Repositorio Digital UTE - Universidad Tecnológica Equinoccial

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
TEMA:
“ESTUDIO DE UN CAMPO DE LA CUENCA ORIENTE
ECUATORIANA Y PROPUESTA PARA SU DESARROLLO
CON BASE A UN MODELO DE SIMULACIÓN DINÁMICO”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERA DE PETRÓLEOS
MARÍA FERNANDA POZO NAVAS
DIRECTOR: ING. VINICIO MELO
Quito, Ecuador 2014
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014
Reservados todos los derechos de reproducción
i
DECLARACIÓN
Yo MARÍA FERNANDA POZO NAVAS, 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.
_________________________
María Fernanda Pozo Navas
C.I. 1722882626
ii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Estudio de un campo
de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y propuesta para su desarrollo con
base a un modelo de simulación dinámico”, que, para aspirar al título de
Ingeniera de Petróleos fue desarrollado por María Fernanda Pozo Navas,
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. Vinicio Melo
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 1001048105
iii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN
xix
ABSTRACT
xxi
INTRODUCCIÓN
xxiii
CAPÍTULO I
1
1. MARCO TEÓRICO
1
1.1
MARCO HISTÓRICO REFERENCIAL
1.1.1
1.2
HISTORIA DE LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS
MARCO CONCEPTUAL
1
1
4
1.2.1
YACIMIENTO DE PETRÓLEO
4
1.2.2
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS
6
1.2.3
SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS
7
1.2.4
MÉTODOS TRADICIONALES PARA LA SIMULACIÓN
7
1.2.4.1 Métodos análogos
8
1.2.4.2 Métodos experimentales
8
-
Modelos análogos
9
-
Modelos físicos
9
1.2.4.3 Métodos matemáticos
1.2.5
APLICACIONES DE LA SIMULACIÓN
1.2.6
ETAPAS PARA EL DESARROLLO DE UN MODELO
10
10
DE SIMULACIÓN DINÁMICO
12
1.2.6.1 Adquisición y análisis de datos
13
-
Estudios sísmicos
13
-
Estudios geológicos
13
-
Análisis de núcleos (cores)
14
-
Registros eléctricos
14
-
Análisis PVT
14
iv
1.2.6.2 Modelo de simulación estático
15
-
Porosidad (Ø)
15
-
Permeabilidad (K)
17
-
Saturación (S)
22
-
Humectabilidad o mojabilidad
23
1.2.6.3 Modelo de Simulación dinámico
24
-
Información de producción e inyección
24
-
Índice de productividad (IP)
25
-
Pruebas de presión
26
SIMULADORES DE YACIMIENTOS
26
1.2.7
1.2.7.1 Tipo de yacimiento
27
1.2.7.2 Nivel de simulación
27
1.2.7.3 Tipo de fluido contenido
28
-
Simuladores de gas
28
-
Simuladores geotérmicos
28
-
Simuladores de petróleo negro
29
1.2.7.4 Procesos de recuperación mejorada
30
-
Simuladores de recuperación química
30
-
Simuladores de recuperación con miscibles
31
-
Simuladores de recuperación térmica
31
1.2.7.5 Número de fases
32
-
Simuladores monofásicos
32
-
Simuladores bifásicos
32
-
Simuladores trifásicos
33
-
Simuladores composicionales
33
1.2.7.6 Número de dimensiones
34
-
Simuladores de cero dimensiones
34
-
Simuladores de una dimensión
35
-
Simuladores de dos dimensiones
36
-
Simuladores de tres dimensiones
36
1.2.8
ENMALLADO MODERNO
37
1.2.9
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
37
v
1.2.10 COSTOS DE LA SIMULACIÓN
1.3
38
ECLIPSE
1.3.1
38
DESCRIPCIÓN
1.3.1.1 Simulador
38
térmico
ECLIPSE
(ECLIPSE
thermal simulator)
1.3.1.2 Simulador
39
composicional
ECLIPSE
(ECLIPSE compositional simulator)
1.3.1.3 Simulador
de
optimización
39
ECLIPSE
(ECLIPSE Frontsim streamline simulator)
39
1.3.1.4 Simulador de petróleo negro ECLIPSE
1.3.2
1.4
(ECLIPSE core simulator)
40
SIMULACIÓN CON ECLIPSE
40
DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO
46
1.4.1
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
46
1.4.2
ANTECEDENTES
48
1.4.3
ESTRATIGRAFÍA
49
1.4.3.1 Formación Hollín
49
1.4.3.2 Formación Napo
50
1.4.3.3 Formación Tena
50
1.4.4
GEOFÍSICA
56
CAPÍTULO II
57
2. METODOLOGÍA DE DESARROLLO DEL TRABAJO
57
2.1
RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA
2.2
RECOPILACIÓN DE ESTUDIOS ANTERIORES SOBRE EL
CAMPO FRONTERA
58
58
2.2.1
INFORME DE SIMULACIÓN (1999)
59
2.2.2
MODELO DE SIMULACIÓN DINÁMICO (2009)
59
2.3
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN AL 2013
66
2.4
REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN
67
vi
CAPÍTULO III
68
3. ANÁLISIS DE RESULTADOS
68
3.1
PETROFÍSICA
68
3.2
ESTRUCTURA
75
3.3
ACUÍFEROS
76
3.4
PETRÓLEO IN SITU (POES)
79
3.5
CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS
79
3.6
PRESIONES
84
3.7
PRODUCCIÓN
86
3.8
ESTADO ACTUAL
93
3.8.1
PERFORACIÓN DE LOS POZOS
94
3.8.2
UBICACIÓN DE LOS POZOS
96
3.8.3
PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE FLUIDO
97
3.8.4
PRODUCCIÓN ACUMULADA
99
3.8.5
HISTORIA DE PRODUCCIÓN POR POZO Y
YACIMIENTO.
100
3.8.6
ÚLTIMA PRODUCCIÓN REPORTADA POR POZO
113
3.8.7
PRESIÓN
114
3.9
AJUSTE HISTÓRICO
115
3.10 ESCENARIOS CONSIDERADOS PARA EL DESARROLLO
DEL CAMPO.
120
3.10.1 REALIZACIÓN DE UN TRABAJO DE
REACONDICIONAMIENTO
122
3.10.2 PERFORACIÓN
125
3.10.3 PERFORACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
130
3.10.4 INYECCIÓN DE AGUA
133
3.11 COMPARACIÓN ENTRE LAS PROPUESTAS DE
DESARROLLO SIMULADAS.
3.12 PROPUESTA APLICABLE
136
138
3.12.1 DESCRIPCIÓN
138
3.12.2 COSTOS DE APLICACIÓN
142
vii
CAPÍTULO IV
143
4
143
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1
CONCLUSIONES
143
4.2
RECOMENDACIONES
146
ANEXOS
148
BIBLIOGRAFÍA
165
GLOSARIO
168
NOMENCLATURA
179
viii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1.
Parámetros
definición
básicos
del
utilizados
modelo
de
para
la
simulación
dinámico del campo Frontera.
Tabla 2.
62
Parámetros petrofísicos para las areniscas
T y U.
Tabla 3.
69
Petróleo Original In Situ (POES) de los
yacimiento T y U del campo Frontera según
el informe de simulación de 1999 y el
modelo de simulación dinámico de 2009
Tabla 4.
79
Propiedades PVT para el yacimiento T y U
del campo Frontera.
Tabla 5.
80
Estado actual, características y perforación
de los pozos del Campo Frontera
Tabla 6.
95
Parámetros petrofísicos del yacimiento T
reportados al año 2013
Tabla 7.
98
Parámetros petrofísicos del yacimiento U
reportados al año 2013
Tabla 8.
Producción
acumulada
99
de
petróleo
a
diciembre de 2012.
Tabla 9.
100
Última producción reportada de los pozos
productores del campo Frontera para los
yacimientos T y U.
113
ix
Tabla 10.
Parámetros obtenidos del análisis de la
prueba de restauración de presión del pozo
Frontera-4B, yacimiento T.
Tabla 11.
114
Volúmenes estimados in situ y recuperados
de petróleo, gas y agua según la simulación
matemática sin realizar trabajos en el
campo.
Tabla 12.
121
Volúmenes estimados in situ y recuperados
de petróleo, gas y agua según la simulación
matemática para el caso de la realización
de un trabajo de reacondicionamiento.
Tabla 13.
123
Volúmenes estimados in situ y recuperados
de petróleo, gas y agua según la simulación
matemática para el caso de la perforación
de un pozo.
Tabla 14.
Volúmenes
128
in
situ
y
recuperados
de
petróleo, gas y agua según la simulación
matemática
para
la
realización
de
un
reacondicionamiento y perforación.
Tabla 15.
131
Volúmenes estimados in situ y recuperados
de petróleo, gas y agua según la simulación
matemática para el caso de inyección de
agua.
Tabla 16.
134
Volúmenes de petróleo total producido del
campo Frontera en barriles a enero de 2013
según la simulación y el valor real.
Tabla 17.
138
Costos referenciales para un proyecto de
inyección de agua.
142
x
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1.
Evolución de la simulación de yacimientos
Figura 2.
Etapas para el desarrollo de un modelo de
simulación dinámico.
12
Figura 3.
Porosidad
15
Figura 4.
Ley de Darcy
permeabilidad
aplicada
al
cálculo
4
de
19
Figura 5.
Flujo radial
20
Figura 6.
Curvas de permeabilidad relativas a dos
fases
21
Figura 7.
Fenómenos de humectabilidad
24
Figura 8.
Ubicación del campo Frontera en el Ecuador
47
Figura 9.
Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente
51
Figura 10.
Columna estratigráfica del Campo Frontera
53
Figura 11.
Registro eléctrico tipo del pozo Frontera-1,
con líneas de correlación
55
Figura 12.
Diagrama de flujo de la metodología.
57
Figura 13.
Imagen tomada de la interface denominada
“Office” del programa Eclipse.
60
Imagen tomada del programa Eclipse, del
gerenciamiento de los casos “case manager”.
61
Imagen tomada del programa Eclipse, del
Gerenciamiento de la información “data
manager”.
61
Figura 14.
Figura 15.
xi
Figura 16.
Figura 17.
Figura 18.
Figura 19
Figura 20.
Figura 21.
Figura 22.
Figura 23.
Figura 24.
Figura 25.
Figura 26.
Figura 27.
Mapa de celdas activas y no con los pozos
activos para la capa K=16, correspondiente al
yacimiento T del campo Frontera.
63
Mapa de celdas activas y no con los pozos
activos para la capa K=1, correspondiente al
yacimiento U del campo Frontera.
64
Mapa de valores de espesor neto (NTG) para
la capa K=14, correspondiente al yacimiento
T del campo Frontera.
71
Mapa de valores de espesor neto (NTG) para
la capa K=7, correspondiente al yacimiento U
del campo Frontera.
72
Mapa de isoporosidades para la capa K=14
correspondiente a la arenisca T del campo
Frontera.
73
Mapa de isoporosidades en la capa K=7,
correspondiente al yacimiento U del campo
Frontera.
74
Mapa Estructural isopaco del campo Frontera
a la caliza A
76
Gráfico del acuífero en la capa K=14 del
yacimiento T
77
Gráfico del acuífero en la capa K=7 del
yacimiento U
78
Gráfico de las curvas de permeabilidad
relativa de petróleo y agua para el yacimiento
T.
81
Gráfico de las curvas de permeabilidad
relativa de petróleo y agua para el yacimiento
U.
82
Solubilidad del gas en el petróleo en el
yacimiento T.
83
xii
Figura 28.
Figura 29.
Figura 30.
Figura 31.
Figura 32.
Figura 33.
Figura 34.
Figura 35.
Figura 36.
Figura 37.
Figura 38.
Figura 39.
Figura 40.
Solubilidad del
yacimiento U
gas
en
petróleo
en
el
83
Datos de presión del yacimiento T (Región 2)
del campo Frontera
84
Datos de presión del yacimiento U (Región 1)
del campo Frontera
85
Caudal de producción de petróleo por día
para el yacimiento T (región 2) del campo
Frontera.
86
Caudales de producción de petróleo por día
para el yacimiento U (región 1) del campo
Frontera.
87
Producción total acumulada de petróleo para
el yacimiento T (región 2) del campo
Frontera.
88
Producción total acumulada de petróleo para
el yacimiento U (región 1) del campo
Frontera.
89
Caudal de producción de agua por día para el
yacimiento T (región 2) del campo Frontera.
90
Caudal de producción de agua por día para el
yacimiento U (región 2) del campo Frontera.
91
Producción total acumulada de agua para el
yacimiento T (región 2) del campo Frontera.
92
Producción total acumulada de agua para el
yacimiento U (región 1) del campo Frontera.
93
Mapa de ubicación y coordenadas de los
pozos del Campo Frontera
96
Ubicación de
Frontera-6D
97
los
pozos
Frontera-4B
y
xiii
Figura 41.
Figura 42.
Figura 43.
Figura 44.
Figura 45.
Figura 46.
Figura 47.
Figura 48.
Figura 49.
Figura 50.
Figura 51.
Histórico de producción y BSW para T y U a
través del tiempo (día, mes, año) del pozo
Frontera-1.
102
Histórico de producción y BSW para T y U a
través del tiempo (día, mes, año) del pozo
Frontera-2.
104
Histórico de producción y BSW para T y U a
través del tiempo (día, mes, año) desde 2004
del pozo Frontera-4B.
106
Histórico de producción y BSW para T y U a
través del tiempo (día, mes, año) desde 2004
del pozo Frontera-5.
108
Histórico de producción y BSW para T a
través del tiempo (día, mes, año) del pozo
Frontera-5RE.
110
Histórico de producción y BSW para U a
través del tiempo (día, mes, año) del pozo
Frontera-6D.
112
Ajuste histórico de la producción de petróleo
diaria y corte de agua para el pozo Frontera1
116
Ajuste histórico de la producción de petróleo
diaria y corte de agua para el pozo Frontera2.
117
Ajuste histórico de la producción de petróleo
diaria y corte de agua para el pozo Frontera3.
118
Ajuste histórico de la producción de petróleo
diaria y corte de agua para el pozo Frontera4B
119
Ajuste histórico de la producción de petróleo
diaria y corte de agua para el pozo Frontera5
120
xiv
Figura 52.
Figura 53.
Figura 54.
Figura 55.
Figura 56.
Figura 57.
Figura 58.
Figura 59.
Figura 60.
Figura 61.
Figura 62.
Histórico y predicción de la producción de
petróleo con el corte de agua para la
realización
de
un
trabajo
de
reacondicionamiento en el pozo Frontera-1
122
Histórico y predicción de la producción de
petróleo con el corte de agua del campo para
la realización de un reacondicionamiento.
124
Histórico de producción y corte de agua del
pozo Frontera-1 a partir del 2009.
125
Mapa de ubicación de los pozos del campo
Frontera incluido el pozo Frontera-6 en una
capa de U
126
Histórico y predicción simulada de la
producción de petróleo con el corte de agua
para el caso de la realización de perforación
para el pozo Frontera-6
127
Histórico y predicción simulada de la
producción de petróleo y corte de agua del
campo para el caso de perforación de un
pozo.
129
Histórico de producción y corte de agua del
pozo Frontera -6D a partir del 2012.
130
Histórico y predicción simulada de la
producción de petróleo y corte de agua del
campo para un reacondicionamiento y
perforación.
132
Mapa de ubicación
Frontera-7.
133
del
pozo
inyector
Área de influencia de la inyección de agua
del pozo Frontera-7
135
Histórico y predicción simulada de la
producción de petróleo y corte de agua del
campo para el caso de inyección de agua
136
xv
Figura 63.
Figura 64.
Figura 65.
Figura 66.
Figura 67.
Producción total acumulada hasta el año
2019, para las diferentes predicciones
simuladas.
137
Desplazamiento del petróleo por el ingreso
de agua
139
Continuidad de las arenas productoras de los
pozos del campo Frontera.
139
Mapa de isoporosidades en la capa K=7,
correspondiente al yacimiento U del campo
Frontera.
140
Mapa de permeabilidad en la capa K=1,
correspondiente al yacimiento U del campo
Frontera.
141
xvi
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO I.
Vista del archivo base para la simulación con ECLIPSE de
extensión .DATA
149
ANEXO II.
Información petrofísica y pruebas iniciales de producción
de los pozos Frontera-1, Frontera-2, y Quillacinga-1.
150
ANEXO III.
Topes y bases de los horizontes de la Formación Napo y
contacto agua petróleo en los pozos del campo Frontera.
153
ANEXO IV.
Vista de uno de los documentos con extensión .txt,
generado por el simulador, donde se observa el POES.
154
ANEXO V.
Completación del pozo re-inyector de agua Frontera-3
155
ANEXO VI.
Análisis de la prueba de restauración de presión del pozo
Frontera-4B.
156
ANEXO VII.
Ajuste histórico de la producción diaria de petróleo y corte
de agua para el campo Frontera.
161
ANEXO VIII.
Ajuste histórico de la producción diaria de agua para el
campo Frontera.
162
xvii
ANEXO IX.
Ajuste histórico de la producción diaria de fluido para el
campo Frontera.
163
ANEXO X.
Completación del pozo de desarrollo Frontera-6D.
164
xviii
RESUMEN
Los modelos de simulación dinámicos integran información estática y
dinámica, para intentar replicar una parte de lo que posiblemente esté
ocurriendo
en
un
yacimiento
de
petróleo,
a
fin
de
predecir
su
comportamiento futuro al realizar ciertos trabajos hipotéticos de acuerdo a
diferentes escenarios de desarrollo, cuyos resultados ayudan a escoger la
mejor alternativa con la más alta recuperación, minimizando los riesgos. Bajo
esta perspectiva, en esta investigación se realizó un estudio sobre el campo
Frontera, ubicado en la línea limítrofe entre Ecuador y Colombia, en la
Cuenca Oriente con base a un modelo de simulación dinámico, para lo cual
se tomó en cuenta la historia de la simulación de yacimientos que inicia con
modelos físicos como los depósitos de paredes transparentes llenos de
petróleo, arena y agua donde se observaba directamente las interacciones
roca-fluido, pasando por los modelos de una dimensión, geometrías de dos
dimensiones hasta llegar a los modelos en tres dimensiones de n
componentes desarrollados en programas de cómputo con un manejo
integrado de los campos. También fue necesario analizar conceptos
relacionados con la simulación, como yacimiento de petróleo, que es una
unidad geológica que contiene hidrocarburos de volumen limitado con
porosidad y permeabilidad. Además, de exponer los métodos tradicionales
para la simulación, aplicaciones de la simulación, etapas para el desarrollo
de un modelo de simulación dinámico,
simulador de yacimientos y su
clasificación, enmallado moderno, resultados y costos de la simulación, el
simulador ECLIPSE y una breve descripción del área de estudio. De acuerdo
al referente teórico y para realizar una propuesta de desarrollo del campo
Frontera, se presentó una caracterización del área con datos obtenidos
desde el informe final de la simulación realizada en 1999, el modelo de
simulación dinámico de 2009 (cuya validez se demostró con los ajustes
históricos de los cinco pozos perforados a ese año) e información
complementaria actualizada al 2013. Luego de lo cual, se procedió al
xix
análisis de los diferentes escenarios de desarrollo comparándolos con la
situación actual del campo, dando como resultado que la propuesta aplicable
es la inyección de agua a través de un nuevo pozo denominado Frontera-7,
para recuperación secundaria de petróleo mediante el desplazamiento de
reservas remanentes entre este pozo y los productores.
DESCRIPTORES: Petróleo/ Ecuador/ Colombia/ Amazonia/ Cuenca Oriente
/ Campo Frontera/ Yacimientos/Reservorios/Simulación/ Simulador /Modelo
Estático/Modelo Dinámico/Información Estática/Información
Dinámica/Propuesta de Desarrollo.
xx
ABSTRACT
The dynamic simulation models integrate static and dynamic information to
try to replicate a part of what is possibly happening in an oil field in order to
predict its future behavior when performing certain hypothetical works
according to different development scenarios, which results will aid in
selecting the best alternative with the highest yield, minimizing the risks.
Under this perspective, a study was performed in this research on the
Frontera Field, located in the border between Ecuador and Colombia, in the
East Basin, based on a dynamic simulation model, for which the history of
the simulation of fields that starts with physical models like the deposits of
transparent walls filled with oil, water and sand where the rock-fluid
interaction were directly observed was taken into account, passing through
one dimension models, two dimension geometries until reaching tridimensional models of n components developed in computing programs with
and integrated managing of fields. It was also necessary to analyze concepts
related to simulation, such as oil field, which is a geological unit that contains
hydrocarbons of limited volume with porosity and permeability. Besides of
exposing traditional methods for simulation, simulation applications, stages
for the development of a dynamic simulation model, field simulation and its
classification, modern meshing, simulation costs and results, ECLIPSE
simulator and a brief description of the area of study. According to the
theoretical reference and in order to perform a development proposal for the
Frontera Field, a characterization of the area was presented with data
obtained from the final report of the simulation performed in 1999, the
dynamic model of 2009 (its validity was demonstrated with historical
adjustments of the five wells drilled to that year) and complementary
information updated to 2013. Whereupon, the analysis of the different
development scenarios was performed, comparing them to the field`s current
situation, yielding as result that the proposal is applicable to the injection of
xxi
water through a new well denominated Frontera-7, for secondary oil recovery
through the displacement of remaining reserves between this well and the
producers.
KEYWORDS: Oil/Ecuador/Colombia/Venezuela/Amazon/East
Basin/Frontera Field/Fields/Reservoirs/Simulation/Simulator/Static
Model/Static Information/Dynamic Information/Development Proposal
xxii
INTRODUCCIÓN
La creciente demanda de petróleo así como sus precios a nivel mundial
constituyen las causas principales para que se pretenda incrementar la
producción y recuperación de hidrocarburos en los campos ya descubiertos,
lo cual implica una mejor comprensión y conocimiento de los reservorios
productores que se logra a través del modelamiento de yacimientos. En la
actualidad, gracias a los avances tecnológicos en la informática se puede
simular y deducir el comportamiento futuro de los reservorios, encontrando
las mejores propuestas de desarrollo para la toma de decisiones.
Los softwares de simulación actuales integran toda la información estática
en cuanto a geofísica, sísmica, petrofísica, dentro de lo cual se tiene como
anota Sivila en su libro Petrofísica de Reservorios (2007) porosidad,
permeabilidad, saturación; e información dinámica de producción y
presiones.
Lo antes mencionado constituye la plataforma de la presente investigación,
que toma como referencia al campo Frontera ubicado en el Bloque 57 al
noreste de los campos Tapi-Tetete y al norte del campo Libertador en el área
Libertador del Distrito Amazónico; y fue descubierto por la Corporación
Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) en 1987 con la perforación del pozo
Frontera-1 que tuvo producción de los yacimientos U y T (Universidad
Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pags: 20, 21),
El desarrollo del campo en mención, se basa en un modelo de simulación
dinámico al año 2009, con la realización de trabajos de perforación y
reacondicionamiento en diferentes tiempos a los simulados con una
respuesta real muy diferente. Además en el presente caso se aplica el
problema de manera inversa, donde el estudio se desarrolla principalmente
desde los datos del simulador; y para la propuesta de desarrollo se compara
xxiii
el estado actual del campo con las diferentes alternativas de desarrollo
simuladas y se escoje una aplicable para el estado actual.
La hipótesis que guía a este trabajo consiste en que la evaluación y posible
desarrollo de un campo a futuro se obtiene mediante el estudio y análisis de
un modelo de simulación dinámico e información actualizada; lo cual es
verificable a través de la realización de una propuesta de desarrollo del
campo.
El objetivo general que se pretende alcanzar con esta investigación es
realizar un estudio del campo Frontera de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y
una propuesta para su desarrollo con base a la utilización de un modelo de
simulación dinámico; con los siguientes objetivos específicos: investigar el
proceso de desarrollo del campo con datos obtenidos desde el modelo de
simulación dinámico y un informe de simulación; constatar el estado actual
en que se encuentra el campo desde los datos investigados a la fecha;
analizar la data o información dinámica de presión y producción, obtenidas
del modelo de simulación dinámico preestablecido; describir el campo
Frontera de la Cuenca Oriente Ecuatoriana, con base a la data estática
investigada en un informe de simulación y un modelo de simulación dinámico
posterior; considerar los datos estáticos y principalmente dinámicos
posteriores al modelo de simulación dinámico desactualizado; y, proponer
una alternativa de desarrollo del campo Frontera de la Cuenca Oriente
Ecuatoriana utilizando el modelo de simulación dinámico e información
complementaria posterior para el área de estudio.
Por último, cabe mencionar que este documento se desarrolla en cuatro
capítulos; en el primero se presenta lo teórico con un marco histórico
referencial, una breve reseña del desarrollo de la simulación de yacimientos
y un marco conceptual en el que se explican los principales conceptos
utilizados, métodos tradicionales para la simulación, aplicaciones, etapas
para el desarrollo de los modelos de simulación dinámicos, simuladores de
xxiv
yacimientos, enmallado moderno, resultados, y costos; además de una
descripción del simulador Eclipse utilizado en el desarrollo de este trabajo y
del área de estudio.
A continuación, en el segundo capítulo se describe la metodología utilizada,
que inicia con la recopilación de la información, análisis de estudios
anteriores donde se incluye el informe final de una simulación de 1999, un
modelo de simulación dinámico corrido en el programa Eclipse en 2009 y el
análisis de la información complementaria
actualizada al año 2013 del
estado en que se encuentra el campo. Al final de este capítulo se incluyó un
diagrama de flujo, el cual resume todos los pasos seguidos.
Después de la metodología, se encuentra el capítulo tercero que trata sobre
el área de estudio y los resultados de la simulación; observándose que la
propuesta aplicable en las condiciones actuales del campo es la de inyectar
agua para recuperación secundaria.
En el capítulo cuatro se encuentra lo correspondiente a conclusiones y
recomendaciones, tomando en cuenta que. Al final se presentan los anexos
que complementan el trabajo, bibliografía, glosario de términos y
nomenclatura.
xxv
CAPÍTULO I
1. MARCO TEÓRICO
1.1
MARCO HISTÓRICO REFERENCIAL
1.1.1 HISTORIA DE LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS
La simulación o modelamiento de yacimientos nace con la búsqueda de una
mejor comprensión y conocimiento de lo que ocurre en los diferentes
reservorios, para obtener un mejor desarrollo con diferentes tipos de
simuladores que se han desarrollado desde la década de 1930 cuando se
tenían modelos físicos, donde la interacción de la arena, petróleo y agua
podía verse en depósitos de paredes transparentes, siendo estos empleados
únicamente cuando el comportamiento del yacimiento durante la inyección
de agua sorprendía a los operadores. A más de estos, también se tenían
simuladores eléctricos fundamentados en la similitud entre el flujo de la
corriente eléctrica y el flujo de fluidos. (Schlumberger, 2011, pág. 5)
En la década de 1940, se comprende el gran potencial que implicaba el
desarrollo de la simulación de yacimientos para la predicción de la
producción de petróleo, apareciendo los primeros modelos analíticos de cero
dimensiones basados en la ecuación de balance de materiales (MBE) que
después de varios cambios desde la ecuación de Coleman, Wilde y Morre;
fue demostrada por primera vez por Schilthuis en 1936, y es uno de los
elementos básicos utilizados en la ingeniería de yacimientos, a la hora de
interpretar el comportamiento de los reservorios de hidrocarburos a través de
1
la realización de un balance volumétrico o de conservación de la materia, en
donde se toma en cuenta los volúmenes y cantidades de fluidos presentes,
producidos, inyectados y remanentes, en cualquier época de la producción
del reservorio; indicando que el volumen de fluido presente en el yacimiento
es igual al fluido remanente más el fluido inyectado y menos el fluido
producido, dicho de una forma más sencilla, el volumen inicial es igual al
volumen restante más el volumen producido. (Schlumberger, 2011, pág. 5)
La ecuación de balance de materiales, fue reestructurada por Havlena y
Odeh para obtener una relación que pudiese ser expresada como una línea
recta, requiriéndose de esta manera graficar un grupo de variables contra
otro, en donde se incluyen términos que pueden ser separados como el
volumen de petróleo y gas producido, el influjo neto de agua retenido en el
yacimiento, el fluido inyectado para mantenimiento de presión y la expansión
de la capa de gas; es utilizada principalmente en seis casos entre los cuales
se encuentra la determinación del petróleo in situ en yacimientos
volumétricos subsaturados, petróleo in situ en yacimientos saturados,
petróleo in situ y tamaño de la capa de gas en yacimientos con empuje por
capa de gas, petróleo in situ e influjo de agua en yacimientos con empuje
hidráulico, petróleo in situ, tamaño de la capa de gas e influjo de agua en
reservorios con empuje combinado, y determinación del promedio de la
presión del reservorio. (Craft & Hawkins, 1968, pág. 19)
Más tarde se presentan los modelos de yacimiento de una dimensión
desarrollados
desde
la
ecuación
denominada
de
Buckley-Leveret
(Britenbach, 1991), utilizada como base para el cálculo de la recuperación de
petróleo a futuro desde características de la roca y del fluido, para el cálculo
del desplazamiento de petróleo cuando se tiene en el reservorio empuje por
capa de gas y empuje hidrostático (Craft & Hawkins, 1968, pág. 19) y se
pretende realizar recuperación secundaria por inyección de agua.
2
Muskat también utilizó la ecuación de balance de materiales de una forma
diferencial en sus trabajos de 1945 para reservorios con depletación y
Tarner (1944) sugirió una técnica iterativa para predecir la producción de
petróleo y/o gas como una función de la presión de yacimiento basada en
una solución simultánea de la MBE y la ecuación de la relación gas petróleo
(GOR). En 1949, el mismo Muskat indica que se encontraba realizando una
simulación por computadora con el objeto de obtener el espaciamiento
óptimo entre pozos en un campo petrolero. (Schlumberger, 2011, pág. 6). En
este mismo año, Van Everdingen y Hurst dan una primera solución a la
ecuación de difusividad en coordenadas radiales para flujo de una sola fase,
siendo este estudio, la base para el modelamiento de acuíferos y sistemas
yacimiento-pozo. (Torres Orozco, 2001, pág. 1)
En 1950, la industria petrolera comienza a considera un análisis más
complejo del yacimiento, a través de una geometría de dos dimensiones,
progresando hasta llegar a las tres dimensiones como se observa en la
figura 1, con un modelo de fluido de petróleo negro. (Torres Orozco, 2001,
pág. 2)
Hoy en día con los avances tecnológicos en el ámbito de las computadoras,
los programas de simulación pueden manipular yacimientos complejos de n
componentes con un manejo integrado del campo, incluyendo hasta las
líneas de flujo hacia las instalaciones de superficie, con lo cual los modelos
de simulación, permiten deducir el comportamiento a futuro del yacimiento
desde datos ingresados al simulador, y de esta manera buscar los mejores
escenarios de producción y desarrollo de los campos, durante la fase de
explotación de los yacimientos, contando con datos reales de producción y
presiones. Convirtiéndose la simulación en un instrumento de suma
importancia para la toma de decisiones y la planificación. (Sepúlveda Gaona
& Escobar Macualo, 2005, pág. 11)
3
Figura 1. Evolución de la simulación de yacimientos
(Schlumberger, 2011, pág. 6)
1.2 MARCO CONCEPTUAL
1.2.1 YACIMIENTO DE PETRÓLEO
Según Escobar, yacimiento de petróleo es una unidad geológica de volumen
limitado con porosidad y permeabilidad que contiene hidrocarburos líquidos
y/o gaseosos. Para su existencia, se debe contar con una fuente, migración,
almacenaje
(porosidad),
y
transmisibilidad
(permeabilidad).
(Escobar
Macualo, 2005, pág. 13)
4
Los yacimientos de petróleo son clasificados de acuerdo a diferentes
criterios, según el tipo de roca en areniscas y calcitas, siendo los primeros
formados en su mayoría por cuarzo cementado en rocas consolidadas o no
con un tamaño y forma que puede ser uniforme o variar grandemente
afectando al recobro del petróleo. Los yacimientos de calcita en cambio son
calizas o dolomitas, formadas desde rocas impermeables que por disolución
u otras causas forman cavidades, canales y fracturas. (Mannucci V., pág. 15)
Geológicamente hablando, los yacimientos pueden ser estratigráficos
formados por lentes de arena, cambios de permeabilidad, cambios de facies
calizas o dolomitas porosas; estructurales originados por fracturas en
calizas, discordancias, fallamientos en areniscas, anticlinales y domos
salinos; y estructurales desde fracturas en calizas, discordancias, anticlinales
y domos salinos. (Escobar Macualo, 2005, pág. 14)
Otra clasificación de los yacimientos es de acuerdo al estado de los fluidos,
teniéndose petróleo volátil, gas condensado (retrógrado), gas húmedo, gas
seco, asfalténicos y petróleo negro que es el que generalmente utilizan los
simuladores, consiste de una amplia variedad de especies químicas con
moléculas grandes, pesadas y no volátiles. (Escobar Macualo, 2005, pág.
23)
Entre otras clasificaciones, según el punto de burbuja, se tienen yacimientos
saturados con presión inicial igual o por debajo de la presión de burbuja, con
una capa de gas sobre la zona líquida, y los yacimientos subsaturados,
donde la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja, e
inicialmente se tiene gas en solución en la fase líquida, que se desprende
una vez que se llegue al punto de burbujeo. (Escobar Macualo, 2005, págs.
26,27)
5
Para la caracterización y predicción del comportamiento de un yacimiento es
necesario tener un conocimiento sobre datos de presión (P), Relación GasPetróleo (GOR), índice de productividad (IP), tasa de producción (Q),
producción de fluidos acumulada (Np, Gp, Wp), recobro y reservas; lo cual
puede ser logrado con la aplicación de la ingeniería de yacimientos y por
ende de la simulación de yacimientos. (Mannucci V., pág. 14)
1.2.2 INGENIERÍA DE YACIMIENTOS
La Ingeniería de yacimientos es una ciencia que permite el diagnóstico y
predicción a futuro del comportamiento de un reservorio conociendo su vida
productiva con datos físicos, de producción, muestras, métodos estadísticos,
ecuaciones matemáticas, además de suposiciones realizadas por el
ingeniero; para la definición de áreas, espesores, inclinación, límites y
geología, evaluación de las propiedades físicas de rocas y fluidos con el
objetivo de estimar reservas o el volumen de petróleo recuperable a través
de una correcta producción y minimizando los costos de operación.
(Mannucci V., págs. 1,3,6)
Para obtener resultados correctos, el ingeniero se debe preguntar
constantemente “¿Qué significa el resultado?, ¿Se ajusta el resultado a
todos los datos?, ¿Por qué no?, ¿Existen otras posibles interpretaciones de
los datos?, ¿Han sido correctas las suposiciones?, ¿Son los datos dignos de
confianza?, ¿Se necesitan datos adicionales?, ¿Se ha hecho un estudio
geológico adecuado?, ¿Se ha definido adecuadamente el yacimientos?”
(Mannucci V., pág. 2)
6
Por lo antes mencionado, la simulación de yacimientos se ha convertido en
una herramienta clave a la hora de resolver problemas de la Ingeniería de
yacimientos, ya que esta sirve principalmente para la estimación y predicción
del comportamiento futuro del reservorio, con lo cual se tomarán decisiones
más precisas para su desarrollo. (Abou-Kassem, Ali, & Islam, 2006, p. 1)
1.2.3 SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS
La simulación de yacimientos es la ciencia que integra la física, matemática,
geología, y programación de computadoras, a fin de obtener un modelo de
yacimiento y la predicción a futuro de su comportamiento en torno a presión
y producción de los fluidos presentes, de acuerdo a los distintos esquemas
de explotación propuestos, logrando un desarrollo óptimo de las reservas.
(Abou-Kassem, Ali, & Islam, 2006, p. 1)
La simulación implica la construcción y aplicación de un modelo de
yacimiento, para lo cual se pueden utilizar varios métodos.
1.2.4 MÉTODOS TRADICIONALES PARA LA SIMULACIÓN
Los métodos tradicionales para la obtención de un modelo de yacimiento,
pueden ser divididos en tres grupos: métodos análogos, métodos
experimentales y métodos matemáticos. (Ertekin, Abou-Kassem, & King,
2001, p. 1)
7
1.2.4.1
Métodos análogos
Estos métodos son utilizados antes de la perforación de los pozos, cuando la
disponibilidad de los datos del reservorio es limitada o no existe. Aquí, los
reservorios de la misma cuenca geológica o provincia y/o con similares
propiedades petrofísicas son utilizados para predecir el comportamiento del
yacimiento en estudio con el objetivo de estimar factores de recobro,
caudales de producción inicial, declinación, espaciamiento entre pozos y
mecanismos de recuperación. (Ertekin, Abou-Kassem, & King, 2001, p. 1)
Los resultados obtenidos, pueden ser fiables cuando se comparan dos
yacimientos similares y con las mismas estrategias de desarrollo; caso
contrario, no es aplicable. Son utilizados principalmente en pruebas de
campo para obtener patrones representativos. (Ertekin, Abou-Kassem, &
King, 2001, p. 1)
1.2.4.2
Métodos experimentales
En estos métodos, los parámetros físicos del yacimiento como caudales,
presiones y/o saturaciones, son obtenidos en laboratorio con el uso de
representaciones o modelos a escala que luego serán utilizados para todo el
yacimiento.
Los métodos experimentales son subdivididos en modelos análogos y
físicos.
8
-
Modelos análogos
Estos métodos no son muy utilizados en la actualidad, sin embargo, existen
dos puntos de importancia a considerar para la simulación de yacimientos:
 Históricamente, fueron importantes al inicio del estudio de los campos
petroleros; para la incorporación de eficiencias de barrido en procesos
de inyección de agua. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005,
pág. 31)
 Para simular el comportamiento de un yacimiento, usan la semejanza
entre el flujo de fluidos en el medio poroso con otros fenómenos como
el flujo de calor, electricidad. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo,
2005, pág. 31)
-
Modelos físicos
Los modelos físicos se utilizan para medir directamente el flujo en medios
porosos. En la actualidad, existen dos tipos de modelos físicos, el primero no
toma en cuenta la geometría de flujo en el yacimiento, que es analizada en
pruebas de desplazamiento en núcleos y en empaquetamientos de arena. El
segundo tipo de modelos, utilizan similitudes de conceptos geométricos,
mecánicos y térmicos; esto es la geometría, espesor, porosidad,
permeabilidad y las propiedades de los fluidos son escalados de tal manera
que la forma y dimensiones del modelo sean las mismas del yacimiento.
(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 32)
9
La desventaja de estos modelos físicos es que los experimentos se corren a
escala y muchas veces no son representativos del yacimiento. (Sepúlveda
Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 32)
1.2.4.3
Métodos matemáticos
Hoy en día, estos son los modelos más utilizados, incluyendo el balance de
materiales, curvas de declinación, métodos estadísticos (correlaciones) y
analíticos como son las pruebas de presión, y/o la ecuación de BuckleyLeverett, etc. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 32)
1.2.5 APLICACIONES DE LA SIMULACIÓN
Las principales aplicaciones de la simulación en la Ingeniería de Yacimientos
son las siguientes:
 Construir un modelo del yacimiento a través de varios pasos para
examinar el comportamiento del yacimiento en torno a presión y
producción.
 Predecir el comportamiento futuro del reservorio.
 Planificación de escenarios de desarrollo
 Esquemas de producción y estimación de reservas incluyendo perfiles
de producción. (Vaca, Ramones, Urrucheaga, & Ríos, 2001, pág. 10)
 “Tener una idea del movimiento de los fluidos dentro del yacimiento.
10
 Determinar el comportamiento de un campo de petróleo bajo diversos
mecanismos de desplazamiento, como puede ser: inyección de agua,
inyección de gas, depletación natural o el uso de algún método de
recuperación mejorada.
 Determinar la conveniencia de inyectar agua en un yacimiento por los
flancos en lugar de utilizar un patrón determinado de pozos inyectores
o viceversa.
 Optimizar las facilidades de superficie.
 Determinar los efectos de la localización de los pozos y su
espaciamiento, para el desarrollo de un campo, pudiéndose
determinar donde perforar nuevos pozos.
 Definir valores de parámetros en el yacimiento, para llevar a cabo
estudios económicos.
 Obtener la sensibilidad de los resultados o variaciones en las
propiedades petrofísicas del yacimiento o las propiedades PVT de sus
fluidos cuando no son bien conocidas.
 Realizar estudios individuales de pozos.
 Conocer la cantidad de petróleo almacenado.” (Sepúlveda Gaona &
Escobar Macualo, 2005, pág. 13)
11
1.2.6 ETAPAS
PARA
EL
DESARROLLO
DE
UN
MODELO
DE
SIMULACIÓN DINÁMICO
El desarrollo de un modelo de simulación dinámico que sea útil para la
predicción del comportamiento a futuro de un campo, se lo realiza en
diferentes etapas, como se observa en la figura 2. La primera etapa en este
proceso es la adquisición y análisis de datos geológicos, geofísicos,
petrofísicos, de núcleos, y PVT logrando de esta manera una caracterización
y descripción cualitativa del reservorio a fin de obtener un modelo estático
del campo, luego de lo cual se pasa a la construcción del modelo dinámico,
para lograr una predicción del comportamiento con múltiples escenarios de
producción y por último el análisis y documentación de los resultados.
(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 15)
Adquisición y análisis de datos (Geológicos,
geofísicos, Petrofísicos, núcleos, PVT, presión,
producción/inyección)
Construcción del modelo geológico
(modelo estático)
Ingeniería básica de yacimientos y producción
Construcción del modelo dinámico
(ajuste del comportamiento)
Predicción del comportamiento
Figura 2. Etapas para el desarrollo de un modelo de simulación dinámico.
(La Comunidad Petrolera, 2008), (Pozo, M, 2013)
12
1.2.6.1
Adquisición y análisis de datos
Para la realización de un modelo de simulación, los ingenieros de
yacimientos realizan una descripción o caracterización detallada del
yacimiento desde el manejo y estudio de los datos del reservorio. (Vaca,
Ramones, Urrucheaga, & Ríos, 2001, pág. 18)
En un primer punto se realiza la adquisición y análisis de todos los datos
disponibles del yacimiento en estudio, desde información de geofísica,
petrofísica, geología e ingeniería, y es recogida a partir de estudios sísmicos
con la interpretación de datos sísmicos, registro de pozos, análisis PVT,
análisis de núcleos (cores), entre otros. (Vaca, Ramones, Urrucheaga, &
Ríos, 2001, pág. 19)
-
Estudios sísmicos
Permiten hacer diagramas en dos o tres dimensiones del subsuelo con el
propósito de ubicar estructuras productoras de hidrocarburos. Una vez
alcanzada una estructura productora la técnica de sísmica 3-D permite
configurar la estructura geológica del subsuelo con la ayuda de otras
técnicas. (Lopera Castro, 2009, pág. 21)
-
Estudios geológicos
Estos incluyen lo relacionado a ambientes de deposición, continuidad
litología y límites de la roca. (Mannucci V., pág. 4)
13
-
Análisis de núcleos (cores)
Permite medir las propiedades básicas de muestras de formación como
saturación de fluidos, porosidad, permeabilidad, así como curvas de
permeabilidad relativa y presión capilar. Esta determinación es a escala
microscópica. (Lopera Castro, 2009, pág. 23)
-
Registros eléctricos
Permiten determinar las propiedades de la formación a partir de mediciones
de resistividad, potencial espontáneo, radioactividad natural, densidad
atómica y velocidad de ondas de sonido en rocas. (Halliburton Energy
Services, 2001, pág. 36)
-
Análisis PVT
Estas pruebas permiten caracterizar los fluidos estudiando la variación de
propiedades tales como viscosidad y densidad con temperatura y presión.
(Lopera Castro, 2009, pág. 21)
14
1.2.6.2
Modelo de simulación estático
El modelo de simulación que es denominado estático, se refiere a un modelo
geológico de yacimiento de acuerdo a las estructuras y propiedades físicas
entre las cuales se encuentran principalmente porosidad, permeabilidad,
saturación. Este modelo estático-geológico es la base sobre la cual trabajan
los ingenieros para obtener un modelo de simulación dinámico que
represente al yacimiento petrolero en estudio. (Villegas Velásquez, 2007,
pág. 20)
-
Porosidad (Ø)
Las rocas sedimentarias están compuestas de la matriz o esqueleto (granos)
y de los poros como se observa en la figura 3; siendo la porosidad, la
fracción del volumen total de roca no ocupada o libre de material o poros.
(Mannucci V., pág. 1)
Figura 3. Porosidad
(Mannucci V., pág. 1)
15
La ecuación de la porosidad es:
[1.1]
Donde:
Ø:
porosidad en fracción
VP: volumen poroso en pies cúbicos
VT: volumen total en pies cúbicos
VS: volumen sólido en pies cúbicos
Al tener datos del área y espesor del yacimiento, se puede calcular el
volumen poroso del yacimiento a través de la siguiente fórmula:
[1.2]
Donde:
VP:
volumen poroso en barriles de yacimiento
7758: constante en barriles sobre acre pies
A:
área en acres
H:
altura en pies
Ø:
porosidad en fracción
La porosidad de la roca puede ser clasificada por la comunicación de los
poros y por su origen. Según la primera, la porosidad puede ser efectiva que
corresponde al volumen de poros interconectados entre sí sobre el volumen
total, sirve para el cálculo de petróleo y gas in situ y es medida con
porosímetros; porosidad absoluta, que corresponde al volumen de poros
interconectados o no entre sí sobre el volumen total. La diferencia entre
ambas porosidades, es la porosidad residual o no efectiva como se observa
en la siguiente ecuación. (Mannucci V., pág. 2)
16
[1.3]
Donde:
Ør:
porosidad residual en fracción
Øa: porosidad absoluta en fracción
Øe: Porosidad efectiva en fracción
Según el origen se tiene la porosidad primaria originada durante la
depositación de los estratos, sus poros son espacios entre granos
individuales de sedimento, se encuentra en areniscas (detríticas o clásticas)
y calizas oolíticas (no detríticas); y la porosidad secundaria constituida luego
de la depositación, a causa de un proceso geológico, por disolución de
material sólido soluble constitutivo de las rocas (porosidad en solución), por
fractura y por dolomitización debido a un proceso mediante el cual las
calizas se convierten en dolomitas con mayor porosidad. La porosidad
también puede ser total en yacimientos denominados de doble porosidad y
es calculada con la suma de las porosidades primaria y secundaria.
(Mannucci V., pág. 3)
La porosidad puede ser determinada por métodos directos en laboratorio
utilizado núcleos de corona de los pozos, tratados y preparados; y métodos
indirectos de campo como los registros eléctricos como el neutrón, sónico y
de densidad. (Mannucci V., pág. 11)
-
Permeabilidad (K)
Es la capacidad que tiene una roca para dejar pasar a los fluidos a través de
ella. Se considera como “la cantidad de fluido que pasa a través de una
sección transversal unitaria en una unidad de tiempo”. (Mannucci V., pág.
12)
17
La permeabilidad puede ser clasificada en permeabilidad absoluta (K), en la
cual se tiene un medio poroso saturado 100% por una solo fase;
permeabilidad efectiva (Kei, i = o,w,g) que corresponde a cada fase cuando
fluyen dos o más fluidos en el medio poroso; su valor siempre es menor que
100% y permeabilidad relativa (Kri, i = o,w,g) que es la relación entre la
permeabilidad efectiva y la absoluta, depende de la saturación del fluido y es
menor a 1. (Mannucci V., págs. 36,37)
[1.4]
Donde:
Kri:
permeabilidad relativa en fracción
Kei: permeabilidad efectiva en darcys
K:
permeabilidad absoluta en darcys
La permeabilidad puede ser determinada por métodos directos con la
utilización de los núcleos o cores tomados de los pozos y por métodos
indirectos con el uso de correlaciones, en función de la porosidad según el
tipo de roca (correlaciones de Archie), presión capilar, pruebas de flujo,
pruebas de restauración de presión y a veces por correlaciones empíricas
según perfiles eléctricos de resistividad y porosidad. (Mannucci V., págs. 14,
15)
El concepto de permeabilidad fue dado por Darcy, quien observó el flujo de
agua a través de filtros y fundamento una ley, según la cual, “la velocidad de
un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de
presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”, lo cual puede
ser observado en la figura 4; (Mannucci V., págs. 14, 15) con la siguiente
ecuación:
[1.5]
18
Donde:
Q: tasa de flujo (cm3/s)
K:
permeabilidad
A:
área transversal (cm2)
h:
espesor
L:
longitud del empaque (cm)
Siendo esta ley válida para un sistema de fluido monofásico y homogéneo,
sin reacción roca – fluido y flujo laminar, y no es válida para números de
Reynolds > 1. (Mannucci V., pág. 20)
Figura 4. Ley de Darcy aplicada al cálculo de permeabilidad
(Mannucci V., pág. 20)
La Ley de Darcy es aplicada en el flujo hacia los pozos productores, a través
del denominado Flujo radial en donde se supone un pozo con un radio r w en
una formación cilíndrica horizontal con radio exterior re y espesor h con
presiones Pw y Pe, como se observa en la figura 5. (Mannucci V., pág. 30)
19
Figura 5. Flujo radial
(Mannucci V., pág. 20)
Para el flujo radial se utiliza la siguiente ecuación:
[1.6]
Donde:
Q:
tasa de flujo
K:
permeabilidad
H:
espesor
Pe:
presión en el radio exterior de drenaje
Pw: presión en el radio del pozo
µ:
viscosidad
re:
radio exterior de drenaje
rw:
radio del pozo
20
Cabe mencionar que las permeabilidades efectivas así como las
permeabilidades relativas, en un sistema saturado por más de un fluido
dependen de la humectabilidad y la saturación. Razón por la cual, las curvas
de permeabilidades relativas que se observan en la figura 6 son función de
la saturación de uno de los fluidos, que generalmente es la fase humectante
del medio poroso determinada con la medida de parámetros básicos y la
aplicación de la ecuación de Darcy en pruebas de laboratorio a través de
procesos de flujo continuo, desplazamiento de un fluido por otro y pruebas
de presión capilar; a partir de datos de campo o desde ecuaciones
(correlaciones) teórica empíricas. (Mannucci V., pág. 121).
Figura 6. Curvas de permeabilidad relativas a dos fases
(Mannucci V., pág. 121)
21
-
Saturación (S)
Saturación es la “Fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por
un determinado fluido, que puede ser petróleo, gas o agua” (Mannucci V.,
págs. 53,54), obteniéndose las siguientes ecuaciones para cada uno de los
tres fluidos:
[1.7]
Donde:
So: saturación de petróleo
Vo: volumen de petróleo
Vp: volumen poroso
[1.8]
Donde:
Swi: saturación de agua connata
Vwi: volumen de agua connata
Vp:
volumen poroso
[1.9]
Donde:
Sg: saturación de gas
Vg: volumen de gas
Vp: volumen poroso
22
[1.10]
Donde:
Sg:
saturación de gas
So:
saturación de petróleo
Swi: saturación de agua connata
La saturación puede ser determinada por métodos directos en laboratorio
como el “Método de la Retorta” y el de “Extracción por Solventes” y métodos
indirectos con la utilización de registros eléctricos especiales. (Mannucci V.,
pág. 55).
-
Humectabilidad o mojabilidad
La humectabilidad es la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie
sólida, en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor
área de contacto con el sólido. Siendo el fluido mojante o humectante, aquel
que presenta mayor tensión de adhesión con la roca del yacimiento.
(Mannucci V., pág. 91).
Una medida de la humectabilidad, es por conveniencia a través de la fase
más densa y tiene valores entre 0° y 180°. Siendo roca hidrófila (mojada por
agua) cuando
< 90°, roca con mojabilidad neutra (ambas fases tienen igual
afinidad de mojar la roca) cuanto
= 90°y roca oleófila (mojada por petróleo)
cuando > 90°; como se observa en la figura 7. (Mannucci V., pág. 92).
23
Figura 7. Fenómenos de humectabilidad
(Mannucci V., pág. 92)
1.2.6.3
Modelo de Simulación dinámico
El modelo de simulación dinámico integra, como su nombre lo indica toda la
información dinámica como los datos reales de campo de producción e
inyección en caso de existir (históricos/caudales) y de presiones obtenidas
especialmente desde la interpretación de las pruebas de restauración de
presión (Build Up). (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 20)
-
Información de producción e inyección
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento,
se requieren conocer los caudales de producción de petróleo y agua para
cada pozo, siendo estos datos visualizados desde gráficas de:
 Caudal de petróleo vs. Tiempo
 Caudal de agua vs. Tiempo
24
En la práctica generalmente se cuenta con un registro completo del caudal
de producción de petróleo de cada pozo, pero no pasa lo mismo con los
caudales de producción de agua, cuya información la mayoría de las veces
es limitada. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 20)
-
Índice de productividad (IP)
Además de contar con información de producción e inyección, es preciso
tener los índices de productividad y si es el caso, los índices de inyectividad
de los pozos que integran el yacimiento.
El índice de productividad es la razón del caudal de producción dividido para
la presión diferencial o caída de presión. Es un parámetro que da el
potencial del pozo. (Craft & Hawkins, 1968, pág. 365)
[1.11]
Donde:
IP:
índice de productividad en BFPD/psi
q:
caudal en BFPD
Pr:
presión de yacimiento en psi
Pwf: presión de fondo fluyente psi
25
-
Pruebas de presión
Las pruebas de restauración de presión B’UP, permiten determinar
parámetros fundamentales del yacimiento como es el daño alrededor del
pozo, tipo de reservorio y límites. Además, de la obtención de propiedades
del yacimiento como permeabilidad, presión de reservorio, índice de
productividad. (Lopera Castro, 2009, pág. 21)
1.2.7 SIMULADORES DE YACIMIENTOS
Los simuladores “son objetos de aprendizaje que mediante un software
intentan modelar parte de una réplica de los fenómenos de la realidad”
(Ambientes Virtuales en Educación Superior, pág. 3), que para este caso
sería lo que sucede en un yacimiento de petróleo.
En la actualidad, existe una gran cantidad de simuladores de yacimientos,
los cuales pueden clasificarse en función de las características que
representan, el yacimiento en estudio o un proceso físico que se quiere
reproducir. Se tienen seis parámetros de selección de acuerdo a Ertekin et
Al (2001) que son
 Tipo de yacimiento.
 Nivel de simulación.
 Tipo de hidrocarburo contenido
 Procesos de recuperación secundaria
26
 Número de fases
 Número de dimensiones
1.2.7.1
Tipo de yacimiento
Según Sepúlveda (2005) dependiendo de las características físicas debidas
a la mecánica de las rocas de los yacimientos, estos se pueden dividir en
dos grandes grupos yacimientos fracturados y no fracturados.
1.2.7.2
Nivel de simulación
Los estudios de simulación pueden realizarse para:
 Pozos individuales
 Sector del yacimiento
 Todo el yacimiento
La simulación en pozos individuales es más sencilla que para un
determinado sector y más aún para todo el yacimiento; sin embargo, existen
estudios de simulación para un solo pozo con un grado de dificultad muy
elevado. (Ertekin, Abou-Kassem, & King, 2001, p. 6)
27
1.2.7.3
Tipo de fluido contenido
Según el tipo de fluido que contiene el yacimiento, los simuladores pueden
ser de gas, geotérmicos y de petróleo negro. (Ertekin, Abou-Kassem, & King,
2001, p. 6)
-
Simuladores de gas
Estos
simuladores
son
utilizados
para
realizar
predicciones
del
comportamiento de un yacimiento de gas; siendo los más sencillos aquellos
que consideran la presencia de una sola fase (gas). (Sepúlveda Gaona &
Escobar Macualo, 2005, pág. 33)
Los principales parámetros a obtener con estos simuladores son volúmenes
de gas inicial, caudal de producción y distribución de presiones. (Sepúlveda
Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 33)
-
Simuladores geotérmicos
Este tipo de simuladores no pertenecen a la industria hidrocarburífera, son
aplicados para yacimientos cuya energía calorífica es utilizada para la
generación de electricidad. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005,
pág. 33)
28
-
Simuladores de petróleo negro
Estos son los más simples y mayormente utilizados, cuando se tienen
establecidos proyectos de recuperación secundaria por medio de inyección
de gas o de agua y de agotamiento primario. (Sepúlveda Gaona & Escobar
Macualo, 2005, pág. 33)
Los modelos aplicados con estos simuladores, se basan en la suposición de
que los fluidos del yacimiento pueden representarse con petróleo, gas y
agua. Esta suposición funciona siempre y cuando el sistema durante el
proceso de recuperación quede lejos del punto crítico y de la región de
condensación retrograda y además, si los fluidos que se inyectan (si es el
caso), consisten de los mismos componentes que los fluidos que se
encuentren en el yacimiento. Los modelos de petróleo negro frecuentemente
se utilizan para estimar los efectos durante la recuperación de hidrocarburos
(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, págs. 33,34) como:
 Espaciamiento y arreglo de pozos
 Intervalos disparados
 Conificación del gas y/o agua como función del caudal de producción
 Caudales de producción
 Mecanismo de entrada de agua mediante inyección
 Ver la conveniencia de inyectar por los flancos del yacimiento o
inyectar con un arreglo de pozos determinado.
 Pozos de relleno
29
1.2.7.4
Procesos de recuperación mejorada
Para los procesos de recuperación mejorada; se tienen simuladores de
recuperación química, recuperación con miscibles y recuperación térmica.
-
Simuladores de recuperación química
Estos simuladores son capaces de reproducir el comportamiento de los
yacimientos cuando se someten a recuperación por inyección de químicos.
Dentro de los procesos de recuperación química que se pueden simular
(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 34), se tienen:
 Desplazamiento de petróleo con soluciones miscelares
 Desplazamiento de petróleo con polímeros
 Desplazamiento de petróleo con surfactantes
 Desplazamiento de petróleo por combinación de los tres anteriores.
Como es de suponer, los modelos que se utilizan en este tipo de estudios,
presentan un mayor grado de complejidad, pues deben considerar tanto la
interacción que existe entre los propios fluidos químicos, como la que hay
entre dichos fluidos y el medio poroso. (Sepúlveda Gaona & Escobar
Macualo, 2005, pág. 34)
30
-
Simuladores de recuperación con miscibles
La miscibilidad es el fenómeno físico que consiste en la mezcla de dos
fluidos, sin que se forme entre ellos una interface. Existen diferentes fluidos
que se inyectan al yacimiento bajo esta condición y al estudio del efecto que
produce cada uno de ellos en la recuperación del petróleo se hace con la
ayuda de los simuladores de recuperación con miscibles. Entre los fluidos
que se utilizan en este tipo de procesos, se tienen:
 Gas enriquecido
 Bióxido de carbono, CO2
 Nitrógeno, N2
-
Simuladores de recuperación térmica
Este tipo de modelos se utilizan para simular el comportamiento de los
yacimientos sujetos a algún proceso de recuperación mejorada, por medio
de métodos térmicos cuyo objetivo principal es el de proporcionar energía
calorífica al petróleo con el fin de disminuir su viscosidad y facilitar su flujo
hacia los pozos productores. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005,
págs. 34, 35) Este tipo de métodos pueden clasificarse en:
 Inyección de fluidos calientes, que pueden ser agua caliente o
vapor
 Combustión in-situ
31
1.2.7.5
Número de fases
Los simuladores de acuerdo al tipo número de fases en el fluido en
movimiento dentro del yacimiento pueden ser monofásicos, bifásicos y
trifásicos. Además de “flujo composicional”, el cual nació de la necesidad de
simular procesos donde los fluidos están cercanos al punto crítico y se
presentan continuas precipitaciones de líquidos o revaporizaciones en el
reservorio. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 35)
-
Simuladores monofásicos
El flujo monofásico está dado por el flujo de un solo fluido en particular,
como agua en los acuíferos, petróleo en yacimientos subsaturados y gas en
yacimientos de gas volumétrico. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo,
2005, pág. 35)
-
Simuladores bifásicos
Este tipo simuladores considera la existencia de flujo bifásico en el
yacimiento, es decir, cuando dos fluidos diferentes fluyen al mismo tiempo.
(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, págs. 35, 36) Las
combinaciones que se pueden tener son:
 Gas y petróleo: En un yacimiento de petróleo con empuje de gas
disuelto liberado o con capa de gas.
32
 Agua y petróleo: En un yacimiento sub saturado con entrada de agua,
cuya presión se mantiene arriba de la presión de burbujeo.
 Agua y gas: En yacimientos de gas con entrada de agua o cuya
saturación de agua connata es mayor que la saturación crítica.
-
Simuladores trifásicos
El flujo trifásico se presenta cuando los tres fluidos que contiene un
yacimiento fluyen a la vez. También se tiene en cuenta yacimientos que
producen con un empuje combinado, con entrada de agua, empuje de gas
disuelto y/o empuje por capa de gas secundaria u original, tiene influencia en
la producción. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 36)
-
Simuladores composicionales
Los modelos composicionales se utilizan para simular procesos de
recuperación para los cuales no son válidas las suposiciones hechas en un
modelo de petróleo negro. En esta categoría se incluyen los yacimientos, de
condensación retrograda y de petróleo volátil, cuya composición varía
continuamente al existir pequeños cambios de presión y/o temperatura.
(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 36)
33
Estos simuladores suponen que los fluidos contenidos en el yacimiento son
una mezcla formada por n-componentes, las propiedades de las fases gaspetróleo y su equilibrio se calcula por medio de las ecuaciones de estado y
de correlaciones que están en función de la presión, y composición.
(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 36)
1.2.7.6
Número de dimensiones
En cuanto al número de dimensiones los simuladores pueden ser de cero,
una, dos y tres dimensiones, cuya selección se da luego de haber
determinado el nivel de simulación, el proceso de recuperación a simular, el
número de fases del fluido y las características físicas del yacimiento.
(Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 36)
-
Simuladores de cero dimensiones
Estos simuladores utilizan modelos de yacimiento conocidos como modelos
tanque o de balance de materiales. Son de cero dimensiones debido a que
las propiedades petrofísicas, las propiedades de los fluidos y los valores de
presión no varían de punto a punto a lo largo de todo del yacimiento y se les
llama de balance de materiales debido a que los cálculos realizados se
basan en un balance entre los fluidos que entran y los que salen del
yacimiento, a través de la siguiente ecuación: (Sepúlveda Gaona & Escobar
Macualo, 2005, pág. 37)
[1.12]
34
Estos modelos de cero dimensiones son la base de todos los modelos
existentes y tiene la particularidad de que en estos no pueden definirse
pozos; su uso generalmente es para estimar el volumen original de petróleo
en el yacimiento, la entrada de agua y la presión del yacimiento; sabiendo
que para el cálculo de cualquiera de los tres parámetros se requiere conocer
los otros dos: (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 37)
-
Simuladores de una dimensión
Son aplicados cuando se poseen yacimientos que varían en litología y que
de acuerdo a esta variación el reservorio puede dividirse en dos. En este
caso, el yacimiento como un todo no puede ser representado mediante
propiedades promedio, sin embargo, cada parte si puede, teniéndose dos
bloques o celdas. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 38)
Para estos simuladores, la ecuación de balance describe al comportamiento
del fluido en cada celda igual que en el modelo de cero dimensiones. Sin
embargo, al existir migración fluidos de una celda a otra, no se sabe
exactamente la cantidad de fluido del volumen total del yacimiento que
corresponde a cada bloque. La transferencia de fluido entre las celdas
(transmisibilidad) se evalúa con la ecuación de Darcy. (Sepúlveda Gaona &
Escobar Macualo, 2005, pág. 38)
Según Sepúlveda (2005), estos modelos se fueron generados por BuckleyLeverett al dar una solución analítica al comportamiento de los yacimientos
sujetos a recuperación secundaria. En una simulación de yacimientos estos
modelos se pueden aplicar si el flujo en una dirección es predominante, por
ejemplo, en los casos de inyección de gas en la cresta de un yacimiento, en
la inyección o entrada natural de agua por el flanco de otro yacimiento o en
yacimientos que se formaron por depósitos de tipo fluvial (alargados).
35
-
Simuladores de dos dimensiones
El mismo análisis que se utilizó para explicar los modelos de una dimensión,
puede extenderse para los modelos en dos y tres dimensiones, esto es, la
ecuación de balance de materiales, describe el comportamiento en cada
celda y la ecuación de Darcy, el flujo entre los bloques, con la única
diferencia en que la interacción de flujo en las celdas será en dos o tres
dimensiones. El modelo de dos dimensiones consiste en una celda en dos
dimensiones y otra en la tercera dimensión. (Sepúlveda Gaona & Escobar
Macualo, 2005, pág. 39)
-
Simuladores de tres dimensiones
Estos simuladores, dentro de la clasificación por el número de dimensiones,
es el más complejo, ya que cuenta con la mayoría de las fuerzas que se
presentan en el yacimiento, además de los efectos del barrido areal, y
vertical. Su uso es para todos aquellos yacimientos que presentan una
geología muy compleja, que puede dar como resultado el movimiento de
fluidos a través del medio poroso en varias direcciones. (Sepúlveda Gaona &
Escobar Macualo, 2005, pág. 41)
Existen tres tipos de modelos en tres dimensiones: en coordenadas
cartesianas (x, y, z); en coordenadas cilíndricas (r, θ, z) o el modelo radial de
tres dimensiones. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 41)
36
1.2.8 ENMALLADO MODERNO
La exactitud y eficiencia de un simulador de yacimientos en sistemas
complejos depende en gran parte de la selección adecuada de la malla. Las
mallas cartesianas son las más fáciles de utilizar aunque presentan varias
desventajas entre las cuales se destacan:
 Inflexibilidad para describir fallas, fracturas hidráulicas, pozos
horizontales y discordancias generales que se presentan en los
yacimientos.
 Inflexibilidad al representar la localización del pozo.
 Inexactitudes inevitables debido a los efectos de orientación de la
malla.
Para mejorar las deficiencias de las mallas cartesianas se emplea
principalmente el refinamiento de las mallas.
1.2.9 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
“Los resultados típicos que se obtienen de una simulación consisten en la
distribución de presiones y saturaciones en cada una de las celdas en que
ha sido dividido el yacimiento, y de los volúmenes producidos y las
relaciones agua-petróleo y gas-petróleo para los pozos productores. Si hay
inyección de fluidos se obtiene, el ritmo de inyección de los pozos o las
presiones necesarias para inyectar los volúmenes establecidos” (Sepúlveda
Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 14)
37
1.2.10 COSTOS DE LA SIMULACIÓN
“Es muy pequeño comparado al número de barriles recuperados. Sin
embargo el proceso de organizar los datos y construir el modelo pudiera ser
todavía más valioso que sus resultados, ya que nos permite entender la
naturaleza de los yacimientos. El costo de simulación incluyendo la mano de
obra es menos de ½ céntimo de dólar por barril”. (Toyo, 2009, pág. 45)
1.3
ECLIPSE
1.3.1 DESCRIPCIÓN
ECLIPSE es una familia de simuladores desarrollada para el modelamiento
de yacimientos de hidrocarburos a través de un programa computacional.
Estos
simuladores
hoy
en
día
son
desarrollados,
mantenidos
y
comercializados por una de las divisiones de la compañía Schlumberger.
(Schlumberger, 2014)
Existen diferentes simuladores, que de acuerdo a las necesidades y la
complejidad de la simulación, básicamente son cuatro:
 Simulador Térmico (thermal simulator)
 Simulador composicional (compositional simulator)
 Simulador de línea (frontsim streamline simulator)
 Simulador de petróleo negro (core simulator)
38
1.3.1.1
Simulador térmico ECLIPSE (ECLIPSE thermal simulator)
Es un simulador utilizado para el modelamiento de yacimientos sometidos a
principalmente a recuperación mejorada a través de procesos térmicos para
proporcionar calor al petróleo y facilitar su flujo, como es el caso de los
procesos de drenaje gravitacional asistidos por vapor (SAGD) en crudos
pesados, la inyección de vapor, la inyección de agua caliente, y la
combustión in situ. Además de inyección de agua fría. (Schlumberger, 2014)
1.3.1.2
Simulador composicional ECLIPSE (ECLIPSE compositional
simulator)
Es un simulador para modelar yacimientos de condensación retrógrada y
petróleo volátil, en los cuales se tienen variaciones de composición debido a
la profundidad y simular procesos de recuperación como es la inyección de
gas para aumentar o mantener la presión, desplazamiento con miscibles.
Además, maneja yacimientos de gran espesor con un gradiente de
composición debido a la gravedad, y reservorios con presiones cercanas al
punto de burbuja. (Schlumberger, 2014)
1.3.1.3
Simulador de optimización ECLIPSE (ECLIPSE Frontsim
streamline simulator)
Este simulador consiste en una extensión especial del simulador de petróleo
negro, utilizado para yacimientos heterogéneos; calcula la presión en todo el
yacimiento y genera un patrón de flujo del fluido. También permite la
simulación de yacimientos fracturados con porosidad dual. (Schlumberger,
2014)
39
1.3.1.4
Simulador de petróleo negro ECLIPSE (ECLIPSE core
simulator)
Es el simulador más comúnmente utilizado de la familia Eclipse, y puede
manejar fluido de una, dos y tres fases (petróleo, gas disuelto o petróleo
vaporizado en gas y agua), en modelos de yacimiento de tres dimensiones
para petróleo negro. Entre sus principales características se encuentra la
variedad de opciones de geometría, modelos de los mecanismos de empuje
como gas en solución y del acuífero, definición de regiones de yacimientos
con diversas características de roca y fluido, acuíferos analíticos, etc.
(Schlumberger, 2014).
1.3.2 SIMULACIÓN CON ECLIPSE
Para realizar la simulación, ECLIPSE necesita de un archivo de entrada con
diversos comandos, en el cual se guía para incluir paulatinamente y por
secciones todos los datos (ingresados o generados) correspondientes al
yacimiento y su proceso de explotación, utilizando un sistema de palabras
clave “keywords”. Este archivo es denominado “data file” y tiene que estar
grabado bajo la extensión .DATA, como se observa en el ANEXO I.
(Gonzalez,
2009,
pág.
1),
(Aguirre
Quinteros,
2008,
pág.
38)
y
(Schlumberger, 2010, p. 77).
A través de siete secciones separadas por una palabra clave escrita al inicio
de cada una de ellas, el archivo “data file” especifica de una manera
ordenada los pasos que seguirá el programa para la obtención de un modelo
de simulación dinámico del yacimiento a simular. (Gonzalez, 2009, pág. 1)
40
La primera sección del archivo “data file” es la de corrida denominada
“RUNSPEC” que es utilizada por el programa para asignar la memoria del
computador necesaria para la simulación, y consiste en una serie de
palabras clave que activan las diferentes opciones para el dimensionamiento
de las variables del modelo de simulación, que siguiendo un orden lógico
son el título de la simulación, fecha de inicio, tipo de unidades (de campo,
métricas o de laboratorio), fases activas (petróleo, gas, agua, petróleo
vaporizado y/o gas disuelto ), dimensiones del acuífero, dimensiones de la
malla , número de bloques, número de regiones, número de pozos, etc.
(Gonzalez, 2009, pág. 1),
La siguiente sección es la del enmallado “GRID”, donde se especifica la
geometría básica de la malla de simulación (cartesiana, radial, punto de
esquina o bloque central), celdas activas y las propiedades de la roca como
porosidad, permeabilidad absoluta, espesor neto para cada celda; con el
objetivo fundamental de calcular volúmenes porosos, profundidades y
transmisibilidades entre los bloques. Esta información puede ser importada
desde un pre procesador (Aguirre Quinteros, 2008, pág. 39).
La tercera sección es la de edición “EDIT”, que contiene instrucciones para
modificar los volúmenes porosos, profundidades del centro de los bloques,
transmisibilidades (por presencia de fallas), calculados por el programa a
partir de los datos incluidos en la sección del enmallado. Es decir, puede
sobre escribir los datos para el yacimiento o para un conjunto de bloques.
(Aguirre Quinteros, 2008, pág. 40)
Siguiendo el orden, se tiene la sección de propiedades “PROPS”, para incluir
los datos correspondientes a presión capilar, compresibilidad de la roca,
permeabilidades relativas en función de las saturaciones, y otros datos como
factor volumétrico, viscosidad, GOR tomados desde los análisis PVT. Esta
información es útil para realizar diferentes cálculos de balance de materiales
en cada celda a diferentes tiempos. (Schlumberger, 2010, p. 123).
41
Luego se presenta la sección referente a las regiones “REGIONS” que sirve
para dividir al yacimiento simulado en zonas donde se tienen las mismas
propiedades PVT como densidad
de fluidos, factor volumétrico y
viscosidades, permeabilidades relativas, presiones capilares para el cálculo
de los volúmenes en el sitio de cada región y el flujo inter región, etc.
(Schlumberger, 2010, p. 175).
Más abajo se incluye la sección de solución “SOLUTION”, corresponde a la
inicialización del modelo de simulación, contiene la suficiente información
como para definir el estado inicial del yacimiento en cuanto a presión,
saturaciones y composición de cada celda del enmallado, que puede
calcular el mismo ECLIPSE desde datos de ingresados como las
profundidades de los contactos, etc. (equilibrio “equilibration”); desde un
archivo creado en una corrida anterior (reanudar “restar”); y desde datos
ingresados por el usuario en cada bloque de la malla de simulación
(enumeración “enumeration”). (Aguirre Quinteros, 2008, pág. 41)
La penúltima sección es la perteneciente al resumen “SUMMARY”, donde se
especifican las diferentes variables que se escribirán en los archivos
resumen en diferentes intervalos de tiempo de la simulación, para la
obtención de gráficos, tablas y mapas que demuestren la variación de las
diferentes propiedades del yacimiento a lo largo de la producción.
(Schlumberger, 2010, p. 197)
Por último en el simulador de petróleo negro se encuentra la sección de
registro “SCHEDULE” que sirve para detallar la información real histórica
perteneciente a los pozos, presiones, producción e inyección a través del
tiempo y especificar las operaciones a ser simuladas. Además en esta
sección se incluye el ajuste histórico y las predicciones. (Schlumberger,
2010, p. 264)
42
Las secciones de corrida del modelo de simulación “RUNSPEC”, del
enmallado “GRID”, de propiedades “PROPS”, de solución “SOLUTION y de
registro “SCHEDULE “son obligatorias, mientras que el resto son opcionales.
(Gonzalez, 2009, pág. 1)
Por otro lado, una alternativa más simple para la preparación de la
información, ingreso de los datos del yacimiento y la simulación en sí, es a
través de la interface oficina “Office” que se encuentra al abrir el programa
ECLIPSE desde el ícono del escritorio. (Gonzalez, 2009, pág. 1)
Oficina es una herramienta que ayuda a controlar el flujo de trabajo de la
simulación con de la apertura de varios paneles interactivos denominados
módulos; que permiten el ingreso, edición, revisión de los datos, comprobar
resultados
y
generar
informes.
“Office”
también
integra
diferentes
aplicaciones de Eclipse en su escritorio. (Schlumberger, 2010, p. 15)
Dentro de los módulos de la interface oficina se tiene el gerenciamiento de
los casos “case manager” que presenta esquemáticamente como un árbol
de problemas las diferentes corridas (casos) de la simulación y su relación,
donde una puede o no derivar de otra. Cada caso contiene una serie de
archivos a incluir con toda la información necesaria del modelo de simulación
para la corrida. Las definiciones del árbol y los casos se almacenan en un
archivo con extensión .OFF. (Schlumberger, 2010, p. 17)
Otro módulo es el de gerenciamiento de la información “data manager”, que
permite la creación, edición, ingreso, y borrado de los datos y palabras clave
correspondientes a un caso. (Schlumberger, 2010, p. 18)
Las secciones del “data manager” son definición del caso “Case definition”,
enmallado “Grid”, presión volumen temperatura “PVT”, escalamiento “SCAL”,
inicialización “Initialization”, regiones “regions”, registro “Schedule”, resumen
“summary”, entre otras.
43
Definición del caso al igual, permite la definición de diferentes opciones del
caso como es el tipo de simulador, título, fecha de inicio, unidades,
dimensiones, fases presentes, entre otras excepto el tamaño de las tablas.
(Aguirre Quinteros, 2008, pág. 47)
La sección denominada “grid”, permite el acceso a la malla de simulación en
2D y 3D principalmente para la edición y visualización de la geometría y
propiedades del yacimiento como porosidad, permeabilidad, espesor neto en
las diferentes celdas del enmallado; información que puede ser obtenida
desde un archivo existente o desde la corrida del simulador, con el objetivo
de calcular volúmenes y la transmisibilidad. (Schlumberger, 2010, p. 18)
En la sección “PVT”, se encuentran diferentes opciones relativas a las
propiedades PVT de los tres fluidos como compresibilidad, densidad a una
presión de referencia, que pueden obtenerse desde archivos generados en
pre procesadores como PVTi, correlaciones para aceite negro del simulador
o manualmente. También se escogen y editan las tablas de datos de
solubilidad del gas, factor volumétrico, y viscosidad pertenecientes a cada
una de las regiones en que se ha dividido el reservorio, si es el caso y sobre
todo se escogen las palabras clave con las que se guía el simulador.
(Schlumberger, 2010, p. 19)
También se tiene la sección de escalamiento “SCAL” donde se integran y
editan los datos de permeabilidades relativas y presión capilar, se visualizan
las gráficas, se pueden indicar las regiones del yacimiento con similares
propiedades, y al igual que en las otras secciones se encuentran y escogen
las palabras clave. (Schlumberger, 2010, p. 19)
Mediante la sección de inicialización “initialization”, se tiene acceso a las
palabras clave y a la edición de la solución que determina las propiedades
iniciales del yacimiento modelado y es la base para la simulación. (Aguirre
Quinteros, 2008, pág. 50)
44
La
sección
de
regiones
“regions”,
permite
especificar
las
celdas
pertenecientes a cada región del modelo, de acuerdo a lo cual el simulador
se guiará para incluir datos como es el caso de los PVT cuando existen
varias
tablas.
También
permite
el
acceso
a
las
palabras
clave
correspondientes. (Schlumberger, 2010, p. 19)
La siguiente sección es la de registro “Schedule” donde se puede incluir toda
la información real tomada de los pozos como presión, producción,
completaciones a lo largo del tiempo. Además de que se pueden ver, editar
e insertar las palabras clave. Los datos pueden ser incluidos desde archivos
generados fuera del simulador. (Schlumberger, 2010, p. 19) y (Aguirre
Quinteros, 2008, pág. 50)
Otra sección del “data manager” es la de resumen “summary”, que permite el
acceso a todas las palabras clave y las posibles variables de salida que se
encuentran organizados en orden alfabético. (Schlumberger, 2010, p. 20)
El ítem de sensibilidades múltiples “multiple sensitivities”, muestra las
múltiples ejecuciones del caso y optimizar “optimize” es para simulaciones
composicionales. (Schlumberger, 2010, p. 20)
El siguiente módulo de la interface “office” es el módulo de gerenciamiento
de la corrida “run manager” que es utilizado para la realización de las
diferentes corridas del modelo de simulación desde un equipo local o un
remoto, con el objetivo principalmente de verificar el ajuste histórico.
(Schlumberger, 2010, p. 21)
Otro módulo es el visor de resultados que puede proveer soluciones al
cruzar varias variables a través de las palabras clave, para de esta manera
obtener un resumen y por ende la realización de informes.
45
Por último el módulo de generación de reportes “report generator”, se utiliza
para crear informes de la simulación a partir de información relevante de los
archivos de resumen con extensión .PRT, incluyendo errores, advertencias,
comentarios, mensajes, etc. (Schlumberger, 2010, p. 22)
Entre otras aplicaciones de Eclipse encontradas en “office” se tiene “FloGrid”
que sirve para construir modelos de yacimientos desde datos geológicos y
geofísicos para la estimación de reservas, la simulación de flujo de fluidos y
la planificación de desarrollo; “PVTi” que ayuda a la generación de datos
PVT desde los análisis de laboratorio de muestras de petróleo y gas;
“Schedule” que interviene en la preparación, validación e integración a la
simulación, los datos de producción y completaciones. (Schlumberger, 2010,
p. 15)
1.4
DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO
1.4.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El campo Frontera se encuentra ubicado en el hemisferio Norte, en la línea
limítrofe entre Ecuador y Colombia, desde el lado ecuatoriano en la provincia
de Sucumbíos, cantón Lago Agrio; entre las coordenada 0° 14’ 28,1” N y 76°
33’ 27,72” W en la Cuenca Oriente, bloque 57 en el área Libertador, al
noreste de los campos Tapi – Tetete y al norte del campo Libertador como
se puede observar en la figura 8. (Universidad Central del Ecuador PETROECUADOR, 1999, pág. 21)
46
Figura 8. Ubicación del campo Frontera en el Ecuador
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013)
47
47
1.4.2 ANTECEDENTES
La historia del campo en estudio inició en el año de 1987, con el desarrollo
de actividades de sísmica e interpretación, que al encontrarse en una zona
de frontera fue realizada por una comisión técnica binacional colombo
ecuatoriana, entre las compañías estatales de ambos países, la Corporación
Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE), hoy en día PETROAMAZONAS EP de
Ecuador y la Empresa Colombiana de Petróleos (ECOPETROL) de
Colombia. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág.
20)
La comisión definió que se trataba de un alto estructural compartido, al que
lo llamaron Frontera-Quillacinga, y en el cual a finales de 1987 se perfora del
lado ecuatoriano el pozo exploratorio Frontera-1 alcanzando una profundidad
de 9254 pies, teniendo producción de las areniscas “U” y “T” de la formación
Napo, los mismos que resultarían productivos en el pozo Quillacinga-1 del
lado colombiano perforado en 1988. ( (Universidad Central del Ecuador PETROECUADOR, 1999, pág. 20)
Posteriormente, CEPE corre las líneas sísmicas P87-1320 y P87-1090,
mientras que ECOPETROL corre las líneas P87-1210 y P87-1220, con el
objetivo de definir la extensión de la estructura hacia la frontera; con lo cual
se da una reinterpretación y definición de un nuevo mapa estructural.
(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 20)
En junio de 1988, se perforan los pozos de desarrollo Frontera-2 que fue
productivo y Quillacinga-2 que resultó seco, demostrándose que no era una
estructura compartida por los dos países.
En el anexo II, se incluyen las pruebas iniciales de los tres pozos productivos
antes mencionados y algunas propiedades petrofísicas. (Universidad Central
del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 20)
48
1.4.3 ESTRATIGRAFÍA
El campo Frontera, pertenece a la Cuenca Oriente que es una “cuenca
sedimentaria, con una columna estratigráfica de espesor considerable que
va del Paleozoico al Reciente, con rocas porosas y permeables, con
excelente potencial de roca reservorio, con arcillas y calizas negras” (Baby,
Rivadeneira, & Barragán, 2004, pág. 206); la cual se puede observar en la
figura 9. Constituyendo la sección cretácica de la Cuenca Oriente, las
formaciones de mayor interés para la industria petrolera ecuatoriana por
contener reservorios de hidrocarburos (Universidad Central del Ecuador PETROECUADOR, 1999, pág. 4) son:
 Formación Hollín
 Formación Napo
 Formación Tena
Los reservorios productivos que se encuentran en estas formaciones, desde
el más profundo son T, U y M-1 con una mejora calidad en la base,
degradándose hacia el techo. Además, se ubican las calizas A y B que son
reservorios marginales con porosidad de fractura. (Baby, Rivadeneira, &
Barragán, 2004, pág. 233)
1.4.3.1
Formación Hollín
Esta formación pertenece al aptiano-albiano, y es una secuencia de
areniscas cuarzosas de tamaño variable, su parte inferior es intercalada por
una capa de limolitas y la parte superior con presencia de lignito; su espesor
49
varía entre 0 a 150 m, sin depositarse en los bordes de la cuenca. Tiene dos
unidades distintas, las areniscas gruesas de la parte inferior son
continentales y las de la parte superior de grano más fino con un ambiente
marino litoral. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999,
pág. 11)
1.4.3.2
Formación Napo
Se halla conformada por la Napo Inferior, donde se encuentra la arenisca U,
que es una secuencia de areniscas glauconíticas a no glauconíticas con
matriz arcillosa saturada de hidrocarburo, intercaladas con calizas. En la
formación Napo Media se tiene la arenisca M-2 y en la Napo Superior la
arenisca M-1. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999,
pág. 12)
Dentro de esta formación también se encuentra la formación Napo basal que
tiene un espesor promedio de 60 m, formada por la arenisca basal en la cual
se tienen areniscas glauconíticas, intercaladas con lutitas y calizas; y T que
son areniscas a menudo glauconíticas en su base. (Universidad Central del
Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 12)
1.4.3.3
Formación Tena
En la formación Tena, se tiene principalmente las areniscas denominadas
Basal Tena, con un espesor muy variable desde 300 al Este a 1000 m al
suroeste en la zona subandina. (Universidad Central del Ecuador PETROECUADOR, 1999, pág. 12)
50
Figura 9. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente
(Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004, pág. 18)
51
Para el campo Frontera, los horizontes de mayor interés hidrocarburífero son
U y T de la formación Napo, constituidos principalmente por areniscas que
son rocas reservorio. Estos horizontes pueden ser observados en la columna
estratigráfica específica, indicada en la figura 10, donde se muestra con un
mayor detalle la formación Napo, todos sus miembros y horizontes.
El miembro más profundo, es el Napo Basal que fue perforado
superficialmente con los pozos Frontera-1 y Frontera-2. Dentro de este, se
encuentra la caliza C y las areniscas T que son de grano fino a medio,
cuarzoso a glauconítico, y pueden ser divididas en dos que son T Inferior,
limpia y con intercalaciones menores de areniscas limosas, y T Superior que
tiene intercalaciones de areniscas calcáreas con lutita. (Universidad Central
del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 24)
Encima de Napo Basal se encuentra Napo Inferior, al cual iniciando por lo
más profundo, le corresponde un estrato de correlación denominado caliza B
que tiene una potencia de 30 pies; luego del cual se encuentra una capa de
lutita, que le separa de las areniscas U que se encuentran inmediatamente y
pueden ser subdivididas al igual que T en dos, la U Inferior que es la de
mayor importancia, siendo una arenisca basal limpia encontrada en todo el
campo, con intercalaciones de lutitas y areniscas calcáreas y limosas al
tope, y la arenisca U Superior que tiene intercalaciones de arenisca calcárea
con lutita.
Más superficialmente y dentro de la formación Napo, se encuentra la Napo
Media, a la cual pertenece el otro marcador litológico del campo Frontera
que sirve para las correlaciones, la caliza A que es calcárea, tiene un
espesor de 30 pies y al igual que la caliza B no son intervalos de interés.
(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 26)
52
Figura 10. Columna estratigráfica del Campo Frontera
(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 27)
53
Como ya se mencionó anteriormente y al igual que en la columna
estratigráfica; en el registro eléctrico tipo corrido en el pozo Frontera-1 de la
figura 11, se observan los mismos horizontes de la formación Napo desde la
arenisca T Inferior, arenisca T Superior, caliza B, arenisca U Inferior,
arenisca U Superior y caliza A. Las dos calizas A y B, se muestran en todo el
campo, y por ende son utilizadas como los estratos guías (marcadores
litológicos), para la realización de diferentes correlaciones estratigráficas.
(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, págs. 24-26)
Este informe de 1999, también indica que en la tendencia noreste-suroeste,
U tiene mejor desarrollo alrededor del pozo Frontera-4B; la arenisca T se
desarrolla y la caliza C se acuña en ambas direcciones del pozo Frontera-1.
(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 28)
En la tendencia noreste-sureste, la arenisca U se mantiene constante; T
tiene mayor desarrollo en ambas direcciones, principalmente al noreste; la
caliza C se acuña contra el basamento ígneo del pozo Frontera-2 al norte y
del pozo Frontera-1 al sur; y la caliza A se desarrolla al suroeste, existiendo
una posible continuidad del contacto agua/petróleo del pozo Frontera-3 a
todo el campo. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999,
pág. 28)
Existe continuidad de los niveles estratigráficos entre los pozos Frontera-1 y
Frontera-4B, con una falla muy local norte-sur y otra este-oeste en el flanco
norte del valle, entre ambos pozos; dividiendo la estructura principal de la
secundaria. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999,
pág. 30)
Cabe mencionar, que para las correlaciones estructurales estratigráficas, se
revisan principalmente los denominados topes y bases formacionales para
todos los pozos, los mismos que se pueden observar en el anexo III.
54
Figura 11. Registro eléctrico tipo del pozo Frontera-1, con líneas de
correlación
(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 28)
55
1.4.4 GEOFÍSICA
En el informe de simulación, se encontró que en el campo Frontera existe
una influencia del basamento en forma de hongo con dos fallas inversas a
cada lado, y la parte central levantada por dos fallas reversas casi
simétricas. La falla oriental tiene un menor ángulo y demuestra
cabalgamiento desde el oriente. (Universidad Central del Ecuador PETROECUADOR, 1999, pág. 35)
También se investigó que existen dos altos estructurales en los pozos
Frontera-1 (principal) y Frontera -2; dos fallas inversas interfiriendo la
continuidad del campo, una derivada de la principal noreste-suroeste entre el
pozo Frontera-3 al extremo sur del campo y el pozo Frontera-4B, siguiendo
el flanco norte del valle que separa el pozo Frontera-3 de la estructura
principal y de los otros pozos. La otra falla es por la proyección de una falla
al oeste del campo que puede interferir la conexión entre el pozo Frontera-2
y el pozo Frontera-5. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR,
1999, pág. 35)
La arenisca T, está influenciada por el alto del pozo Frontera-1, con una
continuidad y mejor desarrollo al norte entre los pozos Frontera-2 y Frontera5; a diferencia de U que es homogénea y se desarrolla entre los pozos
Frontera-1 y Frontera-4B con un cambio de facies hacia los extremos
opuestos. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág.
35)
56
CAPÍTULO II
2. METODOLOGÍA DE DESARROLLO DEL TRABAJO
El proceso metodológico del presente trabajo inicia con una recopilación
bibliográfica para continuar con los pasos que se resumen en la figura 12,
cada uno de los cuales es explicado y desarrollado a continuación en este
mismo capítulo; luego de lo cual se presentan los resultados, conclusiones y
recomendaciones.
RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA
RECOPILACIÓN DE ESTUDIOS ANTECEDENTES
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN ACTUALIZADA
REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN
RESULTADOS
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Figura 12. Diagrama de flujo de la metodología.
(Pozo, M, 2013)
57
2.1 RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA
La revisión bibliográfica inició con la recopilación más adecuada sobre temas
relacionados con la simulación de yacimientos, su desarrollo histórico desde
los primeros modelos de yacimiento físicos que eran depósitos de paredes
transparentes llenos de arena, petróleo y agua, o los primeros modelos
analíticos que consideraban al reservorio como un tanque sin variación de
propiedades hasta la simulación actual con flujo en tres dimensiones con n
componentes; ámbitos de aplicación; simuladores y su clasificación; pasos
para el desarrollo de los modelos de simulación dinámicos, importancia y
principales conceptos relacionados.
Tomando en cuenta los autores más representativos como Craft & Hawkins,
Turgay Ertekin, Jamal Abou-Kassem, Gregory King, Escobar, entre otros;
cuyas investigaciones han servido de base a otros estudios de simulación de
yacimientos e Ingeniería de yacimientos.
2.2 RECOPILACIÓN DE ESTUDIOS ANTERIORES SOBRE EL
CAMPO FRONTERA
Luego de la recopilación bibliográfica se buscó información de los modelos
de simulación realizados para el campo Frontera, consiguiendo dos estudios,
un informe final de la simulación realizada en el año de 1999 bajo un
convenio entre la compañía operadora y la Universidad Central del Ecuador,
y un modelo de simulación dinámico con información hasta el año 2009.
58
2.2.1 INFORME DE SIMULACIÓN (1999)
Este informe final es el documento escrito que fue presentado por los
técnicos que realizaron la simulación matemática corrida en 1999 con el
programa IMEX en su versión de 1998 de la compañía CMG, que es un
programa de computo que utiliza los principios relacionados con el flujo de
fluidos en el medio poroso de un yacimiento de petróleo/gas.
Del análisis de este documento se obtuvieron datos del campo como
ubicación, antecedentes, información estática como estratigrafía, geofísica,
petrofísica, descripción de los yacimientos, estructura, petróleo original in
situ (POES) e información dinámica de presión y producción hasta diciembre
de 1998, con lo cual se obtuvo una vista preliminar y completa del área.
2.2.2 MODELO DE SIMULACIÓN DINÁMICO (2009)
Este modelo de simulación del campo Frontera desarrollado en el programa
ECLIPSE fue facilitado por técnicos de la operadora en colaboración con
funcionarios de la Secretaría de Hidrocarburos y bajo un oficio de
requerimiento
de
información,
enviado
desde
este
organismo
gubernamental.
De este modelo, se obtuvo información estática y dinámica del campo al año
2009, el ajuste histórico, y los diferentes escenarios de desarrollo simulados,
de entre los cuales se escogió uno aplicable al estado actual del campo.
Para poder obtener toda la información antes descrita, en primer lugar se
realizó una lectura del manual del simulador Eclipse, principalmente acerca
de oficina “office” que como se mencionó anteriormente es la interface del
programa con el usuario para el ingreso de datos.
59
La interface oficina de este software, mostrada en la figura 13, tiene
diferentes módulos que son de gerenciamiento de los casos o corridas de la
simulación “case manager”; gerenciamiento de la información “data
manager”; gerenciamiento de la corrida “run manager”, el visor de los
resultados “result viewer” y el generador de reportes “report generator”. Para
este estudio, únicamente se utilizó los módulos de gerenciamiento del caso,
gerenciamiento de datos y el visor de resultados.
Figura 13. Imagen tomada de la interface denominada “Office” del
programa Eclipse.
(Schlumberger, 2010)
Utilizando el modelo de simulación dinámico abierto en la interface oficina,
en primer lugar se encontró el módulo de gerenciamiento de los diferentes
casos “case manager”, donde se observaron las diferentes propuestas o
escenarios de desarrollo corridos en la simulación, como es la realización de
un reacondicionamiento, reacondicionamiento y perforación, perforación e
inyección para este caso en específico del campo Frontera.
También, se encontró cada uno de los archivos a ser cargados que incluyen
toda la información cargada, lo antes mencionado puede ser observado en la
figura 14.
60
Figura 14. Imagen tomada del programa Eclipse, del gerenciamiento de los
casos “case manager”.
(Schlumberger, 2010)
Luego se abrió el módulo de gerenciamiento de la información “data
manager”, donde se encontró diferentes secciones, las mismas que se
pueden observar en la figura 15, para la carga de la información de los
diversos parámetros de los yacimientos productores U y T del campo
Frontera.
Figura 15. Imagen tomada del programa Eclipse, del Gerenciamiento de la
información “data manager”.
(Schlumberger, 2010)
61
La primera sección es la denominada “case definition” del “data manager”,
donde se encontró las diferentes opciones utilizadas cuando se corrió el
modelo de simulación; las mismas que se pueden en la tabla 1, donde se
dan las características y lo utilizado en el modelo de simulación dinámico.
Tabla 1. Parámetros básicos utilizados para la definición del modelo de
simulación dinámico del campo Frontera.
Característica
Modelo de simulación
Simulador
Petróleo Negro
Fecha de inicio de la simulación
01/07/1991
Dimensiones
del
simulación
modelo
de Celdas en X: 52
Celdas en Y: 71
Celdas en Z: 18
Unidades
De campo
Acuíferos
Analítico y numérico
Tipo de enmallado
Cartesiano
Tipo de geometría
Punto de esquina
PVT
Propiedades para agua, petróleo, gas y gas
disuelto
Reservorios
UyT
(PETROPRODUCCIÓN, 2009), (Pozo, M,2013)
La siguiente sección es la del enmallado “grid”, donde se encontró la
información estática del yacimiento en estudio como permeabilidad,
porosidad, espesores netos, geometría del enmallado y se ubicó las
diferentes divisiones de los yacimientos del campo; lo cual puede ser
observado en los mapas de isopropiedades y los mapas de celdas activas y
no para las diferentes capas en que se dividieron los dos yacimientos del
campo Frontera; como es el mapa que se puede observar en la figura 16
62
correspondiente a K=16 que es una de las capas de la arenisca T, donde se
muestran las celdas activas con color azul (valor 1) y no activas (valor 0) con
color rojo, además de los pozos abiertos en esta capa que son Frontera-1,
Frontera-2, y Frontera-5.
Figura 16. Mapa de celdas activas y no con los pozos activos para la capa
K=16, correspondiente al yacimiento T del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
63
Del mismo modo que para T en la figura 17, se observa un mapa
perteneciente a la capa de K=1 del yacimiento U, donde se muestran las
celdas activas, no activas al inicio de la simulación y los pozos Frontera-2,
Frontera-5 y Frontera-3.
Figura 17. Mapa de celdas activas y no con los pozos activos para la capa
K=1, correspondiente al yacimiento U del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
64
La tercera sección del módulo de gerenciamiento de la información es “PVT”,
de donde se tomaron datos como factores volumétricos, compresibilidades,
viscosidades, etc, pertenecientes a los tres fluidos del yacimiento.
Otras secciones del “data manager” que se abrieron son escalamiento
“SCAL” de donde se obtuvo información correspondiente a saturación de
agua, permeabilidades y presiones capilares, y se adquirieron dos gráficas
de permeabilidades relativas en función de la saturación de agua para cada
una de las dos fases mojante y no mojante, perteneciente a las areniscas U
yT
Inicialización “initilization”, donde se encuentra el volumen de fluidos en el
sitio (POES) que por cuestiones de licencia del simulador no pudo ser
cargado desde aquí, y los datos de petróleo original in situ (POES), para la
arenisca T (región 2) y para la arenisca U (región 1); fueron entonces
obtenidos desde los archivos con extención .txt generados por el simulador.
Dentro de este módulo, y a través de la sección denominada regiones
“regions”, se vio que en este caso se tenían dos regiones dos regiones, para
el reservorio T (región 2) que es el más profundo con las capas 12, 13, 14,
15, 16, 17, 18 y para U (región 1) donde se encuentran las capas 1, 2, 3, 4,
5, 6, 7, 8, 9, 10.
En la sección de registro “Schedule”, se encontró lo relacionado a la
información dinámica del campo que son los datos reales de producciones
por
pozo,
arena
y campo
de
petróleo,
gas
y agua,
presiones,
completaciones, intervalos cañoneados e incorporación de nuevos pozos
con el transcurso de la vida productiva del campo Frontera. La historia de
producción encontrada fue entre los años 1991 y 2009, intervalo de tiempo
en que ha sido cargado en el simulador.
65
También se pudo observar las diferentes predicciones del simulador con un
trabajo de reacondicionamiento, perforación, inyección de agua y un trabajo
de reacondicionamiento y perforación.
En la sección de resumen “summary” se encontró las especificaciones en
cuanto a palabras clave o keywords en inglés, que se utilizan a fin de
obtener informes resumen de la simulación, gráficas y mapas que son de
suma utilidad para tener un conocimiento más amplio del campo y una base
escrita de lo realizado en el simulador.
Dentro de la interface oficina “office”, por último se abrió el visor de
resultados “result viewer”, de donde se obtuvieron diferentes gráficos y
mapas para cada una de las capas en que fueron divididos los yacimientos
resultado de diferentes corridas, ingreso de datos y el ajuste histórico;
además, de observar el comportamiento de los yacimientos en cuanto a
producción a través del tiempo.
2.3 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN AL 2013
Para la obtención de otra información complementaria relacionada a
producción, perforación, presión y yacimientos desde el año 2009 en
adelante, que no consta en el modelo de simulación dinámico, se utilizó las
bases de datos pertenecientes a la Secretaría de Hidrocarburos, entre las
cuales se tiene el Sistema Integrado de Control Hidrocarburífero (SICOHI), y
los archivos digitales pertenecientes a los trabajos hechos por la operadora
en los pozos del campo, y enviados a esta institución a fin de tener la
aprobación correspondiente.
66
2.4
REVISIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN
Con la información disponible, se procedió a realizar los respectivos análisis
e interpretación de toda la información, primero de los datos del informe de
simulación de 1999 y del modelo de simulación dinámico de 2009, luego se
sistematizó la información actualizada al 2013; con estos elementos se
obtuvo una descripción del campo Frontera y se realizó una comparación
entre las diferentes estrategias de desarrollo simuladas y el estado actual del
campo, observándose que de las cuatro propuestas de desarrollo simuladas,
la propuesta aplicable es la inyección de agua para recuperación secundaria
a través de un nuevo pozo, para de este modo desplazar las reservas
remanentes hacia los pozos productores dentro del área de influencia de
este pozo.
67
CAPÍTULO III
3. ANÁLISIS DE RESULTADOS
3.1
PETROFÍSICA
Los parámetros petrofísicos indicados en la tabla 3 como espesor total,
espesor neto, porosidad efectiva, y saturaciones, fueron obtenidos desde el
informe final de la simulación de 1999, donde se menciona que estos se
calcularon para cada uno de los pozos Frontera-1, Frontera-2, Frontera-3,
Frontera-4B y Frontera-5 a través de la evaluación de diferentes registros
eléctricos como son los perfiles de densidad, neutrón y sónico.
La arenisca T, en el pozo Frontera-1, tiene un espesor de 42 pies con un
neto de 11 pies, formada por intercalaciones de lutitas y areniscas calcáreas;
en el pozo Frontera-2, tiene pequeñas intercalaciones de lutitas con un
espesor total de 32 pies y un neto de 16 pies; en el pozo Frontera-3, la
arenisca es más heterogénea con un espesor total de 52 pies y un neto de
33 pies, con un contacto agua-petróleo a 9297 pies. En los pozos-4B y 5, la
arena tiene un espesor total de 44 y 51 pies, con netos de 32 y 28,
respectivamente. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR,
1999, pág. 67)
U en el pozo Frontera-1 es desarrollada y limpia con un espesor neto de 30
pies de un total de 48 pies; en el pozo Frontera-2, el espesor total es de 38
pies y el neto de 21 pies. En el pozo Frontera-3, el espesor total es 64 pies
con un neto de 32 pies y un contacto agua petróleo a 9142 pies; los pozos
4B y 5 tienen un espesor total de 60 pies con netos de 31 y 22 pies.
(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 67)
68
Tabla 2. Parámetros petrofísicos para las areniscas T y U.
Pozo
Frontera - 1
Frontera - 2
Frontera - 3
Frontera – 4B
Frontera - 5
Arenisca
Profundidad (pies)
Espesores (pies)
Base
Tope
Total
Neto
Neto saturado
T
9190
9148
42
11
11
U
9065
9017
48
30
T
9184
9152
32
U
9046
9008
T
9310
U
Porosidad efectiva (%)
Saturaciones (%)
Agua
Hidrocarburo
11.91
27.39
72.61
30
17.06
25.39
74.61
16
14
16.10
52.53
47.47
38
21
15
15.71
44.37
55.63
9258
52
33
14
14.40
28.13
71.87
9158
9094
64
32
18
13.98
37.85
62.15
T
9260
9216
44
32
32
16.15
29.80
70.20
U
9122
9062
60
31
31
19.10
22.00
78.00
T
9221
9170
51
28
26
13.01
29.40
70.6
U
9077
9017
60
22
20
11.86
36.12
63.88
(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 39), (Pozo, M,2013)
69
69
A diferencia del informe final de simulación, con una descripción más teórica
de los yacimientos productores que conforman el campo Frontera; en el
modelo de simulación dinámico se encontró y se pudo sacar diferentes
mapas de iso-propiedades para los principales parámetros de yacimiento
estudiados en el área petrolera como son porosidad, permeabilidad, y
espesor neto (NTG), que describen las propiedades de los reservorios al
inicio de la simulación, es decir al año de 1991.
En el mapa de espesores netos de petróleo mostrado en la figura 18, se
observa que para la capa K=14 correspondiente a la arenisca T, los valores
más altos con tonalidades de color verde, amarillo, y naranja, se encuentran
alrededor de los pozos Frontera-4B y Frontera-5.
Valores menores de espesor neto con colores verdes se encontraron en las
zonas norte y sur, donde se ubican los pozos Frontera-2 y Frontera-3. En el
área donde se ubica el pozo Frontera-1, se observa una zona roja que
representaría valores altos, lo cual no es cierto debido a que cuando no se
especifican valores, el simulador los toma como 1; y esta es la razón por la
cual se ven grandes zonas de color rojo.
Es así, que se puede mencionar que para este campo en estudio, en la
arenisca T que es la más profunda, existen mejores espesores de arena en
los extremos noreste y suroeste.
Lo mencionado, confirma lo expuesto anteriormente sobre la información y
los valores de espesores netos de hidrocarburo, resumidos en una tabla de
propiedades petrofísicas y que fueron obtenidos desde el análisis del informe
final de la simulación corrida en 1999.
70
Figura 18. Mapa de valores de espesor neto (NTG) para la capa K=14,
correspondiente al yacimiento T del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Para la arenisca U menos profunda que T, cuyo mapa de espesor se
observa en la figura 19, existe un mayor desarrollo alrededor de los pozos
Frontera-1 y Frontera-4B, en la zona centro de la estructura.
71
Figura 19. Mapa de valores de espesor neto (NTG) para la capa K=7,
correspondiente al yacimiento U del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
En cuanto a porosidades en la arenisca T, se observa valores más altos en
las zonas noreste y suroeste del campo Frontera cerca a los pozos Frontera2 y Frontera-3 y valores más bajos entre los pozos Frontera – 5 y Frontera-1
en la zona central de la estructura; como se muestra el mapa de la figura 20.
72
Figura 20. Mapa de isoporosidades para la capa K=14 correspondiente a la
arenisca T del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
La porosidad en el yacimiento U, tiene mejores características, para la capa
K=7; cerca a los pozos Frontera-4B, Frontera-1 y Frontera-2, y con valores
menores en la zona alrededor del pozo Frontera-3 como se muestra en el
mapa de la figura 21.
73
Figura 21. Mapa de isoporosidades en la capa K=7, correspondiente al
yacimiento U del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
74
3.2
ESTRUCTURA
La estructura principal del campo Frontera, tiene un área de 4.9 km2, se
encuentra en dirección noreste-suroeste, que fue definida como un anticlinal
fallado asimétrico al este con dos altos en los pozos Frontera-1 y Frontera-2,
separada por un paleovalle; la estructura menor tiene un área de 0.7 km2, es
un anticlinal noreste-este a suroeste-oeste del pozo Frontera-3. (Universidad
Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 30)
Las líneas sísmicas muestran fallas principales en el sentido noreste y
suroeste
sobre un alto de basamento. En la falla más oriental, el lado
relativamente levantado está al este, y en la falla occidental, al oeste se
encuentra el bloque levantado del campo. ( (Universidad Central del Ecuador
- PETROECUADOR, 1999, pág. 30)
El anticlinal asimétrico noreste-suroeste tiene U con 8.2 km2 y un cierre
estructural de 138 pies, que se muestra en el pozo Frontera-1. En la
estructura menor, el cierre es de 50 pies (Frontera-3); la estructura del
noroeste del campo se comprime, en el suroeste del alto del pozo Frontera-3
el área disminuye. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR,
1999, pág. 51)
El anticlinal asimétrico de eje noreste-suroeste tiene T con un área de 6.97
km2 con un cierre de 187 pies en el pozo Frontera-1 y el cierre en el pozo
Frontera-3 (estructura menor) es en 66 pies. T está influenciada por el
basamento, con una disminución del área e incremento del cierre estructural,
como se observa en la figura 22. (Universidad Central del Ecuador PETROECUADOR, 1999, pág. 53)
75
Figura 22. Mapa Estructural isopaco del campo Frontera a la caliza A
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
3.3
ACUÍFEROS
A continuación se presenta en primer lugar en la figura 23, un mapa en
donde se ubica el acuífero perteneciente a la arenisca T (región 2) en color
rojo. Este yacimiento se encuentra influenciado por un empuje hidráulico,
razón por lo cual, la presión del yacimiento no tiene una caída muy brusca a
través del tiempo de producción del campo.
76
Figura 23. Gráfico del acuífero en la capa K=14 del yacimiento T
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Al igual que para el yacimiento T, en la figura 24, se indica el acuífero
perteneciente a la arenisca U (región 1) en color verde. Esta arena también
se encuentra influenciada por un empuje hidráulico.
77
Figura 24. Gráfico del acuífero en la capa K=7 del yacimiento U
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
En estos mapas se puede observar que los acuíferos simulados tanto en el
yacimiento T como U del campo Frontera se encuentran ubicados en la zona
sur y oeste.
78
3.4
PETRÓLEO IN SITU (POES)
Del informe de la simulación de 1999, se extrajó las cantidades de petróleo
in situ determinado por el método de iso-índices de hidrocarburos a través
de la realización de mapas, y también los valores calculados por el simulador
obteniéndose los datos observados en la tabla 5, desde un archivo de
exensión .txt, el mismo que se puede observar en el anexo IV.
Tabla 3. Petróleo Original In Situ (POES) de los yacimiento T y U del campo
Frontera según el informe de simulación de 1999 y el modelo de simulación
dinámico de 2009
Informe de simulación (1999) Modelo de Simulación Dinámico (2009)
Arenisca
POES (Bls)
POES (Bls)
T (región 2)
14 920 297
18 608 569
U (región 1)
19 449 126
18 370 259
Total
34369423
36 978 828
(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 61),
(PETROPRODUCCIÓN, 2009) y (Pozo, M, 2013)
3.5
CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS
Las propiedades pertenecientes a los tres fluidos del yacimiento, que son
petróleo, gas y agua en función de presión, volumen y temperatura, pueden
ser observadas en la tabla 4; siendo que esta información es obtenida
principalmente de los análisis PVT (presión-volumen-temperatura) realizados
en laboratorio con el uso de núcleos de pared y correlaciones; e ingresados
en el simulador para la realización del modelo de simulación dinámico.
79
Tabla 4. Propiedades PVT para el yacimiento T y U del campo Frontera.
ARENISCA T
Propiedad
Dato
Unidades
Presión de referencia
3 830
psia
Compresibilidad de la roca
3.6250e
1/psi
Factor volumétrico del agua
1.0403
rb/stb
Compresibilidad del agua
3.47e
1/psi
Viscosidad del agua
0.2847
Cp
Densidad del agua en superficie
62.4280
lb/pie
Densidad del petróleo en superficie
53.0978
lb/pie
Densidad del gas en superficie
0.0583
lb/pie
-6
-6
3
3
3
ARENISCA U
Propiedad
Dato
Unidades
Presión de referencia
3 762
Compresibilidad de la roca
3.0604e
1/psi
Factor volumétrico del agua
1.0431
rb/stb
Compresibilidad del agua
3.4700e
1/psi
Viscosidad del agua
0.2848
Cp
Densidad del agua en superficie
62.4000
lb/pie
Densidad del petróleo en superficie
53.2580
lb/pie
Densidad del gas en superficie
0.0583
lb/pie
psia
-6
-6
3
3
3
(PETROPRODUCCIÓN, 2009), (Pozo, M, 2013)
80
Del modelo de simulación dinámica corrido en 2009, también se obtuvieron
los datos correspondientes a las gráficas de permeabilidades relativas en
función de la saturación de agua para cada una de las dos fases mojante y
no mojante, para cada una de las areniscas productoras T y U,
respectivamente. Estas curvas, varían de acuerdo a las saturaciones de los
fluidos; de lo cual se deriva que en la simulación de yacimientos estás
curvas se irán moviendo de acuerdo a la saturación de petróleo que se tiene
en cada celda de la malla de simulación.
La curva de permeabilidades relativas perteneciente a la arenisca T, es
presentada en la figura 25, e indica que se trata de una roca hidrófila con el
agua como fase mojante, debido a que al encontrarse en una saturación de
agua del de 50%, la permeabilidad relativa del petróleo (Kro) es mayor que
la permeabilidad relativa del agua (Krw); la saturación del agua irreductible
es de 17%, del agua connata de 30% y la saturación residual del petróleo de
75%. Estos gráficos generalmente se los realiza en función de la saturación
de la fase mojante.
Figura 25. Gráfico de las curvas de permeabilidad relativa de petróleo y
agua para el yacimiento T.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
81
En el gráfico presentado en la figura 26 que pertenece a las permeabilidades
relativas en función de la saturación de la fase mojante (agua) para el
yacimiento U, donde la curva perteneciente al petróleo es de color rojo y la
del agua es azul; se observa que en el punto de saturación del agua igual a
50% o 0.5, la permeabilidad relativa del petróleo es mayor que la
permeabilidad relativa del agua, por tanto se puede hablar de una roca
hidrófila.
La saturación de agua irreductible es de 15%, la de agua connata es de
30%, y la saturación residual de petróleo es de 75%.
Figura 26. Gráfico de las curvas de permeabilidad relativa de petróleo y
agua para el yacimiento U.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
También, se encontró los datos de solubilidad del gas en el petróleo o GOR
que es medido en superficie, desde los cuales se graficó la solubilidad del
gas a diferentes presiones por debajo del punto de burbuja. Este gráfico
puede ser observado en la figura 27, para el yacimiento T. Cabe mencionar
que con una menor solubilidad del gas, el factor de recobro es mayor
(Escobar Macualo, 2005, pág. 180)
82
Solubilidad del gas
(Mscf/stb)
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0
0
100
200
300
400
500
600
700
Presión
(Psi)
Solubilidad del gas
Pb
Figura 27. Solubilidad del gas en el petróleo en el yacimiento T.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009), ( Pozo, M, 2013)
También se graficó la solubilidad del gas en función de la presión para el
yacimiento U, lo cual se puede observar en la figura 28; al igual que en T, la
Rs o relación gas petróleo se incrementa con la presión.
Solubilidad del gas
(Mscf/stb)
0,16
0,14
0,12
0,1
0,08
0,06
0,04
0,02
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Presión
(Psi)
Solubilidad del gas
Pb
Figura 28. Solubilidad del gas en petróleo en el yacimiento U
Fuente: (PETROPRODUCCIÓN, 2009), (Pozo, M, 2013)
83
3.6
PRESIONES
Del informe de simulación de 1999, se obtuvo que la presiones de saturación
donde inicia la liberación del gas, para los reservorios U y T son de 685 psi y
649 psi, respectivamente. Además, los valores de presión de reservorio
corregidos para el pozo Frontera-1, son de 3 783 psi para U y 3 873 psi para
T. (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 63)
El reporte de presión para el yacimiento T (región 2) mostrado en la figura
29, presenta una caída desde una presión inicial de 3 839 psi hasta 3 581
psi. Esta caída de presión de 258 psi, es debida principalmente a una
producción de 5 614 720 barriles de petróleo y 7 404 046 barriles de agua.
Figura 29. Datos de presión del yacimiento T (Región 2) del campo
Frontera
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
84
El reporte de presión obtenido desde el modelo de simulación dinámico del
Campo Frontera corrido en 2009, para el yacimiento U indicado en la figura
30, presenta una caída de presión desde 3 760 psi hasta 3 356 psi.
La caída de presión o depletación, al igual que en la mayoría de campos
productores, es debida principalmente a la producción de petróleo a través
de los pozos perforados.
Para este caso específico, la caída de presión de 404 psi mencionada, es un
efecto de la producción de un acumulado de 6 404 224 barriles de petróleo y
9 038 471 barriles de agua hasta el año 2009.
Figura 30. Datos de presión del yacimiento U (Región 1) del campo
Frontera
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
85
3.7
PRODUCCIÓN
La producción de petróleo del yacimiento T, tomando en cuenta los datos
cargados en el simulador, inicia el 02 de julio de 1991 con 285 BPPD en
promedio, producción mantenida hasta el 01 de agosto de 1991; cuando se
incrementa a un promedio de 530 BPPD hasta octubre de 1993.
En octubre de 1994, la producción llega a su pico más alto con 3 641 BPPD,
luego lo cual con periodos de altibajos llegando inclusive a 0 BPPD ha ido
paulatinamente disminuyendo los caudales diarios de petróleo llegando a
295 BPPD el 28 de febrero de 2009, como se observa en la figura 31.
Figura 31. Caudal de producción de petróleo por día para el yacimiento T
(región 2) del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
86
El comportamiento del caudal diario de petróleo tomado de la simulación
para el yacimiento U, indica una producción inicial de 466 BPPD durante los
primeros meses de 1991, después de lo cual se incrementa hasta
estabilizarse en un promedio de 830 BPPD que se mantiene al 01 de
noviembre de 1993; luego de lo cual tiene altibajos.
El 02 de agosto de 1999, como se observa en la figura 32 la producción
diaria del campo Frontera para el yacimiento U, llega a su pico más alto con
un caudal de petróleo de 3 844 BPPD; luego de lo cual tendría una caída de
la producción a 371 BPPD en el año 2009; último año reportado con datos
reales de producción, ingresados en el simulador para el modelo de
simulación dinámico.
Figura 32. Caudales de producción de petróleo por día para el yacimiento U
(región 1) del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
87
La curva de producción acumulada de petróleo para el yacimiento T (región
2) en función del tiempo, mostrada en la figura 33, indica que al 01 de
febrero de 2009, se tenía producido un total de 5 614 720 barriles de
petróleo.
Figura 33. Producción total acumulada de petróleo para el yacimiento T
(región 2) del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
La producción total acumulada de petróleo para el yacimiento U (región 1) a
través del tiempo se muestra en la figura 34. En esta gráfica se puede
observar que al 28 de febrero de 2009 se tuvo un acumulado de 6 404 224
barriles de petróleo mayor que para T.
Lo antes mencionado, indicia que el yacimiento U es más productivo que T,
con una mayor producción total acumulada.
88
Figura 34. Producción total acumulada de petróleo para el yacimiento U
(región 1) del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
La producción de agua en el yacimiento T, puede ser observada en la figura
35, donde se muestra que en un inicio no se tenía producción de agua hasta
el año 1995, cuando se tiene un periodo donde el agua comienza a subir
hasta encontrarse en 1 786 BAPD al 01 de septiembre de 1997, y luego
disminuye, llegando inclusive a encontrarse cerca de 0; se incrementa y
vuelve a bajar.
El 01 de enero de 2002, el agua se incrementa hasta su pico más alto en 5
518 y más tarde disminuye, vuelve a subir, existe un periodo de
estabilización y cae llegando al último reporte ingresado al simulador, el 28
de febrero de 2009 con 242 BAPD. Estos cambios de los caudales de agua,
fueron probablemente debido al cierre o apertura de pozos en esta arena.
89
Figura 35. Caudal de producción de agua por día para el yacimiento T
(región 2) del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
En la gráfica de la figura 36, se muestra la producción diaria de agua a
través del tiempo, con caudales iniciales muy cercanos a 0 BPPD, con los
cuales se producía solo petróleo, hasta el año de 1995.
Luego de un primer periodo de producción enteramente de petróleo, se
observa el incremento del agua conforme pasa el tiempo hasta llegar a
valores tan altos como lo es 5 678 BAPD en enero de 2000, inmediatamente
de lo cual el agua disminuye llegando hasta 314 BAPD. Por último se da otro
avance de los barriles de agua por día que comparado con el anterior fue
más suave. El último dato introducido en el simulador fue de un valor de 3
431 BAPD en febrero de 2009.
90
Figura 36. Caudal de producción de agua por día para el yacimiento U
(región 2) del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Durante la vida productiva del campo en estudio y según los datos obtenidos
del modelo de simulación dinámico, entre los años de 1991 y 2009, la región
2 perteneciente al yacimiento T produjo un acumulado de 7 404 046 barriles
de agua, como se puede observar en la figura 37, donde en el eje x se
encuentran las fechas y en el eje y los acumulados de agua en barriles.
También se aprecia que según la curva del acumulado total de agua, en un
inicio este reservorio T, producía solo petróleo con acumulados de agua muy
bajos cercanos a cero hasta 1995. Desde este año en adelante solo se
observa el incremento del agua con una curva más pronunciada, lo cual
significa que cada vez era más alta la producción de agua entre las
diferentes fechas.
91
Figura 37. Producción total acumulada de agua para el yacimiento T (región
2) del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
El gráfico de producción acumulada de agua para el yacimiento U del campo
Frontera, obtenido desde el modelo de simulación dinámico, puede ser
observado en la figura 38, donde en el último dato al año 2009 se tuvo un
total acumulado de 9 038 471 barriles de agua; mayor que para T.
Además se muestra en esta curva de color azul, que este reservorio, al inicio
de la explotación, no producía casi agua. La producción de este fluido
comienza a partir de mediados de 1994 con un crecimiento más rápido que
en el yacimiento T.
Con lo anteriormente mencionado, al comparar los acumulados de U y T; se
nota que al extraer un mayor volumen de petróleo de U, también se produce
mayor cantidad de agua.
92
Figura 38. Producción total acumulada de agua para el yacimiento U
(región 1) del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
3.8
ESTADO ACTUAL
Para completar este estudio, también se realizó una revisión y análisis de
información complementaria en cuanto a perforación, ubicación de los
pozos,
parámetros
petrofísicos,
producción
acumulada,
historia
de
producción y presión, para los años posteriores al 2009, último año que
consta información real en el modelo de simulación.
Esta información actualizada al año 20013 fue recuperada desde bases de
datos que maneja la Secretaría de Hidrocarburos.
93
3.8.1 PERFORACIÓN DE LOS POZOS
A lo largo del desarrollo productivo del campo Frontera, y al igual que en
otras áreas, para terminar con la fase exploratoria y encontrar petróleo en las
zonas con posibles acumulaciones, se perfora un primer pozo denominado
“exploratorio” que al ser productivo da la pauta para la perforación de los
pozos de avanzada que servirán para delimitar la estructura y en ciertos
casos ubicar el contacto agua petróleo. Luego de lo cual, se perforan los
pozos de desarrollo.
Para este caso específico del campo Frontera, el pozo exploratorio
denominado Frontera-1 fue perforado en 1987 y encontró hidrocarburos en
las arenisca U y T. Actualmente se encuentra taponado y en su lugar en
2013 se perforó el pozo de desarrollo Frontera-1RE. A diferencia del pozo de
desarrollo Frontera-2 que al 2013 aún continua produciendo de T.
El pozo de avanzada Frontera-3, hoy en día es un pozo reinyector, el pozo
de desarrollo Frontera-4B en reemplazo del pozo Frontera-4 taponado en
1996 es productor de la arenisca T.
El pozo de desarrollo Frontera-5, en 2012 fue taponado y en su reemplazo
se perforó el pozo Frontera-5RE. Por último en octubre de 2012, se perforó
el pozo de desarrollo Frontera-6D que es productor del yacimiento U.
En la tabla 5, se resumió las características principales de todos los pozos
antes mencionado, perforados durante la vida productiva del campo Frontera
hasta el año 2013, incluyendo el estado actual en que se encuentran y los
periodos de tiempo o fechas durante las cuales se desarrollaron las
actividades de perforación.
94
Tabla 5. Estado actual, características y perforación de los pozos del Campo Frontera
POZO
TIPO
PERFIL
OPERACIONES PERFORACIÓN
PROFUNDIDAD
ESTADO ACTUAL
(pies)
INICIAL
FINAL
TVD
MD
1
Exploratorio
Vertical
16/11/1987
26/12/1987
9243’
9243’
Pozo Cerrado
1RE
Desarrollo
Direccional Slant
01/05/2013
25/05/2013
9345’
9490’
Pruebas iniciales
2
Desarrollo
Vertical
23/08/1989
27/09/1989
9290’
9290’
Pozo Productor de T
3
Avanzada
Vertical
08/08/1994
26/08/1994
9410’
9410’
Pozo Reinyector a Tiyuyacu
4
Desarrollo
Vertical
04/05/1996
30/05/1996
7699’
7699’
Pescado - Pozo Taponado y
Abandonado
4B
Desarrollo
Vertical
03/06/1996
21/06/1996
9370’
9370’
Pozo Productor de T
5
Desarrollo
Vertical
27/06/1996
20/07/1996
9270’
9270’
Pozo Taponado
5RE
Desarrollo
Direccional Slant
21/06/2012
11/07/2012
9255’
9445’
Pozo Productor de T
6D
Desarrollo
Direccional “S”
19/09/2012
10/10/2012
9407’
9760’
Pozo Productor de U
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
95
95
3.8.2 UBICACIÓN DE LOS POZOS
La ubicación de los pozos perforados es necesaria debido a que todos los
datos principalmente dinámicos verificables de los yacimientos, es obtenida
desde éstos, caracterizando toda el área de alrededor.
Las coordenadas y el mapa de ubicación de los pozos pertenecientes al
campo Frontera, se incluye en la figura 39.
Figura 39. Mapa de ubicación y coordenadas de los pozos del Campo
Frontera
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013)
96
3.8.3 PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE FLUIDO
Los parámetros petrofísicos y de fluido fueron tomados de los datos
reportados a la Secretaría de Hidrocarburos, por la compañía operadora del
campo Frontera en el año 2013, para los pozos Frontera-4B y Frontera-6D;
la ubicación de estos pozos puede ser visualizada en el mapa de la figura
40.
Figura 40. Ubicación de los pozos Frontera-4B y Frontera-6D
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013)
97
Para la arenisca T, se encontró los parámetros petrofísicos y de fluido en el
pozo Frontera-4B al 2013, en cuanto a espesores, porosidad, factor
volumétrico, entre otros que se indican en la tabla 6.
Tabla 6. Parámetros petrofísicos del yacimiento T reportados al año 2013
Parámetro
Valor
Unidades
Espesor total
44
pies
Espesor neto
32
pies
Porosidad
16.2
%
Factor volumétrico (Boi)
1.2268 BY/BN
Viscosidad (µo)
3.06
cP
API
27.6
Grados
GOR
179
PCS/bls
Presión de burbuja (Pb)
640
Psi
Saturación de agua (Sw) 29.8
%
Salinidad
14850
ppm
Temperatura formación
225
°F
Permeabilidad
60
mD
Presión yacimiento
3677
Psi
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M,2013)
A diferencia de la arenisca T, los parámetros de roca y fluido para el
yacimiento U presentados en la tabla 7, fueron tomados del pozo Frontera6D.
98
Tabla 7. Parámetros petrofísicos del yacimiento U reportados al año 2013
Parámetro
Valor
Unidades
Espesor total
60
pies
Espesor neto
12
pies
Porosidad
14
%
Factor volumétrico (Boi)
1.113
Bls/BN
Viscosidad (µo)
2.2
cP
API
27.5
Grados
GOR
225
PCS/bls
Presión de burbuja (Pb)
685
Psi
Saturación de agua (Sw) 33
%
Salinidad
45000 ppm
Temperatura formación
230
°F
Permeabilidad
200
mD
Presión yacimiento
3400
Psi
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
3.8.4 PRODUCCIÓN ACUMULADA
La producción acumulada de petróleo del campo Frontera para cada una de
las arenas, fue obtenida hasta diciembre del año 2012 en función de los
datos de la compañía operadora y son los datos que se muestran en la tabla
8.
99
Tabla 8. Producción acumulada de petróleo a diciembre de 2012.
Arenisca Producción acumulada
(Bls)
T
6 289 796
U
7 687 982
Total
13 977 778
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
3.8.5 HISTORIA DE PRODUCCIÓN POR POZO Y YACIMIENTO.
La historia de producción, fue recuperada desde documentos enviados por la
compañía operadora del campo para la aprobación de diferentes trabajos
realizados en los pozos, y desde la base de datos que maneja la Secretaría
de Hidrocarburos.
No se incluye la producción del pozo Frontera-3, debido a que este pozo
actualmente es inyector de agua a la formación Tiyuyacu como se observa
en su completación en el anexo V; pasando de productor a inyector y para
los pozos frontera-4B y Frontera-5 se presentan los datos desde el año
2004.
El pozo Frontera-1, fue perforado en 1987 y completado definitivamente en
julio de 1991 con camisas para producir por separado a flujo natural de los
yacimientos U y T; iniciando como se observa en la figura 41, la producción
sin agua de U con 838 BPPD hasta 1993, cuando a diciembre se incrementa
el caudal de petróleo sobre los 2000 barriles diarios y en agosto de 2004
comienza a caer e inicia el incremento del corte de agua hasta junio de 1997
con 715 BPPD y 50% de BSW
100
En septiembre de 1997, el pozo continua produciendo con bomba eléctrica,
un caudal de petróleo en promedio de 900 BPPD y un corte de agua 54%,
luego de lo cual paulatinamente sigue cayendo la producción de petróleo con
incremento del corte de agua hasta febrero de 2000 con 146 BPPD y un
BSW de 86%, pese a que el pozo fue cerrado varias veces en la bomba
eléctrica en diciembre de 1997, enero a julio de 1999, octubre 1999.
Desde febrero de 2000 a septiembre de 2001, el pozo Frontera-1 permanece
cerrado y vuelve a producir el 16 de septiembre de 2001, del yacimiento T
con una producción en promedio de 700 BPPD con 2% de agua. Luego de lo
cual incrementa el corte de agua a 30% con reducción del caudal de petróleo
a 542 BPPD, luego de lo cual sigue incrementando el BSW y reduciendo la
producción de petróleo hasta agosto de 2002 que se cierra el pozo con 158
BPPD y 80% por daño de la bomba eléctrica; se abre el pozo con una mejor
producción pero cae de nuevo y se realiza otro reacondicionamiento pero la
producción no sube más allá de 250 BPPD y en mayo de 2004, el pozo no
aporta; logran hacerlo producir pero la producción no se incrementa, se
realiza una evaluación con bombeo hidráulico y en 2005 se cierra el pozo
por bajo aporte.
El pozo fue cerrado desde junio de 2005 a julio 2007, cuando se baja a
evaluar con bombeo hidráulico U pero, solo produce agua entonces se cierra
hasta el 2009, cuando se ingresa para evaluar T, con una producción de
petróleo inicial de 332 BPPD con un corte de agua de 45%; luego se observó
altibajos del caudal diario de petróleo hasta que el pozo se cierra por alto
BSW en noviembre de 2010, se vuelve a producir hasta enero de 2011
cuando el pozo es cerrado por bajo aporte, es reabierto en abril hasta que
deja de aportar luego de lo cual se repunzona y bajan equipo
electrosumergible en 2012 con 588 BBPD y 50% de BSW; baja otra vez el
caudal de petróleo y sube el agua hasta octubre de 2012 cuando el pozo es
cerrado por bajo aporte y alto corte de agua.
101
100
90
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PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD)
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Jun Jul Ago
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TIEMPO (DÍAS)
YACIMIENTO PRODUCTOR
BPPD
BSW
Figura 41. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) del pozo Frontera-1.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
102
102
El pozo Frontera-2, fue perforado en 1989, completado definitivamente en
julio de 1991 con camisas para producir por separado de T y U a flujo
natural, inicia su producción como se observa en la figura 42 de T con un
caudal de petróleo estabilizado cerca de 521 BPPD sin agua hasta agosto
de 1993, cuando se cierra el pozo y se recupera producción llegando sobre
los 2000 BPPD sin agua que cae hasta 123 BPPD con 17% de BSW, que
luego de una limpieza, se incrementa sobre los 1000 BPPD y cae,
ocurriendo altibajos tres veces más, pasando por dos reacondicionamientos,
hasta julio de 1999, cuando el pozo es cerrado por daño en la bomba
eléctrica.
En agosto de 1999, el pozo pasa a producir de la arena U, con una
producción inicial de 1036 BPPD y un BSW de 16%, producción que se
incrementa y cae hasta 117 BPPD con 37% de agua, luego de lo cual se
realiza una limpieza, sube el caudal de petróleo y baja de nuevo, hasta que
el pozo se cierra para reacondicionamiento. Luego, la producción se
estabiliza en 380 BPPD con 50% de BSW, desde septiembre de 2001 hasta
julio de 2003; cuando el pozo deja de aportar, se realizan diferentes trabajos
y el pozo vuelve a producir de U en agosto de 2003, 496 BPPD con 56%; de
agua que se incrementa y otra vez el pozo no aporta en julio de 2005. Una
vez más se realiza un reacondicionamiento, y el pozo produce de U hasta
mayo de 2006 y entra en reacondicionamiento.
En octubre de 2007, el pozo Frontera-2, pasa a producir de T hasta julio de
2008 con un caudal de petróleo en promedio de 250 BPPD y 70 % de agua;
cuando se cierra por reacondicionamiento y vuelve a producir en agosto de
2008, hasta mayo de 2009 cuando se realiza otro reacondicionamiento y
produce durante 1 año más. Continúa la producción con altibajos y caudales
de cero durante los reacondicionamientos, llegando a un período de
estabilización en 2012 y 2013 cerca de 300 BPPD con un corte de agua de
77%. El último dato a diciembre de 2013 es de 335 BPPD y 70% de BSW.
103
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100
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1998
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TIEMPO (DÍAS)
YACIMIENTO PRODUCTOR
BPPD
BSW
Figura 42. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) del pozo Frontera-2.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
104
104
El pozo Frontera-4B fue perforado en mayo de 1996, e inicia su producción
en octubre de 1997, luego del reacondicionamiento 1, en el cual evalúan U y
bajan completación electrosumerbible. Debido a que se cuenta la producción
desde 2004, se procedió únicamente a verificar los diferentes trabajos
realizados en este pozo, y se tuvo que el pozo fue cerrado en noviembre de
1998 por un mes, en julio de 1999 por un mes, en enero de 2000 por 27
días, en mayo de 2000 por 4 días cuando pasa a producir de T , entre marzo
y agosto de 2001 por el alto corte de agua, en marzo de 2002 por 26 días,
en agosto de 2003 por 15 días, en abril de 2004 por 17 días, en setiembre
de 2007 por un mes, en agosto de 2008 por un mes, en enero y agosto de
2009, en enero y septiembre de 2010, en octubre de 2011 y en febrero de
2013
La producción del pozo Frontera-4B desde el año 2004, se muestra en la
figura 43, donde se observa una producción inicial de la arenisca T de 329
BPPD con un corte de agua de 80% en febrero, caudal de petróleo que
disminuye paulatinamente con altibajos aún con la realización de tres
trabajos de reacondicionamientos, llegando hasta los 137 BPPD con un
BSW de 92%, luego de lo cual en septiembre de 2007, se realiza un cambio
de zona productora a U con una producción de 138 BPPD y un corte de
agua de 94% que cae hasta los 46 BPPD. Se continúa produciendo de U
con un incremento del caudal de petróleo y disminución del BSW, a 262
BPPD con 88% de agua en enero de 2009, que cae, sube y vuelve a caer a
98 BPPD y un corte de agua de 92% en mayo de 2010.
A finales de julio de 2011, el pozo pasa a producir de T Inferior con una
producción inicial menor a cien, que se incrementará hasta el pico más alto
397 BPPD con un corte de agua de 76%; luego de lo cual se observan
altibajos y estabilizaciones hasta llegar a una de 100 BPPD con un BSW de
96%.
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100
400
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60
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PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD)
450
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TIEMPO (DÍAS )
YACIMIENTO PRODUCTOR
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Figura 43. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) desde 2004 del pozo Frontera-4B.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
106
106
El pozo Frontera-5 perforado en 1996; como se observa en la figura 44, para
febrero 2004 producía de U con 633 BPPD con un corte de agua de 70%, lo
cual se incrementa sobre los 700 BPPD y luego disminuye hasta 182 BPPD
con un BSW de 84%.
En marzo de 2005, se incrementa a 689 BPPD y luego paulatinamente
disminuye a 85 BPPD con un BSW de 80% y un año más tarde; vuelve a
aumentar el caudal de petróleo por día después de lo cual disminuye hasta
encontrarse en 15 BPPD en diciembre de 2006 cuando el pozo es cerrado
por bajo aporte.
Para enero de 2007, la producción de petróleo se incrementa a 405 BPPD y
luego cae hasta los 120 BPPD con un corte de agua de 80% en mayo de
2007.
Entre junio de 2007 y 2009, en la producción del pozo se observa un periodo
de estabilización con 350 BPPD y un corte de agua de 80%, que después
cae a 175 BPPD con 88% de agua, en octubre de 2009 cuando el pozo es
cerrado.
El siguiente reporte de producción de este pozo es en agosto de 2012 con
un producción de 1 400 BPPD con 2% de corte de agua para la arenisca T,
que sube hasta el pico de producción más alto del pozo sobre los 1600
BPPD; luego de lo cual se observa una caída del caudal de petróleo hasta
los 377 BPPD con un incremente del BSW a 64% en el último dato reportado
en enero de 2013.
107
100
1600
90
80
1400
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50
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PRODUCCIÓN PETRÓLEO (BPPD)
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SepOct Nov DicEneFeb
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Mar
Abr
May
Jun
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Ago Sep Oct Nov Dic Ene FebMarAbrMay Jun
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Ago
Sep
Oct
Nov
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2009
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201
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Oct
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Dic
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201
3
T
TIEMPO (DÍAS)
YACIMIENTO PRODUCTOR
BPPD
BSW
Figura 44. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) desde 2004 del pozo Frontera-5.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
108
108
El pozo Frontera-5RE perforado en 2012 como una ventana desde el pozo
Frontera-5, ha producido únicamente de la arenisca T desde enero de 2013.
Según los reportes de la compañía operadora del campo Frontera a la base
de datos que maneja la Secretaría de Hidrocarburos, el pozo Frotnera-5RE,
desde el año 2013 produce con un caudal de petróleo de 379 BPPD que
disminuye hasta 70 BPPD con un corte de agua de 97% en abril de 2013
Luego de producir por debajo de los 100 BPPD, este pozo recupera su
producción a 314 BPPD y 72% de agua a mayo 2013; que disminuye hasta
estabilizarse cerca de 210 BPPD con un corte de agua de 80%.
Por último una vez más cae la producción y se estabiliza en 152 BPPD; y el
BSW en cambio se incermenta hasta 84%.
En el último dato reportado se tuvo una producción de petróleo de 131 BPPD
con un corte de agua de 86% para diciembre de 2013, como se observa en
la figura 45.
De este pozo denominado Frontera-5RE, para el yacimiento U de la
formación Napo no se cuenta con reportes de los datos de producción en las
bases de datos consultadas.
109
100
90
350
80
300
70
250
60
200
50
40
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BSW (%)
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD)
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04
10
16
24
29
02
05
08
13
18
20
23
28
02
04
08
10
15
20
24
27
31
02
10
17
23
29
03
07
12
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2013
T
TIEMPO (DÍAS)
YACIMIENTO PRDUCTOR
BPPD
BSW
Figura 45. Histórico de producción y BSW para T a través del tiempo (día, mes, año) del pozo Frontera-5RE.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
110
110
El pozo Frontera-6D perforado en 2012, como se observa en la figura 46, ha
producido únicamente del reservorio U, perteneciente a la formación Napo y
constituido principalmente de areniscas.
El caudal de petróleo inicial reportado fue de 803 BPPD con un corte de
agua de 28% a noviembre de 2012, que incrementa sobre los 900 BPPD en
un punto para luego caer paulatinamente con incremento del BSW hasta
encontrarse en una producción de 35 BPPD con 74% de agua a finales de
agosto de 2013, cuando se cierra el pozo por bajo aporte.
Lo antes mencionado con respecto a este pozo, puede observarse en la
figura 46, donde muestra el gráfico de producción de petróleo en barriles de
petróleo por día (BPPD) y BSW o corte de agua a través del tiempo desde
que el pozo fue puesto en producción hasta que fue cerrado.
111
100
90
1000
80
70
800
60
600
50
40
400
BSW (%)
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD)
1200
30
20
200
10
0
11
13
15
17
19
21
26
30
04
06
08
11
16
18
23
25
02
10
12
18
20
23
29
04
11
18
21
02
11
20
27
30
02
10
19
02
17
21
25
29
06
12
23
03
10
18
21
24
0
Nov
Dic
Ene
Mar
Abr
2012
May
Jun
Jul
Ago
2013
U
TIEMPO (DÍAS)
YACIMIENTO PRODUCTOR
BPPD
BSW
Figura 46. Histórico de producción y BSW para U a través del tiempo (día, mes, año) del pozo Frontera-6D.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
112
112
3.8.6 ÚLTIMA PRODUCCIÓN REPORTADA POR POZO
De los datos encontrados, también se logró recopilar información sobre la
última producción reportada en cada uno de los pozos del campo en estudio
que puede observarse en la tabla 9, con lo cual se conoció el estado actual
en cuanto a producción de fluido, petróleo, agua, corte de agua, API y el
sistema de levantamiento artificial utilizado que era por bombeo electro
sumergible, debido a que este sistema brinda mayor operatividad en los
pozos.
Tabla 9. Última producción reportada de los pozos productores del campo
Frontera para los yacimientos T y U.
Pozo
Fecha
Arena
Producción
BSW Sistema
BFPD BPPD BAPD (%)
Frontera-1
grados
16/10/2012
T
898
36
862
11/07/2007
U
1200
120
1080
15/12/2013
T
1 117
325
782
70 Eléctrico
29.8
17/11/2011
U
439
395
44
10 Eléctrico
28.3
08/12/2013
T
2513
101
2 412
96 Eléctrico
31.5
17/05/2011
U
1225
98
1127
92 Eléctrico
27.5
02/01/2013
T
1 047
377
670
64 Eléctrico
20.6
31/10/2009
U
1458
175
1283
88 Eléctrico
28.5
Frontera-5RE
16/12/2013
T
937
131
806
86 Eléctrico
20.6
Frontera-6D
30/08/2013
U
133
35
98
74 Eléctrico
31.7
Frontera-2
Frontera-4B
Frontera-5
96 Eléctrico
API
22.3
90 No reporta 28.0
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
113
3.8.7 PRESIÓN
Para la realización de este trabajo también se analizó con el programa Fast
Well Testing, la última prueba de restauración de presión (B’UP) del pozo
Frontera-4B, yacimiento T tomada en abril del 2013. El análisis se presenta
en el anexo VI.
De
este
análisis
se
obtuvieron
parámetros
del
yacimiento
como
permeabilidad, presión de reservorio, daño, capacidad de flujo e índice de
productividad para un pozo que se encuentra produciendo sobre el punto de
burbuja. Esta información fue sistematizada en la tabla 10.
Tabla 10. Parámetros obtenidos del análisis de la prueba de restauración de
presión del pozo Frontera-4B, yacimiento T.
Parámetros
Valores
Presión de reservorio
3 676.42 psi
Permeabilidad
186.99 md
Daño
1.657
Capacidad de flujo
5983.967 md *ft
Índice de productividad 16.047 BPPD/psi
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
114
3.9
AJUSTE HISTÓRICO
Luego de la revisión y análisis de los estudios antecedentes a este trabajo,
dentro de lo cual se incluyó información relacionada a características
petrofísicas, de producción y presiones, es decir, datos tanto estáticos como
dinámicos del campo, principalmente con base al modelo de simulación
dinámico, se encontró el ajuste del histórico de producción por pozo hasta el
año 2009, y que para el desarrollo del campo, se tuvieron varias propuestas
con sus respectivas predicciones.
A continuación en primer lugar se presentan los ajustes históricos para luego
realizar un análisis y buscar una propuesta simulada aplicable a las
condiciones actuales del campo.
El ajuste histórico, se realiza principalmente al incorporar la información real
de la historia de producción tomada desde diferentes reportes de campo y
compararla con los datos de producción obtenidos con el simulador. A
continuación se presentan los gráficos de los ajustes tanto de producción de
petróleo como de corte de agua para los diferentes pozos del campo
Frontera. Otros gráficos de los ajustes históricos de producción por campo
se los puede ver en los anexos VII, VIII Y IX.
En el pozo Frontera -1, al comparar los datos de producción de petróleo y
corte de agua obtenidos del simulador con los reales, se muestra un buen
ajuste hasta marzo del año 2000, cuando el pozo es cerrado, luego de lo
cual las curvas reales y las de ajuste son muy diferentes. Las curvas reales
indican un mayor caudal de petróleo con un menor corte de agua que las
curvas del simulador hasta el año 2005, cuando el pozo es cerrado otra vez
como se puede observar en la figura 47. Este pozo vuelve a producción en el
año 2010, situación que no registra el simulador debido a que el modelo de
simulación pertenece al año 2009.
115
Figura 47. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de
agua para el pozo Frontera-1
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
En el ajuste histórico del pozo Frontera-2, indicado en la figura 48, se
observa en un inicio un buen ajuste con leves diferencias entre las curvas de
petróleo y corte de agua real y simulado hasta el año de 1999.
En el año de 1999, la curva histórica y la del simulador comienzan a
separarse, luego de un cierre del pozo y una apertura. Desde el año 2001,
luego de otro cierra en el pozo, las curvas se separan aún más.
Al final luego de un cierre realizado en 2005, se observan grandes desfases
entre ambas curas, el corte de agua es mayor al simulado y el caudal por
día de petróleo del histórico es menor.
116
Figura 48. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de
agua para el pozo Frontera-2.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Para el pozo Frontera-3, desde un principio se observan grandes diferencias
entre las curvas del simulador y las históricas, la producción de petróleo
histórica es mayor que la simulaca mientras que el caudal de agua histórico
es menor que el simulado hasta 1997, cuando el pozo es cerrado.
Luego del cierre aún existen diferencias entre las curvas pero son menores
que al inicio hasta 1999 cuando se realiza un segundo cierre del pozoy al
abrir el pozo, se observa un mejor ajuste de las curvas hasta cuando el pozo
es cerrado una vez más en 2003, como se muestra en figura 49. Este pozo
actualmente ya no es productor, ha sido convertido en inyector de agua de
desecho a la formación Tiyuyacu.
117
Figura 49. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de
agua para el pozo Frontera-3.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
En el ajuste histórico del pozo Frontera-4B, que se puede observar en la
figura 50; se tiene un incio grandes diferencias entre las curvas históricas y
las simuladas tanto para la producción de petróleo como para el corte de
agua, lo cual no cambia aun después de dos cierres del pozo en los años
2000, 2001 y 2003.
Luego del último cierre del pozo en 2003 en un período final de producción,
existe una mayor aproximación entre las curvas reales y las del simulador,
siendo que luego del último cierre en 2008, la producción de petróleo real es
mayor que la simulada y el corte de agua es menor que el simulado.
118
Figura 50. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de
agua para el pozo Frontera-4B
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Al comparar las curvas de la figura 51, históricas reales con las del
simulador, tanto para caudal diario de petróleo como para corte de agua
obtenidas para el pozo Frontera-5, estas se encuentran muy alejadas hasta
el año 2004 cuando el pozo es cerrado.
Luego del cierre de 20014, se
observa un mejor ajuste con una menor
separación entre las curvas hasta 2009.
El ajuste histórico de este pozo es
similar al ajuste histórico del pozo
Frontera-4B, donde existe menor desafse de las curvas al final de la
simulación
119
Figura 51. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de
agua para el pozo Frontera-5
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
3.10
ESCENARIOS CONSIDERADOS PARA EL DESARROLLO DEL
CAMPO.
En términos generales, el ajuste histórico de producción de los pozos de
este campo es bueno, razón por la cual se procedió al análisis de los
diferentes escenarios para el desarrollo del campo en función de las
predicciones hasta el año 2019 del modelo de simulación dinámico corrido
en 2009. Los escenarios fueron los siguientes:
 Realización de un trabajo de reacondicionamiento
 Perforación
120
 Perforación y reacondicionamiento
 Inyección de agua
Sin embargo, cabe mencionar que si seguía produciendo el campo como
hasta el año 2009, sin la realización de ninguno de los trabajos propuestos
antes mencionados, según lo simulado para el año 2013, se tendría un total
acumulado de petróleo de doce millones novecientos veinte y siete mil
quinientos veinte y tres barriles (12 927 523 STB) y en el año 2019, de
catorce millones ciento treinta y seis mil cuatrocientos setenta y un barriles
(14 136 471 STB), como se puede observar en la tabla 11.
Tabla 11. Volúmenes estimados in situ y recuperados de petróleo, gas y
agua según la simulación matemática sin realizar trabajos en el campo.
ene-13
Ítem
Valor
mar-19
Valor
Unidades
Petróleo in situ (POES)
36 978 828
36 978 828 STB
Petróleo total producido
12 927 523
14 136 471 STB
Petróleo remanente
24 051 309
22 842 364 STB
Gas in situ (GOES)
7 464 242
7 464 242 MSCF
Gas total producido
2 633 079
2 880 684 MSCF
Gas remanente in situ
4 831 187
4 583 584 MSCF
Agua in situ
128 053 619 128 053 619 STB
Agua total producida
21 600 475
29 934 569 STB
Influjo de agua por el acuífero
35 562 824
45147327 STB
142 015 974
143266381 STB
Agua remanente in situ
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)Pozo
121
3.10.1 REALIZACIÓN DE UN TRABAJO DE REACONDICIONAMIENTO
Este escenario de desarrollo, consistía en un reacondicionamiento del pozo
Frontera-1, en enero de 2010 para producir del yacimiento U debido a que el
pozo para el año 2009, se encontraba cerrado por bajo aporte desde 2005.
Luego de lo cual el pozo produciría de U un estimado de 1 780 BPPD con
un BSW de 43%, que cambiaría hasta 490 BPPD con 90% de agua en
diciembre de 2013, cuando se pasaría a producir de T, con 1 315 BPPD y un
corte de agua de 32% como se muestra en la figura 52, donde se observa en
línea roja el histórico de producción de petróleo con un buen ajuste; en línea
rosada la producción estimada del pozo en U; en marrón la producción en T;
en azul el corte de agua, en celeste el corte de agua en U y en azul oscuro el
corte de agua estimado de T hasta marzo de 2019.
Figura 52. Histórico y predicción de la producción de petróleo con el corte
de agua para la realización de un trabajo de reacondicionamiento en el pozo
Frontera-1
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
122
Con esta propuesta al año 2013, se tendría un petróleo producido de trece
millones seiscientos treinta y siete mil seiscientos veinte y seis (13 637 626
STB); ya para marzo de 2019, una recuperación estimada de quince
millones seiscientos noventa y seis mil ochocientos noventa y nueve barriles
de petróleo (15 696 899 STB) como se indica en la tabla 12.
Tabla 12. Volúmenes estimados in situ y recuperados de petróleo, gas y
agua según la simulación matemática para el caso de la realización de un
trabajo de reacondicionamiento.
ene-13
Ítem
Valor
mar-19
Valor
Unidades
Petróleo in situ (POES)
36 978 828
36 978 828 STB
Petróleo total producido
13 637 626
15 696 899 STB
Petróleo remanente in situ
23 341 205
21 281 939 STB
Gas in situ (GOES)
7 464 242
7 464 242 MSCF
Gas total producido
2 793 213
3 190 654 MSCF
Gas remanente in situ
4 671 053
4 273 615 MSCF
Agua in situ
128 053 619 128 053 619 STB
Agua total producida
25 440 854
41 324 153 STB
Influjo de agua por el acuífero
40 119 724
58 107 063 STB
Agua remanente in situ
142 732 494 144 836 525 STB
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
Las curvas estimadas de producción de petróleo y corte de agua del campo,
si se realizaba un trabajo de reacondicionamiento en el pozo Frontera-1,
hasta el año 2019 se presenta en la figura 53; donde se observa un
incremento de la producción de petróleo después de los supuestos trabajos
de workover realizados.
123
Figura 53. Histórico y predicción de la producción de petróleo con el corte
de agua del campo para la realización de un reacondicionamiento.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Este pozo según datos reales desde el año 2009 hasta 2013, a diferencia de
la predicción, fue abierto a la producción del yacimiento T en agosto de 2010
con 332 BPPD y cerrado en octubre de 2012 por bajo aporte como se
observa en la figura 54.
En 2012, el pozo Frontera-1 es taponado y en su reemplazo fue perforado
como reentre el pozo Frontera-1RE, del cual no se obtuvo registros de
producción para ninguna de los dos yacimientos productores de la formación
Napo analizados.
124
100
800
90
700
80
60
500
50
400
40
300
30
200
20
100
10
0
0
Ago
SepNo
v
Dic
En
Abr
MayJul
e
Ago
2010
Sep
Oct Jul
2011
Ago SepOct
2012
T
TIEMPO (DÍAS)
YACIMIENTO PRODUCTOR
BPPD
BSW
Figura 54. Histórico de producción y corte de agua del pozo Frontera-1 a
partir del 2009.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
3.10.2 PERFORACIÓN
Esta propuesta de desarrollo del campo bajo la denominación perforación,
se componía fundamentalmente de la perforación de un nuevo pozo
denominado Frontera-6D, al noreste del pozo de avanzada Frontera-3, al
este del pozo de desarrollo Frontera-4B, al sur del pozo exploratorio
descubridor Frontera-1; en el sur del campo Frontera, como se puede
observar en la figura 55; donde también se muestra el pozo de desarrollo
Frontera-5.
125
BSW (%)
70
600
01
07
13
17
21
25
29
02
06
18
22
26
02
01
25
30
03
07
11
15
19
23
03
25
29
03
23
27
05
17
26
24
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD)
900
Figura 55. Mapa de ubicación de los pozos del campo Frontera incluido el
pozo Frontera-6 en una capa de U
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Según datos del modelo de simulación dinámico, este pozo sería
completado en marzo de 2010, para producir por separado de los
yacimientos U y T. En abril del mismo año, iniciaría la producción de U con
un caudal de petróleo inicial de 3200 BPPD sin agua según estimaciones del
126
simulador, que disminuye hasta encontrarse por debajo de los 300 BPPD
con un corte de agua de 90% en junio de 2014, cuando en el pozo se
realizaría un cambio de zona productora a T con una producción de 5000
BPPD en un inicio que cae hasta 500 BPPD con incremento del corte de
agua desde 0% hasta 90% en agosto de 2017, como se observa en la figura
56.
Figura 56. Histórico y predicción simulada de la producción de petróleo con
el corte de agua para el caso de la realización de perforación para el pozo
Frontera-6
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Con esta consideración de desarrollo del campo, se obtuvo una
recuperación de petróleo de catorce millones cincuenta y nueve mil
cuatrocientos treinta y nueve barriles (14 059 439STB) y a marzo del año
2019 de dieciséis millones sesenta y siete mil trescientos cincuenta y siete
barriles (16 067 357) como se observa en la tabla 13.
127
Tabla 13. Volúmenes estimados in situ y recuperados de petróleo, gas y
agua según la simulación matemática para el caso de la perforación de un
pozo.
ene-13
Ítem
Valor
mar-19
Valor
Unidades
Petróleo in situ (POES)
36 978 828
36 978 828 STB
Petróleo total producido
14 059 439
16 067 357 STB
Petróleo remanente in situ
22 919 394
20 911 480 STB
Gas in situ (GOES)
7 464 242
7 464 242 MSCF
Gas total producido
2 888 120
3 273 497 MSCF
Gas remanente in situ
4 576 148
4 190 774 MSCF
Agua in situ
128 053 619 128 053 619 STB
Agua total producida
22 929 425
38 833 399 STB
Influjo de agua por el acuífero
38 118 116
56 077 329 STB
Agua remanente in situ
143 242 316 145 297 555 STB
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
Las curvas estimadas de producción de petróleo y corte de agua del campo,
si se realizaba la perforación del pozo Frontera-6, hasta el año 2019 se
presenta en la figura 57; donde se observa un incremento de la producción
de petróleo después de la supuesta perforación.
128
Figura 57. Histórico y predicción simulada de la producción de petróleo y
corte de agua del campo para el caso de perforación de un pozo.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
El pozo Frontera-6D, según datos reales del campo, fue perforado entre
septiembre y octubre de 2012, y su ubicación se encuentra en la misma
zona donde se simuló para el año 2010.
El caudal de petróleo inicial diario del pozo antes mencionado en noviembre
de 2012, en el intervalo de 9 466-9 478 pies de la arenisca U fue de 803
BPPD con un corte de agua de 28%.
El pozo fue completado con un sistema de levantamiento artificial por
bombeo electrosumergible, como se observa en el anexo X.
129
100
90
1000
80
60
600
50
40
400
BSW (%)
70
800
30
20
200
10
0
0
11
14
17
20
26
02
06
09
16
20
25
08
12
19
23
03
11
20
02
13
27
01
10
27
17
23
29
07
23
06
18
23
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (BPPD)
1200
Nov
Dic
Ene
Mar
Abr
2012
May
Jun
Jul
Ago
2013
U
TIEMPO (DÍAS)
YACIMIENTO PRODUCTOR
BPPD
BSW
Figura 58. Histórico de producción y corte de agua del pozo Frontera -6D a
partir del 2012.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
3.10.3 PERFORACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
La propuesta de desarrollo del campo denominada perforación y
reacondicionamiento,
como
su
nombre
indica
consistía
en
el
reacondicionamiento del pozo Frontera-1 en enero de 2010 y la perforación
del pozo Frontera-6 en marzo del mismo año. Con esta consideración, se
obtuvo una recuperación de petróleo de catorce millones seiscientos doce
mil seiscientos veinte y dos barriles (14 612 622 STB) a enero de 2013 y a
marzo del año 2019 de catorce millones seiscientos doce mil seiscientos
veinte y dos barriles (14 612 622 STB) como se observa en la tabla 14.
130
Tabla 14. Volúmenes in situ y recuperados de petróleo, gas y agua según la
simulación matemática para la realización de un reacondicionamiento y
perforación.
ene-13
mar-19
Valor
Valor
Petróleo in situ (POES)
36 978 828
36 978 828
STB
Petróleo total producido
14 612 622
17 029 766
STB
Petróleo remanente in situ
22 366 212
19 949 065
STB
Gas in situ (GOES)
7 464 242
7 464 242
MSCF
Gas total producido
2 990 984
3 446 887
MSCF
Gas remanente in situ
4 473 284
4 017 382
MSCF
Ítem
Unidades
Agua in situ
128 053 619 128 053 619 STB
Agua total producida
25 794 344
46 382 076
STB
Influjo de agua por el acuífero
41 530 324
64 589 761
STB
Agua remanente in situ
143 789 603 146 261 314 STB
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
La producción de petróleo y corte de agua para el campo de acuerdo a esta
predicción hasta el año 2019 se indica en la figura 59.
131
Figura 59. Histórico y predicción simulada de la producción de petróleo y
corte de agua del campo para un reacondicionamiento y perforación.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Como se mencionó y analizó anteriormente, los dos trabajos tanto de
reacondicionamiento del pozo Frontera-1 como la perforación e introducción
a la producción del campo del pozo Frontera-6D ya fueron realizados. El
reacondicionamiento del pozo Frontera-1 se efectuó en agosto de 2010,
donde este pozo fue abierto al yacimiento T con una producción inicial de
332 BPPD, más tarde en octubre de 2012, fue cerrado por bajo aporte y en
su reemplazo en 2013, fue perforado como reentre el pozo Frontera-1RE,
del cual no se obtuvo registros de producción para ninguna de las dos
arenas analizadas.
El pozo Frontera-6D, fue perforado entre septiembre y octubre de 2012,
iniciando la producción en noviembre del mismo año, en el intervalo de
9466-9478 pies de la arenisca U con un caudal de petróleo diario de 803
BPPD y un corte de agua de 28%.
132
3.10.4
INYECCIÓN DE AGUA
Esta propuesta para recuperación secundaria, y barrido de petróleo,
consistía en la ubicación y perforación de un pozo inyector denominado
Frontera7 como se observa en la figura 60, que introduciría agua a los
yacimientos U y T.
Figura 60. Mapa de ubicación del pozo inyector Frontera-7.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
133
Con esta propuesta a enero de 2013, se hubiese tenido un acumulado de
producción de doce millones novecientos ochenta y un mil quinientos
sesenta barriles (12 981 560 STB) y al año 2019, una recuperación estimada
de catorce millones ciento veinte y ocho mil quinientos setenta y cinco
barriles de petróleo (14 128 575 STB) como se indica en la tabla 15.
Tabla 15. Volúmenes estimados in situ y recuperados de petróleo, gas y
agua según la simulación matemática para el caso de inyección de agua.
ene-13
Ítem
Valor
mar-19
Valor
Unidades
Petróleo in situ (POES)
36 978 828
36 978 828 STB
Petróleo total producido
12 981 560
14 128 575 STB
Petróleo remanente in situ
23 997 267
22 850 274 STB
Gas in situ (GOES)
7 464 242
7 464 242 MSCF
Gas total producido
2 643 407
2 880 488 MSCF
Gas remanente in situ
4 820 859
4 583 793 MSCF
Agua in situ
128 053 619 128 053 619 STB
Agua total producida
20 248 968
25 330 557 STB
Influjo de agua por el acuífero
34 298 967
40 593 381 STB
Agua remanente in situ
142 103 624 143 316 452 STB
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
Esta propuesta, al parecer es la menos factible debido a que no se observa
una recuperación de petróleo mayor comparando con las otras propuestas,
esto es debido a que a la fecha de terminación de la simulación en marzo de
2019, no se observa un amplio desplazamiento del agua inyectada para que
esta tenga efectos en el área de drenaje de los otros pozos en los cuales a
futuro se tendría un incremento de la producción de petróleo, como se
muestra en la figura 61 para una de las capas del yacimiento U.
134
Además, se observa una menor producción de agua que en los otros casos,
lo cual sería ilógico debido a que se supone la inyección de 4000 BAPD, que
no se están recuperando.
Figura 61. Área de influencia de la inyección de agua del pozo Frontera-7
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
135
La producción de petróleo y corte de agua del campo de acuerdo a esta
predicción hasta el año 2019 se indica en la siguiente figura 62.
Figura 62. Histórico y predicción simulada de la producción de petróleo y
corte de agua del campo para el caso de inyección de agua
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
3.11
COMPARACIÓN ENTRE LAS PROPUESTAS DE
DESARROLLO SIMULADAS.
Comparando la recuperación total de petróleo del campo de las cuatro
predicciones de la simulación de 2009 cuyas gráficas se observan en la
figura 63, la mejor propuesta es la realización de un reacondicionamiento a
más de la perforación de un pozo, que en este caso ha sido representada
por una línea segmentada de color rosado; con una menor recuperación, la
136
siguiente propuesta es la de perforar un pozo con color celeste, siguiendo la
propuesta de la realización de un trabajo de reacondicionamiento con color
verde y por último la de color azul que implica la inyección de agua.
La línea roja que corresponde a los acumulados de producción sin realizar
ningún trabajo de los propuestos
Figura 63. Producción total acumulada hasta el año 2019, para las
diferentes predicciones simuladas.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
También se compararon como se observa en la tabla 16, los diferentes
valores de los volúmenes totales producidos para enero de 2013, de acuerdo
a las diferentes propuestas de desarrollo simuladas en 2009 con el valor real
obtenido.
137
Tabla 16. Volúmenes de petróleo total producido del campo Frontera en
barriles a enero de 2013 según la simulación y el valor real.
Casos Base
Histórico
Fecha
Workover
Perforación
Workover y
perforación
Inyección
de agua
Sin trabajos
ene-13
13 637 626
14 059 439
14 612 622
12 981 560
12 927 523
mar-19
15 696 899
16 067 357
17 029 766
14 128 575
14 136 471
13 977 778
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
En las condiciones del campo actuales, donde tanto el trabajo de
reacondicionamiento del pozo Frontera-1 como la perforación del pozo
Frontera-6 simuladas, ya fueron realizadas en el sitio; se tiene como opción
aplicable la inyección de agua para recuperación secundaria.
3.12
PROPUESTA APLICABLE
3.12.1 DESCRIPCIÓN
En el estado actual del campo Frontera y examinando los diferentes
escenarios de desarrollo simulados con base al modelo de simulación
dinámico corrido en 2009, el escenario aplicable a futuro es la de realizar
inyección de agua.
La inyección de agua es un método de recuperación secundaria que emplea
al agua para desplazar al petróleo como se observa en la figura 64.
138
Figura 64. Desplazamiento del petróleo por el ingreso de agua
(Paris de Ferrer, 2001, pág. 12)
En este caso la inyección es dentro de la arena productora a través de un
pozo denominado Frontera-7, con lo cual el agua invade la zona de petróleo
y desplaza al petróleo hacia los pozos productores Frontera-1, Frontera-2 y
Frontera-5; debido a que existe continuidad entre las arenas productoras de
los pozos como se observa en la figura 65.
Figura 65. Continuidad de las arenas productoras de los pozos del campo
Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
139
Además de la existencia de continuidad, en el mapa de isoporosidades de la
figura 66, tomado del modelo de simulación dinámico del campo, se observa
que la porosidad en los pozos antes mencionados se encuentra dentro del
mismo rango de valores en una zona verde que significaría una porosidad
del orden del 20%.
Figura 66. Mapa de isoporosidades en la capa K=7, correspondiente al
yacimiento U del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
140
En cuanto a permeabilidad cuyo mapa se observa en la figura 67, se perfila
como una buena zona para la realización de esta propuesta de desarrollo del
campo.
Figura 67. Mapa de permeabilidad en la capa K=1, correspondiente al
yacimiento U del campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009)
141
3.12.2
COSTOS DE APLICACIÓN
Para la realización de esta propuesta de desarrollo del campo denominada
inyección de agua, se incluye la perforación de un pozo denominado
Frontera-7D, con un costo aproximado de $ 3 200 000 USD según datos de
la compañía operadora para otro campo.
Para el resto de costos se tomo como base un proyecto piloto de inyección
perteneciente a otro campo más grande de otra empresa operadora a la del
campo Frontera, razón por los cual los valores indicados en la tabla 17 son
únicamente referenciales y no incluyen la perforación de un nuevo pozo.
Tabla 17. Costos referenciales para un proyecto de inyección de agua.
ítem
Ingeniería básica y de detalle
Costo en USD
325 920
Costos de equipos
6 928 900
Gerenciamiento y supervisión
1 082 890
Línea de flujo
2 756 000
Obra civil y logística
785 711
Líneas de flujo
1 109 426
Montaje electromecánico
1 109 426
Total
12 988 847
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
142
CAPÍTULO IV
4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
4.1
-
La principal información adquirida y analizada para la caracterización
detallada de los yacimientos U y T del Campo Frontera fueron datos
geológicos, geofísicos, petrofísicos, para lograr un modelo de
simulación estático.
-
La base fundamental para el estudio mejor denominado descripción
del Campo Frontera es la información estática y dinámica obtenida
desde un informe final de simulación y desde un modelo de
simulación dinámico. Además de haberse obtenido los ajustes
históricos y las diferentes predicciones de la simulación en función de
la realización de ciertos trabajos hipotéticos a realizarse a partir del
2009, que en realidad si fueron realizados con resultados diferentes a
los esperados principalmente en cuanto a recuperación de petróleo
que fue menor a la esperada.
-
La fase de desarrollo del Campo Frontera luego de la exploración,
delimitación de la estructura y perforación del pozo exploratorio que
indica la presencia real de hidrocarburos inicia con la perforación del
pozo de desarrollo denominado Frontera-2 que resulto productor en
los yacimiento U y T de la formación Napo. Posteriormente se
perforan los pozos Frontera-3, Frontera-4B, Frontera-5 y Frontera-6D.
143
-
En el Campo Frontera, los principales estratos productores de
petróleo son U y T que pertenecen a la formación Napo, siendo esta
una de las tres formación más importantes para la industria petrolera
ecuatoriana, con la Formación Hollín y la Formación Tena.
-
La formación Napo es de suma importancia para el Campo Frontera,
por contener hidrocarburos es formada por la Napo Basal donde se
encuentra principalmente la arenisca T; Napo Inferior que es más
superficial y en la cual se ubica el yacimiento U.
-
Los marcadores litológicos o guías para las correlaciones que se
encuentran en todo el Campo Frontera son la Caliza C que se
encuentra por debajo de la arenisca T; la caliza B que se encuentra
entre T y U; y la caliza A sobre la arenisca U.
-
La arenisca T en el Campo Frontera, tiene mejores características en
cuanto a valores de espesor neto en la zona donde se ubica el pozo
Frontera-4B. La porosidad en esta arena en cambio es más alta en
las zonas laterales de la estructura cerca de los poso Frontera-2 y
Frontera-3
-
La arenisca U más superficial que T tiene un mejor desarrollo tanto en
espesor neto como en porosidad, alrededor de los pozos Frontera-1 y
Frontera-4B, en la zona centro de la estructura del Campo Frontera.
-
La estructura principal que forma el campo petrolero denominado
Frontera, corresponde a un anticlinal fallado asimétrico al este con
dos altos en los pozos Frontera-1 y Frontera-2, separados por un valle
con dos fallas. Tiene otra estructura menor que es un anticlinal
noreste a suroeste del pozo Frontera-3.
144
-
Los acuíferos tanto de U como de T, simulados en el modelo de
simulación dinámico del Campo Frontera se encuentra ubicados y
moviéndose desde la zona suroeste del campo.
-
A la fecha final en que se cargaron los datos al modelo de simulación
dinámico, se observa que la presión de reservorio en la arenisca U es
de 3 356 psi y de T es 3 581 psi, con las presiones de burbuja en 685
psi y 649, respectivamente, por lo cual se observó que los
yacimientos no se encuentran depletados
y se encuentran
produciendo sobre el punto de burbuja, por lo cual no tienen aún gas
libre.
-
A diciembre de 2013, el Campo Frontera se encontraba produciendo
(en desarrollo) con los pozos Frontera-2, Frontera-4B y Frontera-5 de
T y de U el pozo Frontera-6D. La producción acumulada es de 13 977
778 bls tomándose en cuenta las dos arenas productoras.
-
La última prueba de restauración de presión tomada en el campo
muestra una presión de reservorio de 3676.42 psi para el yacimiento
T en el Campo Frontera.
-
Para el análisis de las propuestas de desarrollo simuladas en el
modelo de simulación dinámico de 2009, se procedió en primer lugar
a verificar el ajuste histórico, definiéndose que se cuenta con un buen
ajuste y por tanto, era factible la revisión de estas.
-
Entre los supuestos de desarrollo corridos en el modelo de simulación
dinámico de 2009, se vio que con el estado actual del campo la
propuesta aplicable simulada
es la inyección de agua para
recuperación secundaria.
145
-
La inyección de agua es un método de recobro secundario por el cual
se inyecta agua dentro de la arena productora para que esta desplace
al petróleo remanente entre el pozo inyector que en este caso sería el
pozo Frontera-7 y los pozos productores Frontera-1, Frontera-2 y
Frontera-5.
-
Luego de la evaluación del Campo Frontera y de los posibles
escenarios de desarrollo basados en un modelo de simulación
dinámico, se observó que la inyección de agua para recuperación
secundaria a través de un nuevo pozo denominado Frontera-7 es una
propuesta aplicable en las condiciones actuales.
-
La zona del Campo Frontera donde se simuló la aplicación del
proyecto de inyección de agua para recuperación secundaria, en
términos muy generales tiene buenas características en cuanto a
porosidad, permeabilidad y continuidad de las arenas productoras;
razón por lo cual si se podría tener la suficiente recuperación de
petróleo como para pagar los costos de 16 188 847 USD, que implica
un proyecto de este tipo.
RECOMENDACIONES
4.2
-
Actualizar el modelo de simulación estático y dinámico del Campo
Frontera, en razón de que se han perforado dos nuevos pozos, luego
de la realización del modelo de simulación dinámico de 2009. Con
estos pozos se pudieron obtener nuevos parámetros del yacimiento
para los sitios donde se encuentran.
146
-
Si el modelo de simulación del Campo Frontera es mantenido actualizado,
incluyendo diariamente información de producción; y la realización
cada cierto periodo de tiempo nuevos ajustes históricos; es posible
monitorear el desempeño
actual de los diferentes procesos
involucrados y contribuir con posibles cambios y mejoras
-
La inyección de agua para recuperación secundaria, se perfila como
una propuesta aplicable a futuro para el desarrollo del Campo
Frontera, sin embargo, necesita de un mayor estudio en cuanto a las
condiciones necesarias que necesita un proyecto de tal índole.
-
En estudios posteriores del Campo Frontera, se debería investigar y
realizar un análisis más a fondo sobre la factibilidad de aplicación de
un proyecto de inyección de agua, pues este necesitan de un estudio
técnico económico al mínimo detalle.
147
ANEXOS
148
ANEXO I.
Vista del archivo base para la simulación con
ECLIPSE de extensión .DATA
(PETROPRODUCCIÓN, 2009) en (Schlumberger, 2010)
149
ANEXO II.
Información petrofísica y pruebas iniciales de
producción de los pozos Frontera-1, Frontera-2, y
Quillacinga-1.
ARENISCA T
Pozo
Frontera-1
Frontera-2
Quillacinga-1
GOR (pie /bls)
320
86
322
K (md)
15
170
30
Ø (%)
14
18
12
Fecha prueba
24/01/1988
14/107/1989
ND
Intervalo (pies)
9158 – 9190
9152 – 9166
9250 – 9280
Espesor (pies)
32
14
30
Fluido (BFPD)
626
1200
1150
Petróleo (BPPD)
576
1200
1140
API (°)
23.5
34.9
30.4
Agua (BAPD)
50
0
10
BSW (%)
8
0
0.9
BH
0.45
1
Pc (Psi)
ND
275
ND
P* (Psi)
3768
3795
3775
Pwf (Psi)
2313
3310
3134
IP (bls/Psi)
0.4
2.7
1.8
S
-2
5
-4.4
Bombeo
Prueba de restauración
hidráulico jet
de presión
3
Estrangulador
(pulg)
Observación
ND
150
ARENISCA U
Pozo
Frontera-1
Frontera-2
Quillacinga-1
GOR (pie /bls)
227
131
150
K (md)
750
240
360
Ø (%)
18
18
18
Fecha prueba
18/01/1988
17-18/10/1989
ND
Intervalo (pies)
9034 – 9064
Espesor (pies)
30
26
14
Fluido (BFPD)
702
626
ND
Petróleo (BPPD)
688
626
ND
API (°)
29.4
34.7
ND
Agua (BAPD)
14
0
ND
BSW (%)
2
0
ND
550
505
ND
Prueba DST
Prueba con choque de ¼
ND
Fluido (BFPD)
2 566
1 055
ND
Petróleo (BPPD)
2 535
1 042
ND
API (°)
30.7
34.5
26.4
Agua (BAPD)
31
13
ND
BSW (%)
1.2
1.2
ND
Pc (Psi)
410
370
ND
Prueba DST
Prueba choke de 3/8
ND
Fluido (BFPD)
3 971
1 410
750
Petróleo (BPPD)
3 923
1 393
747
API (°)
30.7
34.1
26,4
48
17
3
3
Pc (Psi)
Observación
Observación
Agua (BAPD)
9012 – 9024
9032 – 9046
9106 – 9120
151
BSW (%)
1.2
0.6
0,4
1
1/2
1/2
Pc (Psi)
260
278
ND
P* (Psi)
3 730
3 795
3742
Pwf (Psi)
3 413
ND
3237
IP (bls/Psi)
12.4
ND
1,5
S
-1.6
2.2
-1,1
Estrangulador (pulg)
Observación
Prueba DST Prueba con elementos de presión
ND
Nota: GOP significa relación gas petróleo, K es permeabilidad, ø es porosidad, BSW es
porcentaje de agua y sedimentos, Pc es presión de cabeza. P* es presión promedio de
reservorio, Pwf es presión de fondo fluyente, IP es índice de productividad, S es factor de
daño (Skin) y BH es bombeo hidráulico.
(Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)
152
ANEXO III.
Topes y bases de los horizontes de la Formación Napo y contacto agua petróleo en los
pozos del campo Frontera.
Pozo
Frontera - 1
Frontera - 2
Frontera – 3
Frontera – 4B
Frontera - 5
EMR
875
846
864
863
849
Base
Tope
h
Base
Tope
h
Base
Tope
h
Base
Tope
h
Base
Tope
h
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
(pies)
56
9 390
9 310
80
9 332
9 260
72
9 260
9 221
39
Basamento
9 190
9 250
Caliza C
9 250
9 184
CONTACTO CAP
9 296
ARENISCA T
9 190
9 132
58
9 184
9 127
57
9 310
9 237
73
9 260
9 195
65
9 220
9 148
72
T Inferior
9 190
9 148
42
9 184
9 152
32
9 310
9 258
52
9 260
9 216
44
9 221
9 170
51
T Superior
9 148
9 132
16
9 152
9 127
25
9 258
9 237
21
9 216
9 195
21
9 170
9 148
22
Caliza B
9 132
9 106
25
9 127
9 098
29
9 237
9 203
34
9 195
9 166
29
9 148
9 120
28
CONTACTO CAP
9 142
ARENISCA U
9 065
8 965
100
9 046
8 966
80
9 158
9 050
108
9 122
9 014
108
9 077
8 978
99
U Inferior
9 065
9 017
48
9 046
9 008
38
9 158
9 094
64
9 122
9 062
60
9 077
9 017
60
U Superior
9 017
8 965
52
9 008
8 966
42
9 094
9 050
44
9 062
9 014
48
9 017
8 978
39
Caliza A
8 956
8 930
26
8 951
8 927
24
9 041
9 013
28
9 000
8 973
27
8 968
8 940
28
(Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pág. 34)
153
153
ANEXO IV.
Vista de uno de los documentos con extensión .txt,
generado por el simulador, donde se observa el
POES.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009) en (Schlumberger, 2010)
154
ANEXO V.
Completación del pozo re-inyector de agua Frontera-3
(PETROAMAZONAS EP, 2013)
155
ANEXO VI.
Análisis de la prueba de restauración de presión del
pozo Frontera-4B.
Para el análisis de la prueba de restauración de presión del pozo Frontera4B, yacimiento T, tomada en abril de 2013 con un cierre de 16 horas; se
utilizó el programa fast well testing.
En el programa se corrieron primero los datos de presión, temperatura y
tiempo acumulado obtenidos desde la data cruda del sensor de la bomba
electro sumergible (BES), ubicado a una profundidad de 9 104 ft y enviados
a la Secretaría de Hidrocarburos. Luego de ingresada esta información, en el
programa se integró otros parámetros observados en la siguiente tabla como
es la información petrofísica, PVT, intervalos punzados y corrección de la
presión a la mitad de los punzados, además de la última producción del pozo
antes del cierre.
Propiedades de los fluidos
Parámetros
Valores
API
27.6°
Viscosidad
3.06 cP
Factor volumétrico
1.2268 BY/BCN
Presión de burbuja
640 Psi
GOR
179
Saturación de agua
30%
Salinidad del agua
14850 ppm NaCl
Caudal de fluido
3 910 BFPD
Caudal de petróleo
313 BPPD
Caudal de agua
3 597 BAPD
(PETROAMAZONAS EP, 2013)
156
Luego de ingresada toda la información, se obtienen del programa diferentes
curvas para la realización del análisis de la prueba de restauración de
presión; la curva de presión contra el tiempo acumulado observada a
continuación, en la cual se observan los tiempos producción y de cierre para
la prueba.
Gráfica de la curva de presión contra tiempo acumulado de la prueba de
restauración de presión.
En segundo lugar se grafica la curva de la derivada, donde se observan los
datos de almacenamiento, daño, permeabilidad, daño aparente, y los
períodos de almacenamiento y de flujo radial.
Gráfica de la curva de la derivada de la prueba de restauración de presión.
157
Después de la curva de la derivada se obtuvo, la curva de Horner, y su
extrapolación, mediante lo cual se encuentra la presión del yacimiento,
presión promedio, permeabilidad, índice de productividad real, índice de
productividad ideal y daño. Esta curva se encuentra a continuación.
Gráfica de la curva de Horner de la prueba de restauración de presión.
La configuración del pozo Frontera – 4B, es de tipo vertical, razón por la cual
para lograr el mejor ajuste a los datos de presión se utilizó un modelo de
pozo vertical.
Gráfica del modelamiento de la curva de presión contra tiempo acumulado
de la prueba de restauración de presión.
158
Este modelo de pozo vertical fue utilizado para un yacimiento homogéneo
con límites de no flujo que podrían ser interpretados como fallas, debido a
que en la curva de la derivada de la siguiente figura tuvo una tendencia
hacia arriba.
Gráfica de la aproximación de curva dela derivada de la prueba de
restauración de presión.
Gráfica de la aproximación de curva de Horner de la prueba de restauración
de presión.
159
De este análisis de la prueba de restauración de presión tomada en el pozo
Frontera-4B, yacimiento T, se obtuvieron los siguientes parámetros:
Parámetros
Valores
Presión de reservorio
3 676.42 psi
Permeabilidad
186.99 md
Daño
1.657
Capacidad de flujo
5983.967 md *ft
Índice de productividad
16.047
160
ANEXO VII.
Ajuste histórico de la producción diaria de petróleo y
corte de agua para el campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009) en (Schlumberger, 2010)
161
ANEXO VIII.
Ajuste histórico de la producción diaria de agua para
el campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009) en (Schlumberger, 2010)
162
ANEXO IX.
Ajuste histórico de la producción diaria de fluido para
el campo Frontera.
(PETROPRODUCCIÓN, 2009) en (Schlumberger, 2010)
163
ANEXO X.
Completación del pozo de desarrollo Frontera-6D.
(PETROAMAZONAS EP, 2013)
164
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167
GLOSARIO
Acuífero
Roca porosa y permeable saturada con agua bajo presión. Para
aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero necesitará
estar formado por una capa permeable de roca en la parte
inferior y una capa impermeable en la parte superior, con una
cavidad para almacenamiento de gas.
Acuñamiento
Estrato rocoso o filón mineral que se adelgaza o acuña
lateralmente.
Agua connata
Agua que quedó entrampada o retenida en los poros, espacios
o intersticios de una formación desde su sedimentación, es
decir son contemporáneos.
Agua de
inyección
Agua introducida en un reservorio para ayudar a los
hidrocarburos a llegar a los pozos productores.
Agua irreductible La saturación de agua más baja, Swi, que puede obtenerse en
una muestra de núcleo mediante el desplazamiento del agua
por el petróleo o el gas. Este estado se logra generalmente
haciendo fluir petróleo o gas a través de una muestra saturada
con agua, o mediante su rotación en un centrifugador para
desplazar el agua con petróleo o gas. El término es un tanto
impreciso porque la saturación de agua irreducible depende de
la presión de empuje final (cuando se hace fluir petróleo o gas)
o de la velocidad de rotación máxima (en un centrifugador). El
término relacionado "saturación de agua connata" corresponde
a la saturación de agua más baja observada en sitio.
Albiano
Piso superior del Cretáceo inferior, llamado así por el río francés
Aube.
168
Albita
Mineral, es un feldespato sódico. Su fórmula es Si3O8AlNa, de
color blanco a incoloro, traslúcido, sistema de cristalización
triclínico. Es uno de los minerales esenciales en las rocas
ígneas.
Conificación
Invasión del reservorio de agua o gas en la columna de petróleo
del pozo debido a la producción. El agua o gas tiende a subir
cerca del pozo y de una forma cónica.
Aptiano
Segundo piso más joven del Cretáceo inferior.
Arcilla
Partículas finas, generalmente de silicatos, de dimensiones
menores de 1/256 mm provenientes de la alteración física y
química de las rocas y minerales. Los principales tipos de
arcilla son: el caolín, la bentonita, la montmorillonita. El valor de
las arcillas depende de las propiedades físicas y químicas, de
su composición, etc. Las propiedades más importantes son la
plasticidad, cohesión, resistencia a la tensión, poder de secado,
poder de aglutinación, etc.
Areniscas
Roca sedimentaria clástica, resultado de la consolidación y
diagénesis de la acumulación de arena. De acuerdo con el
contenido de sus elementos o de su cementante, la arenisca
puede denominarse: Arcosa (predominio de partículas de
cuarzo), grauwaca (predominio de feldespatos), arenisca
arcillosa (cementante arcilla), arenisca limosa (cementante
limo), arenisca calcárea (cementante carbonatos), etc.
B’UP
La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada
para
determinar
la
presión
en
el
estado
transitorio.
Básicamente, la prueba es realizada por 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 (usualmente hoyo a bajo) en
el pozo es una función del tiempo. A partir de esta data, es
169
frecuentemente posible estimar
la permeabilidad de la
formación y la presión del área de drenaje actual, y caracterizar
el daño o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o
los límites.
Basamento
Corteza
terrestre
situada
por
debajo
de los
depósitos
sedimentarios.
Bifásico
El flujo bifásico se refiere generalmente al flujo simultáneo de
líquido y gas a través de un ducto.
Bombeo
electrosumergible
Es un método de levantamiento artificial que tiene como
principio fundamental levantar el fluido del reservatorio hasta la
superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba
electrosumergible. La potencia requerida por dicha bomba es
suministrada por un motor eléctrico que se encuentra ubicado
en el fondo del pozo; la corriente eléctrica, necesaria para el
funcionamiento de dicho motor, es suministrada desde la
superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el
motor.
Bombeo
Hidráulico
Es un método de levantamiento artificial que transmite su
potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es
inyectado a través de la tubería. Este fluido conocido como
fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de
subsuelo que actúa como un transformador para convertir la
energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el
fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos
de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que
pueden provenir del mismo pozo.
170
BSW
Es una especificación técnica del contenido de impurezas en el
petróleo. Cuando este es extraído de un yacimiento, contendrá
una cierta cantidad de agua y sólidos suspendidos. El material
particulado se conoce como el sedimento o lodo. El contenido
de agua puede variar mucho de un campo a otro y puede estar
presente en grandes cantidades para los campos de más edad,
o si la extracción de petróleo se ha mejorado mediante la
tecnología de inyección de agua. La mayor parte del agua y el
sedimento se separa en el campo. Las refinerías de petróleo,
comprar petróleo bajo cierta especificación de BSW o tienen
unidades de proceso iniciales de deshidratación y desalado de
crudo que reducen el BSW hasta los límites aceptables.
Caliza
Roca sedimentaria formada por la precipitación del carbonato
de calcio, en las regiones batiales y abisales de los fondos
marinos. Compuesta esencialmente de carbonato de calcio calcita (CaCO3). Existen unidades estratigráficas de gran
extensión y de gran potencia, formadas en los fondos marinos
durante tiempos geológicos prolongados y que hoy se
encuentran
en
áreas
continentales,
constituídas
casi
exclusivamente de calizas, intercaladas con margas y lutitas.
Ejm. Grupo Pucará (Formaciones Chambará del Triásico
superior, Aramachay y Condorsinga del Jurásico inferior).
Capa
Estrato. Es la roca formada por la sedimentación de fragmentos
o partículas provenientes de la
desintegración de las rocas
pre-existentes o de la precipitación de las soluciones químicas
acuosas. El estrato es de origen sedimentario y puede
encontrarse tanto en rocas sedimentarias como metamórficas.
Los estratos pueden ser: concordantes, discordantes y
cruzados.
Caudal
Es la cantidad de fluido que pasa en una unidad de tiempo.
Normalmente se identifica con el flujo volumétrico o volumen
que pasa por un área dada en la unidad de tiempo.
171
Completación
Son técnicas y procedimientos utilizados para poner en
producción un pozo luego de perforado. Una vez finalizadas las
tareas de perforación y desmontado el equipo, se procede a la
terminación y reequipamiento del pozo que consiste en una
serie de tareas que se llevan a cabo mediante el empleo de
una unidad especial que permite el ensayo y posterior puesta
en producción del mismo.
Consolidación
Unión íntima de fragmentos incoherentes, transformándolos en
una unidad rocosa. Puede ser por compactación, presión
litostática, inyección magmática, etc.
Contacto agua
petróleo
Es el plano normalmente de varios pies de espesor, donde la
parte inferior del petróleo se encuentra en contacto con la parte
superior del agua en un reservorio de petróleo, es decir, la
interface petróleo - agua.
Corte de agua
Es el porcentaje de agua en el fluido producido a partir de un
pozo.
Cuarzo
Oxido silícico SiO2. Se presenta en cristales prismáticos
tabulares del sistema hexagonal, a veces amorfo. Presenta
fractura concoidal, brillo vítreo, incoloro. Dureza 7 en la escala
de Mohs, es uno de los minerales más comunes de la corteza
terrestre.
Cristaliza
ígneas).
Variedades:
lechatelierita,
directamente
obsidiana.
Tridimita,
del
magma
cristobalita,
Variedades
(rocas
coesita,
criptocristalinas:
calcedonia, ágata, ónix, ojo de tigre, ópalo, crisoprasa,
cornalina, heliotropo, enidro, etc.
172
Daño de
formación
Dificultades para la producción, naturales o inducidas, que
pueden tener lugar en el yacimiento, el área cercana al pozo o
los disparos. Los daños naturales ocurren a medida que los
fluidos del yacimiento producidos se mueven a través del
yacimiento, mientras que el daño inducido es el resultado de
operaciones externas y los fluidos en el pozo, tales como la
perforación,
la
terminación
del
pozo,
operaciones
de
acondicionamiento o tratamientos de estimulación.
Depletación
El agotamiento o la depletación es un fenómeno natural que
acompaña durante la explotación de todo recurso no renovable.
La depletación es la reducción progresiva del volumen de
petróleo y gas natural y está en función del tiempo y del nivel
de extracción total y está asociada a la declinación de la
producción de un determinado pozo, reservorio o campo.
Diastrofismo
Conjunto de movimientos tectónicos, horizontales, verticales,
tangenciales, etc., que ocasionan en la corteza terrestre la
formación de plegamientos, fallas y zonas de arrastre. Estos
movimientos se desarrollan en forma lenta pero continua y
regional.
Las
deformaciones
de
las
rocas
están
en
función de la intensidad de los esfuerzos y de la elasticidad de
las rocas. Los principales movimientos diastróficos son:
Revolución Laurentiana, Revolución Huroniana, Revolución
Taconiana, Revolución Caledoniana, Revolución Herciniana y
Revolución Alpino-andina.
Dolomita
Es una roca calcárea más resistente al proceso cárstico, dado a
que está constituido por dolomía que es un carbonato doble de
calcio y magnesio. La erosión sobre las dolomitas presenta
formas espectaculares y hermosas, tal como se observa en los
Alpes dolomíticos, en el Tirol, en Cortina d'Ampezio- Italia, etc.
El término dolomía proviene del geólogo francés Dolomieu,
quien realizó estudios sobre la disolución de los basaltos y
rocas en especial de las dolomitas, en los Alpes.
173
Dolomitización
Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma en
dolomita según la siguiente reacción:
Ecuación de
La ecuación de la difusividad es la combinación de las
difusividad
principales ecuaciones que describen el proceso físico del
movimiento de fluido dentro del reservorio, combina la
ecuación de continuidad (que es el principio de la
conservación de la masa, y de aquí obtenemos el balance
de materia), la ecuación de flujo (ecuación de Darcy) y la
ecuación de estado (compresibilidad).
Emulsión
Combinación de petróleo y agua en la que gotitas de agua se
encuentran dispersas y supendidas en aceite o vicebersa. La
moyoría de emulsiones en el campo petrolero son de agua en
aceite. Para eliminar esta agua a partir del petróleo, la emulsión
es tratada con el empleo de calor, productos químicos y/o
electricidad.
Facies
Conjunto de caracteres y condiciones físicas, químicas,
ambientales y paleontológicas, mediante las cuales se
produjeron las deposiciones litológicas. Ej. Facies metamórfica,
facies lacustre, facies marina, etc.
Factor
Se denota por Bt. Es un factor que representa el volumen de
volumétrico total petróleo en el yacimiento a determinada presión y temperatura
de la unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales
más su gas disuelto. El volumen en el yacimiento estará
formado por petróleo saturado con gas (a las condiciones de
yacimiento) más gas libre.
174
Falla
Desplazamiento de un bloque rocoso con respecto a otro
colindante a éste o de ambos bloques, a través de un plano
denominado "plano de falla". Las fallas son producto de
esfuerzos tectónicos, producto de la epirogénesis, orogenia,
diastrofismo, tectónica de placas o cualquier otro tipo de
desplazamiento de parte de la corteza. Una falla ocasiona
discontinuidad de las estructuras geológicas.
Fase
Porción de un sistema físico que es líquido, gas o sólido, que es
homogénea en todo, tiene definido límites y puede separarse
de otras fases.
Gas in situ
Volumen de gas presente en el yacimiento antes de la
explotación.
Glauconita
Hidrosilicato de hierro y potasio, de coloración verde (glauco =
verde). Es un mineral característico de los depósitos marinos,
formado entre profundidades de 200 a 2000 m., mezclado con
concreciones fosfatadas. Se utiliza como fertilizante por su alto
contenido de potasio.
Hidrófilo
Donde la fase mojante es el agua
Impermeable
Característica que tienen las superficies de rechazar el agua o
algún fluido sin dejarse atravesar por él.
Intercalaciones
Dos o más series de estratos que se interponen unos a otros
debido a los cambios de materiales durante la deposición.
Interface
Superficie de contacto entre dos límites de líquidos (por ejemplo
entre el agua y el petróleo que flota encima).
Lutita
Roca formada por la consolidación de partículas muy finas,
arcillas. Presenta estructura laminar, muy fina, friable.
Mecanismo de
producción
Proceso mediante el cual los fluidos del yacimiento son movidos
en el yacimiento hacia los pozos.
175
Monofásico
Referente a una sola fase, generalmente líquida
Oleó filo
Donde la fase mojante es el petróleo
Ortoclasa
Grupo de los feldespatos potásicos que cristalizan en el sistema
monoclínico (Ortosa) y triclínico (Microclina), son componentes
de las rocas ígneas.
Permeabilidad
Es una medida de la facilidad con la que un fluido fluye a través
de las interconexiones de los espacios porosos de la roca o
cemento. La unidad de medida es el milidarcy. También
capacidad de un fluido a fluir dentro de la red de poros
interconectados en un medio poroso.
Petrografía
La petrografía es la rama de la geología que se ocupa del
estudio e investigación de las rocas, en especial en cuanto
respecta a su aspecto descriptivo, su composición mineralógica
y su estructura. Se complementa así con la petrología,
disciplina que se centra principalmente en la naturaleza y
origen de las rocas.
Petróleo original
en el sitio
Poro
Volumen de petróleo presente en el yacimiento antes de la
explotación.
Abertura o espacio dentro de una roca o masa de rocas, por lo
general pequeñas y con frecuencia rellenos con un poco de
líquido (agua, petróleo, gas, o los tres).
Pozo inyector
Es un pozo a través del cual, fluidos son inyectados en un
estrato subterráneo con el fin de mantener
la presión del
yacimiento y/o desplazar petróleo. También denominado pozo
de entrada.
176
Pozo petrolero
Pozo desde el cual es obtenido petróleo.
Presión de fondo Es la presión que se mide en el fondo de un pozo a nivel de la
fluyente
zona de los punzados, a condiciones de flujo gobernadas por
un estrangulador. Es decir que el pozo está siendo producido ó
que los fluidos no están en equilibrio en el yacimiento.
Presión de
Es la presión promedio dentro del yacimiento en un momento
formación
dado. La determinación de este valor se realiza por mediciones
en el fondo de pozo con varias técnicas de análisis existentes
como son las pruebas de restauración de presión o de
decremento para la presión estática.
Propiedades
Son características de un sistema que pueden ser evaluadas
cuantitativamente a un tiempo dado. Pueden ser extensivas
(dependen del tamaño y contenido del sistema) e intensivas
(independientes del tamaño del sistema).
Punto de burbuja Es una fase líquida con una cantidad infinitesimal de gas, es
otros términos es cuando aparece la primera burbuja.
Punto de rocío
Es la temperatura y presión a las que un vapor está en equilibrio
con una pequeña cantidad de líquido.
Reservas
Son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural
y
líquidos del gas
natural que se pueden recuperar
comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha
determinada en adelante.
Rs
"También denominada solubilidad del gas en petróleo, razón del
gas disuelto y relación gas petróleo, RGP (en inglés GOR). Se
define como la cantidad de gas medido a condiciones de
superficie, que se disuelve en un barril de petróleo, también
medido a condiciones de superficie".
177
Sedimentaria
Son rocas exógenas producto de la consolidación de materiales
detríticos originados por la erosión de rocas pre-existentes.
Estos materiales pueden ser fragmentarios (cantos, arena,
limo, arcilla, etc.), soluciones disueltas o elementos orgánicos.
Ver sedimentaria (roca).
Sílice
SiO2, óxido silícico, sustancia polimorfa que se presenta en la
naturaleza como sílice amorfa e hidratada (ópalo, calcedonia,
sílex, etc.), sílice cristalizada y anhidra (cuarzo, tridimita,
cristobalita, etc.).
Supra yacentes
Material (estrato o roca) que reposa sobre otro material.
Transmisibilidad
Es la facilidad con la cual fluye el fluido en el medio poroso la
cual es proporcional a la permeabilidad y al espesor del
yacimiento, e inversamente proporcional a la viscosidad.
Trifásico
En la industria petrolera se refiere al flujo de gas, petróleo y
agua, es decir, tres fases.
Zona productora
Zona o formación a partir de la cual se produce petróleo o gas
178
NOMENCLATURA
API
Unidad de la gravedad del petróleo del American Petroleum
Institute
BAPD
Barriles de Agua Por Día
BES
Bombeo Electrosumergible
BFPD
Barriles de Fluido Por Día
Bh
Bombeo Hidráulico
Bob
Factor Volumétrico de la formación a presión de burbuja
BPPD
Barriles de Petróleo Por Día
BSW
Porcentaje de agua y sedimentos por el inglés (Basement
and Water)
CO2
Dióxido de carbono
D
En el nombre de los pozos, significa direccional.
FLPR
Producción Diaria de Fluido del Campo (Field Liquid
Production Rate)
FLPRH
Histórico de Producción Diaria de Fluido del Campo (Field
Liquid Production Rate Historical)
FOPR
Producción Diaria de Petróleo del Campo (Field Oil
Production Rate)
FOPRH
Histórico de Producción Diaria de Petróleo del Campo (Field
Oil Production Rate Historical)
FWCT
Corte de Agua del Campo (Field Water Cut)
FWTCH
Histórico del Corte de Agua del Campo (Field Water Cut
Historical)
FWPR
Producción Diaria de Agua del Campo (Field Water
Production Rate)
FWPRH
Histórico de Producción Diaria de Agua del Campo (Field
Water Production Rate Historical)
G
Gas
Gp
Producción neta acumulada de gas
179
H
espesor
IP
Índice de Productividad
K
Permeabilidad
Kr
Permeabilidad relativa
MBE
Ecuación de Balance de Materiales
N2
Nitrógeno
Np
Producción neta acumulada de petróleo
NTG
Espesor neto por el inglés (net togross)
o
Petróleo por el inglés (oil)
Ø
Porosidad
OPEP
Organización de Países Exportadores de Petróleo
P*
Presión promedio de formación
Pb
Presión de Burbuja
Pc
Presión de cabeza
POES
Petróleo Original en el Sitio
ppm
Partes por millón
Pr
Presión de formación
PVT
Presión - Volumen - Temperatura
Pwf
Presión de fondo fluyente
Q
Caudal
RE
En el nombre de los pozos, significa reentre, es decir, que se
realizó un reingreso a un pozo abandonado o cerrado con la
perforación de otro pozo en el mismo sitio.
Re
Radio de drenaje
GOR
Relación Gas Petróleo, por el inglés GOR (Gas Oil Relation).
También expresado como Rs que es solubilidad del gas en el
petróleo.
ROPR
Producción diaria de Petróleo de la Región
(RegionOilProductionRate)
ROPT
Producción Total Acumulada de Petróleo de la Región
(RegionOilProduction Total)
180
RPR
Reportes de la presión de la Región (Región PresureReport)
Rw
Radio del pozo por el inglés (wellboreradius)
RWPR
Producción Diaria de Agua de la Región
(RegionWaterProductionRate)
RWPT
Producción Total Acumulada de Agua de la Región
(RegionWaterProduction Total)
Sx
Saturación
S
Daño de formación
SOTE
Sistema de Oleoducto Trans Ecuatoriano
w
Agua por el inglés (water)
WWTC
Corte de Agua del Pozo (Well Water Cut)
Wp
Producción neta acumulada de agua
WOPR
Producción Diaria de Petróleo del Pozo (Well Oil Production
Rate)
WOPRH
Histórico de Producción Diaria de Petróleo del Pozo (Well Oil
Production Rate Historical)
181