UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN … · FACULTAD DE INGENIERÍA EN...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO DRAGO DEL ACTIVO

SHUSHUFINDI MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE

RESTAURACIÓN DE PRESIÓN

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

María José Morales Cajas

TUTOR:

Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

Septiembre 2017

QUITO - ECUADOR

ii

DEDICATORIA

A mis padres, Jacinto y Eva ejemplos de trabajo, esfuerzo y entereza,

A mi hija Alexia musa inspiración de mi vida,

A Daniel, compañero de mis batallas,

A mis hermanos Santiago, Cristina y Emilie por su apoyo incondicional,

A mis sobrinos Arianna y Sebastián por darme alegría cada día

María José

iii

AGRADECIMIENTO

A la Universidad Central del Ecuador por darme la oportunidad de formarme

profesionalmente con principios éticos y morales,

A mi tutor, Ing. Atahualpa Mantilla, por orientarme y brindarme su apoyo para

realizar el presente trabajo,

A los docentes de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, por sembrar en mí los

conocimientos necesarios para iniciar mi vida profesional,

A la empresa estatal Petroamazonas EP, por permitirme desarrollar el trabajo de

titulación.

iv

DERECHOS DE AUTOR

Yo, María José Morales Cajas, en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL

CAMPO DRAGO DEL ACTIVO SHUSHUFINDI MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN

DE PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN” modalidad ESTUDIO TÉCNICO, de

conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE

LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la

Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el

uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos

los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la normativa citada.

Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y

publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo

dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de

expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por

cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de

toda responsabilidad.

En la ciudad de Quito a los 03 días del mes de agosto de 2017

……………………………..……..

Morales Cajas María José

C.C. 172452776-5

[email protected]

v



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del

Trabajo de Titulación cuyo tema es: “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL

CAMPO DRAGO DEL ACTIVO SHUSHUFINDI MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN

DE PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN”, presentado por la señorita MARÍA

JOSÉ MORALES CAJAS para optar el Título de Ingeniera de Petróleos,considero que reúne

los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública

por parte del Tribunal que se designe.

Adjunto reporte de similitudes

En la ciudad de Quito a los 03 días del mes de agosto de 2017.

……………………………..……..

Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

C.C.: 171233747-4

TUTOR

vi



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL

El Delegado del Subdecano y los Miembros del Tribunal del proyecto integrador

denominado: “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO DRAGO DEL

ACTIVO SHUSHUFINDI MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE

RESTAURACIÓN DE PRESIÓN”,, presentado por el señorita MORALES CAJAS MARÍA

JOSÉ, Egresada de la carrera de Ingeniería de Petróleos, declaran que el presente proyecto ha

sido revisado, verificado y evaluado detenidamente y legalmente, por lo que lo califican

como original y auténtico del autor.

En la ciudad de Quito DM a los 12 días del mes de septiembre de 2017

…………………………..

Ing. Jorge Erazo

Delegado del Subdecano

………………………….. …………………………..

Ing. Einstein Barrera Ing. Renán Ruiz

Miembro Miembro

vii

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título de

Ingeniera de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental de la Universidad Central del Ecuador denominado “OPTIMIZACIÓN DE LA

PRODUCCIÓN DEL CAMPO DRAGO DEL ACTIVO SHUSHUFINDI MEDIANTE LA

INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN”es original y no

ha sido realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni

de título o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado de las investigaciones

del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información consultadas.

………………………..………........ ………………………..………........

María José Morales Cajas Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

C.C.: 172452776-5 C.C.: 171233747-4

viii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I. GENERALIDADES ......................................................................................... 1

1.1 Introducción ................................................................................................................ 1

1.2 Planteamiento del problema ........................................................................................ 3

1.3 Objetivos ..................................................................................................................... 3

1.3.1 Objetivo general ...................................................................................................... 3

1.3.2 Objetivos específicos ............................................................................................... 3

1.4 Justificación e importancia .......................................................................................... 4

1.5 Entorno del estudio...................................................................................................... 4

1.5.1 Marco institucional .................................................................................................. 4

1.5.2 Marco ético .............................................................................................................. 5

1.5.3 Marco legal .............................................................................................................. 6

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO ........................................................................................ 8

2.1 Descripción del Campo Drago .................................................................................... 8

2.1.1 Introducción ............................................................................................................. 8

2.1.2 Ubicación geográfica ............................................................................................... 8

2.1.3 Geología del campo ............................................................................................... 10

2.1.3.1 Distribución estructural .................................................................................. 11

2.1.4 Información de fluido a condiciones de reservorio ............................................... 14

2.1.4.1 Propiedades PVT ............................................................................................ 14

2.2 Pruebas de pozo ......................................................................................................... 17

2.3 Pruebas de presión ..................................................................................................... 18

2.4 Principios utilizados en pruebas de presión .............................................................. 20

2.4.1 Regímenes de flujo ................................................................................................ 20

ix

2.4.1.1 Flujo continuo (steady state flow) .................................................................. 21

2.4.1.2 Flujo semicontinuo (psedo steady state flow) ................................................ 21

2.4.1.3 Flujo no continuo (unsteady state or transient flow) ...................................... 21

2.4.2 Regímenes de tiempo............................................................................................. 22

2.4.2.1 Región de tiempo temprano (ETR) ................................................................ 24

2.4.2.2 Región de tiempos medios (MTR) ................................................................. 34

2.4.2.3 Región de tiempos tardíos (LTR) ................................................................... 40

2.4.3 Tipos de pruebas de presión .................................................................................. 46

2.4.3.1 Pruebas Drill Stem Testing (DST) ................................................................. 47

2.4.3.2 Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (Fall off Test) ........... 48

2.4.3.3 Pruebas de interferencia ................................................................................. 48

2.4.3.4 Pruebas de arrastre drawdown........................................................................ 49

2.4.3.5 Pruebas de restauración de presión ................................................................ 50

2.5 Métodos para interpretar pruebas de restauración de presión ................................... 52

2.5.1 Método de Horner .................................................................................................. 52

2.5.2 Método de MDH (Miller - Dyes – Hutchinson) .................................................... 53

2.5.3 Método MBH (Matthews - Brons - Hazebroeck) ................................................. 54

2.5.4 Método de la curva de Gringarten et. al. ............................................................... 54

2.5.5 Método de la derivada de Bourdet et. al. ............................................................... 56

2.6 Estimulación de pozos ............................................................................................... 61

2.6.1 Estimulación matricial ........................................................................................... 61

2.6.2 Fracturamiento hidráulico ...................................................................................... 65

2.7 Productividad de pozos ............................................................................................. 66

2.7.1 IPR (Inflow Performance Relationship) ................................................................ 66

2.7.1.1 Índice de productividad (J) ............................................................................. 67

x

2.7.1.2 Eficiencia de flujo (EF) .................................................................................. 68

2.8 Software Saphir de Kappa ......................................................................................... 68

CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO ..................................................................... 70

3.1 Tipo de estudio .......................................................................................................... 70

3.2 Universo y muestra.................................................................................................... 70

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos ............................................................ 70

3.4 Procesamiento y análisis de información .................................................................. 71

3.4.1 Flujo de trabajo para análisis de pruebas de restauración de presión .................... 71

3.4.2 Análisis de las pruebas de restauración de presión en el software Saphir ............. 73

3.4.3 Reinterpretación de resultados ............................................................................... 75

CAPÍTULO IV. RESULTADOS ............................................................................................ 78

4.1 Estructura Drago ....................................................................................................... 78

4.1.1 Pozo DRGA-001.................................................................................................... 78

4.1.1.1 Areniscas T Superior + T Inferior .................................................................. 78

4.1.1.2 Arenisca U Inferior......................................................................................... 80

4.1.1.3 Arenisca U Superior ....................................................................................... 81

4.1.2 Pozo DRGA-010.................................................................................................... 83


4.2 Estructura Drago Norte ............................................................................................. 84

4.2.1 Pozo DRRA-001 .................................................................................................... 84

4.2.1.1 Areniscas T Superior + T Inferior .................................................................. 84


4.2.2 Pozo DRRA-003 .................................................................................................... 88


4.2.3 Pozo DRRA-006 .................................................................................................... 89

xi


4.2.4 Pozo DRRA-011 .................................................................................................... 91


4.2.5 Pozo DRRA-014 .................................................................................................... 92

4.2.5.1 Arenisca T Inferior ......................................................................................... 92

4.2.6 Pozo DRRA-015 .................................................................................................... 94


4.2.7 Pozo DRRA-020 .................................................................................................... 95


4.2.8 Pozo DRRA-034 .................................................................................................... 97

4.2.8.1 Arenisca T Inferior ......................................................................................... 97

4.2.9 Pozo DRRA-042 .................................................................................................... 98


4.2.10 Pozo DRRA-043 .............................................................................................. 100

4.2.10.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 100

4.2.11 Pozo DRRB-002 .............................................................................................. 102


4.2.12 Pozo DRRB-017 .............................................................................................. 104


4.2.13 Pozo DRRB-031 .............................................................................................. 105


4.2.14 Pozo DRRB-032 .............................................................................................. 107


4.2.15 Pozo DRRB-037 .............................................................................................. 109


xii

4.2.16 Pozo DRRC-013 .............................................................................................. 110


4.2.17 Pozo DRRC-021 .............................................................................................. 112


4.2.18 Pozo DRRC-023 .............................................................................................. 113


4.2.19 Pozo DRRC-027 .............................................................................................. 115


4.2.20 Pozo DRRC-029 .............................................................................................. 117

4.2.20.1 Arenisca T Inferior ....................................................................................... 117

4.2.21 Pozo DRRC-36 ................................................................................................ 118


4.2.22 Pozo DRRD-022 .............................................................................................. 120

4.2.22.1 Arenisca T Superior ..................................................................................... 120

4.2.23 Pozo DRRD-026 .............................................................................................. 121


4.2.24 Pozo DRRD-030 .............................................................................................. 123


4.2.25 Pozo DRRD-051 .............................................................................................. 125


4.2.26 Pozo DRRD-055S1 .......................................................................................... 126


4.2.27 Pozo DRRD-056 .............................................................................................. 128


4.2.28 Pozo DRRE-039............................................................................................... 129

xiii


4.2.29 Pozo DRRE-062............................................................................................... 131


4.3 Estructura Drago Este.............................................................................................. 133

4.3.1 Pozo DRTA-001 .................................................................................................. 133


4.3.2 Pozo DRTA-005 .................................................................................................. 134


4.3.3 Pozo DRTA-009 .................................................................................................. 136


4.3.4 Pozo DRTA-010 .................................................................................................. 137


4.3.5 Pozo DRTA-013 .................................................................................................. 139


CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................... 146

4.4 Conclusiones ........................................................................................................... 146

4.5 Recomendaciones .................................................................................................... 147

CAPÍTULO VI ...................................................................................................................... 149

6.1 Referencias bibliográficas ....................................................................................... 149

6.2 Glosario de términos ............................................................................................... 152

CAPÍTULO VII. ANEXOS ................................................................................................... 156

xiv

ÍNDICE FIGURAS

Figura 2-1. Mapa de ubicación de la Cuenca Oriente ............................................................... 9

Figura 2-2. Mapa tectónico de la Cuenca Oriente ..................................................................... 9

Figura 2-3. Ubicación del campo Drago ................................................................................. 10

Figura 2-4. Regímenes de flujo ............................................................................................... 20

Figura 2-5. Comportamiento de los tipos de flujo de fluidos .................................................. 23

Figura 2-6. Tipos de flujo ........................................................................................................ 24

Figura 2-7. Efectos del almacenamiento en pruebas de restauración de presión..................... 24

Figura 2-8. Comportamiento del almacenamiento ................................................................... 25

Figura 2-9. Almacenamiento constante ................................................................................... 26

Figura 2-10. Almacenamiento variable.................................................................................... 27

Figura 2-11. Clasificación del factor de daño .......................................................................... 29

Figura 2-12. Flujo a través de una región circular en un reservorio ........................................ 29

Figura 2-13. Comportamiento del factor de daño en el plot log-log ....................................... 30

Figura 2-14. Comportamiento de la permeabilidad en la derivada ......................................... 32

Figura 2-15. Reservorios con flujo lineal ................................................................................ 33

Figura 2-16. Comportamiento del flujo bilineal ...................................................................... 34

Figura 2-17. Pozo con entrada limitada .................................................................................. 34

Figura 2-18. Comportamiento del flujo esférico...................................................................... 35

Figura 2-19. Flujo radial .......................................................................................................... 35

Figura 2-20. Comportamiento del flujo radial ......................................................................... 36

Figura 2-21. Sistema de fisuras ................................................................................................ 36

Figura 2-22. Aporte de fluidos desde la matriz hacia las fisuras ............................................. 37

Figura 2-23. Comportamiento de doble porosidad en la derivada ........................................... 38

xv

Figura 2-24. Influencia del índice de almacenamiento, 𝛚 ....................................................... 38

Figura 2-25. Coeficiente de flujo interporoso, 𝛌...................................................................... 39

Figura 2-26. Reservorios radial compuesto y lineal ................................................................ 39

Figura 2-27. Comportamiento de la derivada para un reservorio radial compuesto ................ 40

Figura 2-28. Falla sellante ........................................................................................................ 41

Figura 2-29. Límite de no flujo ................................................................................................ 41

Figura 2-30. Límite con presión constante .............................................................................. 42

Figura 2-31. Límite de presión constante ................................................................................ 42

Figura 2-32. Comportamiento de la derivada para un límite simple sellante .......................... 43

Figura 2-33. Límite intersecante .............................................................................................. 43

Figura 2-34. Comportamiento de la derivada para un pozo con límite intersecante ............... 44

Figura 2-35. Límite paralelo .................................................................................................... 44

Figura 2-36.Comportamiento de la derivada para el límite paralelo ....................................... 45

Figura 2-37. Límite circular ..................................................................................................... 45

Figura 2-38. Límite rectangular ............................................................................................... 46

Figura 2-39. Comportamiento de la derivada para el límite circular ....................................... 46

Figura 2-40. Prueba DST ......................................................................................................... 47

Figura 2-41. Prueba Fall Off .................................................................................................... 48

Figura 2-42. Diagrama esquemático de la prueba de interferencia ......................................... 49

Figura 2-43. Diagrama esquemático de la prueba drawdown .................................................. 49

Figura 2-44. Diagrama esquemático de la prueba build up ..................................................... 50

Figura 2-45. Gráfico de Horner ............................................................................................... 53

Figura 2-46. Curvas tipo de Gringarten ................................................................................... 55

Figura 2-47. Curva de diagnóstico de la derivada ................................................................... 57

Figura 2-48. Curvas tipo de Bourdet et al. ............................................................................... 59

xvi

Figura 2-49. Curvas tipo para un pozo con almacenamiento y daño en un reservorio

homogéneo ............................................................................................................................... 59

Figura 2-50. Gráfico IPR en base a la ecuación de Darcy ...................................................... 67

Figura 3-1. Ingreso de datos iniciales ...................................................................................... 73

Figura 3-2. Ingreso de los datos de presión vs tiempo ............................................................. 73

Figura 3-3. Ingreso de caudales y definición de tiempos......................................................... 74

Figura 3-4. Ingreso de datos PVT ............................................................................................ 74

Figura 3-5. Extracción de la derivada .................................................................................... 75

Figura 3-6. Plot log – log extraído del programa Saphir ......................................................... 75

Figura 3-7. Modelamiento de los pozos del Campo Drago ..................................................... 76

Figura 3-8. Cálculo de la IPR por el método de Darcy ........................................................... 76

Figura 4-1. Plot log - log para el pozo DRGA-001-TS+TI ..................................................... 79

Figura 4-2. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-TS+TI ..................................................... 79

Figura 4-3. Plot log - log para el pozo DRGA-001-UI ............................................................ 81

Figura 4-4. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-UI ............................................................ 81

Figura 4-5. Plot log - log para el pozo DRGA-001-US .......................................................... 82

Figura 4-6. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-US .......................................................... 82

Figura 4-7. Plot log - log para el pozo DRGA-010-UI ........................................................... 84

Figura 4-8. Gráficos IPR para el pozo DRGA-010-UI .......................................................... 84

Figura 4-9. Plot log - log para el pozo DRRA-001-TS+TI .................................................... 86

Figura 4-10. Gráficos IPR para el pozo DRRA-001-TS+TI .................................................. 86

Figura 4-11. Plot log - log para el pozo DRRA-001-UI ........................................................ 87

Figura 4-12. Gráficos IPR para el pozo DRRA-001-UI ........................................................ 87



xvii





Figura 4-19. Plot log - log para el pozo DRRA-014-TI ......................................................... 93

Figura 4-20. Gráficos IPR para el pozo DRRA-014-TI ......................................................... 93





Figura 4-25. Plot log - log para el pozo DRRA-034-TI ......................................................... 98

Figura 4-26. Gráficos IPR para el pozo DRRA-034-TI ......................................................... 98

Figura 4-27. Plot log - log para el pozo DRRA-042-UI ...................................................... 100

Figura 4-28. Gráficos IPR para el pozo DRRA-042-UI ...................................................... 100

Figura 4-29. Plot log - log para el pozo DRRA-043-UI ...................................................... 101

Figura 4-30. Gráficos IPR para el pozo DRRA-043-UI ...................................................... 102

Figura 4-31. Plot log - log para el pozo DRRB-002-UI ...................................................... 103

Figura 4-32. Gráficos IPR para el pozo DRRB-002-UI ...................................................... 103








xviii


Figura 4-41. Plot log - log para el pozo DRRC-013-UI ...................................................... 111

Figura 4-42. Gráficos IPR para el pozo DRRC-013-UI ...................................................... 111







Figura 4-49. Plot log - log para el pozo DRRC-029-TI ....................................................... 118

Figura 4-50. Gráficos IPR para el pozo DRRC-029-TI ....................................................... 118



Figura 4-53. Plot log - log para el pozo DRRD-022-TS ...................................................... 121

Figura 4-54. Gráficos IPR para el pozo DRRD-022-TS ...................................................... 121

Figura 4-55. Plot log - log para el pozo DRRD-026-UI ...................................................... 123

Figura 4-56. Gráficos IPR para el pozo DRRD-026-UI ...................................................... 123

Figura 4-57. Plot log - log para el pozo DRRD-030-TI ....................................................... 124

Figura 4-58. Gráficos IPR para el pozo DRRD-030-TI ....................................................... 124



Figura 4-61. Plot log - log para el pozo DRRD-055-UI ...................................................... 127

Figura 4-62. Gráficos IPR para el pozo DRRD-055-UI ...................................................... 128



xix

Figura 4-65. Plot log - log para el pozo DRRE-039-TI ....................................................... 131

Figura 4-66. Gráficos IPR para el pozo DRRE-039-TI ....................................................... 131

Figura 4-67. Plot log - log para el pozo DRRE-062-TI ....................................................... 132

Figura 4-68. Gráficos IPR para el pozo DRRE-062-TI ....................................................... 132

Figura 4-69. Plot log - log para el pozo DRTA-001-TI ....................................................... 134

Figura 4-70. Gráficos IPR para el pozo DRTA-001-TI ....................................................... 134

Figura 4-71. Plot log - log para el pozo DRTA-005-UI ...................................................... 135

Figura 4-72. Gráficos IPR para el pozo DRTA-005-UI ...................................................... 135





Figura 4-77. Plot log - log para el pozo DRTA-013-TI ....................................................... 140

Figura 4-78. Gráficos IPR para el pozo DRTA-013-TI ....................................................... 140

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2-1. Características del reservorio “T” Inferior ............................................................. 12

Tabla 2-2. Características del reservorio “T” Superior ............................................................ 12

Tabla 2-3. Características del reservorio “U” Inferior ............................................................. 13

Tabla 2-4. Características del reservorio “U” Superior ........................................................... 14

Tabla 2-5. Datos PVT de la Arenisca “T” ............................................................................... 15

Tabla 2-6. Viscosidad del petróleo de la Arenisca “T” ........................................................... 15

Tabla 2-7. Datos PVT de la Arenisca “U” ............................................................................... 16

Tabla 2-8. Viscosidad del petróleo de la Arenisca “U” ........................................................... 16

xx

Tabla 2-9. Valores típicos de S y su significancia relativa ...................................................... 31

Tabla 2-10. Caracterización de los valores de permeabilidad ................................................. 32

Tabla 2-11. Condición del pozo mediante curvas de Gringarten............................................. 56

Tabla 2-12. Guía general para seleccionar la estimulación matricial y el fluido de tratamiento

para la remoción de daño ......................................................................................................... 64

Tabla 2-13. Guía general para la utilización de ácidos en areniscas ....................................... 64

Tabla 2-14. Índice de productividad promedio para las areniscas “T” y ”U” del Campo

Drago........................................................................................................................................ 68

Tabla 3-1. Escala de valores del índice de productividad para la Arenisca “T” del Campo

Drago........................................................................................................................................ 77

Tabla 3-2. Escala de valores del índice de productividad para la Arenisca “U” del Campo

Drago........................................................................................................................................ 77

Tabla 4-1. Datos del pozo DRGA-001-TS+TI ........................................................................ 78

Tabla 4-2. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-TS+TI ......................................... 78

Tabla 4-3. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-001-

TS+TI ....................................................................................................................................... 78

Tabla 4-4. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-TS+TI .......................... 79

Tabla 4-5. Datos del pozo DRGA-001-UI ............................................................................... 80

Tabla 4-6. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-UI ............................................... 80

Tabla 4-7. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-001-UI 80

Tabla 4-8. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-UI ................................. 80

Tabla 4-9. Datos del pozo DRGA-001-US ............................................................................. 81

Tabla 4-10. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-US ............................................ 81

Tabla 4-11. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-

001-US ..................................................................................................................................... 82

xxi

Tabla 4-12. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-US .............................. 82

Tabla 4-13. Datos del pozo DRGA-010-UI ............................................................................ 83

Tabla 4-14. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-010-UI ............................................. 83


UI ............................................................................................................................................. 83

Tabla 4-16. Optimización de la producción para el pozo DRGA-010-UI ............................... 84

Tabla 4-17. Datos del pozo DRRA-001-TS+TI ...................................................................... 85

Tabla 4-18. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-001-TS+TI ....................................... 85

Tabla 4-19. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-001-

TS+TI ....................................................................................................................................... 85

Tabla 4-20. Optimización de la producción para el pozo DRRA-001-TS+TI ......................... 85

Tabla 4-21. Datos del pozo DRRA-001-UI ............................................................................ 86

Tabla 4-22. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-001-UI ............................................. 86


UI ............................................................................................................................................. 87

Tabla 4-24. Optimización de la producción para el pozo DRRA-001-UI ............................... 87




UI ............................................................................................................................................. 88





UI ............................................................................................................................................. 90

xxii





UI ............................................................................................................................................. 91


Tabla 4-37. Datos del pozo DRRA-014-TI ............................................................................. 92

Tabla 4-38. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-014-TI .............................................. 93


TI .............................................................................................................................................. 93

Tabla 4-40. Optimización de la producción para el pozo DRRA-014-TI ................................ 93




UI ............................................................................................................................................. 94





UI ............................................................................................................................................. 96


Tabla 4-49. Datos del pozo DRRA-034-TI ............................................................................. 97

Tabla 4-50. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-034-TI .............................................. 97


TI .............................................................................................................................................. 97

xxiii

Tabla 4-52. Optimización de la producción para el pozo DRRA-034-TI ................................ 98




UI ............................................................................................................................................. 99


Tabla 4-57. Datos del pozo DRRA-043-UI .......................................................................... 100

Tabla 4-58. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-043-UI ........................................... 101


UI ........................................................................................................................................... 101

Tabla 4-60. Optimización de la producción para el pozo DRRA-043-UI ............................. 101

Tabla 4-61. Datos del pozo DRRB-002-UI .......................................................................... 102

Tabla 4-62. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-002-UI ............................................ 102

Tabla 4-63. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-002-

UI ........................................................................................................................................... 102

Tabla 4-64. Optimización de la producción para el pozo DRRB-002-UI ............................. 103




UI ........................................................................................................................................... 104





UI ........................................................................................................................................... 106

xxiv





UI ........................................................................................................................................... 108





UI ........................................................................................................................................... 109


Tabla 4-81. Datos del pozo DRRC-013-UI .......................................................................... 110

Tabla 4-82. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-013-UI ............................................ 111

Tabla 4-83. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-013-

UI ........................................................................................................................................... 111

Tabla 4-84. Optimización de la producción para el pozo DRRC-013-UI ............................. 111




UI ........................................................................................................................................... 112

Tabla 4-88. Optimización de la producción para el pozo DRRC-021 ................................... 113




UI ........................................................................................................................................... 114

xxv





UI ........................................................................................................................................... 116


Tabla 4-97. Datos del pozo DRRC-029-TI ........................................................................... 117

Tabla 4-98. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-029-TI ............................................ 117


TI ............................................................................................................................................ 117

Tabla 4-100. Optimización de la producción para el pozo DRRC-029-TI ............................ 118

Tabla 4-101. Datos del pozo DRRC-036-UI ........................................................................ 118

Tabla 4-102. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-036-UI .......................................... 119


UI ........................................................................................................................................... 119

Tabla 4-104. Optimización de la producción para el pozo DRRC-036-UI ........................... 119

Tabla 4-105. Datos del pozo DRRD-022-TS ........................................................................ 120

Tabla 4-106. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-022-TS ......................................... 120

Tabla 4-107. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-022-

TS ........................................................................................................................................... 120

Tabla 4-108. Optimización de la producción para el pozo DRRD-022-TS ........................... 121

Tabla 4-109. Datos del pozo DRRD-026-UI ........................................................................ 122

Tabla 4-110. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-026-UI ......................................... 122


UI ........................................................................................................................................... 122

xxvi

Tabla 4-112. Optimización de la producción para el pozo DRRD-026- UI .......................... 122

Tabla 4-113. Datos del pozo DRRD-030-TI ......................................................................... 123

Tabla 4-114. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-030-TI .......................................... 124


TI ............................................................................................................................................ 124

Tabla 4-116. Optimización de la producción para el pozo DRRD-030-TI ............................ 124




TI ............................................................................................................................................ 125


Tabla 4-121. Datos del pozo DRRD-055-UI ........................................................................ 126

Tabla 4-122. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-055-UI ......................................... 127


UI ........................................................................................................................................... 127

Tabla 4-124. Optimización de la producción para el pozo DRRD-055-UI ........................... 127




TI ............................................................................................................................................ 128


Tabla 4-129. Datos del pozo DRRE-039-TI ......................................................................... 130

Tabla 4-130. Modelo seleccionado para el pozo DRRE-039-TI .......................................... 130

Tabla 4-131. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRE-039-

TI ............................................................................................................................................ 130

xxvii

Tabla 4-132. Optimización de la producción para el pozo DRRE-039-TI ............................ 130

Tabla 4-133. Datos del pozo DRRE-062-TI ......................................................................... 131

Tabla 4-134. Modelo seleccionado para el pozo DRRE-062-TI .......................................... 132


TI ............................................................................................................................................ 132

Tabla 4-136. Optimización de la producción para el pozo DRRE-062-TI ............................ 132

Tabla 4-137. Datos del pozo DRTA-001-TI ......................................................................... 133

Tabla 4-138. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-001-TI .......................................... 133

Tabla 4-139. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-001-

TI ............................................................................................................................................ 133

Tabla 4-140. Optimización de la producción para el pozo DRTA-001-TI ............................ 133

Tabla 4-141. Datos del pozo DRTA-005-UI ........................................................................ 134

Tabla 4-142. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-005-UI .......................................... 135


UI ........................................................................................................................................... 135

Tabla 4-144. Optimización de la producción para el pozo DRTA-005-UI ........................... 135




UI ........................................................................................................................................... 136





UI ........................................................................................................................................... 138

xxviii


Tabla 4-153. Datos del pozo DRTA-013-TI ......................................................................... 139

Tabla 4-154. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-013-TI .......................................... 139


TI ............................................................................................................................................ 139

Tabla 4-156. Optimización de la producción para el pozo DRTA-013-TI ............................ 140

Tabla 4-157. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el Campo Drago .... 141

Tabla 4-158. Tipos de estimulación ....................................................................................... 142

Tabla 4-159. Sugerencias de las posibles soluciones para incrementar la producción del

Campo Drago ......................................................................................................................... 143

Tabla 4-160. Producción de las areniscas “T” y “U” del Campo Drago ............................... 144

Tabla 4-161. Optimización de la producción de las areniscas “T” y “U” del Campo

Drago...................................................................................................................................... 144

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO A. Mapa estructural de la arenisca T Inferior ....................................................... 156

ANEXO B. Mapa estructural de la arenisca U Inferior ....................................................... 157

xxix

TEMA: “Optimización de la Producción del Campo Drago del Activo Shushufindi mediante

la Interpretación de Pruebas de Restauración de Presión”

AUTOR: Morales Cajas María José

TUTOR: Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

RESUMEN

El desarrollo del presente estudio técnico tiene como objetivo la optimización de la

producción del Campo Drago, mediante el análisis de pruebas de restauración de presión

tomadas en las areniscas “T” y “U” usando el software Saphir, identificando el modelo de

almacenaje, tipo de reservorio y sus límites mediante un flujo de trabajo. Se recalcularon los

parámetros de factor de daño, permeabilidad e índice de productividad. Se analizó la

respuesta de productividad cuando se minimiza el factor de daño o skin a un valor de cero.

Una vez evaluadas las condiciones de los 36 pozos se presentan posibles soluciones para

mejorar la producción de petróleo mediante estimulación matricial o fracturamiento

hidráulico.

PALABRAS CLAVES: CAMPO DRAGO/ ARENISCA T/ ARENISCA U/

OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN/ PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE

PRESIÓN/

xxx

TITLE: “Optimization of Drago Field Production of the Shushufindi Asset through the

Interpretation of Pressure Build Up Tests”

AUTHOR: Morales Cajas María José

TUTOR: Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

ABSTRACT

The goal of this technical study is the production optimization in Drago Field, with

the analysis of pressure build up tests using the software Saphir and data taken of the “T” and

“U” sandstones, identifying the storage model, reservoir type and its limits through an

organized workflow. The parameters of formation skin, permeability and productivity factor

have been recalculated. The response of productivity, when the skin is minimized to zero, has

been analyzed. Once the conditions of the 36 wells where evaluated, some possible solutions

to improve the oil production with matrix stimulation or hydraulic fracturing where proposed.

KEY WORDS: DRAGO FIELD/ T SANDSTONE/ U SANDSTONE/ PRODUCTION

OPTIMIZATION / PRESSURE BUILD UP TEST /

xxxi

ABREVIATURAS Y SIGLAS

ct Compresibilidad, 1/psi

P∗ Presión falsa, psi

∆P Cambio de presión, psi

∆t Tiempo de flujo, días - hrs

∆te Variación de tiempo equivalente, hrs

3P Reservas probadas, probables y posibles

A Área de drenaje, acres

AOFP Absolute Open Flow Potential, Potencial de flujo abierto absoluto

C Factor de almacenamiento, bbl/psi

CD Factor de almacenamiento adimensional

co Compresibilidad del petróleo, 1/psi

DST Drill stem test

ETR Early Time Region

IARF Infinite Acting Radial Flow

k Permeabilidad de la formación, md

kf Permeabilidad de la fractura, md

kf Permeabilidad de las fisuras, md

km Permeabilidad de la matriz, md

kS Permeabilidad en la zona de daño, md

LTR Late Time Region

m Pendiente, psi/ciclo

MTR Middle Time Region

Np Producción acumulada de petróleo, MBN

xxxii

Pb Punto de burbuja, psi

PD Presión adimensional

Pi Presión inicial, psi

PR Presión de reservorio, psi

PVT Presión, volumen, temperatura

Pwf Presión de fondo fluyente, psi

Pws Presión de fondo estática (pozo cerrado), psi

Q Caudal en superficie, BFPD

QA/QC Quality Assurance and Quality Control

q Caudal, BFPD

qsf Caudal en la cara de la arena, BFPD

ri Radio de investigación, pies

rs Radio de la zona invadida, pies

rw Radio del pozo, pies

Rs Relación de solubilidad, PCN/BN

rwe Radio equivalente del pozo, pies

S Factor de daño, adimensional

t Tiempo de prueba, hrs

tD Tiempo adimensional

tp Tiempo de producción previo al cierre, días - hrs

tpD Tiempo de producción adimensional

TS Arenisca T Superior

TI Arenisca T Inferior

US Arenisca U Superior

UI Arenisca U Inferior

xxxiii

Vw Volumen del pozo, bbl

w Ancho de la fractura, pies

W Ancho del canal, pies

𝛌 Coeficiente de flujo interporoso, pies

𝛚 Índice de almacenamiento, adimensional

𝛷 Porosidad, fracción

𝜇 Viscosidad, cp

𝜇o Viscosidad del petróleo, cp

𝜌 Densidad del fluido, lb/pie3

𝞫o Factor volumétrico del petróleo, BY/BN

1

TEMA: OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO DRAGO DEL ACTIVO

SHUSHUFINDI MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE

RESTAURACIÓN DE PRESIÓN

ÁREA DE ESTUDIO: YACIMIENTOS, PRODUCCIÓN

1 CAPÍTULO I. GENERALIDADES

1.1 Introducción

El Campo Drago fue descubierto por la empresa estatal petrolera Petroproducción en

el año 2.002 siendo uno de los campos petroleros más importantes del Ecuador descubiertos

en ese tiempo. Actualmente el campo Drago es operado por la empresa estatal Petroamazonas

EP. Este campo pertenece al Activo Shushufindi y se han calculado reservas 3P de 42,1

millones de barriles y actualmente mantiene una producción 13.000 barriles diarios.

El objetivo de este trabajo es optimizar la producción utilizando la interpretación de

pruebas de restauración de presión de las areniscas más relevantes: “T” y “U” de la

formación Napo, para definir alternativas de mejoramiento de la productividad de los pozos

analizados.

El estudio comprende de los siguientes capítulos:

El Capítulo I, se detalla los objetivos principales de este análisis, la justificación e

2

importancia, además de los estatutos legales y éticos que norman la realización de este

trabajo.

El Capítulo II, contiene la información contextual del Campo Drago asimismo los

fundamentos teóricos que ayudaron a la comprensión del análisis de las pruebas de

restauración de presión.

El Capítulo III, describe el diseño metodológico utilizado para la generación del

modelo diagnosticando el comportamiento de la presión en cada pozo. Para esto se usó el

programa Saphir de KAPPA.

El Capítulo IV, presenta los resultados obtenidos del análisis de las pruebas de

restauración de presión describiendo el modelo de almacenaje, el tipo de flujo en el

reservorio, el modelo del límite, el valor del factor de daño y las eficiencias de flujo que

corresponden cuando el factor de daño es igual o diferente de cero.

El Capítulo V, da a conocer las conclusiones y recomendaciones del presente estudio.

El Capítulo VI, detalla las referencias bibliográficas que justifican el uso de la base

teórica, además del glosario de términos.

El Capítulo VII, se encuentran los anexos en los que se encuentran las gráficas de las

pruebas de restauración de presión.

3

1.2 Planteamiento del problema

Con la finalidad de establecer programas de reacondicionamiento orientados a obtener

la optimización en la producción de un pozo petrolero, se recurre al análisis de pruebas de

restauración de presión (pruebas de presión transitoria); pruebas a partir de las cuales es

posible determinar parámetros de reservorio como la permeabilidad, el daño de formación,

presión de reservorio y como combinación de estas propiedades, el índice de productividad.

Al interpretar adecuadamente estas pruebas registradas en el Campo Drago, es posible

realizar planteamientos de los trabajos de reacondicionamiento en los pozos analizados con el

fin de incrementar la producción de acuerdo a la magnitud del daño de formación y

permeabilidad calculadas.

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo general

Reinterpretar las pruebas de restauración de presión (build up) del Campo Drago bajo

un mismo flujo de trabajo para optimizar la producción de petróleo de las areniscas

“T” y “U” y sugerir posibles soluciones para optimizar la producción de los pozos.

1.3.2 Objetivos específicos

Realizar un flujograma de toma de decisiones para elaborar una prueba de

restauración de presión, presentando un procedimiento general.

4

Reinterpretar los build up existentes de las areniscas “T” y “U” mediante el uso del

software Saphir de Kappa.

Sugerir posibles trabajos a realizar para mejorar la producción, en base a los

resultados de las pruebas de presión analizadas.

1.4 Justificación e importancia

En un escenario de bajos precios de crudo, las empresas petroleras requieren mantener

valores rentables de producción mediante trabajos de reacondicionamiento que rindan la

mayor cantidad de retorno de la inversión. Esto se alcanza mediante la planificación de

trabajos de reacondicionamiento definidos mediante técnicas que permiten pronosticar el

incremento esperado de producción, siendo las pruebas de restauración de presión el método

más adecuado para este fin.

La empresa estatal petrolera Petroamazonas EP, ha visto la importancia de esta

metodología y la está aplicando a sus Activos con la finalidad de optimizar la producción de

sus campos petroleros.

1.5 Entorno del estudio

1.5.1 Marco institucional

El presente estudio técnico se regirá a los estatutos establecidos por La Universidad

Central del Ecuador que desde 1826 ha formado profesionales de excelencia los mismos

que ejercen su labor en beneficio del desarrollo del país y de la humanidad, insertándose en el

5

acelerado cambio del mundo y sus perspectivas dando soluciones en base a los conocimientos

científicos y tecnológicos que promueve la prestigiosa institución (UCE, 2016).

El desarrollo de este trabajo también cumple los reglamentos de la Facultad de

Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, FIGEMPA, la misma que se

caracteriza por formar profesionales de excelencia en cada carrera, los mismos que aplicarán

sus conocimientos en beneficio del aprovechamiento racional y sustentable de los recursos

naturales que son fuentes de energía para nuestro país (UCE, 2016).

Además se cumple los requerimientos de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, la

misma que tiene como finalidad formar profesionales de excelencia que tienen la capacidad

de contribuir en el desarrollo del país dando soluciones en todas las actividades

hidrocarburíferas y aprovechando los hidrocarburos de manera sustentable (UCE, 2016).

Se contó con la colaboración de la empresa Petroamazonas EP, la misma que se

destaca por ser una empresa ecuatoriana pública pionera en las operaciones de exploración y

producción de hidrocarburos con prácticas seguras y responsables con las comunidades y con

el medio ambiente (Petroamazonas EP, 2017a).

1.5.2 Marco ético

El presente trabajo es realizado sin usurpar derechos de autor de terceros, por lo tanto

se aplicarán los principios éticos en el uso de la información. Se respetarán los resultados

obtenidos ya que los mismos serán de gran ayuda en futuras investigaciones.

6

1.5.3 Marco legal

El desarrollo del presente estudio se lo realizará bajo las leyes y reglamentos vigentes

en el estado ecuatoriano.

Que en el Art. 123 de la Ley Orgánica de Educación Superior en su segunda sección

del Reglamento sobre el Régimen Académico se menciona que “El Consejo de Educación

Superior aprobará el Reglamento de Régimen Académico que regule los títulos y grados

académicos, el tiempo de duración, número de créditos de cada opción y demás aspectos

relacionados con grados y títulos, buscando la armonización y la promoción de la movilidad

estudiantil, de profesores o profesoras e investigadores o investigadoras” (Ley Orgánica de

Educación Superior, 2010).

Que en el Art. 21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la

unidad de titulación se establece que: “Se consideran trabajos de titulación en la educación

técnica y tecnológica superior, y sus equivalentes, y en la educación superior de grado, los

siguientes: examen de grado o de fin de carrera, proyectos de investigación, proyectos

integradores, ensayos o artículos académicos, etnografías, sistematización de experiencias

prácticas de investigación y/o intervención, análisis de casos, estudios comparados,

propuestas metodológicas, propuestas tecnológicas, productos o presentaciones artísticas,

dispositivos tecnológicos, modelos de negocios. Emprendimientos, proyectos técnicos,

trabajos experimentales, entre otros de similar nivel de complejidad (UCE, 2016)

Que en el documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de

Petróleos aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece el Estudio

7

Técnico y define que “Estudios Técnicos son trabajos que tienen como objeto la realización

de estudios a equipos, procesos, etc., referidos a aspectos de diseño, planificación,

producción, gestión, perforación, explotación y cualquier otro campo relacionado con la

Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de

los resultados” (UCE, 2016).

8

2 CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO

2.1 Descripción del Campo Drago

2.1.1 Introducción

Petroproducción en los años 2002 y 2003 registró información sísmica 3D en el área

Shushufindi - Aguarico, una de las más importantes del Oriente Ecuatoriano tanto por su

producción de petróleo liviano como por las reservas que contiene. Una vez que la

información fue procesada se tomó como futuro prospecto a Drago (Oña, 2011, pág. 1).

En el año 2007 Petroproducción estimó que el campo Drago tiene reservas

aproximadas de 43 millones de barriles de crudo (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág.

251).

Actualmente el campo Drago es operado por la empresa estatal Petroamazonas EP,

dentro del Activo Shushufindi con unas reservas 3P de 42,1 millones de barriles y una

producción diaria de 13.000 barriles (Petroamazonas EP, 2017a).

2.1.2 Ubicación geográfica

“La Cuenca Oriente constituye al presente una cuenca de ante-país de trasarco de los

9

Andes Ecuatorianos” (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 17), formando parte de la

cuenca sedimentaria llamada POM (Putumayo - Oriente - Marañón).

Figura 2-1. Mapa de ubicación de la Cuenca Oriente (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 19)

En la Cuenca Oriente se evidencian tres dominios tectónicos: Dominio Occidental o

Sistema Subandino, Dominio Central o Corredor Sacha - Shushufindi y el Sistema Capirón -

Tiputini (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 32)

Figura 2-2. Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 33)

10

El Dominio Central abarca los campos petrolíferos más importantes de la Cuenca

Oriente (Sacha, Shushufindi, Libertador). Está deformado por mega fallas de rumbo

orientadas en sentido NE-SO. (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 32).

El Campo Drago se ubica en el corredor Sacha - Shushufindi, territorialmente se

encuentra en la provincia de Sucumbíos dentro del Bloque 57, al Oeste del campo

Shushufindi. El Campo Drago está conformado por tres estructuras: Drago, Drago Norte y

Drago Este.

Figura 2-3. Ubicación del campo Drago (Petroamazonas EP, 2017a)

2.1.3 Geología del campo

Según lo expuesto por Cangui y Salazar (2011), la estructura del Campo Drago fue

definida con la sísmica 2D y 3D en los años 2002 a 2003 (pág. 2).

11

Al tope de la Caliza A, el alto estructural Drago forma parte de la Estructura Vista, la

cual se presenta como un anticlinal alargado con una dirección preferencial norte sur,

localizado al oeste de la estructura Shushufindi (Cangui & Salazar, 2011, pág. 2).

En la Estructura Vista, se localizó un cuerpo ígneo que verticalmente ocupa un

espacio apreciable desde la superficie de discordancia pre cretácica hasta parte del ciclo

depositacional U. Este cuerpo ígneo de condiciones físico químicas distintas a los estratos

sedimentarios que lo rodean, alteran las propiedades petrofísicas de los estratos en contacto

formando una zona impermeable, dando lugar al entrampamiento hidrocarburífero en la

estructura Drago (Cangui & Salazar, 2011, pág. 2).

Los principales reservorios productores son arenisca Basal Tena, arenisca “U”,

arenisca “T” y Hollín superior. Este campo tiene 56 pozos de los cuales 26 son productores,

27 están cerrados, 1 es inyector, 1 reinyector y 1 está abandonado (Petroamazonas EP,

2017a).

2.1.3.1 Distribución estructural

a) Arenisca T Inferior

Tiene un espesor promedio de 30 pies, se encuentra a una profundidad promedio

TVD de 9680 pies (Petroamazonas EP, 2017a). Cangui y Salazar (2011), describen que esta

zona está constituida de arenisca cuarzosa, blanca, gris, subtransparente, moderadamente

consolidad, grano fino subangular, matriz caolinítica. Presenta intercalaciones de lutita de

color gris y caliza crema con glauconita (pág. 5). En el Anexo A se puede observar el mapa

estructural de esta arenisca.

12

Tabla 2-1. Características del reservorio “T” Inferior

Fuente: (Petroamazonas EP, 2017a)

b) Arenisca T Superior

Tiene un espesor aproximado de 11 pies, se encuentra a una profundidad promedio


zona contiene arenisca cuarzosa, gris verdosa clara, moderadamente consolidada, grano

fino a muy fino, subangular a subredondeada, regular selección, matriz arcillosa, cemento

calcáreo. Con intercalaciones de lutita negra quebradiza, localmente astillosa, no calcárea

(pág. 5).

Tabla 2-2. Características del reservorio “T” Superior

Entrampamiento Estructural - estratigráfico

Porosidad promedio (%) 11

Permeabilidad promedio (md) 35

Presión de reservorio (psi) 1134

Presión de burbuja (psi) 850

Acumulado de petróleo (MMbbl) 1850

Producción actual (bppd) 678

POES (MMbbl) 23,7

Reservas 1P (MMbbl) 2,33


Reservas 3P (MMbbl) 2,33 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017a)






Acumulado de petróleo (MMbbl) 7881


POES (MMbbl) 99,6

Reservas 1P (MMbbl) 8535

Reservas 2P (MMbbl) 11.240

Reservas 3P (MMbbl) 11.732

13

c) Arenisca U Inferior

Tiene un espesor promedio de 23 pies, se encuentra a una profundidad promedio


zona está constituida de arenisca moderadamente consolidada de grano medio a fino,

subangular a subredondeada, con intercalaciones de lutita gris oscura y de caliza color

crema (pág. 6). En el Anexo B se puede observar el mapa estructural de esta arenisca.

Tabla 2-3. Características del reservorio “U” Inferior




Presión de reservorio (psi) 1300 - 1500


Acumulado de petróleo (MMbbl) 14.685


POES (MMbbl) 119,6




d) Arenisca U Superior

Tiene un espesor promedio de 5,5 pies, se encuentra a una profundidad promedio


zona presenta arenisca blanca cuarzosa, de grano medio a fino con matriz arcillosa

glauconítica. Además posee intercalaciones de lutita color gris oscuro (pág. 6).

14

Tabla 2-4. Características del reservorio “U” Superior






Acumulado de petróleo (MMbbl) 0,102


POES (MMbbl) 4,61




2.1.4 Información de fluido a condiciones de reservorio

2.1.4.1 Propiedades PVT

Las propiedades de los fluidos que contienen las arenas productoras se determinan

mediante los análisis PVT. En esta prueba se simulan en laboratorio las condiciones del

reservorio (Gavilanes & Torres, 2009, pág. 19). Las siguientes tablas muestran los datos

PVT de cada arena:

Arenisca “T”, datos tomados del pozo DRRD-022 (Petroamazonas EP, 2017b):

Presión de burbuja (Pb) = 864,7 psia

Densidad API = 31

Salinidad del agua de formación = 10.000 ppm

15

Tabla 2-5. Datos PVT de la Arenisca “T”

Presión

(psig)

Presión

(psia)

Factor

Volumétrico,

βo (BY/BN)

Relación de

Solubilidad,

Rs (PCN/BN)

5000 5014,7 1,094 263

4500 4514,7 1,099 263

4000 4014,7 1,105 263

3500 3514,7 1,110 263

3000 3014,7 1,117 263

2500 2514,7 1,124 263

2000 2014,7 1,130 263

1500 1514,7 1,138 263

1300 1314,7 1,141 263

1100 1114,7 1,144 263

1000 1014,7 1,145 263

900 914,7 1,146 263

850 864,7 1,149 263

600 614,7 1,137 213

400 414,7 1,121 167

200 214,7 1,082 104

60 74,7 1,025 24,0

0 14,7 1,011 0 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)

Tabla 2-6. Viscosidad del petróleo de la Arenisca “T”

Presión (psig) Presión (psia) Viscosidad, µᴏ (cp)

5000 5014,7 2,804

4000 4014,7 1,690

3000 3014,7 1,237

2000 2014,7 1,148

1500 1514,7 1,097

1000 1014,7 1,054

850 864,7 1,023

600 614,7 1,174

400 414,7 1,431

200 214,7 1,643

0 14,7 2,318 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)

16

Arenisca “U”, datos tomados del pozo DRRC-021 (Petroamazonas EP, 2017b):

Presión de burbuja (Pb) = 1342,7 psia

Densidad API = 26,2

Salinidad del agua de formación = 20.000 ppm

Tabla 2-7. Datos PVT de la Arenisca “U”

Presión

(psig)

Presión

(psia)

Factor

Volumétrico,

βo (BY/BN)

Relación de

Solubilidad,

Rs (PCN/BN)

1328 1342,7 1,291 381

1050 1064,7 1,27 330

850 864,7 1,256 293

650 664,7 1,242 256

450 464,7 1,224 214

218 232,7 1,193 160

121 135,7 1,168 128

76 90,7 1,153 112

0 14,7 1,064 0 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)

Tabla 2-8. Viscosidad del petróleo de la Arenisca “U”

Presión (psig) Presión (psia) Viscosidad, µᴏ (cp)

6000 6014,70 2,771

5000 5014,70 2,549

4000 4014,70 2,327

3277 3291,70 2,166

3000 3014,70 2,105

2000 2014,70 1,884

1500 1514,70 1,774

1328 1342,70 1,736

1050 1064,70 1,694

850 864,70 1,780

650 664,70 1,947

450 464,70 2,195

0 14,70 4,708 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)

17

2.2 Pruebas de pozo

Von Flatern (2013), describe que las pruebas de pozos consisten en obtener

mediciones mientras se hacen fluir fluidos del yacimiento; se realizan desde las fases de

exploración, desarrollo hasta las fases de producción e inyección de los campos petroleros y

gasíferos para determinar si producirán, o seguirán produciendo hidrocarburos con una tasa

económicamente rentable (pág. 58).

Las pruebas de pozo son de dos tipos: pruebas de productividad y pruebas de presión.

Las primeras se aplican en pozos de petróleo y gas para determinar su capacidad de flujo en

condiciones específicas de yacimiento y presiones de flujo. La máxima tasa de flujo (AOF) se

puede obtener a partir de estas pruebas y generar la relación de desempeño de influjo o IPR,

para distintas presiones de fondo fluyente.

Por el contrario las pruebas de presión consisten en generar y medir los cambios de

presión con el tiempo teniendo datos de presión de reservorio, permeabilidad, daño de la

formación, entre otros; la información es utilizada para pronosticar y mejorar el aporte de

hidrocarburos del reservorio.

Según lo descrito por García y Bravo (2011), cuando se combinan datos de presión

con datos de producción de petróleo y agua y las estimaciones de las propiedades de las rocas

y de los fluidos, se origina un medio para estimar el petróleo original in situ y el petróleo que

puede ser esperado del yacimiento bajo diversas formas de producción (pág. 41).

18

2.3 Pruebas de presión

La respuesta de la presión del yacimiento ante los cambios de la tasa de flujo, refleja

la geometría y las propiedades de flujo del reservorio. Estas pruebas se aplican a uno o varios

pozos y se basan en crear una perturbación de la presión, mediante la variación de tasa y

medir los cambios de la presión de fondo (Pwf) en el tiempo (García & Bravo, 2011, pág.

39).

Las pruebas de presión tienen varios objetivos (García & Bravo, 2011, pág. 40):

Determinar la capacidad del reservorio para producir hidrocarburos obteniendo

los parámetros de permeabilidad y presión inicial.

Calcular el daño de formación o skin que se originó durante la perforación y

completación del pozo.

Identificar límites heterogeneidades y fronteras del yacimiento.

Establecer la eficiencia de una estimulación o tratamiento al pozo.

Distinguir la conectividad entre pozos.

Las pruebas de presión han continuado su desarrollo en base a investigaciones de

diferentes autores y la tecnología vigente de la época. Alvarado (2004), describe la siguiente

reseña histórica de las pruebas de presión (págs. 5 - 7):

- 1930: Se introducen los instrumentos de medición continua de presión.

- 1937: Muskat introdujo el método de ensayo y error que permitió determinar la

presión estática del área de drenaje en un determinado pozo.

19

- 1949: Van Everdingen y Hurst, introfujeron la primera curva tipo para pozos con

efecto de almacenamiento. Cuatro años más tarde incorporan el parámetro de

factor de daño (S).

- 1950: Se desarrolla el método MDH por los investigadores Miller, Dyes y

Hutchinson, el cual establece que la presión estática del yacimiento debía ser una

función lineal del tiempo de cierre (log ∆t), así mismo los autores presentaron un

método para analizar presiones para flujo multifásico.

- 1951: Horner propuso un método para analizar pruebas de restauración de presión

y concluyó que un gráfico de la presión de fondo, se relaciona linealmente con el

logaritmo de (t+∆t)/∆t.

- 1954: Se propone el método MBH presentado por Matthews, Brons y

Hazebroeck, el mismo que utiliza el principio de superposición en espacio para

determinar el comportamiento de presión de pozos ubicados dentro de un área de

drenaje rectangular, así también la presión promedio del yacimiento.

- 1970: Se introduce la curva tipo por Agarwal, Al-Hussainy y Ramey, que

demuestra un análisis de los períodos iniciales de flujo o restauración de presión,

para un pozo localizado en un yacimiento infinito con efecto de almacenamiento

y presencia de daño.

- 1979: Gringarten desarrolla una curva tipo para yacimientos homogéneos para

pozos con efecto de almacenamiento y efecto de daño y para yacimientos de

fractura inducida, su solución es más completa y estructurada.

- 1982: Bourdet y colaboradores introducen el método de la derivada para análisis

de presiones. Ellos proponen la superposición de la curva de la derivada sobre la

forma aceptada de la curva tipo de almacenamiento. Los autores de este método

presentan una curva tipo de flujo, compuesta de dos familias de curvas de

20

parámetros CDe2s, esto es: la Curva Tipo log-log de Gringarten et al. y la

derivada de la curva de tipo de Gringarten et al. multiplicada por (tD/CD). Este

método conjuntamente con la información geológica, geofísica, de registros, etc.,

constituye la técnica más importante de diagnóstico en el análisis de

interpretación de pruebas de pozos.

2.4 Principios utilizados en pruebas de presión

2.4.1 Regímenes de flujo

Existen básicamente tres tipos de condiciones o regímenes de flujo en función de la

presión y del tiempo que deben ser identificados para clasificar el flujo de los fluidos del

yacimiento. En la siguiente figura se puede observar la comparación de la declinación de

presión en función de tiempo de los regímenes de flujo (París de Ferrer, 2009, págs. 346 -

347).

Figura 2-4. Regímenes de flujo (París de Ferrer, 2009, pág. 347)

Bourdet (2002), señala los diferentes comportamientos de flujo los cuales se clasifican

de acuerdo al cambio de presión con respecto al tiempo, los cuales son (págs. 6-7):

21

2.4.1.1 Flujo continuo (steady state flow)

La presión no cambia con el tiempo en cualquier posición del yacimiento, por ejemplo

cuando el efecto de la presión es constante, como resultado de una capa de gas o en otros

casos por la presencia de acuíferos, asegurando que la presión se mantenga en la formación

productora; cuando se produce un barril de petróleo es reemplazado con uno de agua. La

variación de presión con respecto al tiempo será cero (Bourdet, 2002, pág. 6).

∂P

∂t= 0 (1)

2.4.1.2 Flujo semicontinuo (psedo steady state flow)

Este régimen caracteriza la respuesta de un sistema cerrado. Con una tasa de

producción constante, la presión declina en forma lineal con respecto al tiempo. (París de

Ferrer, 2009, pág. 347), indica que la tasa de declinación de la presión es directamente

proporcional a la tasa de producción del yacimiento e inversamente proporcional al volumen

de drenaje. Matemáticamente se expresa como:

∂P

∂t= constante (2)

2.4.1.3 Flujo no continuo (unsteady state or transient flow)

Las respuestas transitorias son observadas antes de que los efectos de límites de

presión constante o límites cerrados son alcanzados. La variación de presión con el tiempo es

una función de la geometría del pozo y de las propiedades del yacimiento, tales como

permeabilidad y heterogeneidad (Bourdet, 2002, pág. 7).

22

∂P

∂t= f(x, y, z, t) (3)

Generalmente la interpretación de las pruebas se enfoca en la respuesta de la presión

transitoria. Cuando el área de drenaje se expande, la respuesta a la presión es característica de

las propiedades del yacimiento hasta que se observan efectos de límite en el tiempo tardío -

entonces el régimen de flujo cambia a estado pseudo estacionario o estacionario- (Bourdet,

2002, pág. 7).

2.4.2 Regímenes de tiempo

Los autores Lee, Rollins y Spivey (2003), basándose en el radio de investigación

dividen a la prueba de presión en tres regiones que se describen a continuación (págs. 23 -

24):

Región de tiempo temprano (ETR)

La presión transitoria se encuentra en la zona cercana al pozo es decir la zona dañada

o estimulada. En la ETR la curva se ve afectada por alteración de la permeabilidad cerca del

pozo y almacenamiento de pozo (Lee, Rollins, & Spivey, 2003, pág. 23).

Región de tiempos medios (MTR)

En esta región, la presión transitoria se ha desplazado a la zona de la formación sin

daño. Se observa una línea recta cuya pendiente está relacionada con la permeabilidad de la

formación (Lee, Rollins, & Spivey, 2003, pág. 24).

23

Región de tiempos tardíos (LTR)

En esta región, la presión ha alcanzado los límites del reservorio. El comportamiento

de esta zona está influido por las interferencias de pozos cercanos y cambios en las

propiedades del reservorio (Lee, Rollins, & Spivey, 2003, pág. 24).

En cada región se observa los tipos de flujo de fluidos que aparecen como patrones

característicos de la derivada de la presión, una vez identificados se pueden calcular

parámetros del reservorio.

Figura 2-5. Comportamiento de los tipos de flujo de fluidos (Fekete, 2009)

En la siguiente figura se muestra algunas pendientes usadas en el análisis de pruebas

de presión para identificar los tipos de flujo (Chávez, 2006, pág. 18):

24

Figura 2-6. Tipos de flujo (Chávez, 2006, pág. 18)

2.4.2.1 Región de tiempo temprano (ETR)

a) Efecto de almacenamiento

El efecto de almacenamiento ocurre en periodos de cierre cuando después de que el

pozo ha sido cerrado, el reservorio sigue produciendo hacia el pozo y el fluido almacenado es

comprimido (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 30).

Figura 2-7. Efectos del almacenamiento en pruebas de restauración de presión (Escobar, 2003, pág. 79)

25

Cuando se grafica el plot log - log de la presión con su respectiva derivada, se

distingue al almacenamiento como una pendiente unitaria que al analizarlos se obtienen

medidas del factor de almacenamiento, C, y del factor de almacenamiento dimensional, CD.

Figura 2-8. Comportamiento del almacenamiento (Fekete, 2009)

El almacenamiento afecta el comportamiento de la presión a tiempos tempranos.

Matemáticamente, el factor de almacenamiento se define como el volumen total de los

fluidos del pozo por unidad de cambio de presión de fondo (Escobar, 2003, pág. 80):

C =∆V

∆P (4)

Los investigadores Houzé, Viturat, y Fjaere (2013), indican que existen dos tipos

principales de modelar el almacenamiento del pozo. El primero se da por la compresión y

descompresión del fluido en el volumen del pozo (pág. 31), esto se expresa como:

C = Vwco (5)

Donde Vw es el volumen del pozo y co la compresibilidad del fluido.

26

Mientras que el segundo describe el aumento del nivel de líquido presente en el pozo

y se expresa de la siguiente manera:

C = 144 A

ρ (6)

Donde A es el área de flujo en la interfaz de líquido, 𝜌 es la densidad de fluido.

Almacenamiento constante

Houzé, Viturat, y Fjaere (2013) indican que es el modelo más simple, la relación entre

las tasas de superficie y la de la cara de la arena se da por (pág. 31):

qsf = Q + 24C ∂Pwf

∂t (7)

Donde C es constante, en la siguiente figura se puede observar el almacenamiento de

pozo con diferentes valores de C:

Figura 2-9. Almacenamiento constante (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 32)

27

Almacenamiento variable

De acuerdo con Houzé, Viturat, y Fjaere (2013), el caso más frecuente de

almacenamiento variable está relacionado con el cambio de compresibilidad del fluido del

pozo, por ejemplo cuando se tiene pozos de gas, la presión en el pozo disminuirá y la

compresibilidad del gas aumentará. Lo contrario ocurrirá durante el cierre, donde el aumento

de presión dará lugar a una disminución de la compresibilidad (pág. 171).

Otro ejemplo típico es un pozo de petróleo que fluye por encima de la presión del

punto de burbuja en el depósito. En una etapa, habrá un punto en la tubería donde la presión

fluyente estará por debajo del punto de burbuja, la compresibilidad del petróleo está

dominada por la compresibilidad del gas producido, de ahí un aumento del almacenamiento

del pozo evolucionará en el tiempo (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 171).

En ambos casos, el almacenamiento del pozo aumentará durante la producción y

disminuirá durante el cierre. Otras fuentes que originan almacenamiento variable del pozo

pueden ser: diferentes comportamientos PVT, completaciones (Houzé, Viturat, & Fjaere,

2013, pág. 171).

Figura 2-10. Almacenamiento variable (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 172)

28

b) Factor de daño (S)

Cuando se indica que un pozo tiene daño, se hace referencia a la restricción que existe

cuando el fluido entra al pozo en las cercanías de la cara de la arena, es decir en la interfaz

entre el reservorio y el pozo produciéndose una caída de presión adicional ∆Pskin. El daño es

un factor adimensional el mismo que puede ser bajo o muy alto, dependiendo del caudal de

fluido y de la permeabilidad del reservorio (Bourdet, 2002, pág. 11).

Los autores Houzé, Viturat, y Fjaere (2013), señalan que el factor de daño es un

parámetro que cuantifica la diferencia entre la productividad de un pozo en un caso ideal y su

productividad efectiva en realidad. Se tienen las siguientes consideraciones (pág. 31):

Si, después de perforar, completar, cementar y cañonear, la caída de presión para

una producción dada en el pozo es idéntica a la que se esperaba en el caso ideal

para la misma geometría, el factor de daño es cero (S = 0).

Cuando el reservorio cerca del pozo ha sido invadido y la permeabilidad efectiva

a disminuido dando lugar a una mayor caída de presión para una producción

dada, entonces el facto de daño es positivo (S > 0).

Por el contrario se tiene un factor de daño negativo cuando el pozo ha sido

estimulado, tiene una mejor producción y una menor caída de presión (S < 0).

29

Figura 2-11. Clasificación del factor de daño (Bourdet, 2002, pág. 9)

Para una caída de presión dada en la proximidad del pozo, el factor de daño es mayor

en reservorios de alta permeabilidad o cuando la viscosidad del fluido es baja y se expresa

mediante la siguiente ecuación (Bourdet, 2002, pág. 10):

S =kh

141,2 q β μ∗ ∆Pskin (8)

Donde ∆Pskin indica la caída de presión adicional en las cercanías del pozo.

Figura 2-12. Flujo a través de una región circular en un reservorio (Bourdet, 2002, pág. 10)

Según Bourdet (2002), en el caso de una zona circular estimulada o invadida que esté

alrededor del pozo, el factor de daño positivo o negativo que resulte puede expresarse por

diferencia entre la presión correspondiente a la permeabilidad original del depósito k y la

actual presión debido al cambio de permeabilidad kS (pág. 10):

30

PwsS=n− PwsS=0

=141,2 q β μ

kShln (

rs

rw) −

141,2 q β μ

k hln (

rs

rw) (9)

Una manera de modelar el efecto de daño positivo es considerando un sistema

compuesto equivalente, con una zona invadida con un radio rs mayor que rw y de

permeabilidad ks menor que k, dando lugar a la siguiente ecuación (Houzé, Viturat, & Fjaere,

2013, pág. 32):

S = (k

ks− 1) ln (

rs

rw) (10)

Otra forma de modelar el efecto de daño positivo o negativo, se da aplicando el radio

equivalente. La idea es considerar que el pozo dañado tiene la misma productividad que un

pozo más grande o más pequeño sin daño. Si el factor de daño es positivo, el radio

equivalente del pozo será menor que rw. Si el el factor de daño es negativo, el radio de pozo

equivalente será mayor que rw (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 32):

S = − ln (rwe

rw) ; rwe = rwe −S (11)

A continuación se muestra el comportamiento del factor de daño en la derivada:

Figura 2-13. Comportamiento del factor de daño en el plot log-log (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 49)

31

En la siguiente tabla se muestran los valores típicos del factor de daño y su

significancia:

Tabla 2-9. Valores típicos de S y su significancia relativa

Valor de S Condición del pozo

S > 10 Altamente dañado

S > 0 Dañado

S = 0 Sin daño

-1 < S < -3 Acidificado

-2 < S < -4 Fracturado

S < -5 Masivamente fracturado

Fuente: (Islas Silva, 1991, pág. 12)

c) Permeabilidad (k)

Es medida de la capacidad de un medio poroso para permitir el paso de los fluidos a

través de él, mientras más permeable sea una roca mayor será la cantidad de fluido que puede

pasar por unidad de tiempo a través del espacio poroso (Villegas, 2013, pág. 12).

En 1856 Darcy publicó un trabajo experimental sobre el diseño de un filtro de arena

para la purificación de agua, donde determinó que k es una constante que depende de las

características de la roca (Bidner, 2001, pág. 90).

La permeabilidad se mide en unidades de darcy o más comúnmente en millidarcy (md

- una milésima parte de un darcy). La ecuación de Darcy describe que la roca tiene

permeabilidad de 1 Darcy si un fluido de una sola fase de 1 cp de viscosidad se mueve a un

caudal constante de 1 cm3 / seg a través de una sección transversal de 1 cm2, cuando se aplica

un gradiente de presión de 1 atm / cm (Bidner, 2001, pág. 90)

32

Q = A𝑘

𝜇

∆P

𝐿 (12)

La siguiente figura presenta la respuesta de la permeabilidad en la derivada.

Figura 2-14. Comportamiento de la permeabilidad en la derivada (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 50)

A continuación se muestra una escala de valores de permeabilidad con su

caracterización:

Tabla 2-10. Caracterización de los valores de permeabilidad

Valor de k (md) Clasificación

k < 1 Muy baja

1 < k < 10 Baja

10 < k < 50 Moderada

50 < k < 250 Buena

k > 250 Muy buena

Fuente: (Halliburton, 2012)

d) Flujo lineal

El flujo lineal es identificado por una tendencia de pendiente positiva de valor ½ en el

gráfico de la derivada. Este régimen se presenta en pozos hidráulicamente fracturados con un

33

factor de daño negativo, en pozos horizontales y en pozos alongados (región LTR). Puesto

que la geometría del flujo lineal consta de vectores de flujo paralelos que convergen a un

plano, los parámetros asociados con el flujo lineal son: la permeabilidad de la formación en la

dirección de las líneas de flujo y el área de flujo (Escobar, 2003, pág. 105).

Figura 2-15. Reservorios con flujo lineal (Fekete, 2009)

e) Flujo bilineal

El flujo bilineal resulta de la combinación simultánea de dos patrones de flujo lineales

en direcciones normales. Se observa comúnmente en pruebas de pozos hidráulicamente

fracturados, y ocurre por una fractura de conductividad finita en donde el flujo lineal se da

tanto en la fractura como en el plano fracturado. Este régimen de flujo se reconoce por tener

una pendiente de ¼ en una gráfica log-log de función derivada (Chávez, 2006, pág. 17)

Con los datos de permeabilidad de la formación y la longitud media de la fractura se

calcula la conductividad de la fractura kf w.

34

Figura 2-16. Comportamiento del flujo bilineal (Fekete, 2009)

2.4.2.2 Región de tiempos medios (MTR)

a) Flujo esférico

El flujo esférico se da en pozos con entrada limitada en la que el pozo produce a partir

de un intervalo perforado menor que el espesor del intervalo productor. Ocurre cuando las

líneas de corriente convergen a un punto en pozos que han sido parcialmente completados o

formaciones parcialmente penetradas. Para el caso de completamiento parcial o penetración

parcial cerca al tope o la base de la formación, la capa impermeable más cercana impone un

flujo hemisférico. Tanto el flujo esférico como el hemisférico son vistos en la curva de la

derivada como una pendiente negativa con valor de 1/2 (Escobar, 2003, pág. 105)

En la siguiente figura se puede observar un pozo con entrada limitada donde kz es la

permeabilidad vertical y kr es la permeabilidad horizontal, hw es el intervalo de punzado y h

es el espesor de la formación.

Figura 2-17. Pozo con entrada limitada (KAPPA, 2017)

35

A medida que kz disminuye, la derivación de flujo esférico -1/2 se hace evidente

como se puede constatar en la siguiente figura:

Figura 2-18. Comportamiento del flujo esférico (Fekete, 2009)

b) Flujo radial

El flujo radial es conocido como IARF: Infinite Acting Radial Flow o Flujo Radial de

Acción Infinita, en el que el fluido fluye hacia el pozo por igual desde todas las direcciones,

es decir las líneas de flujo convergen hacia un cilindro circular y la caída de presión se

expande radialmente. Los lımites superior e inferior del reservorio son paralelos y claramente

definidos, el yacimiento es homogéneo. El régimen de flujo radial inicial (IARF) se

denomina acción infinita porque hasta que se alcanza el primer límite, el flujo radial y la

correspondiente caída de presión en el pozo son exactamente iguales a un reservorio que

fuera verdaderamente infinito (Schlumberger, 1998, pág. 155).

Figura 2-19. Flujo radial (Schlumberger, 1998, pág. 155)

36

IARF se caracteriza por la linealidad entre el cambio de presión y el logaritmo del

tiempo, dando lugar a una pendiente nula, es decir con un valor de cero. En el análisis

semilog se obtiene la pendiente con la que se puede calcular la capacidad de flujo: kh (Houzé,

Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 29).

Figura 2-20. Comportamiento del flujo radial (Fekete, 2009)

c) Doble porosidad

Los modelos de doble porosidad (2𝛷) suponen que el yacimiento no es homogéneo,

sino que se compone de bloques de roca, con alta capacidad de almacenamiento y baja

permeabilidad, conectados al pozo por fisuras naturales de baja capacidad de almacenamiento

y alta permeabilidad. Los bloques de la matriz de la roca no pueden fluir al pozo

directamente, de modo que aunque la mayor parte del hidrocarburo se almacene en estos, el

fluido tiene que entrar en el sistema de fisuras para ser producido (Schlumberger, 1998, pág.

194):

Figura 2-21. Sistema de fisuras (Schlumberger, 1998, pág. 194)

37

Figura 2-22. Aporte de fluidos desde la matriz hacia las fisuras (Schlumberger, 1998, pág. 195)

Una vez que el sistema de fisuras ha comenzado a producir, se establece una

diferencia de presión entre los bloques de matriz a la presión inicial (Pi) y el sistema de

fisuras que en el pozo tiene una presión (Pwf). Los bloques de la matriz empiezan entonces a

producir en el sistema de fisuras, proporcionando una rápida caída de presión que en la curva

de la derivada se evidencia con una depresión en forma de U. El modelo de doble porosidad

se describe mediante dos variables adicionales en comparación con el modelo homogéneo

(Schlumberger, 1998, pág. 194):

𝛚 es el índice de almacenamiento y es esencialmente la fracción de petróleo

o gas almacenado en sistema de fisuras por ejemplo 𝛚 = 0.06 significa 6%

del fluido almacenado en las fisuras.

𝛌 es el coeficiente de flujo interporoso y caracteriza la capacidad de los bloques

de la matriz para fluir en el sistema de fisuras. Está dominado por la relación de la

permeabilidad de la matriz y de las fisuras, km/kf.

38

Figura 2-23. Comportamiento de doble porosidad en la derivada (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 243)

En el comportamiento de estado semicontinuo inicia con el aporte único de fluido de

las fisuras, a continuación sigue una transición entre el sistema total y las fisuras,

observándose el cambio de dirección de la curva de la derivada. En la siguiente figura se

observa el comportamiento de la derivada para distintos valores de 𝛚, indicando que para

valores pequeños corresponde una proporción muy alta de hidrocarburo almacenado en la

matriz de la roca (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 244).

Figura 2-24. Influencia del índice de almacenamiento, 𝛚 (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 244)

La siguiente figura muestra el comportamiento de la derivada para distintos valores de

𝛌, es función del tamaño del bloque de la matriz y la permeabilidad. Para un λ alto, la

permeabilidad de la matriz es comparativamente alta, por lo que comenzará a abandonar su

39

fluido casi tan pronto como el sistema de fisura comience a producir. Por el contrario, un λ

bajo significa una matriz muy apretada (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 244).

Figura 2-25. Coeficiente de flujo interporoso, 𝛌 (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 244)

d) Reservorios compuestos

Según los autores Houzé, Viturat y Fjaere (2013), los reservorios compuestos se dan

por el cambio en la movilidad del fluido dentro del reservorio; esto se produce cuando las

facies cambian y los pozos producen por debajo del punto de burbuja o por la presencia de

una capa de gas. Los modelos más comunes son: radial compuesto y lineal (págs. 268 - 271).

Figura 2-26. Reservorios radial compuesto y lineal (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 270)

En la geometría radial ri representa el radio del comportamiento interior; en un

reservorio lineal compuesto Li representa la distancia desde el pozo hasta el cambio de

40

movilidad. La siguiente figura ilustra la respuesta de un reservorio radia compuesto para una

prueba de restauración de presión.

Figura 2-27. Comportamiento de la derivada para un reservorio radial compuesto (Houzé, Viturat, & Fjaere,

2013, pág. 270)

2.4.2.3 Región de tiempos tardíos (LTR)

a) Tipos de límites

De acuerdo con Houzé, Viturat y Fjaere (2013), esta región se encuentran los límites

del reservorio. Un límite es una superficie localizada a una distancia del pozo donde ocurre

un cambio en la presión que se evidencia en el comportamiento de la derivada la misma que

toma una forma que dependerá del tipo y forma del límite. Se consideran dos tipos de

límites: no flujo y de presión constante (pág. 286).

- Límites de barrera de no flujo

Ningún fluido pasará en cualquier dirección a través de un límite de no flujo por la

presencia de una falla cerca del pozo o pozos cercanos que drenan del mismo reservorio

41

(Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 287). La formulación matemática de esta condición es

la siguiente:

[∂P

∂n̅]

Σ= 0 (13)

Esta ecuación significa que el perfil de presión es plano al llegar ortogonalmente al

límite (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 287). A continuación se muestra la sección

transversal donde muestra el perfil de presión desde el pozo hasta el límite.

Figura 2-28. Falla sellante (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 287)

En la curva de la derivada se puede observar que luego del periodo de flujo radial, se

tiene una tendencia creciente con una pendiente que varía de ½ a 1.

Figura 2-29. Límite de no flujo (Garcés, 2012, pág. 48)

- Límites de presión constante

Se evidencia un límite de presión constante cuando hay suficiente soporte de presión

42

para mantener la presión constante, generalmente sucede con la presencia de acuíferos en el

reservorio (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 288).

[P]Σ = Pi (14)

La ecuación indica que la presión en el límite se mantiene con un valor igual al de la

presión inicial del reservorio. La figura siguiente muestra una sección transversal vertical del

perfil de presión.

Figura 2-30. Límite con presión constante (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 288)

Figura 2-31. Límite de presión constante (Garcés, 2012, pág. 50)

b) Límite simple sellante

Se trata de una falla sellante de extensión infinita, el comportamiento de la derivada se

caracteriza por presentar un valor duplicado de la respuesta radial infinita ya que se crea una

caída de presión adicional al considerar la mitad aproximada del reservorio (Houzé, Viturat,

& Fjaere, 2013, pág. 293).

43

Figura 2-32. Comportamiento de la derivada para un límite simple sellante (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013,

pág. 294)

c) Límite intersecante

De acuerdo con Houzé, Viturat y Fjaere (2013), el pozo se encuentra entre dos límites

lineales que se cruzan. 𝜃 es el ángulo entre las fallas, L1 y L2 son las distancias ortogonales

entre el pozo y las dos fallas (pág. 297). Un caso particular es cuando el pozo se encuentra en

la bisectriz de las fallas (L1 = L2).

Figura 2-33. Límite intersecante (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 295)

Si el pozo está significativamente más cerca de uno de los límites (punto A), el

comportamiento inicial es el mismo que para una falla. Si el pozo es bastante equidistante de

las dos fallas, la respuesta va directamente del IARF al comportamiento 'final' (Houzé,


44

Figura 2-34. Comportamiento de la derivada para un pozo con límite intersecante (Houzé, Viturat, & Fjaere,

2013, pág. 298)

d) Límite paralelo

El pozo se encuentra en un canal limitado por dos fallas sellantes. L1 y L2 son las

distancias ortogonales entre el pozo y los dos límites. L = L1 + L2 y es el ancho del canal

(Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 299).

Figura 2-35. Límite paralelo (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 299)

Si el pozo está significativamente más cerca de uno de los límites (pozo A), el

comportamiento inicial será el mismo que una sola respuesta de falla. Si el pozo está bastante

equidistante de las dos fallas (pozo B), la respuesta irá directamente desde IARF al

comportamiento final. El comportamiento final es el flujo lineal a lo largo del canal (Houzé,


45

Figura 2-36.Comportamiento de la derivada para el límite paralelo (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 301)

e) Sistema cerrado

Un sistema cerrado será modelado cuando la prueba es lo suficientemente larga, o el

depósito es lo suficientemente pequeño, para detectar toda la extensión del reservorio. La

forma más común y más fácil de modelar el sistema cerrado es el modelo circular. Supone

que el pozo sometido a la prueba de restauración está situado en el centro de un depósito de

forma circular (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, págs. 305-306).

Figura 2-37. Límite circular (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 305)

El segundo modelo de sistema cerrado más popular es el modelo rectangular. Desde el

punto de vista del pozo, significa que los cuatro límites pueden estar situados a cualquier

distancia. Cuando las cuatro distancias son iguales, el pozo está en el centro de un cuadrado,

que es prácticamente idéntico en respuesta a una solución circular con la misma área (Houzé,

Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 306) .

46

Figura 2-38. Límite rectangular (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 306)

En la siguiente figura se observa el comportamiento de la derivada para los límites

circular y rectangular

Figura 2-39. Comportamiento de la derivada para el límite circular (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 306)

2.4.3 Tipos de pruebas de presión

Las pruebas de presión transitoria tales como DST, inyectividad, interferencia,

drawdown y build up consisten en generar y medir variaciones de presión con el tiempo en

los pozos y subsecuentemente estimar propiedades de la roca, fluido y pozo. La información

práctica que se puede obtener de estas pruebas incluyen: volumen del pozo, daño,

estimulación, presión del reservorio, permeabilidad, reservas, discontinuidades del reservorio

y fluido y otros datos relacionados. Toda esta información puede ser utilizada para ayudar a

analizar, mejorar y pronosticar el desempeño del reservorio (Valencia, 2011, pág. 1).

47

2.4.3.1 Pruebas Drill Stem Testing (DST)

Una prueba DST es un procedimiento que se realiza a través de la tubería de

perforación, usando la herramienta montada sobre el final de la sarta y permite registrar la

presión y temperatura de fondo para evaluar parámetros fundamentales que caracterizan al

yacimiento. Se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo

y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se

utiliza en diferentes estudios para reducir el daño ocasionado por el fluido de perforación a

pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de

desarrollo para estimación de reservas (Huayamave, Murillo, & Zambrano, 2011, pág. 26).

De acuerdo con Ramones y Silva (1996), la prueba DST es una completación

temporal de un pozo, esta herramienta permite aislar la formación del lodo de perforación,

de esta manera se pueden determinar las propiedades de la formación y de los fluidos del

reservorio antes de decidir la completación del pozo, obteniendo valores de la presión de

fondo en función del tiempo, cerrando y fluyendo de forma alternada (pág. 170).

Las etapas de esta prueba son: flujo inicial, restauración de presión inicial, flujo

mayor y restauración de la presión final (Ramones & Silva, 1996, pág. 172).

Figura 2-40. Prueba DST (Ramones & Silva, 1996, pág. 172)

48

2.4.3.2 Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (Fall off Test)

Se realizan cerrando el pozo inyector y se registra la presión en el fondo del pozo en

el transcurso del tiempo de cierre. La teoría para el análisis supone que antes de la prueba se

tiene una tasa de inyección constante. Los resultados que se obtiene permiten determinar las

condiciones del pozo y sus alrededores (Ramones & Silva, 1996, pág. 136).

Figura 2-41. Prueba Fall Off (Ramones & Silva, 1996, pág. 136)

2.4.3.3 Pruebas de interferencia

Como lo describen Ramones y Silva (1996), las pruebas de interferencia miden la

respuesta de la presión en un pozo de observación debido a cambios en la tasa de flujo de otro

pozo para detectar la comunicación entre los pozos. Se llevan a cabo produciendo o

inyectando a través de un pozo (pozo activo) y observando la respuesta de presión en otro

pozo (pozo de observación), si existe comunicación se estima valores de permeabilidad y del

factor porosidad - compresibilidad (𝛷 ct) (pág. 150).

49

Figura 2-42. Diagrama esquemático de la prueba de interferencia (Ramones & Silva, 1996, pág. 150)

2.4.3.4 Pruebas de arrastre drawdown

En las pruebas de decremento de presión o pruebas drawdown el pozo se cierra

previamente durante un perıodo de tiempo suficiente para permitir que la presión se iguale a

lo largo de la formación, es decir, para alcanzar la presión estática. El equipo de medición de

presión es bajado en el pozo, y entonces se inicia el flujo a tasa constante. La prueba de

drawdown puede tardar unas horas o varios días, dependiendo de los objetivos de la prueba.

Para los ensayos de extracción en los que no es posible mantener una tasa de producción

constante o cuando el pozo no se cerró en un tiempo suficiente para alcanzar una presión

estática antes del ensayo de flujo, está disponible un método de análisis que considera una

tasa variable (Matthews & Russell, 1967, pág. 48).

Figura 2-43. Diagrama esquemático de la prueba drawdown (Schlumberger, 1998, pág. 158)

50

2.4.3.5 Pruebas de restauración de presión

Conforme con lo descrito por Chaudhry (2004), la prueba de la acumulación de

presión como la técnica más conocida de prueba transitoria que se ha utilizado ampliamente

en la industria petrolera. Básicamente, la prueba se lleva a cabo produciendo un pozo a tasa

constante durante algún tiempo, cerrando el pozo (generalmente en la superficie),

permitiendo que la presión se acumule y registrar datos de presión en función del tiempo

(pág. 172).

A partir de estos datos es posible estimar en la formación la permeabilidad, presión

del área de drenaje y para caracterizar el daño, heterogeneidad del reservorio o límites. El

conocimiento de las condiciones mecánicas superficiales y subsuperficiales es importante en

la interpretación de datos de prueba build up (Chaudhry, 2004, pág. 172).

Figura 2-44. Diagrama esquemático de la prueba build up (Schlumberger, 1998, pág. 158)

Escobar (2003), describe los pasos para realizar una prueba de restauración de presión

(pág. 185):

51

1. Determinar la ubicación de los empaques, tamaño de la tubería de producción y la

tubería de revestimiento, profundidad del pozo.

2. Estabilizar el pozo a una tasa de producción constante.

3. Cerrar el pozo y registrar el valor Pwf justo antes del cierre.

4. Leer la presión de cierre, Pws, a intervalos cortos de 15 segundos para los

primeros minutos (10-15 min), entonces cada 10 min. Para la primera hora.

Durante las siguientes 10 horas, se deben tomar lecturas de presión cada hora.

Cuando la prueba progresa, los intervalos de tiempo se pueden expandir a 5

horas.

Para correr una prueba de restauración de presión, el pozo produce a una tasa

constante por un período de tiempo tp. Se baja un registrador de presión al pozo

inmediatamente antes de cerrarlo. El período de tiempo tp no debe ser muy pequeño para no

tener problemas con el radio de investigación (Escobar, 2003, pág. 186).

a) Radio de investigación

Por radio de investigación se refiere a la distancia que la presión transitoria se ha

movido en una formación después de un cambio de presión en un pozo. Se demostrará que la

distancia está relacionada con la formación y las propiedades del fluido y con el tiempo

transcurrido desde el cambio de presión. Se expresa de la siguiente manera (Lee, Rollins, &

Spivey, 2003, pág. 13):

ri = (k t

948 ∅ μoct)

0,5

(15)

52

2.5 Métodos para interpretar pruebas de restauración de presión

2.5.1 Método de Horner

Según Ramones y Silva (1996) el método de Horner es un análisis semilogarítmico

que consiste en graficar la presión contra tp+∆t

∆t en escala semilogarítmica (pág. 70).

La línea resultante está representada por la siguiente ecuación:

Pws = Pi −162,6 q μoβo

khlog (

tp + ∆t

∆t) (16)

La pendiente m tomada del plot, permite calcular el producto permeabilidad - espesor:

kh =162,6 q μoβo

m (17)

La extrapolación de la línea recta tp+∆t

∆t= 1, permite obtener la presión inicial del

yacimiento o Pi. Así mismo el factor de daño puede calcularse mediante la siguiente

ecuación:

S = 1,151 [Pws(1hr) − Pws(∆t = 0)

m− log (

k

∅μctrw2

) + 3,23] (18)

En el siguiente gráfico se observa el comportamiento de la presión en el gráfico de

Horner:

53

Figura 2-45. Gráfico de Horner (Escobar, 2003, pág. 188)

2.5.2 Método de MDH (Miller - Dyes – Hutchinson)

Como lo describe Chaudry (2004), este método se basa en la asunción que el tiempo

de producción es suficientemente largo para alcanzar el estado semicontinuo, luego es más

representativo usar presión promedia que presión inicial. MDH es un gráfico de Pws versus el

log∆t, esta técnica se prefiere en pozos viejos o formaciones depletadas (pág. 196). El gráfico

de Horner puede simplificarse si Δt <<< tp. Para este caso tp + ∆t ≅ tp, entonces:

log (tp + ∆t

∆t) ≅ log tp − log∆t (19)

Si:

Pws = P∗ − m log (tp + ∆t

∆t) (20)

Donde P*es conocida como presión falsa, la presión máxima a la que el yacimiento

debe alcanzar teóricamente y se obtiene extrapolando la presión en reservorios finitos y

maduros. Usando la ecuación (19) en la ecuación (20), se tiene:

54

Pws = Pws(1hr) + m log ∆t (21)

La ecuación (21) indica que una gráfica de Pws versus el log ∆t debe ser una línea

recta con pendiente positiva la misma que se calcula usando la ecuación (17) y el factor de

daño usando la ecuación (18).

2.5.3 Método MBH (Matthews - Brons - Hazebroeck)

De acuerdo con Ramones y Silva (1996), este método se utiliza para estimar la

presión promedia del reservorio considerando la forma del área de drenaje. Conociendo el

área de drenaje se tomará la P* obtenida de Horner y se establece la siguiente relación (pág.

109):

P̅ = P∗ − (m

2,303) PDMBH (22)

tpD = 0,000264 k tp

∅μctA (23)

La presión adimensional MBH es determinada al tiempo de producción adimensional,

tpD, de acuerdo a las diferentes formas de área de drenaje.

2.5.4 Método de la curva de Gringarten et. al.

Este método se grafica la presión adimensional PD en función de tD

CD, con el parámetro

CDe2s, con la que se determina cada una de las curvas. Estas curvas sirven para identificar la

55

duración de los efectos de almacenamiento y daño, calcular el tiempo de inicio del régimen

radial (Ramones & Silva, 1996, pág. 74):

PD =1

2 [ln (

tD

CD) + ln(CDe2s) + 0,080907] (24)

La solución gráfica de la ecuación (24), representa una familia de curvas (Figura 2-

46.) que representan el comportamiento de un pozo con almacenamiento y daño en un

yacimiento homogéneo.

Figura 2-46. Curvas tipo de Gringarten (Valencia, 2008, pág. 16)

A cada curva corresponde un grupo adimensional CDe2s, que define la forma de las

curvas. Todas las curvas convergen, a tiempos tempranos, en una línea recta de pendiente

unitaria que corresponde a flujo con almacenamiento puro. A tiempos posteriores, el efecto

de almacenamiento desaparece y continúa con flujo radial infinito en el reservorio (Valencia,

2008, pág. 14).

Los valores de CDe2s distinguen la condición del pozo (Guerrero, Reimi, Velásquez,

& Melendez, 2010):

56

Tabla 2-11. Condición del pozo mediante curvas de Gringarten

Valor del parámetro 𝐂𝐃𝐞𝟐𝐬 Condición del pozo

𝐂𝐃𝐞𝟐𝐬 > 103 Pozo dañado

5 < 𝐂𝐃𝐞𝟐𝐬 < 103 Pozo no dañado

0,5 < 𝐂𝐃𝐞𝟐𝐬 < 5 Pozo estimulado

𝐂𝐃𝐞𝟐𝐬 < 0,5 Pozo fracturado

Fuente: (Guerrero, Reimi, Velásquez, & Melendez, 2010)

Al usar este tipo de curvas se realizan los siguientes puntos de empate o match point

(Valencia, 2008, pág. 15):

Presión: PD, ∆P

Tiempo: tD

CD, ∆t

Curva: CDe2s

Las siguientes ecuaciones indican el cálculo de parámetros:

kh = 141,2 qβμ (PD

∆P)

M (25)

C = (0,000295 kh

μ) (

∆t

tD/CD)

M

(26)

CD =0,8937 C

∅hctrw2

(27)

S =1

2 ln [

(CDe2s)M

CD] (28)

2.5.5 Método de la derivada de Bourdet et. al.

De acuerdo con Valencia (2008), el análisis basado en la presión diferencial es mucho

57

más representativa que el análisis basado solamente en el cambio de presión, así se presenta

una nueva familia de curvas tipo que analizan el comportamiento de la presión diferencial

para reservorios homogéneos con efecto de almacenamiento y daño (págs. 19-27). Este tipo

de gráfica tiene las siguientes características:

El almacenamiento y el daño se da en tiempos tempranos. Mientras la curva esté

más elevada quiere decir que más daño tendrá el pozo.

El flujo radial es una línea recta de pendiente con valor cero.

Un mínimo en la curva representa un comportamiento heterogéneo.

En tiempos tardíos se puede observar los efectos de límite de reservorio con su

tendencia ascendente o descendente.

Figura 2-47. Curva de diagnóstico de la derivada (Valencia, 2008, pág. 12)

De acuerdo con Valencia (2008) durante el almacenamiento puro es decir la línea

recta de 45° con una pendiente positiva de valor uno se tiene que (pág. 20):

PD =tD

CD (29)

58

Tomando la derivada:

∂PD

∂ (tD

CD)

= 1 = P′D (30)

P′D (tD

CD) = (

tD

CD) (31)

En tiempos largos durante el flujo radial infinito:

PD =1

2 [ln (

tD

CD) + ln(CDe2s) + 0,080907] (32)

Derivando con respecto a tD

CD:

∂PD

∂ (tD

CD⁄ )

= P′D =1

2 (

1tD

CD⁄

) (33)

P′D (tD

CD) =

1

2 (34)

De forma práctica se grafica P′D (tD

CD) vs

tD

CD, como se muestra en la Figura 2-48, donde

se observa que todas las curvas convergen en una recta cuando P′D = 1 y el periodo radial de

flujo se nota como la parte horizontal de las curvas (Valencia, 2008, pág. 23).

59

Figura 2-48. Curvas tipo de Bourdet et al. (Valencia, 2008, pág. 23)

Conforme con lo descrito por Ramones y Silva (1996), las curvas tipo de Gringarten y

las de Bourdet se han combinado graficándose en una misma escala, con el objeto de tener

curvas tipo que se basan en las expuestas anteriormente (págs. 84-85).

La representación gráfica de PD y su grupo derivada P′D (tD

CD) versus

tD

CD en un mismo

gráfico log - log dan origen al grupo de curvas tipo más utilizadas, cuando se alcanza el flujo

radial las curvas de la derivada son similares y son independientes del factor de daño. La

siguiente figura muestra una familia de curvas tipo con distintos valores de CDe2s, este

término es más notable en la curva de la derivada (Valencia, 2008, pág. 22).

Figura 2-49. Curvas tipo para un pozo con almacenamiento y daño en un reservorio homogéneo (Valencia,

2008, pág. 25)

60

Para los diferentes valores de CDe2s, donde:

P′D (tD

CD) =

∆t ∆P′k h

141,2 q μβ (35)

En el análisis de pruebas de presión se debe graficar la siguiente función que

corresponde al grupo derivada (Valencia, 2008, pág. 24):

∆P′ ∆t (tp + ∆t

tp) vs ∆t (36)

Si no se conoce tp, se puede usar la siguiente ecuación, donde q es la rata de

producción antes del cierre (Valencia, 2008, pág. 24):

tp =Np

q (37)

El término ∆t (tp+∆t

tp), se conoce como ∆te, por tanto la ecuación (36) queda:

∆P′ ∆te vs ∆t (38)

Para calcular la derivada de la presión ∆P', se debe obtener el cambio de presión para

un build up (Valencia, 2008, pág. 24):

∆P = Pws − Pwf (39)

Dado los datos de una prueba de restauración de presión, el cálculo de la derivada se

realiza con la siguiente fórmula:

∆P′ =∂∆P

∂∆te=

∆P(ti+1) − ∆Pti

∆te(i+1)− ∆tei

(40)

El procedimiento para realizar el uso de la derivada es el siguiente (Guerrero, Reimi,

Velásquez, & Melendez, 2010):

61

En un papel log - log se grafica ∆P como ∆P' ∆te versus ∆t.

Se coloca la gráfica resultante sobre las curvas tipo de Gringarten - Bourdet y se

trata de encontrar un cotejo entre las dos curvas.

Una vez encontrado el cotejo, se selecciona el punto de empate o match point de

la misma forma que el método de Gringarten y así encontrar los parámetros kh, C

y CD.

Se calcula el valor del factor de daño con el valor del grupo CDe2sdel cotejo.

2.6 Estimulación de pozos

Según lo descrito por (Mora Ríos, 2014, pág. 64), después del desarrollo de la vida

productiva de pozos, se requiere mejorar las condiciones de flujo del reservorio, para esto

existen dos técnicas principales de estimulación de pozos: estimulación matricial y

fracturamiento hidráulico.

2.6.1 Estimulación matricial

De acuerdo con Mora Ríos (2014), el procedimiento de esta estimulación se

caracteriza por la inyección de fluidos en el reservorio por debajo de la presión de fractura, lo

que permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial y conseguir la remoción

del daño cerca de las paredes del pozo (pág. 64).

62

Para que se efectúe correctamente este método se deben tomar dos consideraciones

importantes que son: seleccionar el fluido apropiado que sea compatible con el sistema roca

fluido de la formación y localización del daño (Mora Ríos, 2014, pág. 64).

Según Mora Ríos (2014), la estimulación matricial se clasifica en dos grupos:

estimulación matricial no ácida y estimulación ácida. Ambos grupos incluyen estimulaciones

de limpieza y matriciales (pág. 65).

- Estimulación de limpieza: Permite restaurar la permeabilidad natural de la

formación al remover el daño.

- Estimulación matricial: Conocida también como acidificación intersticial, sirve

para mejorar e incrementar la permeabilidad de la formación al disolver con el

ácido parte del material calcáreo, agrandando los poros comunicados de la roca.

a) Estimulación no ácida

Se trata de usar fluidos de tratamiento que no reaccionan químicamente con los

componentes de la roca, por ejemplo remover el daño ocasionado por bloqueo de agua, aceite

o depósitos orgánicos. Se usan fluidos como soluciones oleosas o acuosas, alcoholes

acompañados de surfactantes (Mora Ríos, 2014, pág. 65).

b) Estimulación ácida

En esta estimulación se emplean fluidos de tratamiento que reaccionan químicamente

disolviendo materiales que dañan al reservorio. Se utiliza ácidos para remover partículas

63

sólidas como arcillas y precipitaciones inorgánicas, removiendo el daño ocasionado por las

perforaciones en las cercanías del pozo, migración de finos. Los ácidos más utilizados son

inorgánicos como el ácido clorhídrico, ácido fluorhídrico y orgánicos como el ácido acético y

el ácido fórmico, que son más débiles que el HCl (Mora Ríos, 2014, pág. 65). A continuación

la descripción de cada uno:

- Ácido clorhídrico: Es el más utilizado una de sus ventajas es su bajo costo

económico, pero se debe tener cuidado con sus vapores porque son tóxico,

además no forma precipitaciones insolubles. Si no se tiene información sobre el

tipo de daño, es recomendable utilizar ácido clorhídrico del 5 al 10%

debidamente inhibido y con una concentración del orden del 1 al 3 % en volumen

de un surfactante de propósito general.

- Ácido fluorhídrico: Es el único que permite la disolución de minerales sílicos

como las arcillas, feldespatos. En la estimulación de pozos se combina con el

ácido clorhídrico. Debe mantenerse en un contenedor especial presurizado debido

a su bajo punto de ebullición, además de cuidados especiales ya que es venenoso.

- Ácido acético: Su utilización principal consiste en la remoción de incrustaciones

de calcáreas y en la estimulación de calizas y dolomitas a altas temperaturas.

- Ácido fórmico: Es más fuerte que el ácido acético y se usa principalmente en la

estimulación de rocas calcáreas de alta temperatura (Mora Ríos, 2014, pág. 67).

64

Tabla 2-12. Guía general para seleccionar la estimulación matricial y el fluido de

tratamiento para la remoción de daño

Tipo de daño Estimulación no ácida Estimulación ácida

Arcillas y finos Sólo en formaciones de temperatura > 300°F, con

agentes surfactantes dispersantes de finos Indicada

Bloqueo de agua Fluidos acuosos con o sin alcoholes o solventes

mutuos y surfactantes bajotensores Recomendable

Bloqueo por emulsión Fluidos acuosos u oleosos y surfactantes No recomendable

Mojabilidad por aceite Fluidos acuosos con surfactantes cambiadores de

mojabilidad por agua No recomendable

Incrustaciones de sales No indicada Indicada

Depósitos orgánicos Solventes aromáticos No recomendable

Pérdida de lodo Fluidos acuosos oleosos Puede ser recomendable

Fuente: (Guerrero, Reimi, Velásquez, & Melendez, 2010, pág. 39)

Tabla 2-13. Guía general para la utilización de ácidos en areniscas

Condición Recomendación

Para cualquier permeabilidad sino se conoce la causa de daño No utilizar HF, usar HCl

Para permeabilidades

> 100 md

a) Alto contenido de cuarzo (80%), bajo

contenido de arcilla (< 5%)

b) Alto contenido de feldespato (20%)

c) Alto contenido de arcillas (> 10%)

d) Alto contenido de clorita

a) 12% HCl, 0% HF

b) 13% HCl, 1,5% HF

c) 6,5% HCl, 1% HF

d) 3% HCl, 0,5% HF

Para baja permeabilidad

< 10 md

a) Bajo contenido de arcilla (>5%)

b) Alto contenido de clorita

a) 6 % HCl, 1,5% HF

b) 3% HCl, 0,5% HF

Fuente: (Guerrero, Reimi, Velásquez, & Melendez, 2010, pág. 39)

c) Diseño de una estimulación

Según lo descrito por Mora Ríos (2014), la planeación debe considerar los siguientes

puntos (págs. 67-68):

65

- Evaluar el daño para la aplicación de una estimulación no ácida o ácida.

- Seleccionar e fluido de tratamiento y sus aditivos de acuerdo con las pruebas de

compatibilidad.

- Realizar una prueba de admisión para determinar el caudal de inyección

requerido.

- Calcular la presión de fractura.

- Elaborar un programa operativo que especifiquen las acciones que se tomarán

ates, durante y después del tratamiento.

2.6.2 Fracturamiento hidráulico

Según Luna (2014), el primer fracturamiento hidráulico se realizó en Estados Unidos

en el año de 1947 fue patentado por Floyd Farris en 1953 como un método de estimulación

para incrementar la productividad de pozos, en la actualidad se ha desarrollado está técnica

aplicando un mejor control ambiental con mejor tecnología (pág. 17).

El fracturamiento hidráulico se define como el proceso por el cual la presión de un

fluido se aplica a la roca del yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura, es decir se

induce a una ruptura de la formación creando un canal de flujo que provee un área adicional

de drene y así aumentar la permeabilidad natural del reservorio. Al fluido utilizado para

transmitir la presión hidráulica se le conoce como fluido fracturante (Mora Ríos, 2014, pág.

71) y las fracturas generadas en el entorno de la formación permanecen abiertas gracias a la

colocación del agente apuntalante.

66

Al aplicar este método de estimulación se logra disminuir el daño que no puede ser

removido adecuadamente, además de reducir la producción de arena en formaciones que

presentan bajo material cementante consiguiendo extender la vida productiva del pozo con

producciones económicamente rentables.

Esta técnica es muy compleja y tiene un coste elevado, lo que limita su aplicación.

Solo debe aplicarse a pozos bien construidos y cuando los pozos sean muy poco productores,

ya que se necesita generar suficiente presión con las bombas (Vélez, 2009, pág. 29).

2.7 Productividad de pozos

Para conocer la capacidad de producción de un pozo, se debe conocer el reservorio y

los fluidos contenidos. Para esto se realizan ciertos análisis para pronosticar cuanto aportaría

el yacimiento en condiciones ideales. Si no se produce de la forma esperada, se procede a

estudiar las causas posibles que provocan una baja productividad diagnosticando los

parámetros de permeabilidad, porosidad o reconocer los depósitos orgánicos e inorgánicos

que restringen el paso del fluido del yacimiento al pozo.

2.7.1 IPR (Inflow Performance Relationship)

Gilbert, en 1954 demostró que al gráfico IPR simboliza el desempeño que tiene el

reservorio a condiciones actuales, indicando las diferentes tasas que se obtienen a distintas

presiones de fondo fluyente, son de grande importancia para la toma de decisiones respecto a

cambiar un sistema de levantamiento artificial, realizar operaciones de reacondicionamiento

de pozos o aplicar mecanismos de recuperación de crudo (Mondavi, 2012, pág. 51).

67

2.7.1.1 Índice de productividad (J)

Es una constate de proporcionalidad que define la relación entre la tasa de flujo a la

caída de presión en el yacimiento. Se encuentra dado por (Mondavi, 2012, pág. 37):

J = IP = 7,082 x 10−3koh

μoβo ln (0,472re

rw) + S

=qo

PR − Pwf (41)

Esta ecuación se deduce de la ecuación de Darcy, con la misma se puede determinar la

máxima tasa de flujo qmax o AOFP que corresponderá al valor de Pwf = 0, este es un valor de

referencia para determinar el potencial de diferentes pozos ya que en la realidad no se genera,

porque Pwf debe ser igual a cero en la cara de la arena.

Figura 2-50. Gráfico IPR en base a la ecuación de Darcy (Hirschfelt, 2008)

Con la ecuación (41) se puede determinar la calidad del pozo, es decir si es o no un

buen productor. La desventaja de este método, es que puede funcionar cuando el yacimiento

presenta presiones sobre el punto de burbuja (Pb), pasado este punto de presión, la ecuación

se vuelve inestable y los datos calculados serán sobreestimados porque se considera que el

fluido en el reservorio sigue una fase cuando este se encuentra en dos fases (Mondavi, 2012,

pág. 38).

68

A continuación se muestran los valores del índice de productividad para las Areniscas

“T” y “U”:

Tabla 2-14. Índice de productividad promedio para las areniscas “T” y ”U” del Campo

Drago

Arenisca J (BFPD/psi)

T 1,7

U 1,2

Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)

2.7.1.2 Eficiencia de flujo (EF)

Se define como la relación entre el índice de productividad real y el índice de

productividad ideal cuando S = 0. El valor de la eficiencia de flujo es mayor a 1 en un pozo

estimulado (S < 0) y menor que 1 para un pozo dañado (S > 0).

EF =J

J′ (42)

2.8 Software Saphir de Kappa

Según lo descrito por (KAPPA, 2017), KAPPA es principalmente una compañía de

software de ingeniería petrolera creada en septiembre de 1987 por dos ingenieros de

Flopetrol-Johnston Schlumberger que se especializaron en la interpretación de pruebas de

pozo y en análisis de producción. Desde entonces se ha desarrollado diversos módulos para el

análisis de presión transitoria (Saphir), análisis de producción (Topaze), modelamiento

numérico de campo (Rubis) y pruebas de formación (Azurita).

69

Saphir NL es el software estándar de la industria, utilizado por varias empresas

estatales y compañías de servicios. Su sencilla interfaz permite una rápida formación y

autoaprendizaje para usuarios ocasionales (KAPPA, 2017).

Ofrece un completo catálogo analítico integrado que combina modelos de reservorios

y límites, complementados por modelos externos. Pueden combinarse distintos pozos,

reservorios y límites para simular una amplia gama de modelos de yacimientos. Tiene la

capacidad de obtener resultados confiables de factor de daño, almacenamiento de pozo,

interferencia de pozos, cambio del modelo de pozo en el tiempo y anisotropías (KAPPA,

2017).

70

3 CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de estudio

El presente estudio es descriptivo y analítico porque con los resultados de las pruebas

de restauración se da un criterio para optimizar la producción de los pozos, conocidos

parámetros como el factor de daño y la permeabilidad de los pozos estudiados.

3.2 Universo y muestra

El universo en el proyecto técnico es el total de pruebas de pozo realizadas en el

Campo Drago y la muestra son las 39 pruebas de restauración de presión para las areniscas

“T” y “U” tomadas en los 36 pozos.

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos

La técnica de recopilación de datos que se manejó es del tipo documental y física

porque se dquirió información para soportar las afirmaciones y análisis, en este caso las los

archivos que contenía datos de presión vs tiempo, archivos de caudal de líquido y pruebas

PVT de las areniscas “T” y “U” del Campo Drago, los mismos que fueron proporcionados

por la empresa Petroamazonas EP, la misma que opera este campo.

71

3.4 Procesamiento y análisis de información

Se interpretarán las pruebas de restauración presión del Campo Drago bajo un mismo

flujo de trabajo. Los datos que se adquirieron acerca de las presiones del Campo Drago,

fueron procesados mediante el software Saphir de Kappa. Cabe mencionar que se obtuvo una

licencia provisional del software, la misma que fue obtenida en internet en la plataforma de la

compañía.

3.4.1 Flujo de trabajo para análisis de pruebas de restauración de presión

En general para analizar pruebas de restauración de presión se realiza el

procedimiento que se describe a continuación:

1) Determinar la profundidad a la que se realizará la toma de datos en las areniscas

“T” y “U” en caso en que el sensor no esté frente a la cara de la formación, se

debe realizar el ajuste considerando masa de agua y de petróleo.

2) Revisar válvulas de superficie y estabilizar el pozo evaluado a una tasa de

producción constante.

3) Cerrar el pozo para empezar la prueba build up.

4) Observar a tiempo real el comportamiento de la presión hasta cumplir el tiempo

de prueba.

5) Reestablecer las condiciones para producir nuevamente el yacimiento.

6) Emitir un informe con la secuencia de operaciones día a día.

72

A continuación se muestra el flujograma respectivo para el análisis de pruebas de

restauración de presión de las areniscas “T” y “U” del Campo Drago:

> 0 < 0

No

Si

No

Si

Recolección de

datos

Cargar datos

¿Se trata de

una prueba de

restauración

de presión?

Control de

calidad: QA /QC

-Presión

-Tiempo

¿Esta prueba

tiene data de

caudales?

Detener análisis

Cargar datos PVT

-Pb

- 𝞫o

-𝜇o

Analizar plots

- Log - log plot

- Semi- log plot

Identificar el modelo

¿Cuál es el

valor del factor

de daño? Pozo estimulado Pozo dañado

Cálculo de AOF

para S ≠ 0 y S =0

Optimización de la producción

73

3.4.2 Análisis de las pruebas de restauración de presión en el software Saphir

Para la inicialización del análisis, interpretación y modelamiento de las pruebas de

restauración de presión se ingresan datos iniciales como la fecha de referencia a la que fue

tomada la prueba, el espesor de la zona de pago e información general del pozo analizado.

Figura 3-1. Ingreso de datos iniciales (KAPPA, 2017)

A continuación se ingresan los archivos que contienen la información de presión vs

tiempo, cada sensor se carga en la opción QA / QC en la opción Load.

Figura 3-2. Ingreso de los datos de presión vs tiempo (KAPPA, 2017)

Posteriormente se ingresa manualmente los valores de caudales tanto para petróleo

como para agua, asimismo se determinan los tiempos exactos que corresponder al inicio y fin

de la prueba de restauración de presión.

74

Figura 3-3. Ingreso de caudales y definición de tiempos (KAPPA, 2017)

Una vez que se tienen los tiempos bien definidos se registran los datos PVT que

proveen información relevante para la producción de las areniscas “T” o “U”. Los parámetros

ingresados son gravedad API, temperatura del reservorio, Pb, 𝞫o, 𝜇o y salinidad de agua de

formación. Para la arenisca “T” observar la tablas 2-5 y 2- 6; para la arenisca “U” las tablas

2-7 y 2-8.

Figura 3-4. Ingreso de datos PVT (KAPPA, 2017)

Para extraer la derivada se selecciona el período de build up adecuado para obtener el

mejor modelado.

75

Figura 3-5. Extracción de la derivada (KAPPA, 2017)

Al extraer la derivada se obtuvo tres plots: la derivada que está en escala log -log, el

semi log y el historial de la prueba de producción.

Figura 3-6. Plot log - log extraído del programa Saphir (KAPPA, 2017)

3.4.3 Reinterpretación de resultados

Se diagnosticó el comportamiento de la derivada para identificar el efecto de

almacenamiento, los regímenes de flujo, los límites y crear el modelo para los 36 pozos del

Campo Drago.

76

Figura 3-7. Modelamiento de los pozos del Campo Drago (KAPPA, 2017)

Una vez que se modeló correctamente, es decir que coincidan las curvas tipo con las

respuestas de la presión y su derivada, se debe realizar el plot de la IPR por el método de

Darcy para el valor del factor de daño original y asumiendo que este tiene un valor de cero.

Figura 3-8. Cálculo de la IPR por el método de Darcy (KAPPA, 2017)

Usando los datos calculados, se presenta la siguiente tabla donde se indica la escala

de índice de productividad para las Areniscas “T” y “U” del Campo Drago:

77

Tabla 3-1. Escala de valores del índice de productividad para la Arenisca “T” del Campo

Drago

Baja productividad J < 0,6

Productividad media 0,6 < J < 1,1

Alta productividad 1,1 < J < 2,1

Excelente productividad J > 2,1

Elaborado por: María José Morales

Tabla 3-2. Escala de valores del índice de productividad para la Arenisca “U” del Campo

Drago

Baja productividad J < 0,5

Productividad media 0,5 < J < 0,6

Alta productividad 0,6 < J < 1,7

Excelente productividad J > 1,7


78

4 CAPÍTULO IV. RESULTADOS

4.1 Estructura Drago

4.1.1 Pozo DRGA-001

4.1.1.1 Areniscas T Superior + T Inferior

Tabla 4-1. Datos del pozo DRGA-001-TS+TI

Fecha de la prueba 22 - 24 Septiembre de 2007

Tipo de pozo Vertical

Espesor neto de pago 106'

Intervalo de disparo

9724' - 9730'

9734' - 9740'

9744' - 9756'

9784' - 9809'

Espesor disparado 49'



Tabla 4-2. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-TS+TI

Modelo de almacenaje Constante

Reservorio Homogéneo

Límite Límite sellante simple sin flujo



TS+TI

Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)

3100,00 0,8 3,8 0,2 0,2 0,9 542,59 595,26


79

Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está

dañado, además el reservorio presenta baja permeabilidad lo que indica que es una formación

compactada y baja productividad.

Tabla 4-4. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-TS+TI

Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)

416,84 457,30 40,46


Figura 4-1. Plot log - log para el pozo DRGA-001-TS+TI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-2. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-TS+TI (Petroamazonas EP, 2017b)

80

4.1.1.2 Arenisca U Inferior

Tabla 4-5. Datos del pozo DRGA-001-UI

Fecha de la prueba 05 - 10 Abril de 2008



Intervalo de disparo 9608' - 9622'




Tabla 4-6. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-UI



Límite Límite paralelo sin flujo


Tabla 4-7. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-001-UI


2418,87 0,1 297,6 1,5 1,5 1,0 3510,07 3557,57



dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y alta productividad.

Tabla 4-8. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-UI


1501,85 1514,15 12,30


81

Figura 4-3. Plot log - log para el pozo DRGA-001-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-4. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

4.1.1.3 Arenisca U Superior

Tabla 4-9. Datos del pozo DRGA-001-US

Fecha de la prueba 17 - 19 Junio de 2014






Tabla 4-10. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-US





82


US


3463,07 11,5 190,6 0,1 0,4 0,4 509,83 1253,69



altamente dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.

Tabla 4-12. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-US


339,74 834,81 495,07


Figura 4-5. Plot log - log para el pozo DRGA-001-US (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-6. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-US (Petroamazonas EP, 2017b)

83

4.1.2 Pozo DRGA-010


Tabla 4-13. Datos del pozo DRGA-010-UI

Fecha de la prueba 08 - 10 Julio de 2010




10198' - 10206'

10224' - 10242'

10184' - 10198'




Tabla 4-14. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-010-UI





Tabla 4-15. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-010-UI


2377,62 1,9 13,4 0,2 0,2 0,8 364,24 452,29



dañado, además el reservorio presenta un valor moderado de permeabilidad y baja

productividad.

84

Tabla 4-16. Optimización de la producción para el pozo DRGA-010-UI


197,46 245,21 47,75


Figura 4-7. Plot log - log para el pozo DRGA-010-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-8. Gráficos IPR para el pozo DRGA-010-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

4.2 Estructura Drago Norte

4.2.1 Pozo DRRA-001

4.2.1.1 Areniscas T Superior + T Inferior

85

Tabla 4-17. Datos del pozo DRRA-001-TS+TI

Fecha de la prueba 15 - 17 Marzo de 2009




9724' - 9736'




Tabla 4-18. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-001-TS+TI






TS+TI


2817,54 1,2 223,2 2,3 2,7 0,9 6524,98 7535,13




Tabla 4-20. Optimización de la producción para el pozo DRRA-001-TS+TI


2306,58 2663,77 357,19


86

Figura 4-9. Plot log - log para el pozo DRRA-001-TS+TI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-10. Gráficos IPR para el pozo DRRA-001-TS+TI (Petroamazonas EP, 2017b)


Tabla 4-21. Datos del pozo DRRA-001-UI

Fecha de la prueba 27 - 29 Mayo de 2011







Tabla 4-22. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-001-UI


Reservorio Radial compuesto

Límite Infinito


87

Tabla 4-23. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-001-UI


1528,49 0,6 48,6 0,6 0,7 0,9 969,74 1045,43



dañado, además el reservorio presenta un valor moderado de permeabilidad y productividad

media.

Tabla 4-24. Optimización de la producción para el pozo DRRA-001-UI


569,10 613,37 44,27


Figura 4-11. Plot log - log para el pozo DRRA-001-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-12. Gráficos IPR para el pozo DRRA-001-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

88

4.2.2 Pozo DRRA-003

















1436,27 2,8 384,3 1,9 2,6 0,7 2733,43 3706,89



dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y excelente productividad.



879,32 1185,25 305,93


89



4.2.3 Pozo DRRA-006












Reservorio Radial Compuesto

Límite Infinito


90



1275,00 48,6 311,7 0,4 3,0 0,1 532,86 3830,20



altamente dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y baja

productividad.



345,21 2480,24 2135,03




91

4.2.4 Pozo DRRA-011



Fecha de la prueba 13 - 15 Noviembre de 2010










Límite Infinito




1648,29 4,8 808,0 6,0 9,7 0,6 9864,74 15909,08






1108,61 1778,74 670,13


92



4.2.5 Pozo DRRA-014

4.2.5.1 Arenisca T Inferior

Tabla 4-37. Datos del pozo DRRA-014-TI

Fecha de la prueba 08 de Abril - 11 Julio de 2013



Intervalo de disparo 10045,9' – 10069,9'




93

Tabla 4-38. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-014-TI





Tabla 4-39. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-014-TI


2654,22 29,4 192,1 0,7 3,1 0,2 1732,82 8227,17




Tabla 4-40. Optimización de la producción para el pozo DRRA-014-TI


706,27 3334,70 2628,43


Figura 4-19. Plot log - log para el pozo DRRA-014-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-20. Gráficos IPR para el pozo DRRA-014-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

94

4.2.6 Pozo DRRA-015



Fecha de la prueba 27 Febrero - 03 Marzo de 2010




9905' - 9920'

9932' - 9950'

9962' - 9970'







Límite Infinito




2185,55 13,1 635,2 3,6 9,5 0,4 7743,81 20621,12



altamente dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y excelente

productividad.

95



1478,02 3408,61 1930,59




4.2.7 Pozo DRRA-020







10180' - 10188'




96








1597,90 24,8 215,0 0,5 2,2 0,2 833,20 3462,91






243,81 1013,33 769,52



97


4.2.8 Pozo DRRA-034


Tabla 4-49. Datos del pozo DRRA-034-TI

Fecha de la prueba 02 Agosto - 03 Diciembre de 2013







Tabla 4-50. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-034-TI





Tabla 4-51. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-034-TI


2333,31 7,1 217,7 0,8 1,5 0,5 1830,13 3482,71


98


dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y una productividad media.

Tabla 4-52. Optimización de la producción para el pozo DRRA-034-TI


1170,83 2228,08 1057,25


Figura 4-25. Plot log - log para el pozo DRRA-034-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-26. Gráficos IPR para el pozo DRRA-034-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

4.2.9 Pozo DRRA-042


99


Fecha de la prueba 12 - 14 Diciembre de 2014










Límite Circular




1416,71 1,0 243,8 1,6 1,8 0,9 2191,96 2462,23






221,44 248,75 27,30


100



4.2.10 Pozo DRRA-043



Fecha de la prueba 30 Enero - 01 Febrero de 2014







101








1402,02 1,8 106,1 1,1 1,3 0,8 1491,74 1829,86






339,00 399,34 60,34



102


4.2.11 Pozo DRRB-002


Tabla 4-61. Datos del pozo DRRB-002-UI

Fecha de la prueba 27 - 30 Enero de 2012







Tabla 4-62. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-002-UI





Tabla 4-63. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-002-UI


1917,58 17,9 625,7 1,7 5,4 0,3 3155,36 10356,46


103


altamente dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y alta

productividad.

Tabla 4-64. Optimización de la producción para el pozo DRRB-002-UI


1118,89 2792,49 1673,60


Figura 4-31. Plot log - log para el pozo DRRB-002-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-32. Gráficos IPR para el pozo DRRB-002-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

104




Fecha de la prueba 23 Noviembre - 01 Enero de 2012














2014,63 29,6 351,0 0,7 3,1 0,2 1314,19 6268,46




productividad.



266,07 1269,11 1003,04


105













106








1821,94 19,6 179,7 0,5 1,8 0,3 920,63 3214,62






487,29 1708,76 1221,47



107









9704' - 9717'







Límite Rectangular


108



1621,93 47,4 360,3 0,5 3,6 0,1 834,71 5864,03




productividad.



370,32 2575,13 2204,81




109




Fecha de la prueba 11 Mayo - 21 Junio de 2013














1452,90 10,0 894,2 5,0 11,4 0,4 7213,21 16394,16






517,34 1101,90 584,56


110



4.2.16 Pozo DRRC-013


Tabla 4-81. Datos del pozo DRRC-013-UI





9542' - 9548'




111

Tabla 4-82. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-013-UI





Tabla 4-83. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-013-UI


1721,00 8,5 177,1 0,5 1,0 0,5 841,68 1747,14




Tabla 4-84. Optimización de la producción para el pozo DRRC-013-UI


468,27 968,086 499,816


Figura 4-41. Plot log - log para el pozo DRRC-013-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-42. Gráficos IPR para el pozo DRRC-013-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

112














Límite Infinito




1681,36 5,3 263,0 0,5 0,9 0,6 911,65 1527,58



dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.

113

Tabla 4-88. Optimización de la producción para el pozo DRRC-021


527,75 877,42 349,67














114








1879,46 0,3 421,9 4,7 4,9 1,0 8839,14 9221,37






1570,40 1638,30 67,90



115









9897' - 9912'









116



1135,82 7,4 111,8 0,6 1,1 0,5 642,71 1246,69



dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y productividad media.



428,56 825,68 397,11




117



Tabla 4-97. Datos del pozo DRRC-029-TI





10406' - 10410'




Tabla 4-98. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-029-TI


Tabla 4-99. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-029-TI


2571,19 10,0 41,8 0,4 0,9 0,4 990,61 2251,47



dañado, además el reservorio presenta un valor moderado de permeabilidad y baja

productividad.



Límite Circular

118

Tabla 4-100. Optimización de la producción para el pozo DRRC-029-TI


553,36 1257,68 704,32


Figura 4-49. Plot log - log para el pozo DRRC-029-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-50. Gráficos IPR para el pozo DRRC-029-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

4.2.21 Pozo DRRC-36





Fecha de la prueba 04 - 06 Agosto de 2015




9840' - 9845'


119







UI


1661,56 10,0 101,2 0,2 0,5 0,4 370,10 841,16






245,95 551,41 305,46



120


4.2.22 Pozo DRRD-022

4.2.22.1 Arenisca T Superior

Tabla 4-105. Datos del pozo DRRD-022-TS

Fecha de la prueba 04 - 06 Octubre de 2014




9698' - 9731'




Tabla 4-106. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-022-TS



Límite Infinito



TS


1136,22 10,6 116,6 1,9 4,5 0,4 2130,36 5016,32


121


altamente dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y alta productividad.

Tabla 4-108. Optimización de la producción para el pozo DRRD-022-TS


1093,99 2576,00 1482,01


Figura 4-53. Plot log - log para el pozo DRRD-022-TS (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-54. Gráficos IPR para el pozo DRRD-022-TS (Petroamazonas EP, 2017b)



122

Tabla 4-109. Datos del pozo DRRD-026-UI





9968' - 9976'




Tabla 4-110. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-026-UI






UI


1357,44 30,8 533,3 0,7 3,4 0,2 939,59 4619,81




productividad.

Tabla 4-112. Optimización de la producción para el pozo DRRD-026- UI


427,436 2070,39 1642,954


123

Figura 4-55. Plot log - log para el pozo DRRD-026-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-56. Gráficos IPR para el pozo DRRD-026-UI (Petroamazonas EP, 2017b)



Tabla 4-113. Datos del pozo DRRD-030-TI

Fecha de la prueba 03 - 05 Agosto de 2015







124

Tabla 4-114. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-030-TI



Límite Infinito



TI


2098,90 4,0 123,3 1,0 1,6 0,7 2148,93 3241,33




Tabla 4-116. Optimización de la producción para el pozo DRRD-030-TI


1059,94 1591,44 531,5


Figura 4-57. Plot log - log para el pozo DRRD-030-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-58. Gráficos IPR para el pozo DRRD-030-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

125

















TI


2087,85 2,3 490,5 8,5 11,0 0,8 17713,64 22829,26






1549,94 1997,56 447,62


126





Tabla 4-121. Datos del pozo DRRD-055-UI





10032' - 10037'

10044' - 10048'

10070' - 10093'




127

Tabla 4-122. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-055-UI






UI


1438,51 28,6 302,6 0,8 3,9 0,2 1185,08 5501,69




productividad.

Tabla 4-124. Optimización de la producción para el pozo DRRD-055-UI


528,43 2440,81 1912,38


Figura 4-61. Plot log - log para el pozo DRRD-055-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

128

Figura 4-62. Gráficos IPR para el pozo DRRD-055-UI (Petroamazonas EP, 2017b)




Fecha de la prueba 19 - 21 Diciembre de 2014













TI

Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOF S=0 (BFPD)

1060,30 3,7 692,5 8,5 12,6 0,7 8911,49 13143,68


129





1221,68 1861,12 639,44




4.2.28 Pozo DRRE-039


130

Tabla 4-129. Datos del pozo DRRE-039-TI

Fecha de la prueba 29 Mayo - 02 Junio de 2014




10590' - 10600'




Tabla 4-130. Modelo seleccionado para el pozo DRRE-039-TI



Límite Límite intersecante sin ángulo definido



TI


2466,35 2,4 111,0 1,2 1,5 0,8 2839,18 3724,26




Tabla 4-132. Optimización de la producción para el pozo DRRE-039-TI


1310,8 1727,81 417,01


131

Figura 4-65. Plot log - log para el pozo DRRE-039-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-66. Gráficos IPR para el pozo DRRE-039-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

4.2.29 Pozo DRRE-062


Tabla 4-133. Datos del pozo DRRE-062-TI








132

Tabla 4-134. Modelo seleccionado para el pozo DRRE-062-TI



Límite Infinito



TI


2392,24 10,0 369,2 1,3 3,0 0,4 3185,53 7240,07



dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y productividad media.

Tabla 4-136. Optimización de la producción para el pozo DRRE-062-TI


1047,05 2396,05 1349,00


Figura 4-67. Plot log - log para el pozo DRRE-062-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-68. Gráficos IPR para el pozo DRRE-062-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

133

4.3 Estructura Drago Este

4.3.1 Pozo DRTA-001


Tabla 4-137. Datos del pozo DRTA-001-TI

Fecha de la prueba 21 - 23 Febrero de 2009







Tabla 4-138. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-001-TI






TI


3142,86 2,8 149,3 1,8 2,5 0,7 5665,06 7677,03




Tabla 4-140. Optimización de la producción para el pozo DRTA-001-TI


2372,82 3232,85 860,03


134

Figura 4-69. Plot log - log para el pozo DRTA-001-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-70. Gráficos IPR para el pozo DRTA-001-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

4.3.2 Pozo DRTA-005


Tabla 4-141. Datos del pozo DRTA-005-UI








135

Tabla 4-142. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-005-UI



Límite Presión constante en el límite



UI


2575,00 7,6 581,7 3,1 6,1 0,5 7904,63 15594,53




Tabla 4-144. Optimización de la producción para el pozo DRTA-005-UI


1065,83 2208,16 1142,33


Figura 4-71. Plot log - log para el pozo DRTA-005-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-72. Gráficos IPR para el pozo DRTA-005-UI (Petroamazonas EP, 2017b)

136

4.3.3 Pozo DRTA-009













Límite Infinito



UI


1952,69 8,8 179,9 0,4 0,9 0,5 802,70 1699,27






414,02 868,79 454,77


137



4.3.4 Pozo DRTA-010



Fecha de la prueba 08 - 10 Julio de 2010




10184' - 10198'

10198' - 10206'

10224' - 10242'




138




Límite Presión constante en el límite



UI


2375,41 1,2 10,6 0,1 0,2 0,9 308,62 356,67



dañado, además el reservorio presenta permeabilidad muy baja y baja productividad.



176,57 203,26 26,69



139


4.3.5 Pozo DRTA-013


Tabla 4-153. Datos del pozo DRTA-013-TI

Fecha de la prueba 02 - 04 Septiembre de 2014







Tabla 4-154. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-013-TI



Límite Rectangular



TI


2479,31 7,8 255,0 0,6 1,2 0,5 1511,65 3002,34


140



Tabla 4-156. Optimización de la producción para el pozo DRTA-013-TI


772,863 1528,24 755,377


Figura 4-77. Plot log - log para el pozo DRTA-013-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

Figura 4-78. Gráficos IPR para el pozo DRTA-013-TI (Petroamazonas EP, 2017b)

A continuación se presenta un resumen de los resultados de los pozos evaluados del

Campo Drago:

141

Tabla 4-157. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el Campo Drago

Pozo Arenisca S k (md) AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)

1 DRGA-001

TS + TI 0,8 3,8 542,59 595,26

UI 0,1 297,6 3510,07 3557,57

US 11,5 190,6 509,83 1253,69

2 DRGA-010 UI 1,9 13,4 364,24 452,29

3 DRRA-001 TS + TI 1,2 223,2 6524,98 7535,13

UI 0,6 48,6 969,74 1045,43

4 DRRA-003 UI 2,8 384,3 2733,43 3706,89

5 DRRA-006 UI 48,6 311,7 532,86 3830,20

6 DRRA-011 UI 4,8 808,0 9864,74 15909,08

7 DRRA-014 TI 29,4 192,1 1732,82 8227,17

8 DRRA-015 UI 13,1 635,2 7743,81 20621,12

9 DRRA-020 UI 24,8 215,0 833,20 3462,91

10 DRRA-034 TI 7,1 217,7 1830,13 3482,71

11 DRRA-042 UI 1,0 243,8 2191,96 2462,23

12 DRRA-043 UI 1,8 106,1 1491,74 1829,86

13 DRRB-002 UI 17,9 625,7 3155,36 10356,46

14 DRRB-017 UI 29,6 351,0 1314,19 6268,46

15 DRRB-031 UI 19,6 179,7 920,63 3214,62

16 DRRB-032 UI 47,4 360,3 834,71 5864,03

17 DRRB-037 UI 10,0 894,2 7213,21 16394,16

18 DRRC-013 UI 8,5 177,1 841,68 1747,14

19 DRRC-021 UI 5,3 263,0 911,65 1527,58

20 DRRC-023 UI 0,3 421,9 8839,14 9221,37

21 DRRC-027 UI 7,4 111,8 642,71 1246,69

22 DRRC-029 TI 10,0 41,8 990,61 2251,47

23 DRRC-036 UI 10,0 101,2 370,10 841,16

24 DRRD-022 TS 10,6 116,6 2130,36 5016,32

25 DRRD-026 UI 30,8 533,3 939,59 4619,81

26 DRRD-030 TI 4,0 123,3 2148,93 3241,33

27 DRRD-051 TI 2,3 490,5 17713,64 22829,26

28 DRRD-055 UI 28,6 302,6 1185,08 5501,69

29 DRRD-056 TI 3,7 692,5 8911,49 13143,68

30 DRRE-039 TI 2,4 111,0 2839,18 3724,26

142

Pozo Arenisca S k (md) AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)

31 DRRE-062 TI 10,0 369,2 3185,53 7240,07

32 DRTA-001 TI 2,8 149,3 5665,06 7677,03

33 DRTA-005 UI 7,6 581,7 7904,63 15594,53

34 DRTA-009 UI 8,8 179,9 802,70 1699,27

35 DRTA-010 UI 1,2 10,6 308,62 356,67

36 DRTA-013 TI 7,8 255,0 1511,65 3002,34


En la siguiente tabla se muestra la aplicación de los tipos de estimulación según la

permeabilidad, factor de daño y la presencia de finos:

Tabla 4-158. Tipos de estimulación

Tipo de

estimulación Características

Parámetros de aplicación

Permeabilidad

(k) Daño (S) Finos

Matricial

- Inyección de fluidos

bajo la presión de

fractura.

- Puede ser ácida (HCl,

HF, CH3COOH,

CH2O2) y no ácida

(soluciones acuosas,

oleosas + surfactantes)

Media a alta Medio a alto Si

Fracturamiento

hidráulico

- Inyección de fluidos

sobre la presión de

fractura.

- Se usa fluido

fracturante + agente

apuntalante.

Baja Medio a alto No


Con los resultados obtenidos del análisis de las pruebas de restauración de presión en

el software Saphir, se realizan las siguientes sugerencias como posibles soluciones para

incrementar la tasa de producción del Campo Drago:

143

Tabla 4-159. Sugerencias de las posibles soluciones para incrementar la producción del

Campo Drago

Pozo Arenisca Estimulación

Matricial Fracturamiento Hidráulico

1 DRGA-001

TS + TI X

UI X

US X

2 DRGA-010 UI X

3 DRRA-001 TS + TI X

UI X

4 DRRA-003 UI X

5 DRRA-006 UI X

6 DRRA-011 UI X

7 DRRA-014 TI X

8 DRRA-015 UI X

9 DRRA-020 UI X

10 DRRA-034 TI X

11 DRRA-042 UI X

12 DRRA-043 UI X

13 DRRB-002 UI X

14 DRRB-017 UI X

15 DRRB-031 UI X

16 DRRB-032 UI X

17 DRRB-037 UI X

18 DRRC-013 UI X

19 DRRC-021 UI X

20 DRRC-023 UI X

21 DRRC-027 UI X

22 DRRC-029 TI X

23 DRRC-036 UI X

24 DRRD-022 TS X

25 DRRD-026 UI X

26 DRRD-030 TI X

27 DRRD-051 TI X

28 DRRD-055 UI X

29 DRRD-056 TI X

30 DRRE-039 TI X

144

Pozo Arenisca Estimulación

Matricial Fracturamiento Hidráulico

31 DRRE-062 TI X

32 DRTA-001 TI X

33 DRTA-005 UI X

34 DRTA-009 UI X

35 DRTA-010 UI X

36 DRTA-013 TI X


Con los datos obtenidos se aplicó la media ponderada para calcular la producción

máxima de fluido de las areniscas “T” y ”U” del Campo Drago:

Tabla 4-160. Producción de las areniscas “T” y “U” del Campo Drago

Arenisca Q (BFPD) Q*(BFPD)

T 3548,53 5780,84

U 5764,88 10679,52

Nota: Q* corresponde al caudal de fluido máximo cuando el factor de daño es igual a cero


En la siguiente tabla se muestra la optimización de la producción de las areniscas “T”

y “U” del Campo Drago, analizando la producción actual y la producción que podría

obtenerse si se reduce el factor de daño a cero:

Tabla 4-161. Optimización de la producción de las areniscas “T” y “U” del Campo Drago

N° Pozo Arenisca Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)

1 DRRA-014 TI 706,27 3334,70 2628,43

2 DRRB-032 UI 370,32 2575,13 2204,81

3 DRRA-006 UI 345,21 2480,24 2135,03

4 DRRB-002 UI 803,18 2812,65 2009,47

5 DRRD-055 UI 528,43 2440,81 1912,38

145

N° Pozo Arenisca Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)

6 DRRD-026 UI 427,44 2070,39 1642,95

7 DRRD-022 TS 1093,99 2576,00 1482,01

8 DRRA-015 UI 879,98 2249,58 1369,60

9 DRRB-031 UI 487,29 1708,76 1221,47

10 DRTA-005 UI 1065,83 2208,16 1142,33

11 DRRE-062 TI 933,94 2056,84 1122,90

12 DRRA-034 TI 1170,83 2228,08 1057,25

13 DRRB-017 UI 266,07 1269,11 1003,04

14 DRTA-001 TI 2372,82 3232,85 860,03

15 DRRA-020 UI 243,81 1013,33 769,52

16 DRTA-013 TI 772,86 1528,24 755,38

17 DRRC-029 TI 553,36 1257,68 704,32

18 DRRB-037 UI 517,34 1101,90 584,56

19 DRRD-030 TI 1059,94 1591,44 531,50

20 DRRC-013 UI 468,27 968,09 499,82

21 DRGA-001 US 339,74 834,81 495,07

22 DRRD-056 TI 1073,43 1553,34 479,91

23 DRTA-009 UI 414,02 868,79 454,77

24 DRRD-051 TI 1549,94 1997,56 447,62

25 DRRA-011 UI 695,02 1120,87 425,85

26 DRRE-039 TI 1310,80 1727,81 417,01

27 DRRC-027 UI 428,56 825,68 397,11

28 DRRC-021 UI 527,75 877,42 349,67

29 DRRA-003 UI 879,32 1185,25 305,93

30 DRRC-036 UI 245,95 551,41 305,46

31 DRRA-001 TS + TI 889,77 1061,77 172,00

32 DRRC-023 UI 1570,40 1638,30 67,90

33 DRRA-043 UI 339,00 399,34 60,34

34 DRGA-010 UI 197,46 245,21 47,75

35 DRRA-001 UI 569,10 613,37 44,27

36 DRGA-001 TS + TI 416,84 457,30 40,46

37 DRRA-042 UI 221,44 248,75 27,30

38 DRTA-010 UI 176,57 203,26 26,69

39 DRGA-001 UI 1501,85 1514,15 12,30


146

5 CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.4 Conclusiones

- Al realizar las 39 reinterpretaciones de pruebas de presión de 36 pozos se identifica 34

pruebas de pozo que presentan un daño mayor a uno, de los cuales el 41 % tienen un

daño igual o mayor a 10, casos en los que se debe intervenir inmediatamente.

- Con la reinterpretación de las pruebas de restauración de presión del Campo Drago,

calculando la tasa máxima de flujo de los pozos se obtuvo una producción de

3548,526 BFPD para la arenisca “T” y 5764,88 BFPD para la arenisca “U”.

- De las 39 interpretaciones solamente 12% tiene daño igual o menor a uno, por lo cual

se debe considerar optimizar procesos de perforación, completación y producción,

para que pozos nuevos no presenten el nivel de daño determinado.

- Analizando la tasa máxima de flujo, la optimización de la producción del Campo

Drago mediante la interpretación de pruebas de restauración de presión es factible

porque se obtuvo incremento de la producción al disminuir el efecto de daño dando

como resultado 5780,84 BFPD para la arenisca “T” y 10679,52 BFPD para la arenisca

“U”.

- Los pozos DRRB-032, DRRA-006, DRRB-002 y DRRD-055 para la arenisca “U” y

el pozo DRRA-014 para la arenisca “T”, presentan un mayor incremento de la

producción actual, al disminuir el efecto de daño.

147

- La permeabilidad promedia obtenida para la arenisca “T” es 229,69 md y para la

arenisca “U” es 321,09 md y las presiones promedias de reservorio para la areniscas

“T” y “U” son 2333,87 psi y 1821,42 psi respectivamente.

- En los pozos DRGA-001, DRRC-029, DRRD-022 y DRRE-039 de la arenisca “T” y

en los pozos DRGA-010, DRRA-001, DRRA-043, DRRC-027, DRRC-036 y DRTA-

010 de la arenisca “U”, por su baja permeabilidad (menor a 120 md), se podría

considerar una estimulación con fracturamiento hidráulico para incrementar la

producción.

4.5 Recomendaciones

- Las interpretaciones de pruebas de restauración de presión fueron realizadas con la

información disponible, por lo que es necesario efectuar con cierta periodicidad

pruebas de restauración presión acompañadas de pruebas de producción estabilizadas,

para obtener resultados actualizados.

- Se disponen de 2 PVT, para el reservorio “T” del pozo DRRD-022 y para el

reservorio “U” del pozo DRRC-021, no disponiendo pruebas PVT para las areniscas

Hollín y Basal Tena, por lo que se sugiere realizar estas pruebas para mejores

resultados.

- Para definir los trabajos de reacondicionamiento que se deben realizar con el objetivo

de optimizar la producción se debe efectuar un estudio detallado pozo a pozo y

especificar el mejor método para este fin.

- En operaciones futuras se sugiere cumplir con el flujo de trabajo planteado en el

presente estudio para el análisis de pruebas de restauración de presión.

148

- Las compañías petroleras deben mantener una base de datos de pruebas de

restauración de presión actualizada, ordenada y de fácil acceso que permita realizar

interpretaciones oportunas y eficientes.

149

6 CAPÍTULO VI

6.1 Referencias bibliográficas

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152

6.2 Glosario de términos

- Agente apuntalante: Partículas de determinado tamaño mezcladas con fluido de

fracturamiento para mantener las fracturas abiertas después de un tratamiento de

fracturamiento hidráulico.

- Capacidad de flujo (k*h): Producto de la permeabilidad de la formación, k, y el

espesor de la formación de producción, h, en un pozo de producción. Este producto es

el resultado primario de las pruebas de restauración y de abatimiento de presión y es

un factor clave en el potencial de flujo de un pozo. Se utiliza en una gran cantidad de

cálculos de ingeniería de yacimientos, tales como la predicción del desempeño futuro,

el potencial de recuperación secundaria y terciaria y el éxito potencial de los

procedimientos de estimulación de pozos. La obtención del mejor valor posible de

este producto es el objetivo principal de las pruebas de presiones transitorias. Para

separar los elementos del producto, es necesario tener alguna medición independiente

de uno de ellos, usualmente la estimación del espesor de la formación de producción

procedente de registros de pozos. Entonces, se calcula la permeabilidad, siempre que

se conozcan el factor de volumen y la viscosidad de la formación del fluido. La

exactitud de la permeabilidad calculada depende enteramente de la exactitud del

espesor estimado de la formación y de las propiedades del fluido.

- Conductividad de fractura: Producto de la permeabilidad de la fractura por el ancho

de la fractura para una fractura de conductividad finita: kf w

- Desemulsificantes: Componentes químicos diseñados para neutralizar una emulsión.

- Entrampamiento estratigráfico: El cambio de las propiedades capilares de la roca

es tal que el petróleo no puede desplazar el agua contenida en los poros y esto resulta

en el entrampamiento del petróleo. Una trampa estratigráfica resulta de la pérdida de

153

permeabilidad y porosidad en la misma roca que es el yacimiento. Ejemplo: lentes de

arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas.

- Entrampamiento estructural: La roca yacimiento tiene como tapa una roca

impermeable y la geometría de su configuración permite que la acumulación de

hidrocarburos ocurra en la parte estructural más alta. Ejemplo: fracturas en calizas o

rocas ígneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos

salinos.

- Espesor neto: El espesor neto de arena petrolífera es la parte del espesor bruto del

yacimiento que contribuye al recobro de petróleo y se define mediante los siguientes

criterios: límite más bajo de porosidad, límite más bajo de permeabilidad, límite más

alto de saturación de agua.

- Falla de rumbo: Una falla cuyo movimiento principal es en la dirección del rumbo

(usualmente horizontal). Este tipo de falla suele ser producida por los continentes o

las placas tectónicas que se desplazan en sentido lateral, unas respecto de otras.

- Fractura de conductividad finita: Fractura plana penetrada por un pozo o propagada

desde un pozo por una fractura hidráulica con caída de presión diferente de cero en la

fractura durante la producción.

- Fractura de conductividad infinita: Fractura plana penetrada por un pozo o

propagada desde un pozo por una fractura hidráulica con caída de presión igual a cero

en la fractura durante la producción.

- Media ponderada: Permite calcular un promedio que toma en cuenta la importancia

de cada valor con respecto al total.

- Mojabilidad: Preferencia de una roca a ser embebida por un determinado fluido,

hecho que determina el comportamiento del petróleo o del agua a lo largo de la

historia de producción de un yacimiento.

154

- Movilidad: Relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un

fluido, la medida de la facilidad con la que un fluido se mueve a través del medio

poroso.

- Presión de fractura: Es la presión que resiste la formación antes de abrirse o

fracturarse en un punto dado del hoyo. Para que ocurra la fractura es necesario que la

presión ejercida sobre la formación sea mayor que la suma de la presión de poros más

la componente horizontal de la presión de sobrecarga.

- QA / QC (Quality Assurance and Quality Control): Permiten el control de calidad

de las mediciones de presión y temperatura del pozo, y aseguran que los datos son

válidos y utilizables por el ingeniero para su posterior análisis. Tal validación

aumenta la confianza en los resultados del análisis y elimina, en gran medida, errores

que podrían conducir a errores mayores en el proceso de decisión de desarrollo

óptimo y producción de reservas de petróleo.

- Radio efectivo del pozo: Valor del radio del pozo que produce resultados

equivalentes a los obtenidos utilizando un factor daño de cero. Es posible representar

desviaciones del comportamiento ideal (factor de daño, s=cero) mediante el uso del

factor de daño o, como alternativa, cambiando el valor del radio efectivo del pozo.

Para un factor de daño positivo, el radio efectivo del pozo es menor que el radio real

del mismo. Para un factor de daño negativo, tal como el que se obtiene

frecuentemente después de la estimulación del pozo, el radio efectivo del pozo es

mayor que el radio real del pozo.

- Surfactantes: También conocidos como agentes tensoactivos, son agentes de

humectación que bajan la tensión superficial de un líquido, permiten una más fácil

dispersión y bajan la tensión interfacial entre dos líquidos.

156

7 CAPÍTULO VII. ANEXOS

ANEXO A. Mapa estructural de la arenisca T Inferior (Petroamazonas EP, 2017b)

157

ANEXO B. Mapa estructural de la arenisca U Inferior (Petroamazonas EP, 2017b)

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