INGENIERO DE PETROLEO William R. Navarro Cornejo

Universidad Nacional de Ingeniería
Facultad de Petroleo
1N17t
OCEB
ESPACIAMIENTO EN1RE POZOS EN LA
FORMACION MOGOLLON YACIMIENTO
BALLENA
TESIS
Para Optar El Título Profesional De
INGENIERO DE PETROLEO
William R. Navarro Cornejo
PROMOCION 1981 — 1
LIMA
— PERU
— 1987
ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS EN LA FORMACION MOGOLLON
YACIMIENTO BALLENA
CONTENIDO
1.
INTRODUCCION
2.
LA FORMACION MOGOLLON EN EL YACIMIENTO BALLENA NOROESTE DEL PERU
2.1 Geología Regional
Marco Geológico, Estratigrafía, Estructura, Evolución Geológica
2.2 Descripción del Reservorio Mogollón
2.2.1 Geología
2.2.2 Características del Reservorio
2.3 Historia Productiva
2.3.1
Completación
2.3.2 Producción
2.3.3 Presiones
3.
METODOLOGIA PARA OPTIMAR EL ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS
3.1 Factores que Intervienen en el Espaciamiento de Pozos
3.1.1
Factores Geológicos
. Tamaño y forma del yacimiento
.
Espesor de la arena productiva
.
Heterogeneidad
. La Trampa
3.1.2
3.1.3
Factores de Reservorio
.
Porosidad, permeabilidad, permeabilidad relativa
.
Fluidos contenidos en el Reservorio
.
Presión Capilar
.
Contactos de Fluidos
Factores Asociados a la Producción
. Régimen de Extracción y Consideraciones Económicas
.
Reservas
.
Area y Volumen de Drenaje
.
Presiones Dinámica
.
Interferencia de Pozos
3.2 Descripción del Método Propuesto
3.2.1 Asunciones y Datos Básicos
3.2.2 Modelo Propuesto
4.
APLICACION DEL METODO AL YACIMIENTO BALLENA
4.1 Evaluación de Reservas
4.2 Caudal Inicial y Curvas Tipo de Producción
4.3 Economía
4.3.1 Definiciones Previas
4.3.2 Parámetros Económicos Utilizados
4.3.3 Evaluaciones Económicas
5.
CONCLUSIONES
6.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
7.
TABLAS
8.
FIGURAS
1.
INTRODUCCION
El yacimiento Ballena cuya producción de petróleo proviene de las
del Terciario, se en-
formaciones Mogollón,
Echino,
Ostrea,del
cuentra ubicado en el Noroeste
Perú, Hélico
en la provincia de Talara,
Se halla comprendido entre las coordenadas N
Departamento de
1619000-1622000 y Piura.
E 1144000-1147500, cubriendo un área de 3,500
acres, de los cuales se han desarrollado 2,500. La mayor producción
de pe-
proviene de la formación Mogollón que ha acumulado 3.8
MMB1s.
entre 40 y
tróleo a través de 36 pozos perforados a un
espaciamiento
70 acres.
El
entre pozos productores de petróleo en Noroeste del
Perú, espaciamiento
particularmente en el área de Ballena, es un aspecto crítico en
la explotación racional de yacimientos y su
debe estar ba-
sada en consideraciones técnicas y económicas. optimación
Las consideraciones técnicas están relacionadas con la magnitud de
las reservas y el conocimiento de las variaciones espaciales de las
características de los
por lo que resulta necesaria la
reservorios,
perforación de varios pozos,
a fin de obtener información confiable
de los fluidos y de la geometría y características de la roca
reserLas consideraciones económicas se refieren al precio, costo
y
vorio.de hidrocarburos.
demanda
-2 -
En el Noroeste del Perú se han publicado pocos trabajos acerca del
espaciamiento entre pozos. En uno de estos trabajos, efectuado en el
área de operaciones costafuera
(1)
, se ha asumido que la determina-
ción del espaciamiento entre pozos es principalmente un problema económico y se ha desarrollado un método para maximizar el Valor Actual
Neto de proyectos de desarrollo, en función del espaciamiento, manteniendo constantes el factor de recuperación y las características de
las curvas de declinación.
En la mayoría de los casos, los resultados de las evaluaciones económicas efectuadas solamente con este enfoque, proporcionan una idea
posterior del espaciamiento que habría sido conveniente utilizar, ya
que generalmente se obtienen cuando los yacimientos han sido desarrollados casi totalmente. Debido a tales circunstancias, no siempre
es posible conciliar la ubicación real de los pozos perforados con la
red de espaciamiento óptimo. Sin embargo, los resultados siempre son
de utilidad, puesto que permiten determinar cuando menos, el número
de pozos necesarios para explotar el yacimiento y calcular el número
adicional de pozos, en caso de ser necesarios, para producir el resto
de petróleo recuperable.
Este trabajo presenta una modificación que generaliza el método anterior, considerando tanto los aspectos económicos como técnicos de la
explotación de yacimientos, y se propone un procedimiento para determinar el espaciamiento óptimo entre pozos en el yacimiento Ballena,
3
formación Mogollón. El método propuesto implica incorporar en el modelo económico los parámetros de las curvas de declinación típicas y
la variación del factor de recuperación con el
estimaespaciamiento,
dos a partir del comportamiento productivo de los bloques desarrollados en áreas vecinas.
Aún cuando en este trabajo se presenta la aplicación del método en el
yacimiento Ballena, hay suficiente razón para afirmar que puede ser
usado en otras áreas y formaciones del
del Perú.
Noroeste
Durante la realización del presente trabajo se contó con la colaboración de varias personas, a quienes expreso mi reconocimiento: Al
José Sierra, por su asesoramiento y aporte de ideas; al
MaIng.
Ing.
nuel Cáceres, por su revisión y discusión del método y
al
resultados>
Adrián
por los comentarios y revisión de la parte
Ing.
Montoya,
geoy en especial al personal de Ingeniería de Petróleo de Petrólógica;
leos del Perú.
4 --
2. EL YACIMIENTO BALLENA DEL NOROESTE DEL PERU
El yacimiento Ballena está ubicado en el Noroeste del Perú, en la
provincia de Talara, Departamento de
Se halla comprendido enPiura.
tre los kilómetros cuadrados N-30, N-28, L-29 y L-28 del sistema de
coordenadas locales (Figura N ° 1).
El campo fue descubierto en el año 1925, perforándose por las formaciones superficiales; a la fecha se han perforado 148 pozos hasta una
profundidad máxima de 9000 pies. Actualmente produce 1100
BOPD.
Geográficamente el yacimiento Ballena se ubica en el área El Alto, en
la faja de terreno entre los cerros
y el Océano Pacífico, la
Amotape
que está formada por terrazas de origen marino conocidas en la región
con el nombre de "Tablazos", los cuales se extienden por toda la costa norte del país en tres niveles principales. Los cerros
Amotape,
situados al este del área con una elevación máxima de 710 metros,
constituyen el accidente topográfico más importante de la región.
El clima es caluroso y seco, correspondiente a una zona desértica.
Las lluvias son esporádicas, presentándose siempre entre los meses de
Marzo y Abril. El verano es muy caluroso y con un régimen de vientos
tranquilos y el invierno es templado, caracterizándose por los vientos intensos del suroeste.
5
El desarrollo industrial en esta parte de la costa norte está principalmente relacionado con la explotación del petróleo y en una pequeña
escala con la industria pesquera.
La ciudad más cercana al yacimiento es El Alto, siendo la más importante de Talara, capital de la provincia del mismo nombre. Todos los
campos petrolíferos del noroeste del Perú cuentan con una red densa
de carreteras en servicio, que facilitan enormemente la accesibilidad
a cualquier lugar de la región.
2.1
Geología Regional
Geológicamente el yacimiento Ballena se encuentra ubicado en la
Cuenca Talara, que junto con las cuencas Progreso al norte y
al sur, constituyen una unidad
chura
Se-
denominada
geotectónica
Zócalo de la Costa.
El Zócalo de la Costa es un tipo de plataforma costanera móvil,
la que a través del tiempo geológico ha estado unas veces sumergida constituyendo lugar de sedimentación y otras,
estando sujeta a
y erosión
fallamiento
emergida
A., 1986).
(Montoya
Los sedimentos de la Cuenca Talara son de edad cretácea y terciaria, alcanzan un espesor de más de 20,000 pies y se han depositado en discordancia angular sobre rocas de edad paleozoica,
al que se considera como "Basamento" de la región.
6
-
-
La secuencia
presente en la Cuenca Talara está
estratigráfica
bien determinada y comprende formaciones cuya edad abarca desde
el paleozoico al reciente, con varias discordancias entre
ellas. La edad, relaciones y características
estas formaciones son, en general bien conocidas.
la secuencia
Litológicamente
consiste de sedimentos marinos y
de
estratigráficas
de la Cuenca Talara
estratigráfica
que
fluvio-deltaicos clásticos
vienen desde calizas hasta conglomerados en todos los rangos in-
termedios.
Los sedimentos del paleozoico presentan metamorfismo incipiente
y se encuentran de moderada a intensamente fracturados (porosidad secundaria), mientras que los del cretáceo y terciario presentan porosidad primaria y a menudo también porosidad
secundaria de fracturas (en
bien compactados).
areniscas y conglomerados
calizas, ,
El rasgo estructural predominante en el Zócalo de la Costa del
noroeste -del Perú es el intenso
normal en bloques,
fallamiento
como resultado de esfuerzos tectónicos
a que ha estensionales
tado sometida el área, principalmente durante la
AndiOrogenia
na, desde mediados del Cretáceo hasta el
Plioceno.
7
Este
-
-
normal ha dado lugar a grandes contrastes esfallamiento
tructurales con áreas relativamente levantadas, denominadas
"Altos" y áreas negativas denominadas "Artesa". Ambas tienen un
eje principal con dirección general Este-Oeste y se alternan sucesivamente en dirección Norte-Sur.
normal delimita el área de los yaci fallamiento
Localmente el
mientos individualizándolos de los vecinos y controlando la distribución de fluidos en cada uno de los
presentes en
reservorios
el mismo.
Durante el paleozoico, las aguas marinas invadieron la región,
principalmente en el
Devónico, Missisipiano,
y
Pensilvaniano
las representantes
Amotape
Térmico, siendo las rocas del Grupo
de este evento. Estas rocas, posteriormente fueron expuestas a
la erosión durante la
En el
se depositaron las calizas
mezosoico
conglomerados de
arenas y
Ancha y las
del Paleozoico Tardío.
orogenia
las
Sandino,
y los
Muerto-Pananga
calcáreas de Redondo, las
lutitas
de Monte Grande, las arenas
lutitas
de
conglomeráticas
de Petacas.
lutitas
Durante el mesozoico se depositaron las arenas de la formación
Mesa y las
de Balcones.
lutitas
8
-
-
Inferior se
Eoceno
A principios del
la
reinicia
Salina, siguiendo las
Basal
los conglomerados de
de
sedimenación
de San
lutitas
Cristóbal, los conglomerados y areniscas de la formación Mogollón y las secuencias de Cerro Pardo, Cerro Tanque,
y Chacra, en el
Parifías
ysur>
y
Ostrea
Palegreda,
en el norEchino Insitu
te.
En el
Medio, se depositan los sedimentos de las formacioEoceno
nes Talara y Pozo con algunos depósitos de Canal (Formación BéSuperior se depositan los sedimentos de las
Eoceno
lico). En el
formaciones
Mirador, Cone
Verdan, Chira,
se llevó a cabo la
toceno,
Durante el
hill.
Pleis-
de las terrazas marinas
depositación
denominadas Tablazos, las cuales no muestran efecto alguno de
fallamiento.
2.2
Descripción del
Mogollón
Reservorio
La formación Mogollón es uno de los principales productores de
petróleo en el Noroeste del Perú y en especial en el yacimiento
Ballena.
2.2.1
Geología
Estructura
.
El mapa de contornos estructurales, a líneas rectas,
referido al tope de la formación Mogollón en el área
EL ALTO y en el yacimiento Ballena, (Figura N ° 2),
9
-
-
Mogollón está constituido
muestra que el
reservorio limitados por
por bloques estructurales principales,
fallas normales. A su vez, dichos bloques se encuentran dislocados por fallas normales de carácter secundario, siendo éste el caso del bloque en estudio.
Las fallas mayores delimitan los yacimientos individualizándolos y controlando la distribución de los
fluidos.
Factores determinantes para este control, lo constituyen la relación salto vertical de la falla
de los
espesor
de los cuales depende que una fa- vs.
reservorios,
lla pueda comportarse
como barrera de permeabilidad al
poner en contacto un
con una formación im-
resevorio
permeable o como vía de circulación
de fluidos, al comunicar a dos
Este hecho es de primera
reservorios.
importancia al tener que considerar
el área óptima de
drenaje para explotar un yacimiento, sobre todo si en
él existen varios horizontes petrolíferos de espesor y
calidad diferentes entre sí.
. Estratigrafía
La secuencia
en el área está
estratigráfica
representada por formaciones, cuyas edades varían
10
-
-
desde el Paleozoico (formación
hasta
el reAmotape)
ciente (formación Tablazo). En la Figura N ° 3 se presenta la columna
La formación Mogollón del
estratigráfica atravezada.
Inferior,
Eocenoconsta de
tres miembros importantes:
a.
Mogollón Superior
b.
Mogollón Medio
c.
Mogollón Inferior
Dado el alto grado de redondez relativo en relación al
tamaño de las partículas de cuarzo y al transporte relativamente corto desde su origen de procedencia, se
puede concluir que los sedimentos de la formación Mogollón provienen de rocas
Paleozoiexistentes
predel
co y Cretáceo, es decir, que han tenido anteriormente
por lo menos dos ciclos de sedimentación. La dirección aproximada de aporte del material es de noreste a
suroeste.
Textura
.
El tamaño de grano es variable, desde muy grueso a fino y de regular selección, principalmente con rodados
que alcanzan de 3 a 4 cros. de espesor y areniscas de
grano grueso con estratificación cruzada en ángulo de
45°. Los espesores de los sedimentos varían de 30 a
50 metros) las
arenosas son segundas en imlimolitas
portancia.
Roca Madre
.
En relación
a la roca madre que ha aportado el petróleo al
Mogollón, serían los mismos estratos
u horizontes de reservorio(Miembro Medio) de la formalutitas
ción Mogollón, así como las
formaciones
y San
Cristóbal, las cuales a su vez están actuando comoOstrea
roca sello.
Indudablemente, las rocas madres de petróleo fueron
depositadas desde el
dos de mayor
durante los períocon Pre-Cambriano
climatología favorable,
sumergencia,
gran desarrollo de la vida
animal y
miento de las plantas.
creciexhuberante
Rocas Sellos
.
Las rocas
sellos del yacimiento impiden no sólo el escape del petróleo y el gas, sino también de la masa
inferior de agua que generalmente se encuentra presente en el yacimiento, y a través de la cual pasaron los
hidrocarburos para quedar encerrados dentro de la
trampa.
12
-
A.,
1975)
Carozzi,
Ambiente de Deposición (Tomado de
La formación Mogollón es el tipo de relleno longitudinal axial de la parte norte de la Cuenca Talara; se ha
depositado en por lo menos cuatro sistemas yuxtapuestos, que abarcan desde el medio fluvial en el norte,
el de conos de
sumergidos y finalmente
depositación
en el sur, pero sin un delta intermedio
turbiditas
(Figura N ° 4).
En el
"El Alto"
Area la formación Mogollón se ha depo-
sitado por los procesos de
es decir
"redepositación",
sedimentos que se acumularon en forma inestable en
aguas fluviales con influencia marina de aguas poco
profundas y fueron
o
retrabajados
siendo los principales mecanismos de
resedimentados;
el
depositación
flujo de escombros y flujo de granos. La producción
de la formación Mogollón proviene de porosidad secundaria y porosidad
o primaria. Las secintergranular
ciones que generan un grado más alto de fracturas son
las secuencias de conglomerados y areniscas
conglome-
que
son más rígidas a los esfuerzos, en cambio
rádicas
en las areniscas y
menor.
el
limolitas
es
fracturamiento
13
-
-
Litología (Paredes, J. 1986)
En la litología se han determinado 3 miembros que a
continuación se describen y se puede observar el
perfil tipo en la Figura N ° 5.
Mogollón Superior
Mogollón Superior muestra tres unidades bien diferenciadas por las características litológicas y valores
en los perfiles de pozos.
electrográficos
Chorro Superior
Areniscas blancas a grises de cuarzo hialino y lechoso
de grano medio a grueso firmes, en parte friables, intercaladas con estratos delgados de
abigarralutitas
das (marrón, rojizas, verdosas) de textura suave, masivas no calcáreas. En el perfil eléctrico muestra
poco desarrollo de la curva del potencial espontáneo.
Chorro Inferior
Areniscas blancas y gris verdosas de cuarzo hialino,
lechoso y
grano medio a grueso
cuarcitas
subredondea-
friable y conglomerados de cuarzo intercalado con
do,
aislados estratos de
abigarradas.
lutitas
Presenta mejor desarrollo de la curva
perfil eléctrico.
en el
S.P.
14
-
-
Fuente
Areniscas grises y gris verdosas de cuarzo, poca
cuar-
de
grano medio a grueso, conglomerados de cuarzo
cita,
semi-lechoso en matriz de areniscas finas a medias con
cemento poco calcáreo delgadas intercalaciones de
lu-
abigarradas,
firmes masivas no calcáreas. La
titas
curva
seS.P.
presenta poco desarrollada en el perfil
eléctrico.
Mogollón Medio
grises, oscuras y
Lutitas
de
grises, con granos
limolitas
compactas, masivas.
glauconita, micromicáceas
Mogollón Inferior
Areniscas grises de cuarzo, grano medio a grueso con
intercalaciones de conglomerados de cuarzo hialino y
semi-lechoso separados por capas delgadas de
abigarrada.
La formación Mogollón se extiende por toda el área estudiada. Las tendencias de más alta producción coinciden
con la dirección de máxima energía del paleo-flujo del
noreste a suroeste que son paralelas al eje longitudinal
del relleno.
lutita
15
-
-
Los máximos espesores penetrados para los diferentes
miembros en el yacimiento Ballena son:
Mogollón Superior
120U'
Mogollón Medio
1000'
Mogollón Inferior
900'
Para el bloque en estudio se perforará únicamente por Mogollón Superior.
2.2.2
Características del
Reservorio
Siendo el espesor bruto de la formación Mogollón superior
a los 1000', es difícil de interpretar el/los intervalos
productores, y por lo tanto, los valores de arena neta,
porosidad, permeabilidad y saturaciones promedios.
De los
continuos obtenidos en el área, se pudo
cores
obtener que la porosidad de matriz varía entre 4.9 a 9.6%
y la permeabilidad del sistema
4.2
varía de 0.05 a
reservorio
con un promedio de 0.87
milidarcys,
md.
Del mismo modo de la observación directa de los
estimó que entre el 25 y 40% de los
se
cores,
contenían
cores,
de los cuales aproximadamente la mitad de
crofracturas,
las fracturas estaban abiertas y el resto, rellenas de
mi-
16 -
-
calcita. Se llegó a estimar que estas fracturas contribuirían con aproximadamente el 0.2% del volumen bruto en
la porosidad del
La contribución primordial
reservorio.
de las fracturas es la de incrementar la permeabilidad y
por lo tanto, facilitar el acceso de petróleo al pozo.
fuidos,
no se
Para la evaluación de las saturaciones de
cuenta con análisis especiales, debido a la muy baja permeabilidad observada y a la poca información con que se
cuenta, razón por la cual se han tomado valores obtenidos
Sw vs.
en forma indirecta a través de correlaciones de
altura relativa (Figura N ° 6).
.
Propiedades
de los Fluidos del
Reservorio
En el comienzo de la explotación del
reservorio
Mogo-
llón no se obtuvieron muestras de fluidos.
A efecto de poder determinar las propiedades
de
PVT
los fluidos, se ha utilizado la correlación preparada
para el área EL ALZO
P., Navarro W., 1986).
(Chira
Estos valores se pueden observar en las Figuras 7 y 8.
2.3
Historia Productiva
La formación Mogollón es altamente productiva en el Noroeste del
Perú. La producción total acumulada en las áreas operadas por
17
-
PetroPerú
en el Noroeste es de 920
cuales 122
-
MMB1s.
al 31.12.85, de los
MMB1s.
corresponden a la producción de la formación
Mogollón.
En el
Areaesta participación es mayor; con una producción
Lima
acumulada de
8.3
MMB1s.
de los 54
Las reservas remanentes en el
MMB1s.
producidos en dicha área.
Lima
Areason del orden de 39
para
MMB1s.
la formación Mogollón.
En el yacimiento Ballena, la producción acumulada al 31.12.85 es
de 6.2
MMB1s.,
de los cuales 3.8
pertenecen a la formaMMB1s.
ción Mogollón.
En los yacimientos Pesa Negra y Verde, al oeste del yacimiento
Ballena, la recuperación final por pozo es de 150
MB1s.,
a un
espaciamiento
promedio de 48 acres; hacia el sur en el yacimiento Central, la formación Mogollón aún no ha sido muy bien evaluada. Actualmente en este yacimiento se está efectuando un
proyecto de inyección de agua en las formaciones
Echino-Hélico.
18
-
-
Por el este se encuentran los yacimientos
recuperación final es de 160
cuya
Somatito-Zapotal,
en
promedio por pozo, a un
MB1s.,
de 45 acres.
espaciamiento
Por lo tanto, el potencial productivo promedio de la formación
Mogollón es bastante similar en toda el área denominada EL ALTO. El comportamiento productivo también es similar en toda el
área, teniendo un desarrollo de la curva de producción acumulada
del tipo hiperbólico en los primeros seis meses a un año y luego
exponencial; ésto probablemente se deba al
que es
fracturamiento
necesario realizar, para obtener producción comercial.
2.3.1
Completación
En el yacimiento Ballena, los primeros pozos fueron perforados a cable por las formaciones superficiales
a una profundidad promedia de 3500', siendo
no-Bélico),
completados con
Estos pozos fueron
laina preperforada.
producidos desde el inicio de su vida productiva con unidad de
artificial (bombeo mecánico y gas
levantamieto
lift).
Posteriormente el sistema de perforación fue generalizado
mediante perforación
entre 10.5 y 13.5
utilizando un peso de lodo
rotaria,
para la formación Mogollón.
lb/gal.
(Lchi-
19
-
-
Para completar el pozo se utilizaba casing corrido de 4
1/2", llegando a estandarizar posteriormente a 5 1/2".
Para la apertura a producción se utilizaron balas con una
densidad de 1 a 2 tiros por pie; con el advenimiento de
mediante
esta apertura
estimulación
fracturamiento,
cambió, debido a que se utilizó la técnica de entrada lila
mitada, donde por aproximadamente 200' de arena bruta se
baleaba con 16 a 30 balas, el cual era estimulado a un
caudal de 12
16
-
BPM.
Actualmente, el pozo es completado mediante
baleo-fract;
se utiliza de 20-30 jets de 1/2" por etapa (aproximadamente 150' de arena bruta), estimulando mediante
hidráulico a un caudal de 25-34
ramiento
madamente 500
de crudo por etapa.
Bls.
con aproxiBPM
Los primeros pozos perforados en el área por la formación
Mogollón fueron los pozos exploratorios 1133, 1690, 1700
entre los años 1955
1967, a partir de los cuales se desarrolló el campo mediante la perforación de 33 pozos
adicionales a un
acres.
variable
espaciamiento
40 y 70
entr
fractu-
20
-
-
El bloque en estudio fue descubierto por el pozo exploratorio 5705 que encontró un nivel de saturación de agua a
-6830' y con una baja productividad de la formación Mogollón (producción inicial 70 x 23 x 24
lo
x 1/4"
hrs.
ST),
cual no permitió continuar con el desarrollo del bloque.
Una posterior
geológica permitió la perreinterpretación
foración del pozo 6767 (año 1985) que confirmó el potencial productivo del bloque (producción inicial 159 x 5 x
24
2.3.2
x 1/4"), permitiendo una revisión estructural y
hrs.
del bloque.
estratigráfica
Producción
El acumulado total al 31.12.85 por la formación Mogollón
correspondiente a 36 pozos. La reBls.
de
cuperación final estimada por pozo a un
espaciamiento
40 acres es de 70,000
y para uno de 70 acres es de
Bls.
140,000.
es de 3'800,000
La máxima producción acumulada de un pozo es de 283,000
Bis. y la mínima de
26,250 Bls.
En las Figuras 9 al 14 se puede observar el comportamiento productivo para tres pozos que se encuentran dentro
del bloque en estudio.
21
-
La recuperación final estimada, mediante la extrapolación
de las curvas de caudal de producción
y caudal de producción
(BOPD)
vs. y
tiempo
(BOPD)
acumulado
vs.
por pozo, pa-
ra el yacimiento es de 3'950,000
lo
Bls.,
cual correspon-
de a un factor de recuperación del 8%.
2.3.3 Presiones
En los pozos perforados en el área, se han tomado únicamente cuatro pruebas de presión de fondo de cuyo análisis
se ha calculado que la presión original del
reservorio
sería de 2842 psi a -6800'.
La presión de burbuja obtenida a través de las correlaciones es de 1634 psi, lo cual nos indica que el
reservo-
estuvo
rio originalmente sobre la presión de burbuja.
La última presión de fondo registrada da una presión actual de 1560 psi a -6800', lo cual indica un grado de
de 45% en la zona de mayor densidad de pozos.
pletación
En el bloque en estudio, la presión registrada en el último pozo perforado fue de 2205 psi a -6800'.
de-
- 22 -
3.
METODOLOGIA PARA OPTIMAR EL ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS
Para el propósito del presente estudio el espaciamiento se define como el número de acres drenado por pozo al límite económico. Esta
área de drenaje se irá incrementando conforme transcurra el tiempo.
Los arreglos más comunes en el desarrollo primario son:
Arreglo Uniforme
El arreglo uniforme de puntos de drenaje en un
yacimiento permite un drenaje uniforme y por tanto, es aplicable en
yacimientos cuyos mecanismos de producción predominantes sean el de
impulsión por gas en solución.
El arreglo uniforme puede efectuarse siguiendo dos modelos geométricos: el rectangular y el triangular, cuyos puntos quedan distanciados
uniformemente entre sí, con el objeto de que todas las partes del yacimiento resulten igualmente drenadas por los pozos productores.
Arreglo Cuadrado: En el arreglo cuadrado, los pozos se localizan en
los nudos de una red, cuyas líneas se cortan entre sí en ángulo de
900 formando cuadrados. Las áreas de drenaje de los pozos son también cuadrados con lados iguales a la distancia entre los pozos. Este arreglo permite aumentar o disminuir la densidad de los pozos según las necesidades de puntos de drenaje. Si se localizan pozos adicionales en los centros de los cuadrados, por ejemplo> se reduce
- 23 -
el área de drenaje y el espacio entre pozos. Este arreglo rectangular interespaciado es conocido como el "cinco-puntos".
Arreglo Triangular: En el arreglo triangular equilátero, los pozos
se localizan en los nudos de una red, cuyas líneas se cruzan en ángulos de 60° formando triángulos equiláteros y hexágonos regulares. El
área de drenaje asociada a cada pozo es un hexágono regular, cuyos
lados se construyen uniendo los centros de los triángulos equiláteros. Este arreglo triangular también se conoce como "siete-puntos",
ya que seis pozos se localizan en los vértices de un hexágono regular
y un séptimo pozo se localiza en el centro del mismo hexágono. El
arreglo triangular también permite aumentar o disminuir la densidad
de los puntos de drenaje. Si se duplica el espacio de los pozos, se
cuadruplica el área de drenaje, respectivamente.
3.1
Factores que Intervienen en el Espaciamiento de Pozos
La planificación necesaria para determinar el espaciamiento entre pozos en un reservorio de petróleo está supeditado a tres
factores técnicos: geológico, reservorios y factores asociados a
la producción.
Los puntos más extremos de captación del petróleo producido,
define su volumen de drenaje; sin embargo, cuando el espesor y
las otras propiedades de la roca reservorio son uniformes, dicho
volumen se puede expresar como área de drenaje.
- 24 -
La magnitud del drenaje está influenciado por dos tipos de factoress
Factores del
tamaño,
reservorio, permeabilidad, porosidad,
forma y continuidad de la roca reservorio y
agua asociada al petróleo.
Factores de producción, caudal de los pozos y el
espaciamiento.
En el caso óptimo de espaciamiento entre pozos debe guardar una
estrecha relación con el área de drenaje, de tal modo que se
pueda drenar el reservorio en forma eficiente técnica y económicamente.
Los factores que a continuación se indican se encuentran íntimamente ligados, por lo que se indica en forma simple, la influencia del factor considerando el resto de propiedades constantes.
3.1.1 Factores Geológicos
Tamaño y Forma del Yacimiento
El tamaño del reservorio nos proporciona el área a
desarrollar y en combinación con el espesor nos
proporcionará el petróleo insitu.
- 25 -
La forma del yacimiento nos indicará el tipo de arreglo que se podrá aplicar para extraer dichas reservas,
es decir, el arreglo óptimo que permita un mejor drenaje.
Esta localización apropiada de los pozos de producción
es un factor muy importante, debido fundamentalmente
al hecho de que en realidad los yacimientos de hidrocarburos no poseen una continuidad perfecta, ni propiedades físicas distribuidas uniformemente-, por tanto, es importante obtener la mayor cantidad de información con el objeto de conocer mejor la geometría del
yacimiento.
. Espesor de la Arena Productiva
Hay una relación estrecha entre el espesor de la arena
petrolífera y la recuperación de hidrocarburos. Cuanto más potente es una arena, la recuperación es mayor,
aún cuando puede existir que las diferentes partes de
la misma arena puede tener diferentes factores de productividad, debido a cambios en porosidad y textura.
Luego cuando se tengan espesores potentes, es conveniente perforar a menor espaciamiento.
26
-
-
Si la arena es de grano fino y el crudo pesado o viscoso, los pozos deben tener el mínimo
espaciamiento,
inversamente si la arena es porosa, el petróleo no es
viscoso y hay bastante presión de gas, el
espaciamien-
debe ser mayor.
to
Para un espesor potente de arena neta es conveniente
perforar a menor
cientemente el
a fin de drenar efiespaciamiento,
y cuando el
reservorio;
tiereservorio
ne un espesor pequeño se debe perforar a un espaciamiento mayor.
heterogeneidad
Técnicamente ninguna roca debería ser llamada "uniforme", en la práctica sin embargo, las rocas
reservorio
han llegado a ser conocidas como tal, de modo relativo
debido a que el espacio poroso varía muy poco en tamaño y generalmente están
El grado en el cual la roca
interconectados.
es uniforme inreservorio
fluencia en la relación en la cual el petróleo puede
ser desplazado eficientemente desde la roca.
Estratificaciones excesivas de la roca
orireservorio
ginan el desplazamiento de fluidos más susceptibles a
27
-
-
a lo largo de
digitaciones;
altas
permeabilidades
moviéndose rápidamente hacia el pozo, dependiendo del
espesor.
Todas las rocas porosas que tienen petróleo, muestran
variación en el tamaño y la forma de los espacios porosos. Posteriormente, estas variaciones controlarán
el grado de recuperación de petróleo de las rocas.
Bajo el proceso de desplazamiento por gas, el gas tenderá a moverse más fácilmente a través de los canales
porosos grandes, debido a su baja viscosidad y gran
movilidad. Cuando el gas se mueve a través de la arena, gran parte del petróleo residual tenderá a permanecer en los canales porosos de baja permeabilidad.
La roca
puede existir como capas sucesivas,
reservorio
cada una de las cuales tal vez sea relativamente uniforme, pero puede haber variaciones de permeabilidad y
de otras características entre las capas. La no uniformidad puede ser lateral (ésto es, no continuo), debido a que la roca en un área tiene diferentes propiedades que la roca entre otras áreas en una misma capa. Estas variaciones laterales pueden existir dentro
de grandes áreas particulares comprendidas dentro del
o como pequeños lentes numerosos encerrados
reservorio
28
-
-
por roca de diferente permeabilidad o por
lutitas sín
permeabilidad. Esta no uniformidad se debe a la forma
cómo se depositaron los sedimentos y al medio ambiente
reinante durante la historia geológica.
Para
heterogéneos (fallados, con variacioreservorios
nes laterales fuertes), es recomendable perforar a
pequeños; en caso que el
paciamientos
sea
reservorio
homogéneo dependerá fundamentalmente de las otras propiedades de la roca
Si la roca
reservorio.
se encuentra a una gran profunreservorio
didad, resulta en altas inversiones y altos costos de
operación por pozo, por lo cual es conveniente perforar a un
grande, en caso inverso si la
espaciamiento
es superficial, se puede perforar a
reservorio
arena
un menor
espaciamiento.
La Trampa
.
Es el elemento que mantiene en su lugar al petróleo y
al gas de un yacimiento.
El término trampa fue introducido por primera vez por
1934 y se le aplicó a yacimientos de caIvlc en
Colloug
racterísticas tan diversas como obturaciones de asfal-
es-
29-
tos, capas
-
lenticulares,
truncamientos, así como a los
plegamientos y fallas.
Actualmente, suele denominarse trampa a la configuración geométrica que contiene el petróleo, cualquiera
que sea su forma o su causa. Su característica esencial es que tiene la posibilidad de acumular y retener
en su interior al petróleo y al gas.
La trampa definirá básicamente el mecanismo de impulsión, el que a su vez definirá el factor de recuperación; permitiendo definir el petróleo recuperable.
3.1.2
Factores de
El
Reservorio
es aquella porción de roca porosa y permeareservorio
ble que contiene hidrocarburos líquidos y gaseosos, susceptibles de ser producidos. La composición y textura de
la roca
reservorio,
así como su continuidad o falta de
ella, tienen primordial interés para la geología del petróleo. Los bordes de la roca reservorio pueden coincidir con los bordes del yacimiento de petróleo y gas, pero
también puede ocurrir que la roca
reservorio
sea un depó-
sito de petróleo sólo en áreas favorable, a escala local,
a pesar de extenderse a lo largo de una amplia región.
30
-
-
Los factores que influyen en el
están dados
espaciamiento
por las propiedades
de la roca
y
petrofísicas
reservorio
las propiedades de los fluidos contenidos en ella. Estas
propiedades definirán conjuntamente con el tamaño del
yacimiento y espesor neto las reservas de petróleo
y el petróleo
así como la productividad del
recuperable>
La capacidad para almacenar y producir
reservorio.
hidrocarburos está en función de dos características
esenciales de la masa de las rocas
son: porosidad y permeabilidad.
las cuales
reservorios
Porosidad.- Es la razón entre el espacio poroso y el
volumen total de la roca
y por lo general
reservorio
se le expresa como un porcentaje. Nos indicará la
cantidad de fluido que está almacenado en esta roca
y por lo tanto, influirá directamente en la
reservorio
cantidad de petróleo
insitu.
El tamaño y forma de los espacios porosos y el grado
de
entre los espacios porosos tendrá una inconección
fluencia importante en la recuperación.
Más petróleo será retenido en pequeños espacios porosos, cuando el fluido debe seguir un camino tortuoso
para alcanzar el hueco.
insitu
31
-
-
de producción pueden
rates
incrementar la tendencia para que el fluido se desvíe
En muchos casos, bajos
de espacios porosos más tortuosos.
La porosidad varía mucho en la mayor parte de las
rocas
tanto lateral como verticalmente.
reservorio,
La razón entre el volumen total del espacio que ocupan
los poros y el volumen total de la roca se denomina
porosidad absoluta o total. Incluye a todos los
o no. Sin
o huecos,
interconectados
insterticios
embargo, la medida de porosidad que se usa comúnmente
es la razón entre
reservorios
los espacios que ocupan los poros
y el
interconectados
volumen total de la roca, razón a la que se denomina
en los estudios sobre
porosidad efectiva.
Por lo general, en los yacimientos de petróleo en el
Noroeste peruano, la porosidad es baja.
Los factores determinantes de una porosidad extremadamente baja, son a menudo, la arena sucia, el
muy irregular de los granos y la existencia de una
proporción muy alta de material matriz; a veces puede
deberse también a una fuerte cementación de esos
constituyentes con sílice, calcita o dolomita.
tamaño
32
-
-
En el Noroeste del Perú las fracturas en rocas
provocan tipos frecuentes e importantes de porosidad
secundaria.
Para una porosidad
alta es recomendable
intergranular
perforar a un menor
y para una porosidad
espaciamiento
consideespaciamiento,
baja a un mayor
intergranular
rando la misma permeabilidad. Si se tiene porosidad
depende más de la permeaespaciamiento
secundaria, el
bilidad que de la porosidad.
Es la propiedad que permite el flujo
Permeabilidad.
.
de
interconectados
de un fluido a través de los poros
un roca. En otras palabras, la permeabilidad es la
medida de la conductividad de fluidos que tiene una
roca, y es probablemente la propiedad aislada más
importante de una roca
reservorio.
La unidad de medida de la permeabilidad de una roca se
denomina
enDarcy
honor a
llevó a
Henry que
Darcy,
cabo experimentos con el flujo de líquidos a través de
medios porosos en 1856.
La ley de
que
rige el flujo de los fluidos a
Darcy
través de un material poroso, se basa en el supuesto
33
-
-
de que sólo hay un fluido presente y que satura por
completo la roca. Sin embargo, en la naturaleza sucede los
contiereservorios
porales
nen gas, petróleo y agua en cantidades variables y
de que los espacios
cada uno de estos fluidos se interfiere con los otros
y les impide el flujo. En los casos en que un fluido
no satura por completo la roca, que son los más frecuentes, la capacidad de la roca para conducir ese
fluido en la presencia de otros fluidos se denomina
permeabilidad efectiva a ese fluido. Las
permeabiliefectivas al agua, petróleo y gas se designan
dades
Kg. El cociente entre la permeabilidad
como
Kw, Ko,
efectiva a cierto fluido en un ambiente de saturación
parcial y la permeabilidad cuando la saturación es del
100% (permeabilidad absoluta), se denomina permeabilidad relativa. Se la expresa como
es
kg/k, ko/k, kw/k,
decir, la permeabilidad relativa al gas, al petróleo y
al agua, respectivamente; que varia entre cero cuando
la saturación es más baja y 1.0 cuando la saturación
es del 100%.
esde todos los
reservorios
poral
tá lleno de gas, petróleo y agua en proporciones vaDado que el espacio
riables, la permeabilidad relativa de la roca a un
fluido en particular depende de la cantidad de satura-
34
-
-
y naturaleza de los otros fluidos presentes, y
ción
por lo tanto nos permitirá determinar el comportamiento productivo de la formación.
En realidad, siempre es necesario utilizar
permeabili-
a un fluido
permeabilidades
relativas, mejor que
dades
en particular en los estudios de
reservorio.
Generalmente, se mide la permeabilidad en forma paralela a los planos de estratificación de la roca
En resumen, podemos decir que la permeabilidad
vorio.
reser-
depende mayormente del tamaño de los poros abiertos y
el grado y tipo de cementación entre los granos de
areniscas.
En
a un
con baja permeabilidad se debe perforar
reservorios
con alta
reservorios
cercano y en
esspaciamiento
permeabilidad a un mayor
espaciamiento.
Si existen grandes variaciones verticales de permeabilidad que puedan ocasionar canalizaciones y
es conveniente perforar a un
ciones,
cercano y abrir a
selectivamente.
produccción
conificaespaciamiento
35
-
-
Para efectos de evaluar el
entre estos
espaciamiento
más
permeabilidades
casos, se debe tener en cuenta las
bajas.
Fluidos
. Contenidos en el
Reservorio
El contenido de fluidos consiste en agua, petróleo y
gas que ocupan el espacio
roca
efectivo
poral dentro de la
Los datos sobre el contenido del
reservorio.
deben obtenerse en forma indirecta, ya que
reservorio
es imposible ver un yacimiento de petróleo y gas. Por
lo general, los métodos que se usan son:
1.
Examen de los fluidos contenidos en a: los testigos y análisis de
del fondo del
especiales,
b: los fluidos
cores
ya sea por medio de
reservorio,
muestras llevadas hasta la superficie en dispositivos para ensayos o bien con la ayuda de equipos
electrónicos (perfiles mediante un cálculo indirecto mediante medidas de
y c: las
resistividad)
muestras de superficie de los fluidos del
reservo-
talrio,
como se obtienen en los pozos productores.
2.
El estudio de la historia de producción del
La
distribución del gas, el petróleo y el
vorio.
agua en el
petrolífero depende de la
reservorio
reser-
36
-
-
interrelación
de factores como: las
permeabilida-
des saturaciones relativas del espacio
relativas,
poraluno de los fluidos, presiones capicon cada
hidrodiná-
lares y de desplazamiento, condiciones
del micas
reservorio,
porosidad, permeabilidad,
etc.
mojabilidad
está definida como el grado de
La
preferencia que muestra la superficie de la roca a los
diferentes fluidos existentes en el medio poroso, que
el petróleo ocupa la parte media del canal poroso.
reservorios
con fluidos distribuidos de este modo
Los
se denominan mojados por agua, una clasificación a la
cual pertenece la gran mayoría de
reservorios.
Se dispone de poca información acerca de la distribución de los fluidos en rocas mojadas por petróleo. En
este trabajo se discutirá el sistema de rocas mojadas
por agua, debido a que su aplicación es más general.
La saturación del agua es aquella fracción de los
insterticios
ocupada por agua (también expresado en
porcentaje).
37
-
-
La íntima vinculación entre el agua
y el
intersticial
petróleo y el gas hace que aquella tenga particular
importancia para la acumulación y extracción del
petróleo.
En los campos petrolíferos del noroeste peruano, las
características del agua de formación varían ampliamente en sus constituyentes químicos y en la concentración de sus iones, dando una particularidad distinta al agua de cada formación. Estas variaciones se
dan lateralmente de un
a otro.
reservorio
La saturación de agua influirá directamente en las reservas. A mayor saturación de agua menos hidrocarburos, por lo cual es conveniente perforar los pozos a
un mayor
y a una menor saturación de
espaciamiento;
agua, mayor cantidad de
y se puede perforar a un
Hlc
mayor
espaciamiento.
Las
del petróleo y del fluido
viscosidades
desplazante
(gas) juegan papeles importantes en la determinación
de la facilidad con que el petróleo es expulsado a
través del espacio poroso de la arena
y el
reservorio
grado en que al petróleo se le permite pegarse a los
granos de arena del
para permanecer como
reservorio
38
-
-
petróleo residual. Similar al caso del flujo en
tuberías, los petróleos de alta viscosidad no fluyen
tan fácilmente como lo harían los menos viscosos
Cuando un petróleo de alta viscosidad es empujado por
un fluido de más baja viscosidad, el petróleo de
preferencia se pega a las paredes de los canales
porosos, permitiendo que el fluido
de baja
desplazante
viscosidad se mueva hacia adelante. De allí que bajas
recuperaciones de petróleo, generalmente se obtienen
de
donde se tiene petróleo de alta
reservorios
viscosidad. La viscosidad del petróleo cambia con una
caída de presión y depende en bastante grado del
cambio de densidad cuando cae la presión y el gas se
libera. Cuando se reduce la presión, los componentes
ligeros dejan la mezcla para formar la fase gaseosa,
haciendo que el petróleo remanente sea más pesado.
Como consecuencia de este cambio, la viscosidad se
incrementa. Este incremento en la viscosidad hace que
el petróleo se convierta en menos movible o que se
mueva con gran dificultad en el
De allí
reservorio.
que es deseable prevenir que el gas en solución sea
liberado sin control en el
ésto puede
reservorio,
lograrse evitando la caída de presión en el
reservorio.
39
-
El gas en solución en
con empuje de gas
reservorios
disuelto, cuando son liberados o cuando cae la presión, proporcionan la acción
que permite
desplazante
la recuperación de petróleo. Considerando sólo este
factor, mientras gas en solución se encuentre, mayor
será la energía para desplazar el petróleo. Sin embargo, el grado de encogimiento del petróleo depende
también de la cantidad de gas en solución mientras mayor sea la cantidad de gas en solución, mayor será el
grado de encogimiento del petróleo cuando se libera el
gas. La cantidad de gas disuelto en el petróleo
también influencia a la viscosidad del petróleo, debido a que cuando el gas es removido del petróleo, la
viscosidad del petróleo se incrementará. El incremento en las características de encogimiento y en la viscosidad tenderán a reducir la recuperación de petróleo, de este modo disminuirá la tendencia hacia un
incremento de recuperación, debido a la presencia de
grandes cantidades de gas disuelto. Generalmente, se
presenta a bajas presiones, grandes cantidades de gas
disuelto en petróleo saturados que en un mecanismo de
empuje de gas en solución normal, sin embargo, comparando con los otros mecanismos, la recuperación en un
mecanismo por empuje de gas en solución es bastante
bajo.
40
-
-
altas de petróleo es conveniente
viscosidades
Para
perforar a un
es pequeña, a un
espaciamiento
corto y si la viscosidad
espaciamiento
mayor.
Presión. Capilar
Está definida como la presión diferencial que existe
entre dos fluidos (ambos líquidos o un líquido y un
interfacial
que los
gas) como resultado de la tensión
separa:
Pc = Phc - Pw
Dos de los efectos importantes de la presión capilar
gasíferos
son:
sobre los yacimientos petrolíferos y
a.
Controla la distribución original, estática de los
fluidos dentro de un
y
b.
reservorio
no descubierto
aún,
Provee el mecanismo por el cual el petróleo y el
gas se mueven a través de los espacios
del
porales
reservorio
hasta quedar en reposo. La presión
capilar y las saturaciones de los fluidos se
combinan para determinar la distribución de los
mismos dentro del esquema poroso de la roca.
41
-
-
El petróleo es sólo una pequeña fracción del total de
fluidos de la roca
reservorio,
pero el descubrimiento
y la extracción de esta pequeña fracción son enormemente importantes en la industria del petróleo.
El gas natural de un
reservorio
petrolífero consiste
en los gases hidrocarburos de bajo punto de ebullición, y puede variar entre cantidades mínimas disueltas en el petróleo hasta el 100% del contenido
petrolífero.
La relación gas-petróleo de la formación, conocida
generalmente como relación gas-petróleo simplemente
es el
número de pies cúbicos de gas por barril
(Rs),
de petróleo, tal como se encuentra en el
La relación gas-petróleo de producción
reservorio.
es (GOR)
la
relación de gas-petróleo del petróleo extraído y es
por lo general superior a la relación gas-petróleo
de la(ks)
formación.
En resumen, podemos decir que cada uno de los fluidos
presentes agua, petróleo y gas natural, varían mucho
en sus propiedades físicas y químicas las que resultan
indispensables conocer para una extracción eficaz y
óptima del yacimiento.
42
-
-
Contactos de Fluidos
La localización de los pozos completados definen el
grado de control sobre el mecanismo y los contactos
gas-petróleo y/o
para un
petróleo-agua;
con
reservorio
un contacto de gas-petróleo definido y el
reservorio
es uniforme (consideramos que no está estratificado),
los intervalos completados deberán estar localizados
en la parte inferior de la zona de petróleo. Estas
inferiores tienden a ser ayudadas por
completaciones
la segregación gravitacional, que permitirá incluso la
formación de un casquete de gas, con
gas liberado
sl
del petróleo al caer la presión, incrementando de este
modo la recuperación.
Un
con mecanismo de gas en solución en una
reservorio
arena delgada con un alto ángulo de buzamiento debe
irregular,
completación
ser más controlado por tener
pero en la parte inferior de la estructura; conforme
al tamaño y forma del
Para aquellos
reservorio.
que tienen definido un conreservorios
tacto agua-petróleo, los pozos pueden ser espaciados
en un arreglo regular. Si la arena
es poreservorio
tente y un bajo ángulo de buzamiento, los intervalos a
completar deberán estar en la parte alta de la estruc-
43
-
-
tura, lo que permitirá producir petróleo por un
período prolongado sin la invasión de agua.
Si el
es una arena delgada con alto buzareservorio
miento, la mejor forma es un arreglo irregular, considerando las características de la estructura, las
por lo tanto, deberían se realizadas
completaciones)
en la parte alta de la estructura, disminuyendo la
posibilidad de la irrupción temprana del agua. En
estos casos, lo recomendable es perforar a un mayor
espaciamiento.
Cuando se tiene un mecanismo combinado (contactos
definidos gas-petróleo, agua-petróleo), es necesario
definir cuál es el mecanismo
si se conopredominante,
ciera que el empuje de agua predomina la
completación,
se debe realizar en el tope de la estructura.
De otro lado, si el soporte del acuífero es pequeño,
el mecanismo de gas en solución controlará las
condiciones de producción> por lo tanto, lo
recomendable es completar en la parte inferior de la
estructura.
44
-
-
La mejor aproximación se obtiene cuando se perfora los
pozos y se obtiene el máximo de información, permitiendo identificar el mecanismo predominante.
Las reglas empíricas no pueden ser usadas porque las
propiedades físicas y las características de producción están dadas por la ubicación del pozo.
Por lo tanto, el primer y más importante problema a
responder es la naturaleza de la complejidad del
reservorio,
de cuyas características dependerá el
desarrollo del
3.1.3
reservorio.
Factores Asociados a la Producción
Régimen de Extracción y Consideraciones Económicas
Los
reservorios
de petróleo y/o gas son recursos natura-
les agotables y tienen por lo tanto, un tiempo limitado
de vida que afectará el valor de la utilidad, de un modo
que generalmente no se aplica a una propiedad industrial.
El valor capital de los
reservorios
disminuye con el
tiempo, de allí que la tasa de retorno de la inversión,
ganancia de capital, intereses del capital son factores
primordiales en las operaciones de producción de petróleo
y/o gas.
45
-
-
Los más grandes beneficios se obtienen a grandes caudales
de producción de una cantidad de recuperación dada.
La utilización adecuada del mejor mecanismo de empuje del
y la obtención del mejor desplazamiento para
reservorio
un mecanismo dado, requiere un total conocimiento del
y un adecuado aprovechamiento dependerá de los
reservorio
muchos factores físicos que gobiernan el comportamiento
productivo del
reservorio.
Los resultados teóricos y prácticos del comportamiento de
han mostrado que el caudal de extracción del
reservorios,
petróleo tendrá significativa influencia sobre la eficiencia de recuperación, en un gran cantidad (no todos)
de
reservorios.
No existe una fórmula simple para establecer un caudal
eficiente o un caudal óptimo de producción, debido
simplemente a que las características físicas de todas
las partes del
fundamentalmente a que el
una sola vez.
no pueden establecerse y
reservorio
puede ser producido
reservorio
Nadie puede aplicar ecuaciones y fórmulas para predecir
(con alguna certeza de precisión) el comportamiento de un
46
-
-
a cientos de pies del pozo, si no se tiene moreservorio
do de obtener información sobre las características físicas de la formación y su contenido de fluidos en esa porción del
De allí que uno puede confiar en
reservorio.
las tendencias del comportamiento del
y los
reservorio
factores característicos determinados sobre una extremadamente pequeña parte del
reservorio.
Es necesario indicar que otro aspecto importante es el de
límite económico, donde los ingresos se hacen iguales a
los egresos. Este valor será variable para cada área y
dependerá fundamentalmente de los costos variables que
están asociados al número de servicios que es necesario
realizar al pozo para tenerlo en producción y los costos
fijos.
En las operaciones Noroeste de Petróleos del Perú este
valor ha sido calculado en 3
operado por
y en el área del zócalo
BOPD
este valor es de 12
Petromar,
BOPD.
El régimen de producción y el límite económico definen el
valor del ingreso a través del tiempo y son el resultado
del tipo de mecanismo, las propiedades volumétricas de la
roca
tes en el
y las propiedades de los fluidos presenreservorio
reservorio.
47
-
-
A caudales altos se debe perforar a
des; y a
granespaciamientos
cortos si los caudales son
espaciamientos
fíos.
Reservas
.
Reservas es el volumen de hidrocarburos existentes en
un entrampe geológico y que podría ser recuperado en
un tiempo determinado.
La necesidad de un sistema universal de nomenclatura y
clasificación para reservas de petróleo ha sido reconocido por varias sociedades técnicas, organizaciones
profesionales, agencias gubernamentales y la industria
(24)
del petróleo
,
.
Para la evaluación del
jamos con las reservas probadas.
propuesto, trabaespaciamiento
Estos estimados están basados en la interpretación de
datos de ingeniería (porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, contactos y propiedades de los fluidos) y geología (tamaño y forma del yacimiento, continuidad, límites, espesor de arena neta), disponibles a
la fecha del estimado.
peque-
48
-
-
se puede observar, este valor de reservas involucomo
cra los factores geológicos y de
y por lo
reservorio,
tanto, definirá conjuntamente con la "Historia Productiva", el valor del ingreso.
Petróleo
Viene a ser el volumen de petróleo
Insitu%
existente en el
evaluado en condiciones de
reservorio
superficie.
Petróleo recuperable viene a ser el volumen de petróleo que se puede obtener del
mediante la
reservorio
perforación de los pozos. Este volumen viene a ser
una fracción del petróleo
dado por el factor de
y normalmente está
insitu
recuperacón.
La relación existente entre el factor de recuperación
y el
ha sido ampliamente discutido,
espaciamiento
notándose dos criterios:
Primero: El factor de recuperación es independiente
del
espaciamiento.
y
hicieron
un análisis de 27 yaci( )
Craze
Buckley
mientos cuyo mecanismo de impulsión fue el de gas en
solución, encontrando que el factor de recuperación
49
-
-
era independiente de la densidad de pozos, e incrementando como máximo 1.6% del petróleo recuperable sobre
un rango de
que variaban de 3 a 48
espaciamientos
acres.
Segundo: El factor de recuperación es afectado por el
espaciamiento.
Van
Vietti, Mullane, Thorntony
(3)
estuEverdinyen
,
diaron 103 yacimientos cuyos mecanismos de impulsión
fueron de gas disuelto y empuje pequeño de agua y una
de las conclusiones a la que llegaron es que existe
una relación entre el factor de recuperación y el
que dependerá de las propiedades
espaciamiento,
específicas de cada yacimiento en particular.
Presión
y
.
deArea
Drenaje
Cuando las características de la roca y las saturaciones de los fluidos son uniformes a través del
reservo-
larios
distribución de la presión para el flujo radial durante la vida productiva, originará una caída
de presión, entre un punto en el
(en el
reservorio
cual se mantienen las condiciones iniciales a las condiciones representativas del yacimiento) y el pozos la
cual irá aumentando conforme transcurra el tiempo.
50
-
-
Es deseable que este punto se encuentre equidistante
de los pozos; de tal modo que la caída de presión que
se origine en todo el
sea uniforme; permireservorio
tiendo que cada pozo tienda a drenar una porción igual
del
reservorio.
Si no hay flujo a través del límite
volu(reservorio
métrico), a medida que transcurre el tiempo, la caída
de presión es mayor debido al agotamiento de masa de
fluido del
Cuando un
reservorio.
tiene alta permeabilidad o se
reservorio
restringe la producción, la presión fluyente de fondo
es relativamente alta, resultando ésto en moderadas
caídas de presión en el
Si el
reservorio.
tiene baja permeabilidad o excesivo
reservorio
caudal de producción, la caída de presión es apreciablemente alta, disminuyendo la presión fluyente de
fondo.
En muchos pozos se tienen bajas presiones fluyentes,
debido al
(s),
darloadyacente a la boca del pozo cau-
sado por el lodo de perforación, fluidos no adecuados
de perforación, taponamiento de la formación por
51
-
-
arcillas o carbonatos. Para reducir este valor de
presión fluyente en la mayoría de los casos, se emestimulaciones
tales como ácidos,
plean
fracturamien-
to,
limpiezas
con alcohol, etc. Cuando se fractura
hidráulicamente, éste incrementa el valor de la permeabilidad cerca del pozo, así como la capacidad de
producción, originando una mayor caída de presión
reservorio
más lejano y el pozo.
entre el punto en el
Cada pozo drena un cierto volumen alrededor de él, este volumen es proporcional a su caudal de producción,
por lo tanto, la presión en cada punto del
reservorio
declinará con la misma velocidad, en ese momento cada
reservorio
estará perdiendo
unidad de volumen del
fluido a la misma velocidad.
Mattewhs
y
(4)
Russell
,
han desarrollado
métodos para
calcular este volumen de drenaje a través de pruebas
drawdown,
bajo condiciones de estado
donde demuestran que el volumen
semiestacionario,
poral por un
drenado
pozo, es proporcional a la producción total de los pozos, cuando se tiene una sola fase de compresibilidad
constante.
52
-
-
Interferencia entre Pozos
Cuando se perforan pozos a un
dado, el
espaciamiento
área de drenaje de cada pozo se irá incrementando
conforme transcurra el
en
algún momento estas
tiempo>
áreas se superpondrán ocasionando lo que se llama
interferencia entre pozos.
Este fenómeno de interferencia será mayor y en menor
tiempo, cuando el
altas
sea pequeño o tengamos
espaciamento
en la roca
permeabilidades
Es probable que cuando el
no se produzca este
reservorio.
sea muy grande
espaciamiento
en un tiempo muy prolonfonómeno,
gado, por lo cual podrían quedar áreas sin drenar y
sería necesario la perforación de pozos adicionales.
Con la finalidad de conocer el fenómeno de interferencia existe una prueba con el mismo nombre, cuyos principales objetivos son:
.
Proveer información acerca de la naturaleza sellante de las fallas.
.
Evaluar la continuidad del
.
Evaluar las características del yacimiento.
entre pozos.
reservorio
53-
-
Existen dos tipos de pruebas de presión entre pozos:
pruebas de interferencia y pruebas de pulso.
En las pruebas de interferencia un pozo es producido
por un largo período de tiempo, causando así una perturbación de presión a sus alrededores que puede ser
observado en un pozo cercano. El cambio de presión
observado, se usa para evaluar las características del
yacimiento.
En una prueba de pulso, un pozo activo es alternativamente abierto y cerrado a flujo constante por intervalos cortos de tiempo.
3.2
Descripción del Método Propuesto
El método propuesto considera los factores técnicos que se encuentran
a fin de obtener las dos variables finainteractuando,
les que intervienen en el
reservas recuperables y
espaciamiento,
curvas tipo de declinación.
Para la evaluación de las reservas debemos contar con información confiable de:
Tamaño y forma del yacimiento, continuidad, límites, espesor
de arena neta.
- 54 -
.
Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos.
•
Propiedades de los fluidos (po, Rs, 0).
La curva de declinación histórica está influenciada por todas
las propiedades anteriores y adicionalmente por las permeabilidades relativas, presiones capilares y la caída de presión que
se ha originado conforme transcurre el tiempo entre el pozo y el
punto extremo del cual se va drenando.
Debido a esta complejidad para evaluar el espaciamiento, es necesario realizar varias asunciones que nos permitirá simplificar
el método y realizar una evaluación confiable.
3.2.1
Asunciones y Datos Básicos
Asunciones:
.
Los cálculos para la determinación del espaciamiento
entre pozos para un yacimiento, como se presenta en
este estudio, ha sido limitado a reservorios de petróleo, teniendo únicamente el gas en solución como fuente de energía para la producción de petróleo desde el
reservorio.
.
No están considerados los efectos de drenaje gravitacional.
55
•
El
-
-
es un problema técnico -económico.
espaciamiento
Existe un cierto número de pozos que para ciertas condiciones dadas dan la máxima ganancia.
.
Existe un único número de pozos que satisface la solución de un problema, dadas las reservas y su variación
respecto al
y el tiempo de vida del proespaciamiento
yecto. Si el número de pozos calculado es modificado,
un cambio en la vida del proyecto ocurre necesariamente y la
.
es un problema de utilidad.
optimazión
El tipo de declinación puede ser cambiado (alterado)
por prácticas de producción, control de la producción,
control de
el
.
etc.
GOR,Por lo tanto, una reducción en
puede cambiar el tipo de declinación.
espaciamiento
La ley de
es
aplicable para presiones
Darcy
preferen-
extremadamente pequeñas y baja velocidad de
ciales
flujo en la formación.
.
El
es homogéneo y continuo (las fallas mereservorio
nores permiten el flujo de fluidos), con una permeabilidad uniforme.
56
.
-
-
Drenaje radial hacia el interior del diámetro del pofracturamiento.
El
zo, a pesar del
fracturamiento
permite una mayor producción inicial.
Datos Básicos
Los datos necesarios para evaluar el
espaciamiento
entre
pozos son:
•
Económicos
i
Tasa de descuento
WI
Inversión por pozo (tangible e intangible
L
Límite Económico
CB
CP
.
Costo Operativo Fijo y Variable
Precio de Venta del barril de petróleo
Reservorios
Reservas a recuperar durante la vida del proyecto,
para lo cual necesitamos conocer las propiedades de
los fluidos
(PVT),
las
propiedades de roca
K),(O,
tamaño y espesor de la roca
uniformidad.
reservorio
reservorio
57
-
-
Producción
.
Tipo de declinación de producción por la formación
(exponencial, hiperbólica, armónica).
-
Caudal inicial de producción.
-
Prácticas de producción que puedan variar el tipo
de declinación.
3.2.2
Modelo Propuesto
Se presentan dos diferentes alternativas que son aplicables a las operaciones Noroeste de Petróleos del Perú,
donde se encuentra ubicado el yacimiento Ballena, debido
a la interpretación geológica y a los cambios que ocurran
durante el desarrollo del campo.
(a)
Para propósitos de planificación, el
espaciamiento
es analizado como modelo matemático.
(b)
Durante el desarrollo del campo, el criterio de
es-
podría ser revisado en base a la ingepaciamiento
niería de
Esta revisión es realizada
reservorios.
cuanto más conocemos acerca de las características
del
reservorio.
En nuestro caso, se va a evaluar la alternativa (a).
58-
-
El método propuesto sigue el siguiente procedimiento:
(1)
Cálculo de las reservas
y reservas recuperainsitu
bles; en este caso mediante el método volumétrico.
(2)
Evaluación del factor hiperbólico (n), mediante el
ajuste de las curvas reales de producción de los
pozos de bloques vecinos a modelos matemáticos.
(3)
Cálculo del valor de la declinación.
La ecuación general de la declinación hiperbólica está
definida por:
o
q
q
=
(1
-1/n
(1)
n +b t)
donde:
caudal de producción en cualquier tiempo, t
inicial promedio,
qocaudal
=
Bls/día
b
declinación
inicial de producción
=
n
factor
hiperbólico
=
t
tiempo
=
La función q
q =(t), es una función continua para
cualquier valor de t
siendo sus
superior.
U.> Esta ecuación es hiperbólica
los ejes de coordenadas en su parte
asíntotas
- 59 -
Siendo una función continua, ella puede ser integrada,
por lo tantos
=
Producción Acumulada
t
=
q
f
0j
Np
o
- nb(-1/n+1)
)-1/n
t
lo
Efectuando tenemos:
Np =
go (1 +nbt
-1/n
(1 + n b t)
-1 /n+1
(1 + n b t)
= go
_ft
Np =
o
g
1 - (1 + n b t)
o
(1 -n)b
n-1
(2)
n
De la ecuación anterior podemos despejar t:
1 - (1 + n b t)
(1 + nbt)
t = 1
nb
n-1
n
Np b (1-n)
go
n-1
n
1(
1 - Np b (1-n) )
n-1
n
1 - Np b (1-n)
g
o
-1
(3)
go
De la ecuación (1) se puede evaluar el tiempo al límite
económico:
a
g
o
(1 + n b t) -1 /n
- 60 -
Despejando el valor de t obtenemos:
(1 + nbt)
1 /n
o
a
q
g
t =
n
cl
o)
-1
•a
1
En el tiempo de abandono
1
nb
[1
(
1 -
1
Np b
g
(1-n))
n
n-1
o
- Np b (1-n)
g
o
nb
(3) = (4)
1= 1
nb
1
-
n/n-1
q
o
a
q
1
1 - Np b (1-n)
g
=
1 -
o
b=
g
g
1
o
o
Np (1-n)
o
g
íga
n-1
n-1
ga
n-1
Para m pozos: b
O m
Np (1-n)
1
g
a
go)
- 61 -
Utilizando esta ecuación (6), evaluamos el valor de b,
para un número de pozos que asumimos, lo cual originará
una curva tipo para un espaciamiento dato.
(4) Obtención del pronóstico de producción:
Para este estudio se asumió lo siguiente:
.
El pozo es perforado y cementado en 30 días.
.
El pozo entra a producción continua a los 60 días
de haber sido cementado.
.
Se perfora el bloque con un sólo equipo, por lo
tanto, el pronóstico que se obtiene tiene la
siguiente forma:
o
Q
TIEMPO
De acuerdo a lo anterior, realizamos el programa
de perforación en el tiempo para la cantidad de
pozos asumida y realizamos el pronóstico de
producción para cada pozo, considerando un límite
de producción económico por pozo de 3 BOPU.
62
(5)
-
Obtención de Datos de Costos
Estos valores son estadísticos para cada rubro (perforafacilidades de producción, unidades
completación,
ción,
de bombeo, pozo seco), lo que permite un buen estimado.
En base al programa de perforación se distribuyen las
inversiones en los años que corresponden.
(6)
Una vez obtenidos todos los valores anteriores, se evalúa la rentabilidad del proyecto para cada caso.
el valor del VAN obtenidos en (6)
Graficamos
(7)
el
asumido, lo cual nos originará teóricamente
paciamiento
una curva del siguiente tipo:
z
ESPACIAMIENTO
En orden se determinará el
de acuerdo a
espaciamiento,
la combinación de la vida del proyecto, número de pozos que proporcionarían una rentabilidad aceptable de
la inversión; en ausencia de mayor información, se determina de acuerdo a los propósitos de planificación,
mantenimiento de presión o recuperación secundaria.
vs.
es-
- 63 -
4.
APLICACION DEL mETODO
El bloque en estudio, Bloque "A", comprende un área de 652 acres:
está dividido en 2 sub-bloques principales, uno con formaciones
superiores a la formación Mogollón como Ostrea-Echino-Hélico que son
formaciones
productiVas en el área y el otro sub-bloque cuyas
formaciones superiores están saturadas con agua de formación.
Para la aplicación del método se han seguido los pasos indicados en
3.2.2.
4.1
Evaluación de Reservas
Para la evaluación de las reservas recuperables, se ha utilizado
el método volumétrico, utilizando las siguientes consideraciones:
▪
Arena neta petrolífera preparado por el Dpto. de Geología de
Petróleos del Perú, de cuyo planimetreo se obtuvo un volumen
bruto de 66082 acre-pie (Area = 652 acres y h = 101').
.
Se ha considerado que las fallas menores no son sello, por lo
tanto, todo es un sólo reservorio volumétrico.
▪
Propiedades Petrofísicas y de Fluidos
Las propiedade petrofísicas utilizadas son:
Porosidad (0), %
Saturación de Agua (Sw), %
Permeabilidad (k), md
7
50
1
- 64 -
Las propiedades de los fluidos fueron evaluadas a través de
las siguientes correlaciones:
Pb
=
1
Rs
0.001 x yg x e
Rs
API 49.2109/T
= 0.0178 x yg x P
-5
1 + 1.1 x 10
1.187
/1 .3855
23.9310
e
°API/T
(T-60) * (°API/yg)
+ [4.67 x 10-4 + 1.337 x 10-9 (T-60) (°API/yg)]
-Presión inicial del resevorio, psi (a -6800')
-Temperatura del reservorio,
-Gravedad del petróleo,
°
F (a -6800')
API a 60°F
°
-Presión de saturación, psi
-
Factor de volumen de formación, BLS/STB (a 2842 psi)
-GOR de solución, SCF/STB (a 2842 psi
-Viscosidad del petróleo, cp (a 2842 psi)
-Salinidades del agua, ppm de ClNa
Utilizando estos valores tenemos:
Ni = 7758 x Vb x 0 x (1 - Sw)
í3o
Rs
2842
139
37
1634
1.229
500
0.72
10000
- 65 -
Ni = 7758 x 66082 x 0.07 x (1 - 0.5) = 14.6 MMSTB
El factor de recuperación se puede estimar mediante la
siguiente correlación del API:
FR = 41.815 x 0 x (1-Sw)
5o
Donde: k
=
md
u =
cp
0.1611
x k
ph
0.0979
x Sw
0.3722
x Pb
Pa
.1741
Con los valores anteriores, el valor calculado de FR es 10.4%.
En el área denominada EL ALTO, se ha evidenciado una relación
entre el factor de recuperación y el espaciamiento al cual
han sido desarrollados los diferentes bloques de la formación
Mogollón. Esto se puede observar en la Tabla N ° 1 y la
Figura N ° 15, de lo cual se ha obtenido la siguiente relacion:
-3
Log FR = 1.107 - 3.534 x 10
donde:
A
FR = Factor de Recuperación, (%)
A = Area, (Acres)
Utilizando esta relación, se han evaluado los factores de
recuperación para cada espacimiento asumido, completando el
- 66 -
cálculo del petróleo recuperable, mediante la siguiente
ecuación:
N
= N. x FR
lo cual se puede observar en la Tabla N ° 2.
El factor de recuperación, estimado mediante la correlación
API correspondería a un espaciamiento de 25 acres.
4.2
Caudal Inicial y Curvas Tipo de Producción
Para realizar un estudio del comportamiento de la formación
Mogollón fueron seleccionados cerca de 20 pozos que tienen
historia de los últimos 20 años.
Los datos de producción fueron graficados en papel semilogarítmico (producción vs. tiempo y producción vs. acumulado) para
realizar las curvas y determinar el régimen futuro de producción
(Figuras 9 al 14).
La formación Mogollón tiene una permeabilidad efectiva muy baja
y requiere
estimulación
(fracturamiento) para tener una
producción económica. Esta estimulación y otras propiedades del
reservorio son responsables de una severa declinación de la
producción en el inicio de la vida productiva de estos pozos.
- 67 -
Los pozos casi siempre exhiben declinación hiperbólica en los
primeros seis meses a dos años seguidos por una declinación
exponencial (Figura 16).
Consecuentemente, la evaluación de reservas en la vida inicial
de un pozo es extremadamente dificultosa.
La historia de producción real se ha ajustado mediante un
programa, que nos ha permitido definir la ecuación matemática
que estaría dado por:
q = q
o
(1 + n b t)l/n
donde el valor promedio de n = 0.87 para los pozos vecinos
estudiados y el valor de "b" promedio a aproximadamente 40 acres
de espaciamiento es de 64.3.
El ajuste obtenido entre la "curva tipo" y la historia real es
superior al 90% en la mayoría de los casos.
Para efectos del cálculo de las curvas pronóstico, las ecuaciones utilizadas fueron:
q = q
o
(1 + 0.87 b t) -1.15
(por pozo)
(A)
- 68 -
Np = 7.7 m g
o
1 - (1 + 0.87 b
-0.15
(B)
b
0.131
b= 7.7
( C)
Np x m
De la ecuación (C) con los siguientes valores:
g
= 21,000 Bls. primer año (58 BOPD promedio)
q
= Caudal en el límite económico 3 BOPD
o
a
Np
= Calculado en la Tabla N ° 2
Se evaluó el valor de "b" para m = 8, 9, 10 ..........
20
pozos, en función del espaciamiento. Los resultados se muestran
en la Tabla N ° 3.
Con los valores de declinación (b), factor hiperbólico (0.87), y
número de pozos, se realizó el pronóstico de producción, el cual
se puede ver en la Tabla N ° 4 y en la Figura 17 para los casos
donde se perforan 8 y 20 pozos.
Asímismo, en la Figura 18 se puede observar el pronóstico mes a
mes para el caso donde se perforen 11 pozos.
69-
-
Los valores de costos se han obtenido mediante promedios estadísticos
de pozos perforados en el área y que vienen a ser por pozo:
Tiempo total de perforación, días
Costo tangible,
Costo intangible,
30
158
MUS$
464
MUS$
TOTAL
622
Profundidad final del pozo, pies
Costo unidad de bombeo,
Pozo seco,
MUS$
MUS$
7500
1 25
500
De igual modo, que en el pronóstico, se ha considerado la inversión
de acuerdo al número de pozos perforados en el tiempo correspondiente, esto se puede observar en la Tabla N° 5 y en la Figura 19.
4.3
Economía
4.3.1 Definiciones
A continuación se indicarán algunas definiciones que permitirán visualizar el flujo de caja utilizado.
Un concepto fundamental en análisis económico es el valor del
dinero, es obvio que un Dólar que se recibirá dentro
- 71) -
de 1U años no tiene el mismo valor que un Dólar hoy, de
aquí viene el concepto de valor presente o valor actual.
Luego valor presente, como su nombre lo indica, es el valor actual (hoy día) de un ingreso futuro, matemáticamente se evalúa mediante:
VA = P x
1
(1 + i)n
Donde:
P = Es la cantidad a actualizar
i
= Tasa de interés anual a la cual se actualiza
n
= Número de períodos (arios, meses, días)
Bien Intangible.- Son todos aquellos gastos que no se
pueden depreciar, tales como sueldos, salarios,
mantenimiento de carreteras, lodo de perforación, pozo
seco.
Bien Tangible.- Son todos aquellos gastos que se pueden
depreciar, tales como costo del equipo en el pozo, casing
(a pesar que no se recupera), unidades de bombeo, líneas
de transporte, separadores, tratadores, tanques, etc.
- 71 -
Costo Fijo.- Son costos que no cambian cuando la
producción cambia o aún es retenido por un corto período
de tiempo. Incluye la parte prorrateada de costos de
oficina, investigación, seguros, etc.; estos costos se
miden normalmente en $ por unidad de tiempo.
Costo Variable.- Es el costo que se carga al barril de
petróleo y que dependen directamente de la producción de
dicho barril.
Depreciación.- Se aplica sólo a costos o bienes
tangibles. En teoría, la tasa anual se determina por el
desgaste, rotura u obsolescencia. Cada equipo tiene una
vida física esperada de cierto número de años.
Para nuestro caso se deprecian los bienes o costos
tangibles en función de las reservas.
4.3.2
Parámetros Económicos Utilizados
Los parámetros de evaluación económica utilizados para
los casos estudiados son los siguientes:
.
Precio del crudo (US$/B1.)
.
Gastos operativos
Gasto variable (US$/B1.)
20.00
0.07
- 72 -
Gasto fijo (MUS$/pozo-año)
4.95
•
Tasa impositiva (%)
4U.00
•
Tasa de descuento (%)
20.00
•
Facilidades de recolección
36.50 MUS$ por pozo
productor
Se ha asumido lo siguiente:
•
El precio del crudo es constante durante la vida del
proyecto.
.
Al hacer la economía en Dólares, consideramos la
inflación igual a cero.
.
Pronóstico de inversión, utilizando un equipo-año,
cuyo resultado se ve en la Tabla N ° 5.
4.3.3 Evaluaciones Económicas
Se efectuaron las evaluaciones económicas siguiendo el
procedimiento que a continuación se indica para cada caso:
(1)
(2)
(3)
(4)
AÑO PROD. Ibiu.B GO
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
INT. TAN
ID'
IVN
FE
(10)
FER
La columna (1) indica los años en los cuales se va a
realizar la evaluación económica.
•- 73 -
La columna (2) es un dato obtenido del pronóstico de
producción elaborado anteriormente, Tabla N ° 4.
La columna (3) = Ingreso Bruto = Producción (2) x precio
del crudo.
La columan (4) = Gastos Operativos = Producción (2) x
0.07 + 4.95.
La columna (5) = Intangibles = Dato, obtenido de la Tabla
N ° 5.
La columna (6) = Tangible
= Es el valor del total
tangible que se deprecia en función de las reservas de la
siguiente manera-.
TT x Producción (2)
Reservas
La columna (7) =
(Np)
Ingreso después de impuestos
Ingreso bruto (2)
- Gastos
operacionales (4) - Intangible
(5) - Tangibles (6) x 0.6.
- 74 -
La columna (8) = Inversión = dato obtenido de la Tabla
N ° 5, involucra todos los gastos realizados en el año.
= Intangibles + Tangibles + Unidades de Bombeo
+ Facilidades de producción.
La columna (9) =
Flujo efectivo
Ingreso después de impuesto (7)
- Inversión (8).
= Intangibles (5) + Tangibles (6)
La columna (10)
Flujo efectivo acumulado
= Flujo efectivo (9) x
1
(1 + i)n
donde: i = 20%
Este cálculo se realiza para cada año.
En la Tabla N ° 6 se puede observar la evaluación
realizada para m
= 10. El resultado final de las
evaluaciones se indica a continuación:
- 75 -
Número de Pozos
(rn.)
Espaciamiento
(Acres)
VAN (20%)
(MUS$)
Vida del Proyecto
(años)
8
81.5
590
27
9
72.4
617
26
10
65.2
404
25
11
59.3
382
24
12
54.3
312
23
13
50.2
248
22
14
46.6
165
21
15
43.5
23
20
16
40.8
-240
19
18
36.2
-802
17
20
32.6
-826
15
El Gráfico del espaciamiento vs. VAN al 20% se muestra en la
Figura N ° 20.
76
-
-
5. CONCLUSIONES
.
El método permite evaluar el
al cual debería desarroespaciamiento
llarse un yacimiento.
.
Este método puede ser aplicado a cualquier otro yacimiento; en el
cual se logre evaluar con razonable certeza las reservas y las curvas de producción típicas.
.
Para la formación Mogollón del bloque en estudio, el
espaciamiento
recomendable es de 55 acres, pudiendo variar entre 45 y 70.
.
En la formación Mogollón del área El Alto, el factor de recuperación
se incrementa a medida que el
se pueden drenar mejor los
disminuye, debido a que
espaciamiento
La declinación de la formareservorios.
ción Mogollón es de tipo hiperbólico al inicio de la vida productiva
y al final, de tipo exponencial.
.
El
es un problema técnico-económico; existe un número
espaciamiento
de pozos que satisface la solución de un caso, si se conoce la variación de las reservas con el
típico.
ductivo
y el comportamiento
espaciamiento
Si el número de pozos se modifica, necesariamente
ocurre un cambio en la vida del proyecto.
prc
77-
. Los parámetros más importantes en la determinación del espaciamiento, son las reservas recuperables y el caudal inicial
de
producción, los cuales están sometidos a una gran cantidad de
variables. Estos últimos están sujetos a la posibilidad
de
error; por lo que es necesario conocer la sensibilidad de estas variables.
.
Es necesario un buen estudio geológico que permita un
to
integral
de la estructura,
conocimien
estratigrafía,
con los cuales eva-
luar las propiedades espaciales del yacimiento.
.
En muchos yacimientos recién descubiertos, muchos de los datos
requeridos para el cálculo del
espaciamiento
por este método no
son fáciles de obtener, lo mismo sucede en yacimientos desarrollados que no cuentan con suficiente información; y debido a la
naturaleza y complejidad del
reservorio,
raras veces son deter-
minados. Por esta razón, los resultados obtenidos por este pro
cedimiento
no deberían ser considerados exactos, sino más bien
como una primera aproximación confiable del verdadero espaciamiento entre pozos para el yacimiento.
6. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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