Recuperación Secundaria y Mejorada

Cruz Gonzales Ulises

García Santes Carlos Iván

Lucas Olmos Ana Agustina

Universidad Veracruzana

Facultad de Ingeniería Petrolera

Facultad de ingeniería y ciencias químicas

Recuperación Secundaria y Mejorada

Ing. Tracy Melody Trinidad Echeverría

Trabajo:

Proyecto de Inyección de Agua en el campo Coapechaca

Equipo:

Cruz Gonzales Ulises García Santes Carlos Iván

Lucas Olmos Ana Agustina

Ingeniería petrolera IP-1-VI Fecha de entrega:

Lunes 30 de noviembre de 2015

U N I V E R S I D A D V E R A C R U Z A N A

Índice 1. Ubicación Geográfica ............................................................................................................................ 5 2. Aspectos Generales del campo Coapechaca. ...................................................................................... 7 3. Descripción geológica del campo Coapechaca. ................................................................................... 7

3.1 Columna Geológica Probable. ........................................................................................................ 8 4. Aspectos petrofísicos ............................................................................................................................ 9 5. mapas petrofísicos .............................................................................................................................. 10

5.1 Mapa de porosidad ....................................................................................................................... 10 5.2 Mapa de permeabilidad ................................................................................................................ 10 5.3 Mapa de espesor impregnado ...................................................................................................... 11 5.4 Mapa de capacidad de flujo (kh) ................................................................................................... 11

6. Rangos de propiedades petrofísicas ................................................................................................... 12 7. Historia de producción del campo coapechaca ................................................................................... 12 8. Análisis PVT de los fluidos .................................................................................................................. 13 9. Características generales de yacimiento por campo .......................................................................... 13 10. Reservas del campo coapechaca ..................................................................................................... 13 11. Arreglo de Pozos y Estado Mecánico para prueba piloto de Inyección de Agua. ............................. 14 12. Análisis de la inyección de agua en el campo coapechaca. ............................................................. 15

12.1 Cálculo para el diseño de la prueba piloto de Inyección de Agua ............................................... 16 12.2 Cálculos del comportamiento desde la interferencia hasta el llenado. ........................................ 20

13. Conclusiones .................................................................................................................................... 23 14. Anexo ................................................................................................................................................ 24

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Descripción del campo Coapechaca

1. Ubicación Geográfica El Paleocanal Chicontepec abarca una superficie de 3,815 Km2. Para facilitar el desarrollo de la

reserva de los 29 campos de Chicontepec, se ha dividido en 8 sectores (Ver figura 1). El pozo COAPECHACA se encuentra ubicado en el sector número 7, al norte del campo

Furbero del sector 8, al sur del campo Agua Fría, al suroeste del campo Tajín y al sureste del campo Escobal del sector 6.

Fig. 1: Ubicación de los 8 Sectores del Paleocanal Chicontepec

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El campo Coapechaca se encuentra en el sector 7 que se localiza en el extremo sureste entre

la Planicie Costera de Golfo de México y la zona baja de la Sierra Madre Oriental, en los municipios de Coatzintla, Poza Rica, Papantla y Tihuatlán del Estado de Veracruz y Francisco Z. Mena y Venustiano Carranza del Estado de Puebla, y cuenta con un área de 358 Km2.

En el área del Sector 7, se han perforado 927 pozos de desarrollo y exploratorios, y 50 pozos se han recuperado 171 núcleos convencionales, a estos núcleos se les ha realizado estudios básicos y especiales, los cuales fueron el soporte para la realización del estudio y modelo petrofísico.

Mapa del Campo Coapechaca

Ubicación de Pozos en Coapechaca.

7

2. Aspectos Generales del campo Coapechaca. El campo inicia su explotación en enero de 1971 con el pozo Coapechaca-1 registrando un

gasto inicial de 54 BPD. En noviembre de 2005 alcanzó su producción máxima de aceite de 12973 BPD, operando con 98 pozos productores que cuentan con una producción acumulada de aceite de 5.5 MMB. Actualmente el campo Coapechaca tiene un gasto de aceite de 4813 BPD con una producción acumulada de aceite de 20.22 MMB. Cuenta con un total de 384 pozos terminados de los cuales 271 se encuentran operando (Figura 3).

3. Descripción geológica del campo Coapechaca.

Dentro del marco regional, el pozo Coapechaca, se localiza en el Paleocanal de Chicontepec dentro de la planicie costera del Golfo de México, geológicamente ubicada dentro de la Provincia Tampico-Misantla, y forma parte del desarrollo del Campo Coapechaca, en donde se tiene un espesor neto impregnado, de arenisca, con espesores que varían de 5 y 30 m. y una porosidad por cálculos petrofísicos entre 7 y 11 %. De acuerdo a los estudios geológicos corresponden a una serie de abanicos turbidíticos sobrepuestos.

El modelo geológico está definido como una serie de eventos de múltiples episodios de depositación de abanicos submarinos, erosión y relleno. Se puede destacar cuatro elementos del sistema de depósito de abanico: Canal central, Lóbulos, Abanico medio y Abanico exterior en la mayoría de las unidades genéticas.

Figura 3. Comportamiento de producción del campo Coapechaca (PEMEX, 2012).

8

3.1 Columna Geológica Probable.

A Continuación se muestra la Columna Geológica Probable que se encontrará durante la perforación del pozo (tabla 1), respecto a la columna del paleocanal Chicontepec (figura 4).

Formación Profundidad vertical (m.v.b.n.m.)

Profundidad Vertical (m.v.b.m.r.)

Profundidad Desarrollada (m.d.b.m.r)

Litología.

Palma real inferior 87.00 m 93.55 93.55 0.00 m Tantoyuca 7.00 m 93.55 93.55 413.00 m Guayabal 420.00 m 506.55 512.52 537.00 m Chicontepec superior 957.00 m 1,043.55 1,054.1 383.00 m Chicontepec medio 1,340.00 m 1,426.55 1,497.72 55.00 m Cima de intervalo a navegar: c55/60 1,395.00 m 1,481.55 1,604.54 45.00 m

Profundidad total 1,440.00 m 1,526.55 2,315.78

Tabla 1. Columna Geológica Probable.

Figura 4. Columna geológica del Paleocanal de Chicontepec

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4. Aspectos petrofísicos 4.1 Porosidad y permeabilidad En la Figura 5 se muestra la gráfica obtenida a través de pruebas realizadas a núcleos recuperados de tres diferentes intervalos del pozo Coapechaca; en ésta grafica se aprecia la nube de valores que favorece los rangos baja de porosidad (5 a 9%) y muy baja permeabilidad (0.01 a 1.0 mD) para los yacimientos del campo Coapechaca.

En la Figura 6 se observa la nube de valores de la densidad de grano y la porosidad, el rango es de 2.66 gr/cc a 2.69 gr/cc, considerando como promedio 2.68 gr/cc.

Figura 5 Gráfica de Porosidad vs Permeabilidad

Figura 6 Gráfica de Porosidad vs Densidad de grano

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5. mapas petrofísicos 5.1 Mapa de porosidad

En la Figura 7 se muestra la distribución de porosidad en el yacimiento. La banda de colores verde representa valores de porosidades menores al 7%, en amarillo porosidades entre 8 y 12%, en color naranja entre 13 y 17% y en rojo porosidades mayores al 18%. La línea diagonal roja divide a los pozos de los campo Tajín y Coapechaca (oriente y occidente respectivamente).

5.2 Mapa de permeabilidad La Figura 8 muestra el mapa de permeabilidad del yacimiento. El rango dominante de

permeabilidades es de 0.01 a 1 mD para la porción occidental, como se puede observar en color verde olivo oscuro. Y una pequeña porción mayor de 1 mD hacia el norte, vistosamente de color amarillo y verde claro.

Figura 7 Mapa de porosidad

Figura 8 Mapa de permeabilidades

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5.3 Mapa de espesor impregnado

La Figura 9 muestra el mapa de espesor impregnado para el yacimiento. En color rojo se aprecian zonas con espesores de más de 20 metros de impregnación, en color anaranjado entre 14 y 20 metros de impregnación, en color amarillo el área de 10 a 13 metros y el color verde oscuro y claro menor de 10 metros de espesor impregnado.

5.4 Mapa de capacidad de flujo (kh) La Figura 10 muestra el mapa de capacidad de flujo del yacimiento, con base a la escala de

colores se determina que predomina un rango de capacidad de flujo entre 50 y 100 mD-pie, en la porción más baja de la escala.

Figura 8 Mapa de permeabilidad

Figura 9 Mapa de espesor impregnado

Figura 10 Mapa de capacidad de flujo

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6. Rangos de propiedades petrofísicas

La Tabla 2 muestra un ejemplo de los valores para cada arena en el campo Coapechaca. Estos datos sirven para obtener información sobre rangos, promedios, máximos y mínimos de cada parámetro petrofísico.

Rangos de propiedades petrofísicas de las arenas del campo Coapechaca

Cuerpo Espesor Neto (m)

Porosidad % Sat. Hidroc. (%)

Permeabilidad (Md) K*H (mD*m)

Min Max Min Max Min Max Min Max Min Max C-40 1 11 6 11 30 50 0.100 0.200 1 3 C-50 1 16 8 14 30 50 0.100 1.700 1 13 C-60 3 14 7 14 20 50 0.100 1.800 1 13 C65 3 10 7 11 30 50 0.100 0.400 1 2 C-70 1 12 6 12 30 50 0.100 1.100 1 11 C-80 1 20 6 11 20 50 0.100 6.100 1 98 C-90 2 14 6 10 30 50 0.100 0.500 1 18 C-100 1 17 6 13 30 50 0.100 1.100 1 18 C-105 5 13 6 10 20 50 0.100 1.300 1 15 Pechi B 1 6 6 11 10 30 0.600 8.000 1 50

7. Historia de producción del campo coapechaca

El campo Coapechaca inicio su desarrollo en Enero de 1971 con el pozo Coapechaca-1, el cual presento un gasto inicial de 54 bppd; el campo tiene 330 pozos terminados al 31 de diciembre de 2010.

En la Figura 11 se muestra el comportamiento del campo Coapechaca, observando que en Julio de 2005 se alcanza una producción máxima de petróleo por día de 12,722 bppd, una RGA de 109 m3/m3 y el 9.1% de agua, operando con 77 pozos productores acumulando un volumen de petróleo de 4.34 mmb.

Figura 11 Comportamiento de producción del Campo Coapechaca

Figura 2 Muestra de valores petrofísicos del campo Coapechaca

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8. Análisis PVT de los fluidos Las propiedades de los fluidos caracterizan y determinan el comportamiento de los mismos bajo

ciertas condiciones de presión y temperatura, pueden determinarse por medio de: Correlaciones empíricas Análisis composicional de los fluidos y ecuaciones de estado Análisis PVT de laboratorio

Las propiedades medidas son: composición, densidad, viscosidad, compresibilidad, presión de saturación, solubilidad y factor de volumen, entre otros. A continuación se presentan análisis PVT realizados a lo largo de la historia del campo coapechaca.

Pozo Fecha de Análisis

Presión del

Yacimiento (Py), kg/cm2

Temperatura del

Yacimiento (Ty), ºC

Presión Saturació

n (Ps), kg/cm2 @

Ty

Factor de Volumen del Aceite

(Bob), m3/m3 @ Ps,

Ty

Relación Gas

Disuelto - Aceite (Rs),

m3/m3 @ Ps, Ty

Viscosidad del

Aceite, cp @ Ps, Ty

Densidad °API

Viscosidad del

Aceite, cp @ Pa, Ta

Coapechaca nov-07 163.5 74.7 115.0 1.2060 68.1 0.7570 37 1.6589

Coapechaca jun-04 223.0 81.0 210.2 1.3230 97.8 2.65 27 -

Coapechaca sep-05 169.3 78.0 156.1 1.2446 78.2 2.50 25

9. Características generales de yacimiento por campo Campo Coapechaca Porosidad (%) 6-10 Permeabilidad (md) 0.1-0.9 Presión Inicial (kg/cm2)

170-200

Presión de Burbuja (kg/cm2)

130-160

Temperatura de Yacimiento (ºC)

70-90

RGA (m3/m3) 80-100 Densidad (ºAPI) 11-37 Viscosidad del Aceite @ C. Y. (cp)

1-8

Tipo de empuje Expansión de gas en solución.

10. Reservas del campo coapechaca Campo VOA 1P VOGN 1P VOA

2P VOGN 2P

VOA 3P

VOGN 3P

Fr 1P Fr 2P Fr 3P

(mmb) (mmmpc) (mmb) (mmmpc)

(mmb) (mmmpc)

% aceite

% aceite

% aceite

Coapechaca 556.0 278.0 916.3 458.1 989.9 494.9 12 14 26

Tabla 3 Muestreos PVT del Campo Coapechaca

Tabla 4 Características generales de yacimiento por campo Coapechaca

Tabla 5Reservas del campo coapechaca

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11. Arreglo de Pozos y Estado Mecánico para prueba piloto de Inyección de Agua. El arreglo de pozos propuesto para la comparación de inyecciones en Coapechaca es el

siguiente:

Pozo inyector

Pozo productor

Como se puede apreciar de la figura anterior el arreglo de pozos que se propone para este diseño de prueba piloto de inyección de agua es un arreglo inverso de cinco pozos, es decir, un pozo inyector y cuatro pozos productores.

Estado Mecánico programado para el campo coapechaca

Figura 12 Estado Mecánico Programado del Pozo Coapechaca.

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12. Análisis de la inyección de agua en el campo coapechaca.

PROPIEDADES DEL YACIMIENTO ESPACIAMIENTO ENTRE POZOS [ACRES] 39.5 ESPESOR [ft] 5.56 PERMEABILIDAD PROMEDIO [mD] 0.95 POROSIDAD [%] 10 SATURACIÓN DE AGUA CONGENITA [%VP] 35 SATURACIÓN ACTUAL PROMEDIO DE GAS [%VP] 15 VISCOSIDAD DEL ACEITE A LA PRESIÓN ACTUAL DEL YACIMIENTO [Cp] 3.345 VISCOSIDAD DEL AGUA [Cp] 0.4 PRESIÓN DEL YACIMIENTO [PSI] 2407.446 CARACTERISTICAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA W-O (FIG 2A Y 2B) RECUPERACIÓN ACTUAL DE ACEITE [%ACEITE INICIAL IN SITU] 16 FACTOR DE VOLUMEN ACEITE A LA PRESIÓN ORIGINAL DE SATURACIÓN 1.298

FACTOR DE VOLUMEN DEL ACEITE A LA PRESIÓN ACTUAL 1.223 ARREGLO DE INYECCIÓN 5 POZOS (USANDO LOS EXISTENTES)

AREA DEL ARREGLO [ACRES] 34.23 RADIO DEL POZO [ft] 0.163333333

EL ARREGLO COMPLETO DE CINCO POZOS CONTIENE EN TOTAL: UN INYECTOR Y UN PRODUCTOR

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12.1 Cálculo para el diseño de la prueba piloto de Inyección de Agua

La tabla a la que nos referimos en el punto anterior es la que se muestra a continuación:

Sw prom 66.78 %

1. Calcule la recuperación total por inyección de agua hasta una fracción de agua producida del 98% , recurriendo primero a la tabla 2

Sw2 Kro Krw fW2 dfw/dSw fo2 Qi Sw prom0.570 0.13351989 0.11685048 0.84548589 3.96694271 0.15451411 0.2520833 0.608950430.580 0.11685048 0.13351989 0.87721709 3.34924717 0.12278291 0.29857456 0.616659850.590 0.10162963 0.1517037 0.90322435 2.82496159 0.09677565 0.35398711 0.624257330.600 0.0877915 0.17146776 0.92431074 2.38368 0.07568926 0.4195194 0.631753110.610 0.07527023 0.19287791 0.94125201 2.01563743 0.05874799 0.49612097 0.639146110.620 0.064 0.216 0.95475561 1.71170989 0.04524439 0.58421115 0.646432280.630 0.05391495 0.24089986 0.96544226 1.46341439 0.03455774 0.68333345 0.653614460.640 0.04494925 0.26764335 0.97384222 1.26290893 0.02615778 0.79182273 0.660712320.650 0.03703704 0.2962963 0.98039984 1.1029925 0.01960016 0.90662448 0.667769980.660 0.03011248 0.32692455 0.98548242 0.97710509 0.01451758 1.02343137 0.674857750.670 0.02410974 0.35959396 0.98939052 0.87932767 0.01060948 1.1372325 0.682065450.680 0.01896296 0.39437037 0.9923683 0.80438221 0.0076317 1.2431901 0.689487650.690 0.01460631 0.43131962 0.99461306 0.74763167 0.00538694 1.33755704 0.697205330.700 0.01097394 0.47050754 0.99628358 0.70508 0.00371642 1.41827878 0.705270920.710 0.008 0.512 0.99750723 0.67337215 0.00249277 1.48506291 0.713701920.720 0.00561866 0.55586283 0.99838598 0.64979405 0.00161402 1.53894915 0.72248390.730 0.00376406 0.60216187 0.99900125 0.63227263 0.00099875 1.58159622 0.731579620.740 0.00237037 0.65096296 0.99941796 0.61937581 0.00058204 1.61452867 0.740939720.750 0.00137174 0.70233196 0.99968772 0.6103125 0.00031228 1.63850486 0.750511670.760 0.00070233 0.75633471 0.99985151 0.60493261 0.00014849 1.6530767 0.760245470.770 0.0002963 0.81303704 0.99994172 0.60372703 5.8282E-05 1.65637772 0.770096540.780 8.7791E-05 0.8725048 0.99998391 0.60782765 1.6093E-05 1.64520321 0.780026480.790 1.0974E-05 0.93480384 0.99999812 0.61900735 1.8775E-06 1.61548971 0.790003030.800 0 1 1 0.63968 0 1.56328164 0.8

Tabla 2.

Con el análisis de núcleos tomados del yacimiento Ejemplo ordenar los valores de la permeabilidad desde el máximo hasta el mínimo. Esta distribución de permeabilidades tiene una variación de permeabilidad de 0.5 y M= 1.24. Además, el yacimiento ha sido parcialmente agotado por el empuje de gas disuelto y la recuperación a la fecha ha sido del 16 % del aceite original in situ.

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La variación de permeabilidad o V se calcula de la siguiente forma:

Soi= 0.6500N= 0.5008 STB

So prom 0.3322Aceite restante= 0.27165169 STB

0.5315 STB

V= 0.500M= 1.24

Efc. Vol= 0.60483871

Aceite no barrido=

4. El factor de volumen del aceite es de 1.20, es el que corresponde al inicio de la inyección de agua, calcule elaceite que se queda en la proción no barrida, por barril del volumen total de poros, es:

5. Calcule el valor de (1-V2)/M como aproximación de la eficiencia volumetrica

2. Determine el aceite original in situ medido a condiciones de tanque (STB), de un barril de volumen total de poros es

3. A una fracción de agua producidad de 98%, calcule el aceite restante medido a condiciones de tanque, en unbarril de volumen total de poros en la zona barridad del yacimiento es:

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Siguiendo los pasos anteriores se hace una tabla y se gráfica.

CapaCuerpo C-60

Permeabilidad [mD]Espesor [ft] % mayor que

1 1 6.56 0.002 0.9 6.56 10.003 0.8 6.56 20.004 0.7 6.56 30.005 0.6 6.56 40.006 0.5 6.56 50.007 0.4 6.56 60.008 0.3 6.56 70.009 0.2 6.56 80.0010 0.1 6.56 90.00

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De la gráfica se obtiene datos de K50 de 0.4 y K84.1 de 0.2. Que nos da un valor de V de 0.500 al usar la formula.

𝑉𝑉 =𝑘𝑘50 − 𝑘𝑘84.1

𝑘𝑘50

Retomando los cálculos iniciales:

So 0.3322

Recup total= 0.3743 STB

Recup = 0.5932

0.4332 = 43.32%

7. Determine la recuperación total del aceite originalmente in situ

6. Calcule el total del aceite que se queda en un barril de volumen total de poros en barriles.Suponiendo 98% de Agua producida

Recup debido a la inyección=

8. Determine la recuperación debida a la inyección de agua, considerando que antes de la inyección de agua quetenia una recuperación de 16%

20

12.2 Cálculos del comportamiento desde la interferencia hasta el llenado.

1. Volumen de poros Vp 147,649.33 bls

64,164.07 bls

Eabt= 0.66

Wibt= 25,234.34 bls

C= 1.1 del grafico

Sgi*= 0.67114855 = 67.11%

5. Agua inyectada a la interferencia , donde rei es la mitad de la distancia entre pozos inyectores adyacentes o 656 piesWii= 20,080.47 bls

Wif= 22,147.40 bls

6. Agua inyectada al llenado

a. Valor máximo de saturación inicial de gas, para la cual el método de predicción es exacto

b. El valor de C se encuentra en la figura 2 para M=1.24

c. Puesto que la saturación inicial de gas, 16 % Vp, es menor que el valor Sgi*, el metodo de predición es aplicable

2. Aceite in situ a condiciones de tanque al comenzar la inyeción de agua

Aceite in situ=

3. Eficiencia de área barrida al surgimiento del agua, Eabt, con M=1.24 (Fig 1)

4. Agua inyectada al surgimiento

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Wi38,233.856

0.5 0.5re= 5.615*Wi = 21.4305757 Wi

0.26200883

r= 0.7611 re

iw= 23.2885783

11. El gasto básico de inyección de agua es:ibase= 0.47 bls/día

wi= 22,147.40 bls

Ea= 0.5793 = 57.93%

Ƴ= 1.1 del grafico 3

12. La eficiencia de área barrida al llenado puede encontrarse a partir de la ecuación siguiente, que se aplica al llenado y posteriormente al mismo.

10. Gasto de inyección de agua, iw, hasta la interferencia para una capara de 1 md y ΔP=592.446 psi:

sustituyendo el valor de Wi al llenado (calculada en bls) y otros valores en la ecuación anterior, encontramos que la eficienciaareal del barrido al llenado es en fracción o en porciento. Entrando a la figura 3, con Ea (calculada) y M de 1.4, el valor de Ƴ,¿diga cuánto es el valor de la relación de conductancia?

7. Eficiencia de área barrida, Ea, para un volumen de agua inyectado, Wi, antes del surgimiento del agua

8. Radio exterior del frente del banco de aceite, re, antes de la interferencia:

9. Radio exterior del frente de barrido de agua, r, antes de la interferencia:

Ea=

𝜇𝜇𝑤𝑤𝑘𝑘𝑟𝑟𝑤𝑤

𝑎𝑎𝑛𝑛𝑏𝑏𝑏𝑏𝑤𝑤

+𝜇𝜇𝑟𝑟𝑘𝑘𝑟𝑟𝑟𝑟

𝑎𝑎𝑛𝑛𝑏𝑏𝑒𝑒𝑏𝑏

−1

22

12.3 Cálculos del comportamiento desde llenado hasta la surgencia

13. El gasto de inyección de agua al llenado es por lo tanto:

iw= 0.51 bls/dia

14. el incremento de tiempo que ocurre desde la interferencia hsta el llenado es:Δt= 1540.25 dias

El gasto de inyección al llenado es iwf

Esta ecuación realmente define el término Ƴ, tal como lo usan Caudle y Witte. El término ibase es equivalente al gasto deinyección de un fluido con una movilidad igual a la del aceite del yacimeinto en un arreglo lleno de liquido.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11Wi

(supuesta)re

2 re(2)1/2 r (µw/krw)ln(r/rw) (µo/kro)ln(re/r) (5)+(6)iw

(Bls/d)iw Promedio Δt=Δwi/iw prom t=Σ(Δt) (días)

0 0.000 0.0 050 1071.529 32.7 24.9137577 6.151122368 0.91319 7.06431 3.29665312 3.29665312 15.1668975 15.1668975

150 3214.586 56.7 43.1518941 6.823211555 0.91319 7.73640 3.01026083 3.15345698 31.7112302 46.8781277300 6429.173 80.2 61.0259939 7.24725262 0.91319 8.16044 2.8538386 2.93204972 51.1587505 98.0368782500 10715.288 103.5 78.7842193 7.559756295 0.91319 8.47294 2.74858179 2.8012102 71.3977124 169.434591

1,000 21430.576 146.4 111.417712 7.98379736 0.91319 8.89698 2.61758105 2.68308142 186.352899 355.7874893,000 64291.727 253.6 192.981137 8.655886547 0.91319 9.56907 2.4337338 2.52565742 791.873031 1147.660525,000 107152.878 327.3 249.137577 8.968390222 0.91319 9.88158 2.35676727 2.39525053 834.985724 1982.64624

15,000 321458.635 567.0 431.518941 9.640479409 0.91319 10.55367 2.20668125 2.28172426 4382.65052 6365.2967620,080 430336.000 656.0 499.276534 9.818928792 0.91319 10.73212 2.16998942 2.18833534 2321.61334 8686.91011

Tabla. Comportamiento anterior a la interferencia , de un sistema de inyección de agua de cinco pozos.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

22,147.40 0.5793 1.1 0.51390835 0.51390835 10227.16 0.42020307 0.00 0 0.0022,500.00 0.5885 1.13 0.52792404 0.52091619 676.8867 10904.04 0.43166315 352.60 288.30846 0.4523,300.00 0.6094 1.14 0.53259593 0.53025998 1508.6939 12412.74 0.43548318 1,152.60 942.43765 1.4723,800.00 0.6225 1.15 0.53726782 0.53493188 934.698457 13347.43 0.43930321 1,652.60 1351.2684 2.1124,100.00 0.6303 1.17 0.54661161 0.54193972 553.567104 13901.00 0.44694326 1,952.60 1596.5668 2.4924,700.00 0.6460 1.18 0.55128351 0.54894756 1093.00058 14994.00 0.45076329 2,552.60 2087.1637 3.2525,000.00 0.6539 1.18 0.55128351 0.55128351 544.18461 15538.19 0.45076329 2,852.60 2332.4622 3.6425,234.34 0.6600 1.2 0.56062729 0.5559554 421.516967 15959.70 0.45840335 3,086.95 2524.0768 3.93

Np

(10)/VAI* (%VAI)

* Volumen de Aceite In Situ

Tabla- Comportamiento desde el llenado hasta la surgencia de agus en un arreglo de 5 pozos.

Wi

(Supuesta)Ea

(Fraccion)ϒ (fig. 3) iw=ibase x(3) iw, prom.

Δt=Δwi/iw,

prom

t=∑(Δt) (dias)

qo

(4)/Bo

Wi-Wif

(1)-Wif

Np (9)/Bo

(Bls)

15. Por lo tanto, el tiempo al llenado es: 8686.91011 +Δt=t= 10227.16 días

23

13. Conclusiones Se determinó que la mojabilidad de la roca es un factor clave para la explotación. Se considera que

puede promover en algunas zonas, debido a los siliciclastos, una mayor producción de aceite y una reducción en la producción de agua en algunas zonas; y viceversa, mayor producción de agua e incipiente producción de aceite en zonas compuestas en su mayoría por carbonatos.

Como se puede observar en los cálculos llevados a cabo en este trabajo con base a datos reales de campo, se obtuvo un tiempo de inyección y llenado de 10227.16 días (aproximadamente 28 años), lo que hace ver al proyecto poco atractivo.

En base a los cálculos llevados a cabo, se observó que el pozo puede tener problemas de

inyectavilidad, debido a la baja cantidad de barriles que admite la formación. Esto se conoce gracias a los cálculos anteriores realizados.

Los valores de permeabilidad afectan la inyección de agua; ya que a mayores permeabilidades,

menor tiempo de inyección; la única manera de alterar esta característica es fracturando la formación.

El arreglo de pozos es un aspecto que se puede tener bajo control. En este trabajo se desarrolló un

arreglo de cinco pozos inverso, pero en base a los resultados obtenidos, tal vez resulte rentable un arreglo normal de cinco pozos, la implantación de pozos infill o inclusive llevar a cabo un desarrollo con empuje en línea recta para tener una mejor inyección y llenado.

24

14. Anexo Gráficos utilizados para los cálculos de 𝛾𝛾, C y la eficiencia de área barrida (Eabt).

25

Fórmulas utilizadas

𝑓𝑓𝑓𝑓 =1

1 + 𝜇𝜇𝑤𝑤𝑘𝑘𝑟𝑟𝑟𝑟𝜇𝜇𝑟𝑟𝑘𝑘𝑟𝑟𝑤𝑤

𝑘𝑘𝑟𝑟𝑟𝑟 = �1 − 𝑆𝑆𝑟𝑟𝑟𝑟 − 𝑆𝑆𝑤𝑤1 − 𝑆𝑆𝑟𝑟𝑟𝑟 − 𝑆𝑆𝑤𝑤𝑤𝑤

�3 𝑘𝑘𝑟𝑟𝑤𝑤 = �

𝑆𝑆𝑤𝑤 − 𝑆𝑆𝑤𝑤𝑤𝑤1 − 𝑆𝑆𝑟𝑟𝑟𝑟 − 𝑆𝑆𝑤𝑤𝑤𝑤

�3

𝑑𝑑𝑓𝑓𝑓𝑓𝑑𝑑𝑑𝑑𝑓𝑓

= 2670.8𝑑𝑑𝑤𝑤4 − 7984𝑑𝑑𝑤𝑤3 + 8968.2𝑑𝑑𝑤𝑤2 − 4487𝑑𝑑𝑤𝑤 + 844.44

𝑓𝑓𝑟𝑟2 = (1 − 𝑓𝑓𝑤𝑤2) 𝑄𝑄𝑤𝑤 =1

�𝑑𝑑𝑓𝑓𝑓𝑓𝑑𝑑𝑑𝑑𝑓𝑓�𝑠𝑠𝑤𝑤2

𝑆𝑆�̅�𝑤 = 𝑆𝑆𝑤𝑤2 + 𝑄𝑄𝑄𝑄 ∗ 𝑓𝑓𝑟𝑟2

𝑁𝑁 =𝑆𝑆𝑟𝑟𝑤𝑤𝐵𝐵𝑟𝑟𝑤𝑤

So=1-Swprom 𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝑄𝑄𝐴𝐴𝐴𝐴 𝑛𝑛𝑛𝑛 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑄𝑄𝑑𝑑𝑛𝑛 =

𝑆𝑆𝑟𝑟𝑤𝑤𝐵𝐵𝑟𝑟

𝑉𝑉𝑉𝑉 = 7758𝐴𝐴ℎ∅ 𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝑄𝑄𝐴𝐴𝐴𝐴 𝐼𝐼𝑛𝑛 𝑑𝑑𝑄𝑄𝐴𝐴𝑠𝑠

=𝑉𝑉𝑝𝑝𝑥𝑥𝑆𝑆𝑟𝑟𝑤𝑤

𝐴𝐴𝐴𝐴𝑠𝑠𝑏𝑏 𝐼𝐼𝑛𝑛𝐼𝐼𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝑏𝑏𝑑𝑑𝑏𝑏 𝑏𝑏𝑎𝑎 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑏𝑏𝐴𝐴𝑄𝑄𝑠𝑠𝑄𝑄𝐴𝐴𝑛𝑛𝐴𝐴𝑛𝑛(𝑊𝑊𝑄𝑄𝑏𝑏𝐴𝐴) = 𝑉𝑉𝑉𝑉 ∗ 𝐸𝐸𝑏𝑏𝑏𝑏𝐴𝐴 ∗ (𝑆𝑆𝑓𝑓𝑏𝑏𝐴𝐴 − 𝑆𝑆𝑓𝑓𝐴𝐴) 𝑆𝑆𝐴𝐴𝑄𝑄 ∗= 𝐶𝐶(𝑆𝑆𝑛𝑛𝑄𝑄 − 𝑆𝑆𝑛𝑛𝑏𝑏𝐴𝐴) 𝑊𝑊𝑄𝑄𝑄𝑄 =

𝜋𝜋 ∗ ℎ ∗ ∅ ∗ 𝑆𝑆𝐴𝐴𝑄𝑄 ∗ 𝑏𝑏𝐴𝐴𝑄𝑄2

5.615

𝑊𝑊𝑄𝑄𝑓𝑓 = 𝑉𝑉𝑉𝑉 ∗ 𝑆𝑆𝐴𝐴𝑄𝑄

𝐸𝐸𝑎𝑎 =𝑊𝑊𝑤𝑤

𝑉𝑉𝑝𝑝(𝑆𝑆𝑤𝑤𝑤𝑤𝑤𝑤 − 𝑆𝑆𝑤𝑤𝑤𝑤)

𝑏𝑏𝑒𝑒 = �5.615𝑊𝑊𝑤𝑤

𝜋𝜋ℎ∅𝑆𝑆𝑔𝑔𝑤𝑤�12�

𝑏𝑏 = 𝑏𝑏𝑒𝑒 �𝑆𝑆𝑔𝑔𝑤𝑤

𝑆𝑆𝑤𝑤𝑤𝑤𝑤𝑤 − 𝑆𝑆𝑤𝑤𝑤𝑤�12�

𝑄𝑄𝑤𝑤 = 7.07𝑥𝑥10−3ℎ𝑘𝑘∆𝑉𝑉 �𝜇𝜇𝑤𝑤𝑘𝑘𝑟𝑟𝑤𝑤

𝑎𝑎𝑛𝑛𝑏𝑏𝑏𝑏𝑤𝑤

+𝜇𝜇𝑟𝑟𝑘𝑘𝑟𝑟𝑟𝑟

𝑎𝑎𝑛𝑛𝑏𝑏𝑒𝑒𝑏𝑏�−1

𝑄𝑄𝑤𝑤𝑎𝑎𝑠𝑠𝑒𝑒 =3.541𝑥𝑥10−3ℎ𝑘𝑘𝑘𝑘𝑟𝑟𝑟𝑟∆𝑉𝑉

𝜇𝜇𝑟𝑟 �𝑎𝑎𝑛𝑛𝑑𝑑𝑏𝑏𝑤𝑤− 0.619�

𝑄𝑄𝑤𝑤 = 𝛾𝛾 ∗ 𝑄𝑄𝑤𝑤𝑎𝑎𝑠𝑠𝑒𝑒

∆𝐴𝐴 =𝑊𝑊𝑤𝑤𝑖𝑖 −𝑊𝑊𝑤𝑤𝑤𝑤

0.5�𝑄𝑄𝑤𝑤𝑤𝑤 + 𝑄𝑄𝑤𝑤𝑖𝑖�