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EPN – Ingeniería en Petróleos
Área Shushufindi Campos: Shushufindi, Aguarico y Drago
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Índice: Área Shushufindi ................................................................................................................................. 4
Campo Shushufindi-Aguarico: ............................................................................................................. 4
Ubicación: ........................................................................................................................................ 5
Geología: ......................................................................................................................................... 5
Estratigrafía: .................................................................................................................................... 6
Columna estratigráfica del campo Shushufindi: ............................................................................. 7
Formación Tena: .............................................................................................................................. 8
Basal Tena: .................................................................................................................................. 8
Formación Napo: ............................................................................................................................. 8
Arenisca U: .................................................................................................................................. 8
Parámetros promedios básicos: ...................................................................................................... 9
Características de los fluidos de formación de diferentes arenas: ............................................... 10
Características de la roca y fluido del campo Shushufindi: ........................................................... 11
Historial de producción (1972-2008): ........................................................................................... 12
Producción acumulada de petróleo y agua: .................................................................................. 12
Pozos: ............................................................................................................................................ 12
Estaciones de producción: ............................................................................................................ 13
Tasa de producción actual (agosto-2010): .................................................................................... 13
Reservas: ....................................................................................................................................... 13
Reservas probadas: ................................................................................................................... 13
Reservas no probadas: .............................................................................................................. 13
Reservas Remanentes: .............................................................................................................. 13
Presiones de los yacimientos: ....................................................................................................... 14
Mecanismos de producción: ......................................................................................................... 15
Sistemas de producción del campo Shushufindi: ...................................................................... 15
Campo Drago ..................................................................................................................................... 16
Ubicación: ...................................................................................................................................... 16
Distribución Estructural del Campo Drago .................................................................................... 16
Arenisca U superior ................................................................................................................... 16
Arenisca U inferior..................................................................................................................... 17
Arenisca T superior .................................................................................................................... 17
3
Calculo del POES ............................................................................................................................ 18
Producción del Campo Drago ........................................................................................................ 19
Sistemas de Producción ................................................................................................................ 20
Instalaciones de Superficie ............................................................................................................ 20
Locación Drago 1 ........................................................................................................................... 21
Locación Condorazo ...................................................................................................................... 22
Locación Drago Este ...................................................................................................................... 23
Locación Drago Norte .................................................................................................................... 24
Formaciones y unidades geológicas .............................................................................................. 24
Pre Hollín ................................................................................................................................... 24
Hollín ......................................................................................................................................... 25
Formación Napo ........................................................................................................................ 25
Bibliografía: ....................................................................................................................................... 26
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Área Shushufindi El área Shushufindi se encuentra compuesta por los campos Shushufindi Aguarico y Drago.
Campo Shushufindi-Aguarico:
El campo Shushufindi Aguarico es la estructura más grande descubierta en el Ecuador. El campo
fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf en 1969 con el pozo exploratorio Shushufindi-1, cuya
perforación arrancó el 4 de diciembre de 1968, alcanzó una profundidad de 9772 pies, y fue
completado oficialmente en enero de 1969. En abril de ese mismo año se completó el pozo
exploratorio Aguarico-1.
Esta área explorada desde los años 60, inicio la perforación de pozos de desarrollo en febrero de
1972, la producción oficial del campo arranco en agosto de 1972, alcanzando su pico en agosto de
1986 con un promedio diario para ese mes de 126400 barriles de petróleo.
Más tarde se comprobó que los yacimientos de los campos Shushufindi y Aguarico son continuos,
es decir conforman una misma estructura.
En la fase de desarrollo inicial se calculó que el petróleo original en sitio era aproximadamente de
3.500 millones de barriles de petróleo. Las reservas originales del campo se calcularon en 1.589,25
millones de barriles de petróleo.1
En la actualidad este campo constituye la reserva remanente de crudo mediano (29 °API) más
importante del país.
El promedio de las presiones iniciales de U y T fue de 3.867 psi y 4.050 psi respectivamente,
reportándose a lo largo de los años un descenso prácticamente estable de 60 psi por año.
Ambos yacimientos tienen empuje lateral de agua.
La inyección total a los dos yacimientos fue de 267’471.224 Bls de agua de los cuales 62’208.277
Bls ingresaron a la arena U y 205’263.444 Bls a la arena T.2
En diciembre del 2006 la producción acumulada de petróleo fue de 17’854.393,91 BPPD y la
producción promedio diaria hasta el 31 de octubre del 2007 fue de 44.426 BPPD con 73 pozos
activos.3
1 Corelab, Reporte final. Estudio de simulación de reservorios campo Shushufindi Aguarico. Febrero 2004. 2 Petroproducción. Ochoa, José. Estudio integral de yac. del campo Shushufindi Aguarico. Agosto 2001. 3 Petroproducción. (AS-400)
5
Ubicación: El campo Shushufindi Aguarico está ubicado en el eje de la cuenca oriente, forma parte del
corredor Sacha Shushufindi, se localiza en la provincia de Sucumbíos, aproximadamente a 250
kilómetros al Este de Quito y 35 kilómetros al sur de la frontera en Colombia.
Limita: al norte con el Campo Libertador, al sur con el Campo Limoncocha, al oeste con el campo
Sacha, al este con una falla inversa de la subcuenca cretásica Napo.
Geográficamente el campo Shushufindi se extiende desde los 00° 06’ 39” a los 00° 17’ 58” latitud
Este, hasta los 76° 36’ 55” de longitud oeste.
Geología: Este campo corresponde a un anticlinal asimétrico que tiene una orientación Norte-Sur, la
estructura tiene una longitud aproximada de 30 Km. Y un ancho de 7 Km. En dirección este-oeste;
con un cierre vertical de 370 pies, correspondiéndole una área de 43.200 acres.
Su estructura fue definida con las campañas de sísmica 2D y actualmente se la ha detallado con
sísmica 3D obtenida en los años 2002-2003.
6
Los yacimientos U y T del campo Shushufindi Aguarico están definidos como anticlinales de
orientación Norte-Sur, limitados en el flanco Este por fallas no completamente sellantes y en las
otras direcciones por acuíferos laterales que se extienden regionalmente.
Estos acuíferos son muy activos en los extremos norte y sur del campo en donde desarrollan
presiones que actualmente, luego de más de 30 años, son muy parecidas a las originales.
El modelo estructural del sistema de fallas permite determinar la comunicación de los fluidos
entre los diferentes estratos porosos y permeables U y T.
Estratigrafía: La mayoría del petróleo conocido a la fecha en la Cuenca Oriente proviene de reservorios del
Cretácico; los reservorios U y T, tienen analogía con reservorios formados a latitudes similares con
sedimentaciones semejantes como en el Medio Oriente, Oeste de África y en varias localidades.
La producción de hidrocarburos en la cuenca oriente del Ecuador, en general está asociada a
depósitos del Cretácico Inferior a Medio: las formaciones Hollín y Napo (areniscas T, U y M-1) y
depósitos del Cretácico superior: las areniscas Basal Tena.
El reservorio se encuentra en la era Mesozoico de la edad Cretácico Medio a Cretácico Superior.
La arena Basal Tena está separada de U-superior por aproximadamente 600 pies de lutitas, roca
no reservorio y la caliza A en su base. Inmediatamente por debajo de U-superior está la unidad de
arena U-inferior, la cual está separada de T-superior por una secuencia de lutitas y la caliza B en su
base.
La caliza B marca el fin del ciclo de depositación de los sedimentos T, de igual manera, la caliza A
marca el fin del ciclo de sedimentación de U. Ambas calizas son el resultado de depositación
durante periodos de máxima subida del nivel del mar.
En este campo se tiene como reservorios principales a U inferior y T inferior, y como secundarios U
superior, T superior y Basal Tena, clasificación realizada desde el punto de vista de producción de
petróleo.
La formación Hollín no es productiva en Shushufindi Aguarico.
7
Columna estratigráfica del campo Shushufindi:
8
Formación Tena:
Basal Tena:
Es un reservorio que aparece en ciertas áreas del campo con espesores que varían entre 1 a 22
pies, en el sector sur-oeste el espesor de dicho reservorio se adelgaza considerablemente pero en
Aguarico (Norte) mejora notablemente.
Este reservorio contiene una cantidad importante de petróleo en sitio, 71 millones de barriles de
petróleo.
Presenta una estructura grano decreciente.
Formación Napo: Los yacimientos U y T son similares tanto en origen como en constitución y están formados por
areniscas de grano fino. Son regionalmente continuos pero tienen barreras de permeabilidad
tanto longitudinales como transversales, que dividen al campo en pequeños sub-campos.
Arenisca U:
En la sísmica, la arenisca U presenta una mejor definición, haciendo posible interpretar su
distribución sobre la mayor parte del campo, la arenisca T no presenta buena respuesta sísmica.
El área inicial saturada de hidrocarburos para U fue de 36.376 acres, su porosidad promedio de
17% y la saturación de agua inicial de 15%.4
La gravedad API de la arena u es de 24 – 30 °API. Algunos pozos localizados al sur muestran una
gravedad de 16 – 20 °API.
Las propiedades de la roca y de los fluidos, son más homogéneos en la arenisca T que en la U. Para
T se ha estimado un valor promedio de permeabilidad efectiva al petróleo de 500 md y 300 md
para U.
El valor de salinidad promedio de los yacimientos U y T varían de 40.000 a 60.000 y 15.000 a
25.000 ppm de cloruro de sodio respectivamente.
U superior – G2
Esta arenisca se conoce como G2. Es un reservorio secundario, el intervalo total U-superior-G2 se
distribuye y mantiene un espesor constante sobre todo el campo, la U-superior-G2comprende el
intervalo desde la base de la caliza “A” como tope, hasta la base, que corresponde al tope del
reservorio U-inferior.
Reservorio formado como resultado de procesos de depositacion en diferentes ambientes
geológicos, los sedimentos contienen glauconita y pirita diseminada, los cuales son minerales
conductivos y por ende disminuyen de manera significativa la resistividad en los registros
eléctricos, por lo que es posible encontrar petróleo en zonas de baja resistividad.
4 Petroproducción. Ochoa, José. Estudio integral de yac. del campo Shushufindi Aguarico. Agosto 2001.
9
Para este reservorio se han calculado 367 millones de barriles de petróleo en sitio.5
U inferior:
De las correlaciones estratigráficas se ha determinado que esta arenisca está presente en el
subsuelo de todo el campo.
Areniscas “T”:
Las areniscas T en todos los registros de pozos analizados del campo Shushufindi Aguarico
descansan directamente sobre las calizas y lutitas de la formación Napo Basal, Grupo Napo.
El área inicial saturada de hidrocarburos fue de 38.415 acres, su porosidad promedio de 17%, la
saturación de agua inicial de 15% y la gravedad API entre 28 – 32 °API.6
T superior:
Es un reservorio con distribución generalmente constante y uniforme sobre todo el campo. Este
reservorio productivamente es secundario. No existen estadísticas de producción como reservorio
separado debido a que la producción reportada es para todo el reservorio T.
Su permeabilidad presenta valores por debajo de 1000 md en la mayor parte de los pozos.
Por volumetría, se reportan 229 millones de barriles de petróleo en sitio para este reservorio.7
T inferior:
Existe continuidad del reservorio T-inferior en el subsuelo de Shushufindi Aguarico, en dirección
sur-norte y oeste-este.
Parámetros promedios básicos:
5 Corelab. Estudio de simulación de reservorios campo Shushufindi Aguarico. Febrero 2004. 6 Petroproducción. Ochoa, José. Estudio integral de yac. del campo Shushufindi Aguarico. Agosto 2001. 7 Corelab. Estudio de simulación de reservorios campo Shushufindi Aguarico. Febrero 2004.
10
Características de los fluidos de formación de diferentes arenas:
11
Características de la roca y fluido del campo Shushufindi:
12
Historial de producción (1972-2008):
Producción acumulada de petróleo y agua:
Pozos: En el área Shushufindi Aguarico se tienen los siguientes pozos (2007):
13
Estaciones de producción: El campo Shushufindi Aguarico se encuentra conformado por las siguientes estaciones de
producción:
Estación Aguarico
Estación Shushufindi Norte
Estación Shushufindi Central
Estación Shushufindi Sur
Estación Shushufindi Sur-Oeste
Tasa de producción actual (agosto-2010): El área Shushufindi posee una producción promedio diaria de alrededor de 38.000 barriles de
petróleo por día y 15.000 MPCD de gas de formación.
Reservas:
Reservas probadas:
El campo Shushufindi tuvo reservas iniciales probadas de 1.584,2 millones de barriles, que
representa el 21,5% de todas las reservas de la cuenca Oriente. Del total de reservas, 38 millones
de barriles pertenecen a la formación G-2; 754,1 millones de barriles a la formación U y 792,1
millones de barriles a la formación T.
Reservas no probadas:
Debido a su desarrollo, no se considera las reservas probables y posibles para el campo
Shushufindi Aguarico.
Reservas Remanentes:
Las reservas técnicas remanentes de petróleo a diciembre del 2008 son de 491’971.675 de
barriles.8
8 NTC Energy Group (NTC EG), Contrato: “Prestación de servicio de certificación de reservas de los campos de Petroproducción ubicados en el distrito amazónico”, certificación al 31 de diciembre del 2008
14
Presiones de los yacimientos:
15
Mecanismos de producción: Por facilidades de producción al campo Shushufindi se lo ha dividido en cinco sectores:
Estación Norte (fluyen 25 pozos)
Estación Central (fluyen 33 pozos)
Estación Sur (fluyen 15 pozos)
Estación Sur-Oeste (fluyen 9 pozos)
Estación Aguarico (fluyen 4 pozos)
Con el numero de pozos actualizados al 24 de agosto del 2010.
Sistemas de producción del campo Shushufindi:
Inicialmente el campo produjo a flujo natural pero debido a la depletación de los yacimientos o
por mantener la tasa de producción se ha incorporado los siguientes tipos de sistemas de
levantamiento artificial:
Bombeo neumático (gas lift)
Bombeo hidráulico
Bombeo electrosumergible
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Campo Drago
Ubicación: El Campo Drago está ubicado en el eje de la Cuenca Oriente, forma parte del corredor sacha –
Shushufindi, en superficie se localiza en la provincia de Sucumbíos al Oeste del Campo
Shushufindi. Su estructura u definida con las campañas de sísmica 2D y se la ha detallado con
sísmica 3D obtenida en los años 2002 – 2003.
La estructura del Campo Drago inicia en la Caliza A, donde el alto estructural del campo Drago
forma parte de la estructura Vista, la cual presenta un anticlinal alargado con una dirección
preferencial norte sur.
Distribución Estructural del Campo Drago
Arenisca U superior
Ubicado a – 8595 pies de profundidad. Presenta un pequeño anticlinal que tiene una orientación
noroeste sureste.
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Arenisca U inferior
Ubicado a la profundidad de 8700 pies para la parte sur, este y oeste de la estructura. No es una
zona considerada como roca reservorio pero actúa como una barrera impermeable.
Arenisca T superior
Ubicado en la profundidad de 8860 pies para la parte sur, este y oeste de la estructura. No es una
zona considerada como roca reservorio pero actúa como una barrera impermeable.
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Calculo del POES El petróleo in situ fue calculado con la ayuda del Software PETREL.
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Producción del Campo Drago Reservas probables del campo Drago: 30 000 millones de barriles de petróleo.
Producción diaria del campo Drago: 8817 BPPD aproximadamente, provenientes de 11 pozos.
Arenas productivas son: T Inferior, U Superior, y U Inferior.
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Sistemas de Producción Produce 11 pozos por levantamiento artificia con el sistema de Bombeo electro Sumergible.
Instalaciones de Superficie El Campo Drago cuenta con 4 locaciones de producción, las cuales son:
Drago 1
Condorazo
Drago Este
Drago Norte 1
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Locación Drago 1
Desde el cabezal del pozo Drago – 01 con línea de 4 ½” la producción es direccionada
hacia la bota de gas.
Bota de gas (1). Se encuentran aguas abajo a continuación del cabezal del pozo, aquí se
separa el gas del líquido producido.
Tanque de almacenamiento (2). Capacidad de 500 barriles.
Scrubber (3). Este se encuentra en la línea de salida del gas antes del mechero.
22
Mechero (4). En el mechero se quema todo el gas producido.
Línea de descarga. A la salida del tanque.
Locación Condorazo
Desde el cabezal del pozo Condorazo – 01 la producción es direccionada con línea de 4 ½”
hacia el dispositivo ubicado en la parte superior del tanque de almacenamiento.
Tanque de almacenamiento (1). Capacidad de 500 barriles.
Scrubber (2). Este se encuentra en la línea de salida del gas antes del mechero.
Mechero (3). En el mechero se quema todo el gas producido.
Línea de descarga. A la salida del tanque.
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Locación Drago Este
Múltiple de producción para 4 pozos (1). La producción de todos los pozos llega hasta
aquí, de donde se puede direccionar los fluidos hacia las botas de gas o hacia los
tanques.
Botas de gas (2a, 2b). se encuentran aguas abajo respecto del manifold.
Tanques de almacenamiento (3ª, 3b, 3c). cada uno tiene una capacidad de 500
barriles. Se encuentran instalados en paralelo conectados a la salida del manifold o a
las salidas de las botas de gas.
Tanque de prueba (4), capacidad 500 barriles.
Scrubber (5). Este se encuentra en la línea de salida del gas antes del mechero.
Mechero (6). En el mechero se quema todo el gas producido.
Línea de descarga. Conectada en paralelo a la salida de los tanques.
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Locación Drago Norte
Multiple producción para 6 pozos.
Botas de gas (2a, 2b). se encuentran aguas abajo respecto del manifold.
Tanques de almacenamiento (3a, 3b, 3c). se encuentran instalados en paralelo conectados
a la salida del manifold o a la salida de las botas de gas.
Tanque de Prueba (4). Capacidad 500 barriles.
Knockout Drum (KOD) (5a, 5b). Estos se encuentran en la línea de salida del gas antes del
mechero.
Mechero (6). En el mechero se quema todo el gas producido.
Línea de descarga. Conectada en paralelo a la salida de los tanques.
Tipo de crudo entre: 26 y 29 grados API
La producción actual de Campo Drago Este: 9628.140 barriles y
La producción del Campo Drago Norte: 25752.511 barriles.
Formaciones y unidades geológicas
Pre Hollín
Se perforó 35 pies y esta constituido de intercalaciones de arcillolitas, limonitas y rocas
intrusivas con granos de cuarzo gris verdosos, que de acuerdo a la litología podrían
pertenecer a la formación Chapiza.
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Hollín
Su espesor promedio es de 285 pies, está constituido de areniscas cuarzosas blancas
transparentes de grano grueso a grano medio, con buenos parámetros petrofísicos para ser
roca reservorio; al tope se reducen sus parámetros petrofísicos por presencia de
intercalaciones de lutita e inclusiones de glauconita en las ARENISCAS.
Formación Napo
Se caracteriza por presentar una serie de intercalaciones de lutitas, areniscas y calizas, su
espesor promedio es de 1160 pies contiene los reservorios principales de este campo,
identificados dentro de las zonas litológicas T y U.
Zona T Inferior
Tiene un espesor de 68 pies, constituida por arenisca cuarzosa, blanca, gris clara,
grano fino, cemento y porosidad no visible.
Zona T Superior
26
Bibliografía:
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Continuar Con Su Implementación, Proyecto Previo A La Obtención Del Título De Ingeniero En
Petróleos, SALAZAR HERRERA Marco Patricio, Director: Ing. David Gerardo Barros Pazmiño, Quito,
27 De Febrero 2012.
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Sistema De Bombeo Hidráulico En El Campo Shushufindi, Proyecto Previo A La Obtención Del
Título De Ingeniero En Petróleos, BENAVIDES SILVA Andrea Alejandra, VERGARA CAÑAR Enrique
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad De Ingeniería En Geología y Petróleos, Diseño De Las
Facilidades De Producción Del Campo Drago Aplicando Tecnología De Nueva Generación,
Proyecto Previo A La Obtención Del Título De Ingeniero En Petróleos, OÑA ESTRADA Geovanny
Eduardo, Director: Msc. José Cepeda, Quito, Junio 2011
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad De Ingeniería En Geología y Petróleos, Estudio Técnico
Para La Implementación De Medidores De Flujo Multifásico En Las Instalaciones Del Campo
Drago Y Arazá, Proyecto Previo A La Obtención Del Título De Ingeniero En Petróleos, CANGUI
TERÁN Luis Adrián, SALAZAR ESCOBAR Freddy Mauricio, Director: Ing. Bladimir Cerón, Quito, Junio
2011
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad De Ingeniería En Geología y Petróleos, Estudio Técnico
Económico Del Tratamiento Químico Para La Deshidratación De Crudo En El Campo Shushufindi,
Proyecto Previo A La Obtención Del Título De Ingeniero En Petróleos, BENAVIDES ASTUDILLO
Ximena Maricel, NUÑEZ PEPINOS Sandra Erika, Directora: Ing. Lucía Montenegro, Quito,
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De Las Facilidades De Producción De La Estación Shushufindi Central Para Las Actuales
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Petróleos, BENAVIDES DELGADO Adán Alexander, ZALDUMBIDE LÓPEZ Juan Sebastián, Director:
Ing. Octavio Scacco MBA., Quito, Julio 2009.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad De Ingeniería En Geología y Petróleos, Análisis
Técnico-Económico Para El Cambio De Levantamiento Artificial En Cuatro Pozos Del Campo
Shushufindi, Proyecto Previo A La Obtención Del Título De Ingeniero En Petróleos, ARAYA
CÁCERES Andrés Daniel, Director: Ing. Vinicio Melo Msc., Quito, Agosto 2009.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad De Ingeniería En Geología y Petróleos, Actualización
De Las Reservas En Base A Los Nuevos Factores De Recobro Del Campo Shushufindi, Proyecto
27
Previo A La Obtención Del Título De Ingeniero En Petróleos, ENRÍQUEZ PABÓN José Rubén, FEIJÓO
LOAYZA Marlon René, Director: Ing. Gerardo Barros Msc., Quito, Febrero 2008.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Escuela De Ingeniería, Análisis De Las Perforaciones
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