UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA -...

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO,

GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

“EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS

TECNOLÓGICAS PARA MAXIMIZAR EL FACTOR

DE RECOBRO DE CRUDO PESADO”

TESIS

PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE:

INGENIERO DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL

ELABORADO POR:

NESTOR ANTONIO ALEJANDRO PALACIOS CHUN

PROMOCIÓN: 2013 - I

LIMA – PERU

2015

i

Dedicatoria

Agradezco a mis padres Nestor y Ana, mis hermanos Rosa

y Daniel quienes me dieron la oportunidad y el apoyo

durante todos estos años para salir adelante y poder

forjarme un futuro.

A mi novia Jackelyn quien me apoyo y alentó para

continuar.

A mis dos maestros y amigos Alex Huerta y Luis Colan

quienes depositaron su confianza en mí y me apoyaron

incondicionalmente para crecer profesionalmente.

Ahora yo les dedico este trabajo a ustedes para mostrarles

que su apoyo no fue en vano.

ii

Resumen

El presente trabajo desarrolla la evaluación de las tecnologías alternativas de

producción primaria y mejorada para maximizar el factor de recobro de los

yacimientos de crudo pesado con empuje de agua de la cuenca Marañón, el cual se

analizó en las siguientes actividades.

Se revisó las características de los reservorios de crudo pesado sujetos a empuje de

agua de la Cuenca Marañon y el estado del arte de las alternativas tecnológicas

aplicadas a campos análogos y sus aplicaciones exitosas.

Se identificó “criterios de selección” (Screening) y se escogieron aquellos métodos

de producción a ser aplicados análogos a la Cuenca Marañón y se elaboró una matriz

de selección de tecnologías de recuperación primaria y mejorada de crudo pesado.

Se construyó el modelo de simulación numérica usando software comercial para

representar la recuperación mejorada de las tecnologías a ser aplicadas a la cuenca

Marañón. Los métodos seleccionados fueron la inyección de agua caliente, Huff and

Puff y la Segregación Gravitacional Asistida por vapor (SAGD).

Se obtuvo los resultados de las tecnologías propuestas: inyección de agua caliente,

Huff and Puff y SAGD. Se usaron como data de entrada, información de reservorios

con características geológicas y de fluidos de la Cuenca Marañón.

Se realizó las evaluaciones económicas con los perfiles de producción obtenidos de

los modelos de simulación para determinar la rentabilidad de las propuestas de

producción en frio y de SAGD, teniendo a esta última como la mejor alternativa

tecnológica con los parámetros económicos de TIR: 48%, VAN: 12,221.45 MUS$ y

Pay Out: 3 años 8 meses y 12 días.

Con estos resultados se recomienda aplicar la tecnología SAGD por su rentabilidad

económica y técnica para incrementar el factor de recobro de los yacimientos de

crudo pesado de la cuenca Marañon.

iii

INDICE

Dedicatoria ............................................................................................................... i

Resumen .................................................................................................................. ii

INDICE .................................................................................................................. iii

CAPITULO I.- INTRODUCCIÓN ........................................................................1

1.1. Antecedentes .............................................................................................1

1.2. Problemática..............................................................................................1

1.3. Planteamiento del problema y Justificación del Problema ..........................1

1.4. Objetivos ...................................................................................................2

1.4.1. Objetivo General .................................................................................2

1.4.2. Objetivos Específicos ..........................................................................2

1.5. Hipótesis ...................................................................................................3

1.5.1. Hipótesis Principal ...............................................................................3

1.5.2. Hipótesis Secundarias ..........................................................................3

1.6. Variables ...................................................................................................3

1.6.1. Variables Dependientes .......................................................................3

1.6.2. Variables Independientes .....................................................................3

1.7. Operacionalización de variables.................................................................4

1.8. Matriz de Consistencia ..............................................................................5

CAPITULO II. - MARCO TEÓRICO ....................................................................6

2.1. Crudo pesado .............................................................................................6

2.1.1. Definición ............................................................................................6

2.1.2. Composición........................................................................................6

2.1.3. Retos Tecnológicos para la recuperación..............................................7

2.2. Métodos de Recuperación Primaria y Secundaria.......................................7

2.2.1. Producción en Frio ...............................................................................8

2.2.2. Inyección de agua ................................................................................9

2.2.3. Producción en Frio con arena (CHOPS) ............................................. 11

2.3. Métodos de Recuperación Mejorada (EOR) ............................................. 15

2.3.1. Desplazamiento Miscible ................................................................... 15

2.3.1.1. Inyección de dióxido de carbono (CO2) ...................................... 15

2.3.1.2. Inyección de Nitrógeno (N2) ....................................................... 17

2.3.1.3. Inyección de Hidrocarburos ........................................................ 18

2.3.2. Inyección de Químicos ...................................................................... 19

iv

2.3.2.1. Inyección de Polímeros ............................................................... 19

2.3.2.2. Inyección de Surfactantes ........................................................... 21

2.3.2.3. Inyección de Alcalinos................................................................ 22

2.3.2.4. Inyección de Micelar .................................................................. 22

2.3.2.5. Inyección de Alcalinos-Surfactantes-Polímeros (ASP) ............... 24

2.3.2.6. Inyección de Bacterias ................................................................ 26

2.3.3. Métodos Termales ............................................................................. 27

2.3.3.1. Estimulación de Vapor Cíclica (CSS) ......................................... 27

2.3.3.2. Inyección Continua de Vapor ...................................................... 30

2.3.3.3. Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD) .................... 32

2.3.3.4. Combustión in Situ (ISC) ............................................................ 35

2.3.3.4.1. Combustión In-Situ Convencional o Hacia Adelante.............. 38

2.3.3.4.2. Combustión In-situ en Reverso .............................................. 40

2.3.3.4.3. Combustión Húmeda ............................................................. 41

2.3.3.5. Inyección de Punta a Punta (THAI) ............................................ 41

2.3.3.6. Procesamiento Catalítico In situ (CAPRI) ................................... 45

2.3.4. Métodos Electromagnéticos ............................................................... 47

2.3.4.1. Calentadores eléctricos de baja frecuencia que usan corriente

Resistiva u Ohmica:..................................................................................... 48

2.3.4.2. Calentadores eléctricos de alta frecuencia (calentadores

dieléctricos) que usan corriente de Radiofrecuencia /Microondas: ............... 52

2.3.4.3. Herramientas de la Inducción que tienen la habilidad de usar una

gama amplia de corrientes de baja a media frecuencia, dependiendo de los

requisitos de calor y temperatura deseados. ................................................. 54

2.4. Simulación Numérica .............................................................................. 56

2.4.1. Ventajas de la Simulación de Yacimientos. ........................................ 56

2.4.2. Elementos claves para la elaboración de un Modelo de Simulación. ... 57

2.5. Proceso de mejora del Crudo Pesado (Upgrading) ................................... 59

CAPITULO III.- SELECCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS ... 60

3.1. Flujograma de Evaluación ....................................................................... 60

3.2. Criterios de Selección .............................................................................. 62

3.3. Características de los Yacimientos de la Cuenca Marañon ....................... 65

3.4. Características de la Cuenca Marañon para el estudio .............................. 68

3.5. Matriz de selección de Alternativas Tecnológicas .................................... 70

3.6. Selección de las mejores Alternativas ...................................................... 73

v

CAPITULO IV. - DISEÑO DE UN MODELO DE SIMULACIÓN CONCEPTUAL

PARA LA EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS .......... 74

4.1. Características del Modelo de Simulación................................................ 74

4.2. Lineamientos del Caso Base .................................................................... 75

4.3. Evaluación de las Alternativas Tecnológicas............................................ 77

4.3.1. Inyección de Agua Caliente ............................................................... 77

4.3.2. Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD) ........................... 80

4.3.3. Huff and Puff ..................................................................................... 83

4.4. Análisis de Resultados ............................................................................. 86

CAPITULO V. - ANALISIS ECONÓMICO........................................................... 88

5.1. Análisis del Escenario 1........................................................................... 88

5.2. Análisis del Escenario 2........................................................................... 93

5.3. Análisis de los Resultados ....................................................................... 98

CAPITULO VI. - CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................... 99

6.1. Conclusiones ........................................................................................... 99

6.2. Recomendaciones .................................................................................. 100

BIBLIOGRAFIA .................................................................................................. 101

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

ANEXO 1: CÓDIGO DEL MODELO DE SIMULACIÓN ............................... 104

ANEXO 2: COSTO DEL POZO PRODUCTOR ............................................... 121

ANEXO 3: COSTO DEL POZO INYECTOR................................................... 122

vi

LISTA DE FIGURAS

Figura N° 1: Muestra de Crudo Pesado .....................................................................6

Figura N° 2: Diagrama de levantamiento artificial con cavidades progresivas (PCP) .9 Figura N° 3: Diagrama de Inyección de Agua ......................................................... 10

Figura N° 4: Componentes volumétricos de una arenisca ........................................ 11 Figura N° 5: Mecanismo de los CHOPS .................................................................. 13

Figura N° 6: Esquema Del Proceso de CHOPS ....................................................... 14 Figura N° 7: Lechada Producida por el método de producción de Petróleo pesado en

frío con arena (CHOPS) .......................................................................................... 14 Figura N° 8: Proceso de Inyección de CO2 .............................................................. 16

Figura N° 9: Efecto de los polímeros en las curvas de flujo de permeabilidades

relativas y de flujo fraccional. ................................................................................. 20

Figura N° 10: Proceso de Inyección Micelar ........................................................... 24 Figura N° 11: Diagrama del proceso de ASP ........................................................... 25

Figura N° 12: Diagrama del Proceso de Inyección Cíclica de Vapor ....................... 30 Figura N° 13: Diagrama del proceso de Inyección de Vapor ................................... 32

Figura N° 14: Diagrama de posición de los pozos en el método SAGD ................... 33 Figura N° 15: Diagrama de la Cámara de Vapor entre el pozo inyector y productor.34

Figura N° 16: Diagrama del proceso SAGD ............................................................ 35 Figura N° 17: Diagrama General del Proceso de Combustión In-Situ ...................... 38

Figura N° 18: Diagrama del Proceso de Combustión In-Situ Convencional o Hacia

Adelante ................................................................................................................. 40

Figura N° 19: Diagrama del Proceso de Combustión In-Situ en Reverso ................. 41 Figura N° 20: Diagrama del proceso THAI ............................................................. 42

Figura N° 21: Diagrama de la Metodología THAI ................................................... 44 Figura N° 22: Esquema del Proceso THAI .............................................................. 45

Figura N° 23: Diagrama del Proceso CAPRI ........................................................... 47 Figura N° 24: Configuración simple de un sistema de calentamiento resistivo ......... 49

Figura N° 25: Sistema de calentamiento resistivo para un pozo vertical .................. 50 Figura N° 26: Sistema de calentamiento por tubería en un pozo vertical .................. 51

Figura N° 27: Sistema de calentamiento por bloque en múltiples pozos .................. 52 Figura N° 28: Esquema de calentamiento por microondas ....................................... 54

Figura N° 29: Sistema de calentamiento por inducción en un pozo vertical. ............ 55 Figura N° 30: Flujograma de Evaluación ................................................................ 60

Figura N° 31: Diagrama del Proceso EOR .............................................................. 61 Figura N° 32: Diagrama Resumen de matriz de selección para técnicas de EOR. .... 63

Figura N° 33: Comparación de criterios para métodos EOR en función a la

profundidad ............................................................................................................ 63


Viscosidad .............................................................................................................. 64


Permeabilidad. ........................................................................................................ 64

Figura N° 36: Columna Estratigráfica Detallada de la Cuenca Marañon. ................. 66 Figura N° 37: Ubicación del lote a estudiar y la Columna Estratigráfica de la Cuenca

Marañon. ................................................................................................................ 69 Figura N° 38: Modelo refinado de Simulación ........................................................ 74

vii

Figura N° 39: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para producción en

Frío. ........................................................................................................................ 75 Figura N° 40: Producción de Petróleo (STB/D) por producción en Frio................... 76

Figura N° 41: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) por producción en Frio.

............................................................................................................................... 76

Figura N° 42: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para inyección de

Agua Caliente - Modelo General ............................................................................. 78

Figura N° 43: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para Agua Caliente

– Modelo con tres inyectores ................................................................................... 78

Figura N° 44: Producción de Petróleo (STB/D) de todos los casos HT-INJ y

Producción en Frio. ................................................................................................. 79

Figura N° 45: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) de todos los casos HT-

INJ y Producción en Frio. ....................................................................................... 79

Figura N° 46: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para el proceso

SAGD. .................................................................................................................... 81

Figura N° 47: Producción de Petróleo (STB/D) de todos los casos SAGD y


Figura N° 48: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) de todos los casos

SAGD y Producción en Frio. .................................................................................. 82

Figura N° 49: Producción de Petróleo Agua (STB/D) de todos los casos SAGD y


Figura N° 50: Producción acumulada de Agua (MMSTB) de todos los casos SAGD y


Figura N° 51: Modelo General para Huff and Puff para el caso VAPORHP. ........... 84 Figura N° 52: Producción de Petróleo (STB/D) de todos los casos Huff and Puff y

Producción en Frio. ................................................................................................. 85 Figura N° 53: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) de todos los casos Huff

and Puff y Producción en Frio. ................................................................................ 85 Figura N° 54: Gráfico del VAN (15%) para determinar el Pay Out. ........................ 91

Figura N° 55: Gráfico del VAN a tasa variable para determinar el TIR. .................. 92 Figura N° 56: Gráfico de variabilidad para el Escenario 1. ...................................... 93

Figura N° 57: Gráfico del VAN (15%) para determinar el Pay Out. ........................ 96 Figura N° 58: Gráfico del VAN a tasa variable para determinar el TIR. .................. 97

Figura N° 59: Gráfico de variabilidad para el Escenario 2. ...................................... 98

viii

LISTA DE TABLAS

Tabla N° 1: Operacionalización de Variables ............................................................4

Tabla N° 2: Matriz de Consistencia ...........................................................................5 Tabla N° 3: Análisis Comparativo entre Crudo Ligero y Crudo Pesado .....................7

Tabla N° 4: Matriz de Criterio de Selección para producción en frío. ...................... 70 Tabla N° 5: Matriz de Criterio de Selección para Desplazamiento Miscible e

Inyección de Químicos. ........................................................................................... 71 Tabla N° 6: Matriz de Criterio de Selección para Métodos Termales. ...................... 72

Tabla N° 7: Análisis de Sensibilidad para la Inyección de Agua Caliente. ............... 77 Tabla N° 8. Análisis de Sensibilidad para SAGD. ................................................... 80

Tabla N° 9. Análisis de Sensibilidad para Huff and Puff. ........................................ 83 Tabla N° 10: Tabla de Comparación del OOIP con las producciones totales de

petróleo, agua y gas................................................................................................. 86 Tabla N° 11: Tabla de Comparación del Factor de Recobro de las diferentes

Tecnologías. ........................................................................................................... 87 Tabla N° 12: Parámetros para el Escenario 1. .......................................................... 88

Tabla N° 13: Inversiones para el Escenario 1. ......................................................... 89 Tabla N° 14: Producción Incremental entre caso Base. ............................................ 89

Tabla N° 15: Análisis Económico para el Escenario 1. ............................................ 90 Tabla N° 16: Resultados para el Escenario 1. .......................................................... 91

Tabla N° 17: Análisis de Sensibilidades para el Escenario 1. ................................... 92 Tabla N° 18: Parámetros para el Escenario 2. .......................................................... 93

Tabla N° 19: Inversiones para el Escenario 2. ......................................................... 94 Tabla N° 20: Producción Incremental caso SAGD 4. .............................................. 94

Tabla N° 21: Análisis Económico para el Escenario 2 ............................................. 95 Tabla N° 22: Resultados para el Escenario 2. .......................................................... 96

Tabla N° 23: Análisis de Sensibilidades para el Escenario 2. ................................... 97 Tabla N° 24: Análisis Incremental de Escenarios .................................................... 98

Tabla N° 25: Costo Pozo Productor ....................................................................... 121 Tabla N° 26: Costo Pozo Inyector ......................................................................... 122

1

CAPITULO I.- INTRODUCCIÓN

1.1. Antecedentes

Con el incremento de las necesidades energéticas, los altos precios del

petróleo, y la declinación de la producción, la atención de la industria en

muchos lugares del mundo se está desplazando hacia la explotación de

petróleo pesado.

A lo largo de las escalas de tiempo geológico, durante la etapa de

migración y luego del entrampamiento, los microorganismos degradan

los hidrocarburos livianos e intermedios, produciendo metano e

hidrocarburos pesados enriquecidos. Los expertos en geoquímica

generalmente coinciden en que casi todos los petróleos crudos comienzan

con densidades de entre 30 y 40°API.

La biodegradación es la causa principal de la formación del petróleo

pesado, esta produce la oxidación del petróleo, reduciendo la relación

gas/petróleo (GOR) e incrementando la densidad, la acidez, la

viscosidad, el contenido de azufre y de otros metales. A través de la

biodegradación, los petróleos pierden además una importante fracción de

su masa original.

Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales

y otros elementos, lo que exige más esfuerzos y erogaciones para la

extracción de productos utilizables y la disposición final de los residuos.

1.2. Problemática

Los yacimientos de crudo pesado de la cuenca Marañón en Perú han sido

mayormente desarrollados sin seguir una estrategia orientada a

maximizar el recobro. La estrategia convencional consistente en la

perforación de pozos verticales y direccionales (solo en algunos casos

horizontales) desde distintas plataformas, el uso de bombas

electrosumergibles (y la consiguiente producción a altos cortes de agua)

y la producción conjunta de reservorios de distinta productividad, solo ha

permitido alcanzar un recobro en el orden del 15 % en promedio.

1.3. Planteamiento del problema y Justificación del Problema

La producción de petróleo en el Perú ha declinado de manera sostenida

desde los años 80, época en la que alcanzó su tope cerca de los 200,000

bbl/d, comparado a los menores valores actuales que bordean los 70,000

bbl/d. Esta situación ha agudizado al déficit de la balanza comercial de

hidrocarburos, por lo cual se requieren de nuevas tecnologías que

optimicen y maximicen la producción de hidrocarburos.

2

Se estima que una estrategia que integre tanto las mejores técnicas

modernas de producción en frío (pozos horizontales/multilaterales,

completaciones selectivas e inteligentes), como los procesos térmicos

(inyección de vapor, combustión insitu, inyección cíclica de vapor,

SAGD, THAI), puedan contribuir en al menos duplicar el factor de

recobro primario de los Yacimientos de crudo pesado.

Por lo tanto los beneficiados con esta investigación serán:

El estado, con el incremento de la producción por métodos de

recuperación mejorada (EOR) también incrementará el monto de

las regalías.

Los operadores de los lotes de petróleo pesado en la cuenca

Marañón, Lote 67 (Perenco), Lote 1-AB (Pluspetrol Norte), Lote

95 (Gran Tierra Energy) y Lote 39 (Perenco), debido a que se

aportaran soluciones tecnológicas que podrían viabilizar la

explotación petrolera de hidrocarburos pesados en el país.

La Facultad de Petróleo de la UNI, ya que los estudios servirían

de base para futuros proyectos de investigación.

El investigador, porque ayudará a adquirir mayor conocimiento

como futuro ingeniero de petróleo y gas natural.

1.4. Objetivos

1.4.1. Objetivo General

Evaluar las tecnologías alternativas de producción primaria y

mejorada para maximizar el factor de recobro de los yacimientos

de crudo pesado con empuje de agua de la cuenca Marañón.

1.4.2. Objetivos Específicos

Realizar una revisión bibliográfica o estado del arte sobre las

metodologías de recuperación de petróleo, que permitan aumentar

el factor de recobro.

Elaborar una matriz de criterios técnicos para la selección

oportuna de las tecnologías de producción de crudo pesado,

acorde a las características de los reservorios de la zona.

Desarrollar modelos de simulación conceptual para evaluar la

contribución en el factor de recobro de las tecnologías

seleccionadas.

3

1.5. Hipótesis

1.5.1. Hipótesis Principal

La perforación multilateral y los métodos termales pueden

incrementar el factor de recobro en yacimientos de crudo pesado

de la cuenca Marañon, inclusive sujetos al mecanismo de empuje

de agua.

1.5.2. Hipótesis Secundarias

Es factible elaborar una matriz de selección de alternativas

tecnológicas aplicada a la cuenca Marañon, que permita definir el

mejor proceso de recuperación secundaria a los reservorios de

crudo pesado.

1.6. Variables

1.6.1. Variables Dependientes

Estrategias para definir los métodos de recuperación mejorada.

Volumen recuperable de petróleo por recuperación mejorada.

Factor de recobro por métodos de recuperación mejorada.

Valor Presente Neto

1.6.2. Variables Independientes

Mecanismos de Producción de los reservorios de crudo pesado.

Características de los fluidos de los reservorios de crudo pesado.

Propiedades Petrofísicas de los Yacimientos.

Eficiencia de desplazamiento.

Eficiencia areal.

Modelos Analíticos y Numéricos de los Reservorios.

4

1.7. Operacionalización de variables

Tabla N° 1: Operacionalización de Variables

Tipo Variable Definición Conceptual Definición Operacional Indicadores

Variable

Dependiente

Estrategias para

definir los métodos

de recuperación

mejorada

Conjunto de alternativas

tecnológicas para

maximizar la

recuperación de petróleo.

Evaluación y selección de

los procesos de recuperación

mejorada.

Tablas de screening.

Volumen recuperable

de petróleo por recuperación

mejorada

Volumen de petróleo

recuperado mediante los procesos de recuperación

mejorada.

Evaluación de diferentes

métodos de cálculo, pasando por modelos analíticos y

numéricos.

Curvas de producción e

inyección.

Factor de recobro por

métodos de

recuperación

mejorada.

Fracción del volumen recuperable de petróleo

como consecuencia de

los procesos de

recuperación mejorada.

Evaluación de las propiedades de roca y fluido

para definir estas variables y

la evaluación de las curvas

de producción e inyección.

Curvas de

producción e

inyección.

Valor Presente Neto

Flujo de caja acumulado,

actualizado mediante una

taza y descontado de la

inversión inicial.

Evaluación económica del

proyecto en cada una de sus

diferentes fases.

Evaluación

económica, flujos de

caja, perfiles de

inyección y costos

operativos.

Variable

independiente

Mecanismos de

Producción de los

reservorios de crudo

pesado.

Mecanismo de

producción de

Evaluación de las

propiedades de roca y fluido

para definir esta variable y

la evaluación de las curvas

de producción e inyección.

Curvas de

producción e

inyección.

Características de los

fluidos de los

reservorios de crudo

pesado.

Parámetros del fluido del

reservorio.

Evaluación de las

propiedades de fluido para

definir esta variable, análisis

histórico de parámetros para

caracterizar el reservorio.

Análisis de PVT

Propiedades

Petrofísicas y

Propagación a través

de los Yacimientos.

Parámetros de la roca del

reservorio.

Evaluación de las

propiedades de roca para

definir esta variable, análisis

histórico de parámetros para

caracterizar el reservorio.

Registros de pozos,

correlaciones, curvas

de producción e

inyección.

Modelos Analíticos y

Numéricos de los

Reservorios.

Modelos matemáticos

para predecir la

producción y

comportamiento de los

reservorios.

Evaluación del

comportamiento de los

procesos de recuperación

mejorada seleccionados y

optimización de la

recuperación de petróleo.

Curvas de

producción e

inyección.

Fuente: Elaboración Propia

5

1.8. Matriz de Consistencia

Tabla N° 2: Matriz de Consistencia

MATRIZ DE CONSISTENCIA

ASPECTOS GENERALES ASPECTOS ESPECÍFICOS

PROBLEMA OBJETIVO HIPÓTESIS PROBLEMA OBJETIVOS HIPÓTESIS

GENERAL GENERAL GENERAL ESPECIFICO ESPECÍFICOS ESPECIFICA

¿Cómo

podríamos

incrementar el

factor de

recobro de los

yacimientos de

crudo pesado

de la cuenca

Marañon, aún inclusive con

empuje de

agua?

Evaluar las

tecnologías

alternativas de

producción primaria y

mejorada; mediante

métodos analíticos y

simuladores para

maximizar el factor de

recobro de los yacimientos de crudo

pesado con empuje de

agua de la cuenca

Marañón.

La perforación

multilateral y los

métodos termales

pueden

incrementar el

factor de recobro

en yacimientos de

crudo pesado de la

cuenca Marañon, inclusive sujetos al

mecanismo de

empuje de agua.

¿Se puede aplicar

estrategias con

criterios técnicos

que permitan

mejorar la

producción y

factor de recobro

de reservorios de crudo pesado con

empuje de agua?

Preparación de una

matriz de criterios

técnicos para la

aplicación de las tecnologías de

producción primaria y

mejorada en

yacimientos con

empuje de agua.

Es factible

elaborar una

matriz de

selección de

alternativas

tecnológicas

aplicada a la

cuenca

Marañon, que

permita definir

el mejor proceso de

recuperación

mejorada a los

reservorios de

crudo pesado.

Elaboración de

indicadores técnicos

para la evaluación de

las alternativas

tecnológicas


6

CAPITULO II. - MARCO TEÓRICO

2.1. Crudo pesado

2.1.1. Definición

El Departamento de Energía de los Estados Unidos de

Norteamérica (DOE, por sus siglas en inglés), define al petróleo

pesado como aquél que presenta densidades API de entre 10.0° y

22.3°.

Sin embargo, en algunos yacimientos, el petróleo con una densidad

tan baja como 7° u 8° API se considera pesado más que

ultrapesado, porque puede ser producido mediante métodos de

producción de petróleo pesado. (Figura N°1)

Figura N° 1: Muestra de Crudo Pesado

Fuente: Experimental Optimization of the CAPRI Process

2.1.2. Composición

La composición del crudo pesado consta de:

Hidrocarburos (Parafinas, Naftenos, Aromáticos)

Compuestos de azufre

Compuestos de nitrógeno

Componentes metálicos

7

Tabla N° 3: Análisis Comparativo entre Crudo Ligero y Crudo Pesado

Fuente: Experimental Optimization of the CAPRI Process

2.1.3. Retos Tecnológicos para la recuperación

La producción de petróleo pesado y extrapesado casi siempre

requiere de medidas para reducir la viscosidad del petróleo y la

introducción de la energía al reservorio.

Por lo general tanto el petróleo pesado como extrapesado

requieren:

Adición de diluyentes (gas condensado, líquidos de gas

natural, crudo ligero) para permitir que el petróleo sea

transportado por el oleoducto.

Proceso de mejora química para reducir la densidad y

eliminar los contaminantes antes de que pueda ser utilizado

en la refinería.

Antiguamente para la explotación de petróleo pesado, la industria

del petróleo se basó en los métodos de producción en frío; en la

actualidad se han propuesto y desarrollado una variedad de

tecnologías de recuperación mejorada, las cuales ha obtenido

factores de recuperación que van desde un mínimo de 10 %

(inyección de agua) y hasta un 70 % con drenaje por gravedad

asistido por vapor (SAGD) y potencialmente a más del 80 % con la

inyección de aire de punta a punta (THAI).

Las técnicas de recuperación mejorada de petróleo (EOR) se

pueden clasificar en métodos térmicos o métodos no-térmicos y su

utilidad para un proyecto en particular depende tanto de las

características del reservorio como de la composición del crudo.

2.2. Métodos de Recuperación Primaria y Secundaria

Tradicionalmente, la producción de petróleo pesado ha sido dominada por la

producción en frío de los reservorios que están relativamente cerca de la

superficie (como es en el caso de las arenas petrolíferas canadienses) o de

8

fácil flujo (como en el caso de los petróleos pesados más ligeros de

Venezuela).

Dado que estas técnicas son muy conocidas, son vistas como métodos de

producción primarios o secundarios de bajo riesgo, que pueden ser seguidas

por técnicas alternativas para lograr mayores factores de recobro.

2.2.1. Producción en Frio

Los métodos de producción en frío son aquellos que no requieren el

agregado de calor, son utilizados cuando la viscosidad del petróleo

pesado en condiciones de yacimiento es lo suficientemente baja

como para permitir que el petróleo fluya a regímenes económicos.

(Figura N°2)

Los métodos asistidos termalmente se utilizan cuando el petróleo

debe ser calentado para fluir.

Ventaja:

El considerable bajo costo de la inversión en relación a las

técnicas de recuperación termal.

Desventaja:

Limitaciones por las características del reservorio.

Metodología:

Se perforan pozos horizontales y multilaterales con el fin de

ponerse en contacto con la mayor cantidad de formaciones

posibles, en algunos casos se inyectan diluyentes, tales

como nafta, para disminuir aún más la viscosidad del crudo.

También se utilizan las bombas electrosumergibles y

bombas de cavidad progresiva, como método de

levantamiento artificial.

Si bien los factores de recuperación son pobres, por lo general en el

rango de 5 a 6 % (Babusiaux, 2007), estos pueden ser

incrementados hasta 10% con los pozos horizontales, los cuales

tienen una inversión adicional que se encuentran alrededor de 3 a 5

veces mayor que los pozos verticales convencionales.

En cualquiera de ambos casos, queda una cantidad considerable de

petróleo remanente, el cual puede ser recuperado por métodos más

eficientes.

9

Figura N° 2: Diagrama de levantamiento artificial con cavidades progresivas (PCP)

Fuente: Artificial Lift Solutions- KUDU

2.2.2. Inyección de agua

La inyección de agua se utiliza generalmente como un proceso de

recuperación secundaria, pero también se ha empleado con éxito

como una técnica primaria en algunos yacimientos de petróleo

pesado.

Ventajas:

Mejora el factor de recobro con respecto a la producción en

frío.

Puede utilizarse un pozo productor cerca del límite

económico para ser usado como pozo inyector.

Desventajas:

El factor de recuperación disminuye al aumentar la

viscosidad del petróleo.

10

Los petróleos de alta viscosidad causan digitación viscosa

en los frentes de inyección de agua, lo que se traduce en una

eficiencia de barrido pobre.

Una porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar

el petróleo.

Cuando el frente de agua alcanza el pozo productor, se

produce cada vez mayores cantidades de agua, lo que hace

el proceso menos económico hasta que el productor

empieza a producir grandes cantidades de agua.

La heterogeneidad del yacimiento hace que el agua se

canalice, haciendo menos eficiente el proceso.

Es un proceso ineficiente, debido a que las eficiencias de

desplazamiento y barrido son bajas.

La segregación gravitacional generada por la diferencia de

densidad entre el agua y el aceite, hace que el proceso

presente bajas eficiencias de barrido.

Metodología:

Se inyecta agua por el pozo inyector hacia el pozo

productor, en el cual un sistema de levantamiento artificial

eleva el crudo a la superficie. (Figura N° 3)

Figura N° 3: Diagrama de Inyección de Agua

Fuente: What is Enhanced Oil Recovery (EOR) – by Johnny Evans

11

2.2.3. Producción en Frio con arena (CHOPS)

Es un método no térmico de recuperación primaria de crudo pesado

en formaciones poco profundas de arenas no consolidadas.

Debido a las mejoras en potencia y carga de trabajo de este tipo de

bombas, la producción CHOPS ha tenido acogida en los últimos

años en Canadá y otras partes del mundo.

Ventajas:

Aumenta el caudal de producción de 10 a 30 veces en

comparación a la producción en frio.

Se aumenta el factor de recobro de 12 - 18 %, lo cual es una

mejora sobre los métodos de producción en frio.

Desventajas:

Solo se aplican a reservorios de alta porosidad (> 28%).

Solo son factibles en areniscas no consolidadas que no

poseen resistencia a la tracción entre grano y cemento.

(Figura N°4)

Figura N° 4: Componentes volumétricos de una arenisca

Fuente: Apuntes de clase Sedimentología del Petróleo – Ing. Oré

La separación de arena es mecánica y económicamente

intensa, debido al equipo especial de manejo de fluidos que

se necesita.

12

La disposición de las grandes cantidades de arena producida

también es un problema y la gestión de residuos puede dar

cuenta de 15-35% de los costos operativos.*

Un pozo puede venirse en agua si un agujero de gusano

alcanza una zona de agua, ya que el agua fluye

preferencialmente dado que su viscosidad es mucho menor.

La red de agujeros de gusano pueden alcanzar una región

donde no hay suficiente gas natural en el aceite para romper

los granos de arena.

Los granos de arena pueden ser muy fuertes para permitir el

crecimiento de la red de agujeros de gusano.

Los agujeros de gusano pueden colapsar.

En un proceso CHOPS, para que se dé la producción de producción

de petróleo con arena un grupo de fuerzas actúa como se explica a

continuación (Figura N° 5):

Fuerza gravitacionales: los esfuerzos verticales por el peso

de los estratos causa ayuda a la producción de arena.

Gradiente de presión: Causa un flujo de arrastre y da lugar a

la suspensión de la arena en el flujo del fluido.

Crudo espumoso: Fenómeno de flujo de que ayuda a

mantener la presión y tasa de flujo, este mantiene la arena

en suspensión, y aumenta velocidad de flujo hacia la cara

del pozo por la expansión de las burbujas de gas.

* Oil and Gas Exploration and Production: Reserves, Costs, Contracts by Denis Babusiaux 2007.

13

Figura N° 5: Mecanismo de los CHOPS

Fuente: Cold Heavy Oil Production with Sands – Univ. Industrial de Santander

Metodología:

La producción por este método consiste en permitir la

producción de la arena junto con el crudo, no se colocarán

empaquetamientos, ni screens en el pozo durante el

completamiento sino que, por el contrario, el diámetro de

las perforaciones es mayor para permitir la entrada de arena.

Además, se requiere del uso de un sistema de levantamiento

artificial comúnmente bombas PCP para levantar la

producción y llevar el crudo a la superficie. (Figura N° 6)

Cuando es iniciada la producción la producción de arena y

petróleo, se crea desde la cara del pozo cavidades o

agujeros de gusano (Wormholes) como se conocen

comúnmente. Estos comunican a partes inalteradas del

yacimiento con la cara del pozo.

Estos agujeros de gusano se caracterizan por estar llenos de

una mezcla de petróleo, agua y pequeñas burbujas de gas

(Foamy Oil) con partículas en suspensión de arena. (Figura

N° 7)

14

Figura N° 6: Esquema Del Proceso de CHOPS

Fuente: Cold Heavy Oil Production with Sands – Univ. Industrial de Santander

Figura N° 7: Lechada Producida por el método de producción de Petróleo pesado en

frío con arena (CHOPS)

Fuente: La importancia del petróleo pesado – Oilfield Review Autumn 2006

En Canadá, la producción anual de petróleo pesado por el método

CHOPS fue de 700,000 bbl/d en el año 2003.

15

2.3. Métodos de Recuperación Mejorada (EOR)

2.3.1. Desplazamiento Miscible

Se basa en la inyección de un fluido (CO2, N2, HC) al reservorio

para reducir la tensión interfacial y mejorar la movilidad del

petróleo, un objetivo secundario de este método es mantener la

presión durante la expansión del gas disuelto hasta que llega a la

zona de transición donde este actúa como un pistón de

desplazamiento. A medida que el frente de flujo avanza la zona de

transición se extiende. Para este proceso se emplea un pozo

inyector y un pozo productor.

2.3.1.1. Inyección de dióxido de carbono (CO2)

La inyección de CO2 ha despertado gran interés como método

de recuperación mejorada debido a las posibilidades de generar

ingresos por almacenamiento de emisiones.

Si bien el dióxido de carbono es un agente de desplazamiento

atractivo debido a la presión de miscibilidad relativamente baja

que requiere para un amplio rango API de crudo, este no es

miscible con el petróleo. Este gas extrae los componentes

livianos a intermedios (C5-C30) del crudo y a altas presiones

desarrolla la miscibilidad, de esta forma disminuye la tensión

interfacial y viscosidad mejorando el desplazamiento.

Ventajas:

Aumento del factor de recobro.

Disminución de la viscosidad y tensión interfacial.

Retiene las fuentes antropogénicas de este gas de efecto

invernadero.

Desventajas:

Se tiene un pobre control de la movilidad debido a la baja

viscosidad del CO2.

La necesidad de separar el CO2 del petróleo.

La precipitación de los asfaltenos.

16

Disponibilidad de grandes cantidades de CO2, debido a que

el método solo se justificará si existen fuentes cercanas de

este gas y el mismo pueda generarse a costos razonables

debido a que los altos costos de captura, separación y

transporte del mismo.

Metodología:

Se inyecta el CO2 a altas presiones para llegar a la presión

de miscibilidad (>1400 lppc), por el pozo inyector.

Una vez que el CO2 está en estado miscible, reduce la

viscosidad y tensión interfacial del crudo. (Figura N°8)

El desplazamiento del petróleo por el CO2 inyectado se basa

en el comportamiento de la fase de mezcla del gas y el

petróleo, la cual es dependiente de la temperatura y presión

del yacimiento y de la composición de petróleo.

Por lo general se alterna la inyección de agua en este

proceso.

Finalmente el crudo es producido por el pozo productor.

Figura N° 8: Proceso de Inyección de CO2

Fuente: KGS

17

Es el método EOR más empleado para los crudos medianos y

livianos de los Estados Unidos, debido a la gran disponibilidad

de este gas en algunos de sus campos. Para yacimientos de

petróleo pesado o extra-pesado, no existen aplicaciones en

condición de miscibilidad, debido a las altas presiones

requeridas. Sin embargo, si se ha aplicado en crudos de 12 API

en condición no miscible.

2.3.1.2. Inyección de Nitrógeno (N2)

El proceso de inyección de Nitrógeno es análogo al del CO2 al

no ser miscible con el petróleo. A altas presiones se vaporizan

los componentes más ligeros del petróleo (C2 a C6) para generar

miscibilidad.

Ventajas:

Incrementa el factor de recobro.

Bajo costo del N2.

Se puede producir o comprar el N2 en una planta y ser

transportada al campo para su aplicación.

Desventajas:

Miscibilidad Baja viscosidad y pobre solubilidad en el

crudo.

Requiere altas presiones de inyección, lo cual limita el

método a 5000 ft.

No es tan efectivo como el CO2.

Metodología:

Se inyecta el N2 a altas presiones para llegar a la presión de

miscibilidad del crudo con el nitrógeno sin fracturar la

formación, por el pozo inyector.

Con la inyección de N2 se logra desplazar el frente miscible

a lo largo del yacimiento, moviendo así un banco de crudo

hacia los pozos productores.

Dicho frente miscible se forma por la vaporización de

componentes livianos en el crudo.

18

Finalmente el crudo es producido por el pozo productor.

2.3.1.3. Inyección de Hidrocarburos

Este proceso consiste en inyectar hidrocarburos ligeros en el

reservorio bajo condiciones de miscibilidad, con la finalidad de

reducir la viscosidad del petróleo y mejorar el flujo del mismo

hacia los pozos productores.

Ventajas:


Generación de Miscibilidad (gas de condensación y

vaporización).

El aumento del volumen de crudo (hinchazón).

La disminución de la viscosidad del crudo.

Desventajas:

Para contener la alta presión en el proceso de vaporización

de gas, el proceso se limita a los reservorios con una

profundidad de 5000 pies.

Los rangos de presión requeridos son aproximadamente

desde 1200 psi (para el proceso de GLP) a 3000-5000 psi

(gas seco a alta presión), dependiendo de la composición

del crudo.

Cuando se tiene una pobre eficiencia de barrido vertical y

horizontal se genera digitación viscosa.

El disolvente puede ser atrapado y no ser recuperado.

Metodología:

Se tienes tres diferentes métodos para aplicar este método:

Se inyectan pequeñas cantidades de gas licuado de petróleo

(GLP) alrededor de 5 % PV, como propano, seguido de gas

pobre.

Por lo general se realizan procesos de inyección simultánea

de agua y gas (SWAG) para este método.

19

Inyectar pequeñas cantidades de metano enriquecido (C2-

C6) para transferir los componentes ricos de gas hacia el

petróleo, de esta manera se incrementa la miscibilidad

además de reducir la viscosidad.

Inyectar metano seco a altas presiones para vaporizar los

componentes ligeros (C2-C6) y estos al expandirse

incrementan la movilidad del reservorio.

2.3.2. Inyección de Químicos

Se basa en la inyección de un compuesto químico para reducir la

tensión interfacial y mejorar la eficiencia de desplazamiento. Los

compuestos más usados son los polímeros, surfactantes y alcalinos.

En muchos casos se han alternado estos compuestos para obtener

mejores resultados.

2.3.2.1. Inyección de Polímeros

La inyección de polímeros es una técnica de inyección de agua

mejorada, debido a que no se recupera el petróleo residual sino

que mejora la eficiencia de desplazamiento y aumenta la

viscosidad del agua reduciendo así el tiempo en que llega al

irrumpimiento. Por lo general se utilizan polímeros solubles en

agua, como las poliacrilamidas y los polisacáridos.

Ventajas:


Funciona como un agente del control de la movilidad.

Incrementa la viscosidad del agua.

Disminuye la movilidad del agua.

Mejora la eficiencia de barrido areal y vertical.

Desventajas:

A mayor viscosidad del petróleo se requiere una mayor

concentración de polímero, para alcanzar el control de

movilidad deseado.

Las arcillas incrementan la adsorción del polímero.

20

El caudal de petróleo puede ser afectado de manera adversa

en la etapa inicial del proceso de inyección de polímeros

debido a que la inyectividad del polímero es menor que la

del agua.

Los polímeros de tipo acrilamida pierden viscosidad debido

a la degradación por cizallamiento, iones divalentes y

aumento de la salinidad.

Los polímeros de tipo xantano son los más caros, están

sujetos a la degradación microbiana y tiene un mayor

potencial de taponamiento del pozo.

Metodología:

Se inyecta el polímero para aumentar la eficiencia de

barrido del agua inyectada, basándose en el aumento de la

viscosidad de la misma y en la disminución de la relación

de movilidades agua-petróleo.

Los polímeros disminuirán la permeabilidad relativa del

agua y aumentarán la relativa al petróleo, para poder

modificar la curva de flujo fraccional y mejorar el barrido

de petróleo. (Figura N° 9)

Figura N° 9: Efecto de los polímeros en las curvas de flujo de permeabilidades

relativas y de flujo fraccional.

Fuente: Evaluación de estrategias de producción en frío para aumentar el factor de

recobro en yacimientos de crudo extra-pesado con acuífero asociado- Universidad

Central de Venezuela

21

2.3.2.2. Inyección de Surfactantes

El objetivo de la inyección de los surfactantes es para reducir la

tensión interfacial de forma efectiva entre el petróleo y el agua.

Estos se mezclan con alcohol y sal en agua para ser inyectados

al reservorio y así movilizar el crudo al pozo productor.

Ventajas:


Reduce la tensión interfacial entre el petróleo y el agua.

La nueva generación de surfactantes toleran una alta

salinidad.

Los surfactantes son estables a altas y bajas temperaturas de

los reservorios.

Los surfactantes actuales de alto rendimiento cuestan menos

de 2 $/lb de surfactante puro.

Desventajas:

Se requiere una buena calidad de roca.

Se necesita un buen conocimiento de las condiciones del

reservorio.

Pérdida excesiva de surfactante al medio poroso y la

presencia de arcillas son particularmente problemáticos.

Se debe realizar un tratamiento y eliminación de las

emulsiones.

Metodología:

Los químicos surfactantes son moléculas de cadena

intermedia a larga que poseen tanto una sección hidrofílica

como una sección hidrofóbica.

Por consiguiente, las moléculas se acumulan en la interfase

agua-petróleo y reducen la tensión interfacial entre las fases.

Dado que las fuerzas capilares impiden que el petróleo se

desplace a través de las restricciones mojables por agua,

22

tales como las gargantas porales, la reducción de esas

fuerzas puede incrementar la recuperación.

Cuando el número capilar, o relación entre las fuerzas

viscosas y capilares, es alto, predominan las fuerzas

viscosas y el petróleo remanente se puede desplazar.

Esto también rige en un desplazamiento dominado por la

atracción gravitacional, donde el número de Bond, o

relación fuerza de gravedad-fuerza capilar, necesita ser alto

para superar el entrampamiento capilar.

2.3.2.3. Inyección de Alcalinos

Una alternativa con respecto a los surfactantes son los químicos

alcalinos con un pH elevado.

Ventajas:

Incrementa el factor de recobro

Genera surfactantes insitu.

Reduce la relación interfacial.

Desventajas:

Es necesario un alto contenido de ácido orgánico.

El álcali puede reaccionar con el calcio en formaciones de

carbonato formando precipitados que pueden dañar la

formación.

Metodología:

Se inyectan soluciones acuosas secas, por lo general se

utiliza el hidróxido de sodio, carbonato de sodio y orto-

silicato de sodio.

Los alcalinos reaccionan con los componentes ácidos del

petróleo y generan surfactantes, haciendo necesario un alto

contenido de ácido orgánico.

2.3.2.4. Inyección de Micelar

Una de las primeras combinaciones utilizadas en diversos

campos fue la inyección de surfactantes-polímeros, también

23

conocida como inyección de soluciones micelares poliméricas.

El proceso consiste en inyectar un tapón de surfactante para

movilizar el petróleo, seguido por la inyección de polímeros

para prevenir el fenómeno de interdigitación viscosa.

Ventajas:

Mejora el factor de recobro.

Se mejora la relación de movilidad del petróleo.

Desventajas:

Requiere de una combinación química de alto costo de los

productos químicos.

Requiere una pequeña distancia entre el pozo inyector y el

pozo productor.

Alto costo inicial.

Retraso considerable en la respuesta del proceso.

No se aplica a reservorios con alta salinidad, alta

temperatura y contenido de arcilla.

Metodología:

El proceso consiste en inyectar un tapón de surfactante para

movilizar el petróleo.

Seguido por la inyección de polímeros para prevenir el

fenómeno de interdigitación viscosa. (Figura N° 10)

El objetivo de este proceso es mejorar las relaciones de

movilidad y disminuir la saturación residual de petróleo.

Dicha solución debe tener una baja tensión interfacial con el

crudo desplazado con la finalidad de aumentar así el

número capilar y la movilidad del crudo residual en el

yacimiento.

24

Figura N° 10: Proceso de Inyección Micelar

Fuente: Chemical Flooding – NETL

2.3.2.5. Inyección de Alcalinos-Surfactantes-Polímeros (ASP)

La inyección de este conjunto aprovecha las características de

cada método mientras reduce los costos de inyección y la

adsorción del surfactante. De esta manera se reduce la tensión

interfacial y mejora el área de barrido.

Ventajas:


Reduce la tensión interfacial.

Combina lo mejor de los tres métodos para optimiza la

recuperación.

Desventajas:

Requiere de un estricto control de movilidad.

Los test de laboratorio deben hacerse con el crudo y la

roca reservorio a condiciones de reservorio y son

esenciales para cada condición de reservorio.

Se deben crear soluciones ASP específicas para el tipo

de crudo a trabajar.

La vida del proyecto debe ser corta.

25

Se deben conseguir químicos no tan costosos.

Metodología:

Por lo general se utiliza un colchón de prelavado de

salmuera para cambiar la salinidad u otras propiedades

de las rocas y de los fluidos.

Luego, se inyecta una primera lechada que contenga

principalmente surfactantes y soluciones alcalinas que al

contacto con el petróleo, reduzcan la tensión interfacial

agua-petróleo y desplacen las gotas del mismo con

mayor facilidad.

Seguidamente, una segunda lechada que contenga

polímeros, con el objetivo de aumentar la viscosidad del

agua y desplazar efectivamente tanto la primera lechada

como el petróleo móvil. (Figura N° 11)

A continuación, se inyecta tapón de agua dulce para

optimizar la recuperación de los químicos.

Finalmente se realiza un proceso de inyección de agua.

Los resultados de campo son alentadores (factor de recuperación

de 25 a 30%)

Figura N° 11: Diagrama del proceso de ASP

Fuente: Has the Time Come for EOR? – Winter 2010

26

2.3.2.6. Inyección de Bacterias

La inyección de bacterias se lleva a cabo mediante la inyección

de una solución de microorganismos y un nutriente por un pozo

inyector.

Se inyectan regularmente nutrientes, azucares, nitratos o fosfatos

para estimular el crecimiento de los microbios y mejorar su

rendimiento.

Ventajas:


Reducen la tensión interfacial.

Bajo consumo de energía.

Independiente del precio del crudo.

Desventajas:

Disponibilidad de nutrientes adecuados.

Altas Temperatura de reservorio.

Susceptible a la salinidad.

Requiere de muchos ensayos antes de que pudiera

utilizarse de manera fiable en la práctica tanto en el

piloto como en el desarrollo a gran escala.

Genera CO2.

Metodología:

A medida que los microorganismos se alimentan de los

nutrientes, estos metabólicamente producen productos

que van a partir de ácidos y surfactantes hasta ciertos

gases como el hidrogeno y el CO2, los cuales ayudan a

desplazar el petróleo hacia el pozo productor.

Dado que el crecimiento se produce a un ritmo

exponencial, el proceso genera rápidamente un

surfactante en una manera rentable.

27

Los estudios han demostrado que varios bio-surfactantes

producidos por microbios se comparan favorablemente

con los surfactantes sintetizados químicamente.

2.3.3. Métodos Termales

El objetivo de los procesos termales es reducir la viscosidad del

petróleo vaporizando los componentes más ligeros, de esta manera

se mejora la movilidad del petróleo.

2.3.3.1. Estimulación de Vapor Cíclica (CSS)

La inyección cíclica de vapor, es uno de los métodos de

inyección de vapor más ampliamente usados en el presente

tiempo. Esta popularidad deriva de la fácil aplicación de este

método, de la baja inversión inicial y del rápido retorno de la

misma. Los resultados del tratamiento son evidentes en pocas

semanas. También llamada “Huff and Puff”.

Ventajas:

Aumenta el Factor de Recobro.

Reduce la viscosidad del crudo.

Los resultados son visibles en poco tiempo (semanas) en

comparación a los métodos del tipo desplazamiento para

la recuperación de petróleo, los cuales tardan meses antes

de notarse un incremento en la producción.

Desventajas:

Solo una parte (30-35%) del agua inyectada como vapor

es producida cuando el pozo se abre a producción. Esto

implica que una gran cantidad de agua inyectada se

queda en el yacimiento formando zonas de alta

saturación de agua alrededor de los pozos productores.

Tales regiones de alta saturación de agua, pueden hacer

que la aplicación futura de procesos de recuperación del

tipo desplazamiento, resulten difíciles o ineficientes, ya

que la eficiencia areal de barrido será afectada

adversamente.

La estimulación con vapor puede ser indeseable en áreas

donde ocurra un hundimiento activo de la tierra

(subsidencia). En algunos yacimientos, alrededor del

35,5% del petróleo producido ha sido atribuido a la

28

compactación de la roca yacimiento y al hundimiento de

la superficie que la acompaña. La compactación de la

roca-yacimiento se puede prevenir mediante la

aplicación de procesos de recuperación del tipo

desplazamiento, donde el yacimiento se mantiene a una

alta presión.

La compactación podría causar cambios en la estructura

y propiedades de la roca, los cuales serán desfavorables

desde el punto de vista de recuperación.

Otra consideración en la estimulación con vapor es la

expansión de las arcillas sensibles al agua fresca, puesto

que al ponerse en contacto con el vapor pueden dañar la

permeabilidad del yacimiento.

Metodología:

Etapa de Inyección: El vapor es inyectado en el pozo a

una tasa bastante alta (para minimizar las pérdidas de

calor) por varias semanas.

Etapa de Remojo: Después de inyectar el volumen

deseado de vapor (expresado como barriles equivalentes

de agua), el pozo se cierra aproximadamente por dos

semanas y el propósito es promover una condensación

parcial de todo el vapor inyectado para calentar la roca y

los fluidos, así como también, permitir la distribución

uniforme del calor.

Durante la inyección de vapor y los periodos de remojo,

la viscosidad del petróleo es disminuida dentro de la

zona de vapor, ocurriendo expansión térmica del petróleo

y del agua.

Antes de poner el pozo en producción, la arena calentada

por el vapor contiene petróleo con alta movilidad, vapor

y agua. Cuando la presión en la cara de la arena es

disminuida como resultado de la producción de fluidos,

uno o varios mecanismos ayudan a expeler el petróleo y

los otros fluidos al pozo. Si la presión es bastante alta, el

petróleo será producido a una tasa mucho mayor que la

tasa original como resultado del aumento en la movilidad

del petróleo.

Debido a la presurización de la arena, cualquier gas libre

es forzado en solución, así, el gas disuelto en el petróleo

29

durante el periodo de producción juega un papel

importante en la expulsión del petróleo. Esta fuerza

expulsiva debida al gas en solución, será relativamente

efectiva solo en el primer ciclo, ya que para el segundo

ciclo, mucho de este gas puede haber sido producido.

Etapa de Producción: Si la formación tiene bastante

espesor, y pocas barreras horizontales están presentes, el

petróleo caliente fluye al pozo debido a gravedad. Una

vez que el petróleo drenado de la zona calentada es

producido, algún relleno ocurre debido al flujo de

petróleo de las formaciones adyacentes frías. (Figura N°

12)

Otros factores que contribuyen a la recuperación del

petróleo en inyección cíclica son: el efecto de la

temperatura sobre las permeabilidades relativas de los

fluidos que fluyen, el efecto del calentamiento mas allá

de la zona contactada por el vapor, la imbibición del

agua caliente en estratos de baja permeabilidad,

resultando flujo de petróleo a los estratos permeables y

finalmente al pozo, y la compactación de la roca-

yacimiento en caso de existir.

Un índice frecuentemente utilizado en la evaluación de la

inyección cíclica de vapor, es la razón vapor/petróleo, esta razón

se define como el volumen de vapor inyectado (BN equivalentes

de agua) por BN de petróleo producido. Un barril de petróleo

puede evaporar alrededor de 15 barriles de agua si es quemado

bajo una eficiencia térmica de 100%. Así, una razón

vapor/petróleo igual a 15 puede ser considerado como el límite

superior, donde la ganancia neta de energía es cero.

Obviamente, la razón vapor/petróleo, tendrá que ser mucho

menor para que un proyecto sea viable.

30

Figura N° 12: Diagrama del Proceso de Inyección Cíclica de Vapor

Fuente: Has the Time Come for EOR? – Winter 2010

2.3.3.2. Inyección Continua de Vapor

Se base en inyectar vapor de manera constante por el pozo

inyector en el reservorio para reducir la viscosidad del petróleo

y este pueda fluir por el pozo productor.

Ventajas:

Aumenta el factor de recobro.

Reduce la viscosidad del crudo.

Mejora la movilidad de crudo hacia pozo productor.

Optimiza la eficiencia de barrido debido a la

condensación de vapor.

Desventajas:

Los reservorios deben ser de poca profundidad, debido a

que se debe mantener las presiones de inyección.

Se debe tener una alta saturación de petróleo.

31

El espesor mínimo debe ser de 20 pies para reducir la

pérdida de calor en las formaciones adyacentes.

Debe mantenerse grandes tasas de inyección para

compensar pérdidas de calor desde la superficie hasta el

objetivo.

Altos costos de la generación de vapor, diseño de líneas

de superficie y diseño mecánico de pozos.

Posible hinchamiento de las arcillas por parte del

condensado de vapor.

Fácil canalización del vapor en petróleos muy pesados y

segregación del vapor en yacimientos horizontales.

Producción de sulfuro de hidrógeno (H2S) en crudos con

alto contenido de azufre.

Producción de emulsiones que en algunos casos son

difíciles de romper.

Metodología:

El vapor (vapor inyectado en la superficie puede

contener aproximadamente 80 % de vapor y 20 % de

agua) se introduce continuamente en los pozos de

inyección para reducir la viscosidad del crudo y

movilizarlo hacia los pozos de producción.

El vapor inyectado forma una zona de vapor que avanza

lentamente.

El calor se transfiere a la formación, los fluidos del

yacimiento, y algunas formaciones adyacentes,

originando pérdida de calor. (Figura N° 13)

Debido a esta pérdida de calor, parte del vapor se

condensa para producir una mezcla de vapor y agua

caliente.

Por delante de la zona de vapor, se forma y se mueve un

banco de petróleo hacia el pozo de productor.

Cuando ocurre el irrumpimiento de vapor, se reduce el

caudal de inyección de vapor para cerrar intervalos

productores de vapor.

32

El vapor reduce la saturación de petróleo en la zona de

vapor a valores muy bajos (alrededor de 10 %).

Figura N° 13: Diagrama del proceso de Inyección de Vapor

Fuente: Thermal Recovery – Clean Energy Systems, Inc Power Without Pollution

2.3.3.3. Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD)

Este proceso fue planteado por primera vez en el año 1981, por

Butler, McNab y Lo, quienes propusieron inyectar vapor en un

pozo horizontal superior, creando una zona caliente. El petróleo

caliente drena hacia un pozo paralelo inferior y es producido a

través de éste. (Figura N° 14)

33

Figura N° 14: Diagrama de posición de los pozos en el método SAGD


Ventajas:


Reduce la viscosidad de crudo.

Su recobro es de 60% a 70% del Petróleo Original En

Sitio (POES). Lo cual lo hace muy atractivo desde el

punto de vista económico ya que otras técnicas de

recuperación térmica al ser aplicadas al mismo tipo de

yacimiento logran un recobro promedio del 18%.

Permite aprovechar las fuerzas gravitacionales en

yacimientos de buen espesor, favoreciendo el drenaje de

las reservas de crudo pesado.

Permite acelerar la producción de petróleo a corto plazo

con altos rates de producción.

Desventajas:

Los grandes requerimientos de energía térmica lo hacen

ineficiente y no económico para yacimientos de crudo

pesado que presentan capas delgadas, alta saturación de

agua, capa de gas, grandes fracturas verticales, baja

34

conductividad de la roca, alto contenido de arcilla, y

empuje activo de acuífero de fondo.

El control de la producción de arena es crítico.

Presenta una excesiva producción de CO₂ debido a la

quema de combustible para la generación del vapor.

Se deben tener instalaciones de gas natural, electricidad

o carbón para generar vapor.

El tratamiento del agua producida es muy costoso.

Las pérdidas de calor hacia el overburden se incrementan

en la medida en que la cámara de vapor crece.

Altos costos de operación

Metodología

Se perfora un par de pozos horizontales paralelos,

situándose un pozo unos 5 a 7 m [16 a 23 pies] por

encima del otro.

El vapor es inyectado continuamente dentro del

yacimiento, creando una cámara de vapor que hace que

tanto el crudo caliente como el vapor condensado, sea

drenado por gravedad al pozo productor.(Figura N° 15)

Figura N° 15: Diagrama de la Cámara de Vapor entre el pozo inyector y productor.

Fuente: Recuperación Térmica de Petróleo – Douglas Alvarado

35

La gravedad hace que el petróleo movilizado fluya en

sentido descendente, hacia el productor horizontal

inferior. (Figura N° 16)

El factor de recuperación estimado para este método

oscila entre 50 - 70%.

No obstante, la estratificación de la formación puede

incidir significativamente en la recuperación SAGD.

Figura N° 16: Diagrama del proceso SAGD


2.3.3.4. Combustión in Situ (ISC)

El proceso de combustión in situ es un método convencional

térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento

para seguir recuperando hidrocarburo una vez culminada la

producción primaria y/o secundaria. Este método consiste

básicamente en quemar una porción del petróleo presente en el

yacimiento para generar el calor, esta porción es

aproximadamente el 10%. En el siguiente grafico se puede

36

apreciar los diferentes tipos de combustión in situ empleados en

el yacimiento

Ventajas:

Su uso no está limitado por presión, profundidad y

espesor de la arena, tal como la inyección de vapor.

El aire esta siempre disponible y puede inyectarse aun en

zonas donde es imposible hacerlo con agua o gas.

Tiene una elevada eficiencia de desplazamiento (a escala

poral), cuando la cinética de la reacción de oxidación

está en el modo correcto de operación (bond scission).

Se puede usar como método de desplazamiento mediante

la propagación de la zona de reacción o, en cambio, para

generar gas (CO2 y N2) y favorecer el drenaje

gravitacional.

Además de la alta eficiencia de recuperación, es más

rápido que otros métodos, especialmente comparado con

respecto a recuperación secundaria.

El proceso puede operar exitosamente en yacimientos

con baja saturación de aceite.

Después del abandono el reservorio queda ocupado por

un gas sin valor comercial.

Con respecto a las emisiones de CO2, y aún cuando

pueda suponerse lo contrario, si se calcula en términos

del volumen de CO2 generado por unidad de petróleo

recuperado, es inferior a otros métodos de recuperación

mejorada. Por otro lado, el “flue gas” generado puede ser

reutilizado vía secuestro/captura del CO2.

No requiere del uso de pozos completados térmicamente.

Bajo costo de obtención de la energía térmica en los

yacimientos para incrementar la temperatura, mejorar la

movilidad y alcanzar un alto recobro.

37

Desventajas:

Alto costo de inversión en la planta compresora y

elevado gasto de mantenimiento.

Las desventajas del proceso incluyen el riesgo de que la

expansión térmica cause daños al casing mientras el

vapor está siendo inyectado.

El peor inconveniente de un proceso de Combustión In-

Situ es, tal vez, la segregación de los fluidos o

superposición del frente (Overriding) y las grandes

distancias de desplazamiento del proceso, los cuales

conllevan a una reducción en el factor de recobro y la

tasa de producción.

Las emulsiones que se forman durante el proceso son

difíciles de romper.

Si no se deposita una suficiente cantidad de coque del

aceite quemado, el proceso de combustión no podría ser

sostenido, debido a esto no se recomienda la aplicación

de esta técnica en crudos parafínicos de alta gravedad.

Si la depositación del coque es excesiva, la tasa de

avance frontal de combustión podría ser demasiado lenta

y la cantidad de aire requerida para sostener la

combustión sería muy alta.

La eficiencia de barrido es baja en yacimientos gruesos.

Metodología:

Se quema parte del aceite in-situ, creando una zona de

combustión que se mueve a través de la formación hacia

la producción de pozos, proporcionando una unidad de

vapor y un disco de gas intenso para la recuperación de

petróleo.

Este proceso se inicia a veces mediante la reducción de

un calentador en un pozo de inyección.

El aire se inyecta en el pozo, y el calentador está en

funcionamiento hasta la ignición se lleva a cabo.

38

Después de calentar la roca que lo rodea, el calentador se

retira, pero el aire de inyección se sigue manteniendo el

frente de combustión avanza. (Figura N° 17)

El agua a veces se inyecta de forma simultánea o

alternativamente con el aire, creando vapor que

contribuye a la utilización de la mejor el calor y

reducción de las necesidades de aire.

Figura N° 17: Diagrama General del Proceso de Combustión In-Situ

Fuente: Conventional ISC – Alex Turta

Existen 3 tipos de combustión In-Situ, las cuales eran descritas a

continuación:

2.3.3.4.1. Combustión In-Situ Convencional o Hacia Adelante

Es también llamada combustión seca ya que no existe

inyección de agua junto con el aire.

La combustión es hacia adelante debido a que la zona

de combustión avanza.

En este caso, la zona de combustión va avanzando en la

misma dirección hacia donde los fluidos fluyen, la

ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de

combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el

pozo productor.

39

Se inyecta aire, esto se hace con la finalidad de oxidar

el petróleo, sin embargo, se producen grandes

volúmenes de gases residuales los cuales causan

problemas mecánicos (problemas en la eficiencia de

bombeo, abrasión, también se genera cierta restricción

del flujo de petróleo en el yacimiento por la gran

cantidad de gas existente).

El calor se va generando a medida que el proceso de

combustión avanza dentro de una zona de combustión

muy estrecha hasta una temperatura alrededor de 1200°

F.

Inmediatamente delante de la zona de combustión

ocurre el craqueo del petróleo, esto origina el depósito

del coque que se quemará para mantener la combustión.

La zona de combustión actúa como un pistón y

desplaza todo lo que se encuentra delante de su avance.

La combustión va avanzando con una velocidad que

depende del volumen de petróleo quemado, justo en el

frente de combustión se depositan las fracciones más

pesadas de petróleo (coque), esto es lo que permite que

se mantenga la combustión.

Por lo general en la zona donde ocurre la combustión

ocurre una segregación gravitacional. Cuando ocurre

una ruptura en el pozo productor, las temperaturas se

van haciendo cada vez más altas, esto trae como

consecuencia que los costos de producción aumenten,

ya que inicialmente por un largo período de tiempo el

petróleo que se encuentra cerca del pozo productor, está

a la temperatura original del yacimiento.

La desventaja de este tipo de combustión, es que el

petróleo que se produce tiene que pasar por una zona

fría y si es pesado puede traer problemas en cuanto a su

fluidez.

El calor que se almacena fuera de la zona quemada no

es usado eficientemente ya que el aire inyectado no es

capaz de transportar efectivamente el calor hacia

adelante. (Figura N° 18)

40

Figura N° 18: Diagrama del Proceso de Combustión In-Situ Convencional o Hacia

Adelante

Fuente: Combustión In-Situ - Universidad Nacional Experimental Politécnica de la

Fuerza Armada Nacional

2.3.3.4.2. Combustión In-situ en Reverso

En este tipo de combustión la zona de combustión se

mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de

fluidos y la combustión se enciende en los pozos

productores.

La zona de combustión se mueve en contra del flujo de

aire, los fluidos producidos fluyen a través de las zonas

de altas temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos

productores, originándose así una reducción en la

viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de

la movilidad. (Figura N° 19)

41

Figura N° 19: Diagrama del Proceso de Combustión In-Situ en Reverso

Fuente: Combustión In-Situ - Universidad Nacional Experimental Politécnica de la

Fuerza Armada Nacional

2.3.3.4.3. Combustión Húmeda

Consiste en inyectar agua en forma alternada con aire,

creándose vapor que contribuye a una mejor utilización

del calor y reduce los requerimientos de aire.

Se logra gracias a que al inyectar el agua, parte de ésta

o toda se vaporiza y pasa a través del frente de

combustión transfiriendo así calor delante del frente.

2.3.3.5. Inyección de Punta a Punta (THAI)

La técnica THAI (Toe-To-Heel Air Injection), es una técnica de

recobro térmico que cumple con el principio de entregar calor al

crudo para reducir su viscosidad y aumentar la movilidad como

también con el principio operacional de desplazamiento corto

que permite al crudo móvil ser producido inmediatamente,

evitando que viaje a través de la zona de aceite frio lo cual es

una de las causas principales del fracaso de técnicas de recobro

térmico existentes. (Figura N° 20)

42

Figura N° 20: Diagrama del proceso THAI

Fuente: Thermal Recovey Current Status – Humberto Mendoza

Ventajas:

Incrementa el factor de recobro

Disminuye el contenido de metales, azufre y fracciones

pesadas.

Incremento de fracciones livianas y contenido de

saturados.

Entrega calor directamente al yacimiento.

El agua y el gas natural se utilizan durante los primeros

tres meses para generar el vapor que se inyecta en el

pozo vertical. Para el resto de la vida del pozo, no se

utilizan los fluidos antes mencionados, con lo cual se

puede reducir en 22% las emisiones de dióxido de

carbono (CO2), y reducir significativamente el impacto

ambiental.

Obtención de agua de mejor calidad durante el proceso

de producción.

Mejoramiento del crudo hasta en 10 grados API, por

ende se requiere de menor refinación.

43

Reducción de diluente requerido para transportar el

crudo, debido a la disminución de la viscosidad del

mismo.

El combustible para mantener la combustión es el coque

resultante del craqueo.

Los pozos así como las instalaciones de superficie son

convencionales.

Potencialmente más factible, para una gama más amplia

de depósitos, incluyendo: baja presión, espesores

pequeños, más profundo entre otros.

Mejor control sobre la dirección hacia la cual se mueve

el frente.

Desventajas:

Temperaturas extremadamente altas, lo que conduce a

que equipos tales como revestimientos, cubiertas y

cabezales de pozo tengan que resistir el calor.

Cambios en la composición del crudo producido,

pudiendo perder características importantes, lo que haría

más difícil el proceso de refinación.

Los remanentes de coque quemado pueden sellar el pozo

horizontal mientras avanza el frente de combustión.

Severa corrosión en los equipos de subsuelo en caso de

realizarse el proceso en modalidad de combustión

húmeda, debido a la presencia de agua, CO2 como gas

proveniente del proceso de combustión y las altas

temperaturas manejadas en el proceso.

Metodología:

El proceso es iniciado entre un pozo inyector vertical y

un productor horizontal.

El pozo inyector es completado cerca al centro vertical

del yacimiento, mientras el pozo productor es

completado cerca a la base de la arena. (Figura N° 21)

44

El frente de combustión iniciado cerca al pozo inyector,

avanza rumbo al talón (Hell) del pozo productor. (Figura

N° 22)

Figura N° 21: Diagrama de la Metodología THAI

Fuente: Experimental Optimization of the CAPRI Process - Amjad Ali Shah

45

Figura N° 22: Esquema del Proceso THAI

Fuente: Thermal Recovey Current Status – Humberto Mendoza

2.3.3.6. Procesamiento Catalítico In situ (CAPRI)

Es una variación del proceso THAI, el cual consta de un

catalizador comercial que se agrega al relleno de grava alrededor

del pozo de producción horizontal.

Ventajas:

Mejora el factor de recobro.

La energía para sostener la combustión in situ viene del

quemado del coque que es continuamente depositado

dentro del yacimiento.

Comparado con el SAGD, el CAPRI requieren menos

instalaciones en la superficie, principalmente

comprenden un compresor eléctrico para la inyección y

separadores y tanques para el pozo de producción.

Durante la producción no se requiere gas combustible

46

Desventajas:

Muchos otros proyectos han sido intentados pero,

algunas fallas han ocurrido debido a una selección

defectuosa del yacimiento.

El apilamiento o embalsado del crudo y el agua reduce la

permeabilidad del gas y así restringe la inyectabilidad

del aire.

La combustión inadecuada puede llegar a causar la

oxidación a baja temperatura y la formación de

emulsiones.

Necesita de una combustión vigorosa a alta temperatura

(más de 500 ºC).

Metodología:

Los pozos horizontales de producción se perforan en la

base del yacimiento.

Pozos de inyección de aire son perforados verticalmente

en la 'punta' de los pozos horizontales.

Se inyecta vapor a través de los pozos verticales y

horizontales por dos o tres meses para calentar el

yacimiento cerca del pozo.

Una vez que el petróleo pesado / bitumen alcanza la

temperatura requerida y la movilidad, el aire se inyecta

en la formación a través del pozo inyector vertical. A

medida que el aire llega al aceite caliente, se inicia una

reacción de combustión.

Cuando el aire se inyecta en la formación, el frente de

combustión vertical, se mueve a lo largo del pozo

horizontal (desde la punta hasta el talón del pozo de

producción) barriendo el yacimiento.

A medida que el frente de combustión se desarrolla y

aumenta la temperatura, el aceite pesado / bitumen se

calienta a una temperatura alta, el mejoramiento parcial

ocurre. (Figura N° 23)

47

El petróleo parcialmente mejorado junto con el agua

vaporizada del yacimiento y los gases que se forman

durante la combustión (principalmente dióxido de

carbono), desembocan en el pozo horizontal.

Una vez en la superficie, el aceite fluye a través de las

instalaciones donde se trata y luego se envía al mercado.

Figura N° 23: Diagrama del Proceso CAPRI

Fuente: CAPRI Process for Heavy Oil Upgrading – Abarasi Hart

2.3.4. Métodos Electromagnéticos

El calentamiento electromagnético es un proceso de recuperación

mejorada, el cual ofrece un gran número de ventajas. Dado un

yacimiento, el calor puede llevarse a la zona de interés, las

condiciones que hacen que el calor eléctrico sea viable son a

menudo diferentes a las que se requeriría para proyectos con

químicos, gases, vapor o combustión.

El calentamiento eléctrico puede:

Remover el daño causado por la deposición de parafinas

cercanas al borde del pozo o por la viscosidad del crudo.

Remover hidratos.

48

Aplicarse a crudos viscosos con baja movilidad a

condiciones del yacimiento.

Las desventajas son principalmente el aspecto económico como:

Completaciones más costosas.

Costos de operación más altos.

Mayor espaciamiento entre los pozos.

Las herramientas de calentamiento electromagnéticos pueden ser

ampliamente divididas en tres diferentes categorías, basadas en la

frecuencia de la corriente eléctrica usada por la herramienta; estas

son:

2.3.4.1. Calentadores eléctricos de baja frecuencia que usan corriente

Resistiva u Ohmica:

Las herramientas de corriente eléctrica resistiva penetran más

profundamente en el yacimiento que las herramientas de alta

frecuencia a temperaturas por debajo del punto de vaporización

del agua, aunque la temperatura de la zona afectada puede ser

más alta con herramientas de alta frecuencia.

El agua en el reservorio proporciona la conducción iónica con

los sistemas de calentamiento resistivos, permitiendo el uso de

bajas frecuencias, siendo así menos costoso el suministro de

energía.

Calentamiento Eléctrico Resistivo (CER)

El calentamiento eléctrico resistivo debe su nombre al principal

mecanismo de generación de calor presente, el cual está

representado por la Ley de Ohm, donde la energía en segundos

viene dada por el cuadrado de la corriente eléctrica multiplicado

por la resistividad del medio (I2*R). El efecto de Joules es el

mecanismo predominante en corriente directa (cd) o en

corrientes alternas de baja frecuencia.

En este método la corriente de baja frecuencia (usando el

mecanismo de conducción iónico) se hace viajar a través de la

presencia de agua intersticial en el sistema de matriz del

yacimiento. La energía eléctrica se convierte en energía de calor

a través de las pérdidas asociadas en la formación. El efecto

global de la generación de calor, es reducir la presión cerca del

49

borde del pozo disminuyendo la viscosidad del petróleo y

mejorando la movilidad del mismo.

En una configuración simple, dos pozos productores de petróleo

vecinos, actúan uno como ánodo y otro como cátodo. Una

diferencia de potencial es aplicada por los dos electrodos y el

conductor eléctrico a través de la formación es proporcionado

por el agua de la formación, formando así un circuito eléctrico.

Para mantener el circuito eléctrico deben tomarse en cuenta la

temperatura de ebullición del agua, para así no sobrepasar la

presión de la formación.

Figura N° 24: Configuración simple de un sistema de calentamiento resistivo

Fuente: Factibilidad del Uso de Métodos de Recuperación Mejorada para

Yacimientos Carbonáticos Fracturados en el Campo Mara Oeste – PDVSA

Componentes Principales del Calentamiento Resistivo:

Ensamblaje de electrodos, consta en segmentos de casing

y juntas de aislamiento, se pre-diseñan, usando los

estudios de optimización de tasas de flujo, basándose en

las características del yacimiento.

Unidad generadora de energía, que proporciona los medios

para modificar la línea, (generalmente 480 V, 50/60 Hz),

generando energía para que llegue al yacimiento.

Un rango de frecuencias producido puede estimarse para

perfeccionar el consumo de energía y la eficiencia de la

entrega. Usualmente la unidad generadora de energía está

disponible en módulos de 100 Kw y puede conectarse en

50

paralelo o serie, para cumplir con un requisito de carga

conveniente para una aplicación en particular.

El sistema de entrega de energía, consiste en una tubería,

cable o una combinación de ambos. Este sistema

esencialmente proporciona el medio para llevar la energía

de una manera eficaz y segura.

El sistema de tierra, se diseña para regular el flujo de

energía en el yacimiento.

El Sistema de monitoreo y grabación, provee el hardware

y software, necesarios para controlar y monitorear de

manera manual o automática, la energía y temperaturas a

través de sondas montadas en los sistemas.

El recorrido que ocurre desde la unidad generadora de

energía a través del sistema de entrega, hasta el

ensamblaje de electrodo y a través de la matriz del

yacimiento, regresa a la unidad generadora de energía por

el sistema de tierra.

Otras posibles configuraciones para este tipo de

calentamiento son: pozo simple, donde la potencia

eléctrica se transmite y retorna por un solo pozo a través

de las formaciones o del revestidor.

Figura N° 25: Sistema de calentamiento resistivo para un pozo vertical

51



Se han desarrollado varios tipos de sistemas de calentamiento de

baja frecuencia. Éstos son:

1. Sistema de calentamiento por tubería:

Donde a la tubería se le aplica energía de una manera

controlada. Los pozos candidatos típicos son aquellos con

contenido de parafina, asfaltenos, azufre, hidratos u otros,

en la tubería.

Figura N° 26: Sistema de calentamiento por tubería en un pozo vertical



2. Sistema de calentamiento por bloque en múltiples pozos:

El modelo de configuración es igual al modelo de

producción/inyección de la IAV. Esto es una extensión que

se coloca casi encima del borde del pozo a calentar, donde

la corriente se dirige para calentar entre los pozos

espaciados y, además, las regiones cercanas al borde del

mismo. Esto es una nueva tecnología experimental y está

actualmente bajo investigación.

52

Figura N° 27: Sistema de calentamiento por bloque en múltiples pozos



2.3.4.2. Calentadores eléctricos de alta frecuencia (calentadores

dieléctricos) que usan corriente de Radiofrecuencia /Microondas:

En el rango de alta frecuencia (radio frecuencia y microondas),

el calentamiento dieléctrico prevalece, y los dipolos formados

por las moléculas tienden a encuadrarse con el campo eléctrico.

La alternación de este campo induce un movimiento rotatorio

delante de los dipolos, con una velocidad proporcional a la

frecuencia de alternación.

El movimiento molecular puede resultar en calefacción

significante, como se ve en hornos de microondas.

Calentamiento Dieléctrico

El proceso consiste en generar microondas con una unidad

montada en un remolque en superficie. Estas ondas eléctricas

son transmitidas por conductividad por un canal llamado guía de

ondas para el caso de pozos profundos y un cable coaxial para el

caso de pozos someros. Las ondas viajan a través de la guía de

ondas y se emiten desde una antena que está por debajo de la

superficie suspendida en un pozo fuente. La antena se posiciona

entre la interfase agua-hidrocarburo.

El pozo fuente está rodeado por pozos para la recuperación. El

líquido y el vapor son bombeados simultáneamente del pozo

fuente y de los pozos para la recuperación. Las producciones

líquidas se transfieren a los tanques de almacenamiento. El

vapor es condensado a líquido y guardado separadamente. Los

53

vapores no-condensables pueden ser venteados, o pueden

tratarse, dependiendo del sitio. Las bombas líquidas patentadas

recuperan sólo hidrocarburos de la superficie del agua y

producen cantidades mínimas de agua asociada. La fuente de

energía eficazmente lleva el recobro hacia los pozos de la

recuperación. Sólo es producido hidrocarburo; así se reducen los

costos de tratamientos de mezclas de hidrocarburo y agua.

La profundidad de penetración de las microondas es

normalmente pequeña, pero para fluidos de yacimientos

relativamente movibles; la energía de las microondas calienta

continuamente a los fluidos cuando éstos son arrastrados hacia

el pozo productor. La antena que genera las microondas puede

colocarse en un agujero taladrado cerca del pozo productor, o

incluso en el mismo pozo.

Es factible usar radiación de microondas para calentamiento de

pozos. Con longitudes de penetración de 3 a 50 pies y con

temperaturas altas (<930 °F), usando diferentes métodos para

llevar al fondo del pozo la radiación.

Cuando la frecuencia aumenta, la vibración molecular aumenta

de tal manera que la transformación de energía electromagnética

a energía termal es alta, ocurriendo esta transformación por

fricción intermolecular.

En este caso, el calentamiento es instantáneo, independiente de

las características termales del medio y dependiente de la

frecuencia usada, de la intensidad del campo eléctrico de

excitación y de la permisividad compleja del medio.

Específicamente, el calentamiento de los fluidos de la formación

puede llevar a una movilidad mejorada de la fase de petróleo y

relativamente las fases de los acuíferos y el gas, conllevando a

un aumento en la producción de petróleo.

El calentamiento electromagnético se basa en la transformación

de energía eléctrica en energía termal. La distribución de energía

depende de las características eléctricas y de la frecuencia usada

en la muestra. En general, la radiación cuyas frecuencias van de

300 MHz a 300 GHz con longitudes de onda que van de unos

pocos mm a 30 cm referidos a estas microondas, y los efectos de

calor que ocurren en este rango de frecuencias se refieren como

calentamiento de microondas. El calentamiento con

radiofrecuencias se refiere a los procesos de radiación usados en

el rango de 10- 100 MHz

54

Figura N° 28: Esquema de calentamiento por microondas



2.3.4.3. Herramientas de la Inducción que tienen la habilidad de usar una

gama amplia de corrientes de baja a media frecuencia,

dependiendo de los requisitos de calor y temperatura deseados.

Las herramientas de inducción, por otro lado, alternando el flujo

de corriente a través de un juego de conductores inducen un

campo magnético en el medio circundante que inducen

corrientes de remanso y pérdidas de histéresis, en el casing o

liner. La variación del campo magnético, a su vez, induce

corrientes secundarias, las cuales circulan en el medio

generando calor en las zonas del borde del pozo en el

yacimiento. Estas herramientas son muy eficientes. Para

yacimientos de petróleo pesado, las aplicaciones de

calentamiento con herramientas de corrientes resistivas e

inductivas han sido más ampliamente usadas que las

herramientas de alta frecuencia.

Calentamiento Eléctrico Inductivo (CEI)

Esta herramienta está comprendida por una bobina eléctrica, que

se coloca en el pozo, por la cual se hace circular una corriente;

varios inductores que son atados en el fondo de la tubería de

producción y posicionados de forma opuesta en la zona de

producción. El sistema utiliza el casing de producción como un

elemento de calentamiento inductivo, es decir, inducen una

corriente eléctrica en el metal y crean calor según la resistividad

de ese conductor determinado por la Ley de Ohm, generando un

55

campo electromagnético para dirigir calor a la zona de

producción que rodea el borde del pozo.

Las herramientas de calentamiento por inducción se han usado

ampliamente para calentar las cercanías del borde del pozo,

principalmente para los pozos verticales. Tales aplicaciones para

los pozos horizontales están siendo investigadas actualmente.

El rango de frecuencia de trabajo en las herramientas

desarrolladas hasta el momento está entre 50 Hz y 25000 Hz,

siendo la potencia máxima comercial disponible de aplicación

de 80 Kw por bobina.

Figura N° 29: Sistema de calentamiento por inducción en un pozo vertical.



En el caso de la CEI, el calor es generado por el flujo de

corriente eléctrica alterna a través de un elemento conductor en

contacto directo con la formación, o al menos con los fluidos

producidos, por lo cual, el único medio de transferencia de calor

posible es la conducción. La variación del campo

electromagnético induce corrientes secundarias en los metales

alrededor, y su circulación en el medio determina la tasa de

conversión de energía eléctrica. El efecto de los campos

electromagnéticos de bajas frecuencias en el crudo o la arena de

formación es completamente inexistente; por ese motivo, la CEI

posee un radio de penetración mucho menor que el CER, en el

orden de 1 metro a 2 metros; pero según la aplicación requerida,

los niveles de potencia y eficiencia se adaptan mejor a este

proceso.

56

Esta tecnología utiliza un dispositivo excitador que puede ser

fácilmente colocado en la zona de interés y, de hecho, es la

mejor técnica de calentamiento eléctrico cuando se refiere a

pozos horizontales. Desde superficie se conecta la fuente de

poder y se energiza la bobina utilizando el propio cable de

alimentación como retorno.

2.4. Simulación Numérica

El objetivo de la simulación numérica es construir un modelo de

yacimiento, que permita reproducir el comportamiento de presión y

producción de los fluidos presentes en el yacimiento, con la finalidad de

poder analizar los diferentes esquemas de explotación para el campo,

permitiendo el desarrollo óptimo de las reservas remanentes

económicamente rentable.

La simulación numérica de yacimientos utiliza principalmente fundamentos

matemáticos como las ecuaciones de flujo de fluidos a través del medio

poroso, las cuales son la Ley de la Conservación de la Masa y la Ley

empírica de Darcy. Además, toma en cuenta la heterogeneidad del

yacimiento, la dirección de flujo de fluidos, la trayectoria de los pozos, la

inyección de fluidos y otros.

2.4.1. Ventajas de la Simulación de Yacimientos.

Es el método de análisis más completo.

Los problemas deben ser resueltos en forma simple y al menor

costo.

Tiene un gran incentivo económico. Mayores ganancias a través

de una mejor gerencia.

Permite establecer estrategias de explotación que agreguen valor.

Genera credibilidad y confiabilidad.

Es un instrumento ideal para la toma de decisiones por la

información que suministra.

Es una herramienta clave para el monitoreo de yacimientos. El

modelo actualizado mediante la inclusión de nuevos datos y con

ajuste de historia es ideal para el seguimiento.

Es de interés a todos los profesionales: para el ingeniero es un

método preciso de análisis, para el gerente en la toma de

57

decisiones, para el nuevo profesional es un instrumento ideal de

adiestramiento, representan resultados entendibles y creíbles, y

para el operador es una herramienta para mejorar la gerencia.

2.4.2. Elementos claves para la elaboración de un Modelo de Simulación.

Validar la Historia de producción e Inyección en el

yacimiento/pozo:

En esta sección se debe corroborar que toda la historia de

inyección/producción, tanto para el yacimiento como para los

pozos, este correctamente cargada en la base de datos; luego se

debe crear el archivo de producción/inyección con la extensión

requerida por el simulador.

Validar los datos Presión:

En esta sección se debe analizar la historia y comportamiento de

presiones medidas en el campo en función del tiempo y de los

acumulados de producción.

Validar los datos P.V.T:

En esta sección se debe certificar la consistencia de los datos

P.V.T (Presión de burbujeo, °API, gráficos de RGP vs Np, RGP

vs Tiempo, Presión vs Np, Presión vs Tiempo y Viscosidad vs

Presión)

Validar propiedades de la Roca:

En esta sección se estudian todos los análisis especiales de

núcleos disponibles para el modelo, donde se deben identificar las

curvas de permeabilidades relativas más representativas del

yacimiento (Krg-Kro y Kro-Krw), así como también, se deben

tomar en cuenta las curvas de presión capilar (agua-petróleo y

gas-petróleo), todo esto sin apartar las propiedades petrofísicas de

la roca, que permitan establecer las diferentes regiones del

yacimiento.

Elaborar archivos de eventos para todos los pozos:

Tomando como punto de partida la historia de los eventos por

pozo (Ficha de pozo), se debe crear un archivo donde se

especifique la apertura y cierre de las arenas productoras en

tiempo (fecha), tipo de trabajo, tope de las perforaciones, base de

las perforaciones, diámetro del hoyo y grado de estimulación (S).

Paralelamente se debe preparar un archivo de trayectoria del

pozo, donde se especifica la desviación que éste tiene.

Elaborar Malla de Simulación:

Una vez definido en el modelo estático las unidades de flujo, se

procede a tomar los mapas de propiedades petrofísicas, mapa

58

estructural, mapa de arena y mapa de fallas, para crear la malla de

simulación, donde se debe tomar en cuenta la orientación, el

número de celdas totales y el número de celdas entre pozos.

Conexión de los pozos con la malla de simulación:

Una vez construida la malla y creado el archivo de desviación de

los pozos, se procede a realizar la conexión del pozo con cada

celda que él atraviesa.

Inicialización del modelo:

La inicialización se divide en dos etapas básicas; la primera

consiste en preparar y cargar todos los datos (No Recurrentes) de

entrada mínimos necesarios que requiere el simulador (definición

del modelo, mallado de simulación, Datos P.V.T, historia de

producción y eventos por pozo); y una segunda parte, donde se

busca establecer el equilibrio de las propiedades dinámicas del

modelo, con el objeto de establecer las condiciones iniciales de la

acumulación de los fluidos; para esto, se toma como punto de

partida las propiedades de los fluidos. Esta sección se da por

culminada cuando se acepta el valor del POES calculado por el

simulador, y las condiciones de equilibrio inicial no varían con

respecto a los datos de entrada; tomando como referencia los

resultados obtenidos en Fase II (modelo estático/dinámico).

Ajuste o cotejo de la historia:

El cotejo de la historia es un proceso iterativo racional en el que

se modifican las variables estáticas y dinámicas del modelo para

reproducir la historia de presiones, tasas de fluidos, RGP y RAP

para todo el yacimiento/pozo; obteniendo un conjunto de

propiedades de roca/fluido y permeabilidades relativas que

reproducen los resultados de manera razonable.

Predicciones del comportamiento de producción:

Las predicciones son la parte final del estudio de simulación y

permiten visualizar el comportamiento futuro del yacimiento/pozo

bajo diferentes escenarios de explotación; en esta etapa se busca

seleccionar la estrategia más óptima para la recuperación de las

reservas; seguido a esto, se debe realizar el análisis económico

para cada uno de los escenarios planteados.

Entrega del modelo y base de datos:

Se entrega un informe técnico detallado, el cual debe contener la

base de datos organizada con todos los archivos finales utilizados

en el desarrollo del modelo (Cotejo y Predicciones); así como

también, generar todos los mapas que muestren el avance de los

fluidos, nivel de energía del yacimiento, saturación actual y áreas

59

con reservas remanentes. Vale la pena resaltar que toda esta

información debe ser entregada en papel como en formato digital.

2.5. Proceso de mejora del Crudo Pesado (Upgrading)

Una vez que se ha recuperado el petróleo, este debe seguir un proceso de

mejora (Upgrading), por lo que estos procesos necesarios son el segundo

gran objetivo de los proyectos de petróleo pesado. Las tecnologías usadas

para convertir los petróleos pesados en petróleos sintéticos ligeros requieren

actualmente grandes cantidades de energía e hidrógeno. El calor es

necesario para romper las moléculas grandes (Thermal cracking).

Posteriormente se agrega hidrógeno a alta presión y alta temperatura en la

presencia de un catalizador (catalytic hydrocracking), y finalmente el carbón

es removido, debido a la formación de pequeñas moléculas con un alto

contenido de hidrógeno. La etapa final (hydrotreatment) sirve para quitar

impurezas tales como nitrógeno, sulfuros y metales, y para estabilizar las

fracciones que resultan.

60

CAPITULO III.- SELECCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS

3.1. Flujograma de Evaluación

Para la selección y análisis de las mejores alternativas tecnológicas se

seguira el siguiente flujograma de trabajo:

Figura N° 30: Flujograma de Evaluación


61

Fig

ura

N°

31:

Dia

gra

ma

del

Pro

ceso

EO

R

Fuen

te:

Has

the

Tim

e C

om

e fo

r E

OR

? – W

inte

r 2010

62

3.2. Criterios de Selección

Los criterios de selección para elegir un método de recuperación mejorada

fueron los siguientes:

a) Propiedades de Fluidos:

Viscosidad, cp.

Grado API, °API.

b) Propiedades del Reservorio:

Saturaciones, fracción.

Espesor, ft.

Permeabilidad, mD.

Porosidad, fracción.

Profundidad, ft.

Temperatura del Reservorio, °F.

Presión del Reservorio, psia.

Litología del Reservorio.

c) Tecnología de Perforación.

d) Completación del Pozo.

e) Facilidades de Producción.

f) Reservas.

g) Factores de Recobro esperados (Teóricos).

h) Costos de facilidades de producción y levantamiento artificial.

i) Programas Ambientales.

Estos fueron los parámetros tomados en cuenta para realizar el screening

(selección) de las mejores alternativas tecnológicas para incrementar el

factor de recobro de los yacimientos de crudo pesado de la Cuenca

Marañon, además se revisó la información de un conjunto de proyectos

realizados en Canadá, Estados unidos, Venezuela, Rumania y China

A continuación se muestran las matrices generales de procesos de

recuperación mejorada.

63

Figura N° 32: Diagrama Resumen de matriz de selección para técnicas de EOR.



profundidad

Fuente: Inyección Continua de Vapor – Jorge Palma Bustamante

64


Viscosidad



Permeabilidad.


65

3.3. Características de los Yacimientos de la Cuenca Marañon

La cuenca Marañon es del tipo de ante país con estructuras anticlinales

alargadas dentro de un extenso homoclinal que buza hacia el sur-oeste. El

petróleo producido de los yacimientos del Lote 8 está localizado

principalmente en reservorios muy continuos y de características de roca

muy homogéneas, pertenecientes al Cretácico superior de las formaciones

Vivian y Chonta.

La formación Vivian es una arenisca blanca cuarzosa depositada en un

ambiente fluvial sedimentario del tipo delta. La porosidad de este reservorio

esta en el rango de 18% - 24% y se ha encontrado permeabilidades hasta de

10 darcies sobretodo en los yacimientos de crudo pesado.

La formación Chonta es el reservorio más importante de este lote. Es típica

areniscas de un ambiente marino de costa/litoral en donde las porosidades

máximas son de 24% y las permeabilidades pueden llegar a los 2 darcies.

Los cuerpos productivos principales del Chonta son los miembros del

Cetico y otros 2 horizontes productivos denominados Pona y Lupuna.

Debido al soporte activo de presión suministrado por los acuíferos en la

mayoría de los reservorios los equipos de bombeo electro sumergible

implementado en la mayoría de los pozos ha sido la mejor alternativa de

extracción para optimizar la explotación del campo.

a) Yanayacu: Fue descubierto y perforado en Marzo 1974. La

estructura Yanayacu es un anticlinal alargado con rumbo N-S

controlado por una falla inversa en el flanco Este del campo. Las

características del reservorio Vivian indican que son depósitos de

arena de ambiente fluvial de excelente calidad y su porosidad esta en

el rango de 19 a 21 %, su permeabilidad es de 500 a 2000 mD y

produce el crudo de 19° API. Un total of 15 pozos han sido

perforados en Yanayacu.

b) Forestal: Fue descubierto en 1973. La estructura Forestal es un

anticlinal de bajo relieve, la arena de Vivian es un reservorio con

intrusión de agua de fondo y tiene un promedio de porosidad de

17.9%, promedio de arena neta de 9 m, produce crudo de 18.9° API

y 97.9 % corte de agua. Una zona de baja gravedad API de petróleo

en la base de la columna de petróleo de Vivian ha ayudado a

prevenir la excesiva producción de agua del acuífero de fondo. El

mecanismo de entrampamiento de la arena Vivian B tiene un

entrampamiento estratigráfico grande y esta arena ha sido

encontrada solamente en la zona de la parte Sur del Campo. Un total

de 16 pozos han sido perforados en Forestal.

66

Figura N° 36: Columna Estratigráfica Detallada de la Cuenca Marañon.

Fuente: Perupetro

67

c) Jibaro-Jibarito: Fueron descubiertos en 1974 y 1981,

respectivamente, y empezaron a producir en 1982. Las estructuras de

Jíbaro y Jibarito son consideradas como 2 lóbulos complejos de

acumulación de petróleo pesado, producen del reservorio Vivian que

son depósitos de canales entrelazados de una trampa anticlinal. El

promedio de porosidad en Vivian es de 18 %, un promedio de arena

neta de 18.3 m, produce crudo de 10.4 ° API y 93.8% corte de agua.

El mecanismo de empuje en el campo de Jibarito es por empuje de

agua de flanco, mientras que en Jíbaro es dominado por empuje de

agua de fondo. Por consiguiente, la recuperación más alta por pozo

es obtenida en Jibarito. Un total de 26 pozos han sido perforados en

el complejo Jibaro/Jibarito.

d) San Jacinto: Fue descubierto en 1978 y ha estado produciendo desde

1980. La estructura San Jacinto, es un anticlinal asimétrico fallado

que produce del Basal Terciario & Vivian, Chonta y Basal Chonta.

El reservorio Chonta en San Jacinto fue depositado en un ambiente

estuarino poco profundo resultando un reservorio sumamente

heterogéneo, la porosidad promedio es de 19.1%, un promedio de

arena neta de 3.4 m, menores cantidades de petróleo pesado de 14.5

° API se han producido de los reservorios Lower chonta & Basal

Chonta y produce por un empuje de agua de flanco en cada una de

las zonas principales. El reservorio Vivian fue depositado en un

ambiente de canales entrelazados y tiene una porosidad promedia de

19.7 % y un promedio de arena neta de 9.8 m, produce petróleo

pesado de 11.5 ° API primariamente por empuje de agua de fondo,

excepto para el Vivian B, la cual esencialmente es de empuje de

agua de flanco con una mayor eficiencia de recuperación que Vivian

A. Un total de 28 pozos han sido perforados.

e) Shiviyacu Noreste: Fue descubierto en el año 1977. La estructura de

Vivian presenta 15 m. de cierre y 1600 acres de área, con ambas

arenas Superior y Principal del Vivian llenas de petróleo. El

reservorio Vivian superior “B” está compuesto de arenas de

ambiente estuario y con laminares de marea con 17 % de porosidad.

Vivian “A” es de 16.5% de porosidad con 16 m. de arena neta

homogénea proveniente de canales entrelazados de ambiente fluvial,

produce crudo de 16.3° API y 94.7% de corte de agua. El principal

mecanismo de producción es por empuje de agua de fondo.

f) Tigre: Es un descubrimiento no desarrollado de petróleo pesado. La

estructura Tigre es un anticlinal fallado y es posible que se encuentre

una estructura de la Formación Vivian en una posición alta. La

Formación Vivian probó petróleo de 12° API de una intervalo de

poco espesor (1.2 m.) localizado en la zona superior del Vivian “B”.

La columna delgada de petróleo limitada por el fondo por un

68

acuífero activo sugiere que el factor de recobro será muy bajo. Un

pozo ha sido perforado.

g) Bartra: Inició su producción en 1979, produciendo petróleo pesado

de 11.4° API perteneciente de la formación Basal Terciario y Vivian.

La estructura de Bartra es un anticlinal fallado. Solo la porción norte

del anticlinal ha sido desarrollada. La formación Vivian es un

reservorio de empuje de fondo de agua de petróleo pesado con un

espesor neto de 11 m. y porosidad promedio de 20.6%. El petróleo

del basal Terciario migró por el plano de falla de la Formación

Vivian, el espesor neto es de 6.8 m y porosidad promedio de 21.3%.

Un total de 16 pozos han sido perforados.

h) Paiche: La estructura comprende un anticlinal con rumbo norte-sur,

limitado al este por una falla invertida del basamento. El campo está

entrampado en una combinación de fallas de rumbo norte-sur y al

este por tres cierres estructurales. Se probaron las formaciones Basal

Terna, Vivian, Glauconítico y Cetico con un crudo promedio de

12.2° API. Un total de 4 pozos han sido perforados.

i) Dorado: Dorado Central y Sur son estructuras de cuatro cierres

inclinados. Estas estructuras han sido interpretadas por la ocurrencia

de un asentamiento sedimentario sobre un antiguo alto estructural de

basamento. Se establecen en una estructura escalonada. Esta

geometría se piensa que es un resultado de un escurrimiento

relacionado a la falla del basamento. La inclinación promedio

estructural varía entre 1-4°. Se probaron las formaciones Basal



j) Piraña: La estructura es un anticlinal estructural con rumbo Norte-

Sur con una falla discontinua a lo largo del límite Este del campo. La

naturaleza de la discontinuidad de la falla significa que el cierre es

inclinado y opuesto a la falla. Un promedio de la inclinación

estructural de 2° está presente. Se probaron las formaciones Basal



3.4. Características de la Cuenca Marañon para el estudio

Roca Generadora: Cretáceo superior (Fm. Chonta).

Reservorios Principales: Vivian, Chonta.

Estructura: Anticlinal.

69

Profundidad estimada: 4700 ft.

Espesor: 35 ft.

Permeabilidad promedio: 6000 mD.

API: 13.2°

Temperatura Promedio: 191 F°.

Presión Promedio: 2245 psia.

Viscosidad Promedio a la Presión Inicial: 121 cp.

Figura N° 37: Ubicación del lote a estudiar y la Columna Estratigráfica de la Cuenca

Marañon.

Fuente: Perupetro

70

3.5. Matriz de selección de Alternativas Tecnológicas

Con las matrices de los proyectos en diferentes partes del mundo se elaboró

una matriz que aplique a la cuenca Marañon por sus características

mencionadas inicialmente para poder evaluar cual sería la mejor alternativa

tecnológica para realizar la simulación numérica.

A continuación se muestran las matrices energéticas:

Tabla N° 4: Matriz de Criterio de Selección para producción en frío.

Método Características

Principales

Criterio de

Selección

Factores de

Recobro

Esperado

Comportamiento

del Pozo

Recuperac

ión

Primaria

Producció

n en Frio

Pozos

horizontales largos y

multilaterales,

con poca producción de

arena.

No H₂O;

K >2D para 1000 cP.

K > 0.5D para

100-300 cP. h > 10m

Menor al 5%

para µ>1000cP; k<1D.

Entre 10 a 20%

en reservorios de alta

permeabilidad.

Pozos horizontales largos, alta

permeabilidad y

poca arcilla; tiempo

de vida de 10-15 años, producción

máxima de 2000-

3500 b/d. Los pozos con baja

permeabilidad y

con presencia de arcilla tienen un

tiempo de vida de

3-6 años,

producción máxima de 200 b/d.

CHOPS

Pozos verticales

con sistema de bombas PCP.

Altas cantidades

de arena producida y

gestión de

residuos

aumentan los costos operativos

en un rango de

15-35%.

Se aplica a

formaciones poco profundas.

Se debe aplicar

a arenas

delgadas, de buena

porosidad y no

consolidadas.

Aproximadame

nte 15 %

Sensible a presencia

de capa de Gas y acuífero.

No aplica a pozos

horizontales.

Aumenta el caudal de 10 a 30 veces en

comparación a la

producción en frio.


71


Método Características Principales Criterio de Selección Factores de Recobro Esperado Comportamiento del Pozo

Desplazami

ento

Miscible

Inyección

de CO₂

Pozo vertical productor, pozo

vertical inyector disminución de la tensión interfacial,

disponibilidad de grandes

volúmenes de CO₂.

Arenas delgadas y someras

Composición: Intermedios (C₅-C12); API > 22; µ < 10cp

Profundidad suficiente para

alcanzar Presión Mínima de

Miscibilidad (PMM).

Aproximadamente 35 %.

Permeabilidad y Temperatura no son

variables críticas si se mantiene la

inyectividad.

Diseño complejo. Por lo general se producen

asfaltenos y carbonato de calcio que taponean

la formación y equipos. Necesidad de equipos

anticorrosivos. El CO2 tiene el efecto

negativo de las impurezas.

Inyección

de N₂


vertical inyector, N₂ se produce o

se obtiene en una planta.

Arenas o Carbonatos sin

fracturas delgadas

Composición: Livianos (C₁-C6)

API > 35; µ < 0.4cp; Z > 5000

ft; So > 40 %

Aproximadamente 25 %.



inyectividad.

Diseño complejo. Difícil control del frente

por la relación de movilidades.

Inyección

de HC


vertical inyector, se inyecta 5%

VP en GLP, slugs de metano

enriquecido o metano seco a altas

presiones.

Arenas o Carbonatos sin

fracturas delgadas. Composición: Alto % Livianos

(C₂-C₇); API > 35; µ < 10cp;

So > 30 %

Entre 15% - 25%,



inyectividad.

Z > 2000 ft para GLP, Z > 5000 ft

para altas presiones.

Complejidad de diseño, solventes pueden

quedarse atrapados en el yacimiento, requiere

de muchas pruebas de laboratorio.

Inyección

de

Químicos

Inyección

de ASP

Pozo Productor Vertical, pozo

Inyector Vertical, inyección de

mezcla de productos químicos

(Álcali-Surfactante-Polímero),

realizado después de un proceso de inyección de agua.

Grupos de acido orgánico

presentes en el crudo son

necesarios.

Arenas

Composición: Intermedios y

livianos. API > 20; µ < 10cp; So > 35%

k > 10 mD; Z < 8000 ft; T° <

175 F°

Aproximadamente 20% - 30% de

recobro adicional.

Área barrida por H₂O >50%,

Surfactante 5% -15% VP para altas

concentraciones, 15-50% VP para

bajas concentraciones.

Polímero 500 - 2000 mg/L, Cloruros

<20.000 ppm, iones de Ca++ y de

Mg++ <500 ppm.

Sensible a presencia de Gas, acuífero activo y

alto contenido de arcillas.

Posibles separaciones cromatografías de las

especies químicas del yacimiento.

El álcali puede causar Corrosión de los equipos; incrustaciones en la formación;

Pozos productores obturados que requerirán

tratamiento de fractura para que vuelvan a

producir.

Inyección

de

Polímero

s


vertical inyector, inyección de

poliacrilamidas y los

polisacáridos.

Realizado después de un proceso

de inyección de agua.

Arenas

API > 15; µ < 100cp;

So > 50%

k > 10 mD;

Z < 9000 ft; T° < 200 F°

Rango entre 5% - 25%, con una

eficiencia de 0.7 - 1.75 lb

polímero/bbl.

Se debe mantener la inyectividad para no

perder la efectividad del método.

Mayor éxito en zonas con baja saturación de

agua.

El campo Daqing obtuvo 220,000 b/d de

producción incremental por inyección de

polímeros.

Tabla N° 5: Matriz de Criterio de Selección para Desplazamiento Miscible e Inyección de Químicos.

72

Método Características Principales Criterio de Selección Factores de Recobro Esperado Comportamiento del Pozo

Métodos

Termales

Inyección de

CO₂ (Huff

and Puff)

Pozos verticales hasta 35°, proceso

cíclico (inyección, remojo,

producción), disponibilidad de

grandes volúmenes de CO₂.

Arenas con alta porosidad y

permeabilidad. API 8 - 25; 35 % > So > 80 %; µ

< 130, 000cp; h>20 ft.

Entre 15% - 30%;

Unidad de recompactación es requerida en ciclos posteriores, efectos

gravitacionales mejoran el recobro.

Irrupción temprana de CO₂ origina

corrosión en pozos productores.

Se realizan 15-16 ciclos (4-5

meses/ciclo),

producción promedio de 150-350 b/d

por semana.

Inyección de

N₂ (Huff and

Puff)

Pozos verticales hasta 35°, proceso

cíclico (inyección, remojo,

producción), N₂ se produce o se

obtiene en una planta.

Arenas con alta porosidad y

permeabilidad

API 8 - 25; 35 % > So > 80 %; µ < 130, 000cp; h>20 ft.

Entre 15% - 30%;

Unidad de recompactación es

requerida en ciclos posteriores, efectos gravitacionales mejoran el recobro.

Se realizan 8-10 ciclos (4-5

meses/ciclo),

producción promedio de 80-250 b/d por semana.

Inyección de

Vapor

Continua


vertical inyector, inyección de vapor

de agua. Pozos horizontales pueden ser también utilizados para

formaciones altamente laminadas.

Arenas con altas porosidades y

permeabilidades.

API 8 - 25; µ < 100,000cp; ϕ > 20% h > 20 ft k > 1 D; Z < 5000

ft.

Rango entre 40% - 50%, la

temperatura y la composición del

crudo no son aspectos críticos. Aumentar eficiencia de barrido areal y

vertical, área patrón < 10 acres.

Producción máxima 150-350 bbl/d,

vida de pozo 5 - 10 años. Pozos productores deben estimularse

con vapor para reducir la dP.

Combustión

In-Situ


vertical inyector con

calentador/quemador,

desplazamiento de crudo a largas

distancias.

Arenas con altas porosidades

API > 10 - 27; µ < 5000 cp; ϕ >

20%; h > 10 ft - 50 ft; k > 5 mD -

10D; Transmisibilidad > 20 mD-

ft/cps; Z < 11,500 ft.

Aproximadamente 20% - 40%, crudo

con presencia de componentes

asfálticos

Se puede utilizar un pozo existente para la inyección de aire. Efecto negativo por

segregación gravitacional y/o gas

“Overriding”. Gas producido en el

proceso (N₂) disminuye el poder

calorífico.

SAGD

Dos Pozos horizontales paralelos.

Inyección de vapor en el pozo

superior. Consta de tres fases:

startup (inicio), operación SAGD

normal y wind down (descarga).

Arenas poco consolidadas

API < 15; µ < 25000cp; ϕ >

20%; Kv/Kh > 0.8; h > 30 ft; k >

2 D; Z < 5000 ft.

Rango entre 50% - 70%, dependiendo

de la distancia entre el pozo y las

heterogeneidades del medio.

Producción máxima 500-3000 bbl/d.

Sección vertical de los pozos con

espaciamiento 13 ft - 23 ft entre ellos,

hasta 3280 ft de desplazamiento

horizontal.

THAI

Pozo horizontal productor, Pozo

vertical inyector. Se genera un proceso de combustión In-Situ en el

pozo inyector. Desplazamiento de

crudo a cortas distancias.

Arenas uniformes, sin presencia

de gas libre. API > 8 - 25; h > 8 - 100 ft; k > 1

D; Z > 3000 ft - 5000 ft;

Rango entre 70% - 80%, el crudo con

alto contenido de componentes

pesados. Presencia de zonas con lentes de

lutitas que actúen como barreras para

el vapor no es crítica.

Temperaturas extremadamente altas,

revestimientos, cubiertas y cabezales de

pozo especiales para resistir el calor. Severa corrosión en los equipos de

subsuelo en caso de realizarse el

proceso de Combustión In-Situ húmeda.

Tabla N° 6: Matriz de Criterio de Selección para Métodos Termales.


73

3.6. Selección de las mejores Alternativas

Para seleccionar las mejores alternativas para nuestro yacimiento

utilizaremos las tablas N° 5, 6 y 7 y se tomarán los parámetros críticos para

elegir la tecnología adecuada.

Grado API y viscosidad: Nuestro reservorio tiene un grado API de

13.2 ° y una viscosidad de 121 cp, bajo estos parámetros se concluye

lo siguiente:

Desplazamiento Miscible (CO2, N2 y HC) – Descartado.

Inyección de Químico (ASP y Polímero) – Descartado.

Métodos Termales (ICV, IV, SAGD) – Seleccionado.

Profundidad y Espesor: Nuestro reservorio tiene una profundidad de

4700 pies y un espesor de 35 pies, bajo estos parámetros se concluye

lo siguiente:




Calidad de Roca (ϕ, K): Nuestro reservorio tiene una porosidad de

20 % y una permeabilidad de 6 Darcy, bajo estos parámetros se

concluye lo siguiente:




Con lo cual seleccionaremos a analizar las aplicaciones termales como la

inyección de Agua Caliente, Huff and Puff y SAGD para incrementar el

factor de recobro.

74

CAPITULO IV. - DISEÑO DE UN MODELO DE SIMULACIÓN

CONCEPTUAL PARA LA EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS

TECNOLÓGICAS

Una vista rápida al modelo general y el sector elegido para realizar las pruebas y

análisis de los procesos.

Figura N° 38: Modelo refinado de Simulación


4.1. Características del Modelo de Simulación

El modelo conceptual fue construido para el campo AL, con la finalidad de

ver el comportamiento dinámico de los fluidos y optimizar el plan de

desarrollo para estimar el factor de Recobro se consideraron las siguientes

características de la Cuenca:

El grillado tiene dimensiones de 20 x 8 x 10. Con un refinamiento de

3 a 1 sobre el área de estudio.

Se tiene un pozo perforado (AL-1) en el tope de la estructura.

Se consideró una región de equilibrio para la formación Vivian con

una región PVT.

Las funciones de saturación, porosidad, permeabilidad y relación

Kv/Kh fueron tomados de datos de cores.

Se incluyo un acuífero de tipo Carter-Tracy a una profundidad de

4708 ft con 4 Darcy de permeabilidad, 25 % de porosidad, 180 ft de

espesor y un radio de 400 ft.

75

Se asumió un promedio de valores de las propiedades para cada

capa.

Los procesos a evaluar se consideraron a 16 años, debido a que es un

Lote en exploración y es el tiempo que resta de contrato luego de

estimar que la implementación durará entre 3 a 4 años por motivos

de disponibilidad de equipos y permisos ambientales.

En el Anexo 1 se adjunta el código del modelo de simulación.

4.2. Lineamientos del Caso Base

En este caso se evaluara la simulación de la producción en frio en el campo

AL con la perforación del pozo horizontal “AL-1” en el tope de la

formación. Los parámetros del pozo son los siguientes:

Ubicado en la celda X (19), Y (5, 4, 3, 2 y 1), y baleado en las capas

Z (7, 8, 9 y 10).

Controlado por el Máximo Caudal de Liquido: 4500 STB/D.

Máximo Caudal de Petróleo: 1200 STB/D.

Mínimo Caudal de Petróleo para cerrar el pozo: 50 STB/D.

Máximo Corte de Agua para terminar la simulación: 98%.

Años de Simulación: 16 years.

Figura N° 39: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para producción en

Frío.


76

Gráficos de los Resultados de la simulación de Producción en Frio:

Figura N° 40: Producción de Petróleo (STB/D) por producción en Frio.


Figura N° 41: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) por producción en Frio.


77

4.3. Evaluación de las Alternativas Tecnológicas

A continuación se evaluará la inyección de agua caliente (HT-INJ), el

drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) y la inyección cíclica de

vapor (Huff and Puff)

4.3.1. Inyección de Agua Caliente

Para este proceso de inyección de agua caliente se realizó el análisis

de sensibilidad con diferentes parámetros mostrados a continuación:

Tabla N° 7: Análisis de Sensibilidad para la Inyección de Agua Caliente.

CASO TEMP

(F°)

INJ RATE

(BLS/D) COMENTARIOS

HT-INJ 120 4000 Un inyector- Un productor

HT-INJ 1 120 4000 Inyector más cerca al productor

HT-INJ 2 150 4000 3 Inyectores - Un productor

HT-INJ 3 120 10000 Un inyector - Un productor

HT-INJ 4 150 4000 3 Inyectores más alejados del

productor


Pozo Productor “AL-1”, ubicado en la celda X (53), Y (14) y

baleado en las capas Z (10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19 y

20).

Pozos Inyectores INJ-1, INJ-2 y INJ-3 se ubican de forma

simétrica para formar un arreglo (Figura N° 43).

En el caso HT-INJ 1 se reduce la distancia de los pozos en 5

celdas en el eje X.

En el caso HT-INJ 4 se aumenta la distancia entre los pozos INJ-1

y AL-1 en 6 celdas.






78

Figura N° 42: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para inyección de

Agua Caliente - Modelo General


Figura N° 43: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para Agua Caliente

– Modelo con tres inyectores


79

Gráficos de los Resultados de la simulación de Inyección de Agua Caliente:

Figura N° 44: Producción de Petróleo (STB/D) de todos los casos HT-INJ y

Producción en Frio.


Figura N° 45: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) de todos los casos HT-

INJ y Producción en Frio.


80

4.3.2. Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD)

Para este proceso de SAGD se realizó el análisis de sensibilidad con

diferentes parámetros mostrados a continuación:

Pozo Productor Horizontal “AL-1”, ubicado en la celda Y (14),

capa Z (17) y baleado en las celdas X (53, 52, 51, 50).

Pozo Inyector Horizontal “INJ-1”, ubicado en la celda Y (14),

capa Z (12) y baleado en las celdas X (53, 52, 51, 50).

En el caso de acercar el pozo productor e inyector, se reduce la

distancia de los pozos en 2 capas en el eje Z.

En el caso de alejar el pozo productor e inyector, se aumenta la

distancia de los pozos en 1 capa en el eje Z.

Calidad de vapor: 70%.

Máximo Caudal de Liquido: 1200 STB/D.

Mínimo Caudal de Petróleo: 50 STB/D.

Máximo Caudal de Gas: 4500 MSCF/D.

Máximo Corte de Agua: 98%.


Tabla N° 8. Análisis de Sensibilidad para SAGD.

CASO TEMPERATURA

(F°)

INYECCIÓN

(BLS/D) COMENTARIOS

SAGD 450 1000 Un pozo Horizontal productor - Un pozo

horizontal Inyector

SAGD 1 450 2000 Un pozo Horizontal productor - Un pozo

horizontal Inyector

SAGD 2 450 1000 Pozo inyector más cerca al pozo productor

SAGD 3 750 1000 Pozo inyector más cerca al pozo productor

SAGD 4 450 1000 Pozo inyector más lejos al pozo productor

SAGD 5 750 1000 Pozo inyector más cerca al pozo productor con

80 % de calidad de vapor.


81

Figura N° 46: Modelo refinado de Simulación con el pozo AL-1 para el proceso

SAGD.


Gráficos de los Resultados de la simulación de SAGD:

Figura N° 47: Producción de Petróleo (STB/D) de todos los casos SAGD y



82

Figura N° 48: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) de todos los casos

SAGD y Producción en Frio.


Figura N° 49: Producción de Petróleo Agua (STB/D) de todos los casos SAGD y



83

Figura N° 50: Producción acumulada de Agua (MMSTB) de todos los casos SAGD y



4.3.3. Huff and Puff

Para este proceso de SAGD se realizó el análisis de sensibilidad con

diferentes parámetros mostrados a continuación:

Tabla N° 9. Análisis de Sensibilidad para Huff and Puff.

CASO TEMPERATURA

(F°)

INYECCIÓN

(BLS/D) COMENTARIOS

VAPORHP 450 1000 En etapas, una vez al año.

VAPORHP1 450 1500 En etapas, una vez al año.

VAPORHP2 450 2000 En etapas, una vez al año.

VAPORHP3 450 1000 En etapas, dos veces al año

VAPORHP4 450 1000 En etapas, tres veces al año


84

Pozo Productor “AL-1”, ubicado en la celda X (53), Y (14) y


20).

Pozo Inyector “INJ-1”, ubicado en la celda X (45), Y (14) y


20).

Calidad de Vapor: 70%






Figura N° 51: Modelo General para Huff and Puff para el caso VAPORHP.


85

Gráficos de los Resultados de la simulación de Inyección de Huff and

Puff:

Figura N° 52: Producción de Petróleo (STB/D) de todos los casos Huff and Puff y



Figura N° 53: Producción acumulada de Petróleo (MMSTB) de todos los casos Huff

and Puff y Producción en Frio.


86

4.4. Análisis de Resultados

Con el fin de determinar el petróleo original in situ (OOIP) de cada caso, se

tomaron los supuestos siguientes:

Para el caso base, caso CSS y caso de inyección de agua caliente, se

asume un pozo vertical con un drenaje de 720 pies de radio y el

volumen se determino como un cilindro con este radio.

Para el caso de SAGD se asumió área elíptica en la base con ejes de

720 pies y 1,000 pies y respectivamente también se asumió la misma

altura.

El resultado de este análisis la tabla siguiente resume la Producción

acumulada de petróleo, gas y agua para los diferentes casos:

Tabla N° 10: Tabla de Comparación del OOIP con las producciones totales de

petróleo, agua y gas.

CASE OOIP

(MMSTB) FOPT

(MMSTB) FGPT (BCF)

FWPT (MMSTB)

BASE 12.4 1.606 0.898 4.109

HT-INJ

12.4

0.974 27.681 13.872

HT-INJ 1 0.644 26.620 12.372

HT-INJ 2 0.292 8.187 4.539

HT-INJ 3 0.176 12.892 2.819

HT-INJ 4 1.122 22.947 21.296

VAPORHP

12.4

2.424 1.919 0.01019

VAPORHP1 2.425 1.919 0.01019

VAPORHP2 2.425 1.914 0.01019

VAPORHP3 2.459 1.944 0.01020

VAPORHP4 2.389 1.877 0.0098

SAGD

17.5

6.591 31.436 6.563

SAGD 1 6.594 31.378 12.376

SAGD 2 6.567 31.377 6.557

SAGD 3 6.610 31.408 6.557

SAGD 4 7.012 31.486 6.728

SAGD 5 6.568 31.408 6.557

87


Tabla N° 11: Tabla de Comparación del Factor de Recobro de las diferentes

Tecnologías.

CASE FR (%)

BASE CASE 12.95

HT-INJ 7.85

HT-INJ 1 5.19

HT-INJ 2 2.35

HT-INJ 3 1.42

HT-INJ 4 9.05

VAPORHP 19.55

VAPORHP1 19.56

VAPORHP2 19.56

VAPORHP3 19.83

VAPORHP4 19.27

SAGD 37.66

SAGD1 37.68

SAGD2 37.53

SAGD3 37.77

SAGD4 40.07

SAGD5 37.53


Si bien la tecnología SAGD en líneas generales es la tecnología con mayor recobro

en los 16 años de estudio, sin embargo de los 6 escenarios propuestos para esta

tecnología escogeremos solamente uno bajo los siguientes criterios técnicos:

Cantidad de Agua Inyectada: A mayor cantidad de agua inyectada,

mayor es el costo de operación, por lo cual descartamos el escenario

SAGD 1 debido a que no se obtiene un mayor recobro duplicando la

inyección de agua inicial.

La temperatura para el proceso de inyección: a mayor temperatura

requerida para el proceso, necesitaremos un equipo más costoso que

nos permita alcanzar dicha temperatura, por lo cual descartamos los

escenarios SAGD 3 y SAGD 5 debido a que en ambos se aumenta la

temperatura de 450 F° a 750 F° y no se obtiene un recobro mayor

notorio.

El distanciamiento entre los pozos horizontales: A mayor

espaciamiento entre pozos horizontales el costo del pozo inyector será

menor y tendremos menos perdida de calor en la tubería, además

incrementaremos el área de drenaje mejorando la cámara de vapor,

por lo cual descartamos los escenarios SAGD y SAGD 2 debido a que

los pozos horizontales se encuentran más cerca y el recobro es menor

que el caso SAGD 4 en el cual los pozos están más separados.

88

En conclusión el mejor caso para realizar evaluaciones económicas sería el caso

SAGD 4.

CAPITULO V. - ANALISIS ECONÓMICO

Para cualquier proyecto en operación, los gastos deben ser justificados mediante un

análisis económico y de riesgos, que involucre las variables que se encuentren

incluidas en el proceso a implementar, para garantizar de alguna manera el retorno

efectivo de la inversión realizada; sin embargo, en el caso de los proyectos en

modalidad de prueba piloto o modelamiento conceptual de simulación numérica para

la aplicación de nuevas tecnologías, es conocido a nivel mundial que generalmente

no involucran estos análisis, debido a que este tipo de proyecto, si bien, de ser

exitoso puede producir ganancias económicas a la empresa, ese no es su objetivo

primordial, puesto que lo que se busca con la aplicación de este tipo de proyecto es la

adquisición de conocimientos técnicos y de ingeniería sobre la tecnología,

experiencia de campo en la aplicación del proceso y la obtención de parámetros que

en un futuro sean de utilidad para determinar la posible aplicación netamente

comercial de la tecnología estudiada mediante la prueba piloto.

Sin embargo, aún tomando en cuenta lo anteriormente expuesto, a este proyecto le

fue realizado un análisis económico y de riesgos al caso base (Producción en Frio) y

a la tecnología que nos dio mayor recobro en los 16 años (SAGD4), a fin de tener

una referencia económica y probabilística de la factibilidad de éxito o fracaso del

proyecto.

5.1. Análisis del Escenario 1

En este escenario se evaluará la producción en frio y el crudo se venderá en la

estación Bayovar. Los parámetros a considerar son los siguientes:

Tabla N° 12: Parámetros para el Escenario 1.

PARAMETROS

PRECIO CRUDO WTI ($/Bbl) 55.00

DESCUENTO PO SER CRUDO PESADO Y

TRANSPORTE A BAYOBAR($/Bbl) 11.00

REGALÍAS: 30%

PRECIO CRUDO FINAL ($/Bbl) 30.08

GASTOS OPERATIVOS

-VARIABLE($/Bbl) 20.00

-FIJO(M$/ANUAL) 0.00

TASA IMPOSITIVA (%) 32.00

TASA DE DESCUENTO (%) 15.00


89

En el Anexo 2 se encontrará el detalle de los costos de perforación del pozo

productor para la evaluación económica, se muestra a continuación el cuadro de

inversiones:

Tabla N° 13: Inversiones para el Escenario 1.

INVERSIONES (M$)

PERFORACION Y COMPLETACION 5,380.84

FACILITIES/LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL 525.60

INVERSION TOTAL 5,906.44

-FRACCION TANGIBLE 0.1303

-FRACCION INTANGIBLE 0.8697


Pará el análisis económico se tomará la producción incremental entre el caso

base.

Tabla N° 14: Producción Incremental entre caso Base.

AÑOS CASO BASE PRODUCCIÓN

FOPT (STB) ANUAL (MSTB)

1 158,926.59 158.93

2 300,672.00 141.75

3 432,196.72 131.52

4 539,541.75 107.35

5 637,256.31 97.71

6 733,580.31 96.32

7 830,114.38 96.53

8 925,545.63 95.43

9 1,019,166.30 93.62

10 1,109,511.40 90.35

11 1,195,484.30 85.97

12 1,279,330.80 83.85

13 1,362,266.90 82.94

14 1,444,284.50 82.02

15 1,525,543.90 81.26

16 1,605,618.50 80.07


90

AÑO RESERVAS TOTAL

VALOR DE LA

PRODUCCIÓN

GASTOS DE OPERACIÓN

DEPRECIACION INGRESOS A IMPUESTOS

IMPUESTOS INGRESOS

DESPUES DE IMPUESTOS

INVERSION FLUJO

EFECTIVO VAN ANUAL

(15%) VAN ACUMUL.

AL 15% INTANGIBLE TANGIBLE

(MBbl) (MBbl) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$)

1 158.93 158.93 4,894.94 3,178.53 5,137.02 76.16 -3,496.77 -1,118.97 -2,377.81 5,906.44 -3,071.06 -3,071.06 -3,071.06

2 141.75 141.75 4,365.76 2,834.91 0.00 67.92 1,462.93 468.14 994.79 0.00 1,062.71 924.10 -2,146.96

3 131.52 131.52 4,050.96 2,630.49 0.00 63.03 1,357.44 434.38 923.06 0.00 986.09 745.62 -1,401.34

4 107.35 107.35 3,306.23 2,146.90 0.00 51.44 1,107.89 354.52 753.36 0.00 804.80 529.17 -872.17

5 97.71 97.71 3,009.61 1,954.29 0.00 46.83 1,008.49 322.72 685.77 0.00 732.60 418.87 -453.30

6 96.32 96.32 2,966.78 1,926.48 0.00 46.16 994.14 318.12 676.02 0.00 722.17 359.05 -94.26

7 96.53 96.53 2,973.25 1,930.68 0.00 46.26 996.31 318.82 677.49 0.00 723.75 312.90 218.64

8 95.43 95.43 2,939.28 1,908.63 0.00 45.73 984.93 315.18 669.75 0.00 715.48 268.98 487.62

9 93.62 93.62 2,883.52 1,872.41 0.00 44.86 966.24 309.20 657.04 0.00 701.91 229.45 717.07

10 90.35 90.35 2,782.63 1,806.90 0.00 43.29 932.43 298.38 634.05 0.00 677.35 192.54 909.62

11 85.97 85.97 2,647.97 1,719.46 0.00 41.20 887.31 283.94 603.37 0.00 644.57 159.33 1,068.94

12 83.85 83.85 2,582.47 1,676.93 0.00 40.18 865.36 276.92 588.45 0.00 628.63 135.12 1,204.06

13 82.94 82.94 2,554.43 1,658.72 0.00 39.74 855.97 273.91 582.06 0.00 621.80 116.22 1,320.28

14 82.02 82.02 2,526.14 1,640.35 0.00 39.30 846.49 270.88 575.61 0.00 614.91 99.94 1,420.22

15 81.26 81.26 2,502.79 1,625.19 0.00 38.94 838.66 268.37 570.29 0.00 609.23 86.10 1,506.32

16 80.07 80.07 2,466.30 1,601.49 0.00 38.37 826.43 264.46 561.97 0.00 600.35 73.78 1,580.10

TOTAL 1,605.62 1,605.62 49,453.05 32,112.37 5,137.02 769.42 11,434.24 3,658.96 7,775.28 5,906.44 7,775.28 1,580.10


Tabla N° 15: Análisis Económico para el Escenario 1.

91

Figura N° 54: Gráfico del VAN (15%) para determinar el Pay Out.


Para determinar la Tasa Interna de Retorno (TIR) se evaluará el VAN (Valor

Actual Neto) a diferentes tasas de descuento, obteniendo los siguientes

resultados:

Tabla N° 16: Resultados para el Escenario 1.

RESULTADOS (MUS$)

VAN (0%) 7,775.28

VAN (10%) 2,803.06

VAN (15%) 1,580.10

VAN (20%) 747.49

VAN (30%) -282.87

VAN (40%) -880.40

VAN (50%) -1,265.78

VAN (60%) -1,534.17

VAN (70%) -1,731.86

VAN (80%) -1,883.70


92

Figura N° 55: Gráfico del VAN a tasa variable para determinar el TIR.


Los resultados son los siguientes:

VAN (15%): 1,580.10 MUS$


TIR : 27 %

Con estos resultados se demuestra que el proyecto es viable debido a que nuestro

TIR es mayor a la tasa de descuento y nuestro VAN es positivo. Sin embargo se

realizará un análisis de sensibilidades, para determinar el factor más influyente

en el proyecto.

Tabla N° 17: Análisis de Sensibilidades para el Escenario 1.

RANGO DE FLUJO EFECTIVO

BAJO BASE ALTO VARIACION MIN MAX OSCILACION SW^2

VARIA BILIDAD

%

Precio Final del

Crudo(US$/Bbl) 20.30 30.80 55.30 - 5.42E+03 5.08E+04 5.62E+04 3.16E+09 64.03

Volumen del oil

(MBbl) 1,200.00 1,605.62 2,500.00 - 1.06E+03 3.90E+04 4.00E+04 1.60E+09 32.51

Costos Op.

(MUS$) 25,689.90 32,112.37 38,534.84 0.2 1.79E+04 5.01E+03 1.28E+04 1.65E+08 3.35

Inversiones

(MUS$) 4,725.15 5,906.44 7,087.73 0.2 1.26E+04 1.03E+04 2.36E+03 5.58E+06 0.11

Flujo Efectivo

MUS$ 30,265.02

4.9542E+10 100.00


93

Figura N° 56: Gráfico de variabilidad para el Escenario 1.


5.2. Análisis del Escenario 2

En este escenario se el crudo se venderá en la estación Bayovar. Los parámetros

a considerar son los siguientes:

Tabla N° 18: Parámetros para el Escenario 2.

PARAMETROS

PRECIO CRUDO WTI ($/Bbl) 55.00

DESCUENTO PO SER CRUDO PESADO Y

TRANSPORTE A BAYOBAR($/Bbl) 11.00

REGALÍAS: 30%

PRECIO CRUDO FINAL ($/Bbl) 30.08

GASTOS OPERATIVOS

-VARIABLE($/Bbl) 20.00

-FIJO(M$/ANUAL) 0.00

TASA IMPOSITIVA (%) 32.00

TASA DE DESCUENTO (%) 15.00

COSTO DE AGUA INY.($/Bbl) 0.58


En el Anexo 3 se encontrará el detalle de los costos de perforación del pozo

inyector, el costo del pozo productor se encuentra en el Anexo 2, se muestra a

continuación el cuadro de inversiones:

94

Tabla N° 19: Inversiones para el Escenario 2.

INVERSIONES (M$)

PERFORACION Y COMPLETACION 8,954.93

EQUIPO DE INYECCION 276.85

SISTEMA DE MONITOREO 757.28

FACILITIES/LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 525.60

COSTO AGUA INYECTADA 3,375.52

INVERSION TOTAL 13,890.18

-FRACCION TANGIBLE 0.1466

-FRACCION INTANGIBLE 0.8534


Pará el análisis económico se tomará la producción incremental del caso

SAGD4.

Tabla N° 20: Producción Incremental caso SAGD 4.

AÑOS CASO SAGD 4 PRODUCCIÓN

FOPT (STB) ANUAL (MSTB)

1 438,000.00 438.00

2 876,000.00 438.00

3 1,315,200.00 439.20

4 1,753,200.00 438.00

5 2,191,200.00 438.00

6 2,629,200.00 438.00

7 3,068,400.00 439.20

8 3,506,400.00 438.00

9 3,944,400.00 438.00

10 4,382,400.00 438.00

11 4,821,600.00 439.20

12 5,259,600.00 438.00

13 5,697,600.00 438.00

14 6,135,600.00 438.00

15 6,574,800.00 439.20

16 7,012,800.00 438.00


95

AÑO RESERVAS TOTAL

VALOR DE LA

PRODUCCIÓN

GASTOS DE OPERACIÓN

DEPRECIACION INGRESOS A IMPUESTOS

IMPUESTOS INGRESOS

DESPUES DE IMPUESTOS

INVERSION FLUJO

EFECTIVO VAN ANUAL

(15%) VAN ACUMUL.

AL 15% INTANGIBLE TANGIBLE

(MBbl) (MBbl) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$) (MUS$)

1 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 11,853.28 127.22 -7,250.10 -2,320.03 -4,930.07 13,890.18 -6,839.75 -6,839.75 -6,839.75

2 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 2,832.51 -4,007.24

3 439.20 439.20 13,527.36 8,784.00 0.00 127.57 4,615.79 1,477.05 3,138.74 0.00 3,266.31 2,469.80 -1,537.44

4 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 2,141.78 604.34

5 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 1,862.42 2,466.76

6 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 1,619.49 4,086.25

7 439.20 439.20 13,527.36 8,784.00 0.00 127.57 4,615.79 1,477.05 3,138.74 0.00 3,266.31 1,412.11 5,498.37

8 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 1,224.57 6,722.94

9 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 1,064.84 7,787.78

10 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 925.95 8,713.73

11 439.20 439.20 13,527.36 8,784.00 0.00 127.57 4,615.79 1,477.05 3,138.74 0.00 3,266.31 807.38 9,521.11

12 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 700.15 10,221.27

13 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 608.83 10,830.09

14 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 529.42 11,359.51

15 439.20 439.20 13,527.36 8,784.00 0.00 127.57 4,615.79 1,477.05 3,138.74 0.00 3,266.31 461.62 11,821.13

16 438.00 438.00 13,490.40 8,760.00 0.00 127.22 4,603.18 1,473.02 3,130.16 0.00 3,257.38 400.31 12,221.45

TOTAL 7,012.80 7,012.80 215,994.24 140,256.00 11,853.28 2,036.90 61,848.06 19,791.38 42,056.68 13,890.18 42,056.68 12,221.45


Tabla N° 21: Análisis Económico para el Escenario 2

96

Figura N° 57: Gráfico del VAN (15%) para determinar el Pay Out.


Para determinar la Tasa Interna de Retorno (TIR) se evaluará el VAN (Valor

Actual Neto) a diferentes tasas de descuento, obteniendo los siguientes

resultados:

RESULTADOS (MUS$)

VAN (0%) 42,056.68

VAN (10%) 17,954.37

VAN (15%) 12,221.45

VAN (20%) 8,401.38

VAN (30%) 3,814.07

VAN (40%) 1,257.49

VAN (50%) -334.92

VAN (60%) -1,411.37

VAN (70%) -2,184.46

VAN (80%) -2,765.58

Tabla N° 22: Resultados para el Escenario 2.


97

Figura N° 58: Gráfico del VAN a tasa variable para determinar el TIR.


Los resultados son los siguientes:

VAN (15%): 12,221.45 MUS$


TIR : 48 %

Con estos resultados se demuestra que el proyecto es viable debido a que nuestro

TIR es mayor a la tasa de descuento y nuestro VAN es positivo. Sin embargo se

realizará un análisis de sensibilidades, para determinar el factor más influyente

en el proyecto.

Tabla N° 23: Análisis de Sensibilidades para el Escenario 2.

RANGO DE FLUJO EFECTIVO

BAJO BASE ALTO VARIACION MIN MAX OSCILACION SW^2

VARIA BILIDAD

%

Precio del

Crudo

final(US$/Bbl)

20.30 30.80 55.30 - -

1.18E+04 2.34E+05 2.45E+05 6.02E+10 77.82

Volumen del

oil (MBbl) 4,400.00 7,012.80 8,240.00 -

-1.86E+04

9.96E+04 1.18E+05 1.40E+10 18.07

Costos

Op.(MUS$) 112,204.80 140,256.00 168,307.20 0.2 8.99E+04 3.38E+04 -5.61E+04 3.15E+09 4.07

Inversiones

(MUS$) 11,112.14 13,890.18 16,668.21 0.2 6.46E+04 5.91E+04 -5.56E+03 3.09E+07 0.04

Flujo Efectivo

Mus$ 30,265.02

7.74E+10 100.00


98

Figura N° 59: Gráfico de variabilidad para el Escenario 2.


5.3. Análisis de los Resultados

Ambos escenarios son rentables dentro del periodo de los 16 años del proyecto, en

este caso se evaluará el VAN y TIR incremental para determinar la rentabilidad

adicional de un proyecto sobre el otro.

Tabla N° 24: Análisis Incremental de Escenarios

Caso Base SAGD4 Incremental

VAN (MUS$) 1,580.10 12,221.45 10,641.34

TIR (%) 27% 48% 79%


Con esto se demuestra que el caso SAGD 4 tiene una rentabilidad mayor que el

caso base.

99

CAPITULO VI. - CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. Conclusiones

1. No se tomo en consideración la tecnología de producción en frio como

CHOPS por su bajo impacto en el factor de recobro en reservorios

consolidados con empuje de agua.

2. El uso de los métodos térmicos es una buena opción para los reservorios

de crudo pesados, donde la viscosidad es muy alta y hace casi imposible

producir el aceite sin mezclar con cualquier tipo de diluyentes (NAFTA,

diesel o crudo liviano).

3. El uso del screening, permite una perspectiva más precisa de los métodos

de recuperación con mayor potencial de aplicación, cuando se tiene poca

información del campo / reservorio.

4. El proceso SAGD es una buena alternativa para la recuperación de

petróleo pesado en comparación con la inyección cíclica de vapor, ya que

utiliza el drenaje por gravedad el único mecanismo de la producción y

utiliza cortas distancias entre los pozos.

5. El método SAGD tuvo entre 30 % - 40% de factor de recobro, siendo la

tecnología que cumplió todas las expectativas puestas en la matriz.

6. El método Huff and Puff entre 14 % - 20% de factor de Recobro, no dio

los valores esperados respecto a la matriz generada.

7. El piloto del Proceso SAGD muestra una evaluación técnica-económica

exitosa con lo cual se valida la hipótesis.

8. Las tablas de screening presentadas en las figuras N° 33, 34 y 35

proporcionan una guía para la selección de tecnologías como SAGD para

yacimientos de crudo pesado en la cuenca Marañón.

9. Cualquier tipo de los procesos de inyección de agua, incluso la inyección

de agua caliente, no tendría ningún impacto significativo en el factor de

recuperación primaria para los crudos pesados del campo AL. Debido a

que el agua no transfiere eficazmente el calor al vapor y hace la gran

diferencia en la viscosidad entre el agua y los resultados de petróleo

pesado con una menor eficiencia de barrido.

10. Los pozos en la zona alta del reservorio tienen un buen índice de

productividad con baja movilidad del petróleo, mientras que en la zona

baja del reservorio predomina una alta movilidad del agua con respecto a

la del petróleo, lo cual hace que el agua desplace al crudo.

100

6.2. Recomendaciones

1. Si bien la tecnología SAGD dio buenos resultados al incrementar el

factor de recobro de acuerdo a la simulación de los yacimientos de crudo

pesado de la selva norte del Perú, las tecnologías como Combustión In-

Situ y Thai serían alternativas que necesitan ser modeladas para ser

comparadas.

2. Tener en cuenta que el programa Piloto no siempre muestra la

rentabilidad de los proyectos de recuperación mejorada, pero brinda un

mejor conocimiento del comportamiento del reservorio para optimizar el

dicho programa, en el caso de este estudio nos dio buenos resultados

técnico-económicos.

3. De realizar el programa piloto de la tecnología SAGD, se recomienda

seguir el siguiente diagrama de la figura N° 31.

4. Para realizar el Full-Field y obtener el mayor factor de recobro del campo

se recomienda aplicar la tecnología SAGD a los pozos ubicados en tope

de la estructura hasta lograr un alto corte de agua, para luego cambiarlos

a producción en frio; y perforar pozos horizontales y/o verticales en los

flancos para producción en frio, los cuales a un futuro podrían ser

utilizados como watering Out.

5. Se espera que este aporte a la comunidad petrolera incentive el desarrollo

de programas piloto para desarrollar EOR en el Perú, debido que a la

fecha nuestra producción nacional se encuentra en declive y el buen

estudio de los campos con un buen análisis de selección de las

tecnologías podrían ser la solución a nuestra situación.

6. Se requiere hacer un estudio socio-ambiental para evaluar los riesgos e

impactos de una posible implementación de proceso termal en los lotes

de crudo pesado en la selva peruana, para reducir el tiempo de aplicación

de los proyectos piloto en estos yacimientos.

101

BIBLIOGRAFIA

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20. Factibilidad del uso de Métodos de Recuperación Mejorada para Yacimientos

Carbonáticos Fracturados en el Campo Mara Oeste. PDVSA

21. Br. Guerra, M, María. PDVSA. Evaluación de estrategias de producción en

frío para aumentar el factor de recobro en yacimientos de crudo extra-pesado

con acuífero asociado.

103

ANEXOS

104

ANEXO 1: CÓDIGO DEL MODELO DE SIMULACIÓN

-- archivo segmentado sobre pozo AL-1X

RUNSPEC

TITLE

PROYECTO TESIS

DIMENS

-- NX NY NZ

20 8 10 /

-- Phases present

OIL

WATER

GAS

DISGAS

-- Units

FIELD

START

1 'JAN' 2014 /

SAVE

/

UNIFOUT

-- Unified output at the end of the simulation run

ENDSCALE

'NODIR' 'REVERS' 1 20 /

MONITOR

RSSPEC

NOINSPEC

-- Defining aquifer dimensions for all aquifers

AQUDIMS

0 0 13 0 13 10000 /

EQLDIMS

1 /

105

REGDIMS

1 1 0 0 /

TABDIMS

3 3 20 20 7 20 20 5* 3 /

WELLDIMS

-- MaxNo MaxPerf MaxGroup MaxWell/Group

10 20 10 10 /

NOECHO

------------------------------- Grid Section -----------------------------------

GRID

-- Including the Grid file- COOR and ZCORN KEYWORDS

GRIDFILE

0 1 /

INIT

INCLUDE

'.\data\GRID.INC’ /

/

PORO

0.18 0.19 0.21 0.23 0.23 0.21 0.23 0.20 14*0.18 0.21 0.23 0.23 0.23

0.23 0.18 0.18 0.19 10*0.18 0.21 0.21 0.21 0.22 0.21 0.21 0.21 0.18

5*0.18 0.19 7*0.18 7*0.21 0.18 0.21 10*0.18 0.21 0.21 0.21 0.20 0.21

0.21 0.21 0.21 0.20 0.21 8*0.18 0.12 0.18 7*0.21 0.20 0.21 0.21 0.20

0.20 0.20 7*0.18 0.21 0.22 0.21 0.21 0.21 0.21 0.20 0.21 0.20 0.20

0.20 0.20 0.20 0.20 0.18 0.21 0.18 0.18 0.18 0.18 0.21 0.21 0.21 0.21

0.21 0.21 0.20 0.20 0.20 0.21 0.21 0.21 0.21 0.18 0.21 0.21 0.21 0.18

0.21 16*0.18 0.19 0.18 0.00 0.00 0.02 14*0.18 0.19 0.19 0.21 0.00

0.00 0.18 0.22 5*0.23 6*0.18 0.19 0.20 0.20 0.22 0.21 0.00 0.00 0.23

0.23 0.23 0.23 0.24 0.23 0.18 0.22 0.21 5*0.18 0.21 0.20 0.00 0.00

0.00 0.00 0.23 0.24 0.24 0.24 0.24 0.18 0.23 0.23 0.18 0.18 0.21 0.18

0.18 0.18 0.18 0.01 0.01 0.00 0.00 0.02 0.23 0.23 0.24 0.24 0.24 0.23

106

0.23 0.18 0.22 6*0.18 0.00 0.00 0.02 0.02 0.02 0.23 0.23 0.23 0.24

0.23 0.23 0.23 0.22 0.18 0.21 5*0.18 0.00 0.02 0.02 0.02 0.02 0.23

6*0.23 0.22 0.21 0.21 0.18 0.18 0.18 0.18 0.02 0.02 0.00 0.00 0.02

0.02 0.18 0.20 0.19 0.19 0.18 0.18 0.19 0.18 0.21 0.19 0.18 0.19 0.18

0.18 0.18 0.18 0.20 0.20 0.20 0.20 0.24 0.18 0.19 0.18 0.21 0.21 0.18

0.19 0.20 0.19 0.20 0.21 0.20 0.23 0.20 0.18 0.18 0.18 0.20 0.20 0.19

0.19 0.19 0.23 0.23 0.21 0.18 0.18 0.18 0.19 0.18 0.21 0.22 0.22 0.21

0.20 0.19 0.19 0.19 0.22 0.20 0.23 0.23 0.23 0.23 0.20 0.18 0.18 0.19

0.18 0.20 0.20 7*0.23 0.22 5*0.23 0.22 0.22 0.19 0.21 0.20 0.21 0.20

0.22 0.20 5*0.23 0.21 5*0.23 0.19 0.22 0.22 0.23 0.23 0.22 0.21 0.21

0.19 5*0.23 0.22 0.24 0.23 0.23 0.22 0.21 0.20 0.23 0.23 0.23 0.23

0.23 0.23 0.21 0.18 0.19 5*0.23 0.24 0.23 0.23 0.21 0.20 0.23 0.19

0.21 0.22 0.23 0.23 0.23 0.22 7*0.23 0.22 0.22 0.21 0.22 0.02 0.02

14*0.02 0.22 0.22 0.22 16*0.02 0.22 0.22 0.22 0.21 0.02 0.02 0.02

13*0.02 0.22 0.21 0.21 0.02 0.21 15*0.02 0.21 0.21 0.21 0.20 0.02 0.02

12*0.02 0.10 0.02 0.21 0.20 0.21 0.21 0.21 15*0.02 0.20 0.21 0.21 0.22

0.21 0.22 14*0.02 0.21 0.21 0.21 0.22 0.21 0.22 0.02 0.02 0.02 0.02

8*0.02 0.23 0.23 0.21 0.21 0.20 0.21 0.21 0.21 0.22 0.22 0.23 0.23

0.23 0.22 0.23 0.22 0.22 5*0.23 8*0.21 0.22 0.23 0.23 0.22 0.22 0.22

0.22 0.23 0.22 0.22 0.23 0.23 0.21 0.21 0.20 0.21 0.21 0.21 0.21 0.22

0.22 0.21 0.23 0.23 0.22 0.21 0.22 0.23 0.22 0.22 0.23 0.23 0.21 0.21

0.21 0.20 0.21 0.21 7*0.23 0.21 0.22 0.22 0.21 0.22 0.23 0.22 0.21

0.21 0.20 0.20 0.20 0.21 0.21 6*0.23 0.21 0.21 0.23 0.22 0.23 0.22

0.21 0.20 0.21 0.21 0.20 0.20 0.21 0.22 0.23 0.23 0.23 0.23 0.22 0.22

0.21 0.21 0.21 0.23 0.23 0.22 0.21 0.20 0.21 0.21 0.20 0.21 0.21 0.21

0.21 0.21 5*0.22 0.21 0.22 0.23 0.22 0.22 0.22 0.20 0.20 0.21 0.21

0.21 5*0.22 0.21 6*0.22 0.21 0.21 0.21 0.24 0.24 0.23 0.23 0.23 0.23

0.22 0.21 0.22 6*0.21 0.22 0.22 0.21 0.21 0.21 0.24 0.23 0.23 0.23

0.23 0.22 0.22 0.21 0.22 0.21 0.21 0.22 0.22 5*0.21 0.22 0.21 0.23

0.23 0.23 0.23 0.23 0.22 0.21 0.21 0.21 0.21 0.22 0.22 0.22 0.21 0.21

0.21 0.21 0.21 0.21 0.22 0.23 0.24 0.23 0.23 0.22 0.22 0.21 0.21 0.21

0.22 0.23 0.22 0.22 6*0.21 0.22 0.23 0.23 0.23 0.23 0.22 0.22 0.21

107

0.22 0.21 0.21 0.22 0.22 6*0.21 0.19 0.21 6*0.23 0.22 0.21 0.21 0.22

0.22 0.22 0.22 0.21 0.21 0.21 0.21 0.20 0.21 0.21 0.23 0.23 0.23 0.23

0.23 0.23 0.22 0.21 0.21 0.22 0.21 0.21 0.22 0.22 0.21 0.21 0.21 0.21

0.21 0.21 0.23 0.22 0.23 0.23 0.22 0.23 0.23 0.22 0.22 0.21 0.21 0.21

0.22 0.21 0.21 0.20 5*0.21 0.20 0.21 0.21 0.21 0.21 0.20 0.20 0.21

0.21 0.21 0.20 0.20 6*0.21 0.20 0.21 0.21 0.21 0.20 0.20 0.20 0.20

0.20 0.21 0.20 0.20 0.20 0.20 5*0.21 0.20 0.21 0.21 0.21 0.21 0.20

0.20 0.20 0.20 0.21 6*0.20 0.21 0.21 0.22 0.21 0.20 0.21 0.21 0.21

0.21 0.21 0.21 9*0.20 0.21 0.22 0.21 0.21 0.20 0.21 0.21 0.21 0.21

0.21 0.20 0.21 0.21 0.21 0.20 0.21 5*0.20 0.21 0.21 0.20 0.19 0.20

0.21 0.21 0.22 0.21 0.21 0.21 0.21 0.20 0.21 7*0.20 0.21 0.21 0.21

0.21 0.21 0.21 0.22 0.21 0.21 0.21 0.21 5*0.20 0.21 0.20 0.20 0.20

5*0.21 0.22 0.22 0.22 0.21 0.21 9*0.20 8*0.21 0.20 0.20 0.21 0.21 0.20

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111

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4329.69 3762.10 3762.10 4310.99 3762.10 3762.10 3762.10 3762.10

3976.06 3762.10 3762.10 3762.10 3762.10 4465.24 4368.99 4213.36

4179.96 4253.64 4164.26 3762.10 4368.71 4104.24 4336.35 4416.37

4368.65 4174.69 3762.10 4226.49 4069.17 4070.47 3762.10 3762.10

3762.10 4369.15 3971.46 3762.10 4043.75 4368.84 4337.08 4268.72

4368.23 4668.55 4412.73 4410.63 4406.15 3762.10 4229.67 3762.10

3762.10 3762.10 3762.10 4142.36 4093.27 4369.17 4276.83 4330.30

4289.14 4462.26 4832.67 4414.34 4410.23 4929.13 4625.08 4845.30

4408.72 4668.00 4155.91 3762.10 3762.10 3762.10 3762.10 3312.80

3762.10 4491.36 4393.08 4378.06 4626.58 4707.47 5230.17 4810.20

4849.66 5353.78 4880.50 4950.12 4598.89 4278.26 3762.10 3762.10

4369.22 4080.24 3762.10 3762.10 3762.10 4913.20 4368.71 4644.33

4491.89 4942.90 5173.40 4938.95 5485.71 5501.26 4940.35 4911.76

4849.31 4524.56 4095.16 6*3762.10 5235.30 4398.60 4531.62 4406.91

4585.24 4942.33 5300.11 5501.09 5834.76 5652.70 4857.37 4795.10

4454.07 4110.38 6*3762.10 4464.39 4741.39 5071.34 4497.40 4127.39

8*3762.10 4044.63 6*3762.10 5486.93 5490.78 5486.00 4813.08 4560.81

4319.91 3762.10 3762.10 3762.10 3762.10 4216.52 4094.09 4158.38

4368.87 6*3762.10 4961.85 5504.24 5515.19 5486.09 5004.30 4248.55

4245.23 3762.10 3762.10 4275.52 4098.05 4400.78 4135.12 4090.39

6*3762.10 4368.59 4878.68 5505.61 5214.26 4677.77 4369.38 4588.15

4369.49 4368.80 3860.36 3762.10 4441.17 4350.30 3990.89 3857.82

5*3762.10 4377.00 5463.77 4925.64 5319.33 4868.92 4397.94 4182.39

4116.62 4376.44 4410.00 4396.59 5186.08 4701.82 4368.32 4268.96

4251.98 4368.42 3762.10 3322.76 4137.73 4404.47 4718.90 4418.56

4646.92 4681.15 4614.12 4214.06 4364.67 4369.08 4945.12 5505.03

5503.83 5058.29 4319.06 4218.16 3958.68 4375.07 4084.32 3762.10

3762.10 4495.49 4368.95 4343.75 4457.37 4368.68 4525.29 4364.55

4175.63 4497.29 4799.44 4967.56 5402.30 4956.60 4703.84 4581.39

4369.49 4213.59 4368.50 3940.09 3921.27 4368.45 4368.86 4361.01

112

4153.88 4244.64 4103.50 3762.10 4058.66 4302.81 4591.17 4804.82

5490.14 5491.83 4704.11 4370.62 4518.23 4748.06 4369.50 4091.38

3871.18 66*3762.10 3829.70 15*3762.10 3840.10 3762.10 3762.10 3988.25

4166.65 11*3762.10 3041.82 3762.10 4010.75 3822.79 3762.10 3762.10

4090.72 4076.89 4059.79 7*3762.10 4172.12 3762.10 3762.10 3762.10

3762.10 3762.10 4065.93 3762.10 3762.10 3762.10 4115.28 3762.10

3762.10 3807.45 7*3762.10 3839.78 3762.10 3762.10 3762.10 3762.10

3762.10 3762.10 3762.10 3889.39 3762.10 3762.10 3762.10 3762.10

10*3762.10 4099.12 4043.43 15*3762.10 4058.02 3762.10 3762.10 3762.10

18*3762.10 4166.13 20*3762.10 4046.38 3762.10 3762.10 3762.10 3762.10

15*3762.10 4045.59 4219.80 18*3762.10 4042.27 4076.24 3762.10 3762.10

17*3762.10 4048.14 40*3762.10 /

MINVALUE

PERMX 300 /

/

--INCLUDE

-- '.\data\NTG.INC' /

COPY

'PERMX' 'PERMY'/

'PERMX' 'PERMZ'/

/

MULTIPLY

'PERMZ' 0.1 /

/

------------------------------ Edit Section -----------------------------------

EDIT

------------------------------ Properties Section ------------------------------

PROPS

INCLUDE

'.\data\PROPS.INC’ /

SWCR

1600*0.23 /

113

COPY

SWCR SWL /

SWCR SGU /

/

EQUALS

SWU 1.0 /

SGL 0.0 /

/

MULTIPLY

SGU -1.0 /

/

ADD

SGU 1.0 /

/

SCALECRS

YES /

------------------------------- Regions Section --------------------------------

REGIONS

FIPNUM

1600*1 /

EQLNUM

1600*1 /

PVTNUM

1600*1 /

SATNUM

1600*1 /

----------------------------- Solution Section --------------------------------

SOLUTION

EQUIL -- Generated: Petrel

-- 4571 2400 4708 0 4300 0 1* 1* 1* 1* 1*

4400 2320 4730 0 4400 0 1* 1* 1* 1* 1*

/

ECHO

114

RPTSOL

-- Initialization Print Output

--

'RESTART=3' 'FIP=3' /

AQUCT

--

-- Carter-Tracy Aquifer

--

1 4708 1* 4000 0.25 1e-005 400 180 1* 1*

1* 1* /

/

AQUANCON

--

-- Aquifer Connections

--

1 1 1 1 8 1 10 'I+' 1* 1 ‘YES’ /

/

------------------------------- Summary Section --------------------------------

SUMMARY

INCLUDE

'.\data\SUMMARY.INC’ /

SCHEDULE

ECHO

RPTSCHED

'PRESSURE' 'TEMP' 'SOIL' 'SGAS' 'SWAT' 'DENO' 'DENG' 'DENW' 'VOIL'

'VGAS' 'VWAT' /

RPTRST

'PRESSURE' 'TEMP' 'SOIL' 'SGAS' 'SWAT' 'SAVE=2' /

TSCRIT

2* 20 /

CVCRIT

1* 15 6* 2 /

DRSDT

2 1* /

115

TUNING

10* /

11* /

2* 300 7* /

WELSPECS

'AL-1X' 'ALIANZA' 19 5 1* 'OIL' 9* 'STD' /

/

COMPDAT

'AL-1X' 19 5 5 5 'OPEN' 2* 0.58 3* 'Z' 1* /

/

COMPDAT

'AL-1X' 19 5 6 6 'OPEN' 2* 0.58 3* 'Z' 1* /

/

COMPDAT

'AL-1X' 19 5 7 7 'OPEN' 2* 0.58 3* 'Z' 1* /

/

COMPDAT

'AL-1X' 19 5 8 8 'OPEN' 2* 0.58 3* 'Z' 1* /

/

COMPDAT

'AL-1X' 19 5 9 9 'OPEN' 2* 0.58 3* 'Z' 1* /

/

COMPDAT

'AL-1X' 19 5 10 10 'OPEN' 2* 0.58 3* 'Z' 1* /

/

WCONPROD

'AL-1X' 'OPEN' 'LRAT' 1200 2* 4500 5* /

/

WECON

'AL-1X' 50 1* 0.98 2* 'WELL' 'NO' 1* 'RATE' 1* 'NONE' 2* /

/

116

DATES

2 'JAN' 2014 /

/

DATES

1 'MAR' 2014 /

/

DATES

1 'OCT' 2014 /

/

DATES

1 'JAN' 2015 /

/

DATES

1 'MAR' 2015 /

/

DATES

1 'OCT' 2015 /

/

DATES

1 'JAN' 2016 /

/

DATES

1 'MAR' 2016 /

/

DATES

1 'OCT' 2016 /

/

DATES

1 'JAN' 2017 /

/

DATES

117

1 'MAR' 2017 /

/

DATES

1 'OCT' 2017 /

/

DATES

1 'JAN' 2018 /

/

DATES

1 'MAR' 2018 /

/

DATES

1 'OCT' 2018 /

/

DATES

1 'JAN' 2019 /

/

DATES

1 'MAR' 2019 /

/

DATES

1 'OCT' 2019 /

/

DATES

1 'JAN' 2020 /

/

DATES

1 'MAR' 2020 /

/

DATES

1 'OCT' 2020 /

/

118

DATES

1 'JAN' 2021 /

/

DATES

1 'MAR' 2021 /

/

DATES

1 'OCT' 2021 /

/

DATES

1 'JAN' 2022 /

/

DATES

1 'MAR' 2022 /

/

DATES

1 'OCT' 2022 /

/

DATES

1 'JAN' 2023 /

/

DATES

1 'MAR' 2023 /

/

DATES

1 'OCT' 2023 /

/

DATES

1 'JAN' 2024 /

/

DATES

1 'MAR' 2024 /

119

/

DATES

1 'OCT' 2024 /

/

DATES

1 'JAN' 2025 /

/

DATES

1 'MAR' 2025 /

/

DATES

1 'OCT' 2025 /

/

DATES

1 'JAN' 2026 /

/

DATES

1 'MAR' 2026 /

/

DATES

1 'OCT' 2026 /

/

DATES

1 'JAN' 2027 /

/

DATES

1 'MAR' 2027 /

/

DATES

1 'OCT' 2027 /

/

DATES

120

1 'JAN' 2028 /

/

DATES

1 'MAR' 2028 /

/

DATES

1 'OCT' 2028 /

/

DATES

1 'JAN' 2029 /

/

DATES

1 'MAR' 2029 /

/

DATES

1 'OCT' 2029 /

/

DATES

1 'JAN' 2030 /

/

END

121

ANEXO 2: COSTO DEL POZO PRODUCTOR

Tabla N° 25: Costo Pozo Productor

Fuente: Datos Pluspetrol – PDVSA.

122

ANEXO 3: COSTO DEL POZO INYECTOR

Tabla N° 26: Costo Pozo Inyector

Fuente: Datos Pluspetrol – PDVSA.

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