ESCUELA POLITÉCNICA
NACIONAL
PERFORACIÓN I
NOMBRE: JHONNY REATIQUI
PROFESOR: Ingeniero Ángel Ushiña
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
Perforación I Área Libertador
1
Contenido ÁREA LIBERTADOR .................................................................................................................................. 5
1. UBICACIÓN: ..................................................................................................................................... 5
2. ESTACIONES DE PRODUCCIÓN .................................................................................................... 7
3. ESTRUCTURAS GEOLÓGICA, LITOLOGÍAS Y ARENAS PRODUCTORAS ......................................... 8
3.1. FORMACIÓN NAPO ............................................................................................................. 9
3.2. FORMACIÓN TENA ............................................................................................................ 10
4. UBICACIÓN DE LOS DIFERENTES CAMPOS DEL ÁREA LIBERTADOR .......................................... 11
5. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LIBERTADOR ........................................................... 12
6. DESCRIPCIÓN DEL TIPO DE RESERVORIO .................................................................................. 12
7. CONTACTO AGUA PETRÓLEO .................................................................................................... 13
Arenas U ........................................................................................................................................ 13
Arenas T ........................................................................................................................................ 14
Contactos agua petróleo en el Campo Shuara.............................................................................. 15
Contactos agua petróleo en el Campo Carabobo ......................................................................... 16
Contactos agua petróleo en el Campo Pacayacu .......................................................................... 16
Contactos agua-petróleo en el Campo Pichincha ......................................................................... 16
Contactos agua-petróleo en el Campo Secoya ............................................................................. 17
Contacto agua-petróleo Campo Shushuqui .................................................................................. 18
8. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LAS ZONAS PRODUCTORAS DEL CAMPO LIBERTADOR .... 18
9. RESERVAS .................................................................................................................................. 19
10. AVANCE DE AGUA ................................................................................................................. 20
SATURACIÓN DE AGUA, ARENA “T” INFERIOR. A febrero de 2009. ............................................. 20
SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T” SUPERIOR. A febrero de 2009. ............................................. 21
SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” INFERIOR .............................................................................. 22
SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” SUPERIOR ............................................................................. 23
SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” SUPERIOR ............................................................................. 24
MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS RESERVORIOS ............................................................................ 25
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ....................................................................................................... 25
PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS PICHINCHA, SECOYA Y SHUARA. ................................................ 25
SELECCIÓN DE POZOS ....................................................................................................................... 26
POZOS CON PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DE ARENA DEL ÁREA LIBERTADOR .............................. 27
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ..................................................................................... 27
PRODUCCIÓN .................................................................................................................................... 28
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INSTALACIONES DE SUPERFICIE ........................................................................................................ 28
CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO LIBERTADOR .................................................................................... 30
MEDIDORES LIBERTADOR ................................................................................................................. 33
CAMPOS DEL ÁREA LIBERTADOR .......................................................................................................... 34
CAMPO ATACAPI ............................................................................................................................... 34
COORDENADAS DEL CAMPO ATACAPI .......................................................................................... 34
POZOS PRODUCTORES DEL CAMPO ATACAPI ............................................................................... 35
COORDENADAS DE LOS POZOS DEL CAMPO ATACAPI ................................................................. 35
PRODUCCIÓN ACUMULADA POR POZO DEL CAMPO ATACAPI .................................................... 37
GRÁFICA DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS ....................................................................................... 38
Reporte mensual de producción campo Atacapi .......................................................................... 39
Producción Acumulada por Reservorio del Campo Atacapi ......................................................... 40
Facilidades de Producción del Campo Atacapi ............................................................................. 40
Ubicación de los Pozos del Campo Atacapi en el mapa ................................................................ 41
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO ATACAPI...................................................................... 42
PRESIÓN INICIAL Y DE SATURACIÓN ............................................................................................. 42
GEOLOGÍA DEL CAMPO ATACAPI .................................................................................................. 43
Mecanismo de Producción: .......................................................................................................... 43
Parámetros Petrofísicos del Campo Atacapi ................................................................................. 44
Equipos de Superficie de los Pozos Reinyectores en el Campo Atacapi ....................................... 45
Historial de los Pozos Reinyectores del campo Atacapi ............................................................... 47
Propiedades promedio de los fluidos del campo Atacapi ............................................................ 51
Salinidades y Resistividades .......................................................................................................... 51
Estimación del POES por el Método Volumétrico del campo Atacapi .......................................... 51
Reservas por curvas de declinación del campo Atacapi ............................................................... 51
FACTORES DE RECOBRO ................................................................................................................ 52
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON EL QUE ESTÁ COMPLETADO CADA POZO EN EL
CAMPO ATACAPI ........................................................................................................................... 52
BSW promedio de los pozos del campo Atacapi ........................................................................... 53
DISTANCIAS, RADIOS Y ÁREAS DE DRENAJE DEL CAMPO ATACAPI ............................................. 53
TOPES Y BASES DE LAS FORMACIONES DEL CAMPO ATACAPI...................................................... 54
COMPLETACIÓN DEL POZO ATACAPI 18 ....................................................................................... 55
Estación de gas Atacapi ................................................................................................................. 56
CAMPO FRONTERA ........................................................................................................................... 57
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UBICACIÓN GEOGRÁFICA .............................................................................................................. 57
INFORMACIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO FRONTERA ..................................................................... 57
PERFORACIONES ........................................................................................................................... 58
COMPLETACIONES ........................................................................................................................ 59
ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ....................................................................................................... 59
DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO ........................................................................................ 59
CARACTERÍSTICAS SEDIMENTOLÓGICAS DEL CAMPO .................................................................. 60
CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL CAMPO ............................................................................... 60
CARACTERÍSTICAS ESTRATIGRÁFICAS DEL CAMPO ....................................................................... 62
RESERVORIOS PRODUCTORES DEL CAMPO .................................................................................. 63
REGISTROS ELÉCTRICOS ................................................................................................................ 64
PROPIEDADES PETROFÍSICAS ........................................................................................................ 64
PRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 66
ESTACIÓN FRONTERA .................................................................................................................... 69
COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES ....................................................................... 74
CAMPO TAPI-TETETE ......................................................................................................................... 77
UBICACIÓN GEOGRÁFICA .............................................................................................................. 77
PRESIONES DEL CAMPO ................................................................................................................ 79
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS .................................................................................................... 79
RESISTIVIDAD DE LAS ZONAS PRODUCTORAS .............................................................................. 82
Porosidad y permeabilidad de las zonas productoras .................................................................. 85
Espesores netos saturados de petroleo ........................................................................................ 88
Permeabilidad del petroleo .......................................................................................................... 88
CONTACTOS AGUA PETRÓLEO EN LOS POZOS DEL CAMPO TAPI-TETETE .................................... 89
PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS ........................................................................................ 91
GEOLOGIA DEL CAMPO TAPI ......................................................................................................... 91
ESTRATIGRAFIA DEL CAMPO ......................................................................................................... 92
COLUMNA LITOLÓGICA DEL CAMPO TAPI-TETETE ....................................................................... 93
GEOLOGÍA ESTRUCTURAL ............................................................................................................. 95
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA CUENCA ORIENTE ........................................................................... 96
DETERMINACION DE TOPES Y BASES ............................................................................................ 97
MECANISMOS DE PRODUCCION ................................................................................................. 103
ESTACIÓN TAPI ............................................................................................................................ 108
HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA TAPI ........................................................... 111
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HISTORIAL DE REINYECCIÓN ....................................................................................................... 112
COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES ..................................................................... 114
PROYECCIÓN DEL BSW CAMPO TAPI .......................................................................................... 117
GEOGRAFÍA DEL CAMPO TETETE ................................................................................................ 118
ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO ....................................................................................................... 118
GEOLOGIA ESTRUCTURAL ........................................................................................................... 120
ZONAS PRODUCTORAS ............................................................................................................... 121
PARÁMETROS PETROFÍSICOS DE LAS FORMACIONES Y DE FLUIDOS ......................................... 121
TOPES Y BASES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO TAPI-TETETE ............................... 121
CAMPO SECOYA .............................................................................................................................. 124
UBICACIÓN GEOGRÁFICA ............................................................................................................ 124
Mecanismos de producción ........................................................................................................ 127
Pozos productores del Campos Secoya ...................................................................................... 128
DIAGRAMA DE FLUJO DEL CAMPO SECOYA ................................................................................ 130
CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO DEL CAMPO SECOYA ................................................................. 134
Niveles de producción del campo Secoya ................................................................................... 135
LA ESTACIÓN SECOYA.................................................................................................................. 135
HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA SECOYA ...................................................... 140
COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES ..................................................................... 143
PROYECCIÓN DEL BSW CAMPO SECOYA ..................................................................................... 146
CAMPO PICHINCHA ..................................................................................................................... 147
Facilidades de superficie de la estacion Pichincha ..................................................................... 157
HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA PICHINCHA ................................................ 161
HISTORIAL DE REINYECCION ....................................................................................................... 162
DATOS DE REINYECCIÓN CAMPO PICHINCHA ............................................................................. 164
COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES ..................................................................... 165
CAMPO SHUARA ............................................................................................................................. 169
DESCUBRIMIENTO ....................................................................................................................... 169
ESTRUCTURA DEL CAMPO........................................................................................................... 169
PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA Y FLUIDOS ................................................................ 171
CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS .................................................................................. 172
PRINCIPALES RESERVORIOS PRODUCTORES DEL CAMPO SHUARA. ........................................... 172
DESCRIPCION LITOLOGICA DE LOS RESERORIOS......................................................................... 172
PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA ........................................................................................... 174
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ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ..................................................................................................... 177
POZOS EN PRODUCCION ............................................................................................................. 178
POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS ......................................................................................... 179
POZOS DE REINYECCIÓN ............................................................................................................. 179
RESERVAS DEL CAMPO ................................................................................................................ 180
FACILIDADES DE SUPERFICIE ....................................................................................................... 181
ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS SELECCIONAODS ............................................ 182
ORÍGEN DEL AGUA DEL CAMPO .................................................................................................. 183
YACIMIENTO Us ........................................................................................................................... 183
YACIMIENTO Ui ........................................................................................................................... 184
YACIMIENTO Ts y Ti ..................................................................................................................... 184
HISTORIA DE PRESIÓN ................................................................................................................. 184
CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA ................................................. 186
UBICACIÓN DE POZOS ................................................................................................................. 187
POZOS SELECCIONADOS ............................................................................................................. 188
RESERVAS POR POZO .................................................................................................................. 189
CAMPO OCANO ........................................................................................................................... 191
CAMPO PEÑA BLANCA ................................................................................................................ 191
CAMPO SHUSHUQUI ................................................................................................................... 191
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................................... 193
ÁREA LIBERTADOR
1. UBICACIÓN:
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El Área Libertador, está localizado en la región Amazónica del Ecuador en la provincia de
Sucumbíos, en la zona norte de la Cuenca Oriente. Se encuentra ubicado a unos 250 km al
Este del Distrito Metropolitano de Quito (en línea recta), y 25 km al Sur de la frontera con
Colombia, al Noroeste del Campo Shushufindi. Geográficamente está entre las latitudes 00°
06’ Norte hasta 00° 04’ Sur y longitudes 76° 33’ 00” Este hasta 76° 36’ 40” Oeste, con una
extensión de 25 000 acres, como se indica en la fig. 1.
El área Libertador fue descubierta en el año de 1980 por la Corporación Estatal Petrolera
Ecuatoriana (CEPE), con la perforación de los pozos SEC-01 (entre enero y febrero de 1980),
SHU-01 (entre febrero y marzo de 1980) y SSQ-01 (entre octubre y noviembre de 1980).
El Área Libertador está conformada por los siguientes campos:
1. Shuara
2. Pichincha
3. Secoya
4. Shushuqui
5. Atacapi
6. Tapi-Tetete
7. Frontera
8. Pacayacu
9. Carabobo
10. Ocano
11. Peña Blanca
12. Chanangue
Los campos Chanangue y Carabobo continúan cerrados durante el año 2010, el pozo Ocano-
01, cerrado por alto BSW y el pozo Peña Blanca-01 esperando reacondicionamiento.
El campo LIBERTADOR es el tercer campo más grande de la Cuenca Oriente de Ecuador.
Las primeras interpretaciones sísmicas mostraban a las tres estructuras (Secoya, Shuara y
Shushuqui) como independientes, pero, futuras interpretaciones, sustentadas en la
información aportada por los pozos perforados, así como los nuevos datos de velocidades,
permitieron elaborar un nuevo modelo estructural que integraba en un solo campo a las
estructuras Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya.
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Fig. 1. Ubicación del Área Libertador
2. ESTACIONES DE PRODUCCIÓN
Tiene estaciones de producción en los campos Secoya, Pichincha, Shuara y Shushuqui,
donde se registra y monitorea la producción de petróleo de pozos que están en los campos
anteriormente mencionados y que se indica en la Fig. 2.
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Fig. 2. Ubicación de los pozos y estaciones del campo Libertador (2007). Fuente: PETROPRODUCCIÓN.
.
3. ESTRUCTURAS GEOLÓGICA, LITOLOGÍAS Y ARENAS PRODUCTORAS
Posee una estructura anticlinal alargada en sentido nor-noroeste y sur-suroeste con la
presencia de fallas geológicas inversas de igual orientación. Las fallas en el Libertador están
CAMPO
LIBERTADOR
DIAGRAMA POZOS
POZOS POW ER OIL PCY-05
POZOS BOMBEO ELECTRICO
POZOS BOMBEO MECANICO
POZOS GAS LIFT SSQ-11
SSQ-07
POZOS CERRADOS
JUAN MONTALVO
POZOS INYECTORES SSQ-15
SSQ-21
POZOS ELECTRICOS CON PCY-03
VARIADORES DE VELOCIDAD SSQ-04
PCY-02
SSQ-09 PCY-01
SSQ-02 PCY-04
SSQ-19
SSQ-06 SSQ-14
SSQ-03 INYECTOR
SSQ-17
SSQ-12
SHU-09
SSQ-5B
SSQ-10 ESTACION SHUSHUQUI
SHU-27
SSQ-13 SSQ-01
A DURENO SHU-07
SCY-7B SHU-25 t
SSQ-16
XXXXXX
SCY-23 SHU-06
SHU-22
SCY-13
SCY-09 SHU-14
SHU-21
SCY-17
SHU-04
SHU-12
SCY-26 SCY-19
SCY-06
SHU-17
SCY-22 SHU-10
SCY-16
SHU-26
SHA-18 ESTACION
SHUARA SHU-23
SCY-14 XXXXX SHU-02
SHU-01
XXXXXX
SCY12 SHU-19
SCY-34 SHU-03
SCY-01
SHU-20
SECOYA SHU-05
SCY-04 SCY-02
"Y" DE HARBERTH SCY-05 SHU-16
SCY-32 SCY-33
SCY-08
SCY-25 SCY-20 SHU-13
SHU-11
SCY-31
SCY-10 SCY-15
SHU-08
SCY-28 SHU-15
SCY-29
SCY-21 SCY-11
XXXXXX
SCY-18
PIC-08
XXXXXX
SCY-30
SCY-24
PIC-07 PIC-05
PIC-02
PIC-09 PIC-10
PIC-03
PIC-01 PIC-11
PIC-12 ESTACION PICHINCHA
PIC-06
CRB-06
PARROQUIA PACAYACU
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alineadas principalmente de Norte a Sur y probablemente mejoran la comunicación vertical;
las fallas también rompen la caliza B separando las formaciones U inferior y T.
El tipo de entrampamiento en el Libertador es una combinación estructural y estratigráfica,
la dirección de migración del petróleo proviene del sur y desde allí llenó las trampas del
Libertador.
Las estructuras: Secoya, Pichincha, Shuara, Shushuqui y Pacayacu, forman parte de los
respectivos campos del Libertador, éstas estructuras tienen una litología interna en el
subsuelo, formada por capas o arenas productoras de diferentes espesores y
composiciones, que se denominan: Basal Tena (BT), U superior (Us), U media (Um), U
inferior (Ui), T superior (Ts) y T inferior (Ti).
3.1. FORMACIÓN NAPO
La secuencia “U” se desarrolla entre la superficie de máxima inundación a la base de la
caliza B y base de la caliza A, tiene 209 pies de espesor aproximadamente.
- Arenisca U Superior “Us”: Describe areniscas cuarzosas con frecuentes
bioturbaciones y la presencia de intercalaciones de lutita. A la base se desarrolla una
secuencia grano-creciente y hacia arriba secuencias grano-decreciente. El reservorio
“Us” presenta un espesor promedio de 48,40 pies con un volumen de arcilla de
27,90% y porosidad media de 13,30%. La litología consiste en arenisca cuarzosa, café
clara, con inclusiones de glauconita, con granos transparentes a traslúcidos, friable a
suelta, de grano muy fino a fino, subangular a subredondeados, de regular selección.
Lutitas gris oscura, ligeramente calcárea, gris a gris oscura y negra ocasionalmente. El
tipo de crudo que presenta el reservorio está en el rango de 26 a 28 ºAPI. El
yacimiento presenta mecanismo de producción por expansión volumétrica y empuje
lateral de agua.
- Arenisca U Media “Um”: Arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificación
cruzada, ondulada y en partes masiva hacia la base, con delgadas intercalaciones
lutáceas. Hacia el techo se encuentra bioturbación. La arena “Um” presenta un
espesor promedio de 48,37 pies con 29,52% de arcilla, y 13,40% de porosidad
promedio, la descripción litológica detalla a este reservorio como, arenisca cuarzosa
blanca, ligeramente calcárea con granos de cuarzo transparente a traslúcidos,
consolidada a friable, de grano fino a medio, subangular a subredondeados, de
regular selección con matriz arcillosa. Lutita gris oscura, en partes negra, ligeramente
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calcárea, algo dura, subfísil a físil, sublaminar en partes masiva (arcillolita), con
inclusiones de pirita.
- Arenisca U Inferior “Ui”: Corresponde a una arenisca cuarzosa, en partes algo
micácea, grano decreciente, limpia, masiva y con estratificación cruzada a la base,
laminada al techo. Esta arena tiene un espesor promedio de 48,88 pies con
porcentaje de arcilla de 28% y 13,10% de porosidad. Arenisca cuarzosa gris clara,
translúcida. Friable a suelta, grano fino a medio, subredondeada a sub angular,
selección regular. Lutita gris-oscura a gris, ocasionalmente negra, moderadamente
dura, sub-físil a físil, con inclusiones de micropirita. Tiene presencia de crudo liviano
de 27 a 29 ºAPI. El mecanismo de empuje que presenta esta arena es lateral activo.
Las arenas “Ts” y “Ti”, pertenecen a la secuencia “T” que se desarrolla entre las
superficies de máxima inundación caliza C a la base y caliza B al techo, tiene 219 pies
de espesor promedio.
3.2. FORMACIÓN TENA
- Arenisca Basal Tena: Fue depositada rellenando canales erosionados, de tendencia
SE y un ancho entre 140 y 250’, definidos sobre la base de información sísmica.
Arenisca cuarzosa con un espesor promedio de 8,21 pies con porosidad media de
17,81% la cual presenta una litología, con granos de cuarzo traslúcidos a
semitraslúcidos, de grano fino a muy fino, en partes medio, subangular a
subredondeados, con selección regular, arcillolita café oscura, café amarillentas, café
claras, gris-verdosas, café rojizas, cremas. El tipo de crudo que presenta el reservorio
es de 19.80 ºAPI.
- Arenisca T Superior “Ts”: Define areniscas cuarzo-glautonílicas en blancos métricos
de grano muy fino, masivas onduladas, con bioturbaciones. Tiene importante
presencia de cemento calcáreo. El reservorio “Ts” tiene un espesor promedio de
48,38 pies con un porcentaje de arcilla de 31,90% y una porosidad media de 11,2%.
La litología es arenisca cuarzosa, en partes con glauconita, café clara a gris clara, con
cuarzo translúcido, friable a suelta, grano fino a muy fino y ocasionalmente medio,
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granos subangulares a sub-redondeados, de pobre selección, con cemento calcáreo.
Lutita gris-oscura, moderadamente dura. El crudo presente en esta arena fluctúa
entre 27-30 ºAPI. El mecanismo de producción que presenta el reservorio es por
expansión volumétrica debido a la caída de presión muy pronunciada para el tiempo
de producción de esta arena.
- Arenisca T Inferior “Ti”: Es una arenisca cuarzosa en secuencias métricas grano
decreciente de grano grueso a muy fino, con estratificación cruzada e intercalaciones
lutáceas. Tiene un importante contenido de glauconita, la misma que aparece ya en
la parte media y superior del cuerpo “T” inferior. Esta arena posee un espesor
promedio de 46,57 pies con un volumen de arcilla de 18% y una porosidad promedio
de 13,29%. La litología de la arena Ti es, arenisca cuarzosa, café clara, translúcida,
friable a suelta, grano fino a muy fino, variando en menor grado a medio, sub-
angular a sub-redondeado, pobre selección. Crudo café-claro. Lutita gris oscura a gris
y en partes negra, moderadamente dura. El crudo presente en esta arena está entre
28 y 31 ºAPI. El tipo de empuje que presenta la arena es hidráulico de fondo.
4. UBICACIÓN DE LOS DIFERENTES CAMPOS DEL ÁREA LIBERTADOR
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5. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LIBERTADOR
6. DESCRIPCIÓN DEL TIPO DE RESERVORIO
La principal fuente de energía natural de los yacimientos del Área Libertador proviene de un
empuje lateral y de fondo de intrusión de agua. Dentro de los parámetros petrofísicos
promedios de las arenas en el Área Libertador se encuentra:
- La porosidad en un rango de 10,4% a 19%
- La saturación de agua en un rango de 20% hasta 50%
- El espesor neto del petróleo neto saturado tiene un rango de 7,5 a 65 pies
- La permeabilidad del área en un rango de 10 a 1468 md.
Las propiedades de las arenas y los fluidos del Área Libertador, se presentan en la Tabla 1,
en la que se puede apreciar los parámetros PVT de los fluidos, y que se encuentran dentro
de los siguientes rangos:
La presión inicial varía de 3000 a 4150 psi, indica que existió una buena presión inicial de los
reservorios, la temperatura de reservorio varía de 195 a 222ºF, el factor volumétrico de
petróleo se encuentra en un rango de 1,085 a 1,366 PCS/BLS, y mientras que la gravedad
específica del gas en un rango de 0,992 a 1,54 (aire =1).
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Tabla 1. Parámetros PVT de las arenas y de los fluidos de los campos Pichincha, Shuara y Secoya.
7. CONTACTO AGUA PETRÓLEO
El contacto agua petróleo inicial en las diferentes arenas del campo, están basadas en los
registros eléctricos de los pozos tomados al inicio de la vida productiva del campo y aquellos
que presenten condiciones iniciales por su ubicación.
Arenas U
Arena Us
Se define como una arena cuarzosa con frecuentes bioturbaciones y la presencia de
intercalaciones de lutita, a la base una secuencia grano-creciente y hacia arriba una
secuencia grano-decreciente de areniscas.
Se observan dos contactos agua-petróleo, en el Noreste del campo en la zona de los
pozos SSQ03 y SSQ19 se observa un CAP =-8088 pies SSTVD (Sub Sea True Vertical Depth) y
al Suroeste del campo en la zona del pozo SHU13 se observa un CAP de -8185 pies SSTVD.
Arena “Um”
Es una arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificación cruzada, ondulada y
en partes masiva hacia la base con delgadas intercalaciones lutáceas bioturbada hacia
arriba.
Arena “Ui”
Es una arena cuarzosa, en partes algo micácea, grano-decreciente, limpia, masiva y
con estratificación cruzada a la base, laminada al techo. Se observan varios contactos agua-
petróleo en la unidad U inferior, pero considerando la fecha de perforación de los pozos se
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estableció un CAP inicial preliminar de -8300 pies SSTVD para las áreas de Pichincha,
Carabobo, Shushuqui y Secoya (los pozos SSQ07, SSQ06, SSQ21, SEC7B, PICH06, CAR03,
CAR06 indican el contacto anteriormente mencionado). Además existe otro contacto inicial
al Noreste del campo Libertador que pertenece a la zona donde están ubicados los pozos
SHU06 y PAC05 indicando un CAP de -8280 pies SSTVD.
Arenas T
En la arena T, se presentan distintas regiones de contactos iniciales, lo que implica una
separación hidráulica vertical de estas arenas.
En la arena T, se identifica dos claros contactos en las regiones de Shuara, Pichincha, Secoya
y Pacayacu a una profunidad de -8359 pies SSTVD y -8471 pies SSTVD. Para la zona de
Shushuqui se identificaron dos contactos a -8379 pies SSTVD Y-8471 pies SSTVD.
Arena “Ti”
Arena cuarzosa en secuencias métricas grano-decrecientes de grano grueso a muy
fino, con estratificación cruzada en intercalaciones lutáceas. Tiene un importante contenido
de glauconita, la misma que parece ya en la parte media y superior del cuerpo de “Ti”.
Arena “Ts”
Se define como una arena cuarzo-glauconítica métrica de grano muy fino, masivas a
onduladas, con bioturbaciones. Tiene importante presencia de cemento calcáreo.
La profundidad de los contactos preliminares junto con sus niveles de referencia se resume
en la tabla 2:
En cuanto a las arcillas contenidas en la matriz de las arenas se definieron los siguientes
minerales en orden de importancia:
- Arena “T”: Caolinita, ilita, clorita y esmectita.
- Arena “Ui”: Caolinita, esmectita, clorita e ilita.
- Arena “Us”: Caolinita, esmectita, ilita y clorita.
Tabla 2: Profundidades de los contactos agua-petróleo inicial
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Veamos las siguientes tablas que nos especifican de acuerdo al pozo Y según el campo dónde están
los contactos agua-petróleo.
Contactos agua petróleo en el Campo Shuara
Pozo Prof. MD Contacto agua-petróleo (pies)
SHU-01 -9237 T
SHU-02 -9244 T
SHU-03 No es apreciable
SHU-04 No es apreciable
SHU-05 -9191 T
SHU-06 No es apreciable
SHU-07 -9151 U -9320 T
SHU-08 No es apreciable
SHU-09 No es apreciable
SHU-10 No es apreciable
SHU-11 No es apreciable
SHU-12 No es apreciable
SHU-13 -9034 U
SHU-14 No es apreciable
SHU-15 No es apreciable
SHU-16 -9215 T
SHU-17 -9230 T
SHU-18 No es apreciable
SHU-19 -9195 T
SHU-21 -9302 T
SHU-22 -9219 T
SHU-23 No es apreciable
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Perforación I Área Libertador
16
SHU-25 -9155 U -9365 T
SHU-26 No es apreciable
SHU-27 -9183 U -9370 T
Contactos agua petróleo en el Campo Carabobo
Contactos agua petróleo en el Campo Pacayacu
Contactos agua-petróleo en el Campo Pichincha
Pozo Prof. MD Contacto agua-petróleo (pies) FORMACIÓN
PICH01 -9331 T
PICH02 -9278 T
PICH03 -9321 T
PICH05 -9272 T
PICH06 -9154 U
PICH07 -9308 T
PICH08 No es apreciable
PICH09 No es apreciable
PICH11 -9128 U
PICH12 -9315 T
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Perforación I Área Libertador
17
Contactos agua-petróleo en el Campo Secoya
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Perforación I Área Libertador
18
Contacto agua-petróleo Campo Shushuqui
8. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LAS ZONAS PRODUCTORAS DEL
CAMPO LIBERTADOR
Parámetros petrofísicos y PVT:
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9. RESERVAS
Las Reservas Originadas Probadas del Área Libertador son 440.227,136 bls, con una
producción acumulada de 326.740,048 bls. Además actualmente se tiene 113.487,088
de Reservas Remanentes, como se indica en la siguiente tabla (Tabla 3).
Tabla 3. Cálculo de Reservas de Petróleo del Campo Libertador en producción por Yacimiento
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20
10. AVANCE DE AGUA
Según los resultados de la simulación matemática realizada en el Área Libertador, se
generaron los siguientes mapas de saturación de agua para las unidades “U” y “T”, los
cuales permiten evidenciar zonas no drenadas todavía existentes en algunos pozos cerrados
y productores.
SATURACIÓN DE AGUA, ARENA “T” INFERIOR. A febrero de 2009.
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SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T” SUPERIOR. A febrero de 2009.
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SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” INFERIOR
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SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” SUPERIOR
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24
SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” SUPERIOR
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MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS RESERVORIOS
1. YACIMIENTOS Us y Ui
Son reservorios de tipo estructural, con presencia de un contacto agua-petróleo inicla para
las arenas “Us” a -8185 pies y para “Ui” a -8300 pies.
2. YACIMIENTOS Ts y Ti
Reservorios tipo estructural con presencia de un contacto agua petróleo inicial para “Ts” a -
8359 pies y a -8471 pies para “Ti”.
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN Dentro de los estudios y análisis PVT realizados sobre el Área Libertador, se ha determinado que esta
Área corresponde a un yacimiento subsaturado con un empuje lateral y de fondo de intrusión de
agua; por lo que la presión inicial es mayor que la del punto de burbuja como se señala en el Estudio
de Simulación de Yacimientos, área Libertador, Tomo 1 (Diciembre 1997). Cuando la presión se
reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto
agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero
reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada el reservorio de petróleo originando
intrusión o influjo, lo que no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento
inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida.
Algunos de los pozos del campo Libertador presentan producciones conjuntas de los yacimientos U
(U Superior, U Media y U Inferior) y T (T Superior y T Inferior). Las pruebas iniciales de esos pozos
fueron realizadas separadamente para cada arena y de esta manera se obtiene mayor información
sobre la proveniencia de una posible producción de agua y además se podría determinar una
distribución de la producción conjunta entre las arenas respectivas.
PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS PICHINCHA, SECOYA Y SHUARA.
De los pozos que se encuentran en producción, la distribución por sistemas de levantamiento es la
siguiente (Tabla 4).
Tabla 4. Producción por campos y métodos. Pozos produciendo Julio 2010.
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26
En el Área Libertador, a finales del 2009 se cuenta con un total de 162 pozos perforados, de los
cuales 77 están produciendo, 53 pozos se encuentran cerrados, 8 pozos reinyectores cerrados, 10
pozos son reinyectores, 2 pozos esperando abandono y 12 pozos están abandonados.
De acuerdo a FORECAST (Julio 2010), a inicios del 2010 se perforaron 5 pozos: SEC-01 RW, ARZ-2D,
SHU-01RW, SEC-37D y SEC-38D.
En cuanto al manejo de agua de formación en los campos Shuara, Secoya y Pichincha no existen
problemas debido a que se tiene 6 pozos reinyectores como se indica en la tabla 5.
Tabla 5. Pozos Reinyectores en los campos Shuara, Secoya y Pichincha. Agosto 2010
El estado actual de los pozos que se encuentran ubicados en los campos Shuara, Pichincha y Secoya
de acuerdo a FORECAST Julio 2010, se muestran en la tabla 6:
Tabla 6. Estado actual de los pozos que se encuentran ubicados en los Campos Shuara, Pichincha y
Secoya.
SELECCIÓN DE POZOS La selección de pozos se realiza mediante el análisis de historiales de producción,
reacondicionamiento, diagramas de completación, registros a hueco abierto y de cemento
juntamente con los condicionamientos presentados por: Jhon A. Veil-1999, para la aplicación de la
tecnología Hydrosep. Es decir, el pozo candidato presenta, una zona de reinyección bajo la zona de
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27
producción, tener un RAP superior a 8, BSW superior a 85%, la producción de fluidos superior 1260
BFPP.
POZOS CON PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DE ARENA DEL ÁREA
LIBERTADOR Los pozos que presentan problemas de producción de arena según análisis de cada pozo con BES
son:
- ATACAPI-13
- SECOYA-17
- SECOYA-20
- SHUSHUQUI-18
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Luego que la energía natural (presión interna) del reservorio ha disminuido y no es suficiente para levantar el fluido hasta la superficie, es necesario utilizar métodos artificiales de bombeo que proporcionen la energía adicional para hacer llegar el fluido a la superficie y continuar con la explotación racional del reservorio. En el campo Libertador, además del sistema de levantamiento artificial por bombeo electro sumergible, existen también otros sistemas de levantamiento artificial, que son:
Bombeo Mecánico
Bombeo Neumático (Gas Lift)
Bombeo Hidráulico
Bombeo Horizontal del agua de formación (Pozos Reinyectores)
Dentro del Área Libertador encontramos que están produciendo 132 pozos; de los cuales 76 se encuentran produciendo por Bombeo Electrosumergible, 53 pozos se encuentran produciendo bajo el sistema de Bombeo Hidráulico y por último tenemos solamente 3 pozos produciendo por sistema de Inyección de Gas.
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28
PRODUCCIÓN
El Campo Libertador cuenta con cuatro subestructuras alineadas en dos ejes Norte - Sur que
se fusionan hacia el Sur conformando el periclinal Pichincha - Carabobo. El eje Oriental cruza
de Norte a Sur las estructuras Pacayacu y Shuara y el eje Occidental de las estructuras
Shushuqui y Secoya.
Su cierre estructural máximo es de 240 pies y corresponde al alto Secoya, el alto Shushuqui tiene 180 pies, Shuara 200 y Pacayacu 140 pies. Cubren un área aproximada de 20 Km, de dirección preferencial Norte - Sur por 5 Km de este a oeste.
INSTALACIONES DE SUPERFICIE
El campo Libertador cuenta con dos estaciones principales de producción, Cuyabeno y Sansahuari.
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30
CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO LIBERTADOR
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MEDIDORES LIBERTADOR
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CAMPOS DEL ÁREA LIBERTADOR
CAMPO ATACAPI
Fue descubierto por Texaco con el pozo Atacapi 1, cuya perforación se inició el 6 de
agosto, alcanzo los 9848´ de profundidad, y fue completado el 28 de septiembre de
1968.Produjo un total de 3800 BPPD(1960 de 29° API del yacimiento “U” y 1840 BPPD de
34°API de “T”). Su producción arranca en diciembre de 1978 con 4000 BPPD. Se encuentra
ubicado en la cuenca Oriente, a 16 Km. Al Sur-Este del campo Lago Agrio en la provincia de
Sucumbíos.
Actualmente el campo tiene una producción de 5207 BPPD.
COORDENADAS DEL CAMPO ATACAPI
Las coordenadas geográficas y UTM dentro de las cuales se localiza el campo Atacapi son:
Geográficas:
Latitud: 00º07’00”-00º01’00”N
Longitud: 76º43’00”-76ª38’00” W
UTM:
Latitud: 1000010000-10024000N
Longitud: 304000-320000W
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35
POZOS PRODUCTORES DEL CAMPO ATACAPI
Actualmente en este campo se han perforado 19 pozos de desarrollo y de entre los cuales
existe 3 pozos direccionales: Atacapi-10D, Atacapi 11D y el Atacapi 12D que salen desde las
plataformas de los pozos Atacapi-04 y Atacapi-08 respectivamente. Hoy en día en total
existen 20 pozos perforados desde su descubrimiento entre productores y reinyectores, de
los cuales 14 están en producción.
Pozos productores
Son en total 14 pozos: ATA-01, ATA-02, ATA-07, ATA-08, ATA-09, ATA-10D, ATA-11D,
ATA-13, ATA-014, ATA-15, ATA-16, ATA-17, ATA-18 y ATA-23.
Estos pozos producen tanto de los intervalos “U” y “T” por separado de sus miembros
superiores e inferiores.
Pozos reinyectores
En total se tiene dos pozos: ATA WIW-1 y el ATA-03, cuya agua de formación es
inyectada a la formación Orteguaza y Tiyuyacu respectivamente.
Cabe señalar que el pozo ATA-03 inicialmente se perforó como productor y debido al
bajo aporte se cerró y se acondicionó como reinyector de agua de formación, no así para el
ATA WIW-1 que fue perforado exclusivamente como reinyector.
En anexos se encuentra el reporte mensual de abril de Reinyección de agua del
campo Atacapi.
Pozos abandonados
Se tiene 1 en total: ATA-06 por bajo aporte.
COORDENADAS DE LOS POZOS DEL CAMPO ATACAPI
Las coordenadas de los diferentes pozos perforados en el campo Atacapi están en la
siguiente tabla, tanto en coordenadas UTM como en coordenadas Geográficas.
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PRODUCCIÓN ACUMULADA POR POZO DEL CAMPO ATACAPI
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GRÁFICA DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS
En las siguientes tablas y gráficos se muestra las producciones anuales de fluidos del
campo Atacapi:
Interpretación
En la tabla se observa que la máxima producción de Atacapi fue en el año 2005 con
3.465.813 Bls de petróleo, mientras que en el año 2007 hubo una disminución de más de la
mitad de la producción llegando a 1.562.692 Bls.
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Reporte mensual de producción campo Atacapi
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40
El mecanismo de producción que permite extraer el petróleo es empuje de agua
combinado con expansión de fluidos y roca, predominando el primero.
Estos mecanimsos se los puede deducir del comportamiento de producción de los
yacimientos.
Producción Acumulada por Reservorio del Campo Atacapi
Facilidades de Producción del Campo Atacapi
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41
Ubicación de los Pozos del Campo Atacapi en el mapa
En la actualidad el campo Atacapi cuenta con 11 pozos en producción de los yacimientos
“U” y “T” por separado de sus miembros superiores e inferiores de la formación Napo con
una API de 34 grados y un corte promedio de agua de 73.06%.
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HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO ATACAPI
PRESIÓN INICIAL Y DE SATURACIÓN
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La presión inicial (Pi) se la define como la presión con la que el yacimiento inicia su vida
productiva, mientras que la presión de saturación (Pb) es aquella en donde empieza a
liberarse gas en el yacimiento.
La arenisca “U”, la de mayor importancia por sus reservas, la presión inicial fue de 4012 psi y
el valor actual es de 3100 psi, el decremento es pequeño 500 psi, evidenciándose el soporte
del acuífero en el yacimiento. El yacimiento Napo “T” tuvo una presión inicial de 3970 psi y
la presión actual es de 3200 psi.
GEOLOGÍA DEL CAMPO ATACAPI
Atacapi geológicamente se ubican sobre el flanco norte del arco de la transcuenca que
separa la cuenca de Oriente en Ecuador y Perú hacia el sur, de la cuenca Putumayo en
Colombia hacia el norte.
En el campo Atacapi no se han perforado nuevos pozos desde el año 2005.
El campo Atacapi es un anticlinal alargado de dirección aproximada Norte-Sur, que
constituye la culminación del tren estructural Shushufindi-Aguarico, con un área aproximada
de 3350 acres.
Está limitado al Este por una falla inversa, con la pendiente regional a favor del lado
levantado; esta falla no afecta a todo el campo, observándose únicamente en la parte
Norte.
Los principales reservorios productores de los campos Atacapi se encuentran en la
Formación Napo en su miembro inferior, en los intervalos clásticos denominados “U” y “T”.
Mecanismo de Producción: El mecanismo predominante de producción de la Arena “T” del
Campo Atacapi es un acuífero de fondo, mientras que la Arena “U” tiene empuje lateral.
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Parámetros Petrofísicos del Campo Atacapi
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45
Equipos de Superficie de los Pozos Reinyectores en el Campo Atacapi
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Estudio Sedimentológico Integral de la Arenisca “T Principal” del campo Atacapi.
Descripción General: El 86% del núcleo corresponde a la arenisca “T Principal” son areniscas
de grano medio superior a grueso inferior y el restante 14% son sedimentos finos arcillosos.
Granulometría de las Areniscas: Las areniscas representan un 86% de la longitud del núcleo.
Poseen tamaño de grano entre medio-superior (en facies de barra de marea principalmente,
planicie arenosa de marea y areniscas glauconíticas de plataforma) y grueso inferior (en las
facies de la barra de marea y planicie arenosa de marea).
Redondez: Observando la curva de redondez se puede ver que los granos de la arenisca son
principalmente sub-angulares o sub-redondeados (en fases de barra y planicie arenosa de
marea) a excepción del tope del núcleo donde las areniscas son sub-redondeadas (facies de
areniscas glauconíticas de plataforma).
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Consolidación: La curva de consolidación muestra que los sedimentos arenosos, poseen una
consolidación uniforme dura.
Estudio Sedimentológico Integral de la arenisca “U Inferior” del campo Atacapi
Descripción General: Aproximadamente el 94% del núcleo de la arenisca “U inf” de 57’ son
sedimentos arenosos y el restante 6% son sedimentos arcillosos (principalmente) y limosos.
El 84% del núcleo muestra saturación con hidrocarburos líquidos.
Granulometría de las Areniscas: Las areniscas representan el 94% de la longitud del núcleo.
Poseen tamaños de grano comprendidos entre grueso superior a fino superior,
principalmente grueso inferior a medio inferior. Ninguno de los tamaños es específico de las
facies de los ambientes identificados (facies de barra de marea, de planicie arenosa de
marea, de canal de marea y plataforma clástica arenosa somera).
Redondez: Observando la curva de redondez se ve que para todas las facies arenosas
identificadas en el núcleo, los granos de la arenisca son principalmente sub-angulares a sub-
redondeados.
Consolidación: La curva de consolidación meustra que los sedimentos arenosos poseen una
consolidación uniforme dura.
Historial de los Pozos Reinyectores del campo Atacapi
El pozo fue perforado el 24 de noviembre del 2004 como reinyector de agua de formación a
la formación Orteguaza. Este pozo inyecta 9524 BAPD en promedio desde el 2007 hasta la
actualidad. En la tabla siguiente se muestra los trabajos realizados en el pozo.
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48
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49
COMO POZO REINYECTOR:
Actualmente el pozo reinyecta a la formación Tiyuyacu, con un promedio de 7800 BIPD a
2800 PSI de descarga.
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50
ATACAPI-04 (ATA-04)
La completación original se realizó en 29 de marzo de 1979, el pozo fue originalmente
perforado como productor. El 20 de Febrero de 2009 se lo cambió a Pozo Reinyector. En la
siguiente tabla se muestra el historial de trabajos realizados:
Luego de esto el pozo ha estado inyectando a la formación Tiyuyacu hasta la actualidad con
un promedio de 7500 BIPD a un caudal de 5.2 BPM y una presión de 2800 PSI.
El mecanismo predominante de producción de la Arena “T” del Campo Atacapi es un acuífero de
fondo, mientras que la Arena “U” tiene empuje lateral.
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51
Propiedades promedio de los fluidos del campo Atacapi
Salinidades y Resistividades
Estimación del POES por el Método Volumétrico del campo Atacapi
Reservas por curvas de declinación del campo Atacapi
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FACTORES DE RECOBRO
Los factores de recobro para el área Atacapi son de 20% para “U” superior, 40% para “U”
inferior, 40% para “T” superior, 50% para “T” inferior. En la siguiente tabla se muestran
claramente estos factores:
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON EL QUE ESTÁ COMPLETADO CADA POZO
EN EL CAMPO ATACAPI
La mayor producción acumulada de petróleo en el campo Atacapi se sitúa en la arenisca “U”
en relación a la arenisca “T”. El BSW promedio para el campo Atacapi es del 73.06%, las
zonas con mayor corte de agua se encuentran en los pozos ATA-16, ATA-10D y ATA-15
proveninetes de los reservorios “T” inferior y “U” Inferior respectivamente, como se ve en la
siguiente tabla:
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53
BSW promedio de los pozos del campo Atacapi
DISTANCIAS, RADIOS Y ÁREAS DE DRENAJE DEL CAMPO ATACAPI
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54
TOPES Y BASES DE LAS FORMACIONES DEL CAMPO ATACAPI
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COMPLETACIÓN DEL POZO ATACAPI 18
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56
Estación de gas Atacapi
Existe también una Estación de Captación de Gas llamada Atacapi, en la siguiente figura su
detalle geográfico:
La estación de captación de gas Atacapi se encuentra ubicada en el cantón Dureno en la
provincia de Sucumbíos a 292 metros de altura sobre el nivel del mar, cuyas coordenadas
geográficas son: N 00º03’36,8”; W 76º39’34.0”.
La estructura utilizada para las comunicaciones es un tubo piloteado soportado con vientos
de 24 metros, la cual se usa para los sistemas de comunicación: SCADA y radio teléfono.
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57
CAMPO FRONTERA
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El Campo Frontera se encuentra ubicado en la Región Noreste de la Cuenca Oriente, en la Provincia
de Sucumbíos, al Norte del Campo Libertador y al Noreste del Campo Tapi-Tetete, en el límite
territorial con Colombia hacia el margen del río San Miguel, alrededor de las coordenadas
geográficas: N 00° 14' 28.17" y W 76' 33' 27.72"; dicha ubicación se ilustra a continuación
INFORMACIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO FRONTERA
En un inicio, mediante la interpretación de la Comisión Binacional CEPE – ECOPETROL (en Ecuador y
en Colombia, respectivamente), de la información sísmica obtenida en el año de 1987, se definió un
alto estructural compartido entre ambos países, descubriéndose en ese entonces el Campo
Frontera-Quillasinga.
En Diciembre del mismo año, se perforó el pozo exploratorio Frontera 1, por CEPE (PETROECUADOR
en la actualidad), obteniéndose producción en los cuerpos arenosos “U” Inferior y “T”, mientras que
ECOPETROL en Marzo de 1988 obtuvo producción en los mismos yacimientos con el pozo
exploratorio Quisallinga 1.
Como consecuencia de la perforación de estos dos pozos, la comisión recomendó disparar las líneas
sísmicas CPECP-87-1320 y 1090, con el fin de definir la extensión de la estructura hacia el Norte;
unilateralmente, ECOPETROL disparó las líneas P87-1210 y P87-1220; con esta información la
comisión reinterpretó e incorporó un nuevo mapa estructural en Junio de 1988. Inicialmente se
consideró un Campo Unificado, pero con la perforación del pozo de avanzada Frontera 2 en
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58
Septiembre de 1989 que es productivo y el pozo de avanzada Quillasinga 2 en Julio de 1990, que
resultó seco, se determinó que eran estructuras independientes y por tanto no existe continuidad en
los yacimientos.
CEPE reinterpreta geofísicamente el área en Junio de 1989, concluyéndose que no hay variación en
la forma y elongación de la estructura pero que no llega más allá de la frontera, es decir, las
estructuras Frontera y Quillacinga carecen de continuidad estructural.
Consecuencia de esta interpretación, el Departamento de Geología analiza la información de los
pozos y ratifica la falta de comunicación de las dos aéreas; además la comisión binacional, elabora
un nuevo mapa estructural en Junio de 1991 con el que se confirma la presencia de dos altos
estructurales separados, lo que permitió que en Julio del mismo año, se inicie la producción del
campo en forma independiente, con una tasa de 800 barriles de “U” Inferior del pozo Frontera 1 y
500 barriles de “T” del pozo Frontera 2.
En Agosto de 1994 se perforó el pozo de avanzada Frontera 3 y los pozos de desarrollo Frontera 4B
en Junio de 1996 y Frontera 5 en Julio de 1996, los que fueron productivos, de las areniscas "U"
Inferior y "T".
PERFORACIONES
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59
COMPLETACIONES
ESTADO ACTUAL DEL CAMPO
Existen el pozo Frontera 1 y el pozo Frontera 3; el primero se encuentra cerrado y el
segundo, pasó a ser un pozo reinyector de agua. Los pozos Frontera 2, 4B y 5, se encuentran
en producción, el primero de la arenisca “T” y los dos pozos restantes, produciendo de la
arenisca “U” Inferior.
DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO
La Compañía CEPE en el año de 1988, definió un alto estructural prospectivo denominado
Frontera, que fue probado mediante la perforación del pozo exploratorio Frontera 1, dando
resultados positivos en las areniscas "U" Inferior y "T" de la Formación Napo;
geológicamente, se encuentra ubicado al Norte de la Subcuenca del Napo en Ecuador y al
Sur de la Subcuenca del Putumayo en Colombia.
Se conforma de un anticlinal asimétrico fallado, en dirección preferencial NE-SW, con un
promedio de 4 Km de largo y 1.5 Km de ancho, que constituye su estructura principal y se
ubica al Norte; en esta estructura, se encuentra el pozo exploratorio Frontera 1 y el pozo de
avanzada Frontera 2, además de los pozos de desarrollo Frontera 4B y Frontera 5. Al Sur,
separada por un paleovalle, se encuentra una segunda estructura menor, de tendencia NE-E
a SW-W, derivada de la anterior, correspondiente al alto del pozo de avanzada Frontera 3.
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60
El Campo Frontera posee un tipo de trampa estructural-estratigráfica, debido a las diversas
fallas existentes, a su estructura de anticlinal y al cambio lateral de facies, conteniendo así,
una trampa combinada.
CARACTERÍSTICAS SEDIMENTOLÓGICAS DEL CAMPO
La acumulación de los sedimentos en la zona del Campo Frontera, fue controlada por el
paleorelieve, constituido de granito biotítico, y el cual tuvo una influencia notable en la
depositación del reservorio "T". La caliza "B", se depositó en un ambiente tectónico
tranquilo; el reservorio "U", por otra parte, no fue influenciado por el basamento, pero
soporta las modificaciones de una compactación diferencial, antes de la depositación de la
caliza "A", lo que permite que su extensión areal sea mayor que la del reservorio "T".
La tendencia estratigráfica, define que las areniscas "U" Inferior y "T", son más limpias y
mejor desarrolladas al NE; la arenisca Hollín se acuña al Sur antes del Campo Frontera, y,
aparece nuevamente al Norte en el Campo Quillacinga. En la tendencia NW-SE, las areniscas
"U" Inferior y "T" se mantienen constantes, con un mejor desarrollo al SE. La caliza "C" se
acuña contra el basamento como lo indica el corte estructural-estratigráfico A – A’
Las fallas de basamento y los trenes estructurales tienen un rumbo dominante N-S paralelo
a la cordillera de Los Andes; se determinaron 8 fallas: en la dirección NE - SW se orientan
tres fallas (a, b y c); en la dirección NW – SE, se hallan dos fallas menores (d y e); en la
dirección NNE - SSW dos fallas (f y g); finalmente, separándolo de la otra estructura, se
encuentra la falla (h), entre el pozo Frontera 4B y el pozo Frontera 3
CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL CAMPO
Dentro de las características litológicas en las principales formaciones del Campo Frontera,
tenemos:
Formación Napo (Grupo Napo)
El actual grupo Napo abarca las formaciones Napo Basal, Napo Inferior, Napo Medio y Napo
Superior.
a) Formación Napo Basal
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61
Incluye la arenisca basal, anteriormente llamada Hollín Superior, la caliza “C” y la arenisca
"T". La caliza “C”, como una formación importante del Campo Frontera, está constituida de
una caliza fosilífera interclástica de color café clara a gris; la arenisca "T", por otra parte,
posee arenas cuarzosas, glauconíticas y en parte calcáreas de color verde.
La arenisca "T" se divide en superior e inferior: la arenisca "T" Inferior, también denominada
“T” Principal, está constituida de areniscas glauconíticas e intercalaciones pequeñas de
lutitas; la arenisca “T” Superior está constituida de areniscas limosas y calcáreas con
intercalaciones de lentes de lutitas.
b) Formación Napo Inferior
Incluye la caliza "B”, lutita "U" y las areniscas "U" Inferior y "U" Superior.
La caliza "B" la constituye una alternancia de lutitas negras y calizas margosas. La arenisca
“U” Inferior, contenedora de hidrocarburos, se divide en cuatro subniveles, y arenisca “U”
Superior, está constituida de areniscas lutáceas y/o calcáreas con intercalaciones de lentes
de lutitas.
En el subnivel U – 1, existe la presencia de estratificación cruzada; presenta una barra
marginal en el sector de los pozos Frontera 2, Frontera 5 y Frontera 3, en donde además, se
encuentra arenisca arcillosa con intraclastos de carbón e intercalaciones de lutita arcillosa y
carbonosa. En el subnivel U – 2, existe la presencia de lutitas que cubren la extensión del
subnivel U – 1.
En el subnivel U – 3, en la parte central del campo, por los pozos Frontera 5, Frontera 1 y
Frontera 4B, se encuentran depósitos correspondientes a una barra marginal intracanal,
caracterizados por la presencia de arenisca bioturbada con intercalaciones de lutita micácea
y arenisca limosa. En el subnivel U – 4, el canal del Norte, permanece migrado hacia el Sur,
hacia el pozo Frontera 5, donde forma un canal de marea; por el pozo Frontera 3, cruza una
barra marginal, caracterizada por la presencia de areniscas con hidrocarburos e
intercalaciones de areniscas arcillosas.
c) Formación Napo Medio
La conforman la caliza "A" y la caliza "M-2". La caliza "A" está constituida de calizas de
estratos gruesos, típicas de plataforma carbonatada de poca profundidad con lutitas en la
base y tope. La caliza “M-2” posee glauconitas que son mayormente coetáneas de esta
caliza.
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d) Formación Napo Superior
Incluye a la caliza "M-1", a las lutitas del Napo Superior, y a las areniscas superiores del
grupo Napo, también llamada arenisca "M-1". La caliza
“M-1”, es una secuencia de calizas-lutitas-margas-calizas. La lutita "M-1" está materializada
por niveles de fosforitas y está ligada a la transgresión.
CARACTERÍSTICAS ESTRATIGRÁFICAS DEL CAMPO
Las características estratigráficas de las principales formaciones, son:
Formación Napo (Grupo Napo)
El grupo Napo suprayace en concordancia a la formación Hollín (la formación Hollín no
presenta hidrocarburos) y está cubierta por los "red beds" de la formación Tena con una
ligera discordancia erosional.
a) Formación Napo Basal
Corresponde más o menos a un primer ciclo sedimentario transgresivo-regresivo, cuyo tope
podría coincidir con una buena línea de tiempo; se encuentra sobreyacida por la Formación
Napo Inferior, la cual se detallará más adelante.
La arenisca basal y caliza "C", desaparecen al Este o Noreste, por lo tanto no pueden ser
utilizadas como línea de tiempo. El carácter marino de la arenisca basal, demuestra que ya
pertenece al ciclo sedimentario marino del Cretáceo Medio (parte inferior del grupo Napo).
La caliza "C" se acuña hacia los flancos del paleorelieve.
La arenisca "T", también posee una influencia notable del paleorelieve en su depositación;
yace directamente en discordancia, lo cual ha influido claramente en las características
petrofísicas del reservorio. La arenisca "T" Inferior, constituye el principal reservorio de esta
arena; posee una potencia promedia de 45 pies. La arenisca "T" Superior, tiene un escaso
desarrollo de arena en el campo y posee una potencia de 20 pies.
b) Formación Napo Inferior
Corresponde más o menos a un nuevo ciclo sedimentario transgresivo-regresivo mayor,
terminado por un hiato estratigráfico mayor. La caliza "B" posee una potencia aproximada
de 30 pies y son depósitos de plataforma profunda.
La arenisca "U" Inferior es el principal reservorio del campo y posee una potencia promedia
de 55 pies. El nivel inferior U – 1, se encuentra en toda la extensión del campo y se
interpreta como un canal deltaico que pasa por los pozos Frontera 1 y Frontera 4B. El nivel
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independiente U – 2, consiste en una lutita de espesor constante desarrollada en todo el
campo cubriendo concordantemente el subnivel U - 1, y que si bien puede tener porosidad,
carece de permeabilidad por lo que es una capa impermeable.
La arenisca intermedia U – 3, es el principal reservorio con una arenisca limpia, y se
desarrolla a los extremos del campo, cuyo canal principal, parece subdividirse en dos, al
Norte en el pozo Frontera 2 y al Sur en el pozo Frontera 3, caracterizado por presencia de
estratificación cruzada. El nivel U – 4, es de menor desarrollo; está localizado parcialmente
al Norte en el pozo Frontera 5 y al Sur en el pozo Frontera 3.
La arenisca “U” Superior posee un ambiente de depósito marino somero a transicional,
gradando a deltaico al tope del reservorio.
c) Formación Napo Medio
La caliza “A” está probablemente separada de la arenisca "U" por un hiato; posee una base
transgresiva constituye una excelente línea de tiempo. La caliza “M-2” es muy
probablemente de edad Turoniano Superior, y alcanza el Coniaciano Basal hacia el tope.
d) Formación Napo Superior
Incluye a la caliza "M-1" que traduce una transgresión mayor y constituye una muy buena
línea de tiempo, la lutita "M-1" con una nueva transgresión marina importante, y las dos
unidades de la arenisca "M-1", las cuales tienen un contacto basal erosivo que, como todas
las superficies de transgresión, establecen relativamente buenas líneas de tiempo que
siguen hiatos estratigráficos importantes.
RESERVORIOS PRODUCTORES DEL CAMPO
Los reservorios principales, contenidos en el Campo Frontera, de los cuales existe aporte de
hidrocarburos son los denominados arenisca “U” Inferior y la arenisca “T”.
Cabe destacar que el yacimiento de mayor importancia desde el punto de vista de la
producción, es la arenisca “U” Inferior, debido a que es el reservorio que entrega la mayor
cantidad de crudo dentro de la producción total del campo.
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REGISTROS ELÉCTRICOS
Los registros tomados en el Campo Frontera se detallan en el siguiente cuadro De igual
manera, los valores de porosidad efectiva y saturación de agua calculados a partir de
registros eléctricos
PROPIEDADES PETROFÍSICAS
POROSIDAD
A partir de los valores que fueron obtenidos, se determinó la porosidad efectiva promedio
para cada arenisca, resumida en el siguiente cuadro:
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PERMEABILIDAD
Saturación de agua, (Sw)
Los valores de saturación de agua para cada arenisca del campo, se presentan a
continuación:
Los valores de saturación de petróleo, para cada arenisca del Campo Frontera, fueron
obtenidos de las saturaciones de agua y son:
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Compresibilidad de la roca, (Cf)
CONTACTOS DE LOS YACIMIENTOS, (CAP)
PRODUCCIÓN
La producción efectuada en las areniscas “U” Inferior y “T”, de cada pozo en el Campo
Frontera, a partir Julio de 1991, fecha en la cual inicia la producción del campo, hasta Mayo
de 2008 el mecanismo de producción de la arena “T” tiene un empuje lateral con acuiífero
de fondo y la Arena “U” tiene empuje lateral y corresponde a un yacimiento subsaturado,
según los estudios de Ingeniería de Petróleos del Área Libertador
La producción del Campo Frontera ha sido muy irregular, en la figura 2.5 se puede ver el incremento
de producción de agua con relación al del petróleo. Al momento el campo tiene 2 pozos productores
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ESTACIÓN FRONTERA
Facilidades de superficie de la estacion Frontera
Una estacion de Produccion es una localizacion a la cual es direccionado el fluido
proveniente de cada uno de los pozos para ser separado, tratado y almacenado, dentro de
una estación de produccion se encuentran las llamadas facilidades de produccion que
consta de:
Multiples: el cual es un conjunto de válvulas y tuberias que nos permite direccionar
el fluido de los pozos hacia los separadores.
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Separador: dispositivo que permite separar las distintas fases del fluido mediante la
decantacion y cambio de velocidad.
Bota de Gas: permite eliminar el residuo de gas dentro del petróleo
Tanque de Lavado: separa el agua del petróleo, ademas de permitir el
almacenamiento de los dos fluidos
Tanque de Surgencia: almacena el petróleo
Bombas de Transferencia y Tanque de Almacenamiento: almacena el fluido con BSW
menor al 0,1 % para luego bombearla al oleoducto.
Dentro de algunas estaciones tambien temenos sistemas como:
La unidad LACT: es un conjunto de equipos donde se encuentra los contadores de
flujo electrico
Sistema contra Incendios: consta de bombas, tuberias para el manejo de agua y
espuma en caso de conatos de incendios.
Sistema para el tratamiento de agua para su posterior reinyeccion, para este proceso
se utilizan los siguientes equipos.
Tanque de Almacenamiento: donde se almacena el agua proveniente de
separadores, Tanque de Lavado y Surgencia
Acumulador, tambien conocido como pulmón, es un recipiente donde se acumula el
agua para evitar la cavitación
Bomba (Booster): permiten enviar el fluido al pozo inyector
La Estación Frontera cuenta de 2 baterías de Múltiples que permiten el manejo de 10 pozos
a la vez, con 2 separadores uno de producción con una capacidad de 10000 BLS y uno de
prueba con una capacidad de 5000 BLS, el fluido después de los separadores sigue al tanque
de lavado que tiene una capacidad de 5000 BLS sigue hacia el tanque de Surgencia que
cuenta con una capacidad para 5000 BLS, el petróleo de igual forma que en la anterior
estación es almacenado y trasladado hacia la estación Secoya. En la tabla 3.2 podemos
observar en detalle todas las facilidades de producción.
La Estacion Frontera maneja un promedio de 2926 BFPD con un BSW de 86,71 % y °API de
27.
DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE DE LA ESTACIÓN FRONTERA
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HISTORIAL DE LOS POZOS REINYECTORES DEL AREA FRONTERA
FORNTERA – 03 (FTR-03)
La completación original se realizó en Agosto 30 de 1994, el pozo fue originalmente perforado como
productor. El 18 de Junio de 2008 se lo cambio a Pozo Reinyector. En la siguiente tabla se muestra el
historial de los trabajos realizados.
ANTE DE SER REINYECTOR
No existen registros de trabajos realizados en este pozo como reinyector
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COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES
La Completación para un pozo reinyector es un arreglo de equipos y tuberías que tiene la finalidad
de conducir el agua de la superficie a la formación, de manera óptima y segura. Para este caso la
completación es simple, consta de tubería por donde se va a transportar el agua, un packer que aísla
la formación a la que se va a reinyectar, no-go que permite que el fluido sea unidireccional y de una
camisa q nos permite abrir o cerrar la tubería para el paso del agua. Las características de los
elementos usados en la complementación dependerán de la formación receptora y del agua de
formación.
FRONTERA – 03 (FRT-03)
La completación del pozo FRT-03 se encuentra desde 6659´ hasta 6835´, se inyecta a la formación
Tiyuyacu.
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CAMPO TAPI-TETETE
El campo Tapi está localizado en la región Amazónica Ecuatoriana, en el extremo Norte de la Subcuenca Napo, aproximadamente 10 km al Sus del Rio San Miguel frontera con Colombia, y 18 Km al Norte – Noreste (NNE) del Campo Pacayacu. Está ubicado en el extremo norte de la Subcuenta Napo; aproximadamente a 10 km al sur
del rio San Miguel frontera con Colombia, y 18 km al NE del Campo Pacayacu.
Las coordenadas geográficas y UTM dentro de las cuales se localiza este campo son:
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
Coordenadas Geográficas:
Latitud: 00°09´00´´-00°14´00´´N
Longitud: 76°30´00´´-76°33´00´´W
UTM
Latitud: 10018759.8-1002400.8 N
Longitud: 327415.6- 331624.4 W
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Antes se los consideraba independientes, fue descubierto en julio de 1980 con la
perforación del pozo Tetete 1, el mismo que alcanzo los 9400 pies de profundidad. En su
prueba inicial se obtuvieron 1325 BPPD de 30 ° API de la arenisca “T” y 330 BPPD de 29°API
de la arenisca “U”.
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PRESIONES DEL CAMPO
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Viscosidad del agua
Está en función de la temperatura, sin embargo la presión y salinidad también afectan sobre esta. Para este estudio calculamos valores promedio para el campo Tapi-Tetete.
Propiedades de los fluidos de acuerdo a las arenas:
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RESISTIVIDAD DE LAS ZONAS PRODUCTORAS
Se utilizó el método de Schlumberger para determinar la salinidad del agua, de la siguiente
forma:
-Establecer los siguientes valores de cada pozo: profundidad total (TD), temperatura
de superficie (TS), temperatura de fondo (BHT), y resistividad del filtrado de lodo (Rmf).
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Se determina el promedio (FD) de cada arena
Se calcula el gradiente geotérmico (GT).
Se determina la temperatura de formación a la profundidad promedio (FT).
Los datos de resistividad se ven en la tabla 2.3.
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Porosidad y permeabilidad de las zonas productoras
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Espesores netos saturados de petroleo
Permeabilidad del petroleo
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Para determinar el CAP se usaron registros electricos con los criterios
-una deflexion brusca de la resistividad total.
- la curva de la resistividad total se mantienen constante en valores bajos mientra exista
arena…anexo 1
Profundidades del CAP
CONTACTOS AGUA PETRÓLEO EN LOS POZOS DEL CAMPO TAPI-TETETE
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PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS
GEOLOGIA DEL CAMPO TAPI
La estructura del campo Tapi está conformada por dos ejes estructurales paralelos y
elongados en una dirección aproximada Norte-Sur. Los ejes de los anticlinales están
claramente definidos por los pozos Tapi 1,2 y 5 Oeste y Tapi 4 y 6 al Este, separados por un
bajo estructural paralelo, en cuyo flanco fue perforado Tapi-03.
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ESTRATIGRAFIA DEL CAMPO
La secuencia estratigráfica atravesada durante la perforación de los 6 pozos Tapi, tiene
relación la descrita en la Cuenca Oriental, y se compone de rocas Pre-cretácicas hasta
sedimentos cuaternarios
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COLUMNA LITOLÓGICA DEL CAMPO TAPI-TETETE
Según el Léxico Estratigráfico Duque (2000) y Tschopp (1953), las litologías de las
formaciones afines al campo Tapi son descritas así:
Formación Pre-Hollín
Pertenece a la edad Pre-Cretácica ya que se encontraron rocas metamorfizadas a la
profundidad de 9440 pies; un estudio microscópico dio como resultado un granito,
formando un paleorelieve sobre el cual se depositaron las rocas sedimentarias, desde Hollín
hasta el Cuaternario. Esta formación constituye el basamento para los campos
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Formación Hollín
Estudios palinológicos señalan la case de edad Aptiana y la mayoría de la formación
corresponde al Albiano. Una serie de lavas y piroclastos que comprenden esencialmente la
parte inferior de la formación podrían ser del Cretácico inferior
La formación Hollín es de ambiente marino continental, yace en discordancia erosional
sobre las rocas ígneas de Pre-Hollí; debido básicamente a la irregularidad de espesores.
Consiste de areniscas de color blanco, grano grueso, porosas, permeables, subredondeadas,
cuarzosas, ligerísimamente glauconíticas, con intercalaciones de finas capas de caliza masiva
color crema y lutitas negras fisibles
Formación Napo
Su edad va del Albiano al Santoniano. Se deposita concorde y erosionalmente sobre <hollín,
es de ambiente netamente marino y está constituida por una alternancia de lutitas, calizas y
areniscas.
La formación Napo se ha subdividido en 3 capas: Napo Inferior, Medio y Superior
Napo Inferior
Una serie de transgresiones y regresiones posibilitaron la depositación de esta litología la
cual está constituida por areniscas y lutitas con calizas subordinadas
A la base de Napo Inferior se muestran calizas de color crema masivas y duras. Sobre éstas
se deposita la <Arenisca “T” Inferior, que se caracteriza por ser cuarzosa, en secuencias
métricas grano-decreciente, con estratificación cruzada e intercalaciones lutáceas y con un
importante contenido de glauconita. Posteriormente encontramos la Arenisca “T” Superior,
que es una arenisca cuarzo-glauconítica, en bancos métricos de grano muy fino, masiva a
ondulada con bioturbaciones y una importante presencia de cemento calcáreo.
Siguiendo a “T” tenemos la Caliza B, de color gris claro a oscuro, masiva compacta y semi-
dura.
Sobre esta Caliza se deposito la Arenisca “U” Inferior, que corresponde a una arenisca
cuarzosa, en partes algo micácea, grano decreciente, limpia, masiva con estratificación
cruzada a la base, laminada al techo.
Encima yace la arenisca “U” Media que presenta lutitas negras grisáceas, fisibles y semi-
duras; finalmente se encuentra la Arenisca “U” Superior, que describe areniscas cuarzosas
con frecuentes bioturbaciones y la presencia de intercalaciones de lutita, a la base se
desarrolla una secuencia de grano-creciente y hacia arriba secuencias grano decrecientes.
Napo Medio
Constituido por una Caliza Principal o Caliza A, la cual se depositó debido a una serie de
transgresiones y regresiones, se muestra maciza, gris, fosilífera y de espesor constante entre
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70 y 90 m. Sobre ella se depositó la arena M-2, que es una arenisca de color gris verdoso,
calcárea, de grano fino a medio, subangular, arcillosa y glauconítica.
Napo Superior
Ocurre en un ambiente transgresivo y está constituido por lutitas verdes grises hasta negras
interestratificadas con escasas calizas grises parcialmente fosilíferas, su esperos decrece
desde los 230 m en el área Sur de Cutucú hasta cero. Empieza con la depositación de la
Caliza M-2, caracterizada por se de color gris claro y ligeramente arcilloso. Le siguen lutitas,
que a la vez subyacen al Calcáreo M-2 formado por calizas grises a cremas con un contenido
arenoso notable, duras y compactas. El último proceso es regresivo y lo constituye la
Arenisca M-1, de color gris oscuro a negro, con un alto contenido de cuarzo, grano medio,
subangular, levemente calcárea y saturada de petróleo pesado.
Formación Tena
Fosiles generalmente escasos indican una edad Santoniana o Campaniana para las capas
superiores. Se extiende a través de todo el Oriente, un conjunto de fauna y flora indica una
sedimentación de agua dulce a salobre, con breves ingresos marinos, pero se puede decir
que es una formación esencialmente continental. El contacto Napo-Tena está marcado por
un cambio litológico brusco y un cambio de facies abrupto, sin embargo no se ha observado
ninguna discordancia entre las dos formaciones.
En el campo Tapi se encuentra a una profundidad de 7664 pies y con un espesor
aproximado de 630 pies y está representada por limolitas y arcillas de color ladrillo y con un
intervalo arenoso hacia la base por lo que no presenta interés hidrocarburífero
Formación Tiyuyacu
Se la observó con un espesor de 1084 pies.
Formación Orteguaza
Se encuentra a una profundidad de 5200 pies con un espesor aproximado de 650 pies.
GEOLOGÍA ESTRUCTURAL
El campo Tapi, se ubica sobre el flanco platafórmico Nororiental de la Cuenca Oriente, en
donde la pendiente regionalcambia su tendencia, formando un escalón asociado a un
paleolato estructural de basamento de edad Precámbrica, que geneticamente estaría
relacionado a una de las prolongaciones occidentales del Cratón Guayanés; cuya expresión
morfoestructural es la de un eje tectónico de direccion Este-Oeste, que separa la subcuenca
Putumayo de la Subcuenca Napo.
La estructura del campo Tapi, está constituida por dos ejes estructurales paralelos,
elongados en una direccion preferencial Norte- Sur
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Sistema de Fallamiento
El campo Tapi está constituido de la Falla Tapi de las cuales se originan las fallas antitéticas
coplementarias con buzamientos perpendiculares hacia el Oeste, que alcanzan la base de la
caliza A
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA CUENCA ORIENTE
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DETERMINACION DE TOPES Y BASES
Los topes y bases de las arenas productoras del campo Tapi son determinados de los
registros de pozos, tomando en cuenta los cambios secuenciales que se presentan estos
depósitos sedimentarios, los cuales identificados por las curvas de resistividad, sónico,
gamma ray, potencial espontane, porosidad neutrón y densidad
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MECANISMOS DE PRODUCCION
El mecanismo predominante de producción de la arena “U” de estos campos es un acuífero
de fondo y la Arena “T” es mixto: expansión volumétrica y empuje lateral; corresponden a
un yacimiento subsaturado, según los estudios de Ingeniería de Petróleos del Área
Libertador
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La producción de Campo Tapi ha sido muy irregular durante unos años permaneció cerrada
(figura 2.10), después de este periodo el decremento de producción del fluido continua,
pero el incremento de producción de agua con relación al petróleo es notable. Al momento
el campo tiene 3 pozos productores (tabla 2,7)
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ESTACIÓN TAPI
Facilidades de superficie de la estacion Tapi
Una estacion de Produccion es una localizacion a la cual es direccionado el fluido proveniente de
cada uno de los pozos para ser separado, tratado y almacenado, dentro de una estación de
produccion se encuentran las llamadas facilidades de produccion que consta de:
Multiples: el cual es un conjunto de válvulas y tuberias que nos permite direccionar el fluido
de los pozos hacia los separadores.
Separador: dispositivo que permite separar las distintas fases del fluido mediante la
decantacion y cambio de velocidad.
Bota de Gas: permite eliminar el residuo de gas dentro del petróleo
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Tanque de Lavado: separa el agua del petróleo, ademas de permitir el almacenamiento de
los dos fluidos
Tanque de Surgencia: almacena el petróleo
Bombas de Transferencia y Tanque de Almacenamiento: almacena el fluido con BSW menor
al 0,1 % para luego bombearla al oleoducto.
Dentro de algunas estaciones tambien temenos sistemas como:
La unidad LACT: es un conjunto de equipos donde se encuentra los contadores de flujo
electrico
Sistema contra Incendios: consta de bombas, tuberias para el manejo de agua y espuma en
caso de conatos de incendios.
Sistema para el tratamiento de agua para su posterior reinyeccion, para este proceso se
utilizan los siguientes equipos.
Tanque de Almacenamiento: donde se almacena el agua proveniente de separadores,
Tanque de Lavado y Surgencia
Acumulador, tambien conocido como pulmón, es un recipiente donde se acumula el agua
para evitar la cavitación
Bomba (Booster): permiten enviar el fluido al pozo inyector
La Estación Tapi cuenta de una batería de Múltiples que permite el manejo de 5 pozos, un separador
de producción de 15000 BLS de capacidad, y un separador de prueba de prueba con una capacidad
de 10000 BLS. El petróleo proveniente de los separadores continúa al tanque de Lavado que tiene
una capacidad de 5000 BLS, el petroleo es almacenado en un tanque de Surgencia con una
capacidad de 5000 BLS, para finalmente ser enviado a la estación Secoya. En la tabla 3,7 podemos
observar en detalle todas las facilidades de producción
La Estación Tapi maneja un promedio de 2808 BFPD con un BSW de 88,12 % y un °API de 28
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HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA TAPI
Tapi- 02 (TAP-02)
La completación original fue el 12 de noviembre de 1987, el pozo fue originalmente perforado como
productor. El 5 de Junio del 2000 se lo cambio a Pozo Reinyector. En la siguiente tabla se muestra el
historial de trabajos realizados:
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HISTORIAL DE REINYECCIÓN
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COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES
La Completación para un pozo reinyector es un arreglo de equipos y tuberías que tiene la
finalidad de conducir el agua de la superficie a la formación, de manera óptima y segura.
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Para este caso la completación es simple, consta de tubería por donde se va a transportar el
agua, un packer que aísla la formación a la que se va a reinyectar, no-go que permite que el
fluido sea unidireccional y de una camisa q nos permite abrir o cerrar la tubería para el paso
del agua. Las características de los elementos usados en la complementación dependerán
de la formación receptora y del agua de formación.
TAPI – 02 (TAP-02)
La completación del pozo TAP-02 se inyecta a la formación Tiyuyacu
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PROYECCIÓN DEL BSW CAMPO TAPI
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La producción comercial del campo Tapi-Tetete tiene lugar en Abril de 1984, al momento se
tiene perforado 11 pozos en Tetete y 6 en Tapi; la producción actual a Mayo del 2006 d
Tetete es de 6972 BPPD de los cuales tenemos 1901 BPPD y 5071 BAPD, mientras que Tapi
produce 909 BPPD y 2727 BAPD es decir 3636 BFPD. El sistema de producción actual es por
bombeo hidráulico en los campos a excepción de los pozos Tapi 6 y Tetete 11.
GEOGRAFÍA DEL CAMPO TETETE
La estructura del campo Tapi está conformada por dos ejes estructurales paralelos y
elongados en una dirección aproximada Norte Sur. Los ejes de los anticlinales están
claramente definidos por los pozos Tapi-1,2 y 5 al oeste y Tapi 4 y 6 al Este, separados por
un bajo estructural paralelo, cuyo flanco fue perforado Tapi -3.
ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO
La secuencia estratigráfica durante la perforación de los 11 pozos Tetete y los 6 Tapi,
tiene relación directa con la descrita en al Cuenca oriental y se compone de rocas Pre
cretácicas hasta sedimentos cuaternarios.
Formación Hollín.- Contiene rocas del cretácico inferior, se formo en un ambiente marino
continental, yace en discordancia erosional sobre rocas ígneas de pre- hollín; debido
básicamente a la irregularidad de los espesores. Consiste de areniscas de color blanco,
grano grueso, porosas, permeables, subredondeadas cuarzosas, ligerísimamente
glaunconiticas, con intercalaciones de finas capas de caliza masiva color crema y lutitas
negras fisibles.
Formación Napo.- Se formo sobre Hollín en un ambiente marino y está constituida por
alternancia de lutitas, calizas y areniscas.
Napo inferior
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A la base de napo inferior se muestran calizas de color crema masivas y duras. Sobre estas
se deposita la Arenisca “T” Inferior, que se caracteriza por ser cuarzosa, con estratificación
cruzada e intercambios lutáceas y con un importante contenido de glauconita.
Posteriormente se encuentra la arenisca “T” superior, que es arenisca cuarzo-glauconítica,
en bancos métricos de grano y una importante presencia de cemento calcáreo.
Sobre la caliza se depositó la Arenisca “U” Inferior, que corresponde a una arenisca
cuarzosa, en partes algo micácea, grano decreciente, limpia, masiva, con estratificación
cruzada a la base, laminada al techo.
Encima yace la arenisca “U” Media que presenta lutitas negras grisáceas, fisibles y semi-
duras; finalmente se encuentra la Arenisca “U” Superior, que describe areniscas cuarzosas
con frecuentes bioturbaciones y la presencia de intercalaciones de lutita, a la base se
desarrolla una secuencia de grano-creciente y hacia arriba secuencias de grano-
decrecientes.
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Napo Medio
Constituido por la Caliza A, a la cual se deposito debido a una serie de regresiones, se
muestra maciza, gris, fosilífera y de espesor constante de entre 70 y 90 metros. Sobre ella se
deposito la arena M-2, que es una arenisca de color gris verdosos, calcárea, de grano fino,
arcillosa y glauconítica.
Napo Superior
Ocurre en un ambiente transgresivo y está constituido por lutitas verde grises hasta
negras, con escazas calizas grises parcialmente fosilíferas, su espesor decrece desde los
230m en el área Sur de Cúcutu hasta cero. Empieza con la depositación de la caliza M-2,
caracterizada por ser de color gris claro y ligeramente arcilloso. Le sigue la caliza M-1 de
origen calcáreo. Al final se encuentra la arenisca M-1, de color gris obscuro a negro con un
alto contenido de cuarzo, grano medio, levemente calcárea y subsaturada de petróleo
pesado.
Formación Tena
El contacto Napo-Tena está marcado por un cambio litológico brusco y un cambio de facies
abrupto, sin embargo no se ha observado ninguna discordancia entre las dos formaciones.
En los campos del pozo Tetete -1 se encuentra a una profundidad de 7664 pies y un
espesor aproximado de 630 pies y está representada por limonitas y arcillas de color ladrillo;
con un intervalo arenosos hacia la base por lo que no presenta interés hidrocarburífero.
GEOLOGIA ESTRUCTURAL
El campo Tapi-Tetete, se ubica sobre un flanco plata fórmico Nororiental de la Cuenca
Oriente, en donde la pendiente regional cambia su tendencia a un escalón estructural de
basamento de edad precámbrica, que genéticamente estaría relacionado a una de las
prolongaciones del Cratón Guayanés, cuya expresión es el eje de dirección que separa la
Subcuenca Putumayo de la Subcuenca Napo
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ZONAS PRODUCTORAS
El campo Tapi-Tetete produce de las areniscas “U” y “T” de la formación Napo, las cuales
se detallan:
Arenisca “T”.- Corresponde a las bases de las calizas “C” (Napo Basal) y “B” de la secuencia
Napo Inferior, en donde se diferencian dos niveles clásticos principales:”T” Inferior o
Principal y “T” Superior o secundaria.
La arenisca “T” contiene hidrocarburos de 22.4°API a 29.5°API.
La arenisca “U”.- Se deposito entre las calizas A y B de la formación Napo en donde se
encuentran tres niveles diferentes. “U” Superior. “U” media y “U” inferior, cuyos límites se
definen por marcadores litológicos regionales asociados a líneas de tiempo.
“U” Inferior es el yacimiento de mayor importancia para el campo Tetete. Es una arenisca
limpia, cuarzosa, grano decreciente, bien seleccionado, cemento silíceo levemente calcáreo.
Los mayores espesores netos y las mejores permeabilidades se encuentran la arenisca “U”
inferior de la estructura central de los pozos Tetete 4-7-8 y 9, generalmente sus
hidrocarburos están entre 24 y 29.5 °API.
PARÁMETROS PETROFÍSICOS DE LAS FORMACIONES Y DE FLUIDOS
TOPES Y BASES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO TAPI-TETETE
Los topes y bases de las arenas productoras del campo Tapi-Tetete son determinados de los
registros de pozos, tomando en cuenta los cambios secuenciales que presentan los
sedimentos. Estos registros son los de resistividad, sónico, gamma ray, potencial
espontaneo, porosidad neutrón y de densidad.
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Topes y bases de las arenas productoras
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CAMPO SECOYA
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El campo Secoya se encuentra ubicado en la Región Amazónica, en la parte Sur-Occidente
del campo Libertador, junto al campo Shuara, al sur del campo Shushuqui, rodeado por los
campo Aguarico y Atacapi. Su estructura fue descubierta con la perforación del pozo SEC-02,
entre enero y frebrero de 1980. Tiene una extensión de aproximadamente 684.5 km2.
El Campo Secoya muestra una estructura anticlina, limitada en la parte Este por una falla
que corre de norte a sur y por el norte, sur y oeste por los cierres estructurales de “Ui”
(8186 ft) y “T” (8357 ft); coincidiendo este último cierre estructural con la protección del
CAP del pozo vecino SHU-01.
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Fig. Localización del Campo Secoya
En el campo Secoya se han perforado un total de 40 pozos, distribuidos en la región sur-occidente
del campo Libertador a continuación se presentaran algunos Forecast de pozos
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Mecanismos de producción
El mecanismo de producción del Campo Secoya es un empuje lateral hidráulico; por lo que
la presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja. Cuando la producción se
reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del
contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medios
porosos, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de
petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que
permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La
Intrusión ocurre debido a:
Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se
expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.
El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea el reservorio de petróleo
está en contacto con agua proveniente de la superficie. Dependiendo de la forma como
ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:
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Reservorio por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de gran espesor con
suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo
de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema.
Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacie el reservorio desde los
lados.
Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:
El hidrocarburo (petróleo o gas) está rodeado por agua.
Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50
md). A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.
El método de balance de materiales es el mejor indicador.
En los estudios y análisis PVT del Campo Libertador se ha determinado que este Campo
corresponde a un yacimiento subsaturado (Simulación de Yacimientos, Campo Libertador,
Volumen I, Febrero 2004).
La producción del Campo Secoya se puede observar en la figura 2.7, el incremento de producción de agua con relación al del petróleo es notable desde el año 2002. Al momento el campo tiene 24 pozos productores (Tabla 2.4)
Pozos productores del Campos Secoya
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DIAGRAMA DE FLUJO DEL CAMPO SECOYA
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CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO DEL CAMPO SECOYA
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Niveles de producción del campo Secoya
LA ESTACIÓN SECOYA
Facilidades de superficie de la estación Secoya
Una estacion de Produccion es una localizacion a la cual es direccionado el fluido proveniente de
cada uno de los pozos para ser separado, tratado y almacenado, dentro de una estación de
produccion se encuentran las llamadas facilidades de produccion que consta de:
Multiples: el cual es un conjunto de válvulas y tuberias que nos permite direccionar el fluido
de los pozos hacia los separadores.
Separador: dispositivo que permite separar las distintas fases del fluido mediante la
decantacion y cambio de velocidad.
Bota de Gas: permite eliminar el residuo de gas dentro del petróleo
Tanque de Lavado: separa el agua del petróleo, ademas de permitir el almacenamiento de
los dos fluidos
Tanque de Surgencia: almacena el petróleo
Bombas de Transferencia y Tanque de Almacenamiento: almacena el fluido con BSW menor
al 0,1 % para luego bombearla al oleoducto.
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Dentro de algunas estaciones tambien temenos sistemas como:
La unidad LACT: es un conjunto de equipos donde se encuentra los contadores de flujo
electrico
Sistema contra Incendios: consta de bombas, tuberias para el manejo de agua y espuma en
caso de conatos de incendios.
Sistema para el tratamiento de agua para su posterior reinyeccion, para este proceso se
utilizan los siguientes equipos.
Tanque de Almacenamiento: donde se almacena el agua proveniente de separadores,
Tanque de Lavado y Surgencia
Acumulador, tambien conocido como pulmón, es un recipiente donde se acumula el agua
para evitar la cavitación
Bomba (Booster): permiten enviar el fluido al pozo inyector
La Estación Secoya está ubicada dentro del campo Secoya, el cual forma parte del área de
producción Libertador ubicada en la Provincia de Sucumbíos, en el nororiente de la Amazonía
Ecuatoriana.
Las coordenadas UTM correspondientes a la Estación Secoya son: Norte UTM 10.001.624,170 y Este
UTM 323.339,850.
La Estación Secoya cuenta de 6 baterías de Múltiples que permiten el manejo de 30 pozos a la vez,
con 2 separadores uno de producción con una capacidad de 30000 BLS además existen 2
separadores de prueba con una capacidad de 5000 y prueba con una capacidad de 10000 BLS, el
petróleo proveniente de los separadores es transportado a un tanque de lavado de techo cónico con
una capacidad de 24600 BLS, finalmente el petróleo es almacenado en un tanque de Surgencia techo
cónico con una capacidad de 32540 BLS. En la tabla 3.4 podemos observar en detalle todas las
facilidades de producción
La Estación Secoya maneja un promedio de 22745 BFPD con un BSW de 79,75 % y °API de 28
La estación Secoya también dispone de tres tanques (Oleoducto 1, 2 y 3) con una capacidad
operativa de 80000 BLS cada uno, que almacena el petróleo enviado de las estaciones Pichincha,
Shuara, Shushuqui y Tetete, esta última la producción es acumulada de Tapi, Tetete y Frontera.
Fotografías de las facilidades de superficie:
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Todo este crudo es conducido a la unidad LACT para ser enviado a la estación central en Lago Agrio y
posteriormente bombeado al S.O.T.E.
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HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA SECOYA
SECOYA – 01 RW (SEC-01 RW)
Se completó oficialmente el pozo el 07 de julio del 2009 como reinyector de agua de formación a la
formación Hollín Inferior.
Actualmente reinyecta 16500 BAPD con una presión de cabeza de 2420 PSI.
SECOYA – 25 (SEC-25)
El pozo fue completado originalmente el 27 de noviembre de 1992 como pozo productor. Luego de
estar cerrado desde diciembre de 1997 por bajo aporte fue completado como pozo reinyector el 06
de enero del 2006 para reinyectar 10512 BAPD con presión de 2550 PSI. A continuación el historial
de trabajos realizados al pozo
Actualmente el pozo inyecta a la formación Hollín 2100 BAPD en promedio con 2400 PSI de Presión
de Cabeza.
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COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES
La Completación para un pozo reinyector es un arreglo de equipos y tuberías que tiene la finalidad
de conducir el agua de la superficie a la formación, de manera óptima y segura. Para este caso la
completación es simple, consta de tubería por donde se va a transportar el agua, un packer que aísla
la formación a la que se va a reinyectar, no-go que permite que el fluido sea unidireccional y de una
camisa q nos permite abrir o cerrar la tubería para el paso del agua. Las características de los
elementos usados en la complementación dependerán de la formación receptora y del agua de
formación.
SECOYA – 01 RW (SEC-01 RW)
La completación del pozo SEC-01RW se encuentra desde 9270´ hasta 9379´, se inyecta a la
formación Hollín (figura 3.18)
SECOYA – 25 (SEC-25)
La completación del pozo SEC-25 se encuentra desde 8925´ hasta 9448´, se inyecta a la formación
Hollín (figura 3.19)
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PROYECCIÓN DEL BSW CAMPO SECOYA
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CAMPO PICHINCHA
El Campo Pichincha se encuentra limitado por el Campo Secoya al Norte; el Campo Carabobo al Sur,
el Campo Cuyabeno al Este y el Campo Atacapi al Oeste.
Las correspondientes coordenadas geográficas del Campo Pichincha están representadas por:
Latitud: 00° 06´00´´ Norte 00° 04´ 00´´ y Longitud: 76° 33´ 00´´ Este -76° 36´ 30´´ Oeste
El Campo Pichincha inicia su vida productiva con el pozo Pichincha 01 el 6 de enero de 1985. En el
mismo año se perforaron los pozos Pichincha 02 y 03.
Luego se han añadido los pozos Pichincha 05, 09, 10, 08, 07, 11, 12 y 06 hasta el año de 1994. La
estación Pichincha maneja la producción de todos los pozos del Campo Pichincha
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La producción del Campo Pichincha se puede observar en la figura 2,6, el incremento de producción de agua con relación al del petróleo es notable desde el año 1997. Al momento el campo tiene 7 pozos productores (Tabla 2.3)
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Facilidades de superficie de la estacion Pichincha
Una estacion de Produccion es una localizacion a la cual es direccionado el fluido proveniente de
cada uno de los pozos para ser separado, tratado y almacenado, dentro de una estación de
produccion se encuentran las llamadas facilidades de produccion que consta de:
Multiples: el cual es un conjunto de válvulas y tuberias que nos permite direccionar el fluido
de los pozos hacia los separadores.
Separador: dispositivo que permite separar las distintas fases del fluido mediante la
decantacion y cambio de velocidad.
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Bota de Gas: permite eliminar el residuo de gas dentro del petróleo
Tanque de Lavado: separa el agua del petróleo, ademas de permitir el almacenamiento de
los dos fluidos
Tanque de Surgencia: almacena el petróleo
Bombas de Transferencia y Tanque de Almacenamiento: almacena el fluido con BSW menor
al 0,1 % para luego bombearla al oleoducto.
Dentro de algunas estaciones tambien temenos sistemas como:
La unidad LACT: es un conjunto de equipos donde se encuentra los contadores de flujo
electrico
Sistema contra Incendios: consta de bombas, tuberias para el manejo de agua y espuma en
caso de conatos de incendios.
Sistema para el tratamiento de agua para su posterior reinyeccion, para este proceso se
utilizan los siguientes equipos.
Tanque de Almacenamiento: donde se almacena el agua proveniente de separadores,
Tanque de Lavado y Surgencia
Acumulador, tambien conocido como pulmón, es un recipiente donde se acumula el agua
para evitar la cavitación
Bomba (Booster): permiten enviar el fluido al pozo inyector
La Estación Pichincha cuenta de baterías de Múltiples que permite el manejo de 20 pozos a la vez,
con tres separadores de producción de 20000 BLS de caparacidad cada uo, un separador de prueba
con una capacidad de 10000 BLS, y un separador de prueba con una capacidad de 5000 BLS. El
petróleo proveniente de los separadores continua con una capacidad de 32260 BLS, finalmente el
petróleo es almacenado en un tanque de Surgencia con una capacidad de 40820 BLS, para luego ser
enviado a la Estacion Secoya mediante la unidad de transferencia. En la tabla 3.3 podemos observar
en detalle todas las facilidades de produccion.
La Estación Pichincha maneja un promedio de 22682 BFPD con un BSW de 83,17 % y °API de 27
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HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA PICHINCHA
PICHINCHA -01 RW (PIC-01 RW)
El pozo fue perforado el 1 de septiembre del 2008 como reinyector de agua de formación, la
competición original se realizo el 14 de Diciembre de 2008 para reinyectar en la formación “Hollín”.
Este pozo inyecta 3690 BAPD en promedio en la actualidad.
PICHINCHA -11 (PIC-11)
La competición original se realizo el 6 de Septiembre de 1992, el pozo fue originalmente perforado
como productor. El 13 de Marzo de 2006 se lo cambio a Pozo Reinyector. En la siguiente tabla se
muestra el historial de los trabajos realizados:
ANTES DE SER REINYECTOR:
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HISTORIAL DE REINYECCION
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DATOS DE REINYECCIÓN CAMPO PICHINCHA
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COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES
La Completación para un pozo reinyector es un arreglo de equipos y tuberías que tiene la finalidad
de conducir el agua de la superficie a la formación, de manera óptima y segura. Para este caso la
completación es simple, consta de tubería por donde se va a transportar el agua, un packer que aísla
la formación a la que se va a reinyectar, no-go que permite que el fluido sea unidireccional y de una
camisa q nos permite abrir o cerrar la tubería para el paso del agua. Las características de los
elementos usados en la complementación dependerán de la formación receptora y del agua de
formación.
PICHINCHA -01 RW (PIC-01 RW)
La completación del pozo PIC-01 RW se encuentra desde 9354´ hasta 9460´, se inyecta a la
formación Hollín (figura 3.16)
PICHINCHA -11 (PIC-11)
La completación del pozo PIC-11 se encuentra desde 9349´ hasta 9425´, se inyecta a la formación
Hollín (figura 3.17)
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CAMPO SHUARA
El campo Shuara se encuentra ubicado en la parte Sur-Oriental del campo Libertador, teniendo por
límites, el campo Pacayacu en la parte Norte, al Sur el campo Pichincha, en sentido Oeste limitado
por los campos Shushuqui, Secoya y al Oriente limitado por la falla Shuara, su ubicación en
coordenadas UTM (Universal Transversal de Mercator), se presenta en la tabla 1.1 y en la figura 1.1
se presenta la ubicación dentro del área Libertador.
DESCUBRIMIENTO
El campo SHUARA fue descubierto en Abril de 1980 por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana
(CEPE), con la perforación del pozo exploratorio SHU-01, obteniendo una producción de 9964 BPPD
con un grado API del crudo de 28 a 33, a una profundidad de 9810 pies. Las primeras
interpretaciones sísmicas, mostraban a los campos Shushuqui, Secoya, Pichincha, Carabobo,
Pacayacu y Shuara como estructuras independientes, sin embargo, interpretaciones posteriores,
sustentadas con nueva sísmica y datos de nuevos pozos perforados, permitieron elaborar un nuevo
modelo estructural que integra las estructuras Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya en un solo
campo. Esta hipótesis se confirmó con la perforación del pozo Guarumo-01 posteriormente
denominado Pichincha-01.
ESTRUCTURA DEL CAMPO
El alineamiento Oriental Pacayacu-Shuara se presenta como una sola estructura alargada,
significativamente más estrecha que el alineamiento Secoya-Shushuqui con 1,2 km de ancho, una
longitud de 9,5 km y 60 pies de cierre estructural vertical. Los cierres efectivos de Norte y Sur son 60
pies y 5 pies, respectivamente a 8350 pies.
El campo está limitado por dos fallas con rumbo N-E, las cuales se definen como falla Shushuqui-
Secoya y falla Shuara.
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La falla Shushuqui-Secoya es una falla inversa, que tiene una extensión aproximada de 10km y
dirección paralela al eje de la estructura, salto de falla de 80 pies que afecta la zona de interés desde
la discordancia pre cretácica hasta la Caliza A. La Falla Shuara es inversa y tiene una extensión
aproximada de 12 km, en dirección paralela al eje de la estructura, un salto de falla de 80 pies y
afecta a la zona de interés del campo desde la discordancia pre cretácica hasta la Caliza A.
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PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA Y FLUIDOS
Los reservorios productores del campo Shuara son Basal Tena “BT”, U superior “Us”, U media “Um”,
U inferior “Ui”, T superior “Ts” y T inferior “Ti”, cuyas propiedades petrofísicas, como porosidad,
permeabilidad, saturación y viscosidad se presentan en las siguientes tablas. Datos tomados de
interpretaciones de registros a hueco abierto, pruebas de restauración de presión “B’Ups” y análisis
PVT.
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CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS
La tabla 1.6 presenta información que permite caracterizar a los reservorios, “BT”, “Us”, ”Um”, ”Ui”,
”Ts” y ”Ti”, con datos de presión inicial, de burbuja, temperatura de yacimiento, factor volumétrico,
gravedad específica del gas, razón de solubilidad y grado API.
PRINCIPALES RESERVORIOS PRODUCTORES DEL CAMPO SHUARA.
Los principales reservorios productores del Campo SHUARA son: Arenisca Basal Tena “BT”, Arenisca
inferior “Ui”, Arenisca media “Um”, Arenisca superior “Us”, Arenisca “Ts” y Arenisca “Ti”.
DESCRIPCION LITOLOGICA DE LOS RESERORIOS
FORMACION TENA
Arenisca Basal Tena “BT”
Arenisca cuarzosa con un espesor promedio de 8,21 pies con porosidad media de 17,81 %, la cual
presenta una litología, con granos de cuarzo traslúcidos a semitraslúcidos, de grano fino a muy fino,
en partes medio, subangular a subredondeados, con selección regular, arcillolira café oscura, café
amarillentas, café claras, gros-verdosas, café rojizas, cremas. el tipo de crudo que presenta el
reservorio es de 19,80 °API
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FORMACION NAPO
La secuencia “U” se desarrolla entre la superficie de máxima inundación a la base de la caliza B y
base de la caliza A, tiene 209 pies de espesor aproximadamente.
U Superior “Us”
El reservorio “Us” presenta un espesor promedio de 48,40 pies con un volumen de arcilla de 27,90 %
y porosidad media de 13,30 %. La litología consiste en arenisca cuarzosa, café clara, con inclusiones
de glauconita, congranos transparentes a traslúcidos, friable a suelta, de grano muy fino a fino,
subangular a subredondeados, de regular selección. Lutita gris oscura, ligeramente calcárea, gris a
gris oscura y negra ocasionalmente. El tipo de crudo que presenta el reservorio esta en el rango de
26 a 28 °API. El yacimiento presenta mecanismo de producción por expansión volumétrica y empuje
lateral de agua.
U media “Um”
La arena “Um” presenta un espesor promedio de 48,37 pies con 29,52 % de arcilla, y 13,40 % de
porosidad promedio, la descripción litológica detalla a este reservorio como, arenisca cuarzosa
blanca, ligeramente calcárea con granos de cuarzo transparente a traslúcidos, consolidada a friable
de grano fino a medio, subangular a subredondeados, de regular selección, con matriz arcillosa.
Lutita gris oscura, en partes negra, ligeramente calcárea, algo dura, subfísil a físil, sublaminar en
partes masiva (arcillolita), con inclusiones de pirita
U inferior ”Ui”
Esta arena tiene un espesor promedio de 48,88 pies con porcentaje de arcilla de 28% y 13,10% de
porosidad. Arenisca cuarzosa gris clara, traslúcida. Friable a suelta, grano fino a medio,
subredondeada a subangular, selección regular. Lutita gris-oscura a gris, ocasionalmente negra,
moderadamente dura, subfísil a físil, con inclusiones de micropirita. Tiene presencia de crudo liviano
de 27 a 29 °API. El mecanismo de empuje que presenta esta arena es lateral activo.
Las arenas “Ts” y “Ti”, pertenecen a la secuencia “T” que se desarrolla entre las superficies de áxima
inundacion caliza C a la base y caliza B al techo, tiene 219 pies de espesor promedio.
T Superior “Ts”
El reservorio “Ts” tiene un espesor promedio de 48,38 pies con un porcentaje de arcilla de 31,90 % y
una porosidad media de 11,20 %. La litología es arenisca cuarzosa, en partes con glauconita, café
clara a gris clara, con cuarzo traslúcido, friable a suelta, grano fino a muy fino y ocasionalmente
medio, granos subangularesa subredondeados, de pobre selección, con cemento calcáreo. Lutita
gris-oscura, moderadamente dura. El crudo presente en esta arena fluctúa entre 27 y 39 °API. el
mecanismo de produccion que presenta el reservorio es por expansión volumetrica debido a la caida
de presion muy pronunciada para el tiempo de producción de esta arena.
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T Inferior “Ti”
Esta arena psee un espesor promedio de 46,57 pies con un volumen de arcilla de 18 % y un
aporosidad promedio de 13,29 %. La litología de la arena Ti es, arenisca cuarzosa, café clara,
tralúcida, friable s suelta, grano fino a muy fino, variando en menor grado a medio, subangular a
subredondeado, pobre selección. Crudo café claro. Lutita gris oscura a gris y en partes negra,
moderadamente dura. El crudo presente en esta arena está entre 28 y 31 ° API. El tipo de empuje
que presenta la arena es hidráulico de fondo.
FORMACION HOLLÍN
La formación Hollín para el campo Shuara es considerada una zona de reinyeciion. Comprendida
entre la base erosional Hollin y el maximo de inindacion de la caliza C, tiene un espesor total de 122
pies con una porosidad promedio de 12,84 %, con permeabilidad que va desde los 100 a 200 md.
Su litología consiste en arenisca cuarzosa, gris-clara, transparente a traslúcida, en partes blanco-
lechosa, suelta, hacia arriba moderadamente consolidada, grano medio a grueso, variando hacia
arriba de grueso-medio a fino, ocasionalmente muy grueso, los granos son subangulares a
redondeados y la selección es regular, cambiando a pobre hacia el techo.
PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA
La siguiente figura, muestra la historia de producción de agua, petróleo y gas del campo desde los
inicios de los años ochenta, hasta enero de 2011, con un producción actual de 2000 BPPD con 11000
BAPD y 900 Mcf/d de gas.
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La historia de corte de agua se presenta en la siguiente figura, la cual está en aumento, hasta enero
de 2011 el campo presenta un corte de agua del 90%.
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En la figura siguiente se observa la producción acumulada por pozo al 31 de enero del 2011 fecha de
cierre de toma de información.
El pozo shu-12 presenta la mayor cantidad de producción de agua, acumulando 12 MM de Bls con
7MM de Bls de petróleo.
Los pozos con mayor producción de petróleo son: SHU-6 acumulando 7,80 MM Bls con 2 MM Bls de
agua, el pozo SHU-11 con 7,70 Bls de petróleo y 6,20 MM Bls de agua.
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ESTADO ACTUAL DEL CAMPO
El campo presenta a enero del 2011, un total de 31 pozos perforados de los cuales 28 son
verticales y 3 desviados, actualmente 12 están produciendo, 10 pozos con sistema de bombea
electrosumbergible PPS y los pozos SHU-3 son bombeo neumático PPG, SHU-34D con bombeo
hidráulico PPH. El restante de pozos, están divididos en 6 reinyectores, 7 cerrados y 6 abandonados.
La siguiente tabla presenta el número total de pozos del campo. Mediante el estudio de
historiales de reacondicionamiento se determina que la principal causa de cierre y abandono de los
pozos es por alto corte de agua, baja producción de petróleo y por rotura de casing.
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POZOS EN PRODUCCION
La siguiente tabla, presenta la producción acumulada de los pozos que se encuentran en producción
hasta el 31 de enero del 2011, sumando un total de 35,27 MM Bls de petróleo y 17,23 MM Bls de
agua.
La producción total del campo hasta el 31 de Enero del 2011, se muestra en la tabla 1,9 la cual se
obtiene sumando el volumen producido de los pozos en producción y los q fueron cerrados y
abandonados obteniendo un total de 59,57 MM de Bls de petróleo
PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO DEL CAMPO
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POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS
POZOS DE REINYECCIÓN
Los pozos de reinyección: SHU-RW1, SHU1, SHU-2, SHU-10, SHU-18 y SHU-21, son usados para
reinyectar el agua separada que se obtiene en superficie, los pozos SHU-21 y SHU-RW01 son
utilizados actualmente para reinyectar el agua producida de todo el campo, los demás se encuentran
cerrados.
La figura 1.6 muestra el número de W.O realizados por pozo hasta la actualidad, los pozos: SHU-4,
SHU-6 y SHU-12, solo los que presentan mayor número de intervenciones.
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180
RESERVAS DEL CAMPO
El cálculo de reservas para el campo SHUARA, se determinó aplicando el método de curva de
declinación de producción, método que se aplicó mediante la ejecución del software OFM (Oil Field
Manager), simulación que se observa en la figura siguiente, dando un volumen de reservas a
recuperar de 5,62 MMbls de petróleo.
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181
FACILIDADES DE SUPERFICIE
Las facilidades de superficie se presentan a detalle en la tabla 1.12. La estación SHUARA cuenta con
dos separadores de 20 000 Bls de capacidad cada unidad y un separador de prueba de 10 000 Bls.
Posee un tanque de lavado de 10 590 Bls y un tanque de surgencia con capacidad de 18 130 Bls.
TABLA 1.12 FACILIDADES DE SUPERFICIE
UBICACIÓN ELEMENTO
EQUIPO O
COMPONENTE
DESCRIPCIÓN
GENERAL
ESTADO
ACTUAL
TRABAJOS
REALIZADOS
EN EL PERIODO
ÁREA DE
COMPRESORES
GAS LIFT
- 2 COMPRESORES AJAX
SIZE 15x 11 400 MWP
- COMPRESOR SULLAIR ELECT.
- COMPRESOR MECÁNICO LISTER
-3 BOMBAS MAX
MOTOR ELÉCTRICO ¼ HP
DESHIDRATADOR ELEC.
1028 LBRS. ARANAUE ELECT.
- TANQUE DE AGUA 200 BLS
CON BOMBA DE 5 HP
- COMPRESORES
DE GAS
- COMPRESORES DE AIRE
- COMPRESORES DE AIRE
-BOMBAS DE INYECCIÓN
DE QUÍMICO
- DESHIDRATADOR
DE GAS
- SISTEMA DE LIMPIEZA
DE COMPRESOR
O.K.
O.K.
O.K. RSV
O.K.
F/S
O.K.
TRABAJAN ALTERNADAMENTE
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
MINI ESTACIÓN
SHUARA 09
01 TK. CON BOTA INCORP. 500 BL.
01 TK. 750 BL EMPERNADO
02 TK. DE COMBUSTIBLES.
01 BOMBA GARDEN DENVER
1 TK. ALMACENAMIENTO
1 TK. ALMACENAMIENTO
1 TK. DIESEL 10 BLS.
TRANSF. CRUDO A EST.
REGULAR
REGULAR
REGULAR
REGULAR
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
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182
MOD: FG-FXR 126 GLS/MIN.
01 BOMBA ELECTRICA CON MOTOR
HP100
BOMBA DURCO 2K3X2
01 MOTOR CATERPILLAR 78HP.
01 BATERÍA DE 5 POZOS
- SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
- SEPARADOR DE PRUEBA
1 COMPRENSOR DE AIRE QUINSY
01 BOMBA SUMIDERO CON COM BOMBA
COOPRO-DURY 3HP
SHU
LLEGADA DE POZOS
15000 BLS
5000 BLS
BUENO
BUENO
REGULAR
REGULAR
BUENO
BUENO
BUENO
BUENO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
SISTEMA
CONTRA
INCENDIO
- TANQUE EMPERNADO
DE 300 BARRILES
- TK. DIESEL 6903 gls
- 2 BOMBAS DETROID A DIESEL
- TK 2300 BLS. HORIZONTAL
TANQUE DE AGUA PARA
SIST. CONTRAINCENDIO
TANQUE COMBUSTIBLE
BOMBAS DEL S.C.I.
TANQUE DE ESPUMA SCI
O.K.
O.K. FUNCIONAN
MANUALMENTE
O.K.
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
NINGUNO
TANQUES -TK VERTICL D SURGENCIA DE 2882,13m3
-TK EMPERNADO 5000 bls
-TK DE LAVADO 2001,43m3
-TK. DE REINYECCION 476,91 m3
-BOMBA ELECTRICA DE 5HP
-BOMBA ELECTRICA DE 20HP
-2 BOMBAS ELECTRICAS 150HP
TANQUE DE SURGENCIA
TANQUE EMPERNADO
TANQUE DE LAVADO
TANQUE SOLDADO
BOMBAS DE SUMIDERO
DE RECIRCULACIÓN
DE TRANSFERENCIA
Mal Estado
O.K.
O.K.
O.K.
O.K.
O.K.
O.K.
LIQUEO X FONDO + ACUMULACIÓN DE SEDIMENTOS
ESPERA TABLAS DE
CALIBRACIÓN
NINGUNO
NINGUNO SUMIDERO GAS LIFT NO HAY BOMBA
NINGUNO CAMBIO VALVULA DE TRES VIAS
AREA DE
SEPARADORES
-SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
-SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
-SEPARADOR DE PRUEBA
-SEPARADOR DE PRUEBA
-5 BATERIAS DE 5 POZOS
20000 BLS
20000 BLS
5000 BLS
10000 BLS
MANIFOLDS
O.K.
REGULAR
F/S
O.K.
REGULAR
NINGUNO ESPEA CAMBIO DE NIPPLES DE DESCARGAS
ACERO DE LOS ANDES
MANTENIMIENTO ANUAL
REALIZAN INSPECCION TECNICA
SISTEMAS DE
CONFESION
EN TODOS LOS TKS EXISTEN
MUROS DE CEMENTO
SURGENCIA
LAVADO
MAL ESTADO
O.K.
NINGUNO
Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.
ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS SELECCIONAODS
La excesiva producción de agua es el principal problema que presenta en la actualidad el campo
SHUARA, alcanzando un volumen de 11000 Bls de agua por día y un corte de agua del 90% a Enero
del 2011.
La figura siguiente muestra los porcentajes producidos, de los pozos en producción por arena, con
un total de 17,23 MM Bls de agua, se identifica la arena “Ui” con 49% la cual representa la mayor
cantidad, seguido de la arena “Us” con 21 % y con menor cantidad de producción las arenas “T”.
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183
FIGURA 2.1. PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA POR YACIMIENTO
ORÍGEN DEL AGUA DEL CAMPO
El campo SHUARA está limitado por un sistema de fallas, las cuales se ubican en la parte Este y
Oeste, como se muestran en la figura siguiente.
Las figuras 2.2, 2.3 y 2.4, representa la simulación matemática del campo Libertador realizada en
2009, el área SHUARA se ubica en la parte sureste, donde se muestra los acuíferos de los
yacimientos Us, Ui, Ts y Ti, representados por colores.
YACIMIENTO Us
En la parte sureste se parecía el acuífero en color rojo, donde ingresa el agua hacia el yacimiento.
Debido a que la falla que limita al campo no es sellante, este acuífero representa el segundo
yacimiento con mayor producción de agua del campo.
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184
YACIMIENTO Ui
El aporte de agua para el yacimiento Ui, proviene del acuífero que está ubicado en la parte sureste,
el cual es de gran espesor y está representado con color turquesa.
YACIMIENTO Ts y Ti
Los acuíferos de los reservorios Ts y Ti están representados por color verde y actualmente aportan
con el 19% de la producción de agua.
HISTORIA DE PRESIÓN
La historia de presión del campo registrada desde 1982 hasta los inicios del 2009 para las arenas: Us,
Um, Ui, Ts y Ti, están representadas en las figuras 2.5, 2.6 y 2.7. La presión inicial para los reservorio
está en 3800 psi y las presiones hasta el 2009 se encuentran en 2600 psi, con lo cual se determinó
que el campo presenta una declinación de presión anual de 44,44 psi/año, declinándose 24 psi por
cada millón de barriles de petróleo producido. En la figura 2.7 los puntos en el círculo azul
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185
corresponden a presiones de los pozos SHU-4, SHU-13, SHU-22 y SHU-26, registran valores altos
porque se encuentran cerca de la falla principal.
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186
CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA
En la siguiente tabla se presentan algunas características que deben cumplir los yacimientos
cuyo mecanismo de producción es por empuje de agua, sea este lateral o de fondo.
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187
Los yacimientos Us, Um, Ui, Ts y Ti, que tiene el campo Shuara tienen características similares a las
mostradas en la tabla 2.1, por lo que se los podrían ser considerados yacimientos con mecanismo de
producción por empuje de agua.
UBICACIÓN DE POZOS
Los pozos activos del campo con mayor producción de agua son: SHU-3, SHU-4, SHU-6, SHU-8, SHU-
14 y SHU-34D. Los que se encuentran ubicados cerca de la falla principal, siendo afectados
directamente por los acuíferos, los cuales inundan los yacimientos de producción. En cambio los
pozos: SHU-9, SHU-20, SHU-2 y SHU-25, están ubicados en la parte central del campo y no presentan
comunicación directa con los acuíferos por lo cual no son afectados gravemente y no presentan
elevada producción de agua. Los pozos SHU-12 y SHU-15, se encuentran en la parte central del
campo y presentan elevada producción de agua, ya que están ubicados cerca de los pozos SHU-4 y
SHU-8. Estos se observan en la figura 2.8.
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188
POZOS SELECCIONADOS
En la siguiente tabla, se presenta los pozos seleccionados que cumplen todos los condicionamientos
y la figura 2.8 muestra la ubicación de estos pozos encerrados con un círculo de color rojo.
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189
RESERVAS POR POZO
El cálculo de reservas por pozo se muestra en la tabla 2.4, se calculó mediante el método de curvas
de declinación hasta Enero 2011, las cuales se realizaron en el software OFM (Oil Field Manager), las
que se indican en anexo No.1 y en la figura 2.9 la producción acumulada de agua por arena.
Ni=EUR (Estimate Ultimate Recovery) [Bls]
Np= Reservas acumuladas producidas [Bls]
Reservas remanentes = Ni – Np [Bls]
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190
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191
CAMPO OCANO
El campo Ocano inició sus operaciones con el pozo Ocano-1 que fue perforado en 1995 con una
profundidad de 9320 pies con una producción de 2391 BPPD de la formación “U” inferior (22 ºAPI).
En la actualidad el pozo Ocano-01, se encuentra cerrado por alto BSW y el pozo Peña Blanca-01 por
no disponer facilidades de producción.
CAMPO PEÑA BLANCA
El campo Peña Blanca se inició con la perforación del pozo exploratorio Peña Blanca-1 en diciembre
de 1994 con una profundidad de 9250 pies se produjo un total de 2963 BPPD de la formación “T” (27
ºAPI), existieron problemas desde el principio por el incremente precipitado del BSW en la
producción.
CAMPO SHUSHUQUI
Estado actual de los pozos del Campo Shushuqui
A continuación la completación del pozo Shushuqui-06, realizada el 28 de agosto de 1983:
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192
COMP. ORIGINAL: 28-AGO-83
REACOND. # 05:
REACOND. # 06:
REACOND. # 07:
TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL
10¾", H-40, 32.75 #/P, 8 RD, 32 TUBOS
5
3 ½", CAMISA (ID=2.81")
7" x 3 ½", PACKER " FHL "
3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 1 TUBO
ARENA "Us" (4 DPP) 3 ½", CAMISA (ID=2.81")
9050'- 9052' ( 2' ) SQZ (CPI)
9060 '- 9078' ( 18' )
ARENA "Ui" (4 DPP) 7 " E.Z.D. ( W.O. # 03 )
9143 '- 9149' ( 6' )
9158'- 9160' ( 2' ) SQZ(CPI)
9160 '- 9179' ( 19' )
9180'- 9182' ( 2' ) SQZ (CPI)
7 " RETENEDOR DE CEMENTO ( C.P.I. )
ARENA"T" (4 DPP)
9276 '- 9290' ( 14' )
9304'- 9306' ( 2' ) SQZ (CPI)
C.O.T.D.
COLLAR FLOTADOR
ZAPATO GUIA DE FONDO
CEMENTADO CON 850 SXS CLASE "G"
Ing. R. Granja 95008 PT (L) = 9408´
MANDRIL N' 3
MANDRIL N' 4
MANDRIL N' 5
3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 40 TUBOS
3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 22 TUBOS
PT (D) = 9415´
04-Sep-98
14-jun-01
15-oct-06
923'
MANDRIL N' 1
MANDRIL N' 2
10¾", J-55, 40.5 #/P, 8 RD, 20 TUBOS
CEMENTADO CON 1250 SXS CLASE "A"
2592'
SHUSHUQUI - 06
9250'
MR: 21' PIES
902'
EMR:
E.S.:
W.O. # 07
8993'
8919'
PIES
PIES
3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 82 TUBOS
3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 61 TUBOS
3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 58 TUBOS
2019' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL
3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 10 TUBOS
4495'
6305'
7561'
8254'
8607'
3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 11 TUBOS
MANDRIL N' 6
8954'
8961'
9089'
3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 3 TUBOS
9125'
8957'
3 ½", TAPÓN CIEGO
9365'
9404'
Cc V
Cc V
7" CASING; N-80, 23#/P, 8 RD, 144 TUBOS
6 MANDRILES DANIELS9.05' x 3 ½ " BOLSILLO 1.5"
C-95, 26#/P, 8 RD, 100 TUBOS
9340'
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193
BIBLIOGRAFÍA
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