Repositorio Digital UTE - Universidad Tecnológica Equinoccial

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
“ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE BUILD UP DE POZOS QUE
ESTÁN BAJO EL PUNTO DE BURBUJA EN UN CAMPO DE
EP. PETROECUADOR”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE TECNÓLOGA EN PETRÓLEOS
LISBETH VERÓNICA PUPIALES AMAGUAÑA
DIRECTOR: ING. JAIME GUERRA
Quito, abril 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo LISBETH VERÓNICA PUPIALES AMAGUAÑA, 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.
_________________________
Lisbeth V. Pupiales A.
C.I.1722369103
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis de las pruebas
de build up de pozos que están bajo el punto de burbuja en un campo de
EP. Petroecuador”, que, para aspirar al título de Tecnóloga en Petróleos fue
desarrollado por Lisbeth Verónica Pupiales Amaguaña, bajo mi dirección y
supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18
y 25.
___________________
Ing. Jaime Guerra
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I.
DEDICATORIA
Desde que tengo uso de razón todo lo dedico a MIS PADRES: José y
Clemencia y ésta no será la excepción, pues son ellos y mi ñaño la razón de
mi existir.
Mi mami que con el mejor amor del mundo me ha inculcado los valores
desde siempre; mujer de carácter fuerte pero alma gemela de Dios, mi única
y mejor amiga.
Mi papi, con su carácter dócil pero siempre firme en sus consejos, es el
hombre que alguna vez me dijo: “Nunca digas, no puedo”, así lo haré papi,
así lo haré…
A mi hermano Jhony porque el también ha sido mi inspiración y mi apoyo en
cada momento de mi vida.
A mi ñañito que desde el cielo me ves y cuidas de nuestra familia.
Y por último pero no con menos importancia a la Danita que llegó para
brindarnos alegría, mi chiquita linda a ti también te dedico cada uno de mis
logros.
AGRADECIMIENTO
Mi profundo agradecimiento a Dios por permitirme obtener un logro más en
mi vida.
A mis padres por la dedicación, comprensión y el apoyo incondicional, todo
lo que soy, sin excepción alguna es gracias a ustedes.
A Jhony gracias por tu cariño y preocupación.
Al Ing. Jaime Guerra por sus consejos en mis desaciertos, su guía en éste
proyecto y en las clases impartidas me han sido y serán útiles a la hora de
responder como profesional.
Y a todos quienes de una u otra manera estuvieron conmigo a lo largo de mi
carrera.
MIL GRACIAS POR TODO
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN
ix
SUMMARY
xi
CAPÍTULO I
1
1.- INTRODUCCIÓN
1
1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1
1.2.- OBJETIVO GENERAL
2
1.3.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS
2
1.4.- JUSTIFICACIÓN
2
1.5.- UBICACIÓN DEL ÁREA PICHINCHA EN EL CAMPO LIBERTADOR.
3
1.6.- POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DEL ÁREA
PICHINCHA
4
1.6.1.- POES:
4
1.6.2.- FACTOR DE RECOBRO:
6
1.6.3.- RESERVAS DEL ÁREA PICHINCHA
7
1.7.- ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS
8
1.8. - CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS
9
1.9.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
9
CAPÍTULO II
13
2. MARCO TEÓRICO
13
2.1.- PROPIEDADES DE LA ROCA
13
2.1.1.- POROSIDAD
13
2.1.2.- PERMEABILIDAD
14
i
2.1.3.- SATURACIÓN
16
2.1.4.- EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE LA ROCA
17
2.2.- PROPIEDADES DEL FLUIDO
18
2.2.1.-PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO
18
2.2.1.1.- Gravedad api
18
2.2.1.2.- Peso específico
19
2.2.1.3.- Viscosidad del petróleo
19
2.2.2.- PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS
20
2.2.2.1.- Viscosidad
20
2.2.2.2.- Gravedad específica
20
2.2.2.3.-Transmisibilidad
21
2.3.- TIPOS DE FLUJO
21
2.3.1.- FLUJO ESTABLE
21
2.3.2.- FLUJO INESTABLE
22
2.3.3.- FLUJO PSEUDOESTABLE
22
2.4.- DIAGRAMA DE FASES DE FLUJO
23
2.5.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS
27
2.5.1.- EMPUJE DE AGUA
28
2.5.2.- POR GAS EN SOLUCIÓN
29
2.5.3.- POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL
30
2.5.4.- EMPUJE POR EXPANSIÓN LÍQUIDA
32
2.6.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
32
2.7.- PRUEBAS DE PRESIÓN
32
2.7.1.- ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN
33
2.7.2.- ANÁLISIS DE LA CURVA DE PRESIÓN BUILD UP
34
2.7.3.-DESARROLLO DEL ANÁLISIS DE LA PRUEBA DE
RESTAURACIÓN DE PRESIÓN MEDIANTE EL MÉTODO HORNER 39
2.7.4.- RESULTADO DEL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE
RESTAURACIÓN EN BASE AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IPR) 41
2.8.- PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP TEST) 44
ii
CAPÍTULO III
51
3.- METODOLOGÍA
51
3.1.- HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA PICHINCHA
51
3.2.- PRESIONES
51
3.2.1.- HISTORIAL DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN (BUILD UP)
52
3.3.1.1.- Comportamiento de la presión del Reservorio “U” inferior
53
3.3.1.2.- Comportamiento de la presión del Reservorio “T”
54
3.4.- SELECCIÓN DE POZOS
55
3.4.1.-HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PICHINCHA – 05 56
3.4.2.- HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PICHINCHA-12
56
CAPÍTULO IV
59
4.- ANÁLISIS DE RESULTADOS
59
4.1.- ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS DE LAS PRUEBAS DE
BUILD UP
59
4.1.1.- ANÁLISIS DEL POZO PICHINCHA- 05
60
4.1.1.1.- Interpretación de la prueba de restauración de presión
4.1.2.- ANÁLISIS DEL POZO PICHINCHA 12 T
4.1.2.1-Interpretación de la prueba de restauración de presión
63
68
69
CAPÍTULO V
74
5.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
74
5.1.- CONCLUSIONES
74
5.2.- RECOMENDACIONES
76
GLOSARIO DE TÉRMINOS
77
BIBLIOGRAFÍA
79 iii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1.- Ubicación del Campo Libertador en el Ecuador
4 Figura 1.2.- Mecanismo de Producción - Reservorio T
10 Figura 1.3.- Mecanismo de Producción - Reservorio Ui
11 Figura 2.1.- Permeabilidad
15 Figura 2.2.- Compresibilidad de la roca
17 Figura 2.3.- Flujo Inestable
22 Figura 2.4.- Diagrama de fases
25 Figura 2.5- Empuje de agua
28 Figura 2.6- Empuje por expansión de fluidos
30 Figura 2.7.- Empuje por Segregación Gravitacional
31 Figura 2.8.- Etapas de la prueba de restauración
35 Figura 2.9.- Comportamiento de tasas de producción en una prueba de
restauración.
36 Figura: 2.10.- Región de tiempos Intermedios. Gráfica de Horner
37 Figura 2.11.- Forma de la región de tiempos tardíos
38 Figura 2.12.- Comportamiento del radio de Investigación
39 Figura 2.13.- Gráfica de la Ecuación de Horner
41 Figura 2.14.- Prueba de Restauración de Presión
44 Figura 2.15.- Factor de Daño Skin
46 Figura 3.1.- Comportamiento de la presión del yacimiento “U” inferior
53 iv
Figura 3.2.- Comportamiento de la presión del yacimiento “T”
54 Figura 3.3.- Ubicación de los pozos seleccionados
55 Figura 3.4.- Historial de producción del pozo Pich-05
56 Figura 3.5.- Historial de producción del pozo Pich-012
57 Figura 4.1.- Prueba de producción del pozo Pich-05 UI
61 Figura 4.2.- Prueba de restauración de presión
66 Figura 4.3.- Curvas IPR del pozo Pichincha 05
66 Figura 4.4. – Prueba de restauración de presión del pozo Pichincha-12
71 Figura 4.5.- IPR Pichincha 12 “T”
72 v
INDICE DE TABLAS
Tabla 1.1.- Reservas y factor de recobro del campo Libertador
7 Tabla 1.2.- Pozos cerrados del área Pichincha
8 Tabla 1.3.- Pozos productores del área Pichincha
9 Tabla 1.4.- Características de los fluidos
9 Tabla 2.1.- Reservorios de gas disuelto
30 Tabla 3.1.- Historial de Build Up por pozo
52 Tabla 4.1.- Datos de prueba de Producción
60 Tabla 4.2.- Parámetros del reservorio
62 Tabla 4.3.- Propiedades de los fluidos
62 Tabla 4.4.- Datos Mecánicos
63 Tabla 4.5.- Resultados de análisis de Build Up de pozo Pichincha 05
64 Tabla 4.6.- Datos de IPR del pozo Pichincha 05
64 Tabla 4.7.- Resultados de IPR del pozo Pichincha 05
65 Tabla 4.8.- Resultados del análisis de Build Up del pozo Pichincha 12
69 Tabla 4.9.- Datos para calcular el IPR del pozo Pichincha 12
70 vi
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 1.1.- Cálculo del POES
5 Ecuación 1.2.- Ecuación de Arps
6
Ecuación 2.1.- Porosidad
13
Ecuación 2.2.- Saturación
16
Ecuación 2.3.- Compresibilidad
17
Ecuación 2.4.- Transmisibilidad
21
Ecuación 2.5.- Horner para cálculo de daño
40
Ecuación 2.6.- Índice de Productividad
41
vii
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO N°1.- Fotografías de los pozos pich-05 y pich-12
II ANEXO N°3.- Historial de producción y workover
V ANEXO 3.1.- Historial de producción del pozo pichincha 05
V ANEXO 3.2.- Historial de workover del pozo pichincha 05
XIII ANEXO 3.3.- Historial de producción del pozo Pichincha 12
XIV ANEXO 3.4.- Historial de workover del pozo Pichincha 12
XX ANEXO N° 4.- Well Test
XXI ANEXO 4.1.- Aplicaciones del software “Well test”
XXI ANEXO 4.2.- Análisis de Build Up aplicado con Well Test
XXII viii
RESUMEN
La caracterización de los yacimientos se realiza mediante diferentes
técnicas como interpretación de pruebas de presión, registros, análisis
de núcleos, sismicidad, interpretación de pruebas de pozo, entre otras.
Las pruebas de presión constituyen una herramienta clave para la
obtención de los parámetros característicos de los yacimientos de
hidrocarburos.
La prueba más comúnmente usada es la prueba de restauración de presión
o Buildup, que registra valores de presiones mientras el pozo se encuentra
sin flujo, habiendo sido cerrado luego de un periodo de tiempo de haber
producido mientras se realizaba una prueba de producción. Con los datos de
presión, tiempo y temperatura capturados por un sensor de fondo, se
realizan un sin número de procedimientos matemáticos que tendrán como
finalidad encontrar parámetros característicos del yacimiento productor que
alimenta al pozo, tales como permeabilidad, factor de daño, presión inicial o
estática del reservorio, área de drenaje, modelo de reservorio, tipo de flujo,
entre otros.
Este proyecto está basado en realizar un: “Análisis de las pruebas de
build up de pozos que están bajo el punto de burbuja en un campo
de EP. Petroecuador”
En este estudio se prestará atención a los pozos que producen de
yacimientos con gas
libre, los cuales necesitan de procedimientos
matemáticos distintos a los de yacimientos no saturados (sobre el punto de
burbuja), para encontrar las distintas características del yacimiento.
ix
En el capítulo I, se muestra las generalidades del Área Pichincha. Se
presenta la ubicación geográfica, POES, factor de recobro, reservas, estado
actual de los pozos, características de los fluidos y mecanismos de
producción con los que los pozos producen de manera natural sin tomar en
cuenta métodos de recuperación secundaria ó mejorada.
El capítulo II, corresponde a la parte teórica de esta tesis, se presentan las
principales propiedades de las rocas y de los fluidos, tales como son la
porosidad, la permeabilidad, saturación de la roca con los distintos fluidos, la
compresibilidad de la roca. Se explica el diagrama de fases del petróleo
indicando las características de un fluido ubicado en los distintos puntos
dentro y fuera de la envolvente. Se presenta un instructivo y procedimiento
de la prueba de Buildup y el método de Horner.
En el capítulo III, se hace referencia a los historiales de producción,
comportamiento de la presión, historial de las pruebas de presión (build up),
selección de pozos y a los historiales de producción de los pozos
seleccionados.
El capítulo IV, muestra un análisis de cada uno de los resultados generados
por el software computacional Well Test, para cada uno de los pozos que se
eligieron por encontrarse por debajo del punto de saturación (punto de
burbuja)
Por
último
en
el
capítulo
V,
se
recomendaciones.
x
presentan
las
conclusiones
y
SUMMARY
The reservoir characterization is performed using different techniques such
as interpretation of pressure tests, logs, core analysis, seismicity, well test
interpretation, among others.
Pressure tests are a key tool for obtaining the characteristic parameters of
reservoir hydrocarbon.
The most commonly test used is the test restoration pressure or Buildup,
which records values of pressure while the well is no flow, having been
closed after a period of time to have occurred while performing a production
test. With the pressure data, time and temperature captured by a sensor
fund, made a number of mathematical procedures that will to find
characteristic parameters of the producing reservoir that feeds the well, such
as permeability, skin factor, initial pressure or static reservoir, drainage area,
reservoir model, type of flow, among others.
This project is based on performing an "ANALYSIS OF BUILD UP TEST OF
WELLS THAT ARE UNDER THE BUBBLE POINT IN A FIELD OF EP.
PETROECUADOR"
In this study analyzed focus on producing wells with free gas deposits, which
require different mathematical procedures to those of unsaturated sites (on
the bubble point), to find the different features of the reservoir.
In Chapter I, shows the general area of Pichincha, indicated the geographic
location, POES, recovery factor, reserves, current status of the wells, fluid
characteristics and production mechanisms with which the wells produce
naturally without taking into account secondary recovery methods or
improved.
Chapter II, correspond to the theoretical part of this thesis, present the main
properties of rocks and fluids, such as are the porosity, permeability,
saturation of the rock with different fluids, the compressibility of the rock.
Explain the oil phase diagram indicating the characteristics of a fluid located
xi
in the various points within and outside the enclosure. Present an instructive
and test procedure Buildup and Horner method.
In Chapter III, refers to the production history, pressure behavior, a history of
pressure tests (build up), selection of wells and production history of the
selected wells.
Chapter IV presents an analysis of each of the results generated by
computer software Well Test, for each of the wells were chosen because
they were below the saturation point (bubble)
Finally in Chapter V, presents the conclusions and recommendations.
xii
CAPÍTULO I
CAPÍTULO I
1.- INTRODUCCIÓN
El objetivo principal de ésta tesis es, analizar las pruebas de Build Up de
pozos que están bajo el punto de burbuja, en pozos pertenecientes al campo
Libertador.
Este análisis permitirá determinar alternativas de producción para pozos con
la característica mencionada anteriormente, ya que los datos de presión y
temperatura obtenidos de las pruebas de Build Up, darán la idea de cómo se
encuentra el pozo en tiempo presente, por lo que se podrá definir mediante
el respectivo análisis cuál es la realidad de los yacimientos del campo
Libertador. Al contar con los resultados del análisis de las pruebas de Build
Up, de los pozos seleccionados, finalmente se considera generar
recomendaciones que permitan mejorar la recuperación de petróleo en
pozos que están bajo el punto de burbuja.
La gran necesidad de incrementar la producción en el Distrito Amazónico, ha
llevado a proponer éste análisis ya que el caudal que un pozo puede
producir depende de las condiciones en que se encuentre el yacimiento.
1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Inicialmente en el campo Libertador, la mayoría de pozos producían a flujo
natural, porque la presión del yacimiento era (3710psi, 3805 psi y 3910psi
para “U” sup., “U” inf. y “T” respectivamente), óptima para producir y
trasladar el fluído hacia la superficie.
Con el transcurso del tiempo la presión ha ido declinando, por lo cual ha sido
necesario implementar los sistemas de levantamiento artificial, ya que el
1
pozo no cuenta con la energía suficiente para levantar el fluido hacia la
superficie.
En este caso se tiene dos pozos donde
la presión del yacimiento se
encuentra bajo la presión de burbuja, por consiguiente esto implica que se
trabaje con nuevos sistemas de producción para manejar el gas libre y el
petróleo porque, mientras haya una caída de la presión del yacimiento, el
gas seguirá liberándose sin tener una apropiada recuperación del petróleo,
llegando al límite de cerrar el pozo, considerando que aún quedaría mucho
petróleo por recuperar.
1.2.- OBJETIVO GENERAL
Realizar el análisis de las pruebas de Build Up, de pozos que están bajo el
punto de burbuja en el campo Libertador.
1.3.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analizar el comportamiento de la presión de los pozos que están bajo
el punto de burbuja en el campo Libertador

Identificar los valores de la permeabilidad del yacimiento, factor de
daño, la presión a la que está fluyendo el pozo y la presión estática.

Considerar recomendaciones que aporten al desarrollo productivo de
los pozos en mención, y a mejorar su factor de recobro, en base a las
pruebas de presión.
1.4.- JUSTIFICACIÓN
El campo Libertador tiene 440.227,136 Bls como reservas originales del
campo, con una producción acumulada de 326.740,048 y 113.487,088 de
reservas remanentes; las mismas que están en proceso de declinación, ya
2
que hasta octubre del presente año continua produciendo 10754.73 bls/d
(Con el aporte del Área Pichincha de 3435.74 bls/d).
Este campo es uno de los más importantes del país, la presión del mismo ha
ido declinando con el transcurso del tiempo, hasta alcanzar la presión de
saturación o punto de burbuja (“Ui” 1240; “T” 900, según reportes de PVT
realizados por EP. PETROECUADOR) en casos como los pozos Pichincha
05 y Pichincha 12, por lo cual se considera imprescindible analizar los pozos
que se encuentran bajo el punto de burbuja, ya que el tener pozos que están
bajo el punto de burbuja significa que no se cuenta con una producción
apropiada de petróleo.
Para esto se realizará un análisis de build Up en el que se va a aplicar el
método Horner, el mismo que permitirá predeterminar los parámetros del
yacimiento y dependiendo de los datos obtenidos en las pruebas de
restauración de presión, se determinará las posibles soluciones y
recomendaciones para mejorar la recuperación de petróleo en pozos donde
la presión del yacimiento está bajo el punto de burbuja.
1.5.- UBICACIÓN DEL ÁREA PICHINCHA EN EL CAMPO
LIBERTADOR.
El área Pichincha, está localizada en la región amazónica del Ecuador, en la
provincia de Sucumbíos, sector Pacayacu, al sur del campo Libertador
(Figura 1.1), con las siguientes coordenadas geográficas:
Latitud: 00º 06‟ 00‟‟ Norte - 00º 04 “00” Sur
Longitud: 76° 33 “00” Este-76° 36 “30” Oeste
Limitando, Al Norte con el Campo Secoya; al Sur, Campo Carabobo y al
Este-Oeste con los campos Cuyabeno y Atacapi respectivamente.
El área Pichincha al igual que las áreas Secoya, Carabobo, Shuara y
Shushuqui conforman el campo Libertador.
3
Figura 1.1.- Ubicación del Campo Libertador en el Ecuador
Fuente: EP. PETROECUADOR,(2011). Informe general del Campo Libertador
Las principales arenas productoras de petróleo del área Pichincha,
pertenecen a la formación Napo (Usuperior, Uinferior y T).
1.6.- POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DEL ÁREA
PICHINCHA
En el campo Libertador se considera los parámetros del POES, del factor de
recobro y de las reservas del informe realizado por el departamento de
yacimientos de EP. PETROECUADOR,
denominado: “Actualización de
Mapas y cálculo de Petróleo in Situ" a Mayo 2009.
1.6.1.- POES:
El petróleo original in situ (POES) es el volumen total de petróleo estimado
es de 585.400.000 bls y 458.000.000 bls para los yacimientos “Ui” y “T”,
respectivamente, y se lo ha calculado con la siguiente ecuación:
4
POES  7758 * V r *  e * (1  Sw )
 1.1
Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009
Donde:

Vr: volumen de la roca (Acre-pie)

: Porosidad efectiva de la roca (%)

Sw: saturación de agua (%)

7758: factor de conversión (Bls/Acre-pie)
Los parámetros para los yacimientos “T” y “Ui” son los siguientes:

Reservorio T
El POES estimado para éste yacimiento es de 458.000.000 Bls y se lo ha
calculado con los datos descritos a continuación:
-
Área= 137.400 acres
-
Espesor = 23,61’
-
Porosidad = 15,03%
-
Saturación de agua= 25,13%.

Reservorio “U” inferior
Se estima que el POES para éste yacimiento es de 585.400.000 Bls, en
base a los siguientes datos:
-
Área= 177.799,38 acres.
-
Espesor = 29,64’.
-
Porosidad = 13,37%
-
Saturación de agua= 17,56%.
5
1.6.2.- FACTOR DE RECOBRO:
Es la relación expresada en porcentaje que existe, entre el hidrocarburo que
puede ser recuperado de un yacimiento y el hidrocarburo original insitu, que
en los yacimientos de “T” es 31% y “Ui” es 41% respectivamente, y fueron
calculados con la ecuación 1.2:
  (1  Sw ) 

% RE  41,815

o


0.1611
 
  

0.0979
 Sw
0.3722
 Pb 


 Pa 
0.1741
Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009
Donde:

%RE: Eficiencia de recuperación, porcentaje

: Porosidad, fracción

Sw: Saturación de agua connata, fracción

Βob: FVF al punto de burbuja, bl/STB

Κ: Permeabilidad promedio de la formación, Darcys

µ: Viscosidad del petróleo al punto de burbuja, cp

Pb: Presión al punto de burbuja, psi

Pa: Presión de abandono
Para cada reservorio se han realizado las siguientes consideraciones:

Reservorio T
Con los siguientes datos, el factor de recobro calculado es de 31%
-
=15,03%
-
Sw= 25,13%
-
Βob= 1,2307 bl/STB
-
K= 600 mD
-
µ= 4,49 cp; Pb= 900 psi
6
1.2 

Reservorio “U” inferior
Con los datos siguientes, el factor de recobro calculado es de 41%.
-
= 13,37%
-
Sw= 17,56%
-
Βob= 1,2362 bl/STB
-
K= 641 mD
-
µ= 4,98 cp; Pb= 1240 psi
1.6.3.- RESERVAS DEL ÁREA PICHINCHA
Las reservas son volúmenes de hidrocarburos existentes en el yacimiento y
factibles de recuperación. En base a la definición expuesta en el párrafo
anterior
y
a
los
datos
obtenidos
del
archivo
técnico
de
EP.
PETROECUADOR del Informe denominado: “Actualización de mapas y
cálculo de reservas” a Mayo 2009, se estima que las reservas Originales del
campo Libertador ascienden a 440.227,136 Bls, de las cuales para este
proyecto se tomará en cuenta las reservas de los yacimientos “Ui” y “T”.
Como se indicará en la tabla 1.1.
Tabla 1.1.- Reservas y factor de recobro del campo Libertador
RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR
RESERVAS ORIGINALES
YACIMIENTO
POES
FR
(INICIAL)
API
T
458.000.000
31,00%
U INF
585.400.000
41,00%
TOTAL
1043.400.000
PRODUCCIÓN
ACUMULADA
BLS
RESERVAS
REMANENTES
BLS
PROBADAS
BLS
TOTALES
BLS
31,80
141.980.000
141.980.000
93.944.389
48.035.611
27,90
263.430.000
263.430.000
199.096.743
64.333.257
405.410.000
405.410.000
293.041.132
112.368.868
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
7
1.7.- ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS
En base a las reservas originales expuestas en la tabla 1.1, en el área
Pichincha se han perforado 14 pozos (12 verticales y 2 direccionales),
iniciando su vida productiva con el pozo PICH 01, el 6 de enero de 1985,
cabe indicar que, la completación inicial para cada pozo fue la siguiente:
En el reservorio “T”, inicialmente se completaron para producir los pozos:
Pich-03, Pich-06, Pich-10, Pich-11, Pich-12.
En el reservorio “Ui”, fueron completados inicialmente los pozos Pich-01,
Pich-02, Pich-04, Pich-05, Pich-07, Pich-08, Pich-09, Pich-13D, Pich-14D.
Los pozos Pich-01 y Pich-11 correspondientes a los reservorios “Ui” y “T”
respectivamente, han sido rediseñados su completación para convertirlos
en reinyectores de la arena Tiyuyacu, por su alto corte de agua.
En el cuadro adjunto se detallan los 7 pozos que están cerrados por
motivos diferentes:
Tabla 1.2.- Pozos cerrados del área Pichincha
POZO CERRADO
CAUSA
Pich-03
Cerrado por problemas mecánicos- E. W.O
Pich-04
Cierre de pozo por alto BSW
Pich-05
(Presión bajo el punto de burbuja), E. W.O por bajo aislamiento.
Pich-06
Cierre de pozo por alto BSW (queda sin completación).
Pich-10
Cierran pozo por alto corte de agua
(Presión bajo el punto de burbuja); No hay aporte, suspenden
Pich-12
operaciones después de estimulación sin éxito.
Pich-14
BESS OFF, por fases desbalanceadas
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
8
Por lo tanto se deduce que actualmente (noviembre 2011) se cuenta con la
producción de 5 pozos como se indica a continuación:
Tabla 1.3.- Pozos productores del área Pichincha
POZO
SISTEMA DE
RESERVORIO
PRODUCTOR
TIPO DE BOMBA
LEVANTAMIENTO
Pich-02
“Ui”
Electrosumergible (BES)
DN-725
Pich-07
“T”
Electrosumergible (BES)
P47X
Pich-08
“Ui”
Electrosumergible (BES)
P62X
Pich-09
“Ui”
Electrosumergible (BES)
P12XH6
Pich-13
“Us”
Electrosumergible (BES)
TD-300
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
1.8. – CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS
Las características de los fluidos del Área se presentan en la tabla 3.1, en la
que se puede apreciar los parámetros PVT de los fluidos, bajo los siguientes
rangos:
Tabla 1.4.- Características de los fluidos
ÁREA
ZONA
Pb (Psi)
Tf (°F)
GOR
Boi
GG(aire
( PCS/BF)
(BL/BF)
=1)
°API
U inf
1243
227
28
281
1,22
1,25
T
773
208
31,4
214
1,247
1,045
PICHINCHA
Fuente: EP. PETROECUADOR,(2011). Informe general del Campo Libertador
1.9.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
Los mecanismos de producción del Área Pichincha correspondientes a los
yacimientos “T” y “Ui” se detalla a continuación:
9

Reservorio T
La Figura 1.2 corresponde al proceso de graficar la relación, presión
promedio actual a presión inicial del yacimiento, contra el factor de recobro
donde se aprecia el comportamiento del pozo Pich-12 que indica estar
dentro de la aglomeración cercana a la curva correspondiente al mecanismo
de empuje de gas en solución (curva de color rojo). Dentro de los estudios y
análisis PVT realizados en el Área Pichincha, se ha determinado que la
presión inicial era mayor que la del punto de burbuja (Pi= 3899; Pb= 900)
como se señala en los informes presentados por EP. Petroecuador,
recalcando que el pozo Pich-12, pertenece a éste yacimiento y está bajo el
punto de burbuja (Pr=1100 Pb=1173).
Figura 1.2.- Mecanismo de Producción - Reservorio T
Campo Libertador, Reservorio T
Relación Py/Pi (%)
Mecanismo de Empuje
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Expansión Roca Fluido Drenaje por Gravedad
Influjo de Agua
Expansión Capa de Gas
Gas en Solución
Rersrvorio T
Proy. Tendencia de Comportamiento
Pichincha-12
0
0
10
20
30
40
50 FR (%) 60
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador

Reservorio U inferior
La Figura 1.3 corresponde al proceso de graficar la relación, presión
10
promedio actual a presión inicial del yacimiento (Pi= 3320; Pb= 1243), contra
el factor de recobro. En donde el reservorio exhibe la presencia del
mecanismo de producción de expansión de roca-fluido, sin descartar alguna
contribución de gas en solución.
Además la figura indica que el pozo Pichincha-05 está cercano a la curva
correspondiente al mecanismo de empuje de gas en solución (curva de color
rojo), generando datos indicativos de que el pozo está bajo el punto de
burbuja (Pr=906 Pb=1110).
Figura 1.3.- Mecanismo de Producción - Reservorio Ui
Campo Libertador, Reservorio U
Mecanismo de Empuje
100
Expansión Roca Fluido
Drenaje por Gravedad
Influjo de Agua
Expansión Capa de Gas
Gas en Solución
Rersrvorio U
Relación Py/Pi (%)
90
80
70
60
50
40
Pichincha-05
30
20
10
0
0
10
20
30
40
50
60
FR (%)
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
Los reservorios del área Pichincha se encuentran en proceso de saturación,
sometidos a mecanismos de producción tales como: expansión roca-fluido,
gas en solución y, en algún caso en particular, presencia de influjo de agua,
característico de los campos pertenecientes a la Cuenca de Oriente.
11
CAPÍTULO II
CAPÍTU
ULO II
2. MAR
RCO TE
EÓRICO
A continu
uación se describe
d
to
odo lo refe
erido a un yacimiento
o que está bajo el
punto de burbuja.
2.1.- PR
ROPIEDA
ADES DE
E LA ROC
CA
Están deffinidas a continuació
ón:
2.1.1.- POR
ROSIDAD
La porossidad es la fracció
ón del vo
olumen bruto total de la roc
ca que
constituye
en los esp
pacios no sólidos,
s
y está
e
definid
do por:
 2.1
Fuente:: Escobar, F.., Análisis mo
oderno de prruebas de prresiones, 200
09
Donde:

φ=Porosidad Absoluta
A
(%)

Vb = Volumen Bruto (pies3)

m =Volumen Matriz (pies3)
Vm
Siendo el volumen poroso (Vp
p), la difere
encia entre
e el volume
en bruto y el de la
matriz (V
Vb-Vm). La porosidad
d generalm
mente se exxpresa en p
porcentaje
e.
La porosiidad se puede clasificar de dos
s maneras::
a.- En
n base a su origen:

ella que se
e origina durante el proceso
p
Original o Primario: Es aque
de depossición de material
m
que
e da origen
n a la roca.
13
3

Inducida o Secundaria: Es aquella que se origina por algunos
procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual
los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados.
b.- En base al volumen poroso considerado:

Absoluta o Total: Fracción del volumen total de la roca que no
está ocupado por material denso o matriz.

Efectiva: Fracción del volumen total de la roca que está
compuesto por espacios porosos que se hallan comunicados entre
sí.
La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para éste
proyecto la porosidad más importante es la efectiva, pues constituye los
canales porosos interconectados, lo que supone que puede haber
importantes saturaciones de hidrocarburos en dichos espacios.
2.1.2.- PERMEABILIDAD
La permeabilidad es la propiedad que tiene la roca para permitir que los
fluidos se muevan a través de los espacios porosos interconectados.

Ley de Darcy
Enuncia una relación lineal que es válida en flujo laminar y no turbulento, es
decir, a bajas velocidades del fluido involucrado, en donde el movimiento de
un fluido monofásico en un medio poroso depende de una propiedad del
medio, llamada permeabilidad.
La unidad de la permeabilidad es el Darcy. Se dice que una roca tiene una
permeabilidad de un darcy cuando un fluido monofásico con una viscosidad
de un centiPoise (cP) y una densidad de 1 gr/cm3 que llena completamente
(100% de saturación) el medio poroso avanza a una velocidad de 1 (cm/seg)
bajo un gradiente de presión de 1 atm.
14
Como es una unidad bastante alta para la mayoría de las rocas productoras,
la permeabilidad generalmente se expresa en milésimas (milidarcys).
La permeabilidad se puede clasificar de la siguiente manera:
a.- Permeabilidad Absoluta.- Es la propiedad que indica la facilidad que
tiene la roca para permitir el flujo de un flujo ideal, por lo tanto ésta
permeabilidad sólo depende de la roca y no depende del fluido que
está en movimiento a través del medio poroso.
b.- Permeabilidad Efectiva.- Es la permeabilidad de una roca a un fluido
en particular cuando la saturación de este es menor al 100%.
c.- Permeabilidad Relativa.- Es la relación entre la permeabilidad
efectiva a la permeabilidad absoluta.
Figura 2.1.- Permeabilidad
Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010
Para desarrollar la sección numérica es conveniente recordar que, las
curvas de permeabilidad relativa son una medida de la capacidad de
flujo del sistema roca-fluidos, en función de la saturación de fluidos (gas,
petróleo y agua).
15
2.1.3.- SATURACIÓN
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la
fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido y
es expresada en porcentaje (adimensional).
2.2
Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010
Donde:

Sx = Saturación de la fase X.

Vx = Volumen que ocupa la fase X.(pies3)

Vt = Volumen poroso total de la roca. (pies3)
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran
presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1.
Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas,
tenemos:
2.2
Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010
Donde:

So = Saturación de petróleo.

Sw = Saturación de agua.

Sg = Saturación de gas.
16
2.1.4.- EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE LA ROCA
La roca es afectada por la presión y temperatura soportando variaciones en
las propiedades físicas, a este efecto se lo conoce como compresibilidad de
la roca y es definido como el cambio de volumen causado por una variación
de presión, la misma que no es constante y depende de factores como la
profundidad, naturaleza de la estructura, consolidación de la formación,
tiempo geológico, entre otros.
Figura 2.2.- Compresibilidad de la roca
Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010
Debe señalarse que la compresibilidad total de un yacimiento Ct, se define
como:
Ct=So Co +Sw Cw+Sg Cg+Cf
2.3
Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010
Donde:

So, Sw, Sg = Saturación de petróleo, agua y gas respectivamente.

Co, Cw0, Cg = Compresibilidad del petróleo, agua y gas respectivamente.
17

Cf= Compresibilidad de la formación

Ct= Compresibilidad total del yacimiento
2.2.- PROPIEDADES DEL FLUIDO
Para éste proyecto es preciso describir las propiedades del petróleo y gas.
2.2.1.-PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO
Se hará referencia a las siguientes:
2.2.1.1.- Gravedad API
Es la relación de la gravedad específica del petróleo a 60°F, para la
densidad del agua (GE= 1 y en °API es10).
La fórmula usada para obtener la gravedad API es la siguiente:
Gravedad API = (141,5/. a 60 °F) - 131,5
Donde:

: Gravedad específica

60 F: Valor estándar para la medición y reportes de mediciones.
Los crudos se clasifican, según la gravedad API, por la siguiente escala:
Clasificación
API
Extrapesados
< 9.9
Pesados
10-21.9
Medianos
22,0-29,9
Livianos
30-39,9
Condensados
>40
18
2.2.1.2.- Peso específico
Se define como la relación de la densidad del petróleo y el agua en
condiciones normales de presión y temperatura, en el cual el petróleo es más
liviano que el agua y su peso específico es influenciado por factores físicos y
por la composición química del crudo, pudiendo oscilar, entre 0,734 y 0,998
g/cm3 .
2.2.1.3.- Viscosidad del petróleo
Es la resistencia al movimiento que un líquido opone al flujo, producto del
efecto combinado de la cohesión y la adhesión. Se clasifica de la siguiente
manera:
a.- Viscosidad absoluta (μ): Representa la viscosidad dinámica del
líquido y es medida por el tiempo en que tarda en fluir a través de un
tubo capilar a una determinada temperatura. Sus unidades son el
Poise pero en fines prácticos es utilizado el centiPoise (gr/Seg Cm).
b.- Viscosidad Cinemática: Es la relación entre el cociente de
viscosidad dinámica por la densidad del fluido. Se expresa en stokes
(St), pero en la práctica generalmente se utiliza el centistoke (cSt)
La unidad de viscosidad generalmente utilizada en el área petrolera es el
poise, en la práctica es usado el centiPoise (cP) el cual es definido como la
fuerza requerida en dinas para mover un plano de un centímetro cuadrado
de área, sobre otro de igual área y separado un centímetro de distancia
entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para obtener un
desplazamiento a una velocidad de un centímetro por segundo.

Efecto de la temperatura sobre la viscosidad del petróleo: En
el caso de los líquidos, esta disminuye al elevarse la temperatura.
Al aumentar la temperatura del crudo se disminuye su viscosidad
debido al incremento de la velocidad de las moléculas y, por ende,
se manifiesta la disminución de la fuerza de cohesión como
19
también
la
disminución
de
la
resistencia
molecular
al
desplazamiento.

Efecto de la presión sobre la viscosidad del petróleo: el efecto
de la presión aumenta la viscosidad. Por ésta razón, las viscosidad
de los líquidos se incrementan en el yacimiento según la presión
disminuya debajo de la presión del punto de burbuja.
2.2.2.- PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS
Se detallará a continuación:
2.2.2.1.- Viscosidad
Es una propiedad que permite determinar la resistencia al flujo que presenta
el gas durante su producción y transporte.

Efecto de la temperatura sobre la viscosidad de un gas: Es
notablemente diferente del efecto sobre un líquido ya que en el caso
de los gases la viscosidad aumenta con la temperatura.

Efecto de la presión en la viscosidad del gas: Implica que al
incrementar la presión la viscosidad aumente. Este comportamiento
obedece a que está disminuyendo la distancia entre moléculas y, en
consecuencia, se está aumentando la resistencia de las moléculas a
desplazarse.
2.2.2.2.- Gravedad Específica
Es la relación de la densidad de una sustancia de referencia (gas seco) con
respecto a la densidad del gas en estudio tomadas a la misma temperatura y
presión del gas. Se denota como g.
20
2.2.2.3.-Transmisibilidad
Es considerada como la facilidad con que fluye el fluido en el medio poroso y
es proporcional a la permeabilidad y al espesor del yacimiento e
inversamente proporcional a la viscosidad.
La transmisibilidad nos indica la facilidad que tiene el medio poroso para
transmitir fluidos, por lo tanto también nos indicará la capacidad de
flujo y la caída de presión entre dos bloques aplicando fundamentalmente la
Ley de Darcy.
La ecuación que rige la transmisibilidad es:
Kh


162 . 6 Q 
m
2.4
Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009
Donde:

Caudal (Q), Barriles/Día

Viscosidad (u), cPoise

Permeabilidad (k), mDarcy

Pendiente (m), Psi/t

Espesor (h), ft
2.3.- TIPOS DE FLUJO
El flujo está definido como el movimiento de los fluidos (gases y líquidos)
ante la presencia de presión ya que si no hay presión no hay flujo.
2.3.1.- FLUJO ESTABLE
En este estado se presenta que la presión del yacimiento no varía con el
tiempo en un punto dado indicando que cada unidad de masa retirada está
siendo reemplazada por la misma cantidad que se adiciona al sistema.
21
a lugar en yacimiento
os infinitos
s con empu
uje de agua
a o capa de gas.
Este toma
2.3.2.- FLU
UJO INESTA
ABLE
En este estado se
e presenta
a que la presión de
el yacimie
ento varía con el
e donde inicialmentte la pre
esión avan
nza dentrro del yac
cimiento
tiempo, en
drenando
o una can
ntidad de fluidos, a medida que la p
presión ava
anza el
movimien
nto de flu
ujo es me
enor dentrro del yaccimiento. Una vez que la
presión llega
l
al límite, no existe
e
un soporte para
p
soste
ener la pre
esión y
esta cae
e a otro punto
p
de modo que
e se mantenga la presión de
el pozo
constante
e.
Dicha ca
aída de pre
esión en la
l frontera
a hace que
e cada ve
ez el cauda
al en el
pozo se haga
h
meno
or (ver figura 2.3).
Fig
gura 2.3.- Flu
ujo Inestable
Fuente: EP. PET
TROECUAD
DOR, (2011). Informe gen
neral del Cam
mpo Libertad
dor
2.3.3.- FLU
UJO PSEUD
DOESTABLE
E
El flujo en
e estado pseudoesttable es ca
ausado po
or expansió
ón del fluid
do, si la
presión de
d fondo flu
uyente (Pw
wf) es cons
stante. Parra que haya expansió
ón tiene
22
2
que haber una caída de presión, todos los yacimientos
tienen
ese
comportamiento. En el estado pseudoestable el caudal en el fondo del pozo
se mantiene constante.
El principio es similar al estado inestable con la diferencia que cuando la
presión afecta las fronteras en todo punto del yacimiento el diferencial de
la presión con respecto al diferencial del tiempo (dP/dt) es el mismo. El
dP/dt es constante y entonces la rata será constante hasta que la presión de
fondo fluyente no se pueda mantener.
El estado estable se da cuando se toca la frontera y un barril de petróleo se
reemplaza por uno de agua, si los factores volumétricos son iguales a 1.
2.4.- DIAGRAMA DE FASES DE FLUJO
Un diagrama de fases de flujo representa el estado de los fluidos de un
yacimiento y su comportamiento en el tiempo, conforme va decayendo su
presión a medida que el yacimiento está produciendo. Esto se representa
mediante una gráfica de presión versus temperatura del yacimiento, en el
cual se considera lo siguiente:

Punto de burbujeo: Punto donde se encuentra una fase líquida con
una cantidad infinitesimal de gas (Burbuja).

Punto de rocío: Punto donde se encuentra una fase gaseosa con una
cantidad infinitesimal de líquido (Gota).

Temperatura cricondentérmica: Máxima temperatura a la cual
coexisten en equilibrio vapor y líquido.

Presión cricondenbárica: Máxima presión a la cual coexisten en
equilibrio vapor y líquido.

Razón gas en solución-petróleo (Rs):
Se define como el volumen de petróleo a condiciones del yacimiento
equivalente a un barril a condiciones de tanque. Rs es una función de la
presión a la temperatura del yacimiento.
23
Rs es una constante sobre la presión del punto de burbuja y disminuye
debajo del punto de burbuja.
Se toman muestras de petróleo del fondo del pozo por varios métodos y
se determina la cantidad de gas en solución por barril en el laboratorio en
pies cúbicos de gas, a varias presiones. Ésta es la razón gas en solución.

Factor volumétrico del petróleo (βO)
El gas en solución del petróleo causará que ocupe un mayor volumen
que el petróleo solo, sin gas.
Así, un barril de petróleo en el yacimiento reduce su volumen cuando se
ha extraído a la superficie, porque el gas ha dejado la solución.
El factor volumétrico del petróleo se determina en el laboratorio y se usa
en la ingeniería de yacimientos para determinar la reducción en volumen
del petróleo que sale del yacimiento para almacenarse en los tanques.
El petróleo se expande según declina la presión del yacimiento sobre el
punto de burbuja, así como también cuando la presión declina debajo del
punto de burbuja; el petróleo continúa expandiéndose pero así mismo se
contrae debido a la evolución del gas.

Factor volumétrico total (Bt)
El volumen de gas asociado con un volumen dado de petróleo en el
yacimiento continuamente se expande a través de cada paso de la
producción y procesamiento, debido a la disminución en presión e
incremento de los volúmenes de gas que salen del petróleo.
Bt se hace necesario introducir para tomar en cuenta los cambios de
volumen de las 2 fases.
Según la presión del yacimiento debajo del punto de burbuja Bo
gradualmente
disminuye
hacia
1.0,
mientras
Bt se
rápidamente debido a la evolución y expansión del gas.
24
incrementa
Figura 2.4.- Diagrama de fases
Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009
Se observa en la Fig.- 2.4, que los yacimientos pueden clasificarse de
acuerdo con la temperatura y presión del yacimiento con respecto a la región
de dos fases (gas y petróleo).
El área encerrada por las curvas del punto de burbujeo y del punto del rocío
hacia el lado izquierdo inferior, es la región de combinaciones de presión y
temperatura en donde existen dos fases: líquida y gaseosa. Las curvas
dentro de la región de dos fases muestran el porcentaje de líquido en el
volumen total de hidrocarburo, para cualquier presión y temperatura.
Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de
fases que depende sólo de la composición de la acumulación.

El punto A se encuentra fuera de la región de 2 fases, siendo su fase
inicial gaseosa. Mientras se abate la presión (trayectoria A-A1) estará
en la región de una fase, el fluido producido en superficie entra en la
25
región de dos fases trayectoria A-A2 y los fluidos remanentes en el
yacimiento permanecen en una sola fase.

El punto B encontramos un fluido en una sola fase siendo la
temperatura del yacimiento mayor a la temperatura crítica. Durante el
proceso de producción su composición permanecerá constante hasta
el punto de roció (trayectoria B-B1) a presiones menores de esta se
tiene una producción de condensados que deja a la composición
original
sin
componentes
licuables
y
él
liquido
condensado
permanecerá en el yacimiento produciendo en superficie en superficie
una relación gas-petróleo incrementada.
El desplazamiento de las fases hacia la derecha de la figura implica un
aumento del líquido condensado que se queda en el yacimiento como fluido
perdido por el cambio de composición en el fluido, este fenómeno recibe el
nombre de “condensación retrograda”.
Supóngase idealmente que el desplazamiento no ocurre lo que implica que
se producirá una liberación (trayectoria B2-B3), la cual resultara en un
aumento del líquido condensado recuperable, una disminución de la relación
gas-petróleo. Él líquido condensado remanente en el yacimiento será mayor
a menor temperatura crítica.
Durante el proceso de producción su composición permanecerá constante
hasta el punto de burbujeo trayectoria C-C1. En el punto D encontramos un
fluido en dos fases: una fase en estado líquido y otra fase en estado
gaseoso. Cada fase tendrá una envolvente debido a la diferencia de
composición, la fase liquida estará saturada y la fase gaseosa estará en el
punto de roció pudiendo ser retrogrado.
En resumen, los yacimientos de una sola fase con agotamiento volumétrico
se
comportan
únicamente
como:
yacimientos
de
gas
(punto
A),
condensación retrograda (punto B), bajo saturado (punto C) y localizados en
el punto D (región de dos fases).
26
Los yacimientos según el diagrama de fases (figura 2.4) se clasifican de
acuerdo a la variación de la presión y temperatura en:
a.- Subsaturados. Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la
presión en el punto de burbuja.
Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de
burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se
aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades
cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo decrementa
gradualmente y en la etapa de depleción permanece mucho crudo en
el yacimiento.
b.- Saturados.- Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la
presión en el punto de burbuja. Este yacimiento bifásico consiste de
una zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida.
Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente
diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases
individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición.
La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un
yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de
gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada
o no retrógrada (yacimiento de gas).
2.5.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS
Los mecanismos de producción son los responsables de aportar la energía
necesaria para que los fluidos puedan desplazarse dentro del yacimiento, es
decir, para que los fluidos puedan ser explotados.
El empuje del petróleo hacia los pozos se efectúa inicialmente por la presión
natural que tiene el yacimiento. Para lo cual se describirá los siguientes, pero
cabe recalcar que el mecanismo por gas en solución también llamado
27
empuje por expansión de fluidos es el único que será tomado en cuenta en
este proyecto:
2.5.1.- EMPUJE DE AGUA
Es considerado cuando el acuífero tiene un volumen mayor que el
yacimiento. Este mecanismo requiere que se mantenga una relación muy
ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para
el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento.
El contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que
va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado por el agua.
Un empuje de agua fuerte proporciona un excelente aporte de presión al
acuífero con caída de presión mínima en el hoyo. El agua del acuífero se
expande y desplaza al petróleo o gas desde el yacimiento hacia el hoyo
mientras la presión cae. Por otro lado se debe mantener la presión en el
yacimiento por encima del punto de burbuja para evitar el desprendimiento
de gas y que se forme una capa de gas. El empuje por agua es considerado
el mecanismo de producción más eficiente para la extracción de petróleo.
Figura 2.5- Empuje de agua
Fuente: Álvarez, J., Análisis de presiones para optimizar la producción por pozo del
campo Parahuacu en base al IP, 2011
28
2.5.2.- POR GAS EN SOLUCIÓN
La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto
de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del
punto de burbuja entonces la presión como consecuencia de la producción
declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo,
todo el gas en el yacimiento permanece en solución.
Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos.
Una vez que la presión de yacimiento ha declinado hasta la presión del
punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo
del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el
yacimiento. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica,
este se hace móvil.
El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del
petróleo, el efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se
compara con la energía de un gas libre altamente expansible.
La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta normalmente en
el rango de 3% o menos, la recuperación de petróleo para este mecanismo
usualmente está en el rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los
factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta
gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR (Relación GasPetróleo) y homogeneidad de la formación.
Este es el principal mecanismo de producción para aproximadamente un
tercio de todos los yacimientos de petróleo del mundo y se caracteriza por
una pronta depleción de la producción
La saturación de agua promedio dentro del volumen poroso esta cerca al
valor irreducible.
29
Figura 2.6- Empuje por expansión de fluidos
Fuente: Álvarez, J., Análisis de presiones para optimizar la producción por pozo del
campo Parahuacu en base al IP, 2011
Tabla 2.1.- Reservorios de gas disuelto
RESERVORIO DE GAS DISUELTO
CARACTERÍSTICAS
DEPENDENCIA
Presión del reservorio
Declina rápida y continuamente
Primero es bajo y luego se eleva hasta un
GOR de superficie
máximo y después cae.
Producción de agua
Ninguna
Comportamiento del pozo
Requiere bombeo desde etapa inicial
Recuperación
5 al 30% del OIP
Fuente: Álvarez, J., Análisis de presiones para optimizar la producción por pozo del
campo Parahuacu en base al IP, 2011
2.5.3.- POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL
En un yacimiento de empuje por segregación, el gas libre a medida que
sale del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento mientras que el
petróleo hacia abajo, debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra
debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas
gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del
30
e algunos de estos yacimienttos no tien
nen una capa
c
de
yacimientto. Aunque
gas inicia
al, la recup
peración se
erá mayor si esta exxiste. Un m
mecanismo
o similar
denomina
ado drena
aje gravita
acional ocu
urre si es que el yaccimiento tiiene un
gran buza
amiento.
En este caso
c
el pettróleo se mueve
m
hac
cia abajo y el gas hacia arriba, pero el
flujo es paralelo
p
al ángulo de buzamie
ento, en ve
ez de serr perpendicular a
este. En la mayorría de los casos el drenaje gravitacion
g
nal y emp
puje por
segregacción se con
nsideran como
c
el miismo meca
anismo, se
e debe con
nsiderar
el aspectto económ
mico, siend
do este me
ecanismo de
d empuje
e primario el más
eficiente.
Figu
ura 2.7.- Em
mpuje por Se
egregación Gravitacion
nal
Fuente: EP. PET
TROECUAD
DOR, (2011). Informe gen
neral del Cam
mpo Libertad
dor
Las eficiencias de
e recupera
ación están
n en el rango de 40% a 80
0%, las
caracteríssticas de producció
ón que in
ndican la ocurrencia
a de un drenaje
gravitacio
onal o segrregación so
on las sigu
uientes:
a.- Variacciones del GOR con la estructu
ura.
b.- Aparrente mejo
ora del comportam
c
miento de la perme
eabilidad relativa
gas/petró
óleo.
c.- Apare
ente tenden
ncia al man
ntenimiento
o de presió
ón.
31
1
2.5.4.- EMPUJE POR EXPANSIÓN LÍQUIDA
Ocurre en yacimientos subsaturados en los cuales el gas en solución no
sale hasta que la presión del yacimiento decline por debajo de la presión
de saturación. Mientras ocurre esta reducción de presión y si no existe en el
yacimiento otro mecanismo de expulsión la producción será debida a la
expansión del petróleo líquido.
2.6.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
Las pruebas de producción incluyen la medición y control de los fluidos
producidos durante un período determinado. En este tipo de pruebas, el
volumen producido se convierte a caudal por la simple división de los
volúmenes producidos entre el lapso de tiempo al cual corresponde la
medición. En este caso, la única presión que generalmente se registra en el
pozo es la presión de flujo en el cabezal. No se obtiene información de otro
tipo de presiones, ya que generalmente no se han tomado previsiones para
hacerlo.
2.7.- PRUEBAS DE PRESIÓN
Se realizan en pozos productores y consisten en hacer producir el pozo a
una tasa estabilizada para luego cerrarlo. El incremento de la presión de
fondo es medida como función del tiempo, a partir de estos datos es posible
obtener la siguiente información, dependiendo del diseño de la misma:
1.- Permeabilidad del yacimiento
2.- Presión promedio o inicial del yacimiento
3.- Condición del pozo (estimulado, daño)
4.- Comunicación entre pozos
32
La caída de presión total en cualquier punto de un yacimiento es la suma de
las caídas de presión causadas por efectos del flujo en cada uno de los
pozos del yacimiento.
Consisten en caracterizar al yacimiento, ya que los cambios presentes en la
producción generan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje
y esta respuesta de presión depende de las características del yacimiento.
Las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de
pozos, utilizando mediciones de dos variables tasa de producción y presión.
Para ello se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento,
cambiando una de las dos variables en la mayoría de los casos la tasa de
flujo y se registran sus consecuencias sobre la otra variable que es la
presión. La característica del comportamiento de la presión en función del
tiempo obtenida como resultado, muestra las propiedades del yacimiento.
Las pruebas de presión, se pueden realizar en distintos momentos de la vida
de un pozo. Estas pruebas al igual que otras pruebas de pozos, son
utilizadas
para
proveer
la
información
que
nos
proporcionen
las
características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y
diagnosticando el daño de formación.
Durante la planificación
de las pruebas de presión se deben definir los
parámetros y procedimientos para obtener los datos ya que estos garantizan
un resultado satisfactorio al analizarlos.
Para ello es importante tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

Estimar el tiempo de duración de la prueba.

Estimar la respuesta de presión al realizar el análisis de las pruebas
de presión.
2.7.1.- ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN
El análisis de la prueba de presión implica obtener un registro de la presión
de fondo como función del tiempo debido a cambios en la tasa de flujo.
33
Esta respuesta es función de las características del yacimiento de la historia
de producción. En esencia, un análisis de pruebas de presión es un
experimento de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas
características del yacimiento de manera indirecta. Así mismo, las pruebas
constituyen la única manera de obtener información sobre el comportamiento
del yacimiento La caracterización del yacimiento es indispensable para la
predicción de su comportamiento de producción. En la producción del
yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de
las condiciones de los pozos productores. Las pruebas hechas en pozos
deben ser diseñadas, realizadas y evaluadas de acuerdo con la información
que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones
existentes. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son
usados para tomar decisiones de inversiones. Las pruebas de pozo proveen
información para establecer las características del reservorio, prediciendo el
desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de
presión de pozos es uno de los métodos más importantes disponibles para
los ingenieros de yacimientos para establecer características de reservorio,
tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y fallas.
Existen varias compañías que posee un amplio rango de experiencia en
análisis de pruebas de pozo, relacionada con el desenvolvimiento de los
servicios de desarrollo de software, experiencia práctica en el análisis e
interpretación de pruebas de pozo.
2.7.2.- ANÁLISIS DE LA CURVA DE PRESIÓN BUILD UP
Para el análisis de de build up se divide la curva en tres etapas:
a.- Etapa de respuesta inicial (ETR):
En esta etapa la transición de presión se mueve a través de la formación
cercana al pozo. La mayoría de los pozos presenta una zona de
permeabilidad alterada alrededor del pozo, debido a los fluidos de
perforación y/o completación usados durante esas operaciones. Durante la
primera etapa de la prueba se observa la presión transiente, causada por el
34
cierre del pozo, la prueba de restauración se mueve a través de esta zona
permeabilidad alterada, no existe razón para esperar un comportamiento
lineal de la presión durante ese periodo. A esto se le puede adicionar la
complicación ocasionada por el movimiento de los fluidos dentro del pozo,
después del cierre en superficie.
Figura 2.8.- Etapas de la prueba de restauración
Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test
Este fenómeno es conocido como Efecto Post Flujo y se puede entender
como un proceso de almacenamiento durante el cual los fluidos se
comprimen dentro del pozo.
El tiempo que tardan los fluidos en comprimirse es conocido como Tiempo
de Llenado.
La razón por la cual este efecto perturba la prueba de restauración tiene su
explicación, en que para las condiciones ideales después del cierre la tasa
de producción q se hace igual a cero abruptamente.
Pero en las condiciones reales después del cierre en superficie q disminuye
paulatinamente, y para un tiempo igual a cero en el fondo del pozo la tasa q
se mantiene igual que antes del cierre. ver figura 2.9.
35
Figura 2.9.- Comportamiento de tasas de producción en una prueba de restauración.
Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test
b.- Etapa de respuesta intermedia(MTR):
Para este momento, el radio de investigación ya se ha movido más allá de la
zona de permeabilidad alterada, es entonces cuando el efecto de post flujo
ha cesado de distorsionar los datos de presión de restauración.
El comportamiento rectilíneo observado al graficar según método de Horner,
los datos de presión de restauración, que se ubican dentro de esta sección
del grafico se altera en el momento que la presión de transición alcanza:

Uno o más de los límites del yacimiento

Cambios fuertes en características del medio poroso (heterogeneidad)

Contacto de los fluidos.
Es muy importante identificar correctamente esta respuesta intermedia,
cuando se aplicar el método de Horner, para así obtener resultados
correctos de permeabilidad de formación (k), daño o estimulación (S), y
presión promedio del área drenada por el pozo (Pi o P ).
36
Figura: 2.10.- Región de tiempos Intermedios. Gráfica de Horner
Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test
Esta región no puede ser iniciada hasta que no finalice el efecto post flujo;
no obstante aunque usualmente la finalización del efecto post flujo determina
el comienzo del MTR, si la zona alterada es inusualmente profunda (caso de
una fractura hidráulica), el reflejo de la presión transiente a través de la
región en la cual el área de drenaje está influenciada por la fractura, será lo
que determine el comienzo real de la zona MTR.
Predecir el tiempo en el cual el MTR termina es más difícil, aunque se sepa
cuando comienza.
Básicamente la línea descrita por los tiempos medios termina cuando el
radio de investigación comienza a detectar los límites de drenaje en el pozo
probado; a tiempo la curva de restauración de presión comienza a variar su
comportamiento.
El punto donde termina el MTR depende de:

La distancia entre el pozo probado y los limite del yacimiento.

La geometría de la zona drenada por el pozo.

La duración del periodo de flujo.
37
Una generalización muy utilizada para el cálculo de Δt al cual el LTR
comienza es la siguiente:
ΔtLt = (38φμgCtA)/. Para un pozo centrado en un área cuadrada o circular.
Esto es aplicable siempre y cuando el pozo se encuentre en un estado
pseudo estático, lo contrario significa que ΔtLt debe ser más largo que el
calculado anteriormente.
c.- Etapa de respuesta tardía (LTR):
En esta etapa la transición de presión ha alcanzado los límites del
yacimiento, y nuevamente ocurren desviaciones del comportamiento ideal. Si
se le da suficiente tiempo a la prueba, el radio de investigación
eventualmente alcanzara las fronteras de drenaje del pozo.
En este periodo la presión está influenciada por la configuración de las
barreras, interferencia de pozos cercanos, heterogeneidades del yacimiento
y contactos entre fluidos.
Figura 2.11.- Forma de la región de tiempos tardíos
Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test
38
2.7.3.-DESARROLLO DEL ANÁLISIS DE LA PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE
PRESIÓN MEDIANTE EL MÉTODO HORNER
El método Horner permite desarrollar el análisis de la prueba de restauración
de presión (Buildup test).
El comportamiento ideal del yacimiento se ve afectado en la práctica por
múltiples factores, que originan desviaciones a las suposiciones utilizadas en
la derivación de la solución de Horner.
Esto trae como consecuencia, que en vez de obtener una línea recta en la
gráfica Pws vs. Log (tp + Δt) / Δt, se observa una curva variable y de forma
complicada. Para entender correctamente el por qué de estas desviaciones,
el concepto de radio de investigación se hace muy útil.
Siendo el radio de investigación, la distancia radial avanzada por la presión
en un tiempo dado, tomando como centro del desplazamiento el pozo como
se muestra en la figura.
Figura 2.12.- Comportamiento del radio de Investigación
Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test
a.- Ecuación de Horner
La ecuación de Horner se la utiliza para el caso de un pozo ubicado en un
yacimiento infinito, con características homogéneas y con un fluido de
pequeña compresibilidad.
39
Para usar el análisis semilog para cualquier período de flujo tomando en
cuenta el efecto de la superposición se utiliza el método de Horner.
En efecto, si se trataría de una prueba de
fall off test, donde las
variaciones de q son negativas o una de drawdown con variaciones de q
positivas, asumiendo que alcanzamos flujo radial estable el uso del
método de Horner resulta ser el más apropiado.
El término tp significa la duración del período de flujo antes de la prueba o el
cierre la pendiente m y el daño se calcularían de la siguiente manera:
Kh  162.6
q
m
2.5

 P
 t  1
 Kt 



S  1.151 1hr  log


log
3
.
23

2 
 t 
p

 m
 Ct rw 


Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
Donde:

Daño (S)

Presión en una hora (P 1hr), Psi

Pendiente (m), Psi/

Delta Tiempo (∆t), s

Porosidad (θ), fracción

Viscosidad (u), cPoise

Radio de Drenaje (rw), ft

Compresibilidad total (Ct), 1/Psi

Constante para calcular el daño,(1.151; 3.23)

Factor volumétrico (B)

Permeabilidad (K)

Espesor (h)
40
Figura 2.13.- Gráfica de la Ecuación de Horner
Fuente: EP.PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador
E indica que un gráfico de Pws vs (tp + ∆t)/∆t en un papel semilogarítmico
generará una línea recta.
2.7.4.- RESULTADO DEL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE RESTAURACIÓN EN
BASE AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IPR)
La razón de la tasa de producción, en barriles por día a la presión diferencial
(PR-Pwf) en el punto medio del intervalo productor, se denomina índice de
productividad J, en relación con la ecuación 2.6.
2.6
Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009
Donde

J= Índice de productividad

qo= Caudal de petróleo
41

Pr= Presión del reservorio

Pwf= Presión de fondo fluyente
El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su
capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comúnmente
medida. Después de un período de cierre del pozo suficientemente largo
para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor
de presión de fondo se determina la presión estática PR, y luego que el pozo
haya producido a una rata estabilizada por un tiempo determinado se mide la
presión fluyente en el fondo, Pwf empleando el mismo medidor. La diferencia
(PR-Pwf) se denomina presión diferencial o caída de presión. La tasa de flujo
se determina por medio de medidas en el tanque de almacenamiento o, en
algunos casos, de medidas de los separadores o con medidores de
desplazamiento positivo.
En algunos pozos el índice de productividad o IP permanecerá constante
para una amplia variación en la tasa de flujo, en tal forma que ésta es
directamente proporcional a la presión diferencial de fondo. En pozos donde
la saturación de agua o gas son significativas ya no se puede considerar el
valor del índice de productividad constante.
El objetivo básico al aumentar la productividad de los pozos es lograr un
aumento en el recobro de hidrocarburos, con lo cual se extiende la vida útil
del campo y se mejora la rentabilidad del mismo.
Una coyuntura económica que ayuda a la industria es el alto precio del crudo
y gas, que sumado al constante incremento de la demanda hacen que se
puedan aplicar técnicas y metodologías para mejoramiento de la
productividad que antes no eran económicamente viables, dando como
resultado un aumento real en el volumen de crudo y gas recuperado.
Existen varias opciones para aumentar la producción y por ende la
recuperación de hidrocarburos, cada una con diferentes costos, grado de
dificultad y tiempo de respuesta. Lo ideal es que se formen equipos de
42
trabajo que evalúen cada una de ellas para luego compararlas y emprender
la mejor acción.
Una de las principales alternativas para mejorar la producción en pozos con
la presión en declinación es:
a.- Ejecutar proyectos de recuperación secundaria:
En esta categoría se encuentran la inyección de agua y gas; son dos
métodos comunes de mantenimiento de la presión en yacimientos donde las
presiones naturales son reducidas o insuficientes para la producción. Ambos
métodos exigen perforar pozos de inyección auxiliares en determinados
lugares para conseguir los mejores resultados. La inyección de agua o gas
para la presión de trabajo del pozo se denomina desplazamiento natural. El
empleo de gas a presión para aumentar la presión del yacimiento recibe el
nombre de producción o extracción por presión artificial (con gas).

Inyección de agua
El método secundario de recuperación optimizada utilizado con más
frecuencia es el bombeo de agua a un yacimiento de petróleo para empujar
el producto hacia los pozos de producción.
En el método inyección de agua, se perforan cuatro pozos de inyección para
formar un cuadrado con el pozo de producción en el centro. Se controla la
inyección para mantener un avance uniforme del frente de agua hacia el
pozo productor a través del yacimiento. Una parte del agua que se utiliza es
agua salada, obtenida del petróleo crudo.
En la inyección de agua con baja tensión superficial, se añade al agua un
tensoactivo para facilitar la circulación del petróleo por el yacimiento
reduciendo su adherencia a la roca.

Inyección de vapor
43
La inyección de vapor es un método de recuperación térmica consistente en
calentar el petróleo crudo denso y reducir su viscosidad inyectando vapor a
muy alta temperatura en el estrato más bajo de un yacimiento relativamente
poco profundo. El vapor se inyecta a lo largo de un período de 10 a 14 días y
después se cierra el pozo más o menos durante otra semana para permitir
que el vapor caliente completamente el yacimiento.
Al mismo tiempo, el aumento de temperatura expande los gases del
yacimiento, elevando así la presión de éste. Entonces se reabre el pozo y el
crudo calentado, ahora menos viscoso, fluye por el pozo.
Un método más reciente consiste en inyectar vapor no muy caliente y a baja
presión en secciones mayores de dos, tres o más zonas simultáneamente,
creando de ese modo una “cámara de vapor” que comprime el petróleo en
cada una de las zonas. Esto permite obtener un mayor flujo de petróleo
hacia la superficie utilizando menos vapor.
2.8.- PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP
TEST)
La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para
determinar la presión en el estado transitorio.
Figura 2.14.- Prueba de Restauración de Presión
Fuente: DYGOIL, (2011). Manual de pruebas de pozo
44
Básicamente, la prueba es realizada en un pozo productor a tasa constante
por cierto tiempo, cerrando el pozo (usualmente en la superficie)
permitiendo que la presión se restaure en el pozo y recordando que la presión
en el pozo es una función del tiempo. A partir de esta data, es frecuentemente
posible estimar la permeabilidad de la formación y la presión del área de
drenaje
actual
caracterizando
el
daño
o
estimulación
y
las
heterogeneidades del yacimiento o los límites. Al cerrar el pozo, la presión
comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que
luego de un tiempo considerado de cierre (Δt), la
presión registrada de
fondo alcanza el valor estático Pe (presión estática). El registro de presión de
fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la
cual no necesariamente alcanza el valor estático ya que dependerá del
tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el
tiempo de cierre se incrementa ( PΔt) se aproximará a l a Pe. A través de
ésta prueba podemos determinar:

Presión del yacimiento
La presión es utilizada para caracterizar el comportamiento del yacimiento.
La presión además, es un parámetro fundamental en la determinación de las
propiedades de los fluidos para efectos devaluación del yacimiento.
Durante la vida productiva de un yacimiento, normalmente se presenta una
declinación
en
la
presión.
Esta
presión
debe
ser
determinada
periódicamente, en función del tiempo (producción acumulada).
Para esto los pozos seleccionados se cierran de acuerdo a un determinado
programa y se someten a prueba.

Daño De Formación
Se define como daño de formación al cambio de permeabilidad (k) y
porosidad (P) en las zonas aledañas al pozo, existiendo una zona dañada,
que en la bibliografía se la conoce como piel (skin), que puede tener unos
pocos
milímetros
hasta
varios
centímetros
de
profundidad.
La
permeabilidad y la porosidad de la zona dañada, se denotan como f (skin)
respectivamente. El daño, es una causa artificial, que reduce la producción
45
de una capa productiva, no es posible de evitar, por lo tanto debe ser
minimizado. En un equilibrio físico y químico como es un reservorio, al
perforarlo, se pone en contacto dicho sistema equilibrado con otro artificial,
que puede ser o no compatible con ese reservorio; de esta manera, está
siendo alterado el sistema inicialmente en equilibrio. La prevención del daño
apunta a que todas las operaciones realizadas se hagan con el mínimo daño,
o mínima contaminación posible, evitando así, que la producción se vea
afectada. Muchos de estos cambios son reversibles durante el período de
limpieza al entrar el pozo en producción pero otros no.
Figura 2.15.- Factor de Daño Skin
Fuente: Álvarez, J., Análisis de presiones para optimizar la producción por pozo del
campo Parahuacu en base al IP, 2011
Donde:

S: daño de formación

K: permeabilidad de la formación

h: profundidad del pozo

Ps: presión estática del reservorio

q: caudal de producción

β: factor volumétrico del petróleo

μ: viscosidad del petróleo
De acuerdo a la definición señalada:

Si el daño es semejante a cero la permeabilidad de la zona invadida
46
es igual a la del reservorio.

Si el daño es negativo el pozo se encuentra estimulado la
permeabilidad de la zona invadida es mayor a la del reservorio.

Si el daño es positivo la permeabilidad de la zona invadida es menor a
la del reservorio.
Es posible obtener cero daño removiéndolo de las inmediaciones del pozo
así como profundizando la penetración de los disparos, mejorando la
densidad de los mismos. Si la situación hace que se reduzca el índice de
productividad esta puede ser mejorada empleando un acido. El valor del Skin
es adimensional y en la mayoría de los casos independiente de la rata de
flujo, pero la correspondiente caída de presión ∆ps si depende de la rata de
flujo. Un daño positivo representa daño cerca del pozo y, uno negativo
generalmente representa estimulación y físicamente representa que existe
una menor caída de presión Lo cual podría decirse que es un caso ideal.
El factor “Skin” es positivo en los siguientes casos:

En un pozo de gas la RLG >100Bl/MMPC.

En un pozo de petróleo la RGP >1000 PCN/Bls.

Si hay producción de tres fases.

Cuando se cañonea a menor de 4 TPP.

Cuando se cañonea en fase de cero grados.

Pe > Pb y Pwf <Pb (separación de gas en la vecindad del pozo).
En condiciones reales, es común que exista una caída de presión
adicional,
la
cual
fue
definida
en
función
del
“EFECTO
SKIN“.
Normalmente una formación sufre daños por la migración de finos, la
acumulación de incrustaciones, la acumulación de parafinas, asfaltenos y
otros materiales orgánicos, o por la acumulación combinada de material
orgánico e inorgánico. También puede ser producido por el taponamiento
ocasionado por la presencia de partículas extrañas en los fluidos inyectados
al pozo, cambios en la mojabilidad de la roca reservorio, por hinchamiento
de arcillas, aparición emulsiones, precipitados o barros resultantes de
47
reacciones ácidas, por la actividad bacteriana o el bloqueo por agua. El
daño de formación ha llegado a ser una frase muy conocida en la industria
petrolera, pues, es una de las principales razones junto a la baja
transmisibilidad de una roca reservorio por la que muchos pozos de
petróleo, pozos de gas e inyectores de agua tienen baja productividad o
baja inyectividad. El resultado total de este daño es una disminución de la
capacidad de flujo del pozo.
La causa del daño de formación está dada por muchos factores que van
desde el mismo momento en que las formaciones son perforadas, hasta
cualquier momento en la vida productiva del pozo donde pueden ocurrir
cambios en las propiedades petrofísicas de la roca matriz, puntualmente
hablamos de su permeabilidad y porosidad, afortunadamente en la
actualidad existen un sinnúmero métodos, los cuales, mediante el uso de
ácidos se logra restablecer la productividad de las formaciones dañadas de
una manera eficaz desde el punto de vista económico.

Determinación de la permeabilidad
La permeabilidad es calculada por medio de la pendiente de los datos de la
región MTR, la selección correcta de esta región es crítica, por lo que debe
ponerse especial atención. La permeabilidad promedio también puede ser
estimada de la información disponible en una prueba de restauración de
presión. La primera dificultad que se plantea, es la identificación del rango
correcto de los datos dentro del MTR.
El procedimiento para calcular la permeabilidad empieza por determinar el
comienzo posible de la zona, comprobando que el efecto post flujo ha
desaparecido. Suponer que el final probable del ocurre cuando la grafica de
Horner se hace no lineal verificado por comparación la desviación de una
curva ajustada para tiempos finales y medios en grafica Log-Log. Si el MTR
es aparente lineal calcule la pendiente y estime la permeabilidad a partir de
la ecuación. Si el periodo MTR no está bien definido, o es muy corto, de
manera que la pendiente no puede ser calculada confiablemente, entonces,
48
la permeabilidad se estimara por el análisis cuantitativo de curvas tipo. Para
pozos sin daño o estimulados kj = k, es solo aplicable para pozos en estado
pseudo estático, para un pozo dañado kj <> k. La permeabilidad es medida
en el laboratorio utilizando tapones de núcleos (pequeñas piezas cortadas
del núcleo).
La permeabilidad obtenida de esta forma es la permeabilidad horizontal del
yacimiento (Kh). La medición de la permeabilidad en tapones tomados
perpendiculares a la dirección de flujo, permiten la determinación de la
permeabilidad vertical del yacimiento (Kv).
49
CAPÍTULO III
CAPÍTULO III
3.- METODOLOGÍA
En éste capítulo se realizará la descripción de los historiales de producción y
de presión, mediante estos datos será preciso y óptimo realizar la selección
de pozos que están bajo el punto de burbuja.
3.1.- HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA PICHINCHA
Inicialmente nombrada como Guarumo fue descubierta en abril de 1983 con
la perforación del pozo Pichincha-01 que alcanzó una profundidad de 10294
pies., se obtuvo una producción total en el área correspondiente a 7700
BPPD distribuyéndose de la siguiente manera: Reservorio “T” 3147 BPPD,
31 °API, reservorio “U” inferior 2900 BPPD, 26 °API, reservorio “U” superior
1653 BPPD, 29,3 ° API. Al presente (diciembre 2011) se produce 3681
BPPD, 28 °API y tiene una producción acumulada de petróleo igual a 38.53
MMBN equivalente al 12.08% de la producción total acumulada de petróleo
del campo Libertador.
La producción de petróleo en esta área es obtenida principalmente del
yacimiento “U” Inferior con 29.55 MMBN, equivalente al 76.70% de la
producción total del Área Pichincha, la producción de petróleo restante s e
encuentra distribuida de la siguiente forma: El yacimiento “ T” genera el
21.89% y “ U” Superior el 1.41%.
3.2.- PRESIONES
Para realizar el análisis de build up se verificará los datos de pozos que se
identifiquen con el comportamiento en donde la presión esté bajo el punto de
burbuja.
51
3.2.1.- HISTORIAL DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN (BUILD UP)
Para identificar los pozos que están bajo el punto de burbuja se recopiló la
información de las pruebas de presión tomadas durante el período 1990-2011,
para lo cual se adjunta la siguiente tabla en la que se va a señalar los pozos
que serán tomados en cuenta para el análisis.
Tabla 3.1.- Historial de Build Up por pozo
Qt
POZO
ZONA
Qo
Qw
Prof.
P.
Mp
Bomba
Pwf
Pr
FECHA
Ko
API
(BFPD)
(BPPD)
(BAPD)
(Ii+If)/2
pies
9022
8181
PICH-02
Ui
23-jun-10
432
293,76
138,24
PICH-03
Ui
4-may-91
396
372
24
9112
psi
1083,4
2
1963,4
Sf
St
M
Psi
mD
2391,47
30
3,38
3,69
3261,3
27,1
6,3
9,1
-160,56
607,75
95
23
394,04
PICH-05
Ui
3-feb-11
480
206
274
8991,5
8843
684
1020
29
-3,66
-3,33
PICH-05
Us+Ui
3-jul-10
720
151,2
568,8
9034,5
8798
1603,3
2013,4
24,6
2
2
PICH-05
Us+Ui
5-jun-07
480
398
82
8992,0
8765
1147
1876
30
4,74
4,74
PICH-05
Us
480
365
115
8950
8824
663
1780
26,5
14,5
14,5
-53,79
213
PICH-05
T
888
799
89
9215
9080
1104
2620
29
1,45
1,45
-305
130
PICH-07
Ui
546
541
5
9071,5
9000
2612
3148,103
31
-1,9
0,12
83
53
PICH-07
T
09-Jul-06
1416
212
1204
9293
8976
2803
3357
27
19
19
-21,58
480
PICH-07
Ti
10-ene-11
1560
484
1076
9283
8901
3009
3595
27
6,77
26,88
25,54
134,264
PICH-08
Ui
1-mar-94
600
598
2
9086
9000
2124
3072,13
27,5
15,86
15,86
-47,32
166,07
PICH-09
Ui
1-jun-08
1344
349
995
9033
8763
2505
3021
27,5
18,00
18
-4,24
196
PICH-10
Ui
5-abr-08
864
588
276
9054
2017
3021
28
-2,0
-2,0
-18
130
504
473,76
30,24
9043
8929
733
1100
28
17,97
17,97
-76
263
30-may07
21-Mar-08
07-May91
29-may-
7
-42
120,80
1
6,15
484,9
8,37
PICH-12
T
PICH-13
Us
15-ene-09
288
179
109
9389
9255
1082
2123
30,7
12
12
-67
42,2
PICH-13
Us
2-oct-08
624
624
0
9389
9190
2559
3244
34,2
10
10
-108
215
PICH-13
Ui
22-sep-08
336
306
30
9474
9310
528
3137
27,4
5,5
5,5
-247
54
PICH-14
Us
168
80
88
9355
8542
603
2990
30
5,66
9,97
2760,9
20,69
PICH-14
Ui
1704
188
1516
9449
9266
2958
3110
22,9
6,86
40,03
-8,9
975,795
11
26-may10
25-nov-08
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Pruebas de pozos, período1990-2011
52
3.3.1.1.- Comportamiento de la presión del Reservorio “U” inferior
Según los datos obtenidos del archivo técnico de Petroecuador, la presión
inicial del reservorio en mención es 3805 psi como se observa en la figura
3.1, en donde los puntos de presión muestran una variación de 1000 psi
aproximadamente, además la pendiente generada en el gráfico indica un
buen ajuste de presiones.
Pero cabe recalcar que según el historial de build up (ver tabla 3.1) el pozo
Pichincha-05 registra su presión baja en relación con los demás pozos (Pwf=
684; Pr=1020).
Figura 3.1.- Comportamiento de la presión del yacimiento “U” inferior
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2008). Informe técnico del campo Libertador 2008
53
3.3.1.2.- Comportamiento de la presión del Reservorio “T”
Según los datos obtenidos del archivo técnico de Petroecuador, la presión
inicial del reservorio en mención es 3910 psi como se observa en la figura
3.2, además la pendiente generada en la figura muestra un buen ajuste de
las presiones en donde el diferencial de presión es aproximadamente 700
psi, lo cual significa que el reservorio en consideración está bien
acoplado, pero cabe recalcar que según el historial de Build Up(ver tabla 3.1),
el pozo Pichincha-12 registra una presión baja en relación a los demás pozos
(Pwf=733;Pr=1100) .
Figura 3.2.- Comportamiento de la presión del yacimiento “T”
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2008). Informe técnico del campo Libertador 2008
54
3.4.- SELECCIÓN DE POZOS
Considerando los mecanismos de producción, estado actual de los pozos,
datos petrofísicos, características de los fluidos (datos referidos en el
capítulo I) e historiales de las pruebas de restauración de presión (tabla 3.1)
del área Pichincha, se ha seleccionado los pozos Pichincha- 012 y
Pichincha-05 para el desarrollo del trabajo de tesis.
Este conjunto de datos, permitirá el desarrollo de los objetivos de éste
proyecto.
Figura 3.3.- Ubicación de los pozos seleccionados
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2008). Informe técnico del campo Libertador 2008
55
TORIAL DE PRODUCC
CIÓN DEL PO
OZO PICHIN
NCHA – 05
3.4.1.-HIST
El pozo PICH-05 se
s encuen
ntra ubicad
do al Sur del campo
o Libertado
or y al
sur del pozo Picchincha-08
8 ( v e r f ig
gura 3. 3.
3 El pozo
o PICH 05,
0 fue
completa
ado en julio
o de 1987
7, teniendo
o como objjetivo prod
ducir de la arena
“Ui” , obteniendo una
u
produ
ucción de 1795BFPD
D y 1777 BPPD co
omo se
detalla en
n el anexo N°3.
Figu
ura 3.4.- Histtorial de pro
oducción de
el pozo Pich--05
6000
5000
4000
3000
2000
1000
BFP
PD
31/05/2010
19/03/2005
16/05/2001
25/12/1996
02/07/1987
0
BO
OPD
Fuente
e: EP. PETR
ROECUADOR
R, (2011). In
nforme técnicco del campo
o Libertador 2011
2
3.4.2.- HIST
TORIAL DE
E PRODUCC
CIÓN DEL POZO
P
PICHIN
NCHA-12
El pozo PICH12 se encuen
ntra ubica
ado al Norroeste del pozo Pich
hincha06. Al Su
uroeste del campo Lib
bertador (v
ver figura 3.3).
3
56
6
Fue completado en octubre de 1992, teniendo como objetivo la arena “T”
inicialmente, con una producción de 587BFPD como se detalla en el anexo
N°3 y en la figura 3.5.
Figura 3.5.- Historial de producción del pozo Pich-012
2500
Producción en Bls
2000
1500
1000
500
BFPD
07/2011
05/2011
07/2005
10/2004
10/1992
0
BPPD
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe técnico del campo Libertador 2011
57
CAPÍTULO IV
CAPÍTULO IV
4.- ANÁLISIS DE RESULTADOS
Este capítulo abarca los datos utilizados para realizar el análisis de pruebas
de build up de los pozos Pichincha 05 y 12.
4.1.- ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS DE LAS
PRUEBAS DE BUILD UP
Una vez seleccionados los pozos, se consideró la información recolectada a
partir de historiales de reacondicionamiento, producción (ver anexo 3 detalle
de historiales) e historiales de las pruebas de build up con el objetivo de
representar los eventos que sucedieron en los pozos a lo largo de la vida
productiva de los mismos, para lo cual se procederá a ejecutar el análisis de
build up en pozos que están con la presión bajo el punto de burbuja
mediante el Método Horner, tomando en cuenta los siguientes parámetros:
 Nombre del pozo
 Yacimiento
 Fecha de la prueba de restauración (Build Up)
 Qt= Caudal total en BFPD
 Qo=Caudal de petróleo en BPPD
 Qw=Caudal de agua en BAPD
 Profundidad de las medias perforadas
 Profundidad de la bomba
 Pwf=Presión de fondo fluyente
 Pr=Presión estática
 API
 St=Daño total
59
 Sf=Daño de la formación
 M=Pendiente
 IPI=Índice de producción ideal
 IPA=Índice de producción actual
 Dps=Diferencial de presión
 K=Permeabilidad
4.1.1.- ANÁLISIS DEL POZO PICHINCHA- 05
El presente análisis corresponde a la arena U inferior, para el pozo Pichincha
05, se lo desarrollará a partir de los resultados generados por el Software
Well Test de propiedad del Departamento de Yacimientos (detallado en el
anexo N°4).
La evaluación del pozo se realiza con bombeo hidráulico, con unidad de
bombeo móvil, bomba jet. La bomba utilizada es la bomba jet SMART de
Sertecpet, bomba que tiene acoplada las memorias con válvula de cierre de
fondo.
Para lo cual se corren elementos de presión en el pozo asentando la camisa
de circulación a 8824'. El diagrama de completación mostrado en el anexo
N° 2, muestra la profundidad de la camisa donde se asentó el sensor.
La prueba de producción se la realizó en el intervalo de tiempo entre 12
horas, siendo este el tiempo óptimo para obtener resultados certeros. De
ésta prueba de producción se obtuvo los siguientes datos:
Tabla 4.1.- Datos de prueba de Producción
PRUEBA
Piny. (Psi)
BFPD
BPPD
BSW (%)
API
HORAS
Pwf
1
3500
480
365
24,00
26,5
12
613
60
A las 15 horas de haber bajado el sensor de fondo y luego de la prueba de
producción, se cerró el pozo para proceder a realizar la prueba de
restauración de presión, durante 17.6 horas, registrando un último valor de
presión de fondo fluyente (Pwf) de 613 psi.
Figura 4.1.- Prueba de producción del pozo Pich-05 UI
a.- Parámetros del reservorio-Pic 05
Los
parámetros
del
reservorio
fueron
proporcionados
por
EP.
PETROECUADOR, referente a: espesores, porosidad, saturación de agua,
que están detallados a continuación:
61
Tabla 4.2.- Parámetros del reservorio
Espesor total
12
Pie
Espesor disparado
12
Pie
Porosidad
18,0
%
Saturación de agua
0,26
%
Saturación de petróleo
0,74
%
Saturación de gas
0
%
Radio del pozo
0,29
Pie
Temperatura de formación
229
°F
Compresibilidad de la formación
Compresibilidad total
1/psi
1,8700E-05
1/psi
b.- Propiedades de los fluidos-Pich 05
De los datos obtenidos por los análisis PVT y otorgados por el departamento
de Ingeniería de Petróleos se obtuvo:
Tabla 4.3.- Propiedades de los fluidos
Factor volumétrico
1,2631
rb/stb
Viscosidad del petróleo
1,396
Cp
GOR
242
scf/bbl
Gravedad API
26,5
°API
Gravedad del gas
1,2
Salinidad
65000
62
ppmCl-

Datos mecánicos-Pich 05
Tabla 4.4.- Datos Mecánicos
Casing OD
7
Pulg
*Profundidad de la camisa
8824
Pies
Profundidad NO-GO
8858
Pies
Mitad de las perforaciones
8950
Pies
*Memoria
4.1.1.1.- Interpretación de la prueba de restauración de presión-Pich 05
La grafica 4.2 de la prueba de restauración de presión del pozo Pichincha 05
determina que el pozo tiene flujo radial en el reservorio.
La compresibilidad total de la formación es de 1,8700E-05, según los
parámetros del reservorio proporcionados por EP. Petroecuador.
Se obtiene de los datos generados al realizar la prueba de build up que el
daño de la formación es de 14,5, lo que significa que el pozo está muy
dañado, afectando así a la producción, por lo que el pozo requiere urgente
de un trabajo workover.
La figura 4.2, muestra la gráfica de presión versus la función de tiempo de
Horner, generando los siguientes resultados:
63
Tabla 4.5.- Resultados de análisis de Build Up de pozo Pichincha 05
K
213
Md
St (daño total)
14,5
Sf (daño de formación)
14,5
k.h
2560
md.pie
Delta P Skin
676,45
Psi
M
-53,79
Psi
Mediante este análisis se puede observar el valor del índice de productividad
actual del pozo de 0,458 bbl/d/psi y el índice de productividad ideal de 0,960
bbl/d/psi generados automáticamente del software.
También se obtiene el factor de eficiencia de flujo de 0,39%. Además se
estima el valor de caudal máximo de 577 bbl/D.
Tabla 4.6.- Datos de IPR del pozo Pichincha 05
IP del petróleo
0.331
Bbls/psi
IP del agua
0,104
Bbls/psi
IP total
0,436
Bbls/psi
a.- Cálculo del IPR-Pich 05
64
En base a los datos de presión obtenidos de la restauración y los datos de
producción obtenidos al momento de la prueba, se calculó los índices de
producción siguientes:
Tabla 4.7.- Resultados de IPR del pozo Pichincha 05
ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD
VALORES
IP actual
0,28
Bbls/psi
Qmax
567
Bbl/día
EF
0,84
65
Figura 4.2.- Prueba de restauración de presión
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe de la Prueba de restauración de Presión de los pozos Pichincha, 2011
66
Figura 4.3.- Curvas IPR del pozo Pichincha 05
IPR PICHINCHA-05 "Ui"
2.000
1.800
1.600
PRESIÓN (PSI)
1.400
1.200
Pb: 1110
1.000
800
600
400
200
0
0
100
200
300
Qo:365 400
TASA (BPD)
Petróleo
Agua
67
Total
500
600
4.1.2.- ANÁLISIS DEL POZO PICHINCHA 12 T
El presente Análisis de Restauración de Presión corresponde a la arena T
del pozo Pichincha 12, que tiene un intervalo disparado de 9040 – 9046’
(6 pies).
La prueba se realizó entre el 21 y 29 de Mayo de 2011, y fue analizada
utilizando el software Welltest de propiedad del Departamento de
Yacimientos
El pozo produjo un Qt = 504 BBL/día, 474 BPPD y con un BSW de 6 % de
un crudo de 28 grados API.
En el registro de presión se utilizó un registrador electrónico No 40045, que
fue asentado en el NO-GO a 8929 pies.
Se observó un período de flujo de 87.2 horas y de cierre de 18.4 horas.
a.- Parámetros del reservorio del pozo -Pic 12
Los parámetros petrofísicos obtenidos de la evaluación de los perfiles
eléctricos, utilizados en el análisis de restauración son los siguientes:
Ht=6 pies
Ho=6 pies
=15.9 %
Rw=0,29ft
Ty=232°F
Ct=1,568E-05
b.- Parámetros de fluidos- Pic 12
68
Los siguientes parámetros utilizados para la evaluación fueron tomados de
análisis PVT de la zona:
Pb
=1256 psi
Boi
=1.233 Bls/Bn
o
=1.096 cp
API
=28 grados
GOR =281 PCS/BBL
4.1.2.1.- Interpretación de la prueba de restauración de presión-Pic-12
Del análisis de la prueba se determinó que el modelo de ajuste correspondió
a un reservorio homogéneo con flujo lineal uniforme, con barrera
impermeable en el límite y almacenamiento variable (ver figura 4.4).
Obteniéndose los siguientes resultados descritos en la tabla adjunta:
Tabla 4.8.- Resultados del análisis de Build Up del pozo Pichincha 12
K
161,245
Md
St
8,41427
Sf
8,41427
Sr
0
Cd
122,687
Pi
2563
Psi
Pwf
689
Psi
En consideración de que la bomba fue asentada a 8929 pies y la mitad de
las perforaciones está a 9043 pies, se determinó que:
-
Pinit= 2607 psi
69
-
Pwf=733 psi
En base a los datos de presión obtenidos de la restauración y los datos de
producción obtenidos al momento de la prueba, se calculó los índices de
producción siguientes:
Tabla 4.9.- Datos para calcular el IPR del pozo Pichincha 12
IP del petróleo
0,268
Bbls/psi
IP del agua
0,017
Bbls/psi
IP total
0,285
Bbls/psi
Por lo tanto se obtuvo lo siguiente:
ÍNDICE DE
VALORES
PRODUCTIVIDAD
IP actual
0,285
Bbls/psi
Qmax
685,69
Bbl/día
EF
0,73
70
Figura 4.4. – Prueba de restauración de presión del pozo Pichincha-12
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe de la Prueba de restauración de Presión de los pozos Pichincha, 2011
71
Figura 4.5.- IPR Pichincha 12 “T”
IPR PICHINCHA-12 "T"
PRESIÓN (PSI)
3,000
2,500
2,000
1,500
Pb=1173
1,000
500
0
0
100
200
300
400
500
TASA (BPD)
Petróleo
72
Agua
Total
600
CAPÍTULO V
CAPÍTULO V
5.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1.- CONCLUSIONES
1.- Pozo Pichincha 05

El pozo produce de la arena Ui, un petróleo de 26°API, con un BSW
del 24%, lo cual permite descartar la posibilidad de un incremento del
corte de agua en su producción.

La permeabilidad es 213 md, significa que el tipo de drenaje
de
petróleo en el yacimiento es efectivo y por ende su factor de recobro
podría ser más alto.

El daño de formación es 14.5, que de acuerdo con la escala de daños
de la API significa que existe separación de gas del petróleo, lo cual
se denota en la disminución de la capacidad de flujo del petróleo.

La presión de burbuja (Pb) reportada del pozo es 1110 psi , lo que ha
variado durante
los 24 años de producción, pues la presión del
reservorio ha declinado en un 71% de 3167 psi (inicial) a 906 psi
(actual), por lo que se concluye que a partir del año 2010,
efectivamente el pozo está bajo el punto de burbuja.
2.- Pozo Pichincha 12

Produce de la arena “T”, un petróleo de 28°API con un BSW del 6%,
descartándose un aumento del corte de agua ya que se determina
que el empuje lateral de agua es mínimo y no provoca un incremento
del agua durante la producción.

La permeabilidad reportada es de 161 md, valor que permite que el
drenaje de petróleo sea efectivo, sin embargo el gas interfiere en el
desplazamiento del fluido.

El daño de formación (S) es 8.4, valor que significa que el gas
74
interfiere en la producción de petróleo porque está disuelto en el
petróleo, pues continua en la etapa de separación del gas del
petróleo.

La presión de burbuja reportada es 1173 psi, lo cual ha variado, pues
la producción mantenida durante 20 años, indica que la presión ha
declinado en un 67% de 3386 psi (Pr inicial) a 1100 psi (Pr actual);
hasta llegar al punto de burbuja.
3.- En base a los resultados obtenidos se concluye que el 78% de la
producción del Área Pichincha, corresponde al reservorio “Ui” y el 22% se
produce de la arenisca “T”. En ambos casos, se determina que no ha
existido un control óptimo de los parámetros de reservorio, durante su
historia de producción, lo cual se corrobora por la caída de presión, que ha
llevado a que los dos yacimientos se encuentren en el punto de burbuja,
restringiendo la producción de petróleo y aumentando la de gas.
75
5.2.- RECOMENDACIONES
1.-Para superar el punto de burbuja e incrementar la producción de petróleo
de los pozos Pichincha-05 y 12, se ha implementado un sistema de
inyección de agua, para lo cual se cuenta con el pozo inyector Pichincha-01
ubicado al sur del área, con el objeto de presurizar, y aumentar la capacidad
de flujo de petróleo.
2.-Se recomienda ejecutar un seguimiento constante de las presiones de los
yacimientos “U” y “T”, para conocer el comportamiento de la presión versus
la producción de petróleo, con el objeto de calcular y actualizar el factor de
recobro de éste yacimiento, asegurando futuras decisiones a tomar en el
caso de que la presión esté en proceso de declinación.
3.- La presión de los pozos del Área Pichincha, debe ser monitoreada y
controlada constantemente en todos los pozos, para ello se recomienda
actualizar el registro de presiones cada año y si es necesario mensualmente
con el objeto de construir las curvas de declinación de presión actualizada,
para conocer la evolución del comportamiento de la presión y posteriormente
tomar decisiones ajustadas a la realidad evitando la pérdida de producción
antes del tiempo programado.
4.- Al presurizar los yacimientos, es importante que cada uno de los
parámetros sean tomados en cuenta ya que estos van a ser los que
determinen la selección adecuada del sistema de levantamiento artificial,
puesto que las condiciones de operación son dinámicas y se debe estar
siempre alerta al cambio.
5.- Se recomienda la instalación de equipos de monitoreo y vigilancia a
distancia (SCADA) para el control de parámetros tales como: presión, flujo,
temperatura y nivel, indispensables para el control eficiente de la producción.
76
GLOSARIO DE TÉRMINOS
API
American Petroleum Institute.
BSW
(Basic Sediment Water) Contenido de Agua de la Producción
de Petróleo
Bbl
Barril.
BPD
Barriles por día.
BPPD
Barriles de Petróleo por Día.
BFPD
Barriles de Fluido por Día
Cp
Centipoise.
CD
Coeficiente de Almacenamiento
Ct
Compresibilidad Total de la Formación
Co
Compresibilidad del Petróleo
Densidad del fluido (gr/cm3, lb/gal).
FE
Eficiencia de Flujo
h
Espesor del Yacimiento.
S
Factor de Piel o Factor de Daño del Yacimiento
FR
Factor de recobro.
βo
Factor Volumétrico del petróleo.
Bw
Factor Volumétrico del Agua
J, IP
Índice de Productividad
m
Pendiente de una Recta
Ko
Permeabilidad del Petróleo.
Psi
Pound Square Inch, medida de la presión en inglés
P
Presión, psi.
Pr
Presión de Yacimiento, psi.
POES
Petróleo Original Insitu, BN.
77
Pwf
Presión de Fondo Fluyente.
Pi, Pe
Presión Estática o Inicial del Yacimiento
Pb
Presión de burbuja o de Saturación
Pws
Presión estática en el yacimiento
PD
Presión Adimensional
So
Porcentaje de Saturación de la Roca con Petróleo
Sw
Porcentaje de Saturación de la Roca con Agua
Sg
Porcentaje de Saturación de la Roca con Gas
Ø
Porosidad de la Roca
Qt
Producción Total de Fluido
Q, Qo
Producción de Petróleo
re
Radio efectivo de Drenaje.
rw
Radio del Pozo
RGP
Relación Gas – Petróleo, PCN/BN.
Rs
Razón de Solubilidad del Petróleo
T, Ty
Temperatura del Yacimiento
Qo
Tasa de Petróleo.
T
Tiempo
tp
Tiempo que se ha Mantenido Cerrado el Pozo
Δt
Variación de Tiempo
ΔP
Variación de Presión
v
Velocidad del Fluido
µo
Viscosidad del petróleo
VP
Volumen Poroso de la Roca
VT
Volumen Total que Ocupa la Roca y los Fluidos
78
BIBLIOGRAFÍA
1.- Escobar, F. (2009), Análisis Moderno de Pruebas de Presiones. Neiva,
Huila.
2.- EP. PETROECUADOR. Subgerencia de Exploración y Producción. Quito
3. - John, L., John R, John S. (2010), Pressure Transient Testing – SPE Text
Book Series, New York, Vol. 9
4. - B r i l l , E . ( 1 9 5 1 ) , Pressure Build –Up in wells, proceeding of the
third World Petroleum Congress, D.R. Horner. Holland
5. - Beegs, D. (2009), Production Optimization – Using Nodal Analysis. Tulsa
6.- Fuenmayor, D., (2009). Características de Yacimientos. Recuperado 05
de octubre, 2011 de
http://yacimientos-de-petroleo.blogspot.com/2009/01/caractersticas-de-losyacimientos.html
7.- Escobar, F., (2009), Presión en declinación. Recuperado 05 de julio, 2011
de
http://es.scribd.com/doc/52985632/112/GENERALIDADES
8.- Barrios, Rifgo., (2009), Prueba de Restauración de Presión. Recuperado
10 de octubre, 2011 de:
http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/01/prueba-derestauracin-de-presin-build.html
9.- Nava, L., (2007), Porosidad. Recuperado 29 de octubre, 2011 de
http://www.monografias.com/trabajos15/porosidad/porosidad.shtml
10.- Propiedades de la roca (2010), Permeabilidad. Recuperado 29 de julio,
2011 de
http://es.wikipedia.org/wiki/Permeabilidad
11.- Maldonado, M., (2008)Saturación. Recuperado 28 de julio, 2011 de
79
http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-rocayacimiento/definicion-de-saturación.php
12.- Carrillo, L., (2011), Mecanismos de Empuje. Recuperado 28 de
noviembre, 2011 de
http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm
80
ANEXOS
ANEXO N°1.- Fotografías de los pozos pich-05 y pich-12
POZO PICHINCHA-05
POZO
II
PICHINCHA-
ANEXO N° 2.- Diagramas de completación de los pozos pich-05 y pich-12
III
Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe técnico del Campo Libertador
IV
ANEXO N°3.- Historial de producción y workover
ANEXO 3.1.- Historial de producción del pozo pichincha 05
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
02-Jul-87
Pwf
OBSERVACIONES
Pozo completado
23-Nov-87
1795
1777
1
“Ui“
PPF
06-Dic-87
1632
1616
1
“Ui“
PPF
06-Feb-88
1521
1518
0.2
“Ui“
PPF
05-Mar-88
1469
1466
0.2
“Ui“
PPF
28-May-88
1482
1482
0
“Ui“
PPF
01-Jun-88
1506
1503
0.2
“Ui“
PPF
18-Ago-88
1530
1518
0.8
“Ui“
PPF
16-Sep-88
1560
1560
0
“Ui“
PPF
01-Dic-88
4592
4225
0
“Ui“
PPF
26-Ene-89
1542
1536
0.4
“Ui“
PPF
05-Feb-89
1720
1711
0.5
“Ui“
PPF
10-May-89
1736
1736
0
“Ui“
PPF
07-Jul-89
1892
1886
0.3
“Ui“
PPF
14-Oct-89
1865
1865
0
“Ui“
PPF
09-Dic-89
1782
1782
0
“Ui“
PPF
29-Ene-90
1844
1844
0
“Ui“
PPF
22-Abr-90
1844
1838
0.3
“Ui“
PPF
25-Ago-90
1785
1777
0.4
“Ui“
PPF
04-Dic-90
1848
1848
0
“Ui“
PPF
24-Ene-91
1800
1800
0
“Ui“
PPF
29-Abr-91
1864
1864
0
“Ui“
PPF
08-Ago-91
1875
1875
0
“Ui“
PPF
20-Dic-91
1866
1866
0
“Ui“
PPF
21-Ene-92
1880
1880
0
“Ui“
PPF
13-Abr-92
1872
1872
0
“Ui“
PPF
23-Ago-92
1842
1842
0
“Ui“
PPF
V
Toman B’UP.
Toman B’UP.
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
04-Dic-92
1872
1872
0
“Ui“
PPF
24-Ene-93
1870
1870
0
“Ui“
PPF
28-Abr-93
1830
1830
0
“Ui“
PPF
14-Ago-93
2036
2036
0
“Ui“
PPF
22-Dic-93
2010
2010
0
“Ui“
PPF
20-Ene-94
2016
2016
0
“Ui“
PPF
15-Abr-94
1842
1842
0
“Ui“
PPF
21-Ago-94
1854
1854
0
“Ui“
PPF
28-Nov-94
1860
1860
0
“Ui“
PPF
18-Ene-95
864
864
0
“Ui“
PPF
22-Abr-95
1800
1791
0.5
“Ui“
PPF
27-Jul-95
1752
1750
0.1
“Ui“
PPF
03-Ago-95
1920
1920
0.0
“Ui“
PPF
14-Ago-95
MÉTODO
Pwf
OBSERVACIONES
Inician WO 01 Cambio de
Completación de PPF a
PPG
“Ui“
21-Ago-95
Finaliza WO 01
24-Ago-95
2057
2053
0.2
“Ui“
PPG
21-Oct-95
2920
2920
0
“Ui“
PPG
21-Nov-95
2888
2888
0
“Ui“
PPG
14-Dic-95
2720
2720
0
“Ui“
PPG
24-Ene-96
2752
2752
0
“Ui“
PPG
17-Jun-96
2910
2910
0
“Ui“
PPG
16-Ago-96
2707
2707
0
“Ui“
PPG
19-Nov-96
2726
2726
0
“Ui“
PPG
25-Dic-96
2642
2589
2
“Ui“
PPG
19-Ene-97
2640
2561
3
“Ui“
PPG
17-Mar-97
2515
2440
3
“Ui“
PPG
12-May-97
2594
2231
14
“Ui“
PPG
18-Jul-97
2636
2135
19
“Ui“
PPG
03-Ago-97
2679
1929
28
“Ui“
PPG
20-Nov-97
2527
1693
33
“Ui“
PPG
VI
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
18-Dic-97
2434
1655
32
“Ui“
PPG
01-Ene-98
2163
1471
32
“Ui“
PPG
Pwf
OBSERVACIONES
06-Ene-98
Inician WO 02 Cambio de
completación de Gas LIft
por rotura en tubería
15-Ene-98
Terminan WO 02
17-Ene-98
2060
1339
35
“Ui“
PPG
20-Ene-98
2196
1493
32
“Ui“
PPG
11-Feb-98
2444
1662
32
“Ui“
PPG
19-Mar-98
2583
1601
38
“Ui“
PPG
26-May-98
2329
1444
38
“Ui“
PPG
28-Jun-98
1951
1210
38
“Ui“
PPG
01-Jul-98
Inician WO 03 Cambio de
Completación por posible
hueco en tubería
11-Jul-98
Terminan WO 03
12-Jul-98
2087
1461
30
“Ui“
PPG
15-Jul-98
2250
1462
35
“Ui“
PPG
14-Ago-98
2519
1562
38
“Ui“
PPG
07-Oct-98
2512
1407
44
“Ui“
PPG
04-Dic-98
2566
1411
45
“Ui“
PPG
19-Ene-99
2594
1427
45
“Ui“
PPG
13-Abr-99
2293
1261
45
“Ui“
PPG
21-Jul-99
2139
1155
46
“Ui“
PPG
01-Sep-99
1827
1005
45
“Ui“
PPG
19-Nov-99
2186
1137
48
“Ui“
PPG
09-Dic-99
1974
1026
48
“Ui“
PPG
Chequean tubería.
Toman GLS.
20-Ene-00
2197
1142
48
“Ui“
PPG
17-Feb-00
2126
1105
48
“Ui“
PPG
25-Mar-00
2177
1088
50
“Ui“
PPG
01-Abr-00
“Ui“
VII
Salinidad = 42250 ppm
Cl-
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
10-May-00
2091
1046
50
“Ui“
PPG
21-Jun-00
2042
1021
50
“Ui“
PPG
17-Jul-00
MÉTODO
27-Jul-00
1895
947
50
“Ui“
PPG
18-Sep-00
1827
914
50
“Ui“
PPG
18-Oct-00
1822
820
55
“Ui“
PPG
Salinidad = 44000 ppm
ClChequean tubería,
obstrucción a 6324’.
“Ui“
24-Nov-00
1830
824
55,0
“Ui“
PPG
10-Dic-00
1813
816
55,0
“Ui“
PPG
7-Ene-01
1658
796
52,0
“Ui“
PPG
15-Ene-01
1743
837
52
“Ui“
PPG
3-Feb-01
1703
852
50,0
“Ui“
PPG
“Ui“
PPG
1-Mar-01
OBSERVACIONES
Salinidad = 31350 ppm
Cl-
“Ui“
09-Nov-00
Pwf
6-Abr-01
1683
673
60,0
“Ui“
PPG
5-May-01
1466
586
60,0
“Ui“
PPG
Salinidad = 33550 ppm
Cl-
Salinidad = 32500 ppm
Cl-
11-May-01
Chequean tubería,
detectan hueco a 77’.
Pozo EWO.
16-May-01
Inician WO 04 Cambio de
PPG a PPS
03-Jun-01
Finalizan WO 04
26-Jun-01
3646
1458
60
“T”
PPS
17-Jul-01
Salinidad = 7250 ppm Cl-.
25-Jul-01
3707
1485
60
“T”
PPS
17-Ago-01
3825
1530
60
“T”
PPS
22-Oct-01
3757
1277
66
“T”
PPS
21-Dic-01
3475
1216
65
“T”
PPS
02-Feb-02
3731
1194
68
“T”
PPS
14-Feb-02
27-Mar-02
Salinidad = 7600 ppm Cl3853
1156
70
“T”
VIII
PPS
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
16-May-02
3951
948
76
“T”
PPS
18-Jul-02
3809
914
76
“T”
PPS
29-Ago-02
3948
908
77
“T”
PPS
12-Oct-o2
4110
904
78
“T”
PPS
22-Nov-02
4006
881
78
“T”
PPS
08-Dic-02
3986
877
78
“T”
PPS
Pwf
OBSERVACIONES
Chequean tubería ok.
11-Dic-02
Realizan mpg.
30-Dic-02
3857
849
78
“T”
PPS
14-Ene-03
3831
843
78
“T”
PPS
01-Feb-03
Cambian a línea de alta.
02-Feb-03
3940
867
78
“T”
PPS
Salinidad = 7000 ppm Cl-
09-Feb-03
4151
913
78
“T”
PPS
Salinidad = 8000 ppm Cl-
20-Mar-03
4145
912
78
“T”
PPS
19-Abr-03
4175
835
80
“T”
PPS
24-Abr-03
4253
851
80
“T”
PPS
30-May-03
4049
810
80
“T”
PPS
18-Jun-03
4040
808
80
“T”
PPS
24-Jul-03
4124
825
80
“T”
PPS
30-Ago-03
4140
828
80
“T”
PPS
23-Sep-03
4073
815
80
“T”
PPS
22-Oct-03
3732
746
80
“T”
PPS
14-Nov-03
3704
741
80
“T”
PPS
Salinidad = 7800 ppm Cl-
25-Dic-03
3853
771
80
“T”
PPS
Salinidad = 9000 ppm Cl-
07-Ene-04
3904
781
80
“T”
PPS
Salinidad = 9000 ppm Cl-
20-Feb-04
3904
781
80
“T”
PPS
26-Mar-04
4092
818
80
“T”
PPS
Salinidad = 8000 ppm Cl-
22-Abr-04
4053
811
80
“T”
PPS
Salinidad = 8200 ppm Cl-
11-May-04
3802
760
80
“T”
PPS
24-Jun-04
3802
760
80
“T”
PPS
IX
Salinidad = 7200 ppm Cl-
Salinidad = 7200 ppm Cl-
Salinidad = 7200 ppm Cl-
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
Pwf
OBSERVACIONES
24-Jul-04
3685
737
80
“T”
PPS
Salinidad = 8800 ppm Cl-
28-Ago-04
4469
715
84
“T”
PPS
Salinidad = 8000 ppm Cl-
08-Sep-04
4422
708
84
“T”
PPS
29-Oct-04
4291
686
84
“T”
PPS
28-Nov-04
4273
684
84
“T”
PPS
16-Dic-04
4210
674
84
“T”
PPS
14-Ene-05
4234
677
84
“T”
PPS
Salinidad = 9000 ppm Cl-
04-Feb-05
Inician WO 05 Cambio de
BES, bomba atascada
09-Feb-05
Finalizan WO 05 Bajan
Bombas GC-4100
15-Feb-05
3998
720
82
“T”
PPS
P int = 2415
19-Mar-05
4163
739
82
“T”
PPS
P int = 2600
19-Abr-05
4120
742
82
“T”
PPS
P int = 2610
19-Jun-05
4122
660
84
“T”
PPS
P int = 2610
08-Ago-05
4124
660
84
“T”
PPS
05-Oct-05
4469
715
84
“T”
PPS
24-Dic-05
4728
567
88
“T”
PPS
26-Feb-06
5410
270
95
“T”
PPS
18-Abr-06
4281
342
92
“T”
PPS
29-Jun-06
4804
240
95
“T”
PPS
Salinidad = 12500 ppm
Cl-
26-Ago-06
4439
222
95
“T”
PPS
Salinidad = 12000 ppm
Cl-
04-Oct-06
4394
220
95
“T”
PPS
08-Dic-06
4053
284
93
“T”
PPS
25-Feb-07
4234
169
96
“T”
PPS
18-Abr-07
4422
177
96
“T”
PPS
Salinidad = 11000 ppm
Cl-
Salinidad = 8000 ppm Cl-
Salinidad = 10400 ppm
Cl-
23-May-07
Inician WO 06 Evaluar
“US”. Diseñar BES
13-Jun-07
Finalizan WO 06 Bajan
BES P4XH6
27-Jun-07
253
202
20
Us+Ui
X
PPS
P int =1101,Sal = 42500
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
Pwf
OBSERVACIONES
29-Ago-07
247
198
20
Us+Ui
PPS
P int =950
24-Oct-07
188
150
20
Us+Ui
PPS
P int =1090
23-Dic-07
221
155
30
Us+Ui
PPS
P int =868,Sal = 42500
23-Feb-08
306
214
30
Us+Ui
PPS
P int =880
07-Mar-08
Inician WO 07Realizar
SQZ a “T”. Repunzonar
“T”. Evaluar. Rediseñar
BES
26-Mar-08
Terminan WO 07 Bajan
BES P8XH6
29-Mar-08
689
620
10
“T“
PPS
P int = 871, Sal = 8500
16-May-08
404
400
1
“T“
PPS
P int = 500
03-Jul-08
335
332
1
“T“
PPS
P int = 500
23-Sep-08
198
196
1
“T“
PPS
P int = 719
Realizan limpieza a la
BES con solventes y HCl
15%
31-Oct-08
28-Nov-08
282
279
1
“T“
PPS
P int = 500
28-Ene-09
235
233
1
“T“
PPS
P int = 505
14-Mar-09
288
285
1
“T“
PPS
P int = 497
Sensor de fondo deja de
registrar
26-Abr-09
14-May-09
239
237
1
“T“
PPS
P int = 502
05-Jul-09
241
239
1
“T“
PPS
P int = 497
05-Sep-09
294
291
1
“T“
PPS
P int = 502
08-Nov-09
321
318
1
“T”
PPS
P int = 507
23-Nov-09
294
291
1
“T“
PPS
P int = 501
22-Dic-09
310
307
1
“T“
PPS
P int = 510
31-Dic-09
292
289
1
“T”
PPS
P int = 500
03-Ene-10
400
396
1
“T”
PPS
P int = 499
19-Ene-10
247
245
1
“T“
PPS
P int = 500
01-Feb-10
298
295
1
“T”
PPS
P int = 516
20-Feb-10
273
237
1
“T“
PPS
P int = 499
03-Mar-10
275
272
1
“T”
PPS
P int = 499
18-Mar-10
270
267
1
“T“
PPS
P int = 472
XI
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
Pwf
04-Abr-10
282
279
1
“T”
PPS
P int = 502
28-Abr-10
246
244
1
“T“
PPS
P int = 486
4-May-10
258
251
1
“T“
PPS
P int = 500
18-May-10
255
252
1
“T“
PPS
P int = 502
28-May-10
31-May-10
OBSERVACIONES
Detectan fase a tierra
55
54
1
“T“
PPS
Increm. Frec de 50 a
52hz
03-Jun-10
04-Jun-10
39
38
1
“T“
PPS
P int = 566, Sal = 12000
ppm Cl
05-Jun-10
31
31
1
“T”
PPS
Bajo aporte, produce con
fase a tierra.
06-Jun-10
31
31
1
“T”
PPS
Se cierra Shifting, Tool de
3 ½” abren camisa de
circulación
08-Jun-10
W/L Corren Kinley
Perforación, disparos en
la Tubería de 3-1/2” @ +/8.678’ Ok.
16-Jun-10
Inician Operaciones de
W.O. 08 a las 22:00
CEPE-02 RIG
10-Jul-10
1274
77
94
“Ui”
PPS
1030
Finaliza W.O. 08 Bombas
P12XH6 (226+104) STG
15-Jul-10
792
32
96
“Ui”
PPS
924
Sal=3200 PPmcl
BSW=92%
26-Jul-10
503
262
48
“Ui”
PPS
544
HZ=48
06-Ago-10
443
266
40
“Ui”
PPS
500
HZ=49
15-Ago-10
476
285
40
“Ui”
PPS
525
HZ=49
29-Ago-10
403
242
40
“Ui”
PPS
586
HZ=49
05-Sep-10
379
227
40
“Ui”
PPS
500
HZ=49
16-Sep-10
439
203
40
“Ui”
PPS
521
HZ=49
21-Sep-10
392
235
40
“Ui”
PPS
648
HZ=49
06-Oct-10
337
202
40
“Ui”
PPS
510
HZ=49
15-Oct-10
357
214
40
“Ui”
PPS
474
HZ=49
25-Oct-10
312
187
40
“Ui”
PPS
475
HZ=49
01-Nov-10
368
221
40
“Ui”
PPS
466
HZ=49
XII
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
21-Nov-10
365
219
40
“Ui”
24-Nov-10
286
172
40
05-Dic-10
306
184
20-Dic-10
392
29-Dic-10
MÉTODO
Pwf
OBSERVACIONES
PPS
471
HZ=49
“Ui”
PPS
486
HZ=49
40
“Ui”
PPS
438
HZ=49
235
40
“Ui”
PPS
515
HZ=49
306
184
40
“Ui”
PPS
515
HZ=49
03-Ene-11
314
188
40
“Ui”
PPS
517
HZ=49
10-Ene-11
356
214
40
“Ui”
PPS
531
HZ=49
22-Ene-11
267
160
40
“Ui”
PPS
600
HZ=49
BESOFF por bajo
aislamiento E.W.O.
26-Ene-11
ANEXO 3.2.- Historial de workover del pozo pichincha 05
N° W.O
Fecha
Objetivo
02-jul-87-
Motivo
pozo completado (1795 BFPD)
1
14-ago-95
Cambio de completación de ppf a ppg
2
06-ene-98
Cambio de completación de gas lift
Rotura en tubería
3
01-jul-98
Cambio de completación
Posible hueco en tubería
4
03-jun-01
Cambio de tipo de levantamiento artificial de gas lift a bombeo
eléctrico sumergible
5
09-feb-05
Cambio de completación.
6
13-jun-07
Evaluar arena "US". Diseñar bes
7
27-mar-08
Realizar squeeze en arena “t”, repunzonar arena “t”. Evaluar,
rediseñar bes
8
09-jul-10
Asentar CIBP a "9225". Realizar estimulación matricial a "t".
Rediseñar bes
XIII
Bombas atascadas; protector presenta
corrosión interna en la cabeza, cámaras
tienen aceite contaminado; motor
eléctricamente bien en el adapter; sensor
presenta corrosión ligera
ANEXO 3.3.- Historial de producción del pozo Pichincha 12
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
22-Oct-92
OBSERVACIONES
Finalizan completación y pruebas iniciales.
11-Nov-92
587
586
0.2
“T”
PPF
24-Nov-92
654
628
4
“T”
PPF
27-Abr-93
904
452
50
“T”
PPF
22-May-93
925
462
50
“T”
PPF
09-Jun-93
820
410
50
“T”
PPF
17-Jul-93
1033
413
60
“T”
PPF
18-Ago-93
Inicia W.O. # 01
10-Sep-93
Finaliza W.O.
14-Oct-93
1600
480
70
“T”
PPG
25-Nov-93
1493
448
70
“T”
PPG
06-Dic-93
1456
437
70
“T”
PPG
19-Feb-94
1128
226
80
“T”
PPG
03-Mar-94
816
163
80
“T”
PPG
19-Mar-94
189
38
80
“T”
PPG
Cerrado por alto BSW y baja producción.
30-Jul-94
Inicia W.O.  2
09-Ago-94
Finaliza W.O.
12-Ago-94
1284
385
70
“T”
PPG
30-Nov-94
833
83
90
“T”
PPG
XIV
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
04-Dic-94
OBSERVACIONES
Cerrado por alto BSW.
04-Oct-02
984
393
60
“T”
PPH
Evalúan con bomba jet.
05-Oct-02
1080
216
80
“T”
PPH
Evalúan con bomba jet.
06-Oct-02
07-Oct-02
Cierran camisa de arena “T”
672
34
95
“Ui”
PPH
Evalúan con bomba jet.
08-Oct-02
Suspenden evaluación con WTF.
21-Oct-04
Chequean camisa de T y Ui ok.
24-Oct-04
Inician evaluación con Petrotech
26-Oct-04
1344
269
80
“Ti”
PPH
31-Oct-04
1584
459
71
“Ti”
PPH
Bomba Jet 9ª
2-Nov-04
Suspenden evaluación por atascamiento de la bomba
Jet.
18-Dic-04
Inician WO Nº 3, para bajar completación de fondo
25-Dic-04
Inician evaluación + toman BUP
27-Dic--04
1176
329
72
“ Ti “
PPH
30-Dic-04
1152
323
72
“ Ti “
PPH
01-Ene-05
1176
329
72
“ Ti “
PPH
3-Ene-05
1200
300
75
“ Ti”
PPH
9- Ene -05
Evalúan con Jet -11L ,
Continúa produciendo con MTU de Cía. Sertecpet.
Inician WO 9
XV
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
13-Ene-05
OBSERVACIONES
Terminan W.O # 04
16-Ene-05
1908
262
88
“ Ti”
PPS
21-Feb-05
1576
284
82
“ Ti”
PPS
25-Feb-05
1560
281
82
“Ti”
PPS
15-Mar-05
1452
232
84
“ Ti”
PPS
“ Ti”
PPS
16-Mar-05
17-Mar-05
1804
289
84
“ Ti”
PPS
22-Mar-05
1889
302
84
“ Ti”
PPS
03-Abr-05
1964
314
84
“ Ti”
PPS
18-Jun-05
2093
335
84
“ Ti”
PPS
08-Jul-05
2105
337
84
“ Ti”
PPS
12-Jul-05
1396
223
84
“ Ti”
PPS
24-Jul-05
1380
221
84
“ Ti”
PPS
26-Jul-05
1388
222
84
“ Ti”
PPS
Salinidad = 10800 PPmcl
Se intenta chequear tubería sin éxito. Se encuentra
escala en el sombrero. Se limpia con acido hasta la
válvula master + bajan calibrador de 3 ½” baja
golpeando hasta 30‘ + calibrador de 2.25” pasa hasta
8817‘ (No-Go) + chequean parámetros eléctricos.
Tiene dificultad para arrancar.
Realizan limpieza al TBG con Hcl al 15% con unidad
de CTU + incrementan frecuencia de 50.5 @ 55 Hz.
Se limpia desde 0‘ @ 200‘ escala + se recupera Std.
Valve limpio.
Cambian cable del transformador por robo +
chequean parámetros eléctricos y rotación.
Salinidad = 10200 PPmcl
Intentan chequear TBG sin éxito, presencia de escala
en cabezal y bayoneta
Realizan limpieza a TBG y Línea de flujo con HCL al
15% Técnico arranca equipo luego de varios intentos
se deja con 50 Hz por posibles atascamientos de
equipo por posible suciedad.
28-jul-05
06-Ago-05
1701
272
84
“ Ti”
PPS
22-Ago-05
1835
294
84
“ Ti”
PPS
XVI
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
10-Sep-05
1840
294
84
“ Ti”
PPS
09-Oct-05
1748
280
84
“ Ti”
PPS
12-Oct-05
2093
167
84
“ Ti”
PPS
13-Oct-05
2100
42
98
“ Ti”
PPS
14-Oct-05
2120
42
98
“ Ti”
PPS
OBSERVACIONES
Salinidad= 8450 PPmcl
Cierran pozo por alto BSW
08-Feb-06
Inicia W.O. # 05 ( Reparar BES )
12-Mar-06
Finaliza W.O. # 05. Bajan TD-850
18-Mar-06
706
141
80
“ Ui”
PPS
22-Mar-06
564
169
70
“ Ui”
PPS
06-Abr-06
776
202
74
“ Ui”
PPS
20-Abr-06
678
149
78
“ Ui”
PPS
12-May-06
666
147
78
“ Ui”
PPS
28-Jun-06
713
157
78
“ Ui”
PPS
28-Jul-06
740
44
94
“ Ui”
PPS
29-Jul-06
741
104
86
“ Ui”
PPS
30-Jul-06
701
98
86
“ Ui”
PPS
02-Ago-06
525
74
86
“ Ui”
PPS
07-Ago-06
729
117
82
“ Ui”
PPS
20-Feb-10
Cerrado por alto BSW y por daño en Quick Connector
( por robo de cable de superficie )
W/L recupera Std. Valve de 3-1/2” a 8989’
XVII
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
OBSERVACIONES
21-Feb-10
Inicia W.O. No.06 ( Recuperar tubería EUE de 3-1/2" y
equipo BES TD-850 )
27-Feb-10
Finaliza W.O. No.06 ( Pozo queda sin completación )
16-May-2011
Inicia W.O. No. 07 (Asentar CIBP a 9052'. Punzonar
arena "Ui" (9040' - 9046') (6'). Evaluar arena. diseñar
BES
21-May-2011
Inicia evaluación a la arena “Ui” con JET9A,elementos de presión y MTU al tanque
23-May-2011
552
497
10
“Ui”
PPH
Reversan JET. Bomba Sale con pocas partículas
solidas en Nozzle y garganta. Desplazan JET-9A
24-May-2011
27-May-2011
Salinidad = 12400 ppm CL-
“Ui”
PPH
Salinidad = 50500 ppm CL-
28-May-2011
“Ui”
PPH
Cierran pozo para Build-up por 16 horas.
29-May-2011
“Ui”
PPH
Reversan JET. Recuperan elementos de presión.
Pwf=682 PSI, Pws=2429 PSI. Desplazan JET-9A
“Ui”
PPH
Salinidad = 43500 ppm CL-
“Ui”
PPH
Salinidad = 50500 ppm CL-
30-May-2011
504
504
474
474
6
6
28-May-2011
03-Jun-2011
480
415
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 49350 ppm CL
05-Jun-2011
432
406
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 46800 ppm CL
07-Jun-2011
432
406
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 44700 ppm CL
09-Jun-2011
432
406
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 44700 ppm CL
11-Jun-2011
408
384
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 44700 ppm CL
13-Jun-2011
384
361
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 42300 ppm CL
15-Jun-2011
360
338
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 42300 ppm CL
XVIII
FECHA
BFPD
BPPD
BSW
ARENA
MÉTODO
OBSERVACIONES
17-Jun-2011
312
293
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 42300 ppm CL
21-Jun-2011
264
248
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 42000 ppm CL
23-Jun-2011
264
248
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 42000 ppm CL
25-Jun-2011
240
226
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 40500 ppm CL
28-Jun-2011
216
203
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 41000 ppm CL
01-Jul-2011
192
180
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 41000 ppm CL
03-Jul-2011
168
158
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 41000 ppm CL
05-Jul-2011
144
135
6
“Ui”
PPH
Salinidad = 7900 ppm CL
Realizan Estimulación con BJ Sandstone Acid 4.5%
Orgánico + HCL, sin éxito.
06-Jul-2011
07-Jul-2011
168
156
7
“Ui”
PPH
Salinidad = 8200 ppm CL
09-Jul-2011
168
100
47
“Ui”
PPH
Salinidad = 8200 ppm CL
Repunzonan con cañones convencionales intervalos
de “Uinf” 9040’ – 9046’
10-Jul-2011
11-Jul-2011
0
0
0
“Ui”
PPH
Salinidad = 8200 ppm CL
Chequean Completación Ok. ; intentan continuar
evaluando sin éxito.
12-Jul-2011
13-Jul-2011
0
0
0
“Ui”
PPH
No hay aporte
14-Jul-2011
0
0
0
“Ui”
PPH
No hay aporte
14-Jul-2011
Suspenden operaciones, pozo sin aporte.
XIX
ANEXO 3.4.- Historial de workover del pozo Pichincha 12
N° W.O
Fecha
Objetivo
Motivo
22-oct-92: finalizan completación y pruebas iniciales
1
10-sep-93
Controlar avance de agua
mediante cementación forzada en
arena “t”. Evaluar arena “Ui”.
2
09-ago-94
Cementación forzada en arena
“t”.
Evaluar
con
bombeo
hidráulico jet arenas “t” y “Ui”.
Completar para gas lift.
3
23 -dic-04
Cambio de BHA
completación de fondo
Evaluar sin torre
4
13/01/2005
Cambio de sistema de PPH a
PPS
5
12/03/2006
SQZ a “ti” y “Ui”. Correr registro
gr. Evaluar. Diseñar bes
6
27-feb-2010
Recuperar tubería EUE de 3-1/2"
y equipo BES td-850
7
16-may-2011
Asentar CIBP a 9052'. Punzonar
arena "Ui" (9040' - 9046')
XX
,
bajar
Evaluar arena. Diseñar bes
ANEXO N° 4.- Well Test
ANEXO 4.1.- Aplicaciones del software “Well test”
XXI
ANEXO 4.2.- Análisis de Build Up aplicado con Well Test
XXII
XXIII
XXIV
XXV
XXVI
XXVII
XXVIII