capítulo ii análisis de los trabajos de reacondicionamiento

ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA Y PETRLEOS

ACTUALIZACIN DE LAS RESERVAS DE LA ARENA HOLLN DE UN CAMPO

X DEL ORIENTE ECUATORIANO

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIERO EN

PETRLEOS

ANDRS WASHINGTON RUIZ LPEZ

[email protected]

DIRECTOR: ING. GERARDO BARROS

[email protected]

Quito, Mayo 2011

II

DECLARACIN

Yo,Andrs Washington Ruiz Lpez, declaro bajo juramento que el trabajo aqu

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

grado o calificacin personal; yque he consultado las referencias bibliogrficas

que se incluyen en este documento.

A travs de la presente declaracin cedomis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politcnica Nacional, segn lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por

normatividad institucional vigente.

------------------------------------------

Andrs Washington Ruiz Lpez

III

CERTIFICACIN

Certifico que el siguiente trabajo fue desarrollado por Andrs Washington Ruiz

Lpez, bajo mi supervisin.

----------------------------------------

Ing. Gerardo Barros

DIRECTOR DEL PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

A DIOS y su hijo JESS, por haber derramado sus bendiciones sobre mi vida y

as poder cumplir esta meta tan anhelada.

A mis padres y hermanos, quienes han demostrado un apoyo incondicional en

todas las reas de mi vida.

A la Escuela Politcnica Nacional, que por medio de sus docentes aprend

valiosas lecciones.

Al ingeniero Gerardo Barros, por su tiempo y dedicacin en la direccin del

presente proyecto.

A los ingenieros Jos Tovar, Emilio Campos, FatinAbou, Miguel Angel Orozco y

Nidia Caraguay, por su experiencia y asesora tcnica brindada.

A Leslie, por ser mi amiga incondicional y ser mi soporte en la realizacin de esta

meta.

Andrs

V

DEDICATORIA

Al dueo de mi vida y Salvador, Jesucristo,

a Washington y Lucy, mis amados padres,

y a mis dos hermanos, Diego y Francisco.

Andrs

VI

CONTENIDO

DECLARACIN ..................................................................................................... II

CERTIFICACIN .................................................................................................. III

AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... IV

DEDICATORIA ....................................................................................................... V

CONTENIDO ......................................................................................................... VI

RESUMEN .......................................................................................................... XVI

PRESENTACIN ............................................................................................... XVII

CAPITULO I ........................................................................................................... 1

DESCRIPCIN DEL CAMPO Y CARACTERIZACIN DE LA ARENA................ 1

1.1 ANTECEDENTES ...................................................................................... 1

1.2 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS ......................................................... 2

1.2.1 POZOS PRODUCTORES .................................................................. 2

1.2.1.1 Sistemas de Produccin de los Pozos ............................................. 3

1.2.2 POZOS CERRADOS .......................................................................... 3

1.2.3 POZOS ABANDONADOS .................................................................. 4

1.3 UBICACIN ............................................................................................... 4

1.4 CARACTERSTICAS DEL CAMPO ........................................................... 5

1.4.1 ESTRUCTURA Y ESTRATIGRAFA ................................................... 5

1.4.2 GEOFSICA ........................................................................................ 7

1.5 DESCRIPCION DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES .................... 7

1.5.1 YACIMIENTO HOLLIN INFERIOR...................................................... 7

1.5.2 YACIMIENTO HOLLIN SUPERIOR .................................................... 7

1.5.3 TOPES Y BASES DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES ........... 8

1.6 PRODUCCIN DEL CAMPO PARA LA ARENA HOLLN ......................... 9

1.6.1 PRODUCCIN POR ESTACIONES ................................................. 12

VII

1.7 CARACTERIZACIN DE LA ARENA ...................................................... 13

1.7.1 POROSIDAD .................................................................................... 13

1.8 ANLISIS PVT ......................................................................................... 13

1.9 SALINIDAD MEDIANTE ANLISIS PVT ................................................. 15

1.10 RESISIVIDAD DEL AGUA ..................................................................... 15

1.11 REGISTROS ELCTRICOS CORRIDOS EN LOS POZOS .................. 15

1.11.1 IMPORTANCIA DE LOS REGISTROS ELCTRICOS ................... 15

1.11.2 REGISTROS DE DIMETROS....................................................... 16

1.11.2.1 Registro de dimetro de la mecha (Bit Size = BS) ....................... 16

1.11.2.2 Registro de calibracin (Caliper = Cali) ........................................ 16

1.11.3 REGISTROS ELCTRICOS ........................................................... 17

1.11.3.1 Potencial Espontneo (SP) .......................................................... 17

1.11.3.2 Resistividad (Resistivity) .............................................................. 18

1.11.3.2.1 Tipos de Perfiles de Resistividad .............................................. 18

1.11.4 REGISTROS RADIACTIVOS ......................................................... 19

1.11.4.1 Rayos Gamma (Gamma Ray = GR) ............................................ 19

1.11.5 REGISTROS DE POROSIDAD ...................................................... 19

1.11.5.1 Registro Neutrnico (CNL) ........................................................... 20

1.11.5.2 Registros de Densidad (FDC) ...................................................... 20

1.11.5.3 Registros Snicos (BHC) ............................................................. 21

1.12 VOLUMEN DE ARCILLA ....................................................................... 22

1.13 SATURACIN DE AGUA ...................................................................... 23

1.13.1 MODELOS PARA EL CLCULO DE LA SATURACIN DE AGUA

(Sw) ........................................................................................................... 24

1.13.1.1 Modelo de Archie ......................................................................... 24

1.13.1.2 Modelo de Simandoux (1963) ...................................................... 24

1.13.1.3 Modelo Schlumbeger (1975) ........................................................ 24

VIII

1.13.1.4 Modelo de Indonesia .................................................................... 25

1.14 SATURACIN DE PETRLEO ............................................................. 25

CAPTULO II ........................................................................................................ 27

ANLISIS DE LOS TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO REALIZADOS

EN LOS POZOS PERTENECIENTES A ESTE RESERVORIO .......................... 27

2.1 REACONDICIONAMIENTO Y RECOMPLETACIN ............................... 27

2.2 SERVICIOS A POZOS ............................................................................ 27

2.3 PROBLEMAS EN LOS POZOS ............................................................... 28

2.3.1 DISMINUCIN DE LA TASA DE PRODUCCIN ............................. 28

2.3.1.1 Baja presin ................................................................................... 28

2.3.1.2 Dao de formacin ......................................................................... 28

2.3.1.3 Taponamiento de tubera ............................................................... 29

2.3.1.4 Alta viscosidad del petrleo ........................................................... 29

2.3.1.5 Contrapresin sobre la formacin .................................................. 29

2.3.1.6 Inadecuado sistema de levantamiento artificial ............................. 29

2.3.2 ALTA PRODUCCIN DE AGUA ...................................................... 30

2.3.3 FALLAS MECNICAS EN LOS EQUIPOS ...................................... 30

2.4 IMPORTANCIA DEL REACONDICIONAMIENTO DE POZOS ............... 30

2.5 TIPOS DE REACONDICIONAMIENTO ................................................... 30

2.6 REACONDICIONAMIENTO TEMPORAL ................................................ 31

2.7 REACONDICIONAMIENTO PERMANENTE ........................................... 31

2.8 REPARACIONES .................................................................................... 31

2.8.1 REPARACIONES MAYORES .......................................................... 32

2.8.1.1 Principales trabajos con torre ........................................................ 32

2.8.1.1.1 Tcnica de cementacin forzada (Squeeze) ............................... 32

2.8.1.1.1.1 Descripcin de la tcnica ......................................................... 32

2.8.2 REPARACIONES MENORES .......................................................... 32

IX

2.8.2.1 Principales trabajos sin torre .......................................................... 33

2.9 ESTIMULACIN ...................................................................................... 33

2.9.1 ACIDIFICACIN ............................................................................... 33

2.9.1.1 Lavado acido ................................................................................. 34

2.9.1.2 Acidificacin de la matriz ............................................................... 34

2.9.1.3 Fracturamiento acido ..................................................................... 34

2.9.2 FRACTURAMIENTO HIDRULICO ................................................. 34

2.10 ANLISIS DE LOS TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO .......... 35

2.10.1 POZO - 83 ...................................................................................... 35

2.10.1.1 Trabajo de Reacondicionamiento # 1 (19-feb/1981) .................... 35

2.10.1.2 Trabajo de Reacondicionamiento # 2 (20-oct/1982) .................... 36

2.10.1.3 Trabajo de Reacondicionamiento # 3 (03-ago/1986) ................... 36

2.10.1.4 Trabajo de Reacondicionamiento # 4 (19-dic/1986) .................... 36

2.10.1.5 Trabajo de Reacondicionamiento # 5 (04-jun/1987) .................... 37



2.10.1.8 Trabajo de Reacondicionamiento # 8 (24-ago/2001) ................... 38

2.10.1.9 Trabajo de Reacondicionamiento # 9 (15-nov/2007) ................... 38

CAPTULO III ....................................................................................................... 46

PREDICCIN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION FUTURO DE LA

ARENA POR EL MTODO DE CURVAS DE DECLINACIN Y CLCULO DE

LAS RESERVAS REMANENTES DE LA ARENA ............................................. 46

3.1 COMPORTAMIENTO DE LOS POZOS DE PETRLEO ........................ 46

3.2 CURVAS DE DECLINACIN DE PRODUCCIN ................................... 46

3.2.1 MTODO DE LA CURVA TIPO ........................................................ 47

3.2.1.1 Curva Declinacin Exponencial ..................................................... 49

3.2.1.2 Curva Declinacin Hiperblica ....................................................... 50

X

3.2.1.3 Curva de Declinacin Armnica ..................................................... 51

3.3 FACTORES QUE AFECTAN LAS CURVAS DE DECLINACIN ............ 52

3.3.1 PROGRAMA DE MUESTREO Y MEDIDAS ..................................... 52

3.3.2 MEDICIN DE PRODUCCIN......................................................... 53

3.3.3 CAMBIOS EN LA PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS .................... 53

3.3.4 PROBLEMAS MECNICOS Y REDUCCIN DEL NDICE DE

PRODUCTIVIDAD ..................................................................................... 53

3.3.5 POZOS NUEVOS O REACTIVACIN DE POZOS EXISTENTES ... 53

3.3.6 PRODUCCIN INICIAL DE LOS POZOS ........................................ 54

3.4 ANLISIS E INTERPRETACIN DE RESULTADOS .............................. 54

3.5 CLCULO DE LA DECLINACIN (D) ..................................................... 55

3.6 CLCULO DE LAS RESERVAS REMANENTES DE LA ARENA HOLLN

....................................................................................................................... 62

3.6.1 DEFINICIN DE RESERVAS ........................................................... 62

3.6.1.1 Reservas Probadas ....................................................................... 63

3.6.1.1.1 Reservas Desarrolladas .............................................................. 63

3.6.1.1.1.1 Reservas Desarrolladas en Produccin ................................... 63

3.6.1.1.1.2 Reservas Desarrolladas en No Produccin ............................. 64

3.6.1.1.2 Reservas no desarrolladas ......................................................... 64

3.6.1.2 Reservas no probadas ................................................................... 64

3.6.1.2.1 Reservas probables .................................................................... 64

3.6.1.2.2 Reservas posibles ....................................................................... 65

3.6.3 Reservas remanentes ....................................................................... 65

3.7 TASA LMITE ECONMICO ................................................................... 65

3.8 ANLISIS E INTERPRETACIN DE RESULTADOS .............................. 66

3.9 CLCULO DE LAS RESERVAS DESARROLLADAS ............................. 66

3.10 CLCULO DE LAS RESERVAS NO DESARROLLADAS ..................... 76

XI

3.10.1 DETERMINACIN DE PUNTOS NUEVOS .................................... 79

3.10.2 CARACTERSTICAS PETROFSICAS DE LOS PUNTOS NUEVOS

................................................................................................................... 81

CAPTULO IV ....................................................................................................... 85

ACTUALIZACIN DEL FACTOR DE RECOBRO ............................................... 85

4.1 FACTOR DE RECOBRO ......................................................................... 85

4.1.1 FACTORES QUE AFECTAN AL FACTOR DE RECOBRO .............. 85

4.2 IMPORTANCIA DEL CLCULO DEL FACTOR DE RECOBRO.............. 86

4.3 CLCULO DEL FACTOR DE RECOBRO ............................................... 86

4.3.1 FACTOR DE RECOBRO OFICIAL ................................................... 86

4.3.2 FACTOR DE RECOBRO CALCULADO ........................................... 86

4.4 FACTOR DE RECOBRO CALCULADO DE LAS RESERVAS

DESARROLLADAS ....................................................................................... 87

4.5 FACTOR DE RECOBRO CALCULADO DE LAS RESERVAS NO

DESARROLLADAS ....................................................................................... 93

4.6 RESULTADOS OBTENIDOS .................................................................. 95

CAPTULO V ........................................................................................................ 97

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 97

5.1 CONCLUSIONES .................................................................................... 97

5.2 RECOMENDACIONES ............................................................................ 98

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS ................................................................... 100

GLOSARIO DE TERMINOS MENCIONADOS ................................................... 102

ANEXOS ............................................................................................................ 103

XII

INDICE DE TABLAS

Captulo I

Tabla 1.1: Estado Actual De Los Pozos De La Arena Holln .................................. 2

Tabla 1.2: Sistemas De Produccin De Los Pozos Activos En Holln .................... 3

Tabla 1.3: Caractersticas Generales Formacin Holln ......................................... 8

Tabla 1.4: Caractersticas Del Crudo ..................................................................... 8

Tabla 1.5: Topes y Bases ....................................................................................... 9

Tabla 1.6: Historial De Produccin Anual De Fluidos Para La Arena Holln ......... 11

Tabla 1.7: Produccin Acumulada Del Campo ..................................................... 12

Tabla 1.8: Produccin De Petrleo Por Estacin ................................................. 12

Tabla 1.9: Anlisis PVT ........................................................................................ 14

Tabla 1.10: Parmetros Petrofsicos Promedio .................................................... 15

Tabla 1.11: Parmetros Petrofsicos Promedio .................................................... 26

Captulo II

Tabla 2.1: Resumen De Los Trabajos De Reacondicionamiento Pozo 83 ........ 44

Captulo III

Tabla 3.1: Tipo De Declinacin ............................................................................ 49

Tabla 3.2: Pozos Vecinos ..................................................................................... 59

Tabla 3.3: Tabla De Resultados Declinacin (D) ............................................... 60

Tabla 3.4: Reservas De La Arena Holln .............................................................. 65

Tabla 3.5: Resumen De Las Reservas Calculadas Para Cada Pozo Activo De La

Arena Holln ................................................................................................... 69

Tabla 3.6 Reservas Para La Arena Holln (Reservas Desarrolladas) ................... 71

Tabla 3.7: Petrleo Acumulado Para Pozos No Activos En La Arena Holln ........ 72

Tabla 3.8: Petrleo Acumulado Total De Los Pozos No Activos .......................... 75

Tabla 3.9: Acumulado De Petrleo Para Cada Punto Nuevo (Reservas No

Desarrolladas) ............................................................................................... 82

Tabla 3.10: Reservas Remanentes Totales (Reservas No Desarrolladas) .......... 83

Tabla 3.11: Reservas Remanentes Totales De La Arena .................................... 84

XIII

Captulo IV

Tabla 4.1: Factor De Recobro Oficial ................................................................... 86

Tabla 4.2: Fraccin Recuperada Por De Las Reservas Desarrolladas ................ 88

Tabla 4.3: Factor De Recobro De Las Reservas No Desarrolladas ..................... 94

Tabla 4.4: Factor De Recobro Total ..................................................................... 95

Tabla 4.5: Comparacin Del Factor De Recobro Oficial Con El Factor De Recobro

Calculado ....................................................................................................... 96

XIV

NDICE DE FIGURAS

Captulo I

Figura 1.1: Mapa De Ubicacin Del Campo X ........................................................ 4

Figura 1.2: Mapa Del rea Del Campo X ............................................................... 5

Figura 1.3: Columna Estratigrfica De La Cuenca Oriente .................................... 6

Figura 1.4: Perfil De Produccin Del Campo Para La Arena Holln ...................... 10

Figura 1.5: Curvas De Los Registros De BS, CALI .............................................. 17

Figura 1.6: Curvas De Los Registros De SP, ILD, ILM, MSFL, NPHI, RHOB ...... 22

Captulo II

Figura 2.1: Completacin Inicial (Pozo 83) ........................................................ 39

Figura 2.2: Trabajo De Reacondicionamiento # 2 (Pozo 83) ............................. 40




Captulo III

Figura 3.1: Curvas Tipos De Fetkovich (Qo Vs. t) .............................................. 48

Figura 3.2: Anlisis Con Las Curvas Tipo De Fetkovich ...................................... 55

Figura 3.3: Comportamiento Productivo Pozo 18 .............................................. 56

Figura 3.4: Comportamiento Productivo Pozo 31 .............................................. 57

Figura 3.5: Comportamiento Productivo Pozo 106 ............................................ 58

Figura 3.6: Mapa De Acumulado De Petrleo Para La Arena Holln .................... 77

Figura 3.7: Mapa De Ih (ndice De Hidrocarburos) ............................................... 78

Figura 3.8: Mapa De Ubicacin De Los Pozos Y Determinacin De Puntos Nuevos

Drenaje .......................................................................................................... 80

XV

NDICE DE ANEXOS

Captulo II

Anexo 2.1: Resumen De Los Trabajos De Reacondicionamiento De Los Pozos

.......................................................................................................................... .104

Captulo II

Anexo 3.1: Comportamiento Productivo De Los Pozos Activos En Holln .......... 120

Anexo 3.2: Corte De Agua Vs. Np ...................................................................... 135

Anexo 3.3: Mapa De Contorno De La Arena Holln ............................................ 137

XVI

RESUMEN

El presente proyecto de titulacin ACTUALIZACIN DE LAS RESERVAS DE LA

ARENA HOLLN DE UN CAMPO X DEL ORIENTE ECUATORIANO tiene como

objetivo determinar las reservas remanentes del campo mediante la utilizacin del

mtodo de curvas de declinacin, considerando las condiciones actuales de cada

pozo y los trabajos de reacondicionamiento realizados en los pozos, informacin

proporcionada por el departamento de Yacimientos de la empresa. Este anlisis

se desarrollar en 5 fases o captulos.

En el primer captulo, se presenta la informacin general del campo, en la que se

hace referencia a su ubicacin geogrfica, breve resea histrica, historial de

produccin para el campo, estado actual del mismo y tambin se presentan los

parmetros petrofsicos para la arena Holln.

En el segundo captulo se hace un anlisis de los trabajos de

reacondicionamiento realizados en los pozos activos en la arena Holln. La

identificacin de los eventos realizados en los pozos nos ayuda a seleccionar el

periodo ms representativo para su posterior declinacin.

En el tercer captulo, se hace el anlisis en base a las reservas desarrolladas y

no desarrolladas. En las reservas desarrolladas, una vez seleccionado el periodo

para declinar, se hace el clculo del valor de la declinacin por pozo y

posteriormente el clculo de las reservas remanentes por pozo. En las reservas

no desarrolladas se presentan mapas de tendencias que nos ayudan a ubicar

nuevos puntos de drenaje y as poder cuantificar sus reservas.

En el cuarto captulo, se presenta el resultado de la actualizacin del factor de

recobro mediante el presente proyecto.

Por ltimo, en el quinto captulo, se presentan las conclusiones y

recomendaciones del estudio.

XVII

PRESENTACIN

Previo al desarrollo del presente trabajo es importante sealar que por motivos de

confidencialidad de la empresa, no se puede mencionar el nombre del campo ni

todos aquellos datos, mapas o coordenadas que la empresa por seguridad

considere como confidencial, por lo tanto no pueden ser divulgados pblicamente.

El presente estudio se enfoca en el clculo de las reservas remanentes de la

Arena Holln, ya que la posterior produccin de estas reservas es la base del

desarrollo sostenible de todos los ecuatorianos, es imprescindible conocer el

comportamiento productivo de sus pozos.

CAPITULO I

DESCRIPCIN DEL CAMPO Y CARACTERIZACIN DE LA

ARENA

1.1 ANTECEDENTES

El Campo X fue descubierto en el aode 1969 con la perforacin de un pozo

exploratorio, el cual lleg a alcanzar una profundidad total de 10160 pies

(penetrando 39 pies de la Formacin Pre-Cretcica CHAPIZA), obteniendo una

produccin inicial de 1328 BPPD de un petrleo de 29.9API y un corte de agua

de 0.1% de Holln Inferior. El contacto agua petrleo (CAP) se encontr a una

profundidad promedio de 9040 pies.

Los pozos de este campo en su mayora son verticales, que fueron perforados

desde 1969, completados y puestos en produccin para el ao de1972. Estos

pozos producen de las formaciones Holln, Napo y Tena, siendo Holln la arena

que ms aporta por su fuerte acufero de fondo.

Como parte de las facilidades de produccin, este campo cuenta con varios

tanques de almacenamiento de crudo, separadores de produccin, sistemas de

reinyeccin de agua y sistemas contraincendios. Adems cuenta con unidades de

bombeo hidrulico, plantas de generacin elctrica, un sistema de lneas de flujo

que transportan el petrleo desde los pozos a las estaciones.

Este campo cuenta con los reservorios: Basal Tena, Caliza M-2, U, T, Holln

Superior y Holln Inferior, siendo estos dos ltimos objeto del presente estudio. El

promedio dela presin inicial para la arena Holln fue de 4450 psi, actualmente

tenemos una presin promedio de 3300 psi para Holln superior y 4100 psi para

Holln inferior.

Las diferentes profundidades a las que estn ubicados los yacimientos hacen que

este campo sea una zona valiosa para la extraccin de crudo, por lo que a la hora

2

de determinar la zona productora, el ingeniero puede evaluar si produce de Holln

Superior o Inferior, si conviene sacar crudo de Basal Tena o Caliza M-2, o lo

extrae de la formacin Napo U o T.

1.2 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS

A Diciembre del 2009 se han perforado ms de 200 pozos en el campo, de los

cules 178 presentan produccin en Holln. De estos 178 pozos, en la actualidad

solo 60 pozos se encuentran activos en Holln segn el informede la Prueba de

Pozos realizada al Enero del 2010.

Tabla 1.1: Estado actual de los pozos de la Arena Holln

ESTADO # DE POZOS

PRODUCTORES 60

INYECTORES 0

* REINYECTORES 7

ABANDONADOS 10

CERRADOS 101

TOTAL 178

Fuente: Archivo Tcnico de la Empresa. Departamento de Yacimientos.

Elaborado por: Andrs Ruiz L.

* Es importante sealar que el agua producida es reinyectada a la formacin

Tiyuyacu y Orteguaza.

1.2.1 POZOS PRODUCTORES

Son pozos que se encuentran produciendo hasta la fecha cantidades comerciales

de hidrocarburos. Se consideran buenos pozos productores aquellos que son

econmicamente rentables de producirlos, es decir, que su costo de produccin

sea menor que los ingresos generados.

3

1.2.1.1 Sistemas de Produccin de los Pozos

Los fluidos de un yacimiento entran a los pozos impulsados por la presin a la que

estn sometidos en el mismo. Si esta presin es suficiente, el pozo produce por

flujo natural, pero en la mayora de los casos este flujo natural decrece y el pozo

deja de producir cantidades de hidrocarburo econmicamente rentables.

Para proseguir con la extraccin se procede a la utilizacin de mtodos artificiales

de bombeo, tales como:

Bombeo Hidrulico

Bombeo Electrosumergible

Tabla 1.2: Sistemas de Produccin de los Pozos Activos en Holln

SISTEMAS DE PRODUCCIN # DE POZOS

FLUJO NATURAL (FN) 4

BOMBEO TIPO PISTN (HP) 7

BOMBEO TIPO JET (HJ) 25

BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE (BES) 24

TOTAL 60



1.2.2 POZOS CERRADOS

Un pozo es cerrado cuando la produccin de petrleo es insuficiente, cuando

existe una alta produccin de agua o cuando definitivamente ya no hay reservas.

Tambin se puede interrumpir la produccin de un pozo para realizar operaciones

de reparacin y mantenimiento.

1.2.3 POZOS ABANDONADOS

Son pozos quefueron abandonados por

abandona un pozo cuando existen atascamiento de herramientas o tubera.

1.3 UBICACIN

El campo X se encuentra ubicado en la provincia de Francisco de Orellana al

Nororiente de la regin Amaznica del Ecuador, situad

coordenadas: 001100 a 002130 Latitud Sur y 764940 a 765416 Longitud

Oeste.

Figura 1.1:

Fuente: www.zonu.com/ecuador_mapas/Mapa_Provincia_Orellana_Ecuador.htm

POZOS ABANDONADOS

quefueron abandonados por problemas irreparables. Por lo general se



Nororiente de la regin Amaznica del Ecuador, situado dentro de las


Figura 1.1: Mapa de Ubicacin del Campo X

www.zonu.com/ecuador_mapas/Mapa_Provincia_Orellana_Ecuador.htm


4

irreparables. Por lo general se



o dentro de las


www.zonu.com/ecuador_mapas/Mapa_Provincia_Orellana_Ecuador.htm

Figura 1.2:


1.4 CARACTERSTICAS DEL CAMPO

1.4.1 ESTRUCTURA Y ESTRATIGRAFA

Estructuralmente constituye un anticlinal asimtrico de bajo relieve fallado al

Oeste, con su eje principal en direccin

cierre vertical contra la pendiente regional de la cuenca. El Campo se encuentra

cortado por una falla que se origina en

reactiv en ms de una o

sedimentos. Esta falla llega hasta la caliza M

Formacin Holln de 10 a 35 pies al Norte, en el centro del Campo 10

Sur de 20 a 35 pies.

Figura 1.2: Mapa del rea del Campo X

Archivo Tcnico de la Empresa. Departamento de Yacimientos.

CARACTERSTICAS DEL CAMPO

Y ESTRATIGRAFA


cipal en direccin NE SO y su eje secundario bajo un


cortado por una falla que se origina en el basamento, que posiblemente

en ms de una ocasin y que tambin control la deposicin de los

sta falla llega hasta la caliza M-2 con un salto de falla al nivel de la

Formacin Holln de 10 a 35 pies al Norte, en el centro del Campo 10

5



SO y su eje secundario bajo un


el basamento, que posiblemente se

deposicin de los

2 con un salto de falla al nivel de la

Formacin Holln de 10 a 35 pies al Norte, en el centro del Campo 100 pies y al

Los principales yacimientos productores del Campo son Holln, Napo T, Napo U y

Basal Tena, los que se encuentran a profundidades promedio de 8975, 8765,

8530 y 7800 pies respectivamente.

Figura 1.3: Columna E

Fuente: Departamento de Yacimientos.

cimientos productores del Campo son Holln, Napo T, Napo U y


8530 y 7800 pies respectivamente.

Columna Estratigrfica de la Cuenca Oriente

Departamento de Yacimientos. Petroproduccin.

6

cimientos productores del Campo son Holln, Napo T, Napo U y


tratigrfica de la Cuenca Oriente

Petroproduccin.

7

1.4.2 GEOFSICA

La interpretacin de la ssmica 3D permiti identificar al reflector Caliza-B como

el ms estable, y por ser el ms cercano a los reservorios se lo utiliz como el

horizonte gua. Se identificaron tambin fallamientos inversos de alto grado, es

decir que el techo de la estructura se ubica al este de la falla.

La falla del borde del graben, estara separada por rampas laterales asociadas a

la extensin de la falla del borde. Las mismas debieron influir en la sedimentacin

y en la formacin de altos y bajos que son paralelos a las fallas o rampas

laterales. Estos altos y bajos estructurales controlaron la depositacin de las

facies y de los espesores totales. Esto es evidenciado por la presencia de

lineamientos orientados en sentido noroeste - sureste al extraer los mapas de

amplitudes de los reflectores ssmicos.

Inicialmente se estim un riesgo geolgico que vara entre 59.84 % y 74.78 % en

los prospectos exploratorios.

1.5 DESCRIPCION DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES

1.5.1 YACIMIENTO HOLLIN INFERIOR

De edad Cretcica Inferior,es una arenisca cuarzosa que va de clara a blanca, de

grano medio a gruesocon niveles limosos y arcillosos por lo que tiene una

porosidad de alrededorde 18%, una permeabilidad de 500mD, una salinidad de

500 a 1200 ppm deNaCl. Su espesor promedio saturado vara de 30 a 110 pies,

una presin de saturacin de 78 psi, unGOR de produccin de 35 scf/STB, un API

promedio de 27.1, unaviscosidad de 2.9 cP a condiciones de saturacin de

presin.

1.5.2 YACIMIENTO HOLLIN SUPERIOR

Es una arenisca cuarzosa glaucontica, con cemento silceo, de grano fino amedio

con una porosidad de alrededor de 14%, una permeabilidad de 70mD, una

salinidad de 700 a 4200 ppm de NaCl. Su espesor vara de 30 a 70 pies, un GOR

8

de produccin de 124scf/STB, un API promedio de 27, una viscosidad de 1.6 cP

a condiciones de presin.

Tabla 1.3: Caractersticas Generales Formacin Holln

ARENA Ho (pies) (%) Sw (%)

HI 30 110 16 18 30 34

HS 30 70 12 14 45 48

Fuente: La Cuenca Oriente: Geologa y Petrleo, Baby P., Rivadeneira M.,

Barragn R.


Las caractersticas del crudo se encuentran resumidas en la siguiente tabla:

Tabla 1.4: Caractersticas del Crudo

ARENA GRAVEDAD

(API)

PORCENTAJE

DE AZUFRE (%)

VISCOSIDAD

@ Pb (cP) Pb (psia)

Holln 27 29 0,4 1,10 1,6 2,9 70 80

Fuente: La Cuenca Oriente: Geologa y Petrleo, Baby P., Rivadeneira M.,

Barragn R.


Estas caractersticas son un indicativo del tipo de hidrocarburo presente en los

yacimientos.

1.5.3 TOPES Y BASES DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES

Despus de promediar los topes y bases de cada uno de los pozos se obtuvieron

los siguientes valores:

9

Tabla 1.5: Topes y Bases

YACIMIENTO TOPES BASES

Holln Superior 9890 9911

Holln Inferior 9930 10220


1.6 PRODUCCIN DEL CAMPO PARA LA ARENA HOLLN

El campo inicia su actividad en el mes de julio de 1972 con una produccin

promedio para la arena Holln de 23372BPPD, 469 BAPD y un corte de agua de

1,96%. sta produccin corresponde a 41 pozos productores de la arena en este

mes. Para Diciembre del mismo ao se obtuvo una produccin promedio de

90401 BPPD, 7596 BAPD y un corte de agua de 7,75 %.

Para Diciembre de 1973 se incrementaron 13 pozos obtenindose una produccin

promedio de 76450 BPPD y 32859 BAPD. El corte de agua increment a 30.06 %,

valor considerable comparado con el ao anterior.

Para los siguientes 6 aos la produccin de petrleo tiende a mantenerse entre un

rango de 45000 BPPD y el incremento de agua es notorio llegando a producir

hasta 44000 BPPD lo que implica un corte de agua de alrededor de 52 %.

Para los aos de 1980 y 1981 se obtuvo como promedio una produccin de

petrleo de 40100 BPPD con un corte de agua promedio de 54%.

Desde esta fecha hasta el ao de 1994 la cantidad de petrleo producida no vari

considerablemente con una produccin promedio de 38000 BPPD.La produccin

promedio de agua para este intervalo de tiempo fue de 25418 BAPD. El corte de

agua vara entre 42 % y 38 %.

Para los siguientes aos la produccin de petrleo ha disminuido, en

consecuencia, para el mes de Mayo del 2003 se obtuvo la mnima cantidad de

petrleo producida que se ha registrado con un valor promedio de 12747 BPPD.

Durante los ltimos aos la produccin de petrleo se ha mantenido en un rango

promedio de 21000 BPPD y un corte de agua de 61 %.

La presencia de un activo acufero de fondo en l

de agua sea elevado.

Figura 1.4: Perfil de Produccin del Campo para la Arena Holln


Como se puede observar en la figura anterior el campo tuvo su pico

produccin en el mes de Noviembre de 1972 con una produccin promedio de

100503 BPPD.

La tabla 1.6 muestra el historial de produccin del campo para la arena Holln.


promedio de 21000 BPPD y un corte de agua de 61 %.

La presencia de un activo acufero de fondo en la arena Holln hace que el corte

Perfil de Produccin del Campo para la Arena Holln


Como se puede observar en la figura anterior el campo tuvo su pico


muestra el historial de produccin del campo para la arena Holln.

10


a arena Holln hace que el corte

Perfil de Produccin del Campo para la Arena Holln


Como se puede observar en la figura anterior el campo tuvo su pico mximo de


muestra el historial de produccin del campo para la arena Holln.

11

Tabla 1.6: Historial de Produccin Anual de Fluidos para la Arena Holln

AOS PETRLEO (BPPD)

AGUA (BAPD)

FLUIDO (BFPD)

BSW (%)

1972 71864,44 3604,10 75468,54 4,78 1973 75115,86 18479,65 93595,51 19,74 1974 54418,03 26754,40 81172,43 32,96 1975 39689,55 27955,30 67644,85 41,33 1976 44517,58 43517,68 88035,26 49,43 1977 40464,71 42466,66 82931,36 51,21 1978 40439,45 44472,11 84911,56 52,37 1979 40579,73 52165,02 92744,75 56,25 1980 40073,01 44166,74 84239,75 52,43 1981 40127,51 51807,57 91935,08 56,35 1982 38935,15 48410,30 87345,45 55,42 1983 39761,22 38746,35 78507,57 49,35 1984 41946,47 35532,34 77478,80 45,86 1985 41038,12 28862,77 69900,89 41,29 1986 38981,11 20734,55 59715,66 34,72 1987 19887,40 6832,94 26720,34 25,57 1988 38217,65 12991,96 51209,60 25,37 1989 36323,87 14532,85 50856,72 28,58 1990 36336,99 18786,87 55123,86 34,08 1991 34791,69 21788,44 56580,13 38,51 1992 35941,47 27715,21 63656,67 43,54 1993 36292,76 28678,71 64971,47 44,14 1994 34003,56 26825,44 60829,00 44,10 1995 30617,13 23732,64 54349,77 43,67 1996 27715,09 20827,92 48543,01 42,91 1997 25222,08 21117,73 46339,81 45,57 1998 22925,58 20928,13 43853,71 47,72 1999 20904,84 21679,45 42584,28 50,91 2000 19939,32 21874,75 41814,07 52,31 2001 21619,50 26397,11 48016,61 54,97 2002 19934,36 31404,44 51338,80 61,17 2003 16126,87 30808,08 46934,95 65,64 2004 16197,20 32991,01 49188,21 67,07 2005 16835,73 30198,39 47034,12 64,21 2006 17820,35 27227,35 45047,71 60,44 2007 18205,18 23769,27 41974,45 56,63 2008 20247,57 33950,64 54198,21 62,64 2009 23173,07 38120,08 61293,15 62,19


12

En la tabla 1.7 se muestra la produccin acumulada de petrleo y agua para la

arena Holln hasta Diciembre del 2008, informacin correspondiente al informe

oficial del mismo ao, y partir de esta a Diciembre del 2009.

Tabla 1.7: Produccin Acumulada del Campo

FECHA YACIMIENTO PETRLEO AGUA (BBLS)

Jul 1972 - Dic 2008 HOLLIN

444,189,086,49 382,818,125,55

Dic 2008 - Dic 2009 8,177,408 13,748,142

TOTAL 452,366,494,49 396,566,267,55



1.6.1 PRODUCCIN POR ESTACIONES

Tenemos 4 estaciones distribuidas a lo largo del campo, estas son:

Estacin Inferior 1

Estacin Inferior 2

Estacin Superior 1

Estacin Superior 2

La tabla 1.8 contiene la informacin de la produccin de petrleo por estacin

segn el informede la Prueba de Pozos realizada a Enero del 2010.

Tabla 1.8: Produccin de Petrleo por Estacin

ESTACION PETRLEO (BPPD) BSW (%)

INFERIOR 1 6.506 58,94

INFERIOR 2 1.216 51,82

SUPERIOR 1 5.886 67,17

SUPERIOR 2 8.576 58,25

TOTAL 22.184 59,05


13

1.7 CARACTERIZACIN DE LA ARENA

La determinacin de las propiedades de roca y fluido y su variabilidad a lo largo

de la vida de un yacimiento de petrleo es indispensable para cualquier

estimacin de su comportamiento en un momento dado.

Las caractersticas fsicas de las rocas reservorio son las que permiten almacenar

fluidos y que estos fluyan a travs de la roca. Las principales propiedades de

inters son la porosidad y permeabilidad

1.7.1 POROSIDAD

La porosidad se define como la relacin entre el volumen poroso y el volumen

totalde la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad).1

Matemticamente expresada por la siguiente ecuacin:

Ec. 1.1

Donde:

Vp= Volumen poroso

Vt= Volumen total

1.7.2 PERMEABILIDAD

Se define como la capacidad que tiene la roca para permitir el paso de fluidos a

travs de ella, generalmente expresada en Darcies o milidarcies.

1.8 ANLISIS PVT

1Fundamentos de Ingeniera de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

14

En todo estudio de ingeniera de yacimientos es requisito indispensable contar

con las propiedades tanto de los fluidos como de la roca, lo cual implica que la

toma de muestras de fluido y ncleos debe realizarse en la etapa inicial del

desarrollo de un campo.

El principal propsito del muestreo es obtener las caractersticas de los fluidos del

yacimiento, las cuales se obtienen en el laboratorio por medio de los estudios o

anlisis PVT. Estos estudios son absolutamente necesarios para llevar a cabo

toda la actividad de ingeniera de yacimientos.

En la Tabla1.9se muestra los datos promedios correspondientes a las arena

Holln, estos datos fueron obtenidos de estudios PVT disponibles.

Tabla 1.9: Anlisis PVT

PROPIEDADES Holln

Pi (psia) 4450

Pb (psia) 70 80

Boi(bbls/BF) 1.1124

Bob(bbls/BF) 1.1625

Coi (1/psia *10-6) 6.15

RGP (stcft/stb) 28

API 27.8

T (F) 209

o @ Pb(cP) 2,99

o(gr/cm3) 55,086



15

1.9 SALINIDAD MEDIANTE ANLISIS PVT

Los datos de salinidad fueron obtenidos de pruebas PVT ya disponibles para la

arena Holln, sin embargo del informe de laboratorio podemos apreciar que los

valores de salinidad de Holln Superior y Holln Inferior son muy diferentes.

1.10 RESISIVIDAD DEL AGUA

Con las salinidades de cada formacin y temperatura se obtiene la resistividad del

agua mediante la utilizacin de la Carta GEN-9. 2

La tabla 1.10 muestra los valores de salinidad y resistividad del agua para cada

formacin.

Tabla 1.10: Parmetros Petrofsicos Promedio

ARENA Salinidad

(ppm) Rw (ohm - m)

Hs 4806 0,423 @ 209 F

Hi 1200 1,58 @ 209 F



1.11 REGISTROS ELCTRICOS CORRIDOS EN LOS POZOS

1.11.1 IMPORTANCIA DE LOS REGISTROS ELCTRICOS

Es importante establecer la definicin de cada registro para entender la

informacin que se puede extraer de cada uno, es decir, teniendo en cuenta la

informacin que suministran ser la utilidad que tengan.

2 Cartas de Interpretacin de Registros de Pozo - Schlumberger

16

El propsito de tomar registros elctricos en los pozos es obtener informacin

grfica de una o ms propiedades fsicas y qumicas de las formaciones

geolgicas que se encuentran durante la perforacin.

1.11.2 REGISTROS DE DIMETROS

Proporcionan informacin acerca de las condiciones del hoyo.

1.11.2.1 Registro de dimetro de la mecha (Bit Size = BS)

Esta curva indica el dimetro de las mechas que se utilizaron durante toda la

perforacin.

1.11.2.2 Registro de calibracin (Caliper = Cali)

El Caliper es una herramienta que mide el dimetro del pozo. Si el dimetro del

hoyo es menor que el dimetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas

expansivas o que se form unacostra de lodo.

En la figura 1.5 podemos observar las curvas generadas por el registro de

dimetro de la mecha y el caliper.

Figura 1.5:


1.11.3 REGISTROS ELCTRICOS

Proporcionan informacin acerca de las propiedades elctricas de las rocas.

1.11.3.1 Potencial Espontneo

BS

CALI

Figura 1.5: Curvas de los Registros de BS, CALI

Tcnico de la Empresa. Departamento de Yacimientos.

REGISTROS ELCTRICOS


spontneo (SP)

17

Curvas de los Registros de BS, CALI

Tcnico de la Empresa. Departamento de Yacimientos.


18

Es un registro de diferencia de potencial de un electrodo mvil en el pozo y un

electrodo fijo en superficie en funcin de su profundidad. Es originado por el

contacto de dos fluidos de diferentes salinidades (fluidos de perforacin y fluidos

de formacin).

El SP tiende a seguir una lnea recta en la lnea base lutita, mientras que en

formaciones permeables la curva del SP se desva de la lnea base lutita.3

1.11.3.2 Resistividad (Resistivity)

La resistividad es la capacidad que tienen las rocas de oponerse al paso de

corriente elctrica inducida y es el inverso de la conductividad.

Este registro proporciona evidencias del contenido de fluidos en las rocas. Si los

poros de una formacin contienen agua salada presentar alta conductividad y

por lo tanto la resistividad ser baja, pero si estn llenos de petrleo o gas

presentar baja conductividad y por lo tanto la resistividad ser alta.

1.11.3.2.1 Tipos de Perfiles de Resistividad

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Laterolog) y el

Perfil de Induccin (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos

(lodo salado) y el perfil de induccin se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o

base aceite).

Dentro de los perfiles laterales tenemos:

a) MSFL = MicrosphericLaterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0). Lee la

resistividad de la zona lavada (Rxo).

b) MLL = LLM = Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0)

c) SLL = LLS = SomericLaterolog. Para profundidades someras (0.5 y 1.5)

d) DLL = LLD = DeepLaterolog. Para profundidades de ms de 3.0. Miden

resistividad de la formacin (Rt).

3 Evaluacin de Registros Elctricos Ing. Ral Valencia

19

Dentro de los perfiles de induccin tenemos:

a) SFL = SphericalInduction Log. Para profundidades someras (0.5 1.5).

Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo).

b) MIL = LIM = Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 3.0)

c) DIL = ILD = DeepInduction Log. Para profundidades de ms de 3.0. Miden

la resistividad de la formacin (Rt).

Estos registros se leen de izquierda a derecha en escala logartmica, siendo su

unidad de medida el ohm-m, con un rango de valores que va desde 0.2 hasta

2000 ohm-m.

Los registros de resistividad, tambin se utiliza para estimar contactos agua

petrleo, para calcular la resistividad del agua de formacin (Rw) y la resistividad

verdadera de la formacin (Rt).

1.11.4 REGISTROS RADIACTIVOS

Proporcionan informacin acerca de las propiedades radiactivas de las rocas.

1.11.4.1 Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)

Se basa en la medicin de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen

las rocas, mientras mayor es el contenido de arcilla de las rocas mayor es la

emisin de GR de las mismas.

Este registro ayuda a diferenciar litologas porosas de no porosas.La unidad de

medida es en grados API, con un rango de valores que generalmente va de 0 a

300 API.

1.11.5 REGISTROS DE POROSIDAD

Son los mejores perfiles para detectar y delimitar los yacimientos de gas,

proporcionando informacin acerca de la porosidad del yacimiento.

20

1.11.5.1 Registro Neutrnico (CNL)

Este registro sirve para estimar la porosidad neutrnica de las rocas (NPHI), si el

registro neutrnico es alto indica alto ndice de neutrones y si es bajo indica bajo

ndice de neutrones.

Se lee de derecha a izquierda, siendo la unidad de medida la fraccin o

porcentaje, con un rango de valores que va desde 0.15 a 0.45.

1.11.5.2 Registros de Densidad (FDC)

Este tipo de registro sirve para estimar la densidad del sistema roca fluido

(RHOB) que posteriormente ayudar enel clculo de la porosidad por

densidad(DPHI). Si el registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es

alto indica baja porosidad.

Se lee de izquierda a derecha, siendo la unidad de medida el gr/cm3, con un

rango de valores que va desde 1.95 a 2.95 gr/cm3.

Como se mencion anteriormente este registro puede ser utilizado para el clculo

de la porosidad mediante la siguiente ecuacin:

Ec. 1.2

Donde:

= Porosidad de Densidad

ma= Densidad de la matriz

b= Densidad leda del Registro Elctrico

f= Densidad del fluido

21

1.11.5.3 Registros Snicos (BHC)

El perfil snico determina la porosidad de las rocas penetradas en el pozo (SPHI)

a partir del tiempo de trnsito de las ondas (t).Mientras mayor es el tiempo de

trnsito, menor es la velocidad y por lo tanto, mayor es la porosidad de la roca.

Se lee de derecha a izquierda y la unidad de medida es el seg/m (100 500) el

seg/pie (40 240).

Este registro tambin puede ser utilizado para estimar la porosidad mediante la

siguiente ecuacin:

Ec. 1.3

Donde:

= Porosidad de Snico

tlog= Tiempo de trnsito ledo del Registro Elctrico

tma= Tiempo de trnsito en la matriz

tf= Tiempo de trnsito en el fluido

Figura 1.6: Curvas de los Registros de SP, ILD, ILM, MSFL, NPHI, RHOB


1.12 VOLUMEN DE ARCILLA

Indica el grado de arcillosidad presente en un volumen de roca. Es importante el

conocimiento del volumen de arcilla presente en arenas puesto qu

se hace mayor, disminuye la calidad de roca como reservorio.

SP

Curvas de los Registros de SP, ILD, ILM, MSFL, NPHI, RHOB


VOLUMEN DE ARCILLA


conocimiento del volumen de arcilla presente en arenas puesto qu

se hace mayor, disminuye la calidad de roca como reservorio.

ILD

ILM

MSFL

NPHI

RHOB

22

Curvas de los Registros de SP, ILD, ILM, MSFL, NPHI, RHOB



conocimiento del volumen de arcilla presente en arenas puesto que a medida que

23

El volumen de arcilla puede estimarse a partir de un registro de rayos gamma

(GR) con la siguiente ecuacin:

Ec. 1.4

Donde:

VshGR = Volumen de Arcilla

GRlog= Valor del Gamma Ray ledo en el Registro Elctrico

GRsd= Valor del Gamma Ray de arena limpia (libre de lutita)

GRsh= Valor del Gamma Ray en zona 100% de lutita

De manera similar tambin se puede determinar el volumen de arcilla (Vsh) a partir

del registro de Potencial Espontneo (SP); cuya frmula es:

Ec. 1.5

1.13 SATURACIN DE AGUA

Es la fraccin de agua en un espacio poroso dado, generalmente expresada en

volumen/volumen, porcentaje o en unidades de saturacin. 4

La saturacin de agua cumple un papel muy importante en la industria de los

hidrocarburos ya que por medio de ecuaciones ayuda a determinar la probabilidad

de produccin y a calcular el volumen de hidrocarburos que saturan los

reservorios para establecer si son o no econmicamente rentables.

4http://www.glossary.oilfield.slb.com

24

1.13.1 MODELOS PARA EL CLCULO DE LA SATURACIN DE AGUA (Sw)

Existen muchos modelos desarrollados para el clculo del a saturacin agua, pero

la experiencia ha demostrado que para arenas de la Cuenca Oriental Ecuatoriana,

el modelo de Indonesia es el que se ajusta de mejor manera.

1.13.1.1 Modelo de Archie

Ec. 1.6

1.13.1.2 Modelo de Simandoux (1963)

Ec. 1.7

1.13.1.3 Modelo Schlumbeger (1975)

Ec. 1.8

25

1.13.1.4 Modelo de Indonesia

Ec. 1.9

Donde:

Sw = Saturacin de Agua

Rt = Resistividad de la formacin

= Porosidad

m = Exponente de Cementacin

a = Factor de Cementacin

Rw = Resistividad del Agua

Vsh = Volumen de Arcilla

Rsh =Resistividad de la Arcilla

n = Exponente de Saturacin

1.14 SATURACIN DE PETRLEO

Es la fraccin de petrleo presente en un espacio poroso dado y se calcula con la

siguiente ecuacin:

Ec. 1.10

26

A continuacin se detallan los parmetros petrofsicos promedios para la arena

Holln segn el informe de registros elctricos disponibles en la empresa:

Tabla 1.11: Parmetros Petrofsicos Promedio

ARENA Ho Sw (%) Vsh (%) So (%)

Holln 50 16,1 31,2 11 68,8


27

CAPTULO II

ANLISIS DE LOS TRABAJOS DE

REACONDICIONAMIENTO REALIZADOS EN LOS POZOS

PERTENECIENTES A ESTE RESERVORIO

2.1 REACONDICIONAMIENTO Y RECOMPLETACIN

En los pozos de petrleo se realizan trabajos de mantenimiento (workover,

recompletacin, etc.) con la finalidad de mejorar las condiciones de produccin de

los mismos.

Este mantenimiento puede realizarse en:

Pozo: entre estas actividades se encuentran el caoneo, apertura o cierre

de arenas, perforacin de ventanas horizontales o verticales,

profundizacin, lavado de perforaciones, cambios de mtodo de

produccin, conversin de productor a inyector y viceversa.

Yacimiento: entre estas actividades se encuentran las estimulaciones con

inyeccin alternada de vapor, acidificacin de zonas, bombeo de qumicos,

fracturamiento y recaoneo.

Todas estas actividades antes mencionadas se pueden realizar con o sin taladro,

esto depender del tipo de trabajo a desarrollar.

Es importante mencionar que para poner en marcha este tipo de trabajos se

necesitan estudios tcnicos que nos proporcionan los posibles daos que se

deben reparar y los trabajos para solucionarlos, ayudndonos as a determinar la

rentabilidad econmica.

2.2 SERVICIOS A POZOS

28

Los servicios a pozos se realizan tanto a pozos activos para su mantenimiento

como a los inactivos para rehabilitarlos.

Entre estas actividades tenemos:

Sacar las varillas y tuberas de produccin

Reemplazar el equipo subterrneo

Trabajo de limpieza de pozos

Trabajos de induccin a produccin

Conexin del cabezal del pozo y los trabajos de guaya

2.3 PROBLEMAS EN LOS POZOS

Los problemas que comnmente se presentan pueden categorizarse como:

Disminucin de la tasa de produccin, alta produccin de agua, fallas mecnicas

en los equipos, entre otros.

2.3.1 DISMINUCIN DE LA TASA DE PRODUCCIN

La alteracin de la produccin se da por problemas a nivel del pozo o del mismo

yacimiento, desencadenando una baja tasa en la produccin de petrleo.

Existen varios factores que provocan una disminucin en la tasa de produccin,

entre los cuales podemos sealar los siguientes:

2.3.1.1 Baja presin

La presin de un yacimiento est directamente relacionada con los tipos de

empuje presentes en el yacimiento. Si esta presin disminuye se debe buscar una

solucin que permita restituirla, ya sea por mtodos de recuperacin adicional, por

estimulacin, levantamiento por gas, bombeo mecnico, bombeo hidrulico,

bombas electrosumergibles.

2.3.1.2 Dao de formacin

29

El dao de formacin se puede manifestar como una disminucin de la

permeabilidad y por lo tanto una disminucin en la productividad o inyectividad de

un pozo.

Cuando existe algn tipo de dao en un pozo, el grado o magnitud de este debe

ser determinado para de esta forma poder dar una solucin que corrija sus

efectos.

Los daos de formacin son indicados por: pruebas de produccin, pruebas de

restauracin, declinacin de presin y comparacin con el comportamiento de

produccin del pozo o de los pozos vecinos, considerando las completaciones

previas, los trabajos de reparacin y las operaciones de servicios que se hayan

realizado.

2.3.1.3 Taponamiento de tubera

El taponamiento puede ser causado por factores como: empaque con grava,

fracturamiento con arena, roca de formacin, finos y lodo.

Si existe una baja produccin, se debe revisar el sistema de levantamiento

artificial y como segunda opcin verificar el posible taponamiento de la tubera.

2.3.1.4 Alta viscosidad del petrleo

Es normal observar una alta viscosidad de petrleo cuando un yacimiento est

produciendo bajo el mecanismo de empuje por gas en solucin ya que a medida

que se libera gas, la viscosidad tiende a incrementarse. La solucin para este tipo

de problema puede ser el levantamiento artificial.

2.3.1.5 Contrapresin sobre la formacin

La contra presinsobre la formacin puede causar una apreciable reduccin de la

produccin del petrleo y peor an la inactividad del pozo.

2.3.1.6 Inadecuado sistema de levantamiento artificial

30

Si el problema de declinacin de la tasa de produccin de un pozo es debido a

una insuficiente presin de fondo en relacin con el peso de la columna de fluido,

el levantamiento artificial debe ser considerado como el mtodo de produccin.

Si el levantamiento artificial ya est instalado y el problema contina, entonces un

diseo inadecuado o un mal funcionamiento del equipo son la causa de la

disminucin de la tasa de produccin.

2.3.2 ALTA PRODUCCIN DE AGUA

La alta produccin de agua en pozos de petrleo puede ser causada por la

presencia de un acufero que influye en el yacimiento.

La alta produccin de agua puede ser controlada mediante un

reacondicionamiento que permita disminuir la entrada de agua.

2.3.3 FALLAS MECNICAS EN LOS EQUIPOS

Muchas veces las fallas mecnicas estn asociadas con el equipo instalado en el

pozo, tales como: filtraciones en la tubera y la empacadura, fallas del

revestimiento o de la tubera y el mal funcionamiento del levantamiento artificial.

2.4 IMPORTANCIA DEL REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

El reacondicionamiento o tambin llamado workover tiene una trascendental

importancia ya que es el factor fundamental en la produccin de crudo, es decir

que para que se mantenga o en el mejor de los casos aumente la produccin de

crudo se requiere un buen trabajo de reacondicionamiento.

2.5 TIPOS DE REACONDICIONAMIENTO

Durante la fase productiva de los pozos se efectan trabajos adicionales que

tienen como finalidad mantener o aumentar la eficiencia de produccin o

inyeccin segn sea la naturaleza del pozo. Estos trabajos pueden clasificarse

como:

31

Reacondicionamientos

Temporales

Permanentes

Reparaciones

Estimulaciones

2.6 REACONDICIONAMIENTO TEMPORAL

Son aquellos trabajos que se realizan en el pozo mediante dispositivos mecnicos

que permiten la apertura o cierre temporal de intervalos en un mismo horizonte

productor.

2.7 REACONDICIONAMIENTO PERMANENTE

Son aquellos trabajos adicionales efectuados al pozo que permiten cambios de

horizonte productor o en el intervalo de dicho pozo.

2.8 REPARACIONES

Son trabajos realizados en los pozos con el propsito de reemplazar o instalar

herramientas de subsuelo para aumentar la eficiencia del mtodo de produccin y

disminuir la produccin de arena asociada al crudo, estas reparaciones

representan una alternativa para alargar la vida de los yacimientos y da la

posibilidad de evaluar y producir varios horizontes por el mismo pozo, as como

mantener un control sobre los diferentes problemas de produccin (agua, gas,

baja presin, daos de formacin) que se presentan en un yacimiento.

Por lo expuesto anteriormente nace la necesidad de mantener una constante

planificacin sobre los pozos por reparar, para lo cual se deben analizar los

problemas especficos en cada pozo y el tipo de reparacin que se ha de realizar

para el mantenimiento de su potencial.

El tipo de reparacin que deba realizarse en los pozos depender de la magnitud

del problema o falla que lo afecte. De esta manera tenemos dos tipos de

reparaciones:reparaciones mayores y reparaciones menores

32

2.8.1 REPARACIONES MAYORES

Este tipo de trabajo se realiza con taladro en sitio y consiste en sacar la tubera de

produccin para su reparacin y tambin para corregir fallas tales como: mala

cementacin, aislar zonas, eliminar zonas productoras de agua y gas.

2.8.1.1 Principales trabajos con torre

Entre los trabajos principales de reacondicionamiento con torre se pueden

enumerar los siguientes:

Cementacin Forzada (Squeeze)

Reparacin de problemas en Flujo Natural

Reparacin de problemas en Bombeo Mecnico

Reparacin de problemas en Bombeo Hidrulico

Reparacin de problemas en Bombeo Electrosumergible

Trabajos en pozos inyectores

2.8.1.1.1 Tcnica de cementacin forzada (Squeeze)

La cementacin forzada es el proceso por el cual se usa presin hidrulica para

forzar (inyectar) la lechada de cemento a travs de los agujeros o ranuras de la

caera y dentro del espacio anular y la formacin para aislar la entrada de agua.

2.8.1.1.1.1 Descripcin de la tcnica

Cuando la lechada de cemento es forzada contra un rea permeable, las

partculas slidas filtradas sobre las caras de la formacin, as como la fase

acuosa, entran a la matriz de sta provocando un tapn de cemento entre los

agujeros abiertos y la tubera de revestimiento.

2.8.2 REPARACIONES MENORES

A diferencia de las reparaciones mayores, el objetivo principal es realizar trabajos

en el pozo sin sacar la tubera de produccin.

33

2.8.2.1 Principales trabajos sin torre

Estimulaciones con cido para todos los levantamientos artificiales

Estimulaciones con solventes

Cambios de zonas

Caoneo adicional y Recaoneo

Trabajos de pesca

Apertura de pozos

Cambios del mtodo de produccin

Limpieza de las bombas elctricas con cido y/o solventes

Limpieza de las tuberas

Evaluaciones

2.9 ESTIMULACIN

Son trabajos adicionales efectuados en el pozo con la finalidad de aumentar la

produccin de hidrocarburos mediante el uso de algunos dispositivos mecnicos o

estmulos a la formacin que ocasionen un incremento en la permeabilidad

efectiva a los fluidos que se producen o se inyectan.

2.9.1 ACIDIFICACIN

En esta operacin se bombea cido para abrir canales de flujo mediante la

reaccin de los qumicos y los minerales. El cido clorhdrico se usa para disolver

formaciones calizas, cido fluorhdrico (cido antilodo) para disolver arenisca,

cidos frmico y actico en yacimientos profundos de caliza y dolomita.

La acidificacin se realiza principalmente para disolver parte de la roca y

materiales indeseables que se encuentran depositados dentro de la formacin y

que a ms de reducir el IP (ndice de Produccin), tambin pueden afectar en el

taponeo de los punzados, el flujo en el tubing, varillas, lneas de flujo y dems

dependiendo del tipo de levantamiento.

Las tcnicas de estimulacin cida actualmente se clasifican en:

34

2.9.1.1 Lavado acido

En esta operacin el cido se coloca frente a la zona a tratar buscando la

reaccin sin presin externa, slo por su presin hidrosttica. De esta manera el

cido ingresar aproximadamente ms de 1 pie al interior de la formacin.

2.9.1.2 Acidificacin de la matriz

A diferencia de la anterior aqu s se aplica presin pero sin llegar al punto de

fracturamiento de la roca, buscando una expansin radial del cido.

2.9.1.3 Fracturamiento acido

Como su nombre lo seala, aqu s se logra un fracturamiento hidrulico causado

por una presin superior al punto de fractura de la roca, con lo cual no slo se

logra canales de conductividad sino tambin un gran rea de drenaje.

En general los cidos utilizados en las diferentes operaciones son el fluorhdrico,

clorhdrico, clorhdrico-fluorhdrico.

2.9.2 FRACTURAMIENTO HIDRULICO

Este mtodo de estimulacin es aplicado cuando hay la presencia de rocas

consolidadas duras. La tcnica consiste en inyectar agua a elevada presin para

crear y dilatar fisuras, evitando que se cierren de nuevo mediante la introduccin

simultnea de arena o bolitas de vidrio.

Un punto importante para sealar es que por encima de la zona que se quiere

fracturar, el pozo est entubado con una tubera muy resistente y muy bien

cementada pues de lo contrario el agua escapara al exterior o a las formaciones

suprayacentes.

Generalmente la presin de fracturacin es proporcional a la profundidad de la

formacin a estimular, siendo el factor de proporcionalidad igual o superior a 0,23

atm/m.

35

Las fisuras producidas tienen una anchura de pocos milmetros y una extensin

de varias decenas o incluso centenas de metros, cada una de estas fracturas

puede aportar una transmisividad de una a varias decenas de m2/da.

Este mtodo solo se debe aplicar a pozos muy poco productores ya que de lo

contrario no sera posible aumentar suficientemente la presin con las bombas de

lodos usuales, y sera preciso recurrir a grandes bombas de alta presin y alto

caudal.

2.10 ANLISIS DE LOS TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO

2.10.1 POZO - 83

En la completacin que tuvo como fecha el 8 de Noviembre de 1976 se perforaron

los siguientes intervalos de Holln:

9832 9850

Holln: 9854 9862

9872 9894

2.10.1.1 Trabajo de Reacondicionamiento # 1 (19-feb/1981)

El pozo se encontraba produciendo a un mecanismo de flujo natural a una tasa de

1335 BPPD y con el presente reacondicionamiento que tuvo como objetivo

instalar cavidad KOBE se logr incrementar la produccin en 1553 BPPD. Es

decir, que el pozo fue cambiado de un mecanismo de flujo natural a un

mecanismo de flujo hidrulico.

La tasa de produccin entre los aos de 1978, 1979 y 1980 variaba en un rango

de 55000 y 60000 BPPD. Para Enero de 1981 la produccin descendi a 36704

BBPD por lo que se realiz el presente trabajo de reacondicionamiento. Los

resultados se reflejan 15 das despus de realizado el trabajo, es por eso que

para Marzo de 1981 se lograron producir 60312 BBPD recuperando de esta

manera la produccin que se registr aos atrs.

36

2.10.1.2 Trabajo de Reacondicionamiento # 2 (20-oct/1982)

El presente trabajo se realiz con la finalidad de cambiar la cavidad KOBE para

reparacin, se logr recuperar 1586 BPPD.

La data de produccin registra 65411 BPPD para el mes de Septiembre del 1982

mientras que para el mes de octubre 63023 BPPD, despus de realizado el

trabajo para Noviembre del mismo ao se produjeron 65348 BPPD con lo que se

logr producir a una tasa similar a la que se report en Septiembre.

2.10.1.3 Trabajo de Reacondicionamiento # 3 (03-ago/1986)

El objetivo principal del presente trabajo fue aislar la entrada de agua de Holln

con cementacin forzada. Queda cementado el intervalo de 9882 9894 de la

arena Holln inferior. Se lograron recuperar 521 BPPD y la produccin de agua

disminuye en 3704 BAPD.

Para Julio y Agosto de 1986 se tena un corte de agua de 71.52 % y 59.27 %

respectivamente, despus de realizada la cementacin forzada (squeeze), el corte

de agua baj a 57,36 %. El presente trabajo se considera exitoso mas no se logr

bajar el corte de agua considerablemente.

Meses despus de efectuado este trabajo, el corte de agua sube nuevamente

bordeando valores del 70 % por lo que se realiza el siguiente

reacondicionamiento.

2.10.1.4 Trabajo de Reacondicionamiento # 4 (19-dic/1986)

Como podemos observar se realiza un nuevo trabajo de reacondicionamiento tan

solo tres meses despus debido al alto corte de agua.

Se requiere aislar la entrada de agua de la Arena Holln instalando un tapn de

hierro C.I.B.P a 9870 con lo que se recuperan 314 BPPD y la produccin de agua

disminuye en 12757 BAPD.

Entre Agosto y Diciembre de 1986 el corte de agua variaba en un rango promedio

de 70 %, despus de quedar aislados totalmente los intervalos de la Arena Holln

37

inferior el corte de agua disminuye considerablemente a 2.08 % valor registrado

para Febrero de 1987.

La tasa de produccin de petrleo para Diciembre de 1986 fue de 4324 BPPD y

para Enero de 1987 fue de 12224 BPPD.

Podemos concluir que con el presente trabajo de reacondicionamiento queda

aislada la arena Holln inferior de la cual se registraba un gran porcentaje de

agua.

2.10.1.5 Trabajo de Reacondicionamiento # 5 (04-jun/1987)

Se efectu un procedimiento de pesca y fue exitoso recuperndose 8000 BPPD.

El pozo se encontraba cerrado despus del terremoto de Marzo de 1987 y para

Agosto del mismo ao se registr una produccin de petrleo de 8867 BPPD.


Se realiza una estimulacin con cido regular a los intervalos abiertos de Holln

Superior con lo que se logra incrementar la produccin en 413 BPPD.

En el mes de Septiembre se registra un aporte de petrleo de 14020 BPPD, en el

mes de Octubre la tasa de produccin desciende en un 50 % y en el mes de

Noviembre se obtuvo una produccin de 15240 BPPD.


Las malas condiciones en las que se encontraba la cavidad KOBE hicieron que se

realice un cambio de completacin. Despus de realizado el trabajo, el pozo no

produjo por lo que se realizaron estimulaciones con solventes con un programa de

reacondicionamiento sin torre.

Una produccin de 5976 BPPD fue la que se report para el mes de Octubre de

1991 y despus de la estimulacin se reportaron 9368 BPPD.

38

2.10.1.8 Trabajo de Reacondicionamiento # 8 (24-ago/2001)

Por defectos en la cavidad KOBE se realiza un cambio de completacin,

resultando en un incremento de la produccin de 343 BPPD.

Para el mes de Agosto del 2001 la produccin de petrleo tuvo una tasa de 13148

BPPD y un mes luego de haber realizado el reacondicionamiento se obtuvo una

tasa de produccin de 16444 BPPD.

2.10.1.9 Trabajo de Reacondicionamiento # 9 (15-nov/2007)

Se realiza un cambio de completacin por comunicacin Tubing Casing y

adems se efecta un rigor a la arena Holln superior como se muestra en la

figura 2.8 con lo que se logran recuperar alrededor de 300 BPPD.

La produccin diaria de petrleo ha disminuido en el ao 2007, reportando un

valor de 4770 para el mes de Octubre. Despus de punzonar la arena en un

nuevo intervalo se tiene que la produccin aumento a 17430 para el mes de

Diciembre.

En las siguientes figuras se pueden apreciar las completaciones para los distintos

trabajos de reacondicionamiento.

Figura 2.

Fuente: Archivo Tcnico de la Empresa. Expediente de Diagramas Mecnicos.

ura 2.1: Completacin Inicial (Pozo 83)

Archivo Tcnico de la Empresa. Expediente de Diagramas Mecnicos.

39


Figura 2.2: Trabajo de Reacondicionamiento # 2 (Pozo


: Trabajo de Reacondicionamiento # 2 (Pozo


40

: Trabajo de Reacondicionamiento # 2 (Pozo 83)






41




Fuente: Archivo Tcnico de la Empresa. Expediente de Diagramas


Archivo Tcnico de la Empresa. Expediente de Diagramas

42







43



44

A continuacin, la tabla 2.1 muestra un resumen de los trabajos de

reacondicionamiento realizados en este pozo.

Tabla 2.1: Resumen de los Trabajos de Reacondicionamiento Pozo 83

POZO - 83

FECHA DE COMPLETACIN: 08 - nov - 1976

Intervalos

Arena

"HOLLIN" : 9832- 9850

9854 - 9862

9872 - 9894

PRODUCCIN

(BPPD)

FECHA

W.O W.O # OBJETIVO ANTES DESPUS OBSERVACIONES

19-feb-81 W.O # 1

Instalar cavidad

Kobe, para

producirpor

levantamiento

Hidraulico

1335 2888 Exitoso, se recuperan

1563

20-oct-82 W.O # 2

Cambio de

cavidad Kobe para

reparacion


1586

03-ago-86 W.O # 3

Aislar entrada de

agua de Hollin con

cementacion

forzada. Estimular

con cido Hs.

Cambio de

cavidad.


521

45

FECHA

W.O W.O # OBJETIVO ANTES DESPUS OBSERVACIONES

19-dic-86 W.O # 4

Aislar entrada de

agua de Hollin con

CIBP y perforar

Napo U y T


314

04-jun-87 W.O # 5

Recuperar

pescado

(Herramientas de

pesca) y bomba

Kobe ( no

recuperable por

recirculacin ni por

pesca)

Cerrado 800 Exitoso, se recuperan

800

23-oct-87 W.O # 6

Estimular con

cido regular para

lodos a Hs y

cambio de

completacin.

107 520 Exitoso, recuperan 413

15-oct-91 W.O # 7

Cambio de

completacin

cavidad en malas

condiciones

695 No Fluye No Exitoso

24-ago-01 W.O # 8

Cambio de

Completacin por

cavidad defectuosa

419 762

Bajan completacin de

fondo para bh en

cavidad GuibersonPl II

15-nov-07 W.O # 9

Cambio de

Completacin por

Comunicacin

440 634 Exitoso, recuperan 194


En el Anexo 2.1 se encuentra un resumen de los trabajos de reacondicionamiento

realizados a los pozos activos en la arena Holln mediante este anlisis.

46

CAPTULO III

PREDICCIN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION

FUTURO DE LA ARENA POR EL MTODO DE CURVAS

DE DECLINACIN Y CLCULO DE LAS RESERVAS

REMANENTES DE LA ARENA

3.1 COMPORTAMIENTO DE LOS POZOS DE PETRLEO

Los pozos petroleros durante su vida productiva se inician con una tasa de

produccin que obedecen principalmente a la energa original del yacimiento, a

medida que se produce petrleo esta energa va disminuyendo provocando una

cada de presin en el yacimiento, es decirque la declinacin de la tasa de

produccin depender directamente de la prdida de presin en el yacimiento.

Estudios y experiencias en el campo han determinado que la declinacin de la

tasa de produccin puede seguir un comportamiento que obedece a unas curvas

tipo Exponencial, Hiperblica y Armnica como es establecido en la tcnica

convencional de anlisis presentado por J.J Arps56. Sin embargo en la industria

las ms usadas son la curva de declinacin exponencial y la hiperblica.

3.2 CURVAS DE DECLINACIN DE PRODUCCIN

En Ingeniera de Yacimientos los mtodos analticos son los ms usados entre los

mtodos dinmicos de clculo, los cuales arrojan curvasde la tasa de produccin.

Mediante estos mtodos podremos predecir aproximadamente la cantidad de

reservas remanentes que se tiene en el campo. Una suficiente historia de

produccin aportar a que nuestros resultados sean mucho ms confiables.

5Arps J.J.: Analysis of Decline Curve Trans. AIME (1945), 160,228. 6Arps J.J.:Estimation of Primary Oil Reserves Trans. AIME (1956), 2, 07,182.

47

La estimacin de las reservas de hidrocarburo est basada en la extrapolacin del

comportamiento de la curva histrica de la tasa de produccin. Por lo general, se

selecciona el tiempo como lavariable independientegraficndola en el eje de las

abscisas, mientras que la tasa de produccin se grafica en la ordenada.

Para los propsitos de extrapolacin la tasa de produccin debe ser una funcin

de la variable independiente y debe variar de una manera uniforme7.

El estudio de la declinacin de produccin de un pozo, o yacimiento puede

hacerse mediante los siguientes procedimientos:

Mtodo Grfico

Mtodo Estadstico (Regresin)

Mtodo de Curvas Tipo (Fetkovich)

El presente estudio se lo desarroll con la utilizacin del mtodo de curvas tipo de

Fetkovich.

3.2.1 MTODO DE LA CURVA TIPO

M.J. Fetkovich, en la dcada de los ochenta, desarroll una serie de curvas tipo

para determinar la declinacin de produccin de los yacimientos de hidrocarburos.

Las variables a utilizar son: la tasa de produccin versus el tiempo, graficando

estos parmetros en papel logartmico.

Este mtodo es de naturaleza dinmica debido a que utiliza la historia de

produccin de los fluidos para la estimacin del comportamiento productivo futuro,

teniendo en cuenta que el comportamiento de la curva de produccin se volver a

repetir luego de realizar un reacondicionamiento.

Esta metodologa permite analizar la declinacin de produccin mediante el

empate o cotejo con una familia de curvas tipos desarrolladas para tal fin. Este

anlisis de curvas tipos no solo permite calcular la declinacin de los pozos o

7Guerrero E.T.: Practical Reservoir Engineering Part 37, The Petroleum Publishing Co. Tulsa, Oklahoma 1968.

yacimientos sino que tambin permite calcular las reservas a

abandono.

Estas curvas tipos incluyen la accin transitoriay los perodos de flujo

predominantes. Durante el periodo de transicin, el parmetro de correlacin

definido como la relacin entre el radio de drenaje externo y el radio del pozo es

re/rw, mientras que el rgimen de flujo del estado pseudo estable (periodo de

declinacin) est caracterizado por la constante de declinacin de J.J.Arps,

La figura 3.1 muestra la curva tip

los dos perodos de flujo

Figura 3.1

Fuente: M.J.: Decline curves analysis Usi

8M.J.: Decline curves analysis Using Type Curves JPT (June 1980) 1065

q0

yacimientos sino que tambin permite calcular las reservas a

incluyen la accin transitoriay los perodos de flujo

Durante el periodo de transicin, el parmetro de correlacin

definido como la relacin entre el radio de drenaje externo y el radio del pozo es

, mientras que el rgimen de flujo del estado pseudo estable (periodo de

cterizado por la constante de declinacin de J.J.Arps,

.1 muestra la curva tipo (Tasa vs. Tiempo), donde estn representados 8.

.1: Curvas Tipos De Fetkovich (qO vs.

M.J.: Decline curves analysis Using Type Curves JPT (June 1980)

: Decline curves analysis Using Type Curves JPT (June 1980) 1065-77.

t

48

yacimientos sino que tambin permite calcular las reservas a la presin de

incluyen la accin transitoriay los perodos de flujo

Durante el periodo de transicin, el parmetro de correlacin

definido como la relacin entre el radio de drenaje externo y el radio del pozo es,

, mientras que el rgimen de flujo del estado pseudo estable (periodo de

cterizado por la constante de declinacin de J.J.Arps, b.

, donde estn representados

t)

ng Type Curves JPT (June 1980)

49

En consecuencia, la respuesta de flujo dominante en los lmites generada por la

ecuacin emprica de declinacin de Arps, est caracterizada por el parmetro

b.

La tabla 3.1 muestra los tipos de curvas de la declinacin de la produccin de

acuerdo al valor de b.

Tabla 3.1: Tipo de Declinacin

VALOR DE b DECLINACIN

b = 0 Exponencial

0 < b < 1 Hiperblica

b = 1 Armnica


3.2.1.1 Curva Declinacin Exponencial

Se dice que ocurre una declinacin exponencial de la tasa de produccin cuando

la variacin de la tasa de produccin con el tiempo, expresada como una funcin

de ella misma, es una constante. Matemticamente expresada por la ecuacin

3.1.

Ec. 3.1

Donde:

q = tasa de produccin, bls/das.

t = tiempo, das.

D: constante de declinacin exponencial, das-1

La ecuacin de la tasa de produccin est determinada por la ecuacin 3.2.

50

Ec. 3.2

Donde:

q = Tasa de produccin para cualquier intervalo de tiempo, bls/das.

qi= Tasa de produccin inicial, bls/das.

= Base de logaritmos neperianos (e = 2,718281)

La produccin acumulada de petrleo ser representada por la ecuacin 3.3.

Ec. 3.3

Donde:

Npr = reservas recuperadas, BN

qoi = tasa de petrleo inicial, bls/da

qab = tasa de petrleo al abandono, bls/da

3.2.1.2 Curva Declinacin Hiperblica

La definicin matemtica de la declinacin hiperblica est representada por la

ecuacin 3.4.

Ec. 3.4

Por lo que podemos concluir que la relacin de prdida a no es otra cosa que el

inverso de la constante de declinacin exponencial.

Donde:

D: tasa de declinacin, das-1

q: tasa de produccin, bls/das.

51

t: tiempo de produccin, das.

a: inverso de la declinacin.

A continuacin se muestra la ecuacin 3.5 en su forma ms simplificada:

Ec. 3.5

Documents

capítulo ii análisis de los trabajos de reacondicionamiento