróleo, cP

𝐾𝑟𝑤 :Ipermeabilidad relativa al agua

Tabla 6. Determinación del flujo fraccional

(Petroamazonas, 2015)

Calculado los valores de flujo fraccional y con los datos de saturación de

agua se procedió a graficar la curva de flujo fraccional que se puede

Sw Krw Kro Fw

0.17 0 0.63 0

0.277 0.007 0.435 0.49

0.371 0.023 0.292 0.83

0.38 0.025 0.28 0.85

0.438 0.038 0.205 0.92

0.502 0.057 0.134 0.96

0.56 0.076 0.08 0.98

0.598 0.089 0.054 0.99

0.627 0.101 0.036 0.99

0.645 0.108 0.027 0.99

0.657 0.113 0.021 0.99

0.665 0.116 0.017 0.99

0.677 0.122 0.013 0.99

0.7 0.132 0.006 0.99

0.719 0.141 0.002 0.99

0.727 0.144 0.001 0.9

0.732 0.147 0 1.00

0.74 0.151 0 1.00

22

observer en la figura 10, la cual muestra un comportamiento típico

presentando un punto de inflexión.

Figura 10. Curva de flujo fraccional

3.5.2. PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA

3.5.2.1. Etapa inicial En esta etapa se obtuvo la mayor producción del fluido desplazado

(petróleo). A continuación se detallan las ecuaciones que sugiere el modelo

matemático con el fin de obtener a través de una secuencia de cálculos

valores como el petróleo producido hasta antes de la ruptura, el volumen de

agua inyectada, la eficiencia de desplazamiento y por último el factor de

recobro.

A partir de la curva de flujo fraccional presentada en la figura 10 se trazó

una tangente que parta desde el valor de saturación de agua inicial y que

pase por el punto máximo de la pendiente como se puede apreciar en la

Figura 11 a partir de gráfica se obtuvieron los valores de saturación de

agua al momento de la ruptura “Swbt”, la saturación promedio de agua en el

frente de barrido al momento de la ruptura “Swpbt”, el flujo fraccional de

agua al momento de la ruptura “fwbt”, y el flujo fraccional promedio de agua

en el frente de barrido al momento de la ruptura “fwpbt”. Los datos obtenidos

de saturaciones de agua en el reservorio y en pozo obtenidos de la curva de

23

flujo fraccional son necesarios para la secuencia de calculo del modelo

matemático los cuales se presentan en la tabla 7.

Figura 11. Determinación de Swbt, Swpbt, fwbt y fwpbt a partir

de la curva de flujo fraccional

De la curva de flujo fraccional se determina que la irrupción del frente de

agua se produce cuando la saturación de agua es del 36.5 %.

Tabla 7. Datos obtenidos de la curva de flujo fraccional

Saturación de agua al momento de la ruptura

Swbt 0.36

Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura

Swpbt 0.41

Fujo fraccional de agua al momento de la ruptura

fwbt 0.84

Flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura

fwpbt 1

Los datos obtenidos de la curva se reemplazaron en la ecuación [5] y se

determinó la pendiente de la curva.

(𝝏𝒇𝒘

𝝏𝑺𝒘) =

1−𝑓𝑤𝑏𝑡

𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡−𝑆𝑤𝑏𝑡 [5]

Donde:

𝑓𝑤𝑏𝑡 : flujo fraccional de agua al momento de la ruptura

24

𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡 : saturación del agua al momento de la ruptura

𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡 : saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento

de la ruptura

Calculado el valor de la pendiente se procedió a calcular el tiempo de ruptura

utilizando la ecuación [6].

𝑡 =𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠.∅.𝑋

𝑞𝑡.(𝝏𝒇𝒘𝝏𝑺𝒘

) [6]

Donde:

𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠 : área transversal, pies2]

∅ : porosidad, fracción

𝑋 : distancia recorrida por el frente de saturación, pies

𝑞𝑡 : caudal total de inyección, Bls/día 𝝏𝒇𝒘

𝝏𝑺𝒘 : pendiente de la curva de flujo fraccional

t : tiempo de inyección, días

El área transversal se la calcula aplicando la siguiente ecuación:

𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠 = √𝐴𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 . ℎ

Donde:

𝐴𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 : área, pies2

h : espesor, pies

Posterior al cálculo del tiempo se procede a estimar el volumen de petróleo

recuperado hasta la ruptura, utilizando la siguiente ecuación:

𝑁𝑝 =𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠.𝐿.∅.(𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡−𝑆𝑤𝑖)

𝛽𝑂.5.615 [7]

Donde:

𝑁𝑝 : volumen adicional de petróleo, Bls

𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠 : área transversal, pies2

L : longitud, pies

∅ : porosidad, fracción

25

𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡 : saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento

de la ruptura , fracción

𝑆𝑤𝐶 : saturación de agua connata, fracción

𝛽𝑂 : factor volumétrico, BY/BN

Se procedió a calcular el volumen de agua inyectada hasta el momento en

que se produce la ruptura, dada por la ecuación [8].

𝑊𝑖𝑛𝑦 = 𝑞𝑡. 𝑡 [8]

Donde:

𝑊𝑖𝑛𝑦 : volumen de agua inyectada, Bls

𝑞𝑡 : caudal de inyección, Bls/día

t : tiempo, días

Usando la ecuación [9] se determinó la eficiencia de desplazamiento permite

determinar un valor que indica la capacidad que tiene el frente de agua para

desplazar el banco de petróleo, y se determina aplicando:

𝐸𝐷 =(𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡−𝑆𝑤𝑖)

(1−𝑆𝑤𝑖) [9]

Donde:

𝐸𝐷 : eficiencia de desplazamiento

𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡 : saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento

de la ruptura, fracción

𝑆𝑤𝑖 : saturación de agua irreductible, fracción

Finalmente determinado el petróleo producido 𝑁𝑝 y el valor del POES del

arreglo ya calculado , se calculó el factor de recobro para el área del modelo

de inyección determinado empleando la ecuación [10].

𝐹𝑅 =𝑁𝑝

𝑃𝑂𝐸𝑆𝐴𝑟𝑟𝑒𝑔𝑙𝑜 [10]

26

Donde:

𝐹𝑅 : factor de recobro

𝑁𝑝 : volumen adicional de petróleo

POES : petróleo original en sitio arreglo

En la tabla 8 se exponen los resultados obtenidos al reemplazar todos los

datos en las ecuaciones descritas del modelo matemático para la predicción

del comportamiento de la inyección de agua.

Tabla 8. Resultados obtenidos de la predicción de

recuperación de petróleo en la etapa inicial.

Pen

die

nte

de la c

urv

a

Dis

tan

cia

re

co

rrid

a p

or

el fr

ete

de s

atu

ració

n

Tie

mp

o

Petr

óle

o

pro

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cid

o

Ag

ua

inyecta

da

Efi

cie

ncia

desp

lazam

ien

to

Facto

r d

e

reco

bro

L t Np Winy ED FR

pies dias Bls Bls % %

3.2 4352 1503 2 002 951 15 779 628 30 32

Se determinó que se recuperará 2 002 951 barriles de petróleo en

aproximadamente 4 años lo cual se considera un tiempo razonable para el

área donde se efectuó la recuperación secundaria, además se obtuvo un

indicador del 30 % de la capacidad que tiene el frente de agua para

desplazar el banco de petróleo, este valor representa la fracción de la

saturación de petróleo desplazada de la porción del yacimiento contactada

por el fluido inyectado. Debido a los incrementos de recuperación de

petróleo que se deben básicamente a que se aumenta a través de la

inyección de agua la presión, el factor de recobro se incrementa en un 5 %

más del estimado antes de implementar la recuperación secundaria.

3.5.2.2. Ruptura Los resultados del comportamiento de la inyección de agua al momento de

la ruptura están en función de diferentes intervalos de distancia hasta

alcanzar la distancia recorrida por el frente de saturación, en función del

tiempo. Los cuales se presentan en la tabla 9.

27

Tabla 9. Resultados obtenidos en la etapa de ruptura

Pen

die

nte

de la c

urv

a

Dis

tan

cia

re

co

rrid

a

po

r el fr

ete

de

satu

rac

ión

Tie

mp

o

Petr

óle

o

pro

du

cid

o

Ag

ua

inyecta

da

Efi

cie

ncia

desp

lazam

ien

to

Facto

r d

e

reco

bro

L t Np Winy ED FR

pies dias Bls Bls % %

3.2

870.4 300 400 590 3 155 926 30 6

1740.8 601 801 180 6 311 851 30 12

2611.2 902 1 201 771 9 467 777 30 19

3481.6 1202 1 602 361 12 623 702 30 26

4352 1503 2 002 951 15 779628 30 32

Como se puede observar en los resultados de la etapa inicial expuestos en

la tabla 9 se ha alcanzado el llene y se evidencia en el avance del frente de

saturación que continúa, y la tasa de producción de petróleo aumenta al

igual que la tasa de inyección de agua. El petróleo producido y el agua

inyectada van aumentando conforme el frente de saturación sigue

recorriendo hasta alcanzar nuevas condiciones de saturación

3.5.2.3. Etapa subordinada o irrupción del agua

Después de la etapa de ruptura la saturación de agua aumentó en el

extremo productor del modelo, el agua que se inyectó comenzó a

incrementarse, es decir que el fluido desplazante comenzó ya a producirse

en los pozos productores.

Por medio del modelo matemático usando las ecuaciones descritas a

continuación y analizando nuevas saturaciones se efectuó la predicción del

comportamiento del reservorio a la surgencia del agua, estimando los

valores de petróleo que se recuperó en esta etapa, el volumen de agua que

se requirió para recuperar dicho petróleo, el volumen de agua que se que se

produjo hasta ese punto y el tiempo que tomó para que el reservorio alcance

nuevas condiciones de saturación donde ya no es económicamente rentable

seguir con el proyecto de recuperación secundaria.

28

Como se puede observar en la figura 12 se muestra una ampliación donde

ocurre el punto de ruptura en la curva de flujo fraccional.

Figura 12. Ampliación del punto de ruptura en la curva de flujo fraccional.

En la curva se fijó un punto en la parte superior de la gráfica que es la

saturación promedio a la cual se realizaron las estimaciones, posteriormente

se trazó una línea que parte desde ese punto e interseca a la curva de flujo

fraccional en un solo punto después de la ruptura lo cual se puede observar

en la figura 13.

29

Figura 13.Determinación de Swbt2, Swpbt2, fwbt2 y fwpbt2 a partir de la curva de

iflujo fraccional ampliada después de la ruptura

De la gráfica se obtuvieron datos de saturación de agua después de la

ruptura “Swbt2”, la saturación promedio de agua en el frente de barrido

después de la ruptura “Swpbt2”, el flujo fraccional de agua después de la

ruptura “fwbt2”, y el flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido

después de la ruptura “fwpbt2”. Los datos tomados de la gráfica se presentan

en la tabla 10.

Tabla 10. Datos obtenidos de la curva

Saturación de agua al momento de la ruptura

Swbt2 0.48

Saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura

Swpbt2 0.559

Flujo fraccional de agua al momento de la ruptura

fwbt2 0.95

Flujo fraccional promedio de agua en el frente de barrido al momento de la ruptura

fwpbt2 1

Con los datos obtenidos de la curva se realizó el modelo matemático

utilizando la ecuación [11] para determinar el valor de la pendiente.

30

(𝝏𝒇𝒘

𝝏𝑺𝒘) =

1−𝑓𝑤𝑏𝑡2

𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡2−𝑆𝑤𝑏𝑡2 [11]

Determinada la pendiente se determinó el tiempo de inyección que tomará

llegar a esa condición de saturación promedio del reservorio, utilizando la

ecuación [12].

𝑡 =𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠.∅.𝑋

𝑞𝑡.(𝝏𝒇𝒘𝝏𝑺𝒘

) [12]

Donde :

𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠iiii: área transversal, pies2

∅iiiiiiiiiiiiii: porosidad, fracción

𝑋iiiiiiiiiiiiii: distancia recorrida por el frente de saturación, pies

𝑞𝑡iiiiiiiiiiiii: caudal total de inyección, bbls/día 𝝏𝒇𝒘

𝝏𝑺𝒘 : pendiente de la curva de flujo fraccional

t : tiempo de inyección, días

Posteriormente se calculó el volumen adicional de petróleo con la ecuación

[13].

∆𝑁𝑝 =𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠.𝐿.∅.(𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡2−𝑆𝑤𝑏𝑡1)

𝛽𝑂.5.615 [13]

Donde:

∆𝑁𝑝iiiiiiiii: volumen adicional de petróleo

𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠iiii: área transversal

Liiiiiiiiiiiiii: longitud, pies

∅iiiiiiiiiiiiii: porosidad, fracción

𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡iiiiii: saturación promedio de agua en el frente de barrido al momento

de la ruptura, fracción

𝑆𝑤𝑏𝑡iiiiiiii: saturación de agua al momento de la ruptura, fracción

𝛽𝑂iiiiiiiiiiii: factor volumétrico, BY/BN

Es importante recalcar que el el petróleo total producido es el resultado de la

suma de el petróleo producido hasta la ruptura más el volumen de petróleo

31

que se sigue barriendo por medio de la inyección de agua y se determinó

con la ecuación [14].

𝑁𝑝𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑁𝑝 + ∆𝑁𝑝 [14]

Después se calculó el agua que se producirá hasta que el reservorio alcance

las condiciones de saturación, la ecuación [15] permite obtener Wp. Y la

ecuación [16] se calculó el volumen de agua que se inyectará.

𝑊𝑝 =𝐴𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠.𝐿.∅.(𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡2−𝑆𝑤𝑖)

5,615 [15]

𝑊𝑖𝑛𝑦 = 𝑡2. 𝑞𝑖𝑛𝑦 [16]

Al producirse en esta etapa agua inyectada y petróleo, se calculó la relación

agua petróleo RAP usando la ecuación [17].

𝑅𝐴𝑃 =𝛽𝑜.𝑓𝑤𝑏𝑡2

1−𝑓𝑤𝑏𝑡2 [17]

Y por último determinó la eficiencia de desplazamiento y el POES, aplicando

la ecuación [18] y [19], respectivamente.

𝐸𝐷 =(𝑆𝑤𝑝𝑏𝑡2−𝑆𝑤𝑖)

(1−𝑆𝑤𝑖) [18]

𝐹𝑅 =𝑁𝑝𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑃𝑂𝐸𝑆 [19]

En la tabla 11 se exponen los resultados obtenidos de la predicción de

recuperación de petróleo a la surgencia del agua.

32

Tabla 11. Resultados obtenidos en la etapa subordinada

Pen

die

nte

de

la c

urv

a

Tie

mp

o

Petr

óle

o

Pro

du

cid

o

Ag

ua

pro

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hasta

la

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Petr

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cie

ncia

de

desp

lazam

ien

to

Facto

r d

e

reco

bro

t Np Wp Wi RAP ED FR

dias Bls Bls Bls Adm. % %

0.63 7598 645 850 349 821 563 79 779 000 21 47 10

Se recuperará 645 850 barriles de petróleo en un tiempo aproximado de 20

años, el petróleo recuperado es el drenado de zonas del reservorio que

inyectando fluido desplazante (agua) sigue desplazando el petróleo hacia los

pozos productores. Anualmente se produciran 32 293 barriles de petróleo

pero se debe tomar en cuenta criterios como la relación agua petróleo que

indica que por cada 21 barriles de agua se producirá un 1 barril de petróleo

teniendo coherencia con la cantidad de agua que se producirá 3 498 216

barriles de agua hasta alcanzar las condiciones de saturación, estos

criterios a su vez indican que se está produciendo más agua que petróleo

por ende es importante considerar si el proyecto es económicamente

rentable durante la etapa subordinada. Para proyectos de esta naturaleza se

fijan límites económicos tomando como referencia el corte de agua en

superficie.

Otro parámetro que influye en esta etapa es la eficiencia de desplazamiento

que es del 47 %, 17% más que en la etapa inicial; este incremento se debe

a un mayor volumen de agua que se inyecta y al cambio de saturación de

petróleo en la zona barrida; al tener más volumen de agua inyectada se

incrementa la capacidad que tiene el frente de agua para desplazar el banco

de petróleo, sin embargo es importante considerar el tiempo que toma barrer

el área del reservorio con presencia de petróleo móvil, y conforme siga

incrementándose la saturación de agua promedio la eficiencia de

desplazamiento seguirá aumentando igual.

El factor de recobro para la etapa subordinada es del 10 %, lo cual indica un

decremento en comparación al estimado antes de la implementación de la

recuperación secundaria, lo cual se debe a que no hay un mantenimiento de

presión y por ende una baja recuperación de petróleo.

33

3.6. DETERMINACIÓN DE LA EFICIENCIA DEL MODELO DE INYECCIÓN Se determinó la fracción del volumen del yacimiento que es contactada por el fluido inyectado, con la finalidad de evaluar la eficiencia de barrido tomando en cuenta los factores que influyen sobre esta como el espaciamiento y arreglo de pozos, distribución de presión, propiedades de las rocas y de los fluidos y de la heterogeneidad del yacimiento para el modelo de inyección seleccionado. 3.6.1. EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL (EA) Y BARRIDO VERTICAL (EV)

Para determinar la eficiencia del área barrida y de desplazamiento vertical, se calculó la movilidad “M” que viene dada por la ecuación [20].

𝑀 =𝐾𝑟𝑤.𝜇𝑂

𝐾𝑟𝑜.𝜇𝑤 [20]

Donde:

𝐾𝑟𝑤iiiii: permeabilidad relativa al agua

𝐾𝑟𝑜iiiiii: permeabilidad relativa al petróleo

𝜇𝑂iiiiiiiii: viscosidad del petróleo, cP

𝜇𝑤iiiiiiiii: viscosidad del agua, cP

Los valores de Krw y Kro se los obtuvo a partir del gráfico de

permeabilidades relativas presentado en la figura 14, trazando una línea

recta desde el valor de la saturación inicial hasta la curva de permeabilidad

relativa del petróleo y para el valor de Krw de igual manera pero tomando

como referencia el valor de la saturación de agua en el momento que ocurre

la ruptura.

34

Figura 14. Curvas de permeabilidades relativas

Los valores tomados del gráfico se exponen en la tabla 12.

Tabla 12. Datos de Kro y Krw

PERMEABILIDAD RELATIVA AL PETRÓLEO

Kro 0.64

PERMEABILIDAD RELATIVA AL AGUA

Krw 0.04

Los datos obtenidos se reemplazaron en la ecuación [20] y se obtuvo una

movilidad de 3.87.

Calculada la movilidad, se utilizó el diagrama presentado en la figura 15 y se

determinó la eficiencia de área barrida a la surgencia; cave recalcar que el

diagrama depende para el arreglo de pozos seleccionados para el estudio,

en este caso es un diagrama para el arreglo de 5 pozos.

35

Figura 15. Efecto de la razón de movilidad en la eficiencia

areal a la ruptura para un arreglo de 5 pozos

(Craig, 1982)

Y, para la determinación de la eficiencia de desplazamiento vertical se debe

considerar la heterogeneidad del yacimiento y se utiliza un parámetro

estadístico “V” defnido por Dykstra y Parsons como variación de la

permeabilidad, el cual asigna a las permeabilidades dentro de cada estrato

una distribución log-normal. Es decir, un yacimiento perfectamente

homogéneo tiene una variación de permeabilidad igual a cero, mientras que

en un yacimiento totalmente heterogéneo tendrá una variación de uno

(Ferrer, 2001).

Si no hay datos disponibles para poder calcular el parámetro estadístico “V”,

a este se puede suponer un valor típico de 0,7, que es aplicado para la

mayoría de los yacimientos.

Para el cálculo de la eficiencia de desplazamiento vertical, se empleó el

diagrama presentado en la figura 16, que ésta en función de la variación de

la permeabilidad “V” y la Movilidad.

36

Figura 16. Diagrama para la determinación de la

ieficiencia vertical

(Craig, 1982)

En la tabla 13 se exponen los resultados obtenidos de la determinación de

las eficiencias de barrido areal y barrido vertical para el modelo de inyección.

Tabla 13. Eficiencias del modelo de

inyección

MO

VIL

IDA

D

EF

ICIE

NC

IA

DE

BA

RR

DIO

AR

EA

L

EF

ICIE

NC

IA

DE

BA

RR

DIO

VE

RT

ICA

L

M EA EV

% % %

3.87 55 68

Como se puede observar en el gráfico de permeabilidades relativas la

saturación a la cual son iguales las permeabilidades al petróleo y al agua es

mas del 50 % de saturación de agua por ende el sistema prefiere ser mojado

por agua influenciando en el comportamiento de la producción de petróleo.

El desplazamiento de un fluido que moja la roca por un fluido no mojante es

menos eficiente que el desplazamiento de un fluido que no moja la roca por

un fluido mojante, por ende, la recuperación de petróleo no es

completamente eficiente, lo cual también se puede constatar en la Tabla 13,

37

en donde el valor de la razón de movilidad es 3. 87 valor que según los

criterios de movilidad indica que el agua fluye mejor que el petróleo, esto se

debe a la diferencia de viscosidades entre el agua y petróleo, una viscosidad

de aceite más elevada produce un desplazamiento menos eficiente, es decir

existe una recuperación más baja para cualquier relación agua-petróleo y se

require un mayor volumen de agua inyectada para lograr la recuperación

(Craig, 1982).

La eficiencia de barrido areal indica que el 55 % del área delimitada para el

arreglo fue contactada por el fluido desplazante y permitió recuperar una

fracción de petróleo móvil que se encuentra en esta zona. Probablemente

los factores que inciden para barrer mas del 50 % del área del modelo de

inyección son la configuración areal existente entre el pozo inyector y los

pozos productores, la razón de movilidad, ya que cuando ésta aumenta la

eficiencia areal disminuye, el volumen de fluidos inyectados, las propiedades

de las rocas y las propiedades del istema roca-fluido. Cave recalcar que la

EA se incrementa rápidamente desde que inicia la inyección hasta antes que

ocurra la ruptura y después hasta que el proyecto deje de ser rentable y se

continúe inyectando agua la EA continua creciendo pero de forma lenta.

El fluido desplazante ha contactado el 68 % del área vertical del reservorio,

entonces para el modelo de inyección la capacidad que tiene este para

barrer el área y desplazar petróleo de la sección vertical es alta, la relación

de movilidad al ser de 3.87 es un valor relativamente bajo que permite que

se de un buen barrido pues si aumenta la razón de movilidad disminuye la

eficiencia de barrido vertical (Ferrer, 2001).

3.7. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA

En la figura 17 se presenta el esquema diseñado con el proceso y las

facilidades requeridas para la implementación de la recuperación secundaria

en el reservorio “M-1” del campo Edén Yuturi. Para el diseño se

consideraron los siguientes aspectos:

1. Diseño del sistema de tratamiento de agua para inyección. El agua de

inyección es proveniente de la planta central del EPF. El sistema de

tratamiento tiene filtros de cáscara de nuez para retener aceite en

agua.

2. Instalación de quipo de bombeo con 4 bombas de inyección y 2

bombas Booster. Para inyectar 10 500 BAPD.

38

Figura 17. Esquema del sistema de recuperación secundaria

39

3.8. ANÁLISIS DEL PROCESO DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIÓN

El agua de formación proveniente de la Planta Central del EPF (lugar donde

se trata el agua en una primera fase, para minimizar la presencia de

petróleo), se utilizará como fluido de inyección para el proyecto de

recuperación secundaria, luego de ser tratada nuevamente en un sistema

exclusivo, con el fin de mejorar su calidad, reduciendo la presencia de

petróleo en agua y siendo compatible con el agua de formación de la arena

“M-1”. La figura 18 muestra los resultados obtenidos del análisis físico-

químico del agua de formación que recibe tratamiento químico para ser

inyectada.

Figura 17. Análisis físico- químicos de Aguas de formación

El agua con estas características pasa por un segundo sistema de

tratamiento diseñado exclusivamente para mejorar su calidad, la cual

consiste entre otras cosas de un sistema de filtrado con cáscaras de nuez.

El agua de la formación receptora de “M-1” y del sistema de inyección tienen

similares características físico-químicas, por lo cual no existen problemas

40

durante la inyección y cuando los fluidos se mezclen en fondo. Es decir son

compatibles con lo que se garantiza que no habrá problemas de

taponamiento, posibles escalas, hinchamientos de arcillas y aumentos de

presión.

El tratamiento químico a la que es sometida el agua de formación en las

facilidades de la Planta de Tratamiento del EPF (Campo Edén Yuturi), previo

a la inyección, consta de inhibidores de corrosión, inhibidores de

incrustación, biocida y clarificante.

3.9. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN

Para el seguimiento de la inyección de agua en el pozo inyector EDYF-

118WIW, utilizando el software Oil Field Manager (OFM) se ha simulado el

comportamiento de la inyección en función de parámetros como caudales de

inyección diaria (BAPD), la presión de cabeza (PSI) y el acumulado de agua

de inyección (Bls). En la figura 19 se puede apreciar el comportamiento

simulado que tendrá la inyección.

Figura 18. Comportamiento de la inyección de agua en el reservorio “M-1”

idel campo Edén Yuturi

De igual manera se ha hecho uso del Hall Plot, herramienta que basada en

los acumulados de agua y de presión de inyección, permite monitorear el

funcionamiento operativo del pozo inyector. En la figura 20 se muestra el

hall plot del F-118 WIW.

41

Figura 20. Hall Plot – Inyección de agua reservorio ¨M-1¨

El Hall Plot puede indicar cualitativamente si existe daño, estimulación o si el

agua se está dirigiendo fuera de la zona de interés, para lo cual se utilizó La

figura 21 en la que se exponen las curvas tipo de Hall Plot.

Figura 19. Curvas tipo Hall Plot

Como se puede observar entre el Hall Plot del pozo inyector y las curvas

tipo, la inyección de agua en “M-1” cae dentro de la curva aA, lo cual indica

que la inyección es normal, no se ha fracturado la formación, no hay

canalización fuera de la zona de inyección y no existe taponamiento.

0 2500000 5000000 7500000 10000000 125000000

200000

400000

600000

800000

1000000

ACUM. INYECCION AGUA ( bbl )

Hall Function

Hall Plot

EDYF-118IM1

42

3.10. ANÁLISIS ECONÓMICO

El análisis económico se realizó en función del petróleo producido Np

aplicando la tecnología de recuperación secundaria por inyección de agua

para el área del modelo con cuatro pozos productores y un inyector. Se

efectuaron métodos de evaluación de proyectos como el flujo de caja, el

valor actual neto y la tasa interna de retorno, con el fin de determinar la

viabilidad para la implementación del mismo.

3.10.1 COSTOS DE INVERSIÓN DEL PROYECTO.

Para el proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua se

tomaron en cuenta todos los costos asociados para su implementación los

cuales se encuentran distribuidos de forma general en la tabla 14.

Tabla 14. Costos de inversión del proyecto

DETALLE COSTO

USD

EQUIPOS 6 958 900

INGENIERÍA BÁSICA Y DE DETALLE 325 920

GERENCIAMIENTO Y SUPERVISIÓN 1 696 290

LÍNEA DE FLUJO 3 056 000

OBRA CIVIL Y LOGÍSTICA 785 711

MONTAJE ELECTROMECÁNICO 1 109 426

WORKOVER POZO EDYF-118 1 074 481

TOTAL 15 006 728

(Petroamazonas EP, 2016)

El monto total para la inversión del proyecto es de USD 15 006 728, en el

anexo 1 se encuentran detallados todos los costos asociados al proyecto.

3.10.2 INGRESOS DEL PROYECTO.

Los ingresos del proyecto resultan de la multiplicación del número de barriles

de petróleo producidos mensualmente por el precio del crudo Napo cuyo

valor actual se puede observar en la Figura 21.

43

Figura 20. Precio del crudo

(Petroamazonas EP, 2017)

3.10.3 EGRESOS

Representan los costos de producción, es decir los valores que la empresa

debe pagar por cada barril producido. Los costos de producción están

asociados a costos de operación los mismos que a su vez involucran costos

directos y costos indirectos; los costos directos representan los costos de

workover, mantenimiento, energía, tratamiento químico del agua de

formación y del crudo, equipos, y transporte. Mientras que los costos

indirectos representan los gastos de personal, costos administrativos, costos

de materiales, y gastos financieros.

Para el análisis económico se utilizó el valor de 5.95 USD, que es el monto

que Petroamazonas EP gasta por cada barril producido. Este valor se puede

constatar en la Figura 20.

3.10.4 CONSIDERACIONES EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS ECONÓMICO

El análisis económico se realizó basándose en las siguientes

consideraciones:

• Se estableció que la tasa de descuento anual para el proyecto es del

12 %, siendo de ésta manera la tasa de descuento mensual del 1 %.

• Se determinó como tiempo de vida útil del proyecto 120 meses,

tiempo hasta el cual se realizó la evaluación económica.

44

• El proyecto comprende dos etapas, la etapa inicial y la etapa

subordinada. Para la etapa inicial se consideró una producción

uniforme, sin declinación durante 48 meses que es el tiempo en el

que se recupera la mayor cantidad de petróleo y el yacimiento

mantiene suficiente presión para desplazar al banco de petróleo;

mientras que para la etapa subordinada la presión del yacimiento se

agota puesto que ya solo se está desplazando petróleo no drenado y

por ende la producción ya no es solamente petróleo sino también

agua, por lo tanto, no hay un mantenimiento de presión. Se consideró

la declinación exponencial para determinar la producción mensual que

se tendrá durante la etapa subordinada hasta el tiempo de vida útil

que tiene el proyecto. Para el cálculo de la producción mensual se

aplicó la ecuación [24] y se estimó que la declinación anual que

presenta el reservorio M-1 es del 3.8 % mensual.

𝑞 = 𝑞𝑖𝑒−𝐷𝑡 [24]

Donde:

q : tasa de flujo calculada (BFPD)

qi : tasa de flujo inicial(BFPD)

D : declinación de producción (adimensional)

t : tiempo considerado para la declinación (días, meses,años)

3.10.5 CORRIDA FINANCIERA

Los resultados obtenidos del cálculo del flujo neto de fondos se presentan en

la tabla 15.

45

Tabla 15. Resultados del cálculo de flujo neto de fondos

VALOR DEL

CRUDO

COSTO DEL

BARRIL DE

PRODUCCIÓN

COSTO DE

OPORTUNIDAD

TIEMPOPRODUCCIÓN

DIARIA

PRODUCCIÓN

MENSUALINVERSIÓN INGRESO EGRESO

FLUJO DE

CAJA

FLUJO DE

CAJA

ACTUALIZADO

MESES BPPD BlPPM USD USD USD USD USD

0 -15006728 -15006728 -15006728

1 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1403294.12

2 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1373810.77

3 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1351981.75

4 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1330152.73

5 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1308323.71

6 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1286494.69

7 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1264665.67

8 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1242836.65

9 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1221007.64

10 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1199178.62

11 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1177349.60

12 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1155520.58

13 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1133691.56

14 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1111862.54

15 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1090033.52

16 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1068204.50

17 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1046375.48

18 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1024546.46

19 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 1002717.44

20 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 980888.42

21 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 959059.40

22 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 937230.38

23 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 915401.36

24 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 893572.34

25 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 871743.32

26 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 849914.30

27 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 828085.28

28 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 806256.26

29 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 784427.24

30 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 762598.22

31 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 740769.20

32 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 718940.18

33 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 697111.16

34 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 675282.14

35 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 653453.12

36 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 631624.10

37 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 609795.08

38 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 587966.06

39 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 566137.04

40 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 544308.02

41 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 522479.00

42 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 500649.98

43 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 478820.96

44 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 456991.95

45 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 435162.93

46 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 413333.91

47 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 391504.89

48 1332.79 40650.095 1659336.88 241868.07 1417468.81 369675.87

49 208.24 6351.45 259266.11 63117.88 196148.23 48134.77

50 200.50 6115.33 249627.78 61410.94 188216.84 43289.87

51 193.05 5887.99 240347.76 59750.16 180597.60 38756.24

52 185.87 5669.10 231412.73 58134.30 173278.43 34517.06

53 178.96 5458.35 222809.86 56562.13 166247.73 30556.33

54 172.31 5255.43 214526.81 55032.49 159494.33 26858.84

55 165.90 5060.06 206551.69 53544.21 153007.48 23410.14

56 159.74 4871.95 198873.04 52096.17 146776.87 20196.50

57 153.80 4690.83 191479.85 50687.30 140792.55 17204.85

58 148.08 4516.45 184361.51 49316.53 135044.98 14422.80

59 142.58 4348.55 177507.79 47982.83 129524.96 11838.58

60 137.28 4186.89 170908.86 46685.20 124223.66 9441.00

61 132.17 4031.24 164555.25 45422.66 119132.59 7219.44

62 127.26 3881.38 158437.84 44194.26 114243.58 5163.81

63 122.53 3737.09 152547.85 42999.09 109548.76 3264.55

64 117.97 3598.16 146876.82 41836.23 105040.58 1512.58

65 113.59 3464.40 141416.61 40704.83 100711.78 -100.71

66 109.36 3335.60 136159.39 39604.02 96555.37 -1583.51

67 105.30 3211.60 131097.60 38532.98 92564.62 -2943.55

68 101.38 3092.21 126223.99 37490.91 88733.09 -4188.20

69 97.61 2977.26 121531.56 36477.02 85054.55 -5324.41

120 14.14 431.24 17603.32 9011.14 8592.18 -7286.17

ET

AP

A

40.82 USD

5.95 USD

12.00%

INIC

IAL

SU

BO

RD

INA

DA

CÁLCULO DEL FLUJO NETO DE FONDOS

46

Se efectuaron dos corridas financieras, la primera considerando el tiempo de

la etapa inicial del proyecto, 48 meses y la segunda considerando la etapa

subordinada del proyecto, a partir de los 48 meses, cuyos resultados se

exponen en la tabla 16.

Tabla 16. Resultados obtenidos de la corrida financiera

ETAPA TIEMPO VAN TIR

MESES USD %

INICIAL 48 10 639 345.52 7

SUBORDINADA 72 1 781 827.99 NEGATIVA

Como se puede observar en los resultados expuestos en la tabla 16 el

proyecto es viable solamente para la etapa inicial puesto que los indicadores

de evaluación de proyectos utilizados en la corrida financiera cumplen con

los criterios que garantizan rentabilidad del mismo, siendo así que el VAN es

mayor a cero y la TIR mayor que uno denotándose que la ganancia es del 7

% más sobre el capital invertido. Para la etapa subordinada el proyecto no

es rentable puesto que un indicador no cumple que es la TIR ya que es

negativa y esta al ser negativa indica que no se gana interés en el dinero

que se invierte en el proyecto.

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

47

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1 CONCLUSIONES

• El factor de recuperación en la etapa inicial es de 32 % se incrementó en un 5 % más al factor de recobro determinado antes de implementar la recuperación secundaria. Con lo que se calculó que se recuperará una producción de 2 002 951 barriles de petróleo en cuatro años.

• En función de la distancia que recorre el frente de barrido la tasa de producción de petróleo y agua aumentaron hasta que se alcanzaron nuevas condiciónes de saturación.

• Posterior a la etapa de ruptura la saturación de agua aumentó en el

extremo productor del modelo, y el fluido desplazante comenzó a

producirse en los pozos productores. Lo cual se puede constar con el

valor estimado de agua producida y petróleo producido expuestos en

la tabla 11.

• En lo que respecta a la mojabilidad, el sistema prefiere ser mojado por

agua lo cual favorece al proceso de inyección de agua.

• Se determinó que el área de inyección es en la periferie del

yacimiento puesto que existen canales preferenciales de flujo y

continuidad de la arena que permiten que el agua inyectada pueda

viajar hacia la zona de baja presión.

• Con el diseño del proceso de inyección a una tasa de 10 000 BAPD

no se produce fracturamiento, ni canalización, ni taponamiento de la

arena debido a que hay compatibilidad entre el agua de inyección y

de formación.

• La configuración areal existente entre el pozo inyector y los pozos

productores, la razón de movilidad y el volumen de fluidos inyectados

influyen en la eficiencia de barrido para el arreglo y modelo de

inyección seleccionado.

• Para la etapa inical del proyecto se estimó la recuperación de 2 002

951 barriles de petróleo en 4 años, lo que resulta según el análisis

económico expuesto en la tabla 16 que el proyecto es rentable. El

VAN es de 10 639 345.52 USD, y la TIR es del 7 %, , concluyendo

que se cumplen los criterios establecidos por los indicadores de

evaluación de proyectos y por ende garantizando la viabilidad de

este.

48

• Para la etapa subordinada del proyecto se estimó que se recuperará

645 850 barriles de petróleo en 20 años, lo que resulta según el

análisis económico expuesto en la Tabla 16 que no es recomendable

seguir con el proyecto. El VAN es de 1 781 827.99 USD, la TIR es

negativa. Los indicadores corroboran que el proyecto para la etapa

subordinada no es viable.

• El proceso de inyección de agua en el reservorio “M-1” del campo

Edén Yuturi es imperativo dada la necesidad de detener la caída de

presión del yacimiento y que el proceso de drenaje de las reservas en

subsuelo sea eficiente.

• La inyección de agua constituye la solución más idónea para el

manejo de agua de formación que se produce asociada con la

producción de crudo, pues evita problemas y riesgos medio

ambientales por un mal manejo de agua en superficie.

4.2 RECOMENDACIONES

• Aplicar el proyecto solamente para la etapa inicial.

• Fijar un límite económico basado en el corte de agua en superficie

para establecer el tiempo de vida útil del proyecto.

• Realizar un monitoreo permanente del agua de inyección para evitar

incompatibilidades.

• Utilizar trazadores para determinar la trayectoria de la inyección.

• Mantener un seguimiento constante de producción y presión en los

pozos productores influenciados por la inyección de agua.

• Monitorear los parámetros físicos quimicos del agua de formación a

fin de controlar la formación de escala y corrosión que puede

provocar el agua en los equipos de subsuperficie y de superficie.

5. BIBLIOGRAFÍA

49

5. BIBLIOGRAFÍA

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6. ANEXOS

53

6. ANEXOS

ANEXO 1.

DETALLE DE COSTOS DEL PROYECTO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA

(Petroamazonas EP, 2016)

CLIENTE: Revision

PROYECTO: Preparado por

TRABAJO No: Revisado por

FECHA Aprobado por

CAPACIDAD CAPACIDAD CAPACIDAD

BBL /BPD BBL/BPD MMSCF/D FIRME ESTIMADO TOTAL FIRME ESTIMADO ORIGEN

CRUDO AGUA GAS USD USD USD MESES MESES

BOMBAS NEUMATICAS DE DRENAJE/DESNATADO 3 3,000 5000 15000 1

TANQUE DE RECOLECCION DE CRUDO 1 20 30000 30000 3

BOMBA NEUMATICA DE TRANSFERENCIA 1 3,000 5000 5000 1

0

BOMBAS NEUMATICAS DE DRENAJE 3 3,000 5000 15000 1

TANQUE DE RECOLECCION DE AGUA 1 20 30000 30000 3

BOMBAS NEUMATICAS DE RE-INYECCION 1 3,000 5000 5000 1

TANQUE DE TRANSPORTE DE ARENA 3 5000 15000 2

BOMBA DE TRNASFERENCIA 2 X 100% 2 3000 6000 1

0

CPI - INTERCEPTOR DE PLACAS CORRUGADAS 1 60,000 685000 685000 6 USA/CANADA

BOMBA DE TRANSFERENCIA CPI-IGF @ 50 PSI 2 60,000 40000 80000

IGF - UNIDAD DE FLOTACION INDUCIDA POR GAS 1 60,000 613000 613000 6 USA/CANADA

BOMBA DE TRANSFERENCIA IGF-FILTRO @ 50 PSI 2 60,000 40000 80000

TANQUE DE 10,000 BBL (INCLUYE OBRA CIVIL) 1 10,000 793900 793900 3

BOMBA BOOSTER 60,000 BWPD@100 PSI (3x50%) 3 20,000 40000 120000 4

BOMBA DE EXPORTACION 60,000 BBL@700 PSIG 3x50% 3 20,000 150000 450000 12

MEDIDOR DE CAUDAL (NO FISCAL) 1 60,000 20000 20000 1

MONITOR DE ACEITE EN AGUA 3 15000 45000 2

BOMBA BOOSTER 60,000 BWPD@100 PSI (3x50%) 3 60,000 60000 180000

BOMBA DE INYECCION 60,000 BBL@3,000 PSIG (3x50%) 3 20,000 250000 750000 12

0

0

PATIN DE INYECION QUIMICA SEIS PRODUCTOS 1 60000 60000 3

AIR COMPRESSOR PKG (2 x 100%) 2 30000 60000 3

FILTRADO, SECADO Y PULMON PARA AIRE COMPRIMIDO LOTE 20000 3

UPS - 20 Kw 2 10000 20000 2

ILUMINACION DE LA ESTACION LOTE 100000

SISTEMA DE MALLA DE TIERRA LOTE 200000

SISTEMA DE PARARRAYOS LOTE 100000

CUARTO DE CONTROL 1 50000 50000

CENTRO DE CONTROL DE MOTORES (MCC) Y

MV / LV SWITCH GEAR LOTE 150000 6

SISTEMA DE ESD/PSD (PLC) LOTE 120000 6

SISTEMA DE ESD/PSD (SOFT WARE) LOTE 50000 4

TRANSFORMADORES 2000/440/220/110 V LOTE 20000 3

SISTEMA AUXILIAR DE ENERGIA UPS 1 10000 20000 2

SUBESTACION/TRANSFORMADOR 13.8 KV/2000/440 V LOTE 50000 2

CENTRO DE CONTROL DE MOTORES (MCC)

Y MV / LV SWITCH GEAR LOTE 100000 4

SISTEMA DE ESD/PSD (PLC) LOTE 50000 4

SISTEMA DE ESD/PSD (SOFT WARE) LOTE 25000 4

TRANSFORMADORES 2000/440/220/110 V LOTE 20000 3

SISTEMA AUXILIAR DE ENERGIA UPS 1 10000 10000 2

SET DE DETECTORES DE FUEGO LOTE 10000

SET DE DETECTORES DE HUMO LOTE 10000

LAZO FUSIBLE LOTE 30000

SET DE EXTIGUIDORES MANUALES LOTE 50000

ESTACION DE LAVADO DE OJOS LOTE 10000

SET MONITORES, MANGUERAS, ETC LOTE 50000

BOMBAS CONTRAINCENDIO 2 100000 200000

TANQUE DE AGUA 1 100000 100000

VESTIMENTA BOMBERO 6 1000 6000

VEHICULO 1 50000 50000

LABORATORIO 1 70000 70000

TALLER 1 20000 20000

INTERNET- TRANSMISION DE DATOS TELEFONIA VoIP LOTE 100000

RADIO COMUNICACION - VHF LOTE 20000

LOTE 300000

500000

LOTE

SET DE REPUESTOS PARA EL ARRANQUE LOTE 50000

SET DE HERRAMIENTAS ESPECIALES LOTE 20000

SET DE REPUESTOS PARA UN AÑO DE DE OPERACION LOTE 200000

TOTAL 6958900

MATERIAL (TUBERIA) Y ACCESORIOS ANSI 300# 1060000

CONSTRUCCION 1696000

LANZADOR Y RECEPTOR DE MARRANO ANSI 300# 200000

EQUIPO DE DECTECCION Y CONTROL DE MARRANEO 100000

TOTAL 3056000

ENTREGA

COMENTARIO

DCS Data Consulting Services

NOTA: DISENO Y DIMENSIONES PRELIMINARES

PRECIO

LISTA DE EQUIPO MAYOR

S.No. TAG No. DESCRIPCION DEL EQUIPO

Recuperación Secundaria por Inyección de agua

QTY

DRENAJE DE CRUDO

DRENAJE DE AGUA

SISTEMA DE MANEJO DE SOLIDOS / ARENA

TRATAMIENTO Y EXPORTACION DE AGUA DE PRODUCCION

SISTEMA DE INYECCION DE AGUA TRATADA

EQUIPO DE SOPORTE DEL PROCESO

INSTRUMENTOS, SENSORES, BANDEJAS, CABLES

PARTES DE RECAMBIO/REPUESTOS

LINEA DE FLUJO 10.6 KM DIAMETRO 8 PULGADAS SCH 40 REVESTIDA

SISTEMA DE ELECTRICO DE ALIMENTACION Y EMERGENCIA

CUARTO DE CONTROL Y MCC PLANTA DE TRATAMIENTO -EPF

CUARTO DE CONTROL Y MCC PAD F

EQUIPO DE SEGURIDAD

MODULOS Y COMUNICACIONES

TUBERIA, VALVULAS, ACCESORIOS,FITTINGS, ETC

54

(Petroamazonas EP, 2016)

(Petroamazonas EP, 2016)

TARIFA TOTAL

USD USD

Gerencia Técnico del Proyecto 1000 200 200000

Gerencia de Construcción 1000 150 150000

Gestión de compras ( 10 % costo equipo) 0.1 - 1306290

Especialista 2000 10 20000

Especialista 2000 10 20000

TOTAL 1696290

GERENCIAMIENTO Y SUPERVISION DEL PROYECTO

ITEM DÍAS

TOTAL HH VALOR POR HORA TOTAL

Hrs USD USD

MECÁNICA 363 41.95 15225.66

CÍVIL 1132 18.99 21496.06

ELÉCTRICA 484 24.76 11975.51

INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL 3148 31.28 98488.25

TUBERÍA 1640 26.18 42930.82

PROCESOS 3251 36.26 117887.71

ARQUITECTURA 183 17.48 3206.96

INDIRECTOS 400 36.75 14709.48

325920.45

DISCPLINA

INGENIERÍA BÁSICA Y DE DETALLE

TOTAL

55

(Petroamazonas EP, 2016)

(Petroamazonas EP, 2016)

ITEM DESCRIPCION UND CANT. PRECIO

UNITARIO

PRECIO

TOTAL

USD USD

1 MOVILIZACION Y DESMOVILIZACION GLB 1 54000 54000

2 COMISIONADO Y PRECOMISIONADO GLB 1 48659 48659

3 ACOMPAÑAMIENTO A LA PUESTA EN MARCHA GLB 1 28341 28341

1 CPI CORRUGATED PLATE INTERCEPTOR TN 16 2329.64 37274.24

2 WATER TRANSFER PUMP TN 2 3725.32 7450.64

3 IGF INDUCED GAS FLOTATION UNIT TN 21 2329.64 47757.64

4 WATER TRANSFER PUMP TN 2 3725.32 7450.64

5 DRAINED CRUDE DRUM TN 3 2285.98 6857.95

6 DRAINED WATER DRUM TN 3 1889.04 5667.12

7 WATER BOOSTER PUMS UND 3 3725.32 11175.95

8 WATER EXPORT PUMPS UND 3 4163.08 12489.23

9 DRAINED OIL DRUM TN 3 2285.98 6857.95

10 SLUDGE DRUM TN 3 2285.98 6857.95

11 NEUMATIC DRAIN PUMP SKID UND 4 1000 4000

12 CHEMICAL TANKS UND 6 1205.80 7234.78

14 WATER STORAGE TANK UND 1 3000 3000

13 AIR COMPRESSOR UNIT UND 1 2297.79 2297.79

7 WATER BOOSTER PUMS UND 3 3725.32 11175.95

8 WATER EXPORT PUMPS UND 3 4163.08 12489.23

1 PREFABRICADO DE SPOOL ( PRUEBAS, ENSAYOS Y PINTURA) PULG-DIM 3500 81.4 284900

2 MONTAJE DE PREFABRICADOS Y CONEXIONES DE CAMPO PULG-M 5250 32.56 170940

1 MONTAJE E INSTALACION DE EQUIPOS Y GABINETES GLB 1 41000.52 41000.52

3 INSTALACION DE BANDEJA PORTACABLES GLB 1 24901.8 24901.8

4 INSTALACION Y CONEXIONADO DE TOMAS E ILUMINACION GLB 1 14517.72 14517.72

5 INSTALACION DE TUBERIA Y SOPORTERIA EN GENERAL GLB 1 16874.56 16874.56

6 CABLEADO Y CONEXIONADO GLB 1 102391.08 102391.08

7 CONEXIÓN DE EQUIPOS A SISTEMA A TIERRA GLB 1 7334.32 7334.32

8 PRUEBAS ELECTRICAS GLB 1 37569.28 37569.28

1 CALIBRACION DE INSTRUMENTOS GLB 1 15000 15000

2 INSTALACION DE INSTRUMENTOS GLB 1 15000 15000

3 SISTEMAS DE DETECCION GLB 1 15000 15000

4 INSTALACCION Y CONEXIONADO PANEL DE CONTROLADOR GLB 1 42960 42960

1109426.336

INSTRUMENTACION

TOTAL

MONTAJE ELECTROMECANICO

PLANTA DE TRATAMIENTO - EPF

MONTAJE DE EQUIPOS

TUBERIA

ELECTRICO

EQUIPO DE INYECCION - PAD F

Valor Unitario Valor Total

USD USD

HORMIGON de 210 kg/cm2 M3 208.99 505 105540.96

HORMIGON de 140 Kg/cm2 M3 24.68 362 8935.608

DIQUE DE SACOS DE ARENA EN TANQUEAGUA GLB 1.00 29800 29800

DIQUE DE SACOS DE ARENA Y LINER ML 186.00 193 35898

BORDILLOS DE LADRILLO EN LOSA ML 180.00 23 4140

ACERO DE REFUERZO (VARRILLA CORUGADA) KG 19086.40 2.67 50960.688

ACERO DE REFUERZO (MALLA ELECTRO SOLDADA) M2 166.66 80.07 13344.14592

SUSTITUCIÓN DE SUELOS, PRUEBAS DE PROCTOR MODIFICADO TIPO III M3 697.21 98.56 68716.82048

SUMINISTRO DE GEOMALLA (AREA EQUIPOS) M2 931.00 6.39 5949.09

CAJAS PARA SUMIDERO Y VALVULAS 900X800X550(e=4,7 mm) UND 20.00 750 15000

CAJAS PARA SUMIDERO Y VALVULAS 400X400X350(e=4,7 mm) UND 20.00 350 7000

SUBTOTAL 345285.3124

CAMPAMENTO CAPACIDAD 40 PERSONAS 320709.24

LIMPIEZA Y CAMPAMENTEROS 13600

BOTES DE TRANSPORTE FLUVIAL 44400

GARANTIAS 19380

ALIMENTACION 42336

SUBTOTAL 440425.24

785710.5524

ITEM Unidad Cantidad

TOTAL

OBRA CIVIL Y LOGISTICA

56

ANEXO 2.

DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DE FONDO DEL POZO EDYF 118WIW

(Petroamazonas EP, 2016)

57

ANEXO 3.

EVALUACIÓN PETROFÍSICA DEL POZO EDYF-118WIW RESERVORIO M-1

(Petroamazonas EP, 2016)