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INTRODUCCIÓN
El campo Palo Azul posee varias zonas productoras, entre las que tenemos las arenas: Basal Tena y Hollín. Una de las arenas menos explotada es la arena Basal Tena la cual se encuentra ubicada en el Well Pad Norte del campo y además posee una cantidad de reservas y se podría incrementar la producción de éste (Petroamazonas EP, 2016, p. 01).
Identificando técnicamente las reservas que son significativas de un reservorio, es donde se realiza una inversión económica, realizando varios análisis para tratar de extraer el petróleo a corto plazo con el menor costo operativo, como lo es el caso del Well Pad Norte (Petroamazonas EP, 2016, p. 01). De los pozos productores del sector Well Pad Norte Basal Tena, tienen la característica de que manejan presiones bajas, con un promedio de 390 psi de presión de ingreso a la bomba electrosumergible (Petroamazonas EP, 2016, p. 01).
El estudio de inyección de agua en la arena Basal Tena en el Well Pad Norte del Campo Palo Azul, consiste en calcular las reservas y el factor de recobro adicional debido a la inyección de agua.
METODOLOGÍA
Ubicación del campo
El Campo Palo Azul del Bloque 18 de EP PETROECUADOR se encuentra ubicado en la Provincia de Francisco de Orellana, hacia el extremo oeste de la Cuenca Oriente, limitado al Norte por el campo Lago Agrio, al Sur por el campo Pucuna, al Este el campo Eno-Ron y al Oeste el levantamiento subandino (IGAPO, 2019, p. 01).
La figura 1 indica parte del Campo Palo Azul enfocado en el Well Pad Norte.
Historial de producción
La arena Basal Tena produce desde abril del año 2015, en la figura 2 se muestra el historial de producción:
Datos PVT de la arena Basal Tena
Los datos PVT se detallan en la Tabla 1.
Ecuación de Flujo Fraccional
Leverett fue quien desarrolló esta ecuación, y para su deducción tomó en consideración un desplazamiento tipo pistón con fugas, en el cual el fluido desplazado es petróleo y el fluido desplazante es agua (Criollo, 2011, p. 58). La ecuación 1 permite determinar el flujo fraccional, asumiendo que los efectos del gradiente de presión capilar y los efectos de la gravedad son despreciables:
Dónde:
Ec. (1)
μw = Viscosidad de agua [cp].
μo = Viscosidad de petróleo [cp].
Kro = Permeabilidades relativa al petróleo [md].
Krw = Permeabilidades relativa al agua [md].
Factor de recobro
El factor de recobro en recuperación secundaria se calcula con la ecuación 2 y ecuación 3
Ec. (2)
Dónde:
FR = Factor de recobro
EV = Eficiencia de desplazamiento vertical
EA = Eficiencia de desplazamiento areal.
ED = Eficiencia de desplazamiento microscópico
Ec. (3)
Dónde
ES = Eficiencia de desplazamiento volumétrico.
EV = Eficiencia de desplazamiento vertical
EA = Eficiencia de desplazamiento areal.
DESARROLLO DE LA PROBLEMÁTICA
Evaluación petrofísica
En la figura 3 se presenta el corte estructural y estratigráfico NW-SE dé la arena Basal Tena.
POES y Reservas
Las reservas oficiales reportadas hasta el 31 de diciembre del 2017, se calculó un POES de 25’976,513 barriles, las reservas remanentes estimadas son 2’409,860 barriles con el FR calculado de 9.27%.
Producción Acumulada de Petróleo Recuperada: 1,480541.89 BPPD (31 de diciembre de 2017).
Se estima que mediante la inyección de agua desde el pozo PLAN-055, inyectando un caudal de unos 2000 BLS de agua se podrían recuperar 0.5 – 1.0 MMBLS adicionales, lo que representa 3%- 5% de factor de recobro adicional. Con ello se llegaría a un factor de recobro de 17%-19%.
Comportamiento de presión
La presión de reservorio inicial de la arena Basal Tena fue de 3,200 psi, actualmente la Pr es de 1,100 psi, y las presiones de entrada a la bomba BES PIP es: 394 psi.
Curvas de permeabilidades relativas
Selección preliminar del pozo inyector
La selección del pozo candidato a inyector se tomó en cuenta las siguientes premisas:
Que se encuentre ubicado en la zona del canal del campo.
Que tenga al momento una producción menor a 120 Bppd.
Tomando en cuenta las premisas anteriores se seleccionó al pozo PLAN-055 como el pozo candidato a inyector (tabla 2) (ver la ubicación del pozo en la figura 5).
Procedimiento operacional:
Se obtiene agua de formación del pozo PLAN-056H y se almacena en un tanque en la locación
Se realiza el proceso de filtrado del agua previo a la inyección
Arrancan unidades de bombeo e inyectan agua con presión de cabeza 1000 psi
Toman parámetros operaciones de inyección.
Aplicación de la ecuación de flujo fraccional
En el caso del proyecto piloto de inyección de agua del campo. Asumimos que los valores de caudal total (qt) son lo suficientemente grandes de tal forma que los efectos de capilaridad y gravedad no son significativos. La viscosidad del petróleo según análisis PVT para la arenisca Basal Tena es 8.30 cp. La viscosidad de la agua de la estima en 1 cp. (ecuación 4)
Ec. (4)
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Se aplicó el modelo de Buckley-Leverett, complementado por el enfoque dado por Weldge, determinando la saturación de agua en el frente de agua (Sfw) y la saturación de agua promedio detrás del frente (Swbtm) (Mena, 2019). (Ver figura 6)
Para el proyecto piloto, el valor estimado del volumen poroso resultó de la multiplicación del espesor promedio de la zona de pago entre el pozo inyector y el pozo productor que es 16 pies, por un área del reservorio total. El área total resultante es 218,916 pies cuadrados. (Ver tabla 3)
Se inyectó a través del pozo inyector un volumen de agua equivalente al volumen de producción de fluidos en que se tenía el mejor aporte, 1,500 Bapd. (tabla 4)
Volúmenes de producción incremental
El factor de recobro al final de la producción del reservorio contempla el 9.27% sin intervención de la implementación de la inyección de agua. Con la aplicación del proyecto piloto de inyección de agua incrementaría el factor de recobro hasta el 14%. Esto incurriría con incrementales de reservas aproximadas de 3,591,156.00 barriles.
Con los resultados obtenidos, la diferencia entre la producción primaria y la aplicación del IOR es 1,181,296 barriles de petróleo, donde la implementación del proyecto incurre con inversiones mínimas que es directamente beneficioso para el estado ecuatoriano.
CONCLUSIONES
El POES de la arena Basal Tena de la zona norte del campo Palo Azul es 25,976,513 barriles de petróleo, y las reservas remanentes estimadas son 2,409,860 barriles de petróleo, obteniendo un factor de recobro de 9.27%.
Inyectando 1,500 barriles de agua diarios en el pozo inyector PLAN 55 se espera recuperar 3,591.156,00 barriles de petróleo, obteniendo un factor de recobro de 14%.
La inyección de agua de formación hasta el punto de ruptura se tarda 379 días, que es un tiempo corto para evidenciar los resultados.
El proyecto implementado con recuperación secundaria mediante inyección de agua constituye la solución más viable para enfrentar la constante declinación de la producción.
RECOMENDACIONES
Para tener una mejor eficiencia de la inyección de agua se debe realizar un monitoreo continuo de los caudales y fluido a inyectarse, verificar las presiones que se van a inyectar, su permeabilidad, presión del reservorio, presión de fractura, viscosidad, factor volumétrico.
Afinar el proyecto con el modelo Estático y Dinámico, para corroborar los datos presentados en este proyecto.
