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ESCUELA POLITEacuteCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERIacuteA EN GEOLOGIacuteA Y PETROacuteLEOS
ESTUDIO DEL USO DE UN RADIOTRAZADOR EN EL ANAacuteLISIS DEL COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN UN
CAMPO DEL ORIENTE ECUATORIANO
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIOacuteN DEL TIacuteTULO DE
INGENIERO EN PETROacuteLEOS
VIacuteCTOR XAVIER SALCEDO LEOacuteN
xavisg12yahoocom
DIRECTOR ING RAUacuteL VALENCIA MSc
raulvalenciaepneduec
Quito Julio 2008
DECLARACIOacuteN
Yo Viacutector Xavier Salcedo Leoacuten declaro bajo juramento que el trabajo aquiacute descrito
es de mi autoriacutea que no ha sido previamente presentado para ninguacuten grado o
calificacioacuten profesional y que he consultado las referencias bibliograacuteficas que se
incluyen en este documento
A traveacutes de la presente declaracioacuten cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo a la Escuela Politeacutecnica Nacional seguacuten lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente
Xavier Salcedo L
CERTIFICACIOacuteN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Viacutector Xavier Salcedo Leoacuten
bajo mi supervisioacuten
Ing Rauacutel Valencia MSc DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTOS
Al personal docente de la Facultad de Ingenieriacutea en Geologiacutea y Petroacuteleos por todos
sus conocimientos impartidos durante este periacuteodo universitario
Al Ingeniero Rauacutel Valencia por haber dirigido este Proyecto de Titulacioacuten con la
sabiduriacutea y responsabilidad que lo caracteriza
A todo el personal de la Comisioacuten Ecuatoriana de Energiacutea Atoacutemica en especial a los
ingenieros Ceacutesar Altamirano Marco Fajardo y Danilo Rosales por su valioso
asesoramiento
Al Ingeniero Irving Salazar de la Unidad de Investigacioacuten y Desarrollo Tecnoloacutegico de
Petroecuador por sus ensentildeanzas y la motivacioacuten brindada para realizar este
trabajo
A mi querida familia mi madre Sonia Leoacuten y mis hermanos Veroacutenica Gustavo y
Yecenia por todo el apoyo recibido de su parte Sin ustedes no hubiera podido llegar
hasta aquiacute realmente mis logros son los suyos
A todos mis compantildeeros de aula en especial aquellos con los que paseacute maacutes tiempo
Mayra Moacutenica Elizabeth Anabela Santiago y Marco por todas las cosas que he
aprendido de ustedes
Al buen Dios que puso Sus ojos en mi vida valorando lo que quizaacutes otros no veiacutean
en miacute Eres el motor que me leva a seguir adelante Lo eres todo y fuera de Ti
ninguna cosa quiero en la vida
DEDICATORIA
A mi familia mis profesores mis compantildeeros de universidad mis amigos del
ministerio maacutes especial de todo el mundo
Al mejor amigo que puede existir te dedico no soacutelo este trabajo sino cada segundo
de mi vida de verdad mil gracias
VI
CONTENIDO
CAPIacuteTULO 1 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DI NAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 1
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO 1 111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO 1
112 LA ESTRUCTURA AUCA 1
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIOS 1
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS 5
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS 6
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO 6
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo 6
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo 7
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUCA 8
1171 Arenisca ldquoUrdquo 8
1172 Arenisca ldquoTrdquo 8
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 9
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS 9
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO 11
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO 12
1231 Porosidad 12
1232 Permeabilidad 13
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS 14
1241 Mojabilidad 14
1242 Tensioacuten Superficial 15
125 PRESIOacuteN CAPILAR 16
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN 18
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 19
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 20
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo 20
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua 21
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS 24
VII
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES 25
1211 CONCLUSIOacuteN 26
CAPIacuteTULO DOS TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADOR ES EN EL YACIMIENTO 27
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES 27 211 CONCEPTO DE TRAZADOR 27
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES 27
22 TRAZADORES RADIACTIVOS 29 221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTRAZADORES 30
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO 30
223 EL TRITIO 31
2231 Medicioacuten de tritio 33
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 33
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE INTERCONEXIOacuteN DE POZOS 35
231 INYECCIOacuteN 36
232 MUESTREO 38
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS 39
234 RESPUESTA TEMPORAL 41
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal 42
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA 43
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS 46
2361 Modelos Simples 46
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR 48
CAPIacuteTULO TRES APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRA ZADORES EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS 50
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 50 311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE 50
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse 51
3112 Liacutemite de deteccioacuten 52
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una distancia determinada 53
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 55
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN DEL TRAZADOR 56
VIII
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES 63 331 MUESTREO 63
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR 64
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD 65
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008 66
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO 72
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA 72
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZADA EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 73
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 76
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido 76
34 CURVAS DE RESPUESTA 78 341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA 78
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA 79
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo 80
3312 Correccioacuten por el background 81
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo 81
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA) 82 341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12 82
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES 83
3421 Encabezado 84
3422 Fondo Promedio 84
3423 Desviacuteo del fondo 85
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable 85
3425 Actividad Neta 86
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo 86
3427 Caudal Producido 86
3428 Actividad Recuperada de trazador 87
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA 89
3431 Pozo K-124 89
3432 Pozo K-119 90
3433 Pozo K-116 90
IX
3434 Pozo K-117 91
3435 Pozo K-113 92
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado 92
3437 Direcciones preferenciales de Flujo 93
CAPIacuteTULO CUATRO INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTEN IDOS A PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95 411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA 95
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS 96
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO 96
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO 98 431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES 99
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES 100 441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo 102
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo 102
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE 103
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo 104
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo104
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo 105
CAPIacuteTULO CINCO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 107
51 CONCLUSIONES 107
52 RECOMENDACIONES 110
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 112
ANEXOS 113
X
IacuteNDICE DE FIGURAS
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca 2
12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo 3
13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314 4
14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca 5
15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo 9
16 Estructura anticlinal 10
17 Falla Geoloacutegica 10
18 Porosidad efectiva no efectiva y total 13
19 Efecto del tamantildeo del grano sobre la permeabilidad
110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material
soacutelido y de las condiciones de su superficie
111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las
moleacuteculas de liacutequido
112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua
y mercurio en una superficie
113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de descenso del liacutequido
115 Drenaje e imbibicioacuten
116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los
canales porales de baja permeabilidad
120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el
diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que
permanecen atrapadas en los poros
122 Curvas de permeabilidad relativa
XI
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
21 Esquema de un experimento con trazador
22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
24 Esquema de desintegracioacuten de la partiacutecula de agua tritiada
25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de
inyeccioacuten
210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
212 Casos tiacutepicos de respuesta de pozos productores ante una
inyeccioacuten puntual de trazador
213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad
31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del
Campo Auca
32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
XII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
319 Muestra del pozo inyector Auca-12
320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin
adicionar demulsificante
322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de
demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una
cubeta
326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para
separar el crudo
327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo
sobrante en los sumideros
329 Muestra en el Tanque de lavado
330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su
correspondiente lectura
337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido
por cada pozo del ensayo Argentina
XIII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva
de paso del trazador del pozo K-119
341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos
productores del ensayo Argentina
343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo
Argentina
41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo
productor respecto del pozo inyector
42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador
PORO TracerSim
43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para
la simulacioacuten
44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de
simulacioacuten
45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 2
46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 3
47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 4
48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 5
49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 6
410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 7
XIV
RESUMEN DEL PROYECTO
El presente proyecto de titulacioacuten consiste en realizar un estudio de la teacutecnica de
radiotrazadores para analizar el comportamiento dinaacutemico que presenta el agua
de inyeccioacuten a traveacutes de un yacimiento en el que se planea implementar la
Recuperacioacuten Secundaria
El estudio comienza con la descripcioacuten geoloacutegica del yacimiento que proporciona
un conocimiento claro del reservorio con el que se estaacute trabajando y permite
conocer el arreglo que forman los pozos productores y el inyector Ademaacutes se
analizan brevemente los paraacutemetros que influyen en el desplazamiento del agua
de inyeccioacuten dentro del yacimiento y que intervienen por ende en la recuperacioacuten
de petroacuteleo
En el segundo capiacutetulo se presenta una breve descripcioacuten de los conceptos
baacutesicos de los trazadores y en especial se muestra de una manera maacutes amplia
todo el procedimiento efectuado al utilizar trazadores radiactivos asiacute como los
caacutelculos que se realizan en el mismo
El tercer capiacutetulo muestra los datos reales del seguimiento realizado al proyecto
que actualmente se lleva a cabo en el campo Auca Se explica claramente el
arreglo de pozos escogido los puntos de monitoreo el caacutelculo de la cantidad de
trazador a inyectarse y el procedimiento baacutesico de inyeccioacuten en el pozo Ademaacutes
se presentan los caudales del agua inyectada durante el tiempo transcurrido para
el proyecto real Tambieacuten se indica el plan de muestreo el procedimiento para
tomar las muestras de cada punto de monitoreo y separar el agua de las mismas
la preparacioacuten de cada muestra de agua para el anaacutelisis en el contador de
centelleo liacutequido el procedimiento baacutesico de operacioacuten del contador de centelleo
liacutequido Despueacutes se presentan las curvas de paso obtenidas hasta el momento
para cada punto de monitoreo y las conclusiones baacutesicas que se pueden deducir
de las mismas
A partir de estas conclusiones se observa que el proyecto real de campo ha
experimentado una serie de desavenencias siendo el principal problema que auacuten
XV
no ha aparecido el trazador en ninguno de los pozos lo cual es contradictorio con
el modelo matemaacutetico realizado
Se muestra las diferentes correcciones que se realizan a las curvas de respuesta
luego de las cuales se procede a analizar los porcentajes de trazador recuperado
en cada pozo para obtener las direcciones preferenciales de flujo En esta parte
del proyecto se presenta un ensayo ajeno al estudio del Campo Auca con el
objetivo de explicar el procedimiento subsiguiente a la obtencioacuten de las curvas de
paso del trazador La razoacuten de esta iniciativa es la demora en la culminacioacuten del
proyecto de Auca el cual se piensa prolongar en un antildeo o dos Este ensayo
explica el meacutetodo para determinar las direcciones preferenciales de flujo a partir
de la cantidad de trazador recuperado en cada pozo del arreglo
En el capiacutetulo cuatro se explica la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim
que es un simulador sencillo que modela las curvas de respuesta y permite
obtener de manera esquemaacutetica las liacuteneas de corriente trazadas por el agua de
inyeccioacuten desde el inyector hacia los pozos productores del proyecto Auca
El capiacutetulo cinco contempla las conclusiones y recomendaciones del Proyecto La
conclusioacuten general se refiere a la explicacioacuten de las posibles causas que se
atribuyen a la desaparicioacuten del trazador en el proyecto real de campo
XVI
PRESENTACIOacuteN
Los mecanismos naturales de produccioacuten y explotacioacuten conocidos como
produccioacuten primaria contribuyen a la extraccioacuten de alrededor del 25 del petroacuteleo
almacenado en el reservorio permaneciendo el 75 restante incluido en los
poros y fisuras de las rocas Como la mayoriacutea de los reservorios se encuentran en
zonas saturadas con gases diluidos los mencionados mecanismos naturales se
basan principalmente en la accioacuten del agua que desplaza el petroacuteleo hacia los
pozos productores y a la expansioacuten de los gases
Sin embargo todo reservorio llega a una etapa en la cual la produccioacuten de crudo
ya no se efectuacutea de manera espontaacutenea es decir no se puede extraer maacutes
petroacuteleo con la energiacutea propia del yacimiento Por lo cual es necesario
suministrar una energiacutea que proporcione un empuje al ldquobanco de petroacuteleordquo Este
proceso se conoce como Recuperacioacuten Secundaria y consiste en la inyeccioacuten de
agua a traveacutes de determinados pozos (inyectores) que obligue al desplazamiento
de petroacuteleo hacia el resto de pozos (productores)
La Recuperacioacuten secundaria o ldquoasistidardquo ha adquirido una importancia relevante
para incrementar la produccioacuten de crudo y se ha transformado en una praacutectica
corriente en la mayoriacutea de los yacimientos Por ello cualquier teacutecnica que permita
alcanzar un conocimiento maacutes acabado del comportamiento del fluido de inyeccioacuten
en cada arreglo tendraacute necesariamente un amplio campo de aplicacioacuten
Al respecto el empleo de trazadores brinda una informacioacuten de inestimable valor en
relacioacuten al comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y del petroacuteleo
recuperado en yacimientos que operan bajo asistencia hiacutedrica La informacioacuten que
surge de su aplicacioacuten no puede ser obtenida por medio de ninguna otra teacutecnica por
lo que constituyen la mejor opcioacuten cuando se trata de valorar fenoacutemenos tales como
la existencia de heterogeneidades en la roca reservorio comunicaciones verticales
entre estratos entre otros
XVII
Por esta razoacuten el presente proyecto estaacute encaminado a estudiar el uso de un
trazador radiactivo con el fin de obtener informacioacuten respecto del comportamiento
del agua de inyeccioacuten en un reservorio en el cual se preveacute realizar un proyecto de
recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
El estudio se realiza a partir del proyecto real que se lleva a cabo en el Campo Auca
con un arreglo de un pozo inyector y tres pozos productores los cuales describen
una malla abierta El trazador utilizado es una solucioacuten de agua tritiada de una
concentracioacuten de 28 Curios de tritio inyectada en la arena ldquoTrdquo en enero de 2007 A
lo cual sigue un plan de muestreo de cada pozo productor y la correspondiente
lectura de muestras a fin de obtener la concentracioacuten de actividad en cada una de
ellas Con la ayuda de un ensayo similar (cuyos datos provienen de un yacimiento
argentino) se explica los caacutelculos realizados para obtener las curvas de respuesta y
la recuperacioacuten de trazador en cada pozo y subsiguientemente se grafican las
liacuteneas de corriente trazadas por el agua de inyeccioacuten considerando las barreras
sellantes que contempla el mapa estructural del Campo Auca
En definitiva este proyecto detalla la aplicacioacuten de los radiotrazadores sus
fundamentos y procedimientos como una de las teacutecnicas maacutes empleadas para
recabar informacioacuten del comportamiento dinaacutemico de un fluido inyectado en el
yacimiento
CAPIacuteTULO 1
DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL
COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO
111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO
El Campo Auca estaacute ubicado en la cuenca oriental al nororiente de la Regioacuten
Amazoacutenica a unos 260 Km al este de Quito y aproximadamente 100 Km al Sur de
la frontera con Colombia Tiene una longitud aproximada de Norte a Sur de 23 Km
con una franja de territorio de aproximadamente 92 2Km (Figura 11)
Este campo fue descubierto con la perforacioacuten del pozo Auca 1 que se inicioacute el
16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970 alcanzando una
profundidad de 10578 pies Su produccioacuten fue de 3072 BPPD de los reservorios
Holliacuten (31ordm API) y ldquoTrdquo (27ordm API)
112 LA ESTRUCTURA AUCA
Es un anticlinal bastante simeacutetrico elongado en direccioacuten NNO-S de
aproximadamente 23 km de longitud que se ensancha en direccioacuten norte (figura
12) con muy poca alteracioacuten tectoacutenica al techo de la arenisca U principal Las
fallas observadas en las secciones siacutesmicas alcanzan solamente Holliacuten y Napo
Basal (figura 13)
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIO S
Los principales reservorios de la columna estratigraacutefica del Campo Auca (figura
14) son
Holliacuten Principal Es una arenisca masiva de cuarzo no pudieacutendose realizar una
descripcioacuten maacutes detallada por carecer de nuacutecleos
2
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca
3
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo
4
Holliacuten Superior Se trata de una arenisca cuarzosa de grano fino con contenido
alto a medio de glauconita e importante presencia de material carbonaacuteceo La
porosidad promedio es de 14
Arenisca ldquoTrdquo Consiste en una arenisca cuarzosa limpia de grano fino con
esporaacutedicas capas de arcilla Los poros en algunas muestras se encuentran
rellenas con illita y caolinita Su porosidad es del 12 en promedio Hacia arriba
(ldquoTrdquo Superior) se desarrolla una arenisca cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino en
partes con fuerte bioturbacioacuten
Arenisca ldquoUrdquo Arenisca cuarzosa limpia masiva Hacia el techo del cuerpo ldquoUrdquo
principal (el maacutes limpio y desarrollado ubicado en la parte inferior) se encuentran
limolitas en estratos delgados La arenisca ldquoUrdquo superior es una arenisca
cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino dispuesta en capas delgadas con importante
bioturbacioacuten En promedio presenta una porosidad del 13
Arenisca Tena Basal Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano
medio a grueso con un promedio de porosidad del 19
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314
5
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS
La arenisca Holliacuten se depositoacute en un ambiente fluvial evolucionando a un
ambiente platafoacutermico posiblemente estuarino con influencia mareal
Las areniscas ldquoTrdquo y ldquoUrdquo fueron depositadas luego de una importante regresioacuten
marina con un desplazamiento de la liacutenea de costa en direccioacuten Oeste a partir de
la cual y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con
ingresos fluviales afectados por mareas con facies menos desarrolladas de
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca
6
barras y litofacies de llanura lodosa y areniscas glauconiacuteticas de plataforma
marina somera
Al tiempo Tena Basal se describen rellenos de canal con clastos gruesos
conglomeraacuteticos a la base posiblemente de origen fluvial y en partes se observa
influencia mareal
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS
El crudo Holliacuten Inferior es de 27ordm- 30ordm el de Holliacuten Superior de 27ordm- 32ordm el de ldquoTrdquo y
ldquoUrdquo de 24ordm- 29ordm y el de Tena Basal de 20ordm- 22ordm
Una muestra de crudo Holliacuten dio un valor de 113 de azufre Dos muestras de
crudo ldquoTrdquo mostraron porcentajes de azufre de 117 y 138 dos muestras de
ldquoUrdquo de 157 y 216 y una muestra de crudo Tena Basal de 107
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo
El extremo norte del campo no se encuentra muy conectado con el resto del
reservorio sin embargo tiene un soporte de presioacuten dado por la presencia de un
acuiacutefero noroeste La falla entre AU-05 y AU-37 juega probablemente un papel de
barrera de permeabilidad
El grado de comunicacioacuten es muy bueno entre los pozos AU-10 AU-08 AU-31 y
AU-33 El pozo AU-10 que tiene un corte de agua de 55 se comunica con el
acuiacutefero del flanco oeste a traveacutes de la falla de direccioacuten norte-sur Los pozos AU-
09 y AU-29 parecen tener menos soporte de los acuiacuteferos y el pozo AU-29 estaacute
protegido del acuiacutefero Este por una falla sellante La ausencia de caracteriacutesticas
reservorio en los pozos AU-01 y AU-17 confirma que los pozos AU-09 y AU-29
son poco conectados
En la parte central del campo se observa el mantenimiento de la presioacuten desde
los flancos Este y Oeste El reacutegimen de presioacuten parece homogeacuteneo en el aacuterea con
la excepcioacuten del sector de los pozos AU-25 y AU-43 donde la presioacuten es menor
7
En la parte sur del campo no se tiene fallas principales Al sur el pozo AU-15
cuenta con un importante influjo de agua El acuiacutefero Oeste es maacutes deacutebil pero
tiene una comunicacioacuten con el aacuterea de produccioacuten a traveacutes de la falla de
orientacioacuten Norte-sur
Uacutenicamente el pozo AU-21 tiene un comportamiento particular con un alto corte
de agua pero un deacutebil soporte en presioacuten la ausencia de reservorio en AU-20
sugiere una barrera local entre AU-20 y AU-21 El Anexo 1 muestra el mapa
Estructural de la arena ldquoUrdquo
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo
El extremo norte del campo no es bien conectado con el resto del yacimiento
como lo reflejan las presiones iniciales de los pozos AU-04 y AU-40 con valores
de 2000 psia por arriba de la tendencia general El acuiacutefero asociado es deacutebil lo
que explica la importante caiacuteda de presioacuten que sigue el arranque de la
produccioacuten El frente de agua no llega al pozo AU-40 La ausencia de reservorio
en AU-05 puede jugar un papel de barrera de permeabilidad por degradacioacuten de
facies al Sur de eacutesta aacuterea
En el norte del campo los pozos AU-10 y AU-37 (con maacutes de 70 de agua) tienen
una comunicacioacuten con el acuiacutefero Oeste pero sin gran soporte de presioacuten La falla
Oeste de direccioacuten Norte Sur no es sellante Los pozos AU-10 AU-17 AU-19
AU-33 y AU-09 presentan la misma evolucioacuten de presioacuten y siguen la tendencia
general de presioacuten
En la parte central del campo se observa un soporte de presioacuten desde los flancos
Este y Oeste El pozo AU-18 con 3000 psia de presioacuten no estaacute bien conectado
con el aacuterea de produccioacuten principal que tiene 1500 psia en AU-11 al mismo
tiempo En el pozo AU-18 la declinacioacuten de presioacuten es maacutes raacutepida auacuten si estaacute
comunicado con el acuiacutefero localizado al Este como refleja su alto corte de agua
de 70 Una reduccioacuten de permeabilidad o transmisividad existe probablemente
entre los pozos AU-18 y AU-11
8
Tambieacuten el pozo AU-30 estaacute aislado con 3000 psia de presioacuten inicial respecto a
los 1300 psia de la tendencia principal Se supone una barrera de permeabilidad
entre los pozos AU-30 y los pozos AU-07 y AU-16
En el sur del campo el pozo AU-15 tiene un buen soporte de acuiacutefero sur En los
pozos AU-20 22 y 27 el corte de agua estaacute por debajo del 10 y los pozos AU-
13 14 y 15 tienen maacutes del 80 de agua Esto sugiere que la falla de direccioacuten
Norte Sur entre AU-27 y AU-15 es sellante
Los pozos AU-15 y AU-27 tienen la misma ubicacioacuten estructural y corte de agua
muy diferentes El pozo AU-03 ubicado entre AU-27 y AU-20 tiene 65 de corte
de agua mucho maacutes que estos pozos El Anexo 1 muestra el mapa Estructural de
la arena ldquoTrdquo
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUC A
1171 Arenisca ldquoUrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos
saturados de petroacuteleo que van de 4 a 50 pies la porosidad es de 9 a 21 y la
saturacioacuten inicial de agua estaacute en el rango de 13 a 49 su presioacuten inicial fue de
4141 psia y la presioacuten actual es 1450 psia La presioacuten al punto de burbuja es de
243 psia La saturacioacuten de agua actual es de 29 El mecanismo de produccioacuten
dominante es el empuje hidraacuteulico lateral no muy activo la produccioacuten acumulada
es de 3791 MM BN y el API estaacute en el orden de 18 a 22ordm
1172 Arenisca ldquoTrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados que
van de 1 a 80 pies concentrando los mejores espesores de pago entre 20 y 80
pies a lo largo del eje estructural de los pozos AU-26 hasta el AU-22 la porosidad
tiene un rango de 9 a 21 y las saturaciones de agua variacutean de 10 a 47 La
presioacuten inicial fue de 4213 psia y la actual es de 1585 psia La presioacuten de burbuja
es de 667 psia El mecanismo de produccioacuten dominante es el empuje hidraacuteulico
lateral no muy activo la produccioacuten acumulada es de 61942 MM BN con una
gravedad de 28ordm API
9
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO
DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
Como es sabido el agua de inyeccioacuten cumple la funcioacuten de empujar o desplazar
el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores a traveacutes del medio poroso
(Figura 15) Por tanto para entender el comportamiento dinaacutemico del agua
inyectada en el yacimiento es importante revisar las propiedades baacutesicas de la
roca y fluido que controlan el flujo de fluidos en dicho medio poroso ya que son
los paraacutemetros baacutesicos que influyen en su desplazamiento
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS
El reservorio es una acumulacioacuten de hidrocarburos en un medio poroso
permeable constituido por rocas sedimentarias En el momento del
descubrimiento esta acumulacioacuten de fluidos presenta valores de presioacuten y
temperatura de equilibrio en todo su volumen poral La presencia de un reservorio
implica la formacioacuten y migracioacuten de los hidrocarburos y su posterior acumulacioacuten
en una trampa geoloacutegica estructural-estratigraacutefica Un yacimiento o campo
petroliacutefero puede estar constituido por varios reservorios situados a diferentes
Figura 15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo
10
profundidades con distintas presiones y temperaturas Estos reservorios estaacuten
aislados a sus alrededores por rocas impermeables o tan poco permeables que
no permiten el paso de los fluidos Por eso se habla de ldquotrampa de hidrocarburosrdquo
Las trampas estructurales estaacuten limitadas por arriba mediante una roca
impermeable o ldquotechordquo El techo impide la migracioacuten del petroacuteleo y gas
La gran mayoriacutea de los reservorios estaacuten situados en trampas estructurales
selladas por rocas impermeables Estas se subdividen en anticlinales y fallas
Figura 16 Estructura anticlinal
Figura 17 Falla geoloacutegica
11
debido a la forma de los lechos sedimentarios y sus contactos con las rocas
impermeables como se muestra en las figuras 16 y 17 La estructura anticlinal
es el resultado de un pliegue de la roca que le dio origen La falla se produce
cuando el terreno se fractura ocasionando que los estratos que antes coincidiacutean
se separen
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO
La presioacuten del reservorio es la energiacutea disponible maacutes importante para la
explotacioacuten del mismo Esta presioacuten es la presioacuten de los fluidos confinados en los
poros de la roca-reservorio
En el proceso de recuperacioacuten primaria la produccioacuten de hidrocarburos se realiza
a expensas de la energiacutea natural del reservorio es decir sin inyectar masa ni
energiacutea Aquiacute el petroacuteleo se produce gracias a la expansioacuten de los fluidos y la
roca reservorio Los fluidos y la roca son capaces de expandirse ocupando el
lugar dejado por el petroacuteleo que se produce debido a su compresibilidad su
enorme volumen y la disminucioacuten de la presioacuten del reservorio a medida que
avanza la explotacioacuten
El caacutelculo del factor de recuperacioacuten en la recuperacioacuten primaria depende de
cuaacuteles son los mecanismos de drenaje imperantes Aunque en la mayoriacutea de
casos el petroacuteleo se produce por una combinacioacuten de estos mecanismos
En la recuperacioacuten secundaria el desplazamiento del agua de inyeccioacuten que
empujaraacute al banco de petroacuteleo depende directamente de la energiacutea con la que se
inyecta es decir de la presioacuten de inyeccioacuten Por tanto esta presioacuten determina
cuan efectivo seraacute el desplazamiento del petroacuteleo hacia el pozo productor pues
debe proporcionar la energiacutea necesaria para ocasionar el barrido sin detenerse
hasta lograr la produccioacuten del crudo Sin embargo el eacutexito de este mecanismo no
es inyectar a una presioacuten demasiado alta ya que se debe cuidar que el agua no
fracture la formacioacuten puesto que si la presioacuten de fracturamiento se excede el
agua fluiraacute a traveacutes de la fractura hacia el pozo de produccioacuten sin cumplir el
objetivo deseado
12
En definitiva la presioacuten de inyeccioacuten es de gran importancia al analizar el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten sin embargo existen muchos
paraacutemetros que tambieacuten deben tomarse en cuenta
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
Una roca sedimentaria constituye un reservorio de hidrocarburos comercialmente
explotable cuando presenta dos propiedades La primera es la capacidad para
acumular y almacenar fluidos definida como porosidad de la roca Esta es una
propiedad estaacutetica
Ademaacutes para poder extraer los fluidos almacenados en la roca debe ser posible
moverlos hacia los pozos productores bajo un pequentildeo gradiente de potencial La
segunda propiedad es entonces la capacidad para hacer mover (transferir) los
fluidos Se la define como permeabilidad de la roca y es una propiedad dinaacutemica
La porosidad requiere espacios vaciacuteos en la roca-reservorio La permeabilidad
necesita que dichos espacios vaciacuteos esteacuten interconectados
1231 Porosidad
La porosidad equivale a la fraccioacuten de vaciacuteos existentes en la unidad de volumen
de roca Puede ser medida en forma directa en el laboratorio utilizando una
muestra de roca denominada testigo corona (core sample) o indirectamente
mediante perfilaje de pozos (well logging)
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria La primaria se
debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio La secundaria se
debe a movimientos posteriores que desataron la presencia de fracturas
cavernas y otras discontinuidades en la matriz Estas discontinuidades no
aumentan mucho la porosidad pero siacute pueden influir grandemente en la
permeabilidad El incremento del flujo debido a la porosidad secundaria es de
gran intereacutes en la ingenieriacutea de reservorios
13
La porosidad tambieacuten puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos
interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados) La suma
de ambas constituye la porosidad total Figura 18
1232 Permeabilidad
La permeabilidad depende exclusivamente del medio poroso y es independiente
del fluido que lo inunda En un mismo reservorio pueden encontrarse diferentes
valores de permeabilidad desde 1 mD hasta 1 D
La geometriacutea de los poros de la roca determina el valor de la permeabilidad A su
vez dicha geometriacutea depende del tamantildeo y de la forma de los granos de la roca
y de la distribucioacuten del tamantildeo de granos
El tamantildeo de grano de la roca tiene una gran influencia en la permeabilidad
aunque su efecto es pequentildeo en la porosidad Dicho tamantildeo de grano estaacute
relacionado con la superficie mojada a menor tamantildeo de partiacutecula mayor
superficie de contacto soacutelido-fluido
Debido a la friccioacuten del fluido contra la superficie en el contacto soacutelido-fluido la
velocidad es nula y el esfuerzo de corte es maacuteximo Por eso se consume mayor
energiacutea (hay maacutes peacuterdidas por friccioacuten) para hacer pasar un fluido a traveacutes de un
lecho rocoso de grano fino que a traveacutes de un lecho de grano grueso (figura 19)
Figura 18 Porosidad efectiva no efectiva y total
14
En resumen la permeabilidad del medio poroso es de gran importancia al hablar
del desplazamiento del agua de inyeccioacuten puesto que el yacimiento debe permitir
que el banco de petroacuteleo (que es empujado por el agua) se movilice a lo largo de
eacuteste de la manera maacutes uniforme posible y es precisamente aquiacute donde interviene
la buena conectividad de los poros del medio que permitan esta movilidad
Ademaacutes es claro que el agua de inyeccioacuten optaraacute por desplazarse atravesando
aquellas zonas que presenten una mejor permeabilidad dentro de las cuales
pueden estar fracturas lo cual ocasionariacutea un desastre al no cumplirse el
objetivo Por esta razoacuten la permeabilidad y porosidad del la roca son
determinantes el comportamiento del agua de inyeccioacuten
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS
1241 Mojabilidad
Se define mojabilidad (o ldquohumectabilidadrdquo) como la capacidad de posee un liacutequido
para esparcirse sobre una superficie dada es una funcioacuten del tipo de fluido y de la
superficie soacutelida (figura 110) Un liacutequido moja a un soacutelido cuando la adhesioacuten del
liacutequido al soacutelido es mayor que la cohesioacuten de las partiacuteculas liacutequidas entre siacute (figura
110) El aacutengulo θ se denomina aacutengulo de contacto y sirve para cuantificar la
mojabilidad Cuando θ lt 90deg el fluido moja al soacutelido y se llama fluido mojante
Cuando θ gt 90deg el fluido se denomina fluido no mojante A siacute la mojabilidad tiene
soacutelo un significado relativo
Figura 19 Efecto del tamantildeo de grano sobre la permeabilidad
15
1242 Tensioacuten Superficial
Si sobre la superficie de un liacutequido se coloca con cuidado una aguja o laacutemina
delgada de metal eacutesta flota pese a ser maacutes pesada que el liacutequido Este
experimento demuestra la existencia de una aparente peliacutecula superficial
constituida por una o varias capas de moleacuteculas que actuacutean como una membrana
elaacutestica La aparente membrana se origina en la atraccioacuten que las moleacuteculas del
liacutequido ejercen entre siacute (figura 111) Asiacute en la superficie se crea una tensioacuten
denominada ldquotensioacuten superficialrdquo
Este concepto se extiende a la interfase entre dos fluidos donde se origina una
ldquotensioacuten interfacialrdquo La figura 112 muestra los efectos combinados de la
mojabilidad y la tensioacuten superficial
En un reservorio se encuentran hasta tres fases agua petroacuteleo y gas Soacutelo las
dos primeras pueden mojar la roca El gas es siempre no mojante Se considera
que la mayoriacutea de las rocas reservorio (arenas o calizas) son preferentemente
mojadas por agua (hidroacutefilas) Esta mojabilidad es natural considerando que las
rocas tienen un origen sedimentario y estuvieron depositadas originalmente en un
ambiente acuoso antes de que el petroacuteleo se formara y migrara hacia ellas
Figura 110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material soacutelido y de las condiciones de su superficie
16
Sin embargo numerosos estudios de laboratorio y observaciones del
comportamiento de reservorios permiten concluir que tambieacuten hay formaciones
preferentemente mojadas por petroacuteleo (oleoacutefilas) de mojabilidad intermedia y de
mojabilidad mixta
Esto uacuteltimo significa zonas mojadas por petroacuteleo y zonas mojadas por agua
dentro de un mismo reservorio
125 PRESIOacuteN CAPILAR
Otro ejemplo del efecto combinado de la mojabilidad y la tensioacuten interfacial es el
ascenso de un fluido mojante en un tubo capilar Si un tubo capilar se coloca en
Figura 111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las moleacuteculas de liacutequido
Figura 112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua y mercurio en una superficie
17
un recipiente con agua el agua es empujada hacia arriba por su mojabilidad y su
adhesioacuten al tubo de vidrio En cambio con el mercurio ocurre todo lo contrario
debido a su falta de mojabilidad y a su alta tensioacuten superficial (Figura 113)
El agua sube maacutes alto en tubos de menor diaacutemetro hasta que la fuerza de
ascenso es balanceada por el peso de la columna de agua Pero alliacute ocurre otro
efecto la fuerza de gravedad que empuja hacia abajo hace que la peliacutecula
superficial se curve
El petroacuteleo se comporta en forma similar pero su ascenso capilar es menor
(aunque sea maacutes liviano) porque su tensioacuten superficial es menor (figura 114)
De este modo la curvatura en la superficie de un liacutequido en un tubo capilar se
produce como resultado de una depresioacuten originada por el agua suspendida (que
la empuja hacia abajo) y la tensioacuten superficial (que resiste el descenso) La
presioacuten es menor en la parte convexa de abajo que en la parte coacutencava de arriba
Esta diferencia de presioacuten a traveacutes de la interfase es denominada presioacuten capilar
Los efectos combinados de la mojabilidad tamantildeo y forma de los poros y
tensiones superficiales e interfaciales producen las llamadas ldquofuerzas capilaresrdquo
en el reservorio las mismas que inciden en el barrido del petroacuteleo (por parte del
agua inyectada) ya que actuacutean como fuerzas retentivas del fluido De este modo
el agua inyectada proporciona una energiacutea que logre vencer dichas fuerzas por
Figura 113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
18
tanto las fuerzas capilares siacute intervienen en el comportamiento dinaacutemico del agua
de inyeccioacuten
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN
Se denomina drenaje al desplazamiento de un fluido mojante presente
originalmente en la muestra rocosa por un fluido no mojante La imbibicioacuten es el
desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante La figura 115
ilustra los procesos de drenaje e imbibicioacuten respectivamente
Cabe sentildealar que para introducir un fluido no mojante hay que vencer la presioacuten
capilar para lo cual se aplica una presioacuten de entrada que produzca el
desplazamiento En cambio el proceso de imbibicioacuten es espontaacuteneo pues la
presioacuten capilar introduce el fluido en la muestra
Dependiendo si la roca es oleoacutefila o hidroacutefila el desplazamiento del petroacuteleo por el
agua inyectada constituye un proceso de drenaje o imbibicioacuten respectivamente lo
cual significa que esto tambieacuten influye en el comportamiento dinaacutemico del agua de
inyeccioacuten De este modo si la roca es oleoacutefila el agua se desplazaraacute por los
canales porosos maacutes grandes empujando el petroacuteleo que pueda ya que el resto
de crudo se pegaraacute a los poros maacutes pequentildeos Pero si la roca es hidroacutefila el
Figura 114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de ascenso del liacutequido
19
Figura 115 Drenaje e imbibicioacuten
agua seraacute forzada a invadir los conductos maacutes estrechos desplazando al petroacuteleo
de los mismos y dejando gotas de crudo alojadas en los poros maacutes grandes
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
El movimiento del petroacuteleo hacia el pozo productor y su posterior extraccioacuten se
debe a dos procesos fiacutesicos que ocurren generalmente combinados
1 la expansioacuten de la roca el petroacuteleo el gas y el agua al disminuir la alta presioacuten
inicial del reservorio
2 el barrido del petroacuteleo hacia el pozo por las otras dos fases gas yo agua
20
Este segundo proceso puede ocurrir naturalmente durante la recuperacioacuten
primaria o artificialmente durante la recuperacioacuten secundaria Se lo cuantifica con
la eficiencia al desplazamiento (a nivel microscoacutepico) y con la eficiencia
volumeacutetrica de barrido (a nivel macroscoacutepico)
La eficiencia de desplazamiento se define como la fraccioacuten de petroacuteleo contactado
por las otras dos fases que es efectivamente movilizado por ellas
ED=Voluacutemen de petroacuteleo movilizado por gas yo aguavoluacutemen de petroacuteleo
contactado por gas yo agua
En los procesos de recuperacioacuten secundaria mediante la inyeccioacuten de agua o gas
se introduce el concepto de eficiencia volumeacutetrica Esta es una medida
tridimensional de la eficiencia del barrido Depende principalmente del esquema
de inyeccioacuten produccioacuten (o sea de la ubicacioacuten de los pozos inyectores y
productores) de la relacioacuten de movilidades entre la fase desplazante y
desplazada y tambieacuten de las heterogeneidades del reservorio Se la define como
la fraccioacuten del petroacuteleo ldquoin siturdquo que es contactado por el fluido inyectado
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo
La figura 116 es una representacioacuten de dos canales porosos en un reservorio
mojado por agua El agua connata tambieacuten denominada agua irreducible ocupa
una peliacutecula delgada adherida a los granos de la roca mientras que el petroacuteleo se
encuentra en el centro de los canales
La saturacioacuten de agua connata es mucho menor en las rocas reservorio mojadas
por petroacuteleo que en las mojadas por agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
21
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
Figura 116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
Figura 117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
22
Para un sistema con dos canales de distinto diaacutemetro (figura 119) el agua tiende
a penetrar por imbibicioacuten en el canal superior de menor permeabilidad gracias al
empuje adicional suministrado por la presioacuten capilar
En el canal inferior de mayor diaacutemetro el agua se mueve pegada a las paredes
de los granos mientras la saturacioacuten de petroacuteleo disminuye El petroacuteleo se ubica
como un filamento continuo a medida que su diaacutemetro decrece la tensioacuten
interfacial agua-petroacuteleo aumenta (figura 120)
Figura 118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
Figura 119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los canales porales de baja permeabilidad
23
El proceso continuacutea hasta que el filamento se quiebra formaacutendose gotas o
gloacutebulos de petroacuteleo (figura 121) Estas gotas adquieren formas
aproximadamente esfeacutericas debido a la alta tensioacuten interfacial y permanecen
atrapadas en los poros Para desentramparlas se necesitariacutea una diferencia de
presioacuten externa entre la parte de atraacutes y la de delante de la gota mayor que la
presioacuten capilar
Cabe sentildealar que el desplazamiento de petroacuteleo por gas o por agua deja
petroacuteleo sin barrer en el reservorio Su saturacioacuten se denomina saturacioacuten
residual de petroacuteleo En general la saturacioacuten residual de petroacuteleo al barrido por
Figura 120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
Figura 121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que permanecen atrapadas en los poros
24
gas es mucho mayor que al barrido por agua pues este uacuteltimo proceso de barrido
es maacutes eficiente
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS
Cuando en el reservorio fluyen dos o maacutes fluidos inmiscibles cada fluido interfiere
con el flujo de los otros Esta reduccioacuten en la posibilidad de desplazamiento se
cuantifica con el concepto de permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa de
cada uno de los fluidos inmiscibles
La permeabilidad efectiva es una medida de la conductancia del medio poroso
para cada fase fluida y debe ser determinada experimentalmente utilizando
muestras de roca y realizando ensayos de flujos bifaacutesicos ya sea agua-petroacuteleo o
gas-petroacuteleo Ademaacutes estaacute influenciada por varios factores la geometriacutea del
medio poroso la mojabilidad de la roca reservorio la distribucioacuten de los fluidos en
el medio poroso y la saturacioacuten de cada uno de los fluidos Para un determinado
sistema roca-fluidos es entonces funcioacuten exclusiva de la saturacioacuten y de la
direccioacuten del desplazamiento (drenaje o imbibicioacuten)
Del mismo modo que la permeabilidad absoluta la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad relativa son propiedades dinaacutemicas La permeabilidad absoluta por
definicioacuten se mide con un fluido que satura el 100 del espacio poral Es una
propiedad de la roca y no del fluido que se mueve a traveacutes de la misma
25
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES
La viscosidad del petroacuteleo es la mayor consideracioacuten para determinar el
comportamiento de la inyeccioacuten Si todos los otros factores son los mismos la
recuperacioacuten de petroacuteleo para un petroacuteleo ligero seraacute mayor que para un petroacuteleo
pesado La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relacioacuten de la
permeabilidad efectiva a la viscosidad La movilidad del petroacuteleo es calculada por
(Ec 11)
Donde es la permeabilidad efectiva al petroacuteleo que depende de la saturacioacuten
del fluido y es la viscosidad del petroacuteleo a condiciones de reservorio De igual
manera la movilidad para el agua es
(Ec 12)
La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petroacuteleo
es influenciado fuertemente por la relacioacuten de movilidad M definido como la
relacioacuten de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido
desplazado Esta relacioacuten es
(Ec 13)
El comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y en general la eficiencia de
barrido depende directamente de la relacioacuten de movilidad puesto que un M =1
significa que tanto el agua como el petroacuteleo encuentran la misma resistencia a
fluir dentro del reservorio Si M lt1 el petroacuteleo fluye mejor que el agua y por ende
es faacutecil para el agua desplazar al petroacuteleo lo cual resulta en un buen recobro de
petroacuteleo Pero si M gt1 el agua tendraacute el comportamiento de fluir maacutes que el
petroacuteleo sin desplazarlo eficazmente
Figura 122 Curvas de permeabilidad relativa
26
1211 CONCLUSIOacuteN
El comportamiento dinaacutemico del fluido de inyeccioacuten estaacute determinado por el efecto
combinado de varios paraacutemetros inherentes a las condiciones de reservorio y del
fluido mismo Las heterogeneidades del reservorio (presencia de fallas o capas
impermeables) influyen directamente en el desplazamiento del agua puesto que
eacutesta atravesaraacute aquellos conductos tortuosos que le permitan fluir con facilidad
Por esta razoacuten la magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son
consideraciones importantes Si la permeabilidad es muy baja no seraacute posible
inyectar agua a altas tasas en cambio capas con alta permeabilidad y que son
continuas entre el pozo inyector y productor causaraacuten temprana irrupcioacuten del
frente de agua en los pozos de produccioacuten y dejaraacuten de lado petroacuteleo en zonas de
baja permeabilidad
La presioacuten de inyeccioacuten constituye la energiacutea brindada al agua para que logre
empujar el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores de ahiacute que el alcance
longitudinal desplazado depende de esta fuerza
Las fuerzas capilares de la roca asiacute como su preferencia de humectabilidad
tambieacuten inciden directamente en la manera de comportarse del agua inyectada
De aquiacute se infiere que la recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua es maacutes
eficaz para el reservorio predominantemente hidroacutefilo puesto que el agua es
atraiacuteda hacia los poros maacutes estrechos y desplaza con facilidad el petroacuteleo
entrampado Todo esto estaacute iacutentimamente relacionado con las curvas de
permeabilidad relativa la saturacioacuten de los fluidos en la roca y a la vez con la
relacioacuten de movilidades Por tanto todos estos son los paraacutemetros fundamentales
que intervienen en el desplazamiento del agua de inyeccioacuten y por ende en el
barrido de petroacuteleo
27
CAPIacuteTULO 2
TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN
EL YACIMIENTO
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES
211 CONCEPTO DE TRAZADOR
El meacutetodo de trazadores es una teacutecnica para obtener informacioacuten de un sistema o
parte de un sistema mediante la observacioacuten del comportamiento de una
sustancia especiacutefica (el trazador) que ha sido agregada al proceso
Esto implica marcar con el trazador una fase o parte determinada del sistema
denominada material marcado hacieacutendola asiacute faacutecilmente identificable
A partir de esta afirmacioacuten es posible establecer un concepto de trazador
ldquoEl trazador es una sustancia especiacutefica que sirve para marcar o
hacer maacutes faacutecilmente identificable una fase especiacutefica o parte de
un sistema denominado material marcadordquo
En otras palabras el principio baacutesico del meacutetodo de los trazadores es marcar una
sustancia un objeto o una fase y despueacutes seguirlo a traveacutes del sistema o llevar a
cabo la determinacioacuten cuantitativa del mismo despueacutes que ha abandonado el
sistema
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES
En general un experimento con trazadores consiste en inyectar en un punto Pi
del sistema entre ti y ti + Dti cierta actividad Ai incorporada a un volumen Vi de
producto marcado y observar la aparicioacuten y concentracioacuten de la actividad en
funcioacuten del tiempo en un punto Po Esta situacioacuten se representa en la figura 21
En general para que un trazador pueda ser utilizado en un estudio de cualquier
iacutendole debe
bull Comportarse de la misma forma que el material sujeto a investigacioacuten
28
bull Ser faacutecilmente detectable en bajas concentraciones
bull La deteccioacuten debe ser inequiacutevoca
bull La inyeccioacuten deteccioacuten y muestreo debe realizarse sin introducir
perturbaciones en el sistema
Estos requerimientos lo satisfacen tres tipos de trazadores
bull los trazadores estables (colorantes o sales quiacutemicas)
bull los trazadores activables (compuestos estables que se transforman en
radiactivos por irradiacioacuten) y
bull los trazadores radiactivos
S I S T E M A
Entrada
Salida
Inyeccioacuten deltrazador
Trazador
Figura 21 Esquema de un experimento con trazador
Figura 22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
29
22 TRAZADORES RADIACTIVOS
Si se agrega un colorante al tanque de agua de una casa y se abre una canilla en
un extremo de la instalacioacuten se puede medir el tiempo que tarda en observarse su
aparicioacuten de esta manera se infiere el largo de la cantildeeriacutea y otros paraacutemetros El
colorante de esta manera se comportoacute como un trazador Si en lugar de un
colorante se hubiese agregado un radioisoacutetopo no soacutelo seriacutea posible realizar la
misma experiencia sino tambieacuten seguir la trayectoria dentro de la cantildeeriacutea desde
el exterior de la pared puesto que la radiacioacuten emitida puede atravesarla y ser
detectada con facilidad de este modo se tendriacutea un trazador radiactivo
En general los trazadores radiactivos o radiotrazadores son sustancias
radiactivas que incorporadas al sistema en estudio proporcionan informacioacuten
sobre su comportamiento la que se obtiene mediante la deteccioacuten y el anaacutelisis de
la radiacioacuten emitida Asiacute los radiotrazadores se usan eficientemente para
monitorear el curso de muchos procesos industriales sin interrumpir la produccioacuten
ya que se comportan como verdaderos ldquoespiacuteasrdquo introducieacutendose en un sistema
en forma praacutecticamente desapercibida (debido a su utilizacioacuten en pequentildeas
cantidades) brindando luego informacioacuten acerca del mismo a un observador
externo
Con la utilizacioacuten de los radiotrazadores se pueden determinar paraacutemetros de
transporte de material como por ejemplo flujos volumeacutetricos y maacutesicos
distribucioacuten de tiempos de residencia coeficientes de dispersioacuten ubicar o
cuantificar fugas y filtraciones y realizar balances de masa entre otras
aplicaciones
En la prospeccioacuten petroliacutefera se utilizan equipos que determinan el perfil de las
propiedades del terreno a grandes profundidades permitiendo inferir cuales son
las posibilidades existentes de que un medio geoloacutegico dado albergue petroacuteleo
En las mediciones de caudal de agua para la recuperacioacuten secundaria de
petroacuteleo se utilizan soluciones de iodo 131 con actividades menores de 1 TBq
diluidas en el agua de inyeccioacuten Se agrega agua tritiada (marcada con tritio) en
30
un pozo A lo largo de los meses se obtienen muestras de los pozos adyacentes
y midiendo el tritio por centelleo liacutequido se establece la conexioacuten entre los pozos
221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTR AZADORES
Las ventajas maacutes notables son
bull Alta sensibilidad de deteccioacuten
bull La gran diversificacioacuten de los radioisoacutetopos hace factible que casi siempre
se pueda encontrar al menos uno que sea el adecuado para la
investigacioacuten a realizar
bull Pueden ser utilizados para el marcaje fiacutesico o quiacutemico
bull Posibilidades de deteccioacuten ldquoin siturdquo sin necesidad de llevar a cabo el
muestreo
bull Independencia de su deteccioacuten de condiciones imperantes como la
temperatura presioacuten etc
bull En ocasiones es la uacutenica viacutea para diferenciar el comportamiento de un
elemento en diferentes fases o estados quiacutemicos
Las desventajas maacutes significativas son
bull La principal sin duda alguna la relacionada con la propia presencia de la
radiactividad y por los efectos y riesgos que conlleva su manipulacioacuten si no
se extreman los cuidados exigidos por las normas de seguridad y de
proteccioacuten radioloacutegica
bull Los efectos radiacionales que pueden introducir cambios en los sistemas
bioloacutegicos alterando los resultados de las experiencias
bull La formacioacuten de radiocoloides que pueden llevar a la adsorcioacuten y peacuterdidas
en ocasiones completas del radiotrazador
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO
Dada la gran diversidad de los isoacutetopos radiactivos (principalmente los artificiales)
siempre existe la posibilidad de que maacutes de un radioisoacutetopo satisfaga los
requerimientos de la investigacioacuten a realizar En estos casos los factores maacutes
importantes a tener en cuenta son
31
bull el periodo de semidesintegracioacuten
bull la actividad especiacutefica
bull tipo de radiacioacuten
bull la energiacutea de la radiacioacuten
bull el tipo de trazador (fiacutesico o quiacutemico)
El orden de estos factores no indica prioridad alguna y puede darse el caso de
que las restricciones de uno de eacutestos invaliden a los restantes y por tanto limite
el empleo del trazador previamente seleccionado
223 EL TRITIO
El hidroacutegeno natural estaacute constituido en un 99985 por un isoacutetopo (1H)
caracterizado por poseer un uacutenico protoacuten en su nuacutecleo mientras que la fraccioacuten
restante estaacute integrada por otro isoacutetopo (2H) llamado deuterio cuyo nuacutecleo posee
un protoacuten y un neutroacuten Ambos son estables
Por medio de ciertas reacciones nucleares es factible producir un tercer isoacutetopo
del hidroacutegeno (3H) conocido como tritio con un protoacuten y dos neutrones en su
nuacutecleo atoacutemico
En este caso el exceso de neutrones hace que dicho nuacutecleo sea inestable
(isoacutetopo radiactivo) y que entonces busque la estabilidad a traveacutes de la emisioacuten
de una partiacutecula beta para transformarse en un isoacutetopo del helio
El tritio (Hidroacutegeno-3) tiene un tiempo de vida media de 123 antildeos y es producido
naturalmente por la accioacuten de rayos coacutesmicos sobre gases atmosfeacutericos Tambieacuten
puede ser manufacturado artificialmente Es un gas incoloro e inodoro maacutes
liviano que el aire Estaacute presente en el aire y en el agua formando el compuesto
conocido como agua tritiada en todo el mundo y es habitualmente ingerido e
inspirado por todos Todos los seres humanos tenemos trazas de tritio asiacute como
32
otros isoacutetopos radiactivos que ocurren naturalmente Tambieacuten puede aparecer en
los reservorios de agua subterraacutenea gracias a la infiltracioacuten del agua de
precipitacioacuten
Las emisiones beta del tritio son de baja energiacutea no emitiendo ninguna otra
radiacioacuten primaria De hecho el tritio emite el nivel maacutes bajo de energiacutea por
radiacioacuten beta de todos los isoacutetopos (en la praacutectica implica que sus partiacuteculas beta
son faacutecilmente detenidas por finas capas de cualquier material soacutelido)
Figura 24 Esquema de desintegracioacuten de la moleacutecula de agua tritiada
Figura 23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
33
2231 Medicioacuten de tritio
La particularidad del tritio de ser un emisor beta puro de baja energiacutea hace que su
medicioacuten con alta eficiencia soacutelo sea posible en laboratorio mediante la teacutecnica
conocida como centelleo liacutequido
Las muestras de agua tritiada se limpian filtran y fraccionan en voluacutemenes del
orden de los 8 a 10 ml Luego se mezclan con una sustancia denominada coacutectel
centelleador que se caracteriza por la propiedad de emitir fotones luminosos
cuando las partiacuteculas beta provenientes de la desintegracioacuten del tritio
interaccionan con sus aacutetomos Los fotones son detectados por vaacutelvulas
denominadas fotomultiplicadores que entregan pulsos con amplitud proporcional a
la energiacutea de la partiacutecula y frecuencia proporcional a la actividad presente en la
muestra Estos pulsos son procesados y contados por la unidad electroacutenica
La respuesta es expresada en pulsos o cuentas por unidad de tiempo (cuentas
por minuto) o bien si se considera la eficiencia del sistema de medicioacuten
directamente en desintegraciones por unidad de tiempo (desintegraciones por
minuto)
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
Cuando se desea medir la actividad de un isoacutetopo emisor de partiacuteculas beta de
poca energiacutea puede utilizarse el principio de la excitacioacuten de los aacutetomos de un
cristal de yoduro de sodio cuando una partiacutecula pasa a traveacutes del mismo Asiacute es
como los cristales y sustancias fluorescentes asociados a un fototubo sensible a
la luz han permitido idear aparatos que permiten analizar una muestra de
radioisoacutetopos con gran eficiencia ya que cada vez que ocurre un centelleo de la
sustancia fluorescente (usualmente yoduro de sodio) el fototubo hace una sentildeal
eleacutectrica que una vez amplificada varias miles de veces es capaz de ser
registrada (figura 25) Estos aparatos se conocen como contadores de centelleo
Del mismo modo para determinar radiaciones beta de baja energiacutea como las del
tritio (3H) y las del 14C se emplean con excelentes resultados los llamados
contadores de centelleo liacutequido
34
En ellos el material fluorescente estaacute formado por ciertas moleacuteculas que se
disuelven en un solvente apropiado La muestra que contiene el material
radioactivo se sumerge en este liacutequido (coctel) centelleador y origina en eacutel
pequentildeos destellos luminosos que pueden ser reconocidos y contados mediante
un sistema apropiado que comprende fototubos y amplificadores de sentildeal como
se muestra en la figura 26
Figura 26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
Figura 25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
35
Figura 27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE
INTERCONEXIOacuteN DE POZOS
El empleo de trazadores radiactivos constituye la mejor teacutecnica para alcanzar un
conocimiento maacutes claro del comportamiento del fluido de inyeccioacuten en el
yacimiento y por ende su utilidad es muy amplia en los estudios de interconexioacuten
entre pozos
Un estudio de este tipo se inicia con la incorporacioacuten al pozo en forma conjunta con
el agua de inyeccioacuten de una solucioacuten acuosa en la que se encuentra el trazador
bajo una forma quiacutemica apropiada Posteriormente una planificada y ordenada
extraccioacuten de muestras en los pozos productores posibilita la generacioacuten de graacuteficos
representativos de las curvas de respuesta o funciones de transferencia
La adecuada interpretacioacuten de las funciones de transferencia inyector-productor
obtenida mediante trazadores ha permitido a los ingenieros de reservorio reunir
valiosa informacioacuten y tomar importantes decisiones tales como confirmar la
36
existencia de fallas geoloacutegicas modificar el trazado de algunas de esas fallas
redefinir fallas como sellantes o no sellantes encontrar direcciones preferenciales
de desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el aacutembito de todo el yacimiento
cerrar capas en algunos productores por presencia de canalizaciones desde el
inyector determinar conexiones verticales entre distintos estratos productores
reasignar productores a distintos inyectores (es decir reorganizar la composicioacuten
de los arreglos) modificar el caudal de inyeccioacuten en ciertos pozos evaluar la
eficiencia de recuperacioacuten secundaria confirmar o modificar anaacutelisis volumeacutetricos
previos y estimar la permeabilidad media de los distintos arreglos
En los estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos la seleccioacuten de tritio como
trazador es la uacutenica opcioacuten factible para llevar a cabo este trabajo
El tritio es un radioisoacutetopo emisor beta puro y constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten
a nivel mundial en razoacuten de las siguientes ventajas
Posibilidad de marcar grandes voluacutemenes del medio con una pequentildea masa de
trazador (propiedad comuacuten a cualquier radioisoacutetopo)
Ser un emisor beta puro de baja energiacutea lo que hace innecesario el empleo de
grandes blindajes y praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
Facilidad para ser medido con gran sensibilidad lo que permite su deteccioacuten en
concentraciones sumamente bajas
Comportamiento ideal por tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en
consecuencia formar parte de la moleacutecula de agua
231 INYECCIOacuteN
Se han propuesto y empleado diversas teacutecnicas destinadas a la incorporacioacuten del
trazador a la capa en estudio En todos los casos debe asegurarse que la inyeccioacuten
se efectuacutee en forma instantaacutenea condicioacuten que se cumple cuando el tiempo que
demora el trazador en ingresar es despreciable comparado con su tiempo de
traacutensito entre pozos
37
Este requerimiento se cumple faacutecilmente cuando se emplean radiotrazadores debido
a los pequentildeos voluacutemenes involucrados
El empleo de una bomba dosificadora es una de las posibles alternativas para lograr
una correcta inyeccioacuten cuando la presioacuten en la boca del pozo productor es superior
a la atmosfeacuterica La bomba se alimenta de un recipiente en el que se encuentra la
solucioacuten marcadora acoplaacutendose su salida al caudal principal de inyeccioacuten de agua
de formacioacuten Si la presioacuten en la boca del pozo productor es inferior a la atmosfeacuterica
la inyeccioacuten puede efectuarse en forma directa por medio de una pequentildea bomba
peristaacuteltica La figura 28 muestra los esquemas de ambas alternativas
Otra posibilidad consiste en tomar una derivacioacuten del caudal normal de inyeccioacuten y
hacerla pasar por el recipiente que almacena el trazador Accionando vaacutelvulas
adecuadamente dispuestas se logra arrastrar el fluido en forma efectiva Esta
alternativa que es tal vez la maacutes barata y eficaz ha sido aplicada exitosamente en
numerosos estudios La figura 29 presenta un esquema representativo de esta
teacutecnica de inyeccioacuten
Finalmente tambieacuten puede utilizarse alguna herramienta especial de inyeccioacuten que
permita cargar el trazador en superficie y luego ser llevada hasta el nivel de
inyeccioacuten para luego ser accionada en forma remota
Por supuesto que en todos casos la capa a estudiar debe encontrase aislada de
las restantes por medio de mandriles u otros elementos apropiados
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Pequentildea bomba
Pozo sin presioacuten
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Abierto
Bomba dosificadora
Pozo bajo presioacuten
Figura 28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
38
232 MUESTREO
El muestreo es una operacioacuten simple que normalmente la realiza el personal del
yacimiento sin ninguna dificultad Es importante rotular los frascos que almacenan
las muestras con alguacuten medio indeleble escribiendo sobre ellos una referencia
alfanumeacuterica faacutecilmente identificable Cada enviacuteo de muestras debe acompantildearse
de una planilla que indique el nuacutemero de pozo al que pertenece cada una de ellas y
la fecha de extraccioacuten Cuando se toma maacutes de una muestra diaria debe indicarse
tambieacuten la hora El volumen de la muestra dependeraacute del trazador utilizado y de la
teacutecnica de medicioacuten seleccionada
El plan de muestreo debe comprender una alta frecuencia de toma de muestras
durante los diacuteas inmediatamente posteriores a la inyeccioacuten para luego ir
disminuyendo el ritmo a medida que transcurre el tiempo Dos muestras diarias los
primeros dos o tres diacuteas una por diacutea la semana siguiente y asiacute sucesivamente hasta
llegar a una muestra semanal cuando hayan pasado algunos meses suele ser un
plan racional Muchas veces la respuesta del pozo suele aparecer en forma tardiacutea y
extenderse durante muchos meses y hasta antildeos En estos casos luego del primer
antildeo de muestreo una muestra mensual resulta suficiente
El motivo de la alta frecuencia inicial es la posibilidad de presencia de una
canalizacioacuten a traveacutes de la cual el trazador emerja en el pozo productor muy
raacutepidamente antes de haberse dispersado longitudinalmente produciendo en
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Abierto
Figura 29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de inyeccioacuten
39
respuesta corta pero de gran amplitud que soacutelo es posible reconstituir si se tiene un
nuacutemero suficiente de muestras La tabla 1 indica la frecuencia de muestreo
usualmente utilizada Ademaacutes debe recordarse que antes de la inyeccioacuten es
necesario extraer una muestra de cada productor para poder cuantificar el fondo
que corresponde a la concentracioacuten de tritio innata del reservorio
Tabla 1 FRECUENCIA DE MUESTREO
MES MUESTRAS POR CADA POZO PRODUCTOR
1Una antes de la inyeccioacuten Una muestra cada uno de los primeros
tres diacuteas posteriores a los de la inyeccioacuten Tres muestras semanales el resto del mes
2 Tres por semana
3 a 5 Dos por semana
6 a 8 Una por semana
9 a 11 Dos por mes
12+ Una por mes
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS
En caso de trabajar con trazadores radiactivos es sabido que la lectura entregada
por cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta
Para transformarla en actividad neta es necesario obviamente restar el fondo de
radiacioacuten natural el cual se obtiene a partir de la medicioacuten de la muestra extraiacuteda del
respectivo pozo antes de la inyeccioacuten Sin embargo si el trazador demora en
aparecer es decir si no se estaacute en presencia de una canalizacioacuten puede obtenerse
un valor maacutes representativo del fondo calculando la media aritmeacutetica de las
primeras mediciones teniendo en cuenta que cuantos maacutes puntos se tomen menor
seraacute su coeficiente de variacioacuten
Al respecto es bueno recordar que la desintegracioacuten radiactiva es un fenoacutemeno
estadiacutestico que responde a la distribucioacuten binomial y que puede ser aproximado por
las funciones de distribucioacuten de Poisson y de Gauss Aplicando esta uacuteltima puede
considerarse que la totalidad de los valores de una serie de mediciones estaacute
40
comprendida en un intervalo de cinco desviaciones estaacutendar centrado en el valor
medio Por lo tanto para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones las mismas deberiacutean diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo
Ese criterio se utiliza tambieacuten para determinar si una muestra de baja actividad es
realmente activa o si se estaacute midiendo un valor perteneciente a la banda de
fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural Es decir que una muestra contendriacutea
restos de trazador cuando se diferencie del fondo en maacutes de cinco desviaciones De
aquiacute se derivan los conceptos de liacutemite de deteccioacuten y de concentracioacuten miacutenima
detectable Si se desea trabajar cuantitativamente con los resultados de esas
mediciones es mejor adoptar un criterio maacutes seguro y definir la concentracioacuten
miacutenima medible como aquella cuya lectura de actividad se diferencia de la
correspondiente al fondo en diez o maacutes desviaciones estaacutendar
El liacutemite de deteccioacuten puede ser calculado mediante la siguiente expresioacuten
m
Fd Vte
NL
82=
(Ec 21)
Siendo
Ld Liacutemite de deteccioacuten (Bq L)
NF Nuacutemero de cuentas de fondo acumuladas durante un tiempo t
t Tiempo de medicioacuten (s)
e Eficiencia (cuentas desintegracioacuten)
Vm Volumen de la muestra (L)
Otra consecuencia de las variaciones estadiacutesticas es la dificultad de establecer
funciones de ajuste debido a la dispersioacuten de los datos originales A efectos de
suavizar algo las curvas de respuesta puede aplicarse a los valores de actividad o
concentracioacuten neta alguacuten procedimiento de alisado por ejemplo el reemplazo de
cada valor por el promedio de los tres o cuatro anteriores
Por uacuteltimo para poder comparar mediciones pertenecientes a muestras extraiacutedas en
distintos diacuteas se requiere corregir los resultados por decaimiento radiactivo Si bien
41
en el caso del tritio el periacuteodo es lo suficientemente largo como para que sean
innecesarias las correcciones cuando las diferencias son de algunos diacuteas en el
caso de que el muestreo se prolongue durante meses es conveniente efectuar esta
correccioacuten que implica una modificacioacuten en los datos de 046 mensual
234 RESPUESTA TEMPORAL
La respuesta temporal de cada pozo estaacute constituida por la representacioacuten graacutefica
de la concentracioacuten de actividad neta corregida por decaimiento en funcioacuten del
tiempo Tal como se dijo los datos originales pueden haber sido sometidos a un
procedimiento de alisado
Como consecuencia de esto resulta importante el trazado de la curva de actividad
total recuperada en funcioacuten del tiempo ya que ella permite determinar los factores de
reparto del trazador entre los distintos pozos
La curva de actividad recuperada se obtiene multiplicando los valores de ordenada
por el caudal del pozo productor e integrando la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo
numeacuterico tal como el de los trapecios o si se cuenta con un nuacutemero suficiente de
mediciones el de Simpson La aplicacioacuten de teacutecnicas maacutes complejas por lo general
no se justifica en razoacuten de la dispersioacuten estadiacutestica de los datos experimentales y de
las variaciones en los paraacutemetros de operacioacuten del arreglo
En la figura 210 se presenta un ejemplo real de las respuestas instantaacutenea y
acumulada de un pozo productor ante una inyeccioacuten de tritio
Respuesta del pozo Nordm 1
0
25000
50000
75000
100000
125000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
diacuteas
Con
cent
raci
oacuten
0
2000
4000
6000
8000
10000
Acu
mul
ada
Concentracioacuten de actividad Actividad recuperada
Figura 210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
42
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal
Como se dijo la informacioacuten maacutes importante a obtenerse de la representacioacuten de la
concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo es la funcioacuten de recuperacioacuten de
masa o actividad de trazador seguacuten se trabaje con trazadores quiacutemico o radiactivo
Esta nueva curva representa la cantidad de trazador recuperada en el pozo bajo
estudio en funcioacuten del tiempo
Para un instante dado ti la ordenada de la funcioacuten acumulativa estaacute dada por la
siguiente expresioacuten
int= it
i tdtCtqtA0
)()()( (Ec 22)
Siendo
A(ti) cantidad de trazador recuperada hasta ti (Kg o Bq)
Q(t) caudal de produccioacuten agua del pozo en funcioacuten del tiempo (m3 diacutea)
C(t) concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo (Kg m3 o Bq m3)
ti tiempo transcurrido desde la inyeccioacuten (diacuteas)
El caudal de produccioacuten de agua es un dato del que se dispone en el yacimiento
por lo general actualizado en forma mensual
De la curva de respuesta temporal puede extraerse faacutecilmente el tiempo de arribo
del trazador (conocido como breakthrough en ingleacutes) definido como el instante en el
que la concentracioacuten de trazador en el agua extraiacuteda del pozo productor supera el
liacutemite de deteccioacuten
Otro valor importante es el tiempo medio de residencia del agua de inyeccioacuten
definido en forma similar que para los estudios de procesos es decir como larelacioacuten
entre el volumen involucrado en el mismo (V) y el caudal que lo alimenta (Q)
(Ec 23)
A partir de los datos experimentales se obtiene de la siguiente manera
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
tdtC
tdtCtt (Ec 24)
Q
Vt =
43
Finalmente tambieacuten puede determinarse el tiempo final a partir del instante en el
que la respuesta cae por debajo del liacutemite de deteccioacuten Sin embargo el muestreo
suele ser interrumpido antes de que se alcance este punto y por ello se hace
necesario extrapolar la cola de la respuesta mediante una funcioacuten exponencial y a
partir de ella calcular el instante en que la respuesta finaliza
Conociendo la distancia entre los pozos inyector y productor y a partir de los tiempos
de arribo medio y final pueden obtenerse las velocidades maacutexima media y miacutenima
de desplazamiento del agua inyectada
La recuperacioacuten total de trazador en cada pozo se determina extrapolando a tiempo
infinito la respuesta acumulada tomando como base la aproximacioacuten exponencial
de la funcioacuten que representa la concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo
seguacuten se mencionoacute maacutes arriba El cociente entre la cantidad de trazador recuperada
en el pozo considerado y la inyectada representa la fraccioacuten de agua inyectada que
alcanza dicho pozo
La suma de estas fracciones deberiacutea de ser unitaria para todos los pozos de un
arreglo lo que implicariacutea una recuperacioacuten total del trazador inyectado y un perfecto
balance de masas Sin embargo la recuperacioacuten total suele oscilar entre el 30 y el
80 para el caso del tritio que es el trazador ideal para el agua debido a que el
mismo continuacutea su desplazamiento hacia puntos maacutes alejados del yacimiento y a
que en alguacuten momento su concentracioacuten cae bajo el liacutemite de deteccioacuten aunque
mantenga su presencia en miacutenimas concentraciones Para mejorar el balance de
masas y para obtener informacioacuten adicional es conveniente muestrear tambieacuten
pozos de segunda liacutenea
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA
Cuando se emplean trazadores para estudios de procesos industriales es comuacuten
representar la respuesta del sistema mediante un graacutefico que representa la
concentracioacuten del trazador de salida en funcioacuten del tiempo y calcular a partir de ella
el tiempo medio de residencia la varianza y otros paraacutemetros relacionados con la
respuesta temporal
44
Si bien la respuesta temporal tambieacuten es ampliamente utilizada cuando se trabaja
en estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos tal como se presentoacute en el punto
anterior adolece de algunos inconvenientes que limitan su utilidad En efecto
variaciones en el caudal de inyeccioacuten comunes en cualquier yacimiento producen
alteraciones en las curvas de respuesta Para evitar este inconveniente es una
alternativa interesante representar la concentracioacuten de salida en el productor en
funcioacuten del volumen inyectado acumulado siempre que se disponga de este dato
La funcioacuten asiacute obtenida seraacute insensible a las variaciones de caudal pero mantendraacute
la forma general de la respuesta temporal El volumen inyectado acumulado puede
calcularse a partir del caudal de inyeccioacuten En la figura 211 pueden observarse las
respuestas temporal y volumeacutetrica para un mismo pozo pudiendo comprobarse que
ambas son ideacutenticas formalmente
La respuesta volumeacutetrica en un pozo productor a un impulso de trazador en el pozo
inyector representa el volumen de poros barridos por el agua de inyeccioacuten en cada
instante El baricentro de la respuesta volumeacutetrica es una medida del volumen
medio de poros barrido para el arreglo considerado
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
VdVC
VdVCVV (Ec25)
La porcioacuten del volumen medio de poros barrido que afecta a un par inyector-
productor se obtiene multiplicando el valor anterior por la fraccioacuten de trazador
recuperada en el correspondiente productor
Respuesta temporal del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 100 200 300 400
tiempo (diacuteas)
Con
cent
raci
oacuten
Respuesta volumeacutetrica del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 10000 20000 30000 40000
volumen inyectado (m 3)
Con
cent
raci
oacuten
Figura 211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
45
La figura 212 muestra en forma cualitativa algunos casos tiacutepicos de respuesta de
pozos ante una inyeccioacuten puntual de trazador Ademaacutes se muestran valores propios
de los tiempos de residencia y de velocidad del agua e inyeccioacuten para cada uno de
los casos
En el primer caso se produce una canalizacioacuten al inicio del muestreo y luego se
observa el paso del trazador a traveacutes de otro estrato a partir de los 250 diacuteas maacutes o
menos El anexo 2 explica con maacutes claridad lo que sucede cuando se produce una
canalizacioacuten del agua de inyeccioacuten en el reservorio Cabe resaltar el alto valor de la
velocidad del agua que conlleva la canalizacioacuten de la misma
Figura 212 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
46
Para el segundo caso se observan dos curvas de paso del trazador la una a
continuacioacuten de la otra Esto muestra el arribo del trazador a traveacutes de dos patrones
de flujo el uno de alta dispersioacuten y el otro de baja dispersioacuten los cuales obedecen a
las propiedades intriacutensecas de dos estratos diferentes por los cuales se desplazoacute el
agua de inyeccioacuten
En el tercer caso se plantea el paso del trazador con una alteracioacuten en el flujo
causada por interferencia lo cual es muy comuacuten en el anaacutelisis de las curvas de
respuesta como se veraacute en el ensayo posterior
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS
Es importante intentar el ajuste de los datos experimentales por medio de
expresiones teoacutericas que respondan a un modelo matemaacutetico adecuado descriptivo
del arreglo bajo anaacutelisis Mediante la aplicacioacuten de estas funciones las curvas de
transferencia pueden descomponerse en varias respuestas elementales a partir de
las cuales pueden efectuarse caacutelculos comparativos tales como valores de
permeabilidad relativa entre diversos estratos
2361 Modelos Simples
Entre los modelos sencillos para ajuste de los valores experimentales algunas
funciones desarrolladas para interpretar el movimiento de trazadores en aguas
subterraacuteneas constituyen una buena alternativa He aquiacute un ejemplo
(Ec 26)
Siendo
C(xt) concentracioacuten del trazador en funcioacuten del tiempo y de la distancia
(Bq L)
TN tiempo normalizado calculado como el cociente entre el tiempo real y el
tiempo medio de residencia del trazador (adimensional)
D1 dispersividad intriacutenseca del medio (m2 diacutea)
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
47
v velocidad de desplazamiento (m diacutea)
x distancia desde el punto de inyeccioacuten (m)
La figura 213 muestra el comportamiento de la curva de paso del trazador respecto
a diferentes valores de dispersividad intriacutenseca Sin embargo se ha determinado
que los valores para D1 (m2 diacutea) referente a areniscas se estiman entre 03 y 0003
C u r v a n o r m a l i z a d a d e L e y e n d aA c t i v i d a d I n s t a n t a n e a
0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0 2 0 0
t t o
0 5
1
1 5
25
20 50 5
0 0 0 55
0 0 0 1
0 0 15
0 0 50 0 1
El factor CREF representa una concentracioacuten de referencia por lo general el cociente
entre la actividad inyectada y el volumen de agua marcada Para este caso este
volumen estaacute dado por la siguiente expresioacuten
V x h Sw= π φ2 (Ec 27)
Donde
h espesor de la capa inyectada (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
El ajuste se realiza seleccionando valores apropiados de D1 v x y del tiempo
medio de residencia Cuando la respuesta presenta varios picos esos paraacutemetros
deben establecerse para distintas curvas las que luego se suman afectadas por un
factor de peso para obtener la respuesta total del sistema Dicho factor puede
considerarse como una modificacioacuten del valor CREF para cada curva individual
Figura 213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
48
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR
Para un caacutelculo exacto de la actividad o masa a inyectar en un estudio de
interconexioacuten de pozos petroliacuteferos deberiacutea recurrirse a un modelo matemaacutetico que
permitiera simular la respuesta del arreglo tomando como base los paraacutemetros del
reservorio y luego considerando la sensibilidad de la teacutecnica de medicioacuten hiciera
posible determinar la actividad o masa necesaria para obtener una respuesta
representativa y con bajo error estadiacutestico
Por lo general los grupos que aplican trazadores no disponen de un modelo de estas
caracteriacutesticas y ademaacutes aunque contaran con eacutel deberiacutean plantear una serie de
suposiciones con respecto al comportamiento del arreglo las cuales no son faacuteciles
de establecer ldquoa priorirdquo especialmente si se tiene en cuenta que el estudio mediante
trazadores que estaacuten planificando se llevaraacute a cabo con el propoacutesito de lograr
informacioacuten acerca de la dinaacutemica de ese mismo arreglo
A efectos de tener una idea de al menos el orden de magnitud de la actividad
necesaria pueden hacerse algunas consideraciones En efecto a falta de mayor
informacioacuten puede suponerse que la concentracioacuten media de salida en el pozo
productor estaacute dada por el cociente entre la actividad inyectada y el volumen de
poros de un cilindro cuyo radio sea igual a la distancia entre pozos y cuya altura sea
el espesor de la capa Este volumen ya fue definido anteriormente (Ecuacioacuten 27)
por medio de la siguiente expresioacuten
wp ShxV φπ 2=
Siendo
h espesor de la capa inyectada (m)
x distancia entre pozos inyector y productor (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
La concentracioacuten media de salida deseada puede establecerse a partir del liacutemite de
deteccioacuten (Ld) del instrumental disponible el cual a su vez dependeraacute del fondo y del
49
tiempo de medicioacuten Si se elige una concentracioacuten igual a diez veces ese liacutemite la
actividad a inyectar estaraacute dada por la siguiente expresioacuten
pd VLA 100 = (Ec 28)
La experiencia acumulada luego de realizar un nuacutemero importante de operaciones
en reservorios de diversas caracteriacutesticas es una valiosa herramienta a la hora de
corregir los valores obtenidos a partir de los caacutelculos anteriores
50
CAPIacuteTULO 3
APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRAZADORES
EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS
Como se explicoacute anteriormente el estudio de interconexioacuten inicia con la
incorporacioacuten del radiotrazador al pozo conjuntamente con el agua de inyeccioacuten
Posteriormente en base a una planificada y ordenada frecuencia de muestreo se
procede a la recoleccioacuten de muestras en los pozos productores Ademaacutes para un
mejor control del paso del trazador se opta por tomar muestras en los pozos
inyectores y tanque de lavado
El proyecto se ejecutoacute inicialmente utilizando dos pozos inyectores en el campo
Auca para la arena ldquoTrdquo del yacimiento Napo Pozo inyector No 12 y el pozo
inyector No 41 sin embargo dos meses despueacutes el inyector Auca-41 sale de
operacioacuten debido a un problema de admisioacuten en la arena ldquoTrdquo quedando
uacutenicamente el inyector Auca-12 y sus respectivos productores
Asiacute en base a la distancia entre el pozo inyector y los productores se escogen los
pozos de monitoreo Los pozos de monitoreo para el inyector Auca-12 son el
Auca-19 Auca-21 y Auca-35 La figura 31 muestra las distancias entre pozos
para el arreglo PI-12 PP-19 PP-35 PP21
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE
El caacutelculo de la actividad de Tritio empleado en la inyeccioacuten se basoacute en los
paraacutemetros proporcionados por PETROPRODUCCCIOacuteN (principalmente
petrofiacutesicos) de varios pozos que producen de la arena ldquoTrdquo a partir de eacutestos se
determinoacute un promedio de porosidad espesor y saturacioacuten de agua con los
cuales se trabajoacute para dicho caacutelculo
Los principales criterios analizados para calcular la actividad a emplearse en la
investigacioacuten fueron los siguientes
51
a Determinacioacuten del volumen a marcarse
b Liacutemite de deteccioacuten
c Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse
El volumen de agua a marcar se estimoacute utilizando la ecuacioacuten 27
wp ShxV φπ 2=
Por ejemplo para el pozo PP-21 se tiene
x = Distancia media inyector - productor (2038 m)
h = Espesor de la capa productora (18 pies)
φ = Porosidad de la capa productora (16)
Figura 31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del Campo Auca
PP-AUCA 19
PP-AUCA 21
PP-AUCA 35
PI-AUCA 12
2974 m
1035 m
2038 m
52
wS = Saturacioacuten de agua (27)
Luego
= 2038 254
016027= 3`043937
Asiacute el volumen a marcarse para el pozo PP-21 fue de 3`043937 metros cuacutebicos
considerando un flujo radial al pozo inyector sin embargo debido a
caracteriacutesticas estructurales del campo y a la distribucioacuten de los pozos se puede
asumir que el flujo tiene una direccioacuten preferencial hacia el Este del inyector Auca-
12 La tabla 2 muestra los voluacutemenes a marcarse para cada uno de los pozos
productores
Tabla 2 VOLUacuteMEN A MARCARSE PARA CADA POZO PRODUCTO R
DISTANCIA AL POZO INYECTOR (PI-12) VOLUacuteMEN A MARCARS E
(metros) (metros cuacutebicos)
PP-35 1035 785069
PP-21 2038 3
ʹ
043937
PP-19 2974 4
ʹ
537402
En realidad este valor corresponde a 6
ʹ
482004 metros cuacutebicos sin embargo el ingeniero de trazadores de la CEEA tomoacute el 70 de dicho volumen debido a que consideroacute que la presencia de la falla occidental ocasionariacutea que el agua se desplace sin pasar por dicha barrera es decir marcando soacutelo los 4
ʹ
537402
POZO PRODUCTOR
3112 Liacutemite de deteccioacuten
Para este proyecto se utilizoacute un valor de 185 KBqm3 como liacutemite de deteccioacuten
de acuerdo a la concentracioacuten miacutenima detectable del equipo de medicioacuten
mostrado en la tabla 3
Como se explicoacute en el capiacutetulo dos la actividad a inyectarse tiene una
concentracioacuten aproximada a diez veces el liacutemite de deteccioacuten esto es 185 KBqmsup3
o 185000 Bqmsup3 este valor se multiplica por el volumen a marcarse que
corresponde al pozo maacutes lejano (Auca-19) cuyo valor es de 4`537402 metros
cuacutebicos
53
Actividad= 185000 Bqm3times4`537402 m3
Asiacute se obtiene una actividad de 8394 GBq (giga-bequerelios) que equivale a
2269 Ci (curios)
Tabla 3 CONCENTRACIOacuteN MIacuteNIMA DETECTABLE EN AGUA PARA LOS
RADIONUCLEIDOS MAacuteS COMUNMENTE USADOS COMO TRAZADORE S EN
HIDROLOGIacuteA
RADIONUCLIDE
(1) Direct measurement using a liquid scintillation detector(2) Liquid scintillation counting afterelectrolytic enrichment(3) Direct measurement using a NaI scintillation detector submerged in the water with saturation geometry(4) Measurement with NaI well-type scintillation detector afterprecipitation using from 10 liters of water(5) After concentration using activated charcoal as absorption material
DERIVED MAXIMUN CONCENTRATION (MBq )
ANNUAL LIMIT OF INTAKE (MBq year)
DERIVED TRIVIAL CONCENTRATION (MBq )
MINIMUN DETECTABLE CONCENTRATION (MBq )
50
62
746
148 (3) 15 (5)
100
125
1496
185 (1) 11 (2)
1
125 010 124
4
5
100 008
74 (3) 018 (4)
703 (3)148 (3) 037 (4)
129 (3)
60 1496 115 149
3m
3m
3m
( )lH3 Cr51 Br82 Tc99 I131 Au196
+Ag
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
Para obtener los datos de concentracioacuten de actividad (Ci) en funcioacuten del tiempo
(diacuteas) con los que se obtienen las curvas de paso de tritio por cada uno de los
pozos hay que realizar los siguientes caacutelculos
a Caacutelculo de la concentracioacuten referencial ( )
La concentracioacuten de referencia es por lo general el cociente entre la
actividad inyectada (valor asumido en la modelacioacuten matemaacutetica que se
54
encuentra por encima de los 2269 Ci) y el volumen de agua marcada que
corresponde a cada pozo
b Caacutelculo del tiempo de residencia ( TRESID)
Este tiempo es el cociente entre el volumen de agua marcada y el caudal de
inyeccioacuten (3iacute)
c Caacutelculo del tiempo normalizado (tN)
El tiempo normalizado es el cociente entre los diacuteas transcurridos despueacutes de
la inyeccioacuten (t) y el tiempo de residencia (tN) Es decir para cada valor de t
hay un valor de tN
Con los valores de y tN se calculan las concentraciones de actividad para
cada tiempo en un programa de Excel utilizando la expresioacuten del modelo
matemaacutetico simple
Para ello se seleccionan diferentes valores de D1vx (dispersividad intriacutenseca) los
cuales variacutean de acuerdo al tipo de roca presente en el yacimiento de anaacutelisis La
tabla 4 muestra el rango de valores de dispersividad para distintos tipos de roca
Tabla 4 VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSEC A
( )
arenas 0003 - 03
gravas 01 - 2
rocas fracturadas 1 - 200
TIPO DE ROCA
VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSECA
diacuteam2
xvD 1
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
55
El anexo 3 muestra las curvas de paso del tritio por cada pozo productor para dos
valores de dispersividad intriacutenseca de acuerdo a la modelacioacuten matemaacutetica
Para el valor de 03 se considera un flujo de mezcla completa lo cual quiere decir
que no se produce dispersioacuten longitudinal
Si se utiliza el valor de 0003 el flujo tiende a ser tipo pistoacuten pero el tiempo de
arribo del trazador se incrementa considerablemente como se observa en las
figuras del anexo antes mencionado
De este modo se calculoacute la cantidad de trazador a inyectarse que fue de 28
Curios de tritio la misma que puede ser detectable en el pozo maacutes lejano (Auca-
19) sin ninguacuten inconveniente
Cabe resaltar que maacutes allaacute de los caacutelculos realizados la experiencia adquirida en
el manejo de radiotrazadores es de gran ayuda para determinar la cantidad de
trazador a inyectarse en un yacimiento
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
La incorporacioacuten o inyeccioacuten del trazador se realizoacute el 11 de enero de 2007 en la
arena ldquoTrdquo de la formacioacuten Napo en el intervalo punzonado desde 9940 a 9976
pies Para esto se procedioacute a diluir los 200 ml (28 Ci) de tritio en un volumen de
un litro de agua con el fin de evitar peacuterdidas del trazador durante el proceso de
inyeccioacuten y para asegurar que la actividad llegue a la capa productora
Para la incorporacioacuten del trazador se procedioacute a destapar la vaacutelvula del toma
muestra luego se drenoacute la liacutenea hasta un nivel que permitioacute la incorporacioacuten del
trazador Una vez colocado el trazador en el cabezal se procedioacute al sellado de
eacuteste y se abrieron las vaacutelvulas a fin de que el trazador fuera arrastrado junto al
agua de inyeccioacuten La inyeccioacuten se realizoacute de un solo pulso (Inyeccioacuten
instantaacutenea)
56
Todo este proceso que dura alrededor de 30 minutos se realizoacute con operadores
de PETROPRODUCCIOacuteN La inyeccioacuten del trazador al PI-41 fue a las 1100 y al
PI-12 a las 1400
Luego de la inyeccioacuten los desechos radiactivos se guardaron en un recipiente
etiquetado los mismos que fueron llevados a un repositorio especial que se
encuentra en las instalaciones de la CEEA con el fin de cumplir con las normas
de seguridad radioloacutegica
Antes de la inyeccioacuten del trazador se tomaron muestras de fondo tanto del pozo
inyector PI-12 como de los productores PP-35 PP-19 PP-21 y del tanque de
lavado
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN
DEL TRAZADOR
Como se indicoacute anteriormente el buen desempentildeo de esta teacutecnica de trazadores
implica la inyeccioacuten de un caudal constante de agua en cada uno de los pozos
inyectores escogidos para este proyecto Esto se debe a que cuando el trazador
ha sido incorporado dentro del yacimiento necesita una fuerza de empuje
longitudinal a traveacutes de la arena a fin de que el trazador pueda aparecer en cada
pozo productor que se planifica muestrear Por tanto es el agua de inyeccioacuten la
que proporciona dicha fuerza de empuje
Figura 32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
57
Para la ejecucioacuten de este proyecto se convino en que la inyeccioacuten debe
mantenerse en un caudal de 4000 a 5000 bls de agua por diacutea en base al modelo
matemaacutetico realizado para la inyeccioacuten del trazador El anexo 4 muestra un
diagrama baacutesico de la Planta de inyeccioacuten de agua en el Campo Auca
Al inicio de la inyeccioacuten se utilizoacute agua del riacuteo lo cual presentoacute algunas
dificultades puesto que su utilizacioacuten depende de las condiciones climaacuteticas Asiacute
pues cuando llueve mucho se arrastra una gran cantidad de sedimentos los
cuales tapan el sistema de filtracioacuten de la estacioacuten Pero cuando no llueve el
nivel de agua para la succioacuten de las bombas es demasiado bajo por lo que el
bombeo podriacutea colapsar
Por lo cual en ambos casos hay que detener el bombeo lo que da como
resultado que la inyeccioacuten en los pozos de estudio sea muy irregular
Para los uacuteltimos diacuteas del mes de Junio de 2007 se empieza a utilizar el agua de
formacioacuten a maacutes del agua de riacuteo haciendo que la inyeccioacuten sea un poco maacutes
constante que en los meses anteriores
Desde la figura 33 a la 317 se muestran los caudales de inyeccioacuten diarios para
el Auca-12 empleados desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
Figura 33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
58
Figura 34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
Figura 35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
Figura 36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
59
Figura 38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
Figura 37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
Figura 39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
60
Figura 310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
Figura 311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
Figura 312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
61
Figura 313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
Figura 314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
Figura 315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
62
Al observar todas estas curvas mensuales de los voluacutemenes de agua de inyeccioacuten
se ratifica que en los seis primeros meses la inyeccioacuten fue muy irregular puesto
que se estaba utilizando uacutenicamente agua de riacuteo ademaacutes en ese tiempo se
estaban realizando pruebas de operacioacuten en la Planta de Inyeccioacuten de agua del
Auca debido a algunos ajustes que se hicieron en la misma
Para los nueve meses siguientes se observa que la inyeccioacuten es casi constante
en 5000 BPD
El anexo 5 muestra las tablas de los caudales diarios de inyeccioacuten desde enero
de 2007 hasta marzo de 2008 y el graacutefico que resume el promedio del volumen de
agua inyectada para cada mes Del cual se puede obtiene un promedio anual de
Figura 317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
Figura 316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
63
4049 bls de agua inyectada valor similar al utilizado en la modelacioacuten matemaacutetica
(4000 bls)
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES
331 MUESTREO
La recoleccioacuten de las muestras en los diferentes puntos de monitoreo se la
realizoacute basaacutendose en la frecuencia de muestreo planificada En vista de que los
pozos Auca-41 y Auca-33 salieron del proyecto quedaron a partir del mes de
abril de 2007 como puntos de muestreo los pozos Auca-12 (inyector) Auca-35
Auca-19 Auca-21 y el tanque de lavado
El tanque de lavado se toma como punto de muestreo debido a que podriacutea haber
presencia de trazador en el tanque proveniente de alguacuten otro pozo productor que
no sea parte de los puntos de monitoreo indicados En cuyo caso se detectariacutea
inmediatamente de que pozo se trata para poner especial atencioacuten en eacutel
Como se indicoacute anteriormente al inicio el plan de muestreo comprende una alta
frecuencia de toma de muestras para luego ir disminuyendo el ritmo conforme
transcurre el tiempo hasta llegar a una muestra mensual a partir del segundo
mes
En el anexo 6 se indica el calendario de muestreo para este proyecto asiacute desde
el mes de enero de 2007 a marzo de 2008 (mes en que se tomoacute la uacuteltima
muestra) se ha muestreado 65 veces que se distribuyen por meses del siguiente
modo (tabla 5)
Tabla 5 MUESTREOS REALIZADOS POR CADA MES
ANtildeO MES NUMERO DE MUESTREOS Enero 7 Febrero 8 Marzo 9 Abril 8 Mayo 10 Junio 5 Julio 5 Agosto 4 Septiembre 2
2007
Octubre 2
64
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR
Para tomar la muestra del pozo inyector soacutelo basta con acudir al cabezal del pozo
inyector Auca-12 (figura 318) y abrir la pequentildea vaacutelvula toma muestras que estaacute
alojada en la liacutenea de flujo del agua de inyeccioacuten (figura 319)
Noviembre 2
Diciembre 1 Enero 1 Febrero 1 2008
Marzo 1
Figura 318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
Figura 319 Muestra del pozo inyector Auca-12
65
La muestra tomada se rotula con ldquoPOZO INYECTOR 12rdquo y la fecha de muestreo
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD
Las muestras que corresponden a los pozos productores se toman en el manifold
de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca Sur para ello se utilizan recipientes de la
capacidad de un galoacuten puesto que de cada muestra de crudo hay que extraer el
agua que es lo que interesa en el anaacutelisis (figura 320)
Cabe resaltar que para poder realizar el anaacutelisis del agua de formacioacuten se
requieren 200 ml de agua de los cuales 100 ml se utilizan en el anaacutelisis y los
otros 100 ml se guardan en un archivo por si se quiere realizar otro anaacutelisis
posteriormente
Como es evidente la cantidad de agua de formacioacuten que se obtenga de una
muestra de crudo estaraacute en funcioacuten del BSW que corresponda a dicho pozo Esto
significa que si se tiene un BSW alto no se va a requerir tanto crudo para obtener
los 200 ml de agua pero si el BSW es bajo entonces se necesitaraacute un volumen
mayor de crudo para sacar los 200 ml de agua
En consecuencia al momento de tomar las primeras muestras la persona
encargada no conoce cuanto de crudo debe extraer para obtener los 200 ml de
agua razoacuten por la cual primero debe tomar una muestra pequentildea para
centrifugarla y observar cuanta agua de formacioacuten obtuvo Luego en base al
Figura 320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
66
volumen de agua obtenido y con una sencilla regla de tres puede conocer cuanto
crudo necesita para conseguir los 200 ml de agua Este procedimiento debe
realizarse pues es importante tratar de llevar al laboratorio de la CEEA los 200 ml
de agua para el anaacutelisis en el contador de centelleo Aquiacute un ejemplo praacutectico
sencillo
Se prepara una muestra de crudo para colocarla en la centriacutefuga dando como
resultado 4 ml de agua de formacioacuten y 96 ml de petroacuteleo Determinar cuaacutentos
galones de crudo se deberaacuten tomar de este pozo para obtener los 200 ml de agua
que se requieren
4 ml de agua 100 ml de crudo
200 ml de agua X
Luego do ml de cruX 50004
200100 =times=
Esto corresponde a 5 litros de crudo o 13 galones de crudo
En este caso con dos recipientes basta para obtener el agua requerida pero hay
casos en los que el BSW es muy bajo entonces se antildeaden unas gotas de
reactivo demulsificante para romper la emulsioacuten y que aumente el porcentaje de
agua Cabe sentildealar que este procedimiento de antildeadir demulsificante hay que
hacerlo de manera gradual puesto que no se trata de poner de golpe 10 o 15
gotas del reactivo En otras palabras se debe cuidar que la muestra de agua no
contenga demasiado demulsificante porque esto podriacutea afectar en el anaacutelisis de
laboratorio
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos
productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008
1 Se coloca una muestra de 100 ml de crudo (de cada uno de los pozos
productores) en un recipiente de vidrio agregar 100 ml de JP-1 y mezclar Se
deja reposar por 3 minutos para observar el volumen de la fase de agua (figura
321) La tabla 6 muestra los voluacutemenes de agua que se obtuvieron en este
paso
67
Tabla 6 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (SIN DEMUL SIFICANTE)
2 Se colocan 5 gotas de demulsificante para romper la emulsioacuten (figura 322)
Para los pozos PP-35 y PP-19 se consigue romper la emulsioacuten en su totalidad
lo que significa que ya no se puede extraer maacutes agua aunque se antildeada maacutes
reactivo (figura 323) La tabla 7 muestra los voluacutemenes de agua que se
obtuvieron en este paso
Tabla 7 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (CON 5 GOT AS DE
DEMULSIFICANTE)
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA SIN
DEMULSIFICANTE (ml)
005 25 02
Figura 321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin adicionar demulsificante
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA
CON 5 GOTAS DE DEMULSIFICANTE
(ml)
02 35 04
68
3 Se antildeaden 10 gotas de demulsificante en la muestra del PP-21 y se consigue
romper la emulsioacuten en su totalidad aumentando el volumen de agua a 55 ml
Se realizan los caacutelculos correspondientes para conocer cuantos galones de
crudo son necesarios para obtener los 200 ml de agua La tabla 8 muestra los
voluacutemenes de agua y los voluacutemenes de crudo que se obtuvieron en este paso
Figura 322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
Figura 323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
69
Tabla 8 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOMENTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML DE CRUDO Y VOLUacuteMENES
DE CRUDO NECESARIOS PARA OBTENER LOS 200 ML DE AGUA
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA POR CADA 100 ml DE
CRUDO (ml)
02 55 04
VOLUMEN NECESARIO DE CRUDO (galones)
2642 096 1321
4 Se tomaron 6 galones de crudo de los pozos PP-35 y PP-19 y 2 galones del
PP-21 (figura 324) puesto que seriacutea dificultoso manejar los 26 y 13 galones
que se necesita En todo caso se obtienen asiacute menos de los 200 ml de agua
para el anaacutelisis de laboratorio
Figura 324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
70
5 Se antildeaden unas 40 o 50 gotas de demulsificante en cada galoacuten de crudo y se
los coloca al reveacutes en una cubeta para que decante el agua (figura 325) Se
deja reposar hasta el otro diacutea para sacar el agua
6 Para sacar el agua que se encuentra en la parte inferior del galoacuten (que estaacute
boca abajo) se realiza una pequentildea abertura en la tapa y se deja fluir en un
vaso hasta que drene toda el agua (figura 326) Asiacute con todos los galones
con cuidado de no mezclar el agua de los tres pozos
7 Se coloca el volumen de agua de cada pozo en un recipiente para
centrifugarlo puesto que hay que retirar todas las impurezas de crudo
remanentes (figura 326)
8 Finalmente se extrae el agua con la ayuda de una jeringa (una por cada pozo
para prevenir la contaminacioacuten) como se muestra en la figura 327 y se la
Figura 325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una cubeta
Figura 326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para separar el crudo
71
deposita en cada frasco debidamente rotulado con el nombre del pozo y la
fecha Luego de extraer todas las muestras de agua necesarias se deposita el
crudo sobrante en los sumideros (figura 328)
Figura 327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
Figura 328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo sobrante en los sumideros
72
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO
Para tomar la muestra en el tanque de lavado basta con abrir una de las vaacutelvulas
que sale del colchoacuten de agua del mismo (figura 329) y depositar el agua en un
frasco rotulado ldquoTANQUE DE LAVADOrdquo y la fecha
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA
En los uacuteltimos cinco meses se ha tomado dos muestras en la Planta de inyeccioacuten
de agua la una del agua de riacuteo y la otra del agua de formacioacuten (figura 330) Maacutes
adelante se explica las razones de esta iniciativa
Figura 329 Muestra en el Tanque de lavado
Figura 330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
73
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZAD A EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
La preparacioacuten de las muestras se la realiza frasco por frasco siendo importante
recalcar que para cada muestra se utiliza una jeringa diferente con lo cual
evitamos la contaminacioacuten de las muestras entre siacute
1 Se filtra el agua del frasco con la ayuda de un embudo y papel filtro para
quitar toda impureza o residuos de crudo (figura 332)
2 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial de boro silicato con bajo contenido
de potasio como se muestra en la figura 333 (debe ser de bajo contenido de
potasio ya que asiacute evitamos que los isoacutetopos radiactivos que contiene el
potasio lleguen a influenciar en la lectura a realizarse en el contador de
Figura 331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
Figura 332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
74
centelleo liacutequido) Cada vial debe estar numerado de acuerdo a la secuencia
de lectura El resto de agua filtrada se la almacena en el mismo frasco y sirve
como respaldo para verificar en el futuro alguna medida
3 Sobre los 10 ml del agua se antildeade 10 ml de coctel centellador (ULTIMA GOLD
LLT) mediante un dispensador automaacutetico (figura 334) El coctel centellador
es una sustancia quiacutemica que reacciona con la radiacioacuten emitiendo fotones de
luz los mismos que seraacuten cuantificados con el contador de centelleo liacutequido
Figura 333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
75
4 Se tapa hermeacuteticamente y se agita el vial por un momento (figura 335) hasta
que se hayan homogeneizado los dos liacutequidos (agua filtrada y coctel
centellador)
5 Cada vial debe ser conservado en una caacutemara oscura de uno a cuatro diacuteas
antes de llevarlo al contador de centelleo liacutequido Esto es de mucha
importancia ya que la influencia de la luz en el vial podriacutea ocasionar una
lectura mayor a la correcta
6 Se introduce cada vial en el contador de centelleo liacutequido durante un tiempo
(generalmente 1 minuto) hasta medir el nuacutemero de cuentas Si el nuacutemero de
cuentas es un valor exagerado puede aumentarse el tiempo de medicioacuten del
vial en el contador de centelleo para obtener un valor maacutes efectivo
Figura 334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
Figura 335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
76
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CE NTELLEO LIacuteQUIDO
El equipo utilizado en el anaacutelisis de las muestras es un contador de centelleo
liacutequido Packard Tri-Carb 1000 ubicado en la sala de teacutecnicas nucleares del
laboratorio de Ecotoxicologiacutea (LEC) de la CEEA
Como procedimientos preliminares en el laboratorio se realizan los siguientes
pasos
bull Verificacioacuten de eficiencia de conteo Para esto se emplean estaacutendares de
tritio
bull Determinacioacuten del background Se determina el valor de fondo de los viales
a ser usados para eliminar el background del vial y del vial maacutes coacutectel y
maacutes agua sin trazador
bull Desarrollo del protocolo de conteo Usando datos de eficiencia y
background se determina la ventana de energiacutea maacutes oacuteptima para el conteo
Con miras a asegurar la estadiacutestica de conteo se determina el tiempo de conteo
para cada vial y el nuacutemero de ciclos
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido
bull Verificar que el equipo esteacute encendido (El LSC debe estar prendido todo el
tiempo)
bull Encender la impresora y revisar el flujo seguro del papel
bull Efectuar la auto-normalizacioacuten del equipo con el slide sample holder cover en
posicioacuten izquierda (posicioacuten usada para viales de 20 ml) colocar el vial
Figura 336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su correspondiente lectura
77
estaacutendar Packard H que contiene 240000 dpm en posicioacuten de conteo
Presionar la tecla SNC ubicada en el panel de control el mismo que se
encuentra en la parte frontal del equipo y esperar que la auto-normalizacioacuten se
lleve a cabo
bull Verificar que el protocolo No 5 (protocolo establecido para H) esteacute
correctamente programado en el equipo Usando las teclas (retroceder y
avanzar) se puede revisar que las condiciones del protocolo sean las que se
indican en la tabla 9
bull Presionar la tecla conversation
bull Introducir el vial de fondo (background) Packard Estaacutendar y presionar el botoacuten
count en el panel frontal El background se contaraacute por 10 minutos
bull Seguir con el conteo de las muestras Cada uno de los viales debe ser
colocado manualmente en el holder Posteriormente se presiona el botoacuten
count
Tabla 9 CONDICIONES DE PROTOCOLO PARA EL FUNCIONAM IENTO DEL
CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
PREGUNTA OPCION Conversation 1 Protocol (1-10) 5 End protocol 1 Copy protocol 1 Time (min) 2 Number counts per vial 1 Vial simple 1 Vial standard 1 Reference 0 Data mode (CPM) 1 Background (FV) 1 Label (single) 1 Region A Sigma 0 Region A Lown Cnt Reject 0 Region A divide factor 1 Region B Sigma 0 Region B Lown Cnt Reject 0 Region B divide factor 1 Region C lower level 0 Region C upper level 0 Half life 0 Printer format (short) 1 Computer output 0
78
34 CURVAS DE RESPUESTA
Los valores obtenidos al analizar cada vial en el contador de centelleo liacutequido
corresponden a la concentracioacuten de trazador en el pozo Estos datos se grafican
en funcioacuten del tiempo para obtener asiacute la Curva de paso del trazador o curva de
respuesta Es decir la curva de respuesta estaacute constituida por la representacioacuten
graacutefica de la concentracioacuten de actividad neta en funcioacuten del tiempo
El anexo 7 muestra las lecturas obtenidas del muestreo realizado en cada uno de
los puntos de monitoreo desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA
Al observar las curvas de respuesta correspondientes a los pozos productores
inyector y el tanque de lavado se puede concluir lo siguiente
bull Hasta la presente fecha se presume que auacuten no se efectuacutea el paso del
trazador por ninguno de los pozos productores del plan de muestreo Esto se
verifica en las lecturas correspondientes a cada pozo productor (Anexo)
puesto que todas estaacuten por debajo de las 50 cpm (cuentas por minuto)
Ademaacutes se observa una irregularidad de valores (en zigzag) en cada curva lo
que indica que no pasa del valor de background y por tanto no hay un
levantamiento de la curva que muestre el arribo del trazador
Tampoco se ha producido el arribo del trazador a ninguacuten otro pozo puesto que
las lecturas correspondientes al tanque de lavado estaacuten por debajo de las 50
cpm lo cual indica que no hay trazador en el tanque de lavado
bull Se produjo una contaminacioacuten involuntaria en los frascos pequentildeos utilizados
para el muestreo ya que fueron transportados al campo conjuntamente con el
trazador radiactivo el diacutea de la inyeccioacuten Esto provocoacute que las primeras dos
lecturas (inmediatamente luego de la inyeccioacuten) sean valores anoacutemalos
superiores a las 10000 cpm lo cual es fiacutesicamente imposible de explicar por
79
lo que se deduce la contaminacioacuten de los frascos de muestreo con el trazador
Este suceso se repitioacute en los tres pozos productores
Ademaacutes entre los veinte y veintidoacutes diacuteas de la inyeccioacuten del trazador se
obtienen dos lecturas mayores a las 100 cpm las cuales evidenciaron
inicialmente la presencia de una canalizacioacuten entre el pozo inyector al
productor Sin embargo se descartoacute esta posibilidad puesto que en los tres
pozos productores las curvas presentaron el mismo comportamiento y en los
mismos diacuteas lo cual es un absurdo Por lo que se dio como explicacioacuten al
asunto el problema de la contaminacioacuten en los frascos
bull A maacutes de estos problemas se produce un suceso inexplicable en el pozo
inyector Auca-12 puesto que a partir de abril se observa un levantamiento en
la curva la misma que asciende hasta valores de 2418 cpm en mayo de
2007 Estos valores son anoacutemalos puesto que suponen la aparicioacuten de
trazador lo cual es absurdo ya que se trata del pozo inyector La explicacioacuten
fiacutesica de este problema auacuten no ha sido resuelta pero se cree que puede
tratarse de una infiltracioacuten del trazador hacia el riacuteo (a traveacutes de alguna
fractura) de donde proviene el agua de inyeccioacuten razoacuten por la cual se decidioacute
tomar una muestra de agua en la Planta de Inyeccioacuten de agua para observar si
existe la presencia de trazador tanto en el agua de riacuteo como en la de
formacioacuten (estos valores se presentan en la uacuteltima hoja del Anexo 7)
Estas son las tres principales conclusiones que se deducen al observar las
diferentes curvas de paso Como se observa este proyecto presenta algunos
problemas e irregularidades que influiraacuten directamente de manera negativa en los
resultados de este estudio de aplicacioacuten de radiotrazadores en el yacimiento
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA
Una vez obtenidos todos los valores de concentracioacuten de actividad en funcioacuten del
tiempo desde el inicio de la inyeccioacuten del trazador hasta el tiempo final de
respuesta se procede a corregir cada valor por los siguientes motivos
80
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo
Las unidades de concentracioacuten reportadas a partir del anaacutelisis de cada vial en el
contador de centelleo liacutequido estaacuten dadas en cpm10 ml (cuentas por minuto por
cada 10 mililitros de agua) sin embargo para obtener el porcentaje de trazador
recuperado se debe trabajar en Cimsup3 (curios por metro cuacutebico) debido a que la
cantidad de trazador inyectado fue de 28 Ci Para esto se utiliza la siguiente
equivalencia
1 Ci = dps o
1 Ci = 37times1010 Bq
Donde Ci = Curio (unidad antigua de actividad)
dps = desintegraciones por segundo
Bq = Bequerelios (unidad moderna de actividad)
Ahora para pasar de cuentas a desintegraciones es necesario considerar la
eficiencia del detector (contador de centelleo liacutequido) la misma que es del orden
del 60 esto se debe a que el tritio es un emisor beta de energiacutea media
entonces al ser mediana la energiacutea que emite el contador de centelleo solo lee el
60 de dicha energiacutea En definitiva las cuentas por minuto es la actividad que lee
el aparato el cual depende de su eficiencia En cambio las desintegraciones por
minuto es la actividad real cuando la eficiencia es el 100
Es decir que un dato de 60 cpm en el contador de centelleo liacutequido (al 60)
corresponde a 100 dpm (al 100) Una regla de tres es suficiente para realizar
esta conversioacuten
Aquiacute un ejemplo real para convertir cpm10 ml en Cimsup3
Ejemplo
Transformar 400 cpm10 ml a Cimsup3
81
400 10 times100 60 times1
60 times1 37times1010 times106
13=3003times10minus5 3
3312 Correccioacuten por el background
Como es sabido al trabajar con trazadores radiactivos la lectura entregada por
cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta Esto
significa que a cada valor obtenido en el contador de centelleo liacutequido debe
restarse el fondo de radiacioacuten natural (background) para tener la actividad neta
Como se explicoacute anteriormente se puede obtener un valor representativo del
fondo (background) calculando la media aritmeacutetica de las primeras mediciones
antes de la aparicioacuten del trazador en el pozo En la praacutectica se lo puede realizar
con los valores de los dos o tres primeros meses dependiendo de la distancia
entre el pozo inyector y productor teniendo cuidado de observar que no se haya
producido una canalizacioacuten en este tiempo Asiacute la foacutermula para calcular el fondo
promedio es
=1 =0 iacute=60
iacute (Ec31)
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo
Es obvio que la actividad actual que tiene el tritio que fue incorporado en el
yacimiento no es la misma que teniacutea cuando se realizoacute la inyeccioacuten pues en el
transcurrir del tiempo se ha ido produciendo el fenoacutemeno de la desintegracioacuten lo
cual indica que la actividad del tritio ha decaiacutedo y por tanto cada dato actual que
se obtiene de la concentracioacuten de actividad hay que corregirlo mediante la
siguiente ecuacioacuten que modela el decaimiento radiactivo
0= ln2
∆ (Ec 32)
Donde
82
= actividad que se obtiene al tiempo actual
= actividad correspondiente al tiempo de la inyeccioacuten del trazador
= tiempo que ha transcurrido desde la inyeccioacuten del trazador (diacuteas)
= tiempo de vida media del tritio
(4498 diacuteas)
Esto significa que si hoy se mide una actividad de 50 cpm al llevar este valor al
tiempo de la inyeccioacuten del trazador da un actividad de 514 cpm
Es claro que esta correccioacuten no es de gran importancia puesto que depende del
periodo de semidesintegracioacuten ( ) del tritio cuyo valor es mucho mayor
al tiempo de anaacutelisis del trazador que generalmente es de dos antildeos Sin
embargo para el presente estudio siacute seraacute considerada esta correccioacuten en las
lecturas obtenidas
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA)
En vista de la tardanza en la aparicioacuten del trazador para el Proyecto de Auca ha
sido necesario realizar el presente ensayo con el objetivo de explicar el
procedimiento que se realiza luego de la obtencioacuten de las curvas de respuesta
para cada pozo para lo cual se ha seleccionado un arreglo real compuesto por
un pozo inyector rodeado de cinco productores ubicado en el Sur de la Repuacuteblica
Argentina
341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12
Este estudio se inicioacute el diacutea 15 de noviembre de 2003 mediante la inyeccioacuten de 15
Ci (555 GBq) de tritio bajo la forma de agua tritiada en la capa seleccionada del
pozo G-12 que corresponde al yacimiento ZX
El muestreo se realizoacute en los pozos K-124 K-119 K116 K-117 y K-113 La
ubicacioacuten de los pozos involucrados en el estudio puede observarse en la figura
337 y la distancia entre los productores y el inyector en la tabla 10
Tabla 10 DISTANCIAS RESPECTIVAS DESDE CADA PRODUCT OR AL
INYECTOR G-12
83
DISTANCIA AL POZO INYECTOR
(m)
K-124 178
K-119 189
K-116 282
K-117 291
K-113 309
POZO
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES
El Anexo 8 muestra las mediciones efectuadas en cada pozo para las distintas
fechas en que se realizoacute el muestreo Se incluye el valor de fondo con su
respectiva desviacioacuten estaacutendar y la concentracioacuten miacutenima detectable por sobre la
cual puede asegurarse la presencia de trazador en el pozo productor
Las tablas reflejan las concentraciones de actividad bruta neta y corregida por
decaimiento tomando como referencia la fecha en la que se realizoacute la inyeccioacuten
expresadas en Becquerel por litro (Bq L) Tambieacuten se tabula la masa de trazador
recuperada hasta el momento expresada en forma porcentual con respecto a la
cantidad inyectada
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
AREA DE TRABAJO
Figura 337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
84
A continuacioacuten se realiza una breve explicacioacuten de la manera como se obtienen
los datos para graficar la curva de concentracioacuten del trazador y la de actividad
recuperada a partir de las mediciones efectuadas en el muestreo
3421 Encabezado
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
3422 Fondo Promedio
Para este ensayo se procedioacute a calcular el fondo a partir del promedio de los
primeros datos de concentracioacuten de actividad bruta que corresponden a los dos
primeros meses luego de la inyeccioacuten (tabla 11) utilizando la ecuacioacuten 31
=17 =0 iacute=38
iacute Ec31
=461
De este modo para el pozo K-113 se obtiene un valor de 461 Bq L
Tabla 11 DATOS DE ACTIVIDAD BRUTA CON LOS QUE SE P ROCEDIO A
CALCULAR EL FONDO PROMEDIO PARA EL POZO K-113
TiempoFecha
15112003181120032311200302122003091220031612200323122003
Bruta Neta33 -1341 -538 -857 1155 946 053 7
Datos (BqL)
Figura 338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
85
3423 Desviacuteo del fondo
Este valor corresponde a la desviacioacuten estaacutendar de los mismos valores con los
que se calcula el fondo promedio pues esta desviacioacuten es la medida de la
dispersioacuten de dichos valores con respecto al valor promedio (de fondo)
Para este caso se obtiene un valor de desviacuteo de 85 Bq L para el K-113
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable
Este valor corresponde a la concentracioacuten miacutenima sobre la cual puede asegurarse
la presencia de trazador en el pozo productor Para su caacutelculo se considera que
el comportamiento radiactivo puede ser aproximado por la funcioacuten de Gauss y de
acuerdo a eacutesta para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones deben diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo sobre el
promedio
Este criterio se usa para determinar si el valor de concentracioacuten obtenido a partir
de la muestra corresponde a la aparicioacuten de trazador o se estaacute midiendo un valor
perteneciente a la banda de fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural De aquiacute
se concluye que una muestra contendriacutea restos de trazador cuando se diferencie
del fondo en maacutes de cinco desviaciones
Por este motivo el valor de la concentracioacuten miacutenima detectable se obtiene
sumando el valor de fondo con el valor de dispersioacuten multiplicado por cinco
Asiacute para el pozo K-113 se obtiene el valor de 888 Bq L
Por tanto cuando un valor en la tabla de actividad bruta supera la concentracioacuten
miacutenima detectable significa que el trazador ha empezado a aparecer en el pozo
productor
Este es el criterio de comparacioacuten que se utiliza en todo este ensayo Si el valor
de actividad bruta supera la concentracioacuten miacutenima detectable entonces se
procede a realizar las correcciones respectivas por background y por decaimiento
86
radiactivo caso contrario no se toma en cuenta este valor en la curva de paso y
se lo grafica como un valor de cero
3425 Actividad Neta
Una vez que se ha producido la aparicioacuten del trazador se calcula la actividad neta
correspondiente a cada lectura Este valor es simplemente el valor de actividad
bruta menos el fondo de radiacioacuten natural que fue calculado anteriormente
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo
Cada valor de actividad neta es corregido utilizando la foacutermula del decaimiento
radiactivo obtenieacutendose asiacute la respuesta final de concentracioacuten de trazador que
se expresa en (Bq L) Estos valores se grafican en funcioacuten del nuacutemero de diacuteas
que han transcurrido a partir de la inyeccioacuten del trazador dando como resultado la
Curva de paso del trazador Esta curva se levanta del eje horizontal cuando se
empieza a producir la aparicioacuten del trazador
3427 Caudal Producido
Para un estudio de este tipo es importante tener la informacioacuten respecto del
caudal de agua producido para cada pozo puesto que de esto tambieacuten depende
la cantidad de trazador recuperado (tabla 12) De este modo si se tienen dos
pozos cuya concentracioacuten de trazador por metro cuacutebico sea la misma se
obtendraacute mayor recuperacioacuten de trazador del pozo que produzca maacutes agua
En conclusioacuten la cantidad de trazador recuperada depende no soacutelo de la
concentracioacuten de actividad sino tambieacuten del caudal de agua que produce cada
pozo
La figura 339 muestra el caudal de produccioacuten promedio para cada uno de los
pozos de este ensayo
Tabla 12 CAUDALES PROMEDIO DE AGUA PRODUCIDA PARA CADA POZO
PRODUCTOR DEL ENSAYO ARGENTINA
87
CAUDAL DE AGUA PRODUCIDA(msup3diacutea)
K-124 6795
K-119 10279
K-116 10353
K-117 14472
K-113 5657
POZO
3428 Actividad Recuperada de trazador
Como se explicoacute en la teoriacutea la curva de actividad recuperada se obtiene
multiplicando cada valor de concentracioacuten por el caudal del pozo productor e
integrando respecto al tiempo la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo numeacuterico
Para este caso se utiliza el meacutetodo de los trapecios que consiste en tomar dos
puntos de la curva de paso del trazador y calcular el aacuterea del trapecio que se
forma bajo la liacutenea que une dichos puntos para luego multiplicar este valor por el
caudal de produccioacuten del pozo expresado en (msup3diacutea)
AREA DEL TRAPECIO
862 Bq L 976 Bq L
Figura 339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido por cada pozo del ensayo Argentina
88
=+2
(Ec 33)
=976 +862 27
iacute
6433 timesiacutetimes1000 13times1067
3iacutetimes1 37times1010=00186
Para el caso anterior el aacuterea del trapecio es 6433 valor que se
multiplica por el caudal de produccioacuten a los 166 diacuteas que es de para
asiacute obtener un valor de que corresponde al aacuterea del trapecio en Curios
Asiacute se repite este procedimiento tomando los dos puntos siguientes hasta
acumular toda el aacuterea bajo la curva de paso de trazador (figura 341) cuyo valor
representa la actividad recuperada de trazador
Figura 340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva de paso del trazador del pozo K-119
89
Este valor se puede expresar como porcentaje de actividad recuperada si se
divide para 15 Ci que fue la actividad inyectada al inicio del proyecto Asiacute fue el
procedimiento aplicado para cada uno de los pozos de este ensayo Las tablas de
los datos y curvas correspondientes a cada pozo se presentan en el Anexo 8
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA
3431 Pozo K-124
El trazador realiza su aparicioacuten a los 117 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es baja y apenas se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2000 Bq L Presenta algunas fluctuaciones
entre los 200 diacuteas para luego alcanzar su pico maacuteximo a los 335 diacuteas El
descenso de la curva es leve hasta que alcanza los 1500 Bq L desde donde
decrece con mayor pendiente hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas A pesar
de la amplitud de la curva se recupera el 72 de la actividad total (tabla 13)
Tabla 13 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-124
Figura 341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
90
Paraacutemetro (K-124) Valor
Tiempo de arribo 117 diacuteas
Tiempo medio 348 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 72
3432 Pozo K-119
El trazador comienza a responder a los 83 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3000 Bq L Desde la aparicioacuten del trazador la curva
presenta un ascenso uniforme hasta llegar a su pico maacuteximo a los 296 diacuteas El
descenso de la curva es paulatino hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas Se
recupera el 141 de la actividad total gracias a la buena amplitud de la curva
(tabla 14)
Tabla 14 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-119
Paraacutemetro (K-119) Valor
Tiempo de arribo 83 diacuteas
Tiempo medio 327 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 141
3433 Pozo K-116
La aparicioacuten del trazador se produce a los 152 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
curva de paso muestra una amplitud corta puesto que al inicio la concentracioacuten
del trazador se dispara con pequentildeas fluctuaciones hasta llegar a un pico largo de
2800 Bq L a los 322 diacuteas Luego se produce un descenso brusco a partir del
91
cual se presentan varias fluctuaciones pero con una tendencia promedio
decreciente de 500 Bq L lo cual termina con el fin de la respuesta a los 529
diacuteas Se recupera el 89 de la actividad total (tabla 15)
Tabla 15 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-116
Paraacutemetro (K-116) Valor
Tiempo de arribo 152 diacuteas
Tiempo medio 307 diacuteas
Tiempo final 529 diacuteas
Recuperacioacuten 89
3434 Pozo K-117
El trazador comienza a responder a los 126 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3300 Bq L Luego de la aparicioacuten del trazador la curva
presenta una fluctuacioacuten alrededor de los 170 diacuteas despueacutes de lo cual se dispara
hasta alcanzar los 2000 Bq L donde empieza un ascenso uniforme de baja
pendiente hasta alcanzar su pico maacuteximo a los 387 diacuteas El descenso de la curva
es raacutepido hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas La recuperacioacuten de trazador
es muy buena debido a que la mayoriacutea de los valores de concentracioacuten estaacuten por
arriba de los 2000 Bq L Asiacute se logra recuperar el 238 de la actividad total
(tabla 16)
Tabla 16 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-117
Paraacutemetro (K-117) Valor
92
Tiempo de arribo 126 diacuteas
Tiempo medio 351 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 238
3435 Pozo K-113
El trazador realiza su aparicioacuten a los 159 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras no es muy alta y se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2300 Bq L La curva de respuesta inicia con
una pequentildea curva alrededor de los 200 diacuteas y luego se extiende hacia arriba
hasta alcanzar sus pocos valores maacuteximos para luego descender con ciertas
fluctuaciones hasta llegar al fin de su respuesta a los 613 diacuteas Debido a la corta
amplitud de la curva principal se recupera el 64 de la actividad total (tabla 17)
Tabla 17 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-113
Paraacutemetro (K-113) Valor
Tiempo de arribo 159 diacuteas
Tiempo medio 394 diacuteas
Tiempo final 613 diacuteas
Recuperacioacuten 64
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado
Como se explicoacute en la parte teoacuterica es importante realizar la distribucioacuten de la
cantidad de trazador que se recuperoacute en cada pozo del ensayo puesto que el
93
reparto de agua de inyeccioacuten entre los pozos productores es similar a dicha
distribucioacuten La figura 342 que representa la distribucioacuten de trazador recuperado
para este ensayo se muestra a continuacioacuten
Cabe resaltar que la recuperacioacuten total para los cinco pozos alcanza uacutenicamente
el 604 de la cantidad inicialmente inyectada de tritio que fue de 15 Ci esto se
debe a que siempre hay un porcentaje de tritio que se pierde en la formacioacuten por
infiltracioacuten hacia otras capas inferiores o por fugas hacia otros pozos Es decir de
los 15 Ci inyectados solo se han recuperado 9 Ci cuya distribucioacuten hacia los
cinco pozos muestra claramente la direccioacuten preferencial del agua de inyeccioacuten
3437 Direcciones preferenciales de Flujo
Tomando en cuenta la disposicioacuten del arreglo de este ensayo se puede observar
que la direccioacuten preferencial del flujo se encuentra hacia los pozos K-119 y K-117
como lo indica la figura 343 (flechas rojas)
Esta informacioacuten es de gran valor para la perforacioacuten de nuevos pozos
productores cuya ubicacioacuten en la parte sureste del campo conseguiriacutea grandes
reacuteditos para este proyecto de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
Figura 342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos productores del ensayo Argentina
94
Ademaacutes de este modo se puede confirmar que no existen barreras sellantes
puesto que se realizoacute el paso del trazador hacia los cinco pozos del ensayo
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
CAPIacuteTULO 4
Figura 343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo Argentina
95
INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTENIDOS A
PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
En este capiacutetulo se pretende obtener las liacuteneas de corriente del agua de inyeccioacuten
a traveacutes del yacimiento en estudio con la ayuda de un programa sencillo que
simula el paso del trazador en base a ecuaciones del flujo de fluidos en medios
porosos y a la teacutecnica de los trazadores
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
Este programa permite obtener las curvas de paso del trazador para cada pozo
en cuestioacuten y un graacutefico esquemaacutetico de las liacuteneas de flujo (liacuteneas de corriente)
trazadas por el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento desde el inyector hacia
cada uno de los pozos productores
Cabe recalcar que la informacioacuten que brinda este programa se sujeta a discusioacuten
puesto que como es sabido es muy complejo modelar el comportamiento
dinaacutemico del agua que fluye por un medio poroso Ademaacutes se trata de un
software que auacuten estaacute siendo sometido probado y fue desarrollado por una
universidad argentina su nombre es PORO TracerSim 1 y el anexo 10 muestra
una explicacioacuten detallada respecto de las opciones e iacuteconos de este programa
411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA
En general las consideraciones del PORO TracerSim son
bull La formacioacuten es homogeacutenea de espesor y propiedades petrofiacutesicas
constantes en todo el yacimiento
bull El flujo del agua de inyeccioacuten es lineal hacia cada pozo productor
bull Tanto los pozos productores como el inyector estaacuten a un mismo nivel de
profundidad
bull Los caudales de produccioacuten e inyeccioacuten de cada pozo productor e inyector
respectivamente son constantes
bull Una falla no sellante se considera como si simplemente no existiera dicha
barrera en el yacimiento
96
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Las principales ventajas son
bull Brindar de una manera clara las curvas de paso de trazador hacia cada
uno de los pozos productores asiacute como el graacutefico de las liacuteneas de corriente
que traza el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento
bull Sencillez en el manejo del programa
bull Permitir el ingreso de un nuacutemero indeterminado de pozos productores y de
barreras sellantes que direccionen el flujo
bull Facilidad para poder delimitar el campo de trabajo
bull La configuracioacuten del trazado de las liacuteneas de corriente como nuacutemero de
liacuteneas el aacutengulo de desplazamiento de las mismas etc
Como desventajas estaacuten
bull No tener como opcioacuten el ingresar paraacutemetros de gran importancia como la
presioacuten de reservorio las profundidades de la arena de intereacutes en cada
pozo propiedades del crudo como la viscosidad grado API entre otras
bull Dificultad para trabajar con distancias entre pozos muy grandes
bull No considerar la presencia de gas en el yacimiento sino soacutelo la presencia
de la fase liacutequida
bull No proporcionar informacioacuten respecto de la cantidad de trazador que arriba
a cada pozo ni del volumen de agua inyectada que llega a cada productor
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO
Se dispuso a los pozos del estudio en base a las coordenadas rectangulares
correspondientes a cada uno tomando como origen el pozo inyector (Auca-12)
Asiacute las coordenadas de todos los pozos seriacutean
POZO INYECTOR Auca-12 (0 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-19 (1460 2591) m
POZO PRODUCTOR Auca-35 (1035 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-21 (951 -1803) m
97
El graacutefico 41 muestra la ubicacioacuten de los pozos y las coordenadas rectangulares
para cada uno (informacioacuten obtenida en base al GPS de la CEEA)
Asiacute la disposicioacuten de los pozos en el programa (de acuerdo a la escala
seleccionada) seriacutea la mostrada en la figura 42 Ademaacutes se ingresaron los
caudales de produccioacuten e inyeccioacuten para cada pozo respectivamente (tabla 16)
Tabla 16 CAUDALES DE PRODUCCIOacuteN E INYECCIOacuteN DE LOS POZOS
PRODUCTORES E INYECTOR RESPECTIVAMENTE
CAUDAL POZO
(BPD) (msup3diacutea)
PI-12 4000 651
PP-19 357 58
PP-35 418 68
PP-21 615 100
Figura 41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo productor respecto del pozo inyector
98
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO
Los paraacutemetros que se ingresaron fueron los petrofiacutesicos los demaacutes son valores
adecuados para el correcto funcionamiento del programa (figura 43)
Porosidad = 016
Saturacioacuten = 027
Espesor = 18 pies = 55 metros
Dispersividad = 7 m (valor correspondiente a las arenas)
Con estos datos el programa puede graficar las curvas de paso del trazador y las
liacuteneas de flujo del agua de inyeccioacuten
Para esta interpretacioacuten se probaron varios casos de acuerdo con la informacioacuten
obtenida a partir del mapa estructural (anexo 1)
Figura 42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador PORO TracerSim
99
431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
En este caso se supone que no existe ninguna barrera que obstaculice el paso
del agua de inyeccioacuten hacia los pozos productores Cabe sentildealar que este
programa considera a las barreras no sellantes como si en realidad no existiera
una barrera es decir el hecho de colocar una falla en el campo de trabajo
significa que esa falla ya es sellante como se veraacute maacutes adelante
Solo para este caso se procedioacute a graficar las curvas de paso puesto que para
los otros casos el programa tendiacutea a colapsar debido a que el arreglo no obedece
a una malla cerrada y las distancias entre pozos son muy grandes
Sin embargo se puede deducir que la presencia de una falla (la cual desde
antemano el programa la considera como sellante) impediriacutea la llegada del
trazador es decir sencillamente no se tendriacutea una curva de paso hacia ese pozo
productor
El anexo 9 muestra las curvas de paso del trazador para los pozos Auca-19
Auca-35 y Auca-21 ademaacutes el graacutefico de las liacuteneas de corriente del agua de
inyeccioacuten En este caso al no existir barreras sellantes se produce el paso del
trazador desde el inyector hacia los pozos productores lo que demuestra la
existencia de la interconexioacuten entre los pozos
Figura 43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para la simulacioacuten
100
Ademaacutes de acuerdo con las curvas de respuesta el trazador apareceriacutea en el
pozo maacutes cercano (Auca-35) aproximadamente a los 600 diacuteas (1 antildeo 8 meses) a
partir de la inyeccioacuten Si se considera que la inyeccioacuten se realizoacute en enero 2007
el trazador podriacutea empezar a llegar en septiembre 2008 Del mismo modo para los
otros dos pozos el Auca-21 muestra que la curva se levanta a los 1600 diacuteas (4
antildeos 5 meses) y ni hablar del Auca-19 que seguacuten este modelo el trazador
arriba a los 6000 diacuteas (16 antildeos 5 meses) lo cual es demasiado tiempo
Esto se explica debido a que el arreglo del proyecto Auca no obedece a una malla
cerrada pues si se observa la ubicacioacuten de pozos no presenta una geometriacutea
regular puesto que la malla es demasiado abierta y las distancias entre pozos es
muy grande Por tanto el trazador podriacutea llegar al pozo maacutes cercano a los 600
diacuteas en el mejor de los casos ya que es muy probable que el trazador no
aparezca por ninguacuten lado debido a los problemas que se han venido presentando
y a que la malla estaacute desconfigurada
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES
Para los siguientes casos de la simulacioacuten se ingresaron las coordenadas
correspondientes a tres fallas ubicadas de acuerdo a la informacioacuten del mapa
geoloacutegico Estas tres fallas son las que maacutes podriacutean influir en el flujo del agua de
inyeccioacuten La figura 44 muestra las tres fallas que se tomaron en cuenta para la
simulacioacuten
Los puntos tomados para cada una de ellas fueron
FALLA X P1 (-425 0) y P2 (-500 -1500)
FALLA Y P1 (750 -1800) y P2 (940 0)
FALLA Z P1 (1800 -1800) y P2 (1600 2200)
De este modo puede simularse la presencia de barreras sellantes en el programa
de simulacioacuten A partir de esto se tienen los siguientes casos que consisten
solamente en la combinacioacuten de las fallas
101
FALLA X
FALLA Y
FALLA Z
Figura 44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de simulacioacuten
102
441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
En este caso se considera que solo la falla X es sellante y a partir de esta
suposicioacuten se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo para lo cual se ingresan los
puntos de la falla X en el aacuterea de trabajo donde se encuentran ubicados los
pozos (figura 45)
El anexo 9 (caso 2) muestra el graacutefico de las liacuteneas de flujo donde se puede
observar que la barrera sellante hace que toda el agua inyectada se desplace
hacia el lado derecho del campo adquiriendo una buena interconexioacuten de los
pozos
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
Para este caso soacutelo la falla Y se considera como sellante y de este modo se
ubica esta falla en el campo de estudio del programa (figura 46)
Asiacute se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo que se muestra en el anexo 9 (caso
3) el cual indica el desplazamiento del agua de inyeccioacuten hacia la parte noreste y
oeste del campo La falla ldquoYrdquo impide la interconexioacuten con el pozo Auca-21 pues al
ser una barrera sellante no permite el paso del agua hacia ese pozo Sin
embargo esto no afecta la interconexioacuten con los otros pozos Auca-19 y Auca-35
Figura 45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 2
103
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE
Aquiacute se considera que ambas fallas son barreras sellantes (figura 47) y soacutelo la
falla X es no sellante Asiacute se obtienen las curvas de flujo como se muestra en el
anexo 9 (caso 4)
Figura 46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 3
Figura 47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 4
104
Este graacutefico presenta una tendencia similar de flujo que en el caso anterior soacutelo
que aquiacute la barrera sellante ldquoZrdquo disminuye auacuten maacutes el flujo del agua de inyeccioacuten
hacia la parte derecha y maacutes bien direcciona todo el agua hacia el norte y oeste
del campo
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo
Para este caso (figura 48) las fallas ldquoXrdquo y ldquoZrdquo se consideran sellantes y la falla ldquoYrdquo
es no sellante dando como resultado el graacutefico del anexo 9 (caso 5) en donde se
observa que la presencia de ambas fallas hace que el agua se desplace hacia el
costado noreste y por la parte el sur del campo que se delimita entre ambas fallas
Esta combinacioacuten de las barreras no perjudica la interconexioacuten de los pozos y
maacutes bien encierra gran parte del agua hacia los pozos Auca-21 y Auca-35
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo
Esta combinacioacuten de las fallas ldquoXrdquo y ldquoYrdquo (figura 49) da como resultado el graacutefico
de las liacuteneas de flujo del Anexo 9 (caso 6) en el cual se observa como el agua se
direcciona casi en su totalidad hacia la parte norte y este del campo por el efecto
Figura 48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 5
105
Figura 49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 6
que ocasiona la barrera longitudinal ldquoXrdquo Ademaacutes la barrera ldquoYrdquo impide por
completo el paso del agua de inyeccioacuten hacia el pozo Auca-21
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
Figura 410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 7
106
Este uacuteltimo caso (figura 410) muestra la influencia que produce la presencia de
las tres fallas en el desplazamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten El anexo 9
(caso 7) muestra una tendencia de flujo similar a la del caso anterior puesto que
como se observa el efecto de la falla ldquoYrdquo es casi el mismo que el de la
combinacioacuten de las fallas ldquoYrdquo y ldquoZrdquo con la uacutenica diferencia de que aquiacute hay menos
liacuteneas de flujo que se dirigen a la parte este del campo que en el caso anterior lo
cual corresponde a la incidencia de la falla ldquoZrdquo
La uacuteltima parte del Anexo 9 muestra las liacuteneas de corriente que corresponden al
arreglo de los pozos del Ensayo argentino
107
CAPIacuteTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
51 CONCLUSIONES
En la actualidad la teacutecnica de inyeccioacuten de trazadores radiactivos en el
yacimiento es una gran alternativa para comprender de mejor manera el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten puesto que el trazador
inyectado actuacutea como un espiacutea que brinda informacioacuten de mucho valor que
puede ser usada en subsiguientes proyectos de recuperacioacuten secundaria
que se desee realizar en un campo determinado
La adecuada interpretacioacuten de el anaacutelisis de esta teacutecnica permite a los
ingenieros de yacimientos encontrar las direcciones preferenciales de
desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el yacimiento confirmar la
existencia de fallas geoloacutegicas redefinir fallas como sellantes o no
sellantes detectar canalizaciones a lo largo de la distancia inyector-
productor entre otras
La aplicacioacuten de esta teacutecnica en el campo no produce una respuesta
inmediata sino que se requiere comuacutenmente entre un antildeo a dos o quizaacutes
maacutes tiempo dependiendo de la distancias entre pozos para obtener una
respuesta favorable
De todos los radiactivos empleados para un estudio de este tipo el tritio
constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten en razoacuten de dos ventajas
principales el tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en consecuencia
formar parte de la moleacutecula de agua y el ser un emisor beta de baja
energiacutea lo que hace praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
La cantidad de trazador a inyectarse depende directamente de la distancia
entre los pozos productores e inyector de las propiedades petrofiacutesicas del
yacimiento y del liacutemite de deteccioacuten del instrumental que se dispone
108
El buen desempentildeo de eacutesta teacutecnica requiere de la inyeccioacuten constante de
un caudal de agua que proporcione el empuje longitudinal al trazador a
traveacutes del reservorio para que asiacute eacuteste pueda arribar a los pozos
productores en los cuales se realiza el muestreo conforme al calendario
planificado
La medicioacuten de la cantidad de tritio en una muestra de agua se realiza en
base al principio de centelleo liacutequido que consiste en detectar la emisioacuten
de fotones luminosos que resulta de la interaccioacuten de las partiacuteculas beta
con los aacutetomos del coctel centellador que se antildeade a cada muestra de
agua Todo este proceso lo realiza el contador de centelleo liacutequido
Los datos de concentracioacuten de actividad correspondientes a cada muestra
realizada son de gran utilidad para la obtencioacuten de las curvas de paso del
trazador y las curvas de recuperacioacuten de trazador en cada uno de los
pozos productores El anaacutelisis de estas curvas permite obtener las
direcciones preferenciales de flujo en base al reparto de trazador entre los
distintos pozos
De acuerdo con los datos obtenidos del muestreo para cada pozo
productor y tanque de lavado del proyecto Auca (Anexo ) se observa
claramente que no se produce todaviacutea la aparicioacuten del trazador lo cual se
puede justificar por las siguientes razones
1 Las distancias entre los pozos productores y el inyector (1035 m 2038
m y 2974 m respectivamente) son demasiado grandes por lo que es
casi imposible definir lo que pueda ocurrir con el trazador en tales
condiciones de lejaniacutea
2 La existencia de barreras sellantes desconocidas ubicadas de manera
que impidan la interconexioacuten entre los pozos
3 La falta de una inyeccioacuten constante de agua que proporcione una fuerza
de empuje al trazador puesto que como se refleja en los reportes
(Anexo) la inyeccioacuten fue muy irregular sobretodo en el primer mes
luego de la inyeccioacuten donde la inyeccioacuten debioacute haber sido constante
109
Esto muestra una falta de diligencia en este proyecto pues en total
hubieron 10 diacuteas que se dejoacute de inyectar el agua en el mes de enero de
2007
4 La posibilidad de que el trazador se haya canalizado hacia otro sector
del reservorio o incluso pudo haberse producido una infiltracioacuten del
mismo hacia las capas inferiores esto debido a la mala inyeccioacuten del
agua
5 Una mala operacioacuten al momento de la inyeccioacuten del trazador en el pozo
Auca-12 o quizaacutes un error al inyectarse eacuteste en un estrato equivocado
6 La maacutes favorable de todas las razones que el trazador auacuten se esteacute
desplazando longitudinalmente en el yacimiento sin ninguacuten
inconveniente y se produzca una aparicioacuten posterior en alguno de los
pozos lo cual reflejariacutea un simple retardo en la respuesta del tritio tal
como lo reflejoacute la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim seguacuten
el cual el trazador arriba en 600 diacuteas al pozo maacutes cercano (Auca-35)
para lo cual habriacutea que seguir esperando su respuesta
Las lecturas de concentracioacuten de actividad que corresponden a las
muestras tomadas en el agua de riacuteo (Anexo) manifiestan que el trazador
no se ha infiltrado hacia el riacuteo como se supuso cuando se presentoacute la
anoacutemala presencia de trazador en el agua de inyeccioacuten Esto permite
concluir que la razoacuten de dicha anomaliacutea se debe a la contaminacioacuten de los
frascos del muestreo
De las curvas de respuesta para el ensayo Argentina se puede concluir
que
1 El paso del trazador hacia los pozos productores es un indicador de que
existe la interconexioacuten entre los pozos
2 El tiempo de respuesta del trazador es menor para los pozos
productores que estaacuten maacutes cerca del inyector obviamente dependiendo
de las propiedades del reservorio pues esto no se cumple en todos los
proyectos
110
3 La cantidad de trazador recuperado estaacute en funcioacuten de la concentracioacuten
de actividad neta obtenida en cada muestra y del caudal de produccioacuten
de agua del pozo
4 El reparto de agua inyectada entre los pozos productores es similar a la
distribucioacuten de trazador en cada uno de ellos
5 La recuperacioacuten total de trazador oscila entre el 30 y el 80 debido a
que hay una parte de tritio que se desplaza hacia puntos maacutes lejanos
del reservorio
El programa de simulacioacuten PORO TracerSim permite concluir que
1 Se prolonga auacuten maacutes el tiempo de respuesta del trazador en cada uno
de los pozos productores lo que significa que el proyecto de Auca no
puede concluir como estaba previsto para el final de 2008 sino que
habraacute que continuar monitoreando los pozos hasta obtener un
resultado
2 Si la barrera ldquoXrdquo es realmente sellante entonces ayuda en gran manera
a los trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
puesto que direcciona todo el flujo hacia los pozos productores de
intereacutes Incluso la falla ldquoZrdquo que actuacutea como un liacutemite del flujo evitando
que se pierda el agua hacia otros sectores puede ser de ayuda Pero la
barrera ldquoYrdquo no ayuda en nada sino todo lo contrario porque incide
directamente en la interconexioacuten de los pozos productores que al igual
que el Auca-21 estaacuten ubicados al este de dicha falla
Personalmente la mejor de las opciones es el caso 5 de todos los
analizados
52 RECOMENDACIONES
Se recomienda
Realizar un estudio maacutes exhaustivo de las propiedades petrofiacutesicas y
estratigrafiacutea del yacimiento ya que muchos de los datos con los que se
trabajoacute para este Proyecto estaban desactualizados
111
Realizar siacutesmica 3D de alta resolucioacuten para mejorar el conocimiento del
campo y de sus regiones obteniendo asiacute un esquema de fallas completo
para cada formacioacuten que nos ayude en la interpretacioacuten estructural
Prolongar en dos antildeos o maacutes el seguimiento de este Proyecto de
aplicacioacuten de trazadores en Auca pues hasta ahora no se tiene ninguna
respuesta significativa ya que no se ha producido la aparicioacuten del trazador
Aplicar esta misma teacutecnica de inyeccioacuten de tritio utilizando otros pozos del
mismo campo o en otros campos pero esta vez definiendo una malla
cerrada y con distancias razonables (maacuteximo de 400 o 500 metros) para lo
cual se propone que se perforen pozos inyectores y no que se utilice
pozos productores obsoletos o que han dejado de producir para hacerlos
inyectores En definitiva buscar la excelencia al realizar este tipo de
trabajos para que se puedan obtener muy buenos resultados
Instruir a los ingenieros en reservorios en esta teacutecnica de inyeccioacuten de
trazadores puesto que tiene un gran futuro en su aplicacioacuten ya que
muchas empresas operadoras estaacuten entrando en la fase de Recuperacioacuten
Secundaria para lo cual necesitan recabar informacioacuten del desplazamiento
de fluidos en el reservorio
Tener un mayor cuidado a la hora de manejar los frascos usados para el
muestreo para asiacute prevenir una contaminacioacuten involuntaria que produzca
resultados anoacutemalos en las curvas de respuesta
Realizar un tratamiento por calentamiento y destilacioacuten con cada muestra
de agua para corregir la irregularidad de los valores considerados como
ldquofondordquo o ldquobackgroundrdquo
Perfeccionar el programa de simulacioacuten PORO TracerSim para que
considere otros paraacutemetros importantes y genere resultados maacutes oacuteptimos
112
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS
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2004) La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo
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probar la interconexioacuten de pozos en el Campo Sacha Tesis de grado
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bull COMISIOacuteN ECUATORIANA DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA Archivos Teacutecnicos del
Proyecto de aplicacioacuten de radiotrazadores en el Cam po Auca (2007)
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incrementar la produccioacuten mediante recuperacioacuten sec undaria por
inyeccioacuten de agua en el Campo Auca Sur Tesis de grado (EPN)
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httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesrecsechtm
bull ORGANISMO INTERNACIONAL DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA ndash PROYECTO
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fuentes selladas de radiacioacuten
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httpwwwcinvestavmxcgseuprmanualcaldishtml
bull SOMARUGA Carlos Noldor SRL Estudio de transferencia entre pozos
petroliacuteferos httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesyacimientozxpdf
bull UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO Facultad de Ingenieriacutea Curso
Regional de Capacitacioacuten Mecaacutenica de fluidos en yacimientos de
petroacuteleo y gas Argentina (2000)
113
ANEXOS
114
ANEXO 1
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENA ldquoTrdquo
115
ANEXO 2
CANALIZACIONES EN EL RESERVORIO
116
CANALIZACIONES
Cuando se realizan trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua es
muy posible que dicha agua inyectada no realice de manera eficaz el
desplazamiento de petroacuteleo sino que prefiera trasladarse a traveacutes de alguacuten
conducto que posea una gran permeabilidad A este conducto se lo conoce como
canalizacioacuten
La siguiente figura muestra como el agua de inyeccioacuten prefiere fluir a lo largo de
la canalizacioacuten sin efectuar el barrido por las capas saturadas de petroacuteleo
Esto representa un grave problema para los proyectos de inyeccioacuten de agua
puesto que no se estaacute cumpliendo el objetivo primordial que es el empuje del
petroacuteleo hacia los pozos productores Sin embargo con el uso de un radiotrazador
se puede determinar la presencia de canalizaciones en el reservorio
La presencia de una canalizacioacuten ocasionariacutea la aparicioacuten inmediata del trazador
en el pozo productor hacia el cual se dirige la canalizacioacuten Esta es la razoacuten de la
alta frecuencia de muestreo al inicio del proyecto puesto que se habla de pocos
117
diacuteas (de acuerdo a la distancia de los pozos) para que aparezca el trazador en el
pozo
Las figuras siguientes muestran el flujo del trazador en presencia de una
canalizacioacuten y sin ella
Ademaacutes es muy sencillo distinguir entre la curva de respuesta del paso de
trazador en presencia de una canalizacioacuten (figura)
118
0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000000
0002
0004
0006
0008
0010
0012
0014re
cupe
raci
on fr
acci
nal d
iaria
de
traz
ador
dias despues de la inyeccion
iquestCOacuteMO CORREGIR UN PROBLEMA DE CANALIZACIOacuteN
La manera mecaacutenica de hacerlo consiste en aislar la zona donde estaacute localizada la
canalizacioacuten para lo cual se debe instalar un packer adicional que cumpla con
dicha funcioacuten (figura)
El otro meacutetodo es realizar una inyeccioacuten de poliacutemeros para lo cual
Trazador canalizado
Trazador sin canalizar
119
bull Se inyecta agua al reservorio la cual se va a canalizar a lo largo de las capas
maacutes permeables
bull Luego se inyecta el poliacutemero requerido el cual tapona las capas sentildealadas por
el agua de inyeccioacuten
bull Finalmente el agua se desliza por las zonas que no habiacutean sido barridas
120
121
ANEXO 3
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DE TRAZADOR HACIA LOS POZOS PRODUCTORES
Curvas de paso de Trazador para valores de dispersividad de 03 m2 diacutea
y 0003 m2 diacutea
122
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-35
AUCA arena T PP-35Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 71331E-05 03 62175 dia1703413861
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 1035 1071225Volumen 392536 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
000001
000002
000003
000004
000005
000006
000007
000008
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 03
123
0
000005
00001
000015
00002
000025
00003
000035
00004
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 0003
124
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO PRODUCTOR AU-21
AUCA arena T PP-21Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 18397E-05 03 241069 dia660462002
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2038 4153444Volumen 1521972 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000002
0000004
0000006
0000008
000001
0000012
0000014
0000016
0000018
000002
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 03
125
0
000002
000004
000006
000008
00001
000012
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 0003
126
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-19
AUCA arena T PP-19Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 86393E-06 03 513351 dia1406440635
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2974 8844676Volumen 3241010 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000001
0000002
0000003
0000004
0000005
0000006
0000007
0000008
0000009
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacutebic
o)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 03
127
0
0000005
000001
0000015
000002
0000025
000003
0000035
000004
0000045
000005
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 0003
128
ANEXO 4
DIAGRAMA DE LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA DEL CAMPO AUCA
130
1 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE RIO
IacuteTEM CANTID DESCRIPCIOacuteN
1 1 Sistema de alimentacioacuten de hipoclorito
2 1 Sistema de alimentacioacuten de poliacutemero
3 3 Filtros flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)
4 1 Soplador de aire
5 1 Bomba de retrolavado
6 1 Torre de desoxigenacioacuten
7 2 Bombas de vaciacuteo
8 1 Bombas de transferencia de desoxigenacioacuten
9 1 Sistema de alimentacioacuten de biocida orgaacutenico
10 1 Sistema de alimentacioacuten eliminador de oxigeno
11 1 Tanque almacenamiento agua de riacuteo 1500 BBL
12 1 Sistema de alimentacioacuten de inhibidor de escala
13 1 Sistema control para agua formacioacuten y agua riacuteo 1500 BBL
2 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIOacuteN
IacuteTEM CANTIDAD DESCRIPCIOacuteN
1 1 Tanque de almacenamiento de agua formacioacuten 5000 BBL 2 1 Sistema de Bombas alimentacioacuten de quiacutemicos para flotacioacuten 3 1 Unidad de flotacioacuten (Hidrocelda USF modelo H-20D) 4 1 Bomba de transferencia 5 1 Bomba de recirculacioacuten 1 (En Hidrocelda)
6 1 Bomba de recirculacioacuten 2 (Tanque de retrolavado - tanque de almacenamiento) de agua de formacioacuten 5000 BBL
7 1 Filtro caacutescara de nuez (Filtro Autoshell modelo AWS-96) 8 1 Bomba de retrolavado 9 1 Tanque almacenamiento de agua de retrolavado 220 BBL 10 1 Tanque almacenamiento de agua tratada 5000 BBL
131
ANEXOS 5
CAUDALES DE AGUA INYECTADA MENSUALES DESDE ENERO 2007 A MARZO 2008
132
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 2700 2 4032 3 5357 4 0 5 2735 6 0 7 2243 8 0 9 3702 10 0 11 3269 12 4579 13 912 14 3487 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 3694 21 3277 22 0 23 891 24 0 25 3724 26 0 27 3928 28 0 29 1496 30 0
31 4846
PROMEDIO 1770
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 5010 3 480 4 5004 5 2243 6 4005 7 5265 8 4513 9 4622 10 2963 11 5890 12 5435 13 2576 14 1857 15 3227 16 4082 17 5160 18 5138 19 5140 20 5137 21 5467 22 5237 23 5306 24 5138 25 4573 26 5180 27 1423
28 2368
PROMEDIO 4016
133
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ABRIL 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5101 2 3689 3 2966 4 3503 5 4111 6 1124 7 931 8 3450 9 949 10 4001 11 5082 12 3668 13 4054 14 1786 15 4490 16 5050 17 4160 18 5200 19 5152 20 1427 21 2279 22 5012 23 5175 24 585 25 4268 26 2420 27 5181 28 5050 29 844
30 0
PROMEDIO 3357
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5775 2 4439 3 625 4 2334 5 737 6 5369 7 5047 8 3085 9 1378 10 4695 11 4849 12 4363 13 4450 14 5172 15 0 16 3366 17 4575 18 3810 19 5003 20 1195 21 2118 22 5120 23 1232 24 2753 25 5161 26 5128 27 5105 28 5188 29 5008 30 2008
31 4966
PROMEDIO 3679
134
BARRILES INYECTADOS
POR DIA (AUCA-12)
MAYO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 6135 3 5166 4 4070 5 1382 6 0 7 2336 8 1410 9 2328 10 0 11 2721 12 5154 13 5193 14 5134 15 4560 16 3117 17 1808 18 1808 19 1101 20 2700 21 5216 22 5084 23 3299 24 5099 25 5085 26 0 27 1870 28 5120 29 5240 30 5150
31 5500
PROMEDIO 3316
135
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JUNIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 5142 5142 2 5103 5103 3 2784 2784 4 2850 2850 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 1757 1757 9 6422 6422 10 5345 5345 11 2832 2832 12 1281 1281 13 820 820 14 2252 2252 15 1053 1053 16 2978 2978 17 5117 5117 18 5094 5094 19 5907 5907 20 1885 1885 21 2275 2275 22 0 0 23 0 0 24 3096 3096 25 1977 1566 3543 26 2606 1566 4172 27 2164 2035 4199 28 3184 1936 5120 29 4035 1860 5895 30 0 5528 5528
PROMEDIO 3082 Sin tren de agua de formacioacuten
136
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JULIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 5157 5157 2 4553 0 4553 3 3638 1603 5241 4 1801 3335 5136 5 0 5089 5089 6 0 4854 4854 7 2451 1975 4426 8 2906 1986 4892 9 2269 2851 5120 10 735 4425 5160 11 3557 886 4443 12 2709 2391 5100 13 1050 4113 5163 14 2826 2099 4925 15 2484 1896 4380 16 336 1902 2238 17 1146 0 1146 18 5095 0 5095 19 4338 0 4338 20 2141 0 2141 21 1519 1365 2884 22 3116 710 3826 23 3959 0 3959 24 1202 2895 4097 25 1995 2102 4097 26 2226 1906 4132 27 2467 1624 4091 28 1854 1993 3847 29 2660 1218 3878 30 4110 0 4110 31 658 3358 4016
PROMEDIO 4243
137
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
AGOSTO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1367 2659 4026 2 1890 2230 4120 3 4197 0 4197 4 2127 2048 4175 5 2165 1105 3270 6 1684 1830 3514 7 1055 2147 3202 8 1900 2200 4100 9 1348 1475 2823 10 2596 0 2596 11 4080 0 4080 12 2322 1778 4100 13 2990 0 2990 14 4100 0 4100 15 4100 0 4100 16 1600 0 1600 17 810 0 810 18 2400 0 2400 19 3800 760 4560 20 3233 1887 5120 21 5120 0 5120 22 5110 0 5110 23 4890 0 4890 24 5088 0 5088 25 4876 0 4876 26 3598 1525 5123 27 2138 2872 5010 28 0 2756 2756 29 2769 2312 5081 30 4547 0 4547 31 658 3358 4016
PROMEDIO 3919
138
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
SEPTIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 1660 0 1660 2 3800 1675 5475 3 3481 2332 5813 4 290 3981 4271 5 0 3721 3721 6 1625 3216 4841 7 2725 2620 5345 8 1458 3792 5250 9 4400 1574 5974 10 0 1996 1996 11 5600 0 5600 12 2660 0 2660 13 5540 0 5540 14 2489 1983 4472 15 4132 533 4665 16 4199 0 4199 17 3578 1860 5438 18 4175 1477 5652 19 5528 0 5528 20 3443 2155 5598 21 837 4542 5379 22 1269 4173 5442 23 1727 3422 5149 24 1714 3694 5408 25 3916 1687 5603 26 1101 4419 5520 27 3662 1875 5537 28 2010 3045 5055 29 4197 440 4637 30 0 2400 2400
PROMEDIO 4794
139
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
OCTUBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 3481 3481 2 0 5730 5730 3 4446 1264 5710 4 1767 3356 5123 5 1981 3375 5356 6 1675 3726 5401 7 1523 3926 5449 8 0 4051 4051 9 2283 3007 5290 10 494 4598 5092 11 1151 2867 4018 12 0 5066 5066 13 957 3629 4586 14 1899 3206 5105 15 0 5177 5177 16 4540 293 4833 17 4920 0 4920 18 5180 0 5180 19 3616 1574 5190 20 1797 3303 5100 21 1484 3646 5130 22 4302 818 5120 23 504 4606 5110 24 2312 2838 5150 25 1224 3698 4922 26 949 3925 4874 27 1497 3666 5163 28 875 4260 5135 29 1117 3955 5072 30 3698 1300 4998 31 0 3358 3358
PROMEDIO 4964
140
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
NOVIEMBRE 2007
DIA AGUA DE
RIO AGUA DE FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 4476 690 5166 2 1489 3554 5043 3 1478 3530 5008 4 1610 3534 5144 5 0 5110 5110 6 2989 2051 5040 7 2992 2474 5466 8 3869 1500 5369 9 2838 2178 5016 10 904 4133 5037 11 1741 3256 4997 12 1954 3064 5018 13 0 5110 5110 14 1607 3403 5010 15 3289 1778 5067 16 2273 0 2273 17 0 0 0 18 2566 0 2566 19 3231 0 3231 20 5073 0 5073 21 5160 0 5160 22 2863 2102 4965 23 2957 2220 5177 24 2562 2546 5108 25 2780 2203 4983 26 0 0 0 27 0 0 0 28 0 0 0 29 0 0 0 30 0 0 0
PROMEDIO 3838
141
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
DICIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 2820 2820 2 2100 3000 5100 3 4107 1020 5127 4 927 4173 5100 5 1755 3420 5175 6 1695 3489 5184 7 2966 2168 5134 8 2460 2633 5093 9 0 5090 5090 10 1799 3313 5112 11 2878 2243 5121 12 2012 3166 5178 13 2251 2742 4993 14 2035 3092 5127 15 3476 1744 5220 16 2126 2920 5046 17 1420 3597 5017 18 0 5168 5168 19 3110 1689 4799 20 1463 3740 5203 21 1241 3909 5150 22 0 5115 5115 23 0 4287 4287 24 2254 2784 5038 25 3620 1434 5054 26 1166 2540 3706 27 3440 1658 5098 28 157 4891 5048 29 423 4761 5184 30 1665 3474 5139 31 1821 3339 5160
PROMEDIO 4961
142
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 2398 2050 4448 2 933 4193 5126 3 2106 2953 5059 4 1460 3650 5110 5 3581 0 3581 6 2034 0 2034 7 5200 0 5200 8 1234 3876 5110 9 1690 3451 5141 10 3134 2008 5142 11 991 3315 4306 12 1661 3439 5100 13 3250 1874 5124 14 1832 3268 5100 15 558 3401 3959 16 2394 2396 4790 17 5250 786 6036 18 4473 698 5171 19 5163 0 5163 20 5120 0 5120 21 2168 2962 5130 22 2320 2639 4959 23 2035 2961 4996 24 3100 1894 4994 25 2912 2256 5168 26 3510 1533 5043 27 1288 3665 4953 28 2619 2475 5094 29 2635 2490 5125 30 1318 3843 5161 31 1434 3666 5100
PROMEDIO 4888
143
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1873 3215 5088 2 729 4083 4812 3 1764 3351 5115 4 2852 4413 7265 5 995 2694 3689 6 1276 3910 5186 7 2693 2447 5140 8 738 4269 5007 9 0 3777 3777 10 1318 3686 5004 11 298 3660 3958 12 0 5143 5143 13 1151 3352 4503 14 2376 2680 5056 15 3337 1779 5116 16 1197 3843 5040 17 2728 2301 5029 18 561 4613 5174 19 4668 433 5101 20 2916 1909 4825 21 900 4300 5200 22 0 5150 5150 23 1000 4100 5100 24 2522 2668 5190 25 1590 3610 5200 26 897 4239 5136 27 216 3957 4173 28 772 4412 5184 29 1761 3207 4968
PROMEDIO 4977
144
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 885 4275 5160 2 1435 3701 5136 3 1995 3147 5142 4 613 4550 5163 5 1046 4111 5157 6 1083 4049 5132 7 1266 3830 5096 8 911 4283 5194 9 611 3729 4340 10 2301 2859 5160 11 1763 3352 5115 12 1718 3407 5125 13 250 4042 4292 14 3903 1197 5100 15 3399 1711 5110 16 550 4569 5119 17 2444 2706 5150 18 1751 3365 5116 19 583 4529 5112 20 805 4331 5136 21 703 4193 4896 22 1872 3264 5136 23 1788 3352 5140 24 681 4467 5148 25 1456 3680 5136 26 2073 2969 5042 27 1923 3017 4940 28 1371 3653 5024 29 3933 1163 5096 30 3438 0 3438 31 0 2752 2752
PROMEDIO 4929
RESUMEN DE LOS BARRILES DE AGUA INYECTADA EN EL PER IODO ENERO 2007 A MARZO 2008
MES BARRILES DE AGUA
INYECTADA (PROMEDIO)
NUMERO DE DIAS SIN INYECTAR
Enero 1770 14 Febrero 4016 1 Marzo 3679 1 Abril 3357 0 Mayo 3316 4 Junio 3082 5 Julio 4243 0
Agosto 3919 0 Septiembre 4794 0
Octubre 4964 0 Noviembre 3838 6 Diciembre 4961 0
Enero 4888 0 Febrero 4977 0 Marzo 4929 0
PROMEDIO 4049
146
ANEXO 6
CALENDARIO DE MUESTREO DE ENERO 2007 A MARZO 2008
147
CALENDARIO DE MUESTREO
ANtildeO 2007
ENEROL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
FEBREROL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28
MARZOL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30 31
ABRILL M M J V S D30 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
MAYOL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
JUNIOL M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29 30
JULIOL M M J V S D30 31 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
AGOSTOL M M J V S D
1 2 3 4 56 7 8 9 10 11 1213 14 15 16 17 18 1920 21 22 23 24 25 2627 28 29 30 31
SEPTIEMBREL M M J V S D
1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
OCTUBREL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
NOVIEMBREL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30
DICIEMBREL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
ANtildeO 2008
ENEROL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
FEBRERO L M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29
MARZOL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
148
ANEXO 7
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO EN CADA PUNTO DE MONITOREO Y
CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR Y TANQUE DE LAVADO
PROYECTO ldquoAUCArdquo
149
FECHA VIAL No dias LECT10012007 6 0 1295712012007 13 2 1220716012007 20 6 sin inyeccioacuten18012007 27 8 sin inyeccioacuten23012007 34 13 sin inyeccioacuten25012007 41 15 sin inyeccioacuten30012007 48 20 14701022007 55 22 7706022007 62 27 sin inyeccioacuten08022007 69 29 sin inyeccioacuten13022007 76 34 sin inyeccioacuten15022007 83 36 10720022007 90 41 022022007 97 43 13727022007 104 48 4701032007 111 50 4706032007 118 55 7708032007 125 57 1713032007 132 62 sin inyeccioacuten15032007 139 64 020032007 146 69 3622032007 153 71 0627032007 160 76 2629032007 167 78 4603042007 173 83 0605042007 178 85 2610042007 183 90 012042007 188 92 017042007 193 97 51619042007 198 99 024042007 204 104 9926042007 209 106 001052007 214 111 187703052007 219 113 104808052007 224 118 sin inyeccioacuten10052007 229 120 sin inyeccioacuten15052007 234 125 180817052007 239 127 sin inyeccioacuten22052007 244 132 241824052007 249 134 103829052007 254 139 25231052007 259 141 49205062007 264 146 37207062007 269 148 44212062007 274 153 24219062007 279 160 sin inyeccioacuten26062007 284 167 11203072007 289 174 72210072007 294 181 sin inyeccioacuten17072007 299 188 112
CAMPO AUCA
POZO 12
150
FECHA VIAL No dias LECT24072007 304 195 8231072007 309 202 7207082007 314 209 14214082007 319 216 13221082007 324 223 25628082007 329 230 6605092007 334 238 14118092007 339 251 2109102007 344 272 15123102007 349 286 8106112007 354 300 11120112007 359 314 21111122007 364 335 18208012008 369 363 5512022007 374 398 65
151
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
152
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
153
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
154
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
155
FECHA VIAL No dias LECT10012007 2 0 18551712012007 9 2 49603716012007 16 6 213718012007 23 8 66723012007 30 13 28725012007 37 15 65730012007 44 20 413701022007 51 22 492706022007 58 27 34708022007 65 29 8713022007 72 34 31715022007 79 36 35720022007 86 41 107722022007 93 43 53727022007 100 48 46701032007 107 50 27706032007 114 55 2708032007 121 57 19713032007 128 62 21315032007 135 64 20620032007 142 69 28622032007 149 71 3627032007 156 76 11629032007 163 78 14603042007 169 83 8605042007 174 85 14610042007 179 90 17612042007 184 92 24617042007 189 97 55619042007 194 99 48624042007 200 104 10826042007 205 106 0801052007 210 111 7803052007 215 113 10808052007 220 118 010052007 225 120 8815052007 230 125 7817052007 235 127 12822052007 240 132 22824052007 245 134 3829052007 250 139 45231052007 255 141 25205062007 260 146 49207062007 265 148 37212062007 270 153 44219062007 275 160 24226062007 280 167 30203072007 285 174 42210072007 290 181 17217072007 295 188 282
CAMPO AUCA
POZO 35
156
FECHA VIAL No dias LECT24072007 300 195 8231072007 305 202 23207082007 310 209 14214082007 315 216 17221082007 320 223 21628082007 325 230 18605092007 330 238 15118092007 335 251 23109102007 340 272 12123102007 345 286 15106112007 350 300 28120112007 355 314 18111122007 360 335 19208012008 365 363 012022007 370 398 1311032008 375 426 201
157
FECHA VIAL No dias LECT10012007 4 0 30374712012007 11 2 21379716012007 18 6 40718012007 25 8 26723012007 32 13 8725012007 39 15 17730012007 46 20 137701022007 53 22 170706022007 60 27 21708022007 67 29 34713022007 74 34 13715022007 81 36 18720022007 88 41 18722022007 95 43 13727022007 102 48 25701032007 109 50 26706032007 116 55 12708032007 123 57 19713032007 130 62 10315032007 137 64 3620032007 144 69 14622032007 151 71 22627032007 158 76 10629032007 165 78 2603042007 171 83 5605042007 176 85 17610042007 181 90 13612042007 186 92 4617042007 191 97 18619042007 196 99 16624042007 202 104 16926042007 207 106 5901052007 212 111 23803052007 217 113 14808052007 222 118 8810052007 227 120 4815052007 232 125 28817052007 237 127 28822052007 242 132 6824052007 247 134 5829052007 252 139 19231052007 257 141 25205062007 262 146 8207062007 267 148 28212062007 272 153 29219062007 277 160 24226062007 282 167 43203072007 287 174 34210072007 292 181 27217072007 297 188 252
CAMPO AUCA
POZO 21
158
FECHA VIAL No dias LECT24072007 302 195 22231072007 307 202 26207082007 312 209 17214082007 317 216 14221082007 322 223 31628082007 327 230 26605092007 332 238 14118092007 337 251 26109102007 342 272 023102007 347 286 8106112007 352 300 22120112007 357 314 28111122007 362 335 25208012008 367 363 1412022007 372 398 5511032008 377 426 191
159
FECHA VIAL No dias LECT10012007 5 0 856712012007 12 2 406716012007 19 6 2718012007 26 8 14723012007 33 13 30725012007 40 15 14730012007 47 20 13701022007 54 22 6706022007 61 27 14708022007 68 29 4713022007 75 34 16715022007 82 36 14720022007 89 41 6722022007 96 43 11727022007 103 48 14701032007 110 50 15706032007 117 55 11708032007 124 57 14713032007 131 62 2015032007 138 64 5620032007 145 69 1622032007 152 71 11627032007 159 76 6629032007 166 78 9603042007 172 83 11605042007 177 85 5610042007 182 90 26612042007 187 92 1617042007 192 97 21619042007 197 99 10624042007 203 104 7726042007 208 106 001052007 213 111 7803052007 218 113 5808052007 223 118 13810052007 228 120 0815052007 233 125 8817052007 238 127 20822052007 243 132 5824052007 248 134 9829052007 253 139 24231052007 258 141 18205062007 263 146 24207062007 268 148 15212062007 273 153 13219062007 278 160 14226062007 283 167 27203072007 288 174 43210072007 293 181 7217072007 298 188 192
CAMPO AUCA
TANQUE DE LAVADO
160
FECHA VIAL No dias LECT24072007 303 195 10231072007 308 202 19207082007 313 209 7214082007 318 216 30221082007 323 223 19628082007 328 230 10605092007 333 238 13118092007 338 251 14109102007 343 272 9123102007 348 286 21106112007 353 300 12120112007 358 314 8111122007 363 335 15208012008 368 363 10512022007 373 398 10511032008 378 426 91
161
DATOS DE CONTROL EXTRA (cpm)
Fecha Agua de formacioacuten Agua de riacuteo 31072007 231 162 07082007 386 166 28082007 256 456 05092007 221 141 09102007 81 181 23102007 81 11 11122007 52 72 08012008 83 66 12022007 91 115 11032008 147 36
162
ANEXO 8
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO Y CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR
Curvas de paso del trazador
Curvas de trazador recuperado
ENSAYO ARGENTINA
163
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 6795 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 320 BqLDesviacuteo del fondo 68 BqLLiacutemite 658 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 27 -518112003 3 376 000 21 -1123112003 8 512 000 30 -202122003 17 273 000 32 009122003 24 199 000 37 516122003 31 355 000 33 123122003 38 432 000 44 1203012004 49 456 000 31 -112012004 58 378 000 39 719012004 65 516 000 51 1927012004 73 279 000 44 1206022004 83 391 000 57 2514022004 91 545 000 61 2925022004 102 545 000 54 2202032004 108 631 000 62 3011032004 117 476 000 66 3420032004 126 555 000 61 29
Datos (BqL)
0350
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL)Respuesta
00
00
164
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 000 79 4707042004 144 482 001 94 6215042004 152 544 001 112 8022042004 159 636 002 197 16529042004 166 712 004 243 21103052004 170 834 006 291 25911052004 178 758 009 374 34220052004 187 637 013 461 42927052004 194 817 018 517 48505062004 203 757 023 329 29713062004 211 698 027 465 43320062004 218 532 030 693 66103072004 231 724 043 817 78516072004 244 869 061 936 90429072004 257 553 074 1070 103811082004 270 768 094 1139 110724082004 283 913 121 1368 133606092004 296 1132 161 1538 150619092004 309 1194 209 1811 177902102004 322 1082 258 1947 191515102004 335 1037 309 2105 207328102004 348 932 356 2042 201010112004 361 893 399 1922 189023112004 374 910 440 1798 176606122004 387 887 479 1734 170219122004 400 772 511 1687 165501012005 413 788 543 1644 161214012005 426 798 574 1567 153527012005 439 762 604 1608 157610022005 453 731 633 1376 134424022005 467 785 657 948 91616032005 487 777 683 871 83930032005 501 763 698 643 611
Datos (BqL)Respuesta
1441984904660
21211998187118071760171816391686
1576186620122183
939108011541396
306447684813
266352442500
6382169216
48
Conc de trazador (BqL)
165
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 746 707 312 28027042005 529 750 713 276 24418052005 550 766 718 113 8108062005 571 743 720 82 5029062005 592 772 720 61 2920072005 613 813 720 53 2110082005 634 826 720 58 26
RespuestaConc de trazador (BqL)
5500
303265
Datos (BqL)
0
88
166
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-119 Produccioacuten promedio 10279 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 397 BqLDesviacuteo del fondo 41 BqLLiacutemite 604 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 545 000 32 -818112003 3 631 000 37 -323112003 8 476 000 43 302122003 17 555 000 41 109122003 24 634 000 39 -116122003 31 482 000 40 023122003 38 544 000 46 603012004 49 636 000 49 912012004 58 712 000 55 1519012004 65 834 000 58 1827012004 73 758 000 52 1206022004 83 637 000 71 3114022004 91 817 001 89 4925022004 102 545 001 105 6502032004 108 631 002 235 19511032004 117 476 004 387 34720032004 126 555 008 456 416
66199354424
003250
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
167
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 012 517 47707042004 144 714 019 670 63015042004 152 931 028 749 70922042004 159 1025 039 881 84129042004 166 1067 051 991 95103052004 170 1170 060 1156 111611052004 178 985 077 1307 126720052004 187 932 099 1567 152727052004 194 964 120 1840 180005062004 203 1041 152 1937 189713062004 211 1057 184 2154 211420062004 218 532 199 2263 222303072004 231 724 239 2401 236116072004 244 869 290 2514 247429072004 257 553 325 2739 269911082004 270 768 377 2929 288924082004 283 913 443 3006 296606092004 296 1132 525 3029 298919092004 309 1194 610 2842 280202102004 322 1082 682 2615 257515102004 335 1037 744 2371 233128102004 348 1245 813 2183 214310112004 361 1167 876 2271 223123112004 374 1346 945 1966 192606122004 387 1275 1002 1703 166319122004 400 1369 1054 1428 138801012005 413 1568 1108 1392 135214012005 426 1731 1164 1278 123827012005 439 1647 1212 1134 109410022005 453 1452 1251 915 87524022005 467 1573 1284 716 67616032005 487 1582 1323 651 61130032005 501 1561 1346 503 463
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
500
1171939727659
1765147714411322
2455226123592041
3099312929392706
2447256928083012
1855195821842299
976114613031572
487644726862
168
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1672 1365 429 38927042005 529 1635 1382 375 33518052005 550 1647 1402 294 25408062005 571 1651 1413 119 7929062005 592 1568 1413 37 -320072005 613 1682 1413 0 -4010082005 634 1426 1413 0 -40
Datos (BqL)Respuesta
87000
421364277
Conc de trazador (BqL)
169
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 10353 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 849 BqLDesviacuteo del fondo 67 BqLLiacutemite 1185 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 482 000 78 -718112003 3 544 000 73 -1223112003 8 636 000 91 602122003 17 712 000 87 209122003 24 834 000 83 -216122003 31 758 000 89 423122003 38 637 000 93 803012004 49 817 000 97 1212012004 58 545 000 112 2719012004 65 631 000 104 1927012004 73 476 000 92 706022004 83 555 000 78 -714022004 91 634 000 85 025022004 102 714 000 93 802032004 108 931 000 107 2211032004 117 1025 000 113 2820032004 126 1067 000 117 32
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
170
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1170 000 121 3607042004 144 985 000 112 2715042004 152 932 001 137 5222042004 159 964 003 381 29629042004 166 1041 008 525 44003052004 170 1057 011 429 34411052004 178 532 014 576 49120052004 187 724 021 678 59327052004 194 869 028 852 76705062004 203 553 036 968 88313062004 211 768 047 1045 96020062004 218 913 059 1240 115503072004 231 1132 093 1427 134216072004 244 1194 137 1781 169629072004 257 1082 186 2063 197811082004 270 1037 234 1879 179424082004 283 1245 295 2319 223406092004 296 1167 362 2571 248619092004 309 1346 447 2716 263102102004 322 1275 530 2783 269815102004 335 1369 613 2281 219628102004 348 1568 682 1470 138510112004 361 1731 732 1012 92723112004 374 1647 759 487 40206122004 387 1452 782 938 85319122004 400 1423 807 648 56301012005 413 1396 821 360 27514012005 426 1384 832 461 37627012005 439 1315 849 724 63910022005 453 1293 863 266 18124022005 467 1256 868 149 6416032005 487 1274 877 403 31830032005 501 1278 884 141 56
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
61
68419469343
906599293402
23121461980426
2334260227592835
1391176120581870
790911992
1195
452353505610
37053303
171
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1265 884 97 1227042005 529 1282 885 177 9218052005 550 1165 885 114 2908062005 571 1243 885 81 -429062005 592 1231 885 69 -1620072005 613 1273 885 37 -4810082005 634 1183 885 51 -34
Datos (BqL)Respuesta
0000
01000
Conc de trazador (BqL)
172
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 14472 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 236 BqLDesviacuteo del fondo 136 BqLLiacutemite 914 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 724 000 7 -1718112003 3 869 000 11 -1323112003 8 553 000 9 -1502122003 17 768 000 36 1209122003 24 913 000 43 1916122003 31 1132 000 25 123122003 38 1194 000 34 1003012004 49 1082 000 57 3312012004 58 1037 000 83 5919012004 65 1245 000 79 5527012004 73 1167 000 64 4006022004 83 1346 000 21 -314022004 91 1275 000 37 1325022004 102 1369 000 47 2302032004 108 1568 000 84 6011032004 117 1731 000 86 6220032004 126 1647 002 192 168
000
172
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
173
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1452 007 254 23107042004 144 1423 015 450 42615042004 152 1396 025 524 50122042004 159 1384 035 624 60029042004 166 1315 046 733 71003052004 170 1293 051 406 38211052004 178 1256 058 361 33720052004 187 1274 070 829 80527052004 194 1278 091 1747 172305062004 203 1265 130 2035 201113062004 211 1346 171 2091 206720062004 218 1275 207 2244 222003072004 231 1369 282 2367 234316072004 244 1568 374 2504 248029072004 257 1731 480 2551 252711082004 270 1647 578 2369 234524082004 283 1452 659 2245 222106092004 296 1573 748 2415 239119092004 309 1582 846 2672 264802102004 322 1561 947 2679 265515102004 335 1672 1059 2783 275928102004 348 1635 1171 2811 278710112004 361 1647 1285 2837 281323112004 374 1651 1401 2872 284806122004 387 1568 1517 3119 309519122004 400 1734 1649 3075 305101012005 413 1821 1785 2955 293114012005 426 1761 1907 2618 259427012005 439 1785 2017 2376 235210022005 453 1811 2117 1735 171124022005 467 1773 2191 1432 140816032005 487 1794 2274 993 96930032005 501 1803 2312 617 593
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
641
2517183515141045
3286324531242770
2906294129743017
2320250327782791
2428257526302445
1776207521362296
728393347829
235436512615
174
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1735 2337 457 43327042005 529 1784 2352 205 18118052005 550 1656 2361 119 9508062005 571 1735 2376 348 32429062005 592 1625 2376 78 5420072005 613 1782 2376 83 5910082005 634 1659 2376 29 5
Datos (BqL)Conc de trazador (BqL)
354000
469197104
Respuesta
175
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 33 -1318112003 3 276 000 41 -523112003 8 262 000 38 -802122003 17 314 000 57 1109122003 24 332 000 55 916122003 31 296 000 46 023122003 38 355 000 53 703012004 49 328 000 18 -2912012004 58 355 000 60 1419012004 65 279 000 34 -1227012004 73 245 000 50 306022004 83 264 000 21 -2514022004 91 332 000 33 -1325022004 102 371 000 81 3502032004 108 545 000 17 -2911032004 117 476 000 86 3920032004 126 434 000 72 26
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
176
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 471 000 37 -907042004 144 493 000 51 515042004 152 542 000 68 2222042004 159 544 000 113 6729042004 166 531 001 92 4603052004 170 526 001 85 3911052004 178 567 001 121 7520052004 187 517 002 259 21327052004 194 544 004 316 27005062004 203 532 007 472 42613062004 211 576 012 693 64720062004 218 531 016 684 63803072004 231 538 023 461 41516072004 244 546 028 359 31329072004 257 553 031 273 22711082004 270 632 037 511 46524082004 283 641 043 358 31206092004 296 673 051 687 64119092004 309 717 069 1468 142202102004 322 728 098 1914 186815102004 335 738 136 2281 223528102004 348 722 175 2201 215510112004 361 758 216 2319 227323112004 374 714 256 2254 220806122004 387 739 296 2176 213019122004 400 788 339 2359 231301012005 413 798 381 1905 185914012005 426 762 416 1862 181627012005 439 731 450 2031 198510022005 453 785 488 1626 158024022005 467 777 519 1432 138616032005 487 763 551 801 75530032005 501 746 566 721 675
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
729
212416941489814
2261246019811939
2353227424032339
32667114911963
430325236485
278439668660
47077219
00069
177
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 750 577 458 41227042005 529 766 589 824 77818052005 550 743 610 617 57108062005 571 772 626 472 42629062005 592 763 637 369 32320072005 613 721 643 115 6910082005 634 758 643 72 26
Datos (BqL)Respuesta
465354760
446844621
Conc de trazador (BqL)
178
ANEXO 9
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA CADA UNO DE LOS CASOS SUPUESTOS
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
179
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-35 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
180
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-21 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
181
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-19 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
182
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO UNO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
183
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO DOS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
184
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO TRES
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CUATRO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
185
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CINCO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
186
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SEIS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
187
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SIETE
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
188
K-116
G-12K-124
K-119 K-117
K-113
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
189
ANEXO 10
EXPLICACIOacuteN DEL PROGRAMA PORO TracerSim 10
190
iquestCUAacuteL ES SU ESPACIO DE TRABAJO
PORO TracerSim permite el uso de un espacio de trabajo que es el campo en el
cual estaacuten ubicados los pozos y las fallas La determinacioacuten de este espacio es
simple soacutelo hay que ingresar las coordenadas que limitan el aacuterea de trabajo en
los cuadros de texto
El aacuterea de trabajo puede ser modificada faacutecilmente cuando se requiera hacerlo
Otra manera de modificar el espacio de trabajo es haciendo click en el siguiente
iacutecono
Con lo cual se despliega el siguiente cuadro de diaacutelogo donde usted puede
cambiar los valores del espacio de trabajo
Xmax Xmin
Ymax
Ymin
191
iquestCOacuteMO SE INGRESAN LOS POZOS DEL ARREGLO
Para insertar un pozo sea PRODUCTOR o INYECTOR debe hacer click en el
iacutecono correspondiente de la barra de elementos a la izquierda de la pantalla
192
Con esto aparece un cuadro de diaacutelogo donde debe ingresar los siguientes datos
bull El caudal del pozo (dependiendo si el pozo es PRODUCTOR o
INYECTOR)
bull Posicioacuten en X
bull Posicioacuten en Y
No es necesario ingresar las posiciones en X y Y con el teclado usted puede
hacer click con el mouse en cualquier lugar del espacio de trabajo o campo y
cambiaraacuten automaacuteticamente los valores en el cuadro de diaacutelogo Usted puede
seguir las coordenadas en las que se encuentra el puntero del mouse con el
indicador de posicioacuten
Una vez escritos los valores debe hacer click en aceptar y asiacute seraacute insertado el
elemento Ademaacutes aparece una imagen en el lugar que le corresponde dentro del
espacio de trabajo o campo la misma que permite diferenciar si el pozo es
PRODUCTOR o INYECTOR
PRODUCTOR
INYECTOR
Indicador de posicioacuten
193
iquestCOacuteMO SE ELIMINAN LOS POZOS INSERTADOS
Usted debe hacer click derecho en la imagen que corresponde al pozo que desea
borrar con lo cual aparece el siguiente menuacute que permite eliminar el pozo
seleccionado
iquestCOacuteMO ENMENDAR LOS POZOS INSERTADOS
Para modificar un pozo ya insertado solo debe hacer click en la imagen del pozo
para abrir el mismo cuadro con el que se insertaron los pozos Asiacute puede
modificar aquellos valores que quiera corregir y luego hacer click en Aceptar
iquestCOacuteMO INSERTAR MODIFICAR Y REMOVER LAS FALLAS
Usted debe hacer click en el botoacuten Fallas y apareceraacute el siguiente cuadro
Este cuadro muestra una lista de las fallas insertadas en el campo o espacio de
trabajo hacienda click en el botoacuten Nueva falla aparece el siguiente cuadro
194
Las fallas se insertan de manera similar a los pozos escribiendo las coordenadas
de dos puntos que definan la liacutenea de la falla en el cuadro anterior Para utilizar el
mouse en lugar de ingresar las coordenadas en el cuadro debe hacer click en la
Posicioacuten X del Punto 1 y luego hacer click en la posicioacuten del campo o espacio de
trabajo Asiacute se escribiraacute automaacuteticamente los valores de X y Y
Para insertar el Punto 2 debe hacer click en la Posicioacuten X del punto 2 y luego
hacer lo mismo que para el primer punto Se puede cambiar los valores las veces
que sean necesarias hasta encontrar la posicioacuten correcta de la falla En el campo
o espacio de trabajo aparece la siguiente imagen
Para eliminar una falla ya insertada debe hacer click en la falla correspondiente
de la lista de fallas y luego en el botoacuten Eliminar del mismo cuadro
Para modificar una falla ya existente debe hacer doble click en la falla
correspondiente de la lista de fallas o seleccionar con un click la falla y luego el
botoacuten Modificar con el que apareceraacute el mismo cuadro que se utilizoacute para insertar
las fallas Soacutelo debe modificar las coordenadas de X y Y de ambos puntos que
definen la liacutenea de falla Tambieacuten puede usar el mouse en la misma manera que
se usa para insertar una nueva falla
PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO Y GRAacuteFICO
Haciendo click en el siguiente iacutecono
Falla insertada
Imagen de la falla mientras estaacute siendo insertada
195
Apareceraacute el siguiente cuadro que permite la modificacioacuten del color de las liacuteneas
de flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria ademaacutes desde aquiacute se
pueden poner nuevos liacutemites para el espacio de trabajo
Paraacutemetros del problema Aquiacute se deben ingresar los valores de dispersividad
porosidad y espesor Ademaacutes la masa de trazador inyectado y el tiempo
demorado en la inyeccioacuten
Caacutelculo de las liacuteneas de flujo Se requieren los valores para definir el nuacutemero de
liacuteneas de flujo del problema el aacutengulo barrido por las mismas y la distancia entre
dos puntos sucesivos de la liacutenea Tambieacuten se requiere ingresar el tope o liacutemite de
los puntos
Tiempo de respuesta Aquiacute se ingresan los rangos de tiempo que seraacuten
expuestos en la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
Menuacute de Frecuencia Estos valores son requeridos por el programa de caacutelculo
El meacutetodo de caacutelculo trabaja en el dominio de la frecuencia por lo cual son
necesarios estos valores Al ponerlos adecuadamente se puede encontrar
mejores soluciones de acuerdo al problema que se resuelve
196
iquestCOacuteMO CALCULAR LAS CURVAS DE RECUPERACIOacuteN FRACCIONA L
DIARIA
Una vez que han sido insertados todos los elementos (pozos productores
inyectores y fallas) se debe seleccionar un pozo PRODUCTOR y un INYECTOR
Un borde rojo en el siacutembolo del pozo significa que el elemento ha sido
seleccionado
(Observe la diferencia entre el cuadrado y el ciacuterculo para distinguir la seleccioacuten
de un PRODUCTOR y de un INYECTOR)
Verificar que los paraacutemetros de caacutelculo sean los correctos y hacer click en el
botoacuten de Caacutelculo y graacutefico el cual muestra un cuadro de diaacutelogo que le
preguntaraacute si desea continuar o no Haga click en Siacute De esta manera el programa
empezaraacute a calcular las liacuteneas de flujo y las curvas de recuperacioacuten fraccional
diaria Una vez completado el proceso se mostraraacute la pestantildea de las liacuteneas de
flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria
En la pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria apareceraacute algo como
el siguiente dibujo
Pestantildea de las liacuteneas de flujo
Pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
197
Note que en la barra de herramientas aparecen dos iacuteconos que permiten imprimir
y copiar la imagen mostrada en la pantalla
NUEVO ABRIR GUARDAR GUARDAR COMO IMPRIMIR
PORO TracerSim permite la creacioacuten de nuevos documentos guardarlos e
imprimirlos en la misma manera que se hace con otros programas que utilizan el
mismo sistema operativo Los archivos con los que PORO TracerSim trabaja
tienen la extensioacuten PORO
DECLARACIOacuteN
Yo Viacutector Xavier Salcedo Leoacuten declaro bajo juramento que el trabajo aquiacute descrito
es de mi autoriacutea que no ha sido previamente presentado para ninguacuten grado o
calificacioacuten profesional y que he consultado las referencias bibliograacuteficas que se
incluyen en este documento
A traveacutes de la presente declaracioacuten cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo a la Escuela Politeacutecnica Nacional seguacuten lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente
Xavier Salcedo L
CERTIFICACIOacuteN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Viacutector Xavier Salcedo Leoacuten
bajo mi supervisioacuten
Ing Rauacutel Valencia MSc DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTOS
Al personal docente de la Facultad de Ingenieriacutea en Geologiacutea y Petroacuteleos por todos
sus conocimientos impartidos durante este periacuteodo universitario
Al Ingeniero Rauacutel Valencia por haber dirigido este Proyecto de Titulacioacuten con la
sabiduriacutea y responsabilidad que lo caracteriza
A todo el personal de la Comisioacuten Ecuatoriana de Energiacutea Atoacutemica en especial a los
ingenieros Ceacutesar Altamirano Marco Fajardo y Danilo Rosales por su valioso
asesoramiento
Al Ingeniero Irving Salazar de la Unidad de Investigacioacuten y Desarrollo Tecnoloacutegico de
Petroecuador por sus ensentildeanzas y la motivacioacuten brindada para realizar este
trabajo
A mi querida familia mi madre Sonia Leoacuten y mis hermanos Veroacutenica Gustavo y
Yecenia por todo el apoyo recibido de su parte Sin ustedes no hubiera podido llegar
hasta aquiacute realmente mis logros son los suyos
A todos mis compantildeeros de aula en especial aquellos con los que paseacute maacutes tiempo
Mayra Moacutenica Elizabeth Anabela Santiago y Marco por todas las cosas que he
aprendido de ustedes
Al buen Dios que puso Sus ojos en mi vida valorando lo que quizaacutes otros no veiacutean
en miacute Eres el motor que me leva a seguir adelante Lo eres todo y fuera de Ti
ninguna cosa quiero en la vida
DEDICATORIA
A mi familia mis profesores mis compantildeeros de universidad mis amigos del
ministerio maacutes especial de todo el mundo
Al mejor amigo que puede existir te dedico no soacutelo este trabajo sino cada segundo
de mi vida de verdad mil gracias
VI
CONTENIDO
CAPIacuteTULO 1 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DI NAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 1
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO 1 111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO 1
112 LA ESTRUCTURA AUCA 1
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIOS 1
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS 5
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS 6
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO 6
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo 6
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo 7
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUCA 8
1171 Arenisca ldquoUrdquo 8
1172 Arenisca ldquoTrdquo 8
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 9
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS 9
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO 11
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO 12
1231 Porosidad 12
1232 Permeabilidad 13
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS 14
1241 Mojabilidad 14
1242 Tensioacuten Superficial 15
125 PRESIOacuteN CAPILAR 16
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN 18
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 19
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 20
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo 20
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua 21
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS 24
VII
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES 25
1211 CONCLUSIOacuteN 26
CAPIacuteTULO DOS TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADOR ES EN EL YACIMIENTO 27
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES 27 211 CONCEPTO DE TRAZADOR 27
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES 27
22 TRAZADORES RADIACTIVOS 29 221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTRAZADORES 30
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO 30
223 EL TRITIO 31
2231 Medicioacuten de tritio 33
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 33
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE INTERCONEXIOacuteN DE POZOS 35
231 INYECCIOacuteN 36
232 MUESTREO 38
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS 39
234 RESPUESTA TEMPORAL 41
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal 42
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA 43
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS 46
2361 Modelos Simples 46
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR 48
CAPIacuteTULO TRES APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRA ZADORES EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS 50
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 50 311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE 50
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse 51
3112 Liacutemite de deteccioacuten 52
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una distancia determinada 53
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 55
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN DEL TRAZADOR 56
VIII
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES 63 331 MUESTREO 63
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR 64
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD 65
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008 66
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO 72
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA 72
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZADA EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 73
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 76
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido 76
34 CURVAS DE RESPUESTA 78 341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA 78
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA 79
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo 80
3312 Correccioacuten por el background 81
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo 81
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA) 82 341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12 82
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES 83
3421 Encabezado 84
3422 Fondo Promedio 84
3423 Desviacuteo del fondo 85
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable 85
3425 Actividad Neta 86
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo 86
3427 Caudal Producido 86
3428 Actividad Recuperada de trazador 87
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA 89
3431 Pozo K-124 89
3432 Pozo K-119 90
3433 Pozo K-116 90
IX
3434 Pozo K-117 91
3435 Pozo K-113 92
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado 92
3437 Direcciones preferenciales de Flujo 93
CAPIacuteTULO CUATRO INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTEN IDOS A PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95 411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA 95
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS 96
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO 96
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO 98 431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES 99
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES 100 441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo 102
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo 102
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE 103
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo 104
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo104
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo 105
CAPIacuteTULO CINCO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 107
51 CONCLUSIONES 107
52 RECOMENDACIONES 110
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 112
ANEXOS 113
X
IacuteNDICE DE FIGURAS
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca 2
12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo 3
13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314 4
14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca 5
15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo 9
16 Estructura anticlinal 10
17 Falla Geoloacutegica 10
18 Porosidad efectiva no efectiva y total 13
19 Efecto del tamantildeo del grano sobre la permeabilidad
110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material
soacutelido y de las condiciones de su superficie
111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las
moleacuteculas de liacutequido
112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua
y mercurio en una superficie
113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de descenso del liacutequido
115 Drenaje e imbibicioacuten
116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los
canales porales de baja permeabilidad
120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el
diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que
permanecen atrapadas en los poros
122 Curvas de permeabilidad relativa
XI
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
21 Esquema de un experimento con trazador
22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
24 Esquema de desintegracioacuten de la partiacutecula de agua tritiada
25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de
inyeccioacuten
210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
212 Casos tiacutepicos de respuesta de pozos productores ante una
inyeccioacuten puntual de trazador
213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad
31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del
Campo Auca
32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
XII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
319 Muestra del pozo inyector Auca-12
320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin
adicionar demulsificante
322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de
demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una
cubeta
326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para
separar el crudo
327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo
sobrante en los sumideros
329 Muestra en el Tanque de lavado
330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su
correspondiente lectura
337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido
por cada pozo del ensayo Argentina
XIII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva
de paso del trazador del pozo K-119
341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos
productores del ensayo Argentina
343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo
Argentina
41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo
productor respecto del pozo inyector
42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador
PORO TracerSim
43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para
la simulacioacuten
44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de
simulacioacuten
45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 2
46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 3
47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 4
48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 5
49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 6
410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 7
XIV
RESUMEN DEL PROYECTO
El presente proyecto de titulacioacuten consiste en realizar un estudio de la teacutecnica de
radiotrazadores para analizar el comportamiento dinaacutemico que presenta el agua
de inyeccioacuten a traveacutes de un yacimiento en el que se planea implementar la
Recuperacioacuten Secundaria
El estudio comienza con la descripcioacuten geoloacutegica del yacimiento que proporciona
un conocimiento claro del reservorio con el que se estaacute trabajando y permite
conocer el arreglo que forman los pozos productores y el inyector Ademaacutes se
analizan brevemente los paraacutemetros que influyen en el desplazamiento del agua
de inyeccioacuten dentro del yacimiento y que intervienen por ende en la recuperacioacuten
de petroacuteleo
En el segundo capiacutetulo se presenta una breve descripcioacuten de los conceptos
baacutesicos de los trazadores y en especial se muestra de una manera maacutes amplia
todo el procedimiento efectuado al utilizar trazadores radiactivos asiacute como los
caacutelculos que se realizan en el mismo
El tercer capiacutetulo muestra los datos reales del seguimiento realizado al proyecto
que actualmente se lleva a cabo en el campo Auca Se explica claramente el
arreglo de pozos escogido los puntos de monitoreo el caacutelculo de la cantidad de
trazador a inyectarse y el procedimiento baacutesico de inyeccioacuten en el pozo Ademaacutes
se presentan los caudales del agua inyectada durante el tiempo transcurrido para
el proyecto real Tambieacuten se indica el plan de muestreo el procedimiento para
tomar las muestras de cada punto de monitoreo y separar el agua de las mismas
la preparacioacuten de cada muestra de agua para el anaacutelisis en el contador de
centelleo liacutequido el procedimiento baacutesico de operacioacuten del contador de centelleo
liacutequido Despueacutes se presentan las curvas de paso obtenidas hasta el momento
para cada punto de monitoreo y las conclusiones baacutesicas que se pueden deducir
de las mismas
A partir de estas conclusiones se observa que el proyecto real de campo ha
experimentado una serie de desavenencias siendo el principal problema que auacuten
XV
no ha aparecido el trazador en ninguno de los pozos lo cual es contradictorio con
el modelo matemaacutetico realizado
Se muestra las diferentes correcciones que se realizan a las curvas de respuesta
luego de las cuales se procede a analizar los porcentajes de trazador recuperado
en cada pozo para obtener las direcciones preferenciales de flujo En esta parte
del proyecto se presenta un ensayo ajeno al estudio del Campo Auca con el
objetivo de explicar el procedimiento subsiguiente a la obtencioacuten de las curvas de
paso del trazador La razoacuten de esta iniciativa es la demora en la culminacioacuten del
proyecto de Auca el cual se piensa prolongar en un antildeo o dos Este ensayo
explica el meacutetodo para determinar las direcciones preferenciales de flujo a partir
de la cantidad de trazador recuperado en cada pozo del arreglo
En el capiacutetulo cuatro se explica la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim
que es un simulador sencillo que modela las curvas de respuesta y permite
obtener de manera esquemaacutetica las liacuteneas de corriente trazadas por el agua de
inyeccioacuten desde el inyector hacia los pozos productores del proyecto Auca
El capiacutetulo cinco contempla las conclusiones y recomendaciones del Proyecto La
conclusioacuten general se refiere a la explicacioacuten de las posibles causas que se
atribuyen a la desaparicioacuten del trazador en el proyecto real de campo
XVI
PRESENTACIOacuteN
Los mecanismos naturales de produccioacuten y explotacioacuten conocidos como
produccioacuten primaria contribuyen a la extraccioacuten de alrededor del 25 del petroacuteleo
almacenado en el reservorio permaneciendo el 75 restante incluido en los
poros y fisuras de las rocas Como la mayoriacutea de los reservorios se encuentran en
zonas saturadas con gases diluidos los mencionados mecanismos naturales se
basan principalmente en la accioacuten del agua que desplaza el petroacuteleo hacia los
pozos productores y a la expansioacuten de los gases
Sin embargo todo reservorio llega a una etapa en la cual la produccioacuten de crudo
ya no se efectuacutea de manera espontaacutenea es decir no se puede extraer maacutes
petroacuteleo con la energiacutea propia del yacimiento Por lo cual es necesario
suministrar una energiacutea que proporcione un empuje al ldquobanco de petroacuteleordquo Este
proceso se conoce como Recuperacioacuten Secundaria y consiste en la inyeccioacuten de
agua a traveacutes de determinados pozos (inyectores) que obligue al desplazamiento
de petroacuteleo hacia el resto de pozos (productores)
La Recuperacioacuten secundaria o ldquoasistidardquo ha adquirido una importancia relevante
para incrementar la produccioacuten de crudo y se ha transformado en una praacutectica
corriente en la mayoriacutea de los yacimientos Por ello cualquier teacutecnica que permita
alcanzar un conocimiento maacutes acabado del comportamiento del fluido de inyeccioacuten
en cada arreglo tendraacute necesariamente un amplio campo de aplicacioacuten
Al respecto el empleo de trazadores brinda una informacioacuten de inestimable valor en
relacioacuten al comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y del petroacuteleo
recuperado en yacimientos que operan bajo asistencia hiacutedrica La informacioacuten que
surge de su aplicacioacuten no puede ser obtenida por medio de ninguna otra teacutecnica por
lo que constituyen la mejor opcioacuten cuando se trata de valorar fenoacutemenos tales como
la existencia de heterogeneidades en la roca reservorio comunicaciones verticales
entre estratos entre otros
XVII
Por esta razoacuten el presente proyecto estaacute encaminado a estudiar el uso de un
trazador radiactivo con el fin de obtener informacioacuten respecto del comportamiento
del agua de inyeccioacuten en un reservorio en el cual se preveacute realizar un proyecto de
recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
El estudio se realiza a partir del proyecto real que se lleva a cabo en el Campo Auca
con un arreglo de un pozo inyector y tres pozos productores los cuales describen
una malla abierta El trazador utilizado es una solucioacuten de agua tritiada de una
concentracioacuten de 28 Curios de tritio inyectada en la arena ldquoTrdquo en enero de 2007 A
lo cual sigue un plan de muestreo de cada pozo productor y la correspondiente
lectura de muestras a fin de obtener la concentracioacuten de actividad en cada una de
ellas Con la ayuda de un ensayo similar (cuyos datos provienen de un yacimiento
argentino) se explica los caacutelculos realizados para obtener las curvas de respuesta y
la recuperacioacuten de trazador en cada pozo y subsiguientemente se grafican las
liacuteneas de corriente trazadas por el agua de inyeccioacuten considerando las barreras
sellantes que contempla el mapa estructural del Campo Auca
En definitiva este proyecto detalla la aplicacioacuten de los radiotrazadores sus
fundamentos y procedimientos como una de las teacutecnicas maacutes empleadas para
recabar informacioacuten del comportamiento dinaacutemico de un fluido inyectado en el
yacimiento
CAPIacuteTULO 1
DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL
COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO
111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO
El Campo Auca estaacute ubicado en la cuenca oriental al nororiente de la Regioacuten
Amazoacutenica a unos 260 Km al este de Quito y aproximadamente 100 Km al Sur de
la frontera con Colombia Tiene una longitud aproximada de Norte a Sur de 23 Km
con una franja de territorio de aproximadamente 92 2Km (Figura 11)
Este campo fue descubierto con la perforacioacuten del pozo Auca 1 que se inicioacute el
16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970 alcanzando una
profundidad de 10578 pies Su produccioacuten fue de 3072 BPPD de los reservorios
Holliacuten (31ordm API) y ldquoTrdquo (27ordm API)
112 LA ESTRUCTURA AUCA
Es un anticlinal bastante simeacutetrico elongado en direccioacuten NNO-S de
aproximadamente 23 km de longitud que se ensancha en direccioacuten norte (figura
12) con muy poca alteracioacuten tectoacutenica al techo de la arenisca U principal Las
fallas observadas en las secciones siacutesmicas alcanzan solamente Holliacuten y Napo
Basal (figura 13)
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIO S
Los principales reservorios de la columna estratigraacutefica del Campo Auca (figura
14) son
Holliacuten Principal Es una arenisca masiva de cuarzo no pudieacutendose realizar una
descripcioacuten maacutes detallada por carecer de nuacutecleos
2
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca
3
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo
4
Holliacuten Superior Se trata de una arenisca cuarzosa de grano fino con contenido
alto a medio de glauconita e importante presencia de material carbonaacuteceo La
porosidad promedio es de 14
Arenisca ldquoTrdquo Consiste en una arenisca cuarzosa limpia de grano fino con
esporaacutedicas capas de arcilla Los poros en algunas muestras se encuentran
rellenas con illita y caolinita Su porosidad es del 12 en promedio Hacia arriba
(ldquoTrdquo Superior) se desarrolla una arenisca cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino en
partes con fuerte bioturbacioacuten
Arenisca ldquoUrdquo Arenisca cuarzosa limpia masiva Hacia el techo del cuerpo ldquoUrdquo
principal (el maacutes limpio y desarrollado ubicado en la parte inferior) se encuentran
limolitas en estratos delgados La arenisca ldquoUrdquo superior es una arenisca
cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino dispuesta en capas delgadas con importante
bioturbacioacuten En promedio presenta una porosidad del 13
Arenisca Tena Basal Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano
medio a grueso con un promedio de porosidad del 19
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314
5
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS
La arenisca Holliacuten se depositoacute en un ambiente fluvial evolucionando a un
ambiente platafoacutermico posiblemente estuarino con influencia mareal
Las areniscas ldquoTrdquo y ldquoUrdquo fueron depositadas luego de una importante regresioacuten
marina con un desplazamiento de la liacutenea de costa en direccioacuten Oeste a partir de
la cual y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con
ingresos fluviales afectados por mareas con facies menos desarrolladas de
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca
6
barras y litofacies de llanura lodosa y areniscas glauconiacuteticas de plataforma
marina somera
Al tiempo Tena Basal se describen rellenos de canal con clastos gruesos
conglomeraacuteticos a la base posiblemente de origen fluvial y en partes se observa
influencia mareal
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS
El crudo Holliacuten Inferior es de 27ordm- 30ordm el de Holliacuten Superior de 27ordm- 32ordm el de ldquoTrdquo y
ldquoUrdquo de 24ordm- 29ordm y el de Tena Basal de 20ordm- 22ordm
Una muestra de crudo Holliacuten dio un valor de 113 de azufre Dos muestras de
crudo ldquoTrdquo mostraron porcentajes de azufre de 117 y 138 dos muestras de
ldquoUrdquo de 157 y 216 y una muestra de crudo Tena Basal de 107
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo
El extremo norte del campo no se encuentra muy conectado con el resto del
reservorio sin embargo tiene un soporte de presioacuten dado por la presencia de un
acuiacutefero noroeste La falla entre AU-05 y AU-37 juega probablemente un papel de
barrera de permeabilidad
El grado de comunicacioacuten es muy bueno entre los pozos AU-10 AU-08 AU-31 y
AU-33 El pozo AU-10 que tiene un corte de agua de 55 se comunica con el
acuiacutefero del flanco oeste a traveacutes de la falla de direccioacuten norte-sur Los pozos AU-
09 y AU-29 parecen tener menos soporte de los acuiacuteferos y el pozo AU-29 estaacute
protegido del acuiacutefero Este por una falla sellante La ausencia de caracteriacutesticas
reservorio en los pozos AU-01 y AU-17 confirma que los pozos AU-09 y AU-29
son poco conectados
En la parte central del campo se observa el mantenimiento de la presioacuten desde
los flancos Este y Oeste El reacutegimen de presioacuten parece homogeacuteneo en el aacuterea con
la excepcioacuten del sector de los pozos AU-25 y AU-43 donde la presioacuten es menor
7
En la parte sur del campo no se tiene fallas principales Al sur el pozo AU-15
cuenta con un importante influjo de agua El acuiacutefero Oeste es maacutes deacutebil pero
tiene una comunicacioacuten con el aacuterea de produccioacuten a traveacutes de la falla de
orientacioacuten Norte-sur
Uacutenicamente el pozo AU-21 tiene un comportamiento particular con un alto corte
de agua pero un deacutebil soporte en presioacuten la ausencia de reservorio en AU-20
sugiere una barrera local entre AU-20 y AU-21 El Anexo 1 muestra el mapa
Estructural de la arena ldquoUrdquo
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo
El extremo norte del campo no es bien conectado con el resto del yacimiento
como lo reflejan las presiones iniciales de los pozos AU-04 y AU-40 con valores
de 2000 psia por arriba de la tendencia general El acuiacutefero asociado es deacutebil lo
que explica la importante caiacuteda de presioacuten que sigue el arranque de la
produccioacuten El frente de agua no llega al pozo AU-40 La ausencia de reservorio
en AU-05 puede jugar un papel de barrera de permeabilidad por degradacioacuten de
facies al Sur de eacutesta aacuterea
En el norte del campo los pozos AU-10 y AU-37 (con maacutes de 70 de agua) tienen
una comunicacioacuten con el acuiacutefero Oeste pero sin gran soporte de presioacuten La falla
Oeste de direccioacuten Norte Sur no es sellante Los pozos AU-10 AU-17 AU-19
AU-33 y AU-09 presentan la misma evolucioacuten de presioacuten y siguen la tendencia
general de presioacuten
En la parte central del campo se observa un soporte de presioacuten desde los flancos
Este y Oeste El pozo AU-18 con 3000 psia de presioacuten no estaacute bien conectado
con el aacuterea de produccioacuten principal que tiene 1500 psia en AU-11 al mismo
tiempo En el pozo AU-18 la declinacioacuten de presioacuten es maacutes raacutepida auacuten si estaacute
comunicado con el acuiacutefero localizado al Este como refleja su alto corte de agua
de 70 Una reduccioacuten de permeabilidad o transmisividad existe probablemente
entre los pozos AU-18 y AU-11
8
Tambieacuten el pozo AU-30 estaacute aislado con 3000 psia de presioacuten inicial respecto a
los 1300 psia de la tendencia principal Se supone una barrera de permeabilidad
entre los pozos AU-30 y los pozos AU-07 y AU-16
En el sur del campo el pozo AU-15 tiene un buen soporte de acuiacutefero sur En los
pozos AU-20 22 y 27 el corte de agua estaacute por debajo del 10 y los pozos AU-
13 14 y 15 tienen maacutes del 80 de agua Esto sugiere que la falla de direccioacuten
Norte Sur entre AU-27 y AU-15 es sellante
Los pozos AU-15 y AU-27 tienen la misma ubicacioacuten estructural y corte de agua
muy diferentes El pozo AU-03 ubicado entre AU-27 y AU-20 tiene 65 de corte
de agua mucho maacutes que estos pozos El Anexo 1 muestra el mapa Estructural de
la arena ldquoTrdquo
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUC A
1171 Arenisca ldquoUrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos
saturados de petroacuteleo que van de 4 a 50 pies la porosidad es de 9 a 21 y la
saturacioacuten inicial de agua estaacute en el rango de 13 a 49 su presioacuten inicial fue de
4141 psia y la presioacuten actual es 1450 psia La presioacuten al punto de burbuja es de
243 psia La saturacioacuten de agua actual es de 29 El mecanismo de produccioacuten
dominante es el empuje hidraacuteulico lateral no muy activo la produccioacuten acumulada
es de 3791 MM BN y el API estaacute en el orden de 18 a 22ordm
1172 Arenisca ldquoTrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados que
van de 1 a 80 pies concentrando los mejores espesores de pago entre 20 y 80
pies a lo largo del eje estructural de los pozos AU-26 hasta el AU-22 la porosidad
tiene un rango de 9 a 21 y las saturaciones de agua variacutean de 10 a 47 La
presioacuten inicial fue de 4213 psia y la actual es de 1585 psia La presioacuten de burbuja
es de 667 psia El mecanismo de produccioacuten dominante es el empuje hidraacuteulico
lateral no muy activo la produccioacuten acumulada es de 61942 MM BN con una
gravedad de 28ordm API
9
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO
DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
Como es sabido el agua de inyeccioacuten cumple la funcioacuten de empujar o desplazar
el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores a traveacutes del medio poroso
(Figura 15) Por tanto para entender el comportamiento dinaacutemico del agua
inyectada en el yacimiento es importante revisar las propiedades baacutesicas de la
roca y fluido que controlan el flujo de fluidos en dicho medio poroso ya que son
los paraacutemetros baacutesicos que influyen en su desplazamiento
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS
El reservorio es una acumulacioacuten de hidrocarburos en un medio poroso
permeable constituido por rocas sedimentarias En el momento del
descubrimiento esta acumulacioacuten de fluidos presenta valores de presioacuten y
temperatura de equilibrio en todo su volumen poral La presencia de un reservorio
implica la formacioacuten y migracioacuten de los hidrocarburos y su posterior acumulacioacuten
en una trampa geoloacutegica estructural-estratigraacutefica Un yacimiento o campo
petroliacutefero puede estar constituido por varios reservorios situados a diferentes
Figura 15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo
10
profundidades con distintas presiones y temperaturas Estos reservorios estaacuten
aislados a sus alrededores por rocas impermeables o tan poco permeables que
no permiten el paso de los fluidos Por eso se habla de ldquotrampa de hidrocarburosrdquo
Las trampas estructurales estaacuten limitadas por arriba mediante una roca
impermeable o ldquotechordquo El techo impide la migracioacuten del petroacuteleo y gas
La gran mayoriacutea de los reservorios estaacuten situados en trampas estructurales
selladas por rocas impermeables Estas se subdividen en anticlinales y fallas
Figura 16 Estructura anticlinal
Figura 17 Falla geoloacutegica
11
debido a la forma de los lechos sedimentarios y sus contactos con las rocas
impermeables como se muestra en las figuras 16 y 17 La estructura anticlinal
es el resultado de un pliegue de la roca que le dio origen La falla se produce
cuando el terreno se fractura ocasionando que los estratos que antes coincidiacutean
se separen
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO
La presioacuten del reservorio es la energiacutea disponible maacutes importante para la
explotacioacuten del mismo Esta presioacuten es la presioacuten de los fluidos confinados en los
poros de la roca-reservorio
En el proceso de recuperacioacuten primaria la produccioacuten de hidrocarburos se realiza
a expensas de la energiacutea natural del reservorio es decir sin inyectar masa ni
energiacutea Aquiacute el petroacuteleo se produce gracias a la expansioacuten de los fluidos y la
roca reservorio Los fluidos y la roca son capaces de expandirse ocupando el
lugar dejado por el petroacuteleo que se produce debido a su compresibilidad su
enorme volumen y la disminucioacuten de la presioacuten del reservorio a medida que
avanza la explotacioacuten
El caacutelculo del factor de recuperacioacuten en la recuperacioacuten primaria depende de
cuaacuteles son los mecanismos de drenaje imperantes Aunque en la mayoriacutea de
casos el petroacuteleo se produce por una combinacioacuten de estos mecanismos
En la recuperacioacuten secundaria el desplazamiento del agua de inyeccioacuten que
empujaraacute al banco de petroacuteleo depende directamente de la energiacutea con la que se
inyecta es decir de la presioacuten de inyeccioacuten Por tanto esta presioacuten determina
cuan efectivo seraacute el desplazamiento del petroacuteleo hacia el pozo productor pues
debe proporcionar la energiacutea necesaria para ocasionar el barrido sin detenerse
hasta lograr la produccioacuten del crudo Sin embargo el eacutexito de este mecanismo no
es inyectar a una presioacuten demasiado alta ya que se debe cuidar que el agua no
fracture la formacioacuten puesto que si la presioacuten de fracturamiento se excede el
agua fluiraacute a traveacutes de la fractura hacia el pozo de produccioacuten sin cumplir el
objetivo deseado
12
En definitiva la presioacuten de inyeccioacuten es de gran importancia al analizar el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten sin embargo existen muchos
paraacutemetros que tambieacuten deben tomarse en cuenta
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
Una roca sedimentaria constituye un reservorio de hidrocarburos comercialmente
explotable cuando presenta dos propiedades La primera es la capacidad para
acumular y almacenar fluidos definida como porosidad de la roca Esta es una
propiedad estaacutetica
Ademaacutes para poder extraer los fluidos almacenados en la roca debe ser posible
moverlos hacia los pozos productores bajo un pequentildeo gradiente de potencial La
segunda propiedad es entonces la capacidad para hacer mover (transferir) los
fluidos Se la define como permeabilidad de la roca y es una propiedad dinaacutemica
La porosidad requiere espacios vaciacuteos en la roca-reservorio La permeabilidad
necesita que dichos espacios vaciacuteos esteacuten interconectados
1231 Porosidad
La porosidad equivale a la fraccioacuten de vaciacuteos existentes en la unidad de volumen
de roca Puede ser medida en forma directa en el laboratorio utilizando una
muestra de roca denominada testigo corona (core sample) o indirectamente
mediante perfilaje de pozos (well logging)
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria La primaria se
debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio La secundaria se
debe a movimientos posteriores que desataron la presencia de fracturas
cavernas y otras discontinuidades en la matriz Estas discontinuidades no
aumentan mucho la porosidad pero siacute pueden influir grandemente en la
permeabilidad El incremento del flujo debido a la porosidad secundaria es de
gran intereacutes en la ingenieriacutea de reservorios
13
La porosidad tambieacuten puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos
interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados) La suma
de ambas constituye la porosidad total Figura 18
1232 Permeabilidad
La permeabilidad depende exclusivamente del medio poroso y es independiente
del fluido que lo inunda En un mismo reservorio pueden encontrarse diferentes
valores de permeabilidad desde 1 mD hasta 1 D
La geometriacutea de los poros de la roca determina el valor de la permeabilidad A su
vez dicha geometriacutea depende del tamantildeo y de la forma de los granos de la roca
y de la distribucioacuten del tamantildeo de granos
El tamantildeo de grano de la roca tiene una gran influencia en la permeabilidad
aunque su efecto es pequentildeo en la porosidad Dicho tamantildeo de grano estaacute
relacionado con la superficie mojada a menor tamantildeo de partiacutecula mayor
superficie de contacto soacutelido-fluido
Debido a la friccioacuten del fluido contra la superficie en el contacto soacutelido-fluido la
velocidad es nula y el esfuerzo de corte es maacuteximo Por eso se consume mayor
energiacutea (hay maacutes peacuterdidas por friccioacuten) para hacer pasar un fluido a traveacutes de un
lecho rocoso de grano fino que a traveacutes de un lecho de grano grueso (figura 19)
Figura 18 Porosidad efectiva no efectiva y total
14
En resumen la permeabilidad del medio poroso es de gran importancia al hablar
del desplazamiento del agua de inyeccioacuten puesto que el yacimiento debe permitir
que el banco de petroacuteleo (que es empujado por el agua) se movilice a lo largo de
eacuteste de la manera maacutes uniforme posible y es precisamente aquiacute donde interviene
la buena conectividad de los poros del medio que permitan esta movilidad
Ademaacutes es claro que el agua de inyeccioacuten optaraacute por desplazarse atravesando
aquellas zonas que presenten una mejor permeabilidad dentro de las cuales
pueden estar fracturas lo cual ocasionariacutea un desastre al no cumplirse el
objetivo Por esta razoacuten la permeabilidad y porosidad del la roca son
determinantes el comportamiento del agua de inyeccioacuten
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS
1241 Mojabilidad
Se define mojabilidad (o ldquohumectabilidadrdquo) como la capacidad de posee un liacutequido
para esparcirse sobre una superficie dada es una funcioacuten del tipo de fluido y de la
superficie soacutelida (figura 110) Un liacutequido moja a un soacutelido cuando la adhesioacuten del
liacutequido al soacutelido es mayor que la cohesioacuten de las partiacuteculas liacutequidas entre siacute (figura
110) El aacutengulo θ se denomina aacutengulo de contacto y sirve para cuantificar la
mojabilidad Cuando θ lt 90deg el fluido moja al soacutelido y se llama fluido mojante
Cuando θ gt 90deg el fluido se denomina fluido no mojante A siacute la mojabilidad tiene
soacutelo un significado relativo
Figura 19 Efecto del tamantildeo de grano sobre la permeabilidad
15
1242 Tensioacuten Superficial
Si sobre la superficie de un liacutequido se coloca con cuidado una aguja o laacutemina
delgada de metal eacutesta flota pese a ser maacutes pesada que el liacutequido Este
experimento demuestra la existencia de una aparente peliacutecula superficial
constituida por una o varias capas de moleacuteculas que actuacutean como una membrana
elaacutestica La aparente membrana se origina en la atraccioacuten que las moleacuteculas del
liacutequido ejercen entre siacute (figura 111) Asiacute en la superficie se crea una tensioacuten
denominada ldquotensioacuten superficialrdquo
Este concepto se extiende a la interfase entre dos fluidos donde se origina una
ldquotensioacuten interfacialrdquo La figura 112 muestra los efectos combinados de la
mojabilidad y la tensioacuten superficial
En un reservorio se encuentran hasta tres fases agua petroacuteleo y gas Soacutelo las
dos primeras pueden mojar la roca El gas es siempre no mojante Se considera
que la mayoriacutea de las rocas reservorio (arenas o calizas) son preferentemente
mojadas por agua (hidroacutefilas) Esta mojabilidad es natural considerando que las
rocas tienen un origen sedimentario y estuvieron depositadas originalmente en un
ambiente acuoso antes de que el petroacuteleo se formara y migrara hacia ellas
Figura 110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material soacutelido y de las condiciones de su superficie
16
Sin embargo numerosos estudios de laboratorio y observaciones del
comportamiento de reservorios permiten concluir que tambieacuten hay formaciones
preferentemente mojadas por petroacuteleo (oleoacutefilas) de mojabilidad intermedia y de
mojabilidad mixta
Esto uacuteltimo significa zonas mojadas por petroacuteleo y zonas mojadas por agua
dentro de un mismo reservorio
125 PRESIOacuteN CAPILAR
Otro ejemplo del efecto combinado de la mojabilidad y la tensioacuten interfacial es el
ascenso de un fluido mojante en un tubo capilar Si un tubo capilar se coloca en
Figura 111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las moleacuteculas de liacutequido
Figura 112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua y mercurio en una superficie
17
un recipiente con agua el agua es empujada hacia arriba por su mojabilidad y su
adhesioacuten al tubo de vidrio En cambio con el mercurio ocurre todo lo contrario
debido a su falta de mojabilidad y a su alta tensioacuten superficial (Figura 113)
El agua sube maacutes alto en tubos de menor diaacutemetro hasta que la fuerza de
ascenso es balanceada por el peso de la columna de agua Pero alliacute ocurre otro
efecto la fuerza de gravedad que empuja hacia abajo hace que la peliacutecula
superficial se curve
El petroacuteleo se comporta en forma similar pero su ascenso capilar es menor
(aunque sea maacutes liviano) porque su tensioacuten superficial es menor (figura 114)
De este modo la curvatura en la superficie de un liacutequido en un tubo capilar se
produce como resultado de una depresioacuten originada por el agua suspendida (que
la empuja hacia abajo) y la tensioacuten superficial (que resiste el descenso) La
presioacuten es menor en la parte convexa de abajo que en la parte coacutencava de arriba
Esta diferencia de presioacuten a traveacutes de la interfase es denominada presioacuten capilar
Los efectos combinados de la mojabilidad tamantildeo y forma de los poros y
tensiones superficiales e interfaciales producen las llamadas ldquofuerzas capilaresrdquo
en el reservorio las mismas que inciden en el barrido del petroacuteleo (por parte del
agua inyectada) ya que actuacutean como fuerzas retentivas del fluido De este modo
el agua inyectada proporciona una energiacutea que logre vencer dichas fuerzas por
Figura 113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
18
tanto las fuerzas capilares siacute intervienen en el comportamiento dinaacutemico del agua
de inyeccioacuten
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN
Se denomina drenaje al desplazamiento de un fluido mojante presente
originalmente en la muestra rocosa por un fluido no mojante La imbibicioacuten es el
desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante La figura 115
ilustra los procesos de drenaje e imbibicioacuten respectivamente
Cabe sentildealar que para introducir un fluido no mojante hay que vencer la presioacuten
capilar para lo cual se aplica una presioacuten de entrada que produzca el
desplazamiento En cambio el proceso de imbibicioacuten es espontaacuteneo pues la
presioacuten capilar introduce el fluido en la muestra
Dependiendo si la roca es oleoacutefila o hidroacutefila el desplazamiento del petroacuteleo por el
agua inyectada constituye un proceso de drenaje o imbibicioacuten respectivamente lo
cual significa que esto tambieacuten influye en el comportamiento dinaacutemico del agua de
inyeccioacuten De este modo si la roca es oleoacutefila el agua se desplazaraacute por los
canales porosos maacutes grandes empujando el petroacuteleo que pueda ya que el resto
de crudo se pegaraacute a los poros maacutes pequentildeos Pero si la roca es hidroacutefila el
Figura 114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de ascenso del liacutequido
19
Figura 115 Drenaje e imbibicioacuten
agua seraacute forzada a invadir los conductos maacutes estrechos desplazando al petroacuteleo
de los mismos y dejando gotas de crudo alojadas en los poros maacutes grandes
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
El movimiento del petroacuteleo hacia el pozo productor y su posterior extraccioacuten se
debe a dos procesos fiacutesicos que ocurren generalmente combinados
1 la expansioacuten de la roca el petroacuteleo el gas y el agua al disminuir la alta presioacuten
inicial del reservorio
2 el barrido del petroacuteleo hacia el pozo por las otras dos fases gas yo agua
20
Este segundo proceso puede ocurrir naturalmente durante la recuperacioacuten
primaria o artificialmente durante la recuperacioacuten secundaria Se lo cuantifica con
la eficiencia al desplazamiento (a nivel microscoacutepico) y con la eficiencia
volumeacutetrica de barrido (a nivel macroscoacutepico)
La eficiencia de desplazamiento se define como la fraccioacuten de petroacuteleo contactado
por las otras dos fases que es efectivamente movilizado por ellas
ED=Voluacutemen de petroacuteleo movilizado por gas yo aguavoluacutemen de petroacuteleo
contactado por gas yo agua
En los procesos de recuperacioacuten secundaria mediante la inyeccioacuten de agua o gas
se introduce el concepto de eficiencia volumeacutetrica Esta es una medida
tridimensional de la eficiencia del barrido Depende principalmente del esquema
de inyeccioacuten produccioacuten (o sea de la ubicacioacuten de los pozos inyectores y
productores) de la relacioacuten de movilidades entre la fase desplazante y
desplazada y tambieacuten de las heterogeneidades del reservorio Se la define como
la fraccioacuten del petroacuteleo ldquoin siturdquo que es contactado por el fluido inyectado
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo
La figura 116 es una representacioacuten de dos canales porosos en un reservorio
mojado por agua El agua connata tambieacuten denominada agua irreducible ocupa
una peliacutecula delgada adherida a los granos de la roca mientras que el petroacuteleo se
encuentra en el centro de los canales
La saturacioacuten de agua connata es mucho menor en las rocas reservorio mojadas
por petroacuteleo que en las mojadas por agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
21
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
Figura 116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
Figura 117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
22
Para un sistema con dos canales de distinto diaacutemetro (figura 119) el agua tiende
a penetrar por imbibicioacuten en el canal superior de menor permeabilidad gracias al
empuje adicional suministrado por la presioacuten capilar
En el canal inferior de mayor diaacutemetro el agua se mueve pegada a las paredes
de los granos mientras la saturacioacuten de petroacuteleo disminuye El petroacuteleo se ubica
como un filamento continuo a medida que su diaacutemetro decrece la tensioacuten
interfacial agua-petroacuteleo aumenta (figura 120)
Figura 118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
Figura 119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los canales porales de baja permeabilidad
23
El proceso continuacutea hasta que el filamento se quiebra formaacutendose gotas o
gloacutebulos de petroacuteleo (figura 121) Estas gotas adquieren formas
aproximadamente esfeacutericas debido a la alta tensioacuten interfacial y permanecen
atrapadas en los poros Para desentramparlas se necesitariacutea una diferencia de
presioacuten externa entre la parte de atraacutes y la de delante de la gota mayor que la
presioacuten capilar
Cabe sentildealar que el desplazamiento de petroacuteleo por gas o por agua deja
petroacuteleo sin barrer en el reservorio Su saturacioacuten se denomina saturacioacuten
residual de petroacuteleo En general la saturacioacuten residual de petroacuteleo al barrido por
Figura 120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
Figura 121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que permanecen atrapadas en los poros
24
gas es mucho mayor que al barrido por agua pues este uacuteltimo proceso de barrido
es maacutes eficiente
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS
Cuando en el reservorio fluyen dos o maacutes fluidos inmiscibles cada fluido interfiere
con el flujo de los otros Esta reduccioacuten en la posibilidad de desplazamiento se
cuantifica con el concepto de permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa de
cada uno de los fluidos inmiscibles
La permeabilidad efectiva es una medida de la conductancia del medio poroso
para cada fase fluida y debe ser determinada experimentalmente utilizando
muestras de roca y realizando ensayos de flujos bifaacutesicos ya sea agua-petroacuteleo o
gas-petroacuteleo Ademaacutes estaacute influenciada por varios factores la geometriacutea del
medio poroso la mojabilidad de la roca reservorio la distribucioacuten de los fluidos en
el medio poroso y la saturacioacuten de cada uno de los fluidos Para un determinado
sistema roca-fluidos es entonces funcioacuten exclusiva de la saturacioacuten y de la
direccioacuten del desplazamiento (drenaje o imbibicioacuten)
Del mismo modo que la permeabilidad absoluta la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad relativa son propiedades dinaacutemicas La permeabilidad absoluta por
definicioacuten se mide con un fluido que satura el 100 del espacio poral Es una
propiedad de la roca y no del fluido que se mueve a traveacutes de la misma
25
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES
La viscosidad del petroacuteleo es la mayor consideracioacuten para determinar el
comportamiento de la inyeccioacuten Si todos los otros factores son los mismos la
recuperacioacuten de petroacuteleo para un petroacuteleo ligero seraacute mayor que para un petroacuteleo
pesado La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relacioacuten de la
permeabilidad efectiva a la viscosidad La movilidad del petroacuteleo es calculada por
(Ec 11)
Donde es la permeabilidad efectiva al petroacuteleo que depende de la saturacioacuten
del fluido y es la viscosidad del petroacuteleo a condiciones de reservorio De igual
manera la movilidad para el agua es
(Ec 12)
La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petroacuteleo
es influenciado fuertemente por la relacioacuten de movilidad M definido como la
relacioacuten de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido
desplazado Esta relacioacuten es
(Ec 13)
El comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y en general la eficiencia de
barrido depende directamente de la relacioacuten de movilidad puesto que un M =1
significa que tanto el agua como el petroacuteleo encuentran la misma resistencia a
fluir dentro del reservorio Si M lt1 el petroacuteleo fluye mejor que el agua y por ende
es faacutecil para el agua desplazar al petroacuteleo lo cual resulta en un buen recobro de
petroacuteleo Pero si M gt1 el agua tendraacute el comportamiento de fluir maacutes que el
petroacuteleo sin desplazarlo eficazmente
Figura 122 Curvas de permeabilidad relativa
26
1211 CONCLUSIOacuteN
El comportamiento dinaacutemico del fluido de inyeccioacuten estaacute determinado por el efecto
combinado de varios paraacutemetros inherentes a las condiciones de reservorio y del
fluido mismo Las heterogeneidades del reservorio (presencia de fallas o capas
impermeables) influyen directamente en el desplazamiento del agua puesto que
eacutesta atravesaraacute aquellos conductos tortuosos que le permitan fluir con facilidad
Por esta razoacuten la magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son
consideraciones importantes Si la permeabilidad es muy baja no seraacute posible
inyectar agua a altas tasas en cambio capas con alta permeabilidad y que son
continuas entre el pozo inyector y productor causaraacuten temprana irrupcioacuten del
frente de agua en los pozos de produccioacuten y dejaraacuten de lado petroacuteleo en zonas de
baja permeabilidad
La presioacuten de inyeccioacuten constituye la energiacutea brindada al agua para que logre
empujar el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores de ahiacute que el alcance
longitudinal desplazado depende de esta fuerza
Las fuerzas capilares de la roca asiacute como su preferencia de humectabilidad
tambieacuten inciden directamente en la manera de comportarse del agua inyectada
De aquiacute se infiere que la recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua es maacutes
eficaz para el reservorio predominantemente hidroacutefilo puesto que el agua es
atraiacuteda hacia los poros maacutes estrechos y desplaza con facilidad el petroacuteleo
entrampado Todo esto estaacute iacutentimamente relacionado con las curvas de
permeabilidad relativa la saturacioacuten de los fluidos en la roca y a la vez con la
relacioacuten de movilidades Por tanto todos estos son los paraacutemetros fundamentales
que intervienen en el desplazamiento del agua de inyeccioacuten y por ende en el
barrido de petroacuteleo
27
CAPIacuteTULO 2
TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN
EL YACIMIENTO
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES
211 CONCEPTO DE TRAZADOR
El meacutetodo de trazadores es una teacutecnica para obtener informacioacuten de un sistema o
parte de un sistema mediante la observacioacuten del comportamiento de una
sustancia especiacutefica (el trazador) que ha sido agregada al proceso
Esto implica marcar con el trazador una fase o parte determinada del sistema
denominada material marcado hacieacutendola asiacute faacutecilmente identificable
A partir de esta afirmacioacuten es posible establecer un concepto de trazador
ldquoEl trazador es una sustancia especiacutefica que sirve para marcar o
hacer maacutes faacutecilmente identificable una fase especiacutefica o parte de
un sistema denominado material marcadordquo
En otras palabras el principio baacutesico del meacutetodo de los trazadores es marcar una
sustancia un objeto o una fase y despueacutes seguirlo a traveacutes del sistema o llevar a
cabo la determinacioacuten cuantitativa del mismo despueacutes que ha abandonado el
sistema
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES
En general un experimento con trazadores consiste en inyectar en un punto Pi
del sistema entre ti y ti + Dti cierta actividad Ai incorporada a un volumen Vi de
producto marcado y observar la aparicioacuten y concentracioacuten de la actividad en
funcioacuten del tiempo en un punto Po Esta situacioacuten se representa en la figura 21
En general para que un trazador pueda ser utilizado en un estudio de cualquier
iacutendole debe
bull Comportarse de la misma forma que el material sujeto a investigacioacuten
28
bull Ser faacutecilmente detectable en bajas concentraciones
bull La deteccioacuten debe ser inequiacutevoca
bull La inyeccioacuten deteccioacuten y muestreo debe realizarse sin introducir
perturbaciones en el sistema
Estos requerimientos lo satisfacen tres tipos de trazadores
bull los trazadores estables (colorantes o sales quiacutemicas)
bull los trazadores activables (compuestos estables que se transforman en
radiactivos por irradiacioacuten) y
bull los trazadores radiactivos
S I S T E M A
Entrada
Salida
Inyeccioacuten deltrazador
Trazador
Figura 21 Esquema de un experimento con trazador
Figura 22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
29
22 TRAZADORES RADIACTIVOS
Si se agrega un colorante al tanque de agua de una casa y se abre una canilla en
un extremo de la instalacioacuten se puede medir el tiempo que tarda en observarse su
aparicioacuten de esta manera se infiere el largo de la cantildeeriacutea y otros paraacutemetros El
colorante de esta manera se comportoacute como un trazador Si en lugar de un
colorante se hubiese agregado un radioisoacutetopo no soacutelo seriacutea posible realizar la
misma experiencia sino tambieacuten seguir la trayectoria dentro de la cantildeeriacutea desde
el exterior de la pared puesto que la radiacioacuten emitida puede atravesarla y ser
detectada con facilidad de este modo se tendriacutea un trazador radiactivo
En general los trazadores radiactivos o radiotrazadores son sustancias
radiactivas que incorporadas al sistema en estudio proporcionan informacioacuten
sobre su comportamiento la que se obtiene mediante la deteccioacuten y el anaacutelisis de
la radiacioacuten emitida Asiacute los radiotrazadores se usan eficientemente para
monitorear el curso de muchos procesos industriales sin interrumpir la produccioacuten
ya que se comportan como verdaderos ldquoespiacuteasrdquo introducieacutendose en un sistema
en forma praacutecticamente desapercibida (debido a su utilizacioacuten en pequentildeas
cantidades) brindando luego informacioacuten acerca del mismo a un observador
externo
Con la utilizacioacuten de los radiotrazadores se pueden determinar paraacutemetros de
transporte de material como por ejemplo flujos volumeacutetricos y maacutesicos
distribucioacuten de tiempos de residencia coeficientes de dispersioacuten ubicar o
cuantificar fugas y filtraciones y realizar balances de masa entre otras
aplicaciones
En la prospeccioacuten petroliacutefera se utilizan equipos que determinan el perfil de las
propiedades del terreno a grandes profundidades permitiendo inferir cuales son
las posibilidades existentes de que un medio geoloacutegico dado albergue petroacuteleo
En las mediciones de caudal de agua para la recuperacioacuten secundaria de
petroacuteleo se utilizan soluciones de iodo 131 con actividades menores de 1 TBq
diluidas en el agua de inyeccioacuten Se agrega agua tritiada (marcada con tritio) en
30
un pozo A lo largo de los meses se obtienen muestras de los pozos adyacentes
y midiendo el tritio por centelleo liacutequido se establece la conexioacuten entre los pozos
221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTR AZADORES
Las ventajas maacutes notables son
bull Alta sensibilidad de deteccioacuten
bull La gran diversificacioacuten de los radioisoacutetopos hace factible que casi siempre
se pueda encontrar al menos uno que sea el adecuado para la
investigacioacuten a realizar
bull Pueden ser utilizados para el marcaje fiacutesico o quiacutemico
bull Posibilidades de deteccioacuten ldquoin siturdquo sin necesidad de llevar a cabo el
muestreo
bull Independencia de su deteccioacuten de condiciones imperantes como la
temperatura presioacuten etc
bull En ocasiones es la uacutenica viacutea para diferenciar el comportamiento de un
elemento en diferentes fases o estados quiacutemicos
Las desventajas maacutes significativas son
bull La principal sin duda alguna la relacionada con la propia presencia de la
radiactividad y por los efectos y riesgos que conlleva su manipulacioacuten si no
se extreman los cuidados exigidos por las normas de seguridad y de
proteccioacuten radioloacutegica
bull Los efectos radiacionales que pueden introducir cambios en los sistemas
bioloacutegicos alterando los resultados de las experiencias
bull La formacioacuten de radiocoloides que pueden llevar a la adsorcioacuten y peacuterdidas
en ocasiones completas del radiotrazador
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO
Dada la gran diversidad de los isoacutetopos radiactivos (principalmente los artificiales)
siempre existe la posibilidad de que maacutes de un radioisoacutetopo satisfaga los
requerimientos de la investigacioacuten a realizar En estos casos los factores maacutes
importantes a tener en cuenta son
31
bull el periodo de semidesintegracioacuten
bull la actividad especiacutefica
bull tipo de radiacioacuten
bull la energiacutea de la radiacioacuten
bull el tipo de trazador (fiacutesico o quiacutemico)
El orden de estos factores no indica prioridad alguna y puede darse el caso de
que las restricciones de uno de eacutestos invaliden a los restantes y por tanto limite
el empleo del trazador previamente seleccionado
223 EL TRITIO
El hidroacutegeno natural estaacute constituido en un 99985 por un isoacutetopo (1H)
caracterizado por poseer un uacutenico protoacuten en su nuacutecleo mientras que la fraccioacuten
restante estaacute integrada por otro isoacutetopo (2H) llamado deuterio cuyo nuacutecleo posee
un protoacuten y un neutroacuten Ambos son estables
Por medio de ciertas reacciones nucleares es factible producir un tercer isoacutetopo
del hidroacutegeno (3H) conocido como tritio con un protoacuten y dos neutrones en su
nuacutecleo atoacutemico
En este caso el exceso de neutrones hace que dicho nuacutecleo sea inestable
(isoacutetopo radiactivo) y que entonces busque la estabilidad a traveacutes de la emisioacuten
de una partiacutecula beta para transformarse en un isoacutetopo del helio
El tritio (Hidroacutegeno-3) tiene un tiempo de vida media de 123 antildeos y es producido
naturalmente por la accioacuten de rayos coacutesmicos sobre gases atmosfeacutericos Tambieacuten
puede ser manufacturado artificialmente Es un gas incoloro e inodoro maacutes
liviano que el aire Estaacute presente en el aire y en el agua formando el compuesto
conocido como agua tritiada en todo el mundo y es habitualmente ingerido e
inspirado por todos Todos los seres humanos tenemos trazas de tritio asiacute como
32
otros isoacutetopos radiactivos que ocurren naturalmente Tambieacuten puede aparecer en
los reservorios de agua subterraacutenea gracias a la infiltracioacuten del agua de
precipitacioacuten
Las emisiones beta del tritio son de baja energiacutea no emitiendo ninguna otra
radiacioacuten primaria De hecho el tritio emite el nivel maacutes bajo de energiacutea por
radiacioacuten beta de todos los isoacutetopos (en la praacutectica implica que sus partiacuteculas beta
son faacutecilmente detenidas por finas capas de cualquier material soacutelido)
Figura 24 Esquema de desintegracioacuten de la moleacutecula de agua tritiada
Figura 23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
33
2231 Medicioacuten de tritio
La particularidad del tritio de ser un emisor beta puro de baja energiacutea hace que su
medicioacuten con alta eficiencia soacutelo sea posible en laboratorio mediante la teacutecnica
conocida como centelleo liacutequido
Las muestras de agua tritiada se limpian filtran y fraccionan en voluacutemenes del
orden de los 8 a 10 ml Luego se mezclan con una sustancia denominada coacutectel
centelleador que se caracteriza por la propiedad de emitir fotones luminosos
cuando las partiacuteculas beta provenientes de la desintegracioacuten del tritio
interaccionan con sus aacutetomos Los fotones son detectados por vaacutelvulas
denominadas fotomultiplicadores que entregan pulsos con amplitud proporcional a
la energiacutea de la partiacutecula y frecuencia proporcional a la actividad presente en la
muestra Estos pulsos son procesados y contados por la unidad electroacutenica
La respuesta es expresada en pulsos o cuentas por unidad de tiempo (cuentas
por minuto) o bien si se considera la eficiencia del sistema de medicioacuten
directamente en desintegraciones por unidad de tiempo (desintegraciones por
minuto)
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
Cuando se desea medir la actividad de un isoacutetopo emisor de partiacuteculas beta de
poca energiacutea puede utilizarse el principio de la excitacioacuten de los aacutetomos de un
cristal de yoduro de sodio cuando una partiacutecula pasa a traveacutes del mismo Asiacute es
como los cristales y sustancias fluorescentes asociados a un fototubo sensible a
la luz han permitido idear aparatos que permiten analizar una muestra de
radioisoacutetopos con gran eficiencia ya que cada vez que ocurre un centelleo de la
sustancia fluorescente (usualmente yoduro de sodio) el fototubo hace una sentildeal
eleacutectrica que una vez amplificada varias miles de veces es capaz de ser
registrada (figura 25) Estos aparatos se conocen como contadores de centelleo
Del mismo modo para determinar radiaciones beta de baja energiacutea como las del
tritio (3H) y las del 14C se emplean con excelentes resultados los llamados
contadores de centelleo liacutequido
34
En ellos el material fluorescente estaacute formado por ciertas moleacuteculas que se
disuelven en un solvente apropiado La muestra que contiene el material
radioactivo se sumerge en este liacutequido (coctel) centelleador y origina en eacutel
pequentildeos destellos luminosos que pueden ser reconocidos y contados mediante
un sistema apropiado que comprende fototubos y amplificadores de sentildeal como
se muestra en la figura 26
Figura 26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
Figura 25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
35
Figura 27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE
INTERCONEXIOacuteN DE POZOS
El empleo de trazadores radiactivos constituye la mejor teacutecnica para alcanzar un
conocimiento maacutes claro del comportamiento del fluido de inyeccioacuten en el
yacimiento y por ende su utilidad es muy amplia en los estudios de interconexioacuten
entre pozos
Un estudio de este tipo se inicia con la incorporacioacuten al pozo en forma conjunta con
el agua de inyeccioacuten de una solucioacuten acuosa en la que se encuentra el trazador
bajo una forma quiacutemica apropiada Posteriormente una planificada y ordenada
extraccioacuten de muestras en los pozos productores posibilita la generacioacuten de graacuteficos
representativos de las curvas de respuesta o funciones de transferencia
La adecuada interpretacioacuten de las funciones de transferencia inyector-productor
obtenida mediante trazadores ha permitido a los ingenieros de reservorio reunir
valiosa informacioacuten y tomar importantes decisiones tales como confirmar la
36
existencia de fallas geoloacutegicas modificar el trazado de algunas de esas fallas
redefinir fallas como sellantes o no sellantes encontrar direcciones preferenciales
de desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el aacutembito de todo el yacimiento
cerrar capas en algunos productores por presencia de canalizaciones desde el
inyector determinar conexiones verticales entre distintos estratos productores
reasignar productores a distintos inyectores (es decir reorganizar la composicioacuten
de los arreglos) modificar el caudal de inyeccioacuten en ciertos pozos evaluar la
eficiencia de recuperacioacuten secundaria confirmar o modificar anaacutelisis volumeacutetricos
previos y estimar la permeabilidad media de los distintos arreglos
En los estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos la seleccioacuten de tritio como
trazador es la uacutenica opcioacuten factible para llevar a cabo este trabajo
El tritio es un radioisoacutetopo emisor beta puro y constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten
a nivel mundial en razoacuten de las siguientes ventajas
Posibilidad de marcar grandes voluacutemenes del medio con una pequentildea masa de
trazador (propiedad comuacuten a cualquier radioisoacutetopo)
Ser un emisor beta puro de baja energiacutea lo que hace innecesario el empleo de
grandes blindajes y praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
Facilidad para ser medido con gran sensibilidad lo que permite su deteccioacuten en
concentraciones sumamente bajas
Comportamiento ideal por tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en
consecuencia formar parte de la moleacutecula de agua
231 INYECCIOacuteN
Se han propuesto y empleado diversas teacutecnicas destinadas a la incorporacioacuten del
trazador a la capa en estudio En todos los casos debe asegurarse que la inyeccioacuten
se efectuacutee en forma instantaacutenea condicioacuten que se cumple cuando el tiempo que
demora el trazador en ingresar es despreciable comparado con su tiempo de
traacutensito entre pozos
37
Este requerimiento se cumple faacutecilmente cuando se emplean radiotrazadores debido
a los pequentildeos voluacutemenes involucrados
El empleo de una bomba dosificadora es una de las posibles alternativas para lograr
una correcta inyeccioacuten cuando la presioacuten en la boca del pozo productor es superior
a la atmosfeacuterica La bomba se alimenta de un recipiente en el que se encuentra la
solucioacuten marcadora acoplaacutendose su salida al caudal principal de inyeccioacuten de agua
de formacioacuten Si la presioacuten en la boca del pozo productor es inferior a la atmosfeacuterica
la inyeccioacuten puede efectuarse en forma directa por medio de una pequentildea bomba
peristaacuteltica La figura 28 muestra los esquemas de ambas alternativas
Otra posibilidad consiste en tomar una derivacioacuten del caudal normal de inyeccioacuten y
hacerla pasar por el recipiente que almacena el trazador Accionando vaacutelvulas
adecuadamente dispuestas se logra arrastrar el fluido en forma efectiva Esta
alternativa que es tal vez la maacutes barata y eficaz ha sido aplicada exitosamente en
numerosos estudios La figura 29 presenta un esquema representativo de esta
teacutecnica de inyeccioacuten
Finalmente tambieacuten puede utilizarse alguna herramienta especial de inyeccioacuten que
permita cargar el trazador en superficie y luego ser llevada hasta el nivel de
inyeccioacuten para luego ser accionada en forma remota
Por supuesto que en todos casos la capa a estudiar debe encontrase aislada de
las restantes por medio de mandriles u otros elementos apropiados
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Pequentildea bomba
Pozo sin presioacuten
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Abierto
Bomba dosificadora
Pozo bajo presioacuten
Figura 28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
38
232 MUESTREO
El muestreo es una operacioacuten simple que normalmente la realiza el personal del
yacimiento sin ninguna dificultad Es importante rotular los frascos que almacenan
las muestras con alguacuten medio indeleble escribiendo sobre ellos una referencia
alfanumeacuterica faacutecilmente identificable Cada enviacuteo de muestras debe acompantildearse
de una planilla que indique el nuacutemero de pozo al que pertenece cada una de ellas y
la fecha de extraccioacuten Cuando se toma maacutes de una muestra diaria debe indicarse
tambieacuten la hora El volumen de la muestra dependeraacute del trazador utilizado y de la
teacutecnica de medicioacuten seleccionada
El plan de muestreo debe comprender una alta frecuencia de toma de muestras
durante los diacuteas inmediatamente posteriores a la inyeccioacuten para luego ir
disminuyendo el ritmo a medida que transcurre el tiempo Dos muestras diarias los
primeros dos o tres diacuteas una por diacutea la semana siguiente y asiacute sucesivamente hasta
llegar a una muestra semanal cuando hayan pasado algunos meses suele ser un
plan racional Muchas veces la respuesta del pozo suele aparecer en forma tardiacutea y
extenderse durante muchos meses y hasta antildeos En estos casos luego del primer
antildeo de muestreo una muestra mensual resulta suficiente
El motivo de la alta frecuencia inicial es la posibilidad de presencia de una
canalizacioacuten a traveacutes de la cual el trazador emerja en el pozo productor muy
raacutepidamente antes de haberse dispersado longitudinalmente produciendo en
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Abierto
Figura 29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de inyeccioacuten
39
respuesta corta pero de gran amplitud que soacutelo es posible reconstituir si se tiene un
nuacutemero suficiente de muestras La tabla 1 indica la frecuencia de muestreo
usualmente utilizada Ademaacutes debe recordarse que antes de la inyeccioacuten es
necesario extraer una muestra de cada productor para poder cuantificar el fondo
que corresponde a la concentracioacuten de tritio innata del reservorio
Tabla 1 FRECUENCIA DE MUESTREO
MES MUESTRAS POR CADA POZO PRODUCTOR
1Una antes de la inyeccioacuten Una muestra cada uno de los primeros
tres diacuteas posteriores a los de la inyeccioacuten Tres muestras semanales el resto del mes
2 Tres por semana
3 a 5 Dos por semana
6 a 8 Una por semana
9 a 11 Dos por mes
12+ Una por mes
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS
En caso de trabajar con trazadores radiactivos es sabido que la lectura entregada
por cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta
Para transformarla en actividad neta es necesario obviamente restar el fondo de
radiacioacuten natural el cual se obtiene a partir de la medicioacuten de la muestra extraiacuteda del
respectivo pozo antes de la inyeccioacuten Sin embargo si el trazador demora en
aparecer es decir si no se estaacute en presencia de una canalizacioacuten puede obtenerse
un valor maacutes representativo del fondo calculando la media aritmeacutetica de las
primeras mediciones teniendo en cuenta que cuantos maacutes puntos se tomen menor
seraacute su coeficiente de variacioacuten
Al respecto es bueno recordar que la desintegracioacuten radiactiva es un fenoacutemeno
estadiacutestico que responde a la distribucioacuten binomial y que puede ser aproximado por
las funciones de distribucioacuten de Poisson y de Gauss Aplicando esta uacuteltima puede
considerarse que la totalidad de los valores de una serie de mediciones estaacute
40
comprendida en un intervalo de cinco desviaciones estaacutendar centrado en el valor
medio Por lo tanto para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones las mismas deberiacutean diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo
Ese criterio se utiliza tambieacuten para determinar si una muestra de baja actividad es
realmente activa o si se estaacute midiendo un valor perteneciente a la banda de
fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural Es decir que una muestra contendriacutea
restos de trazador cuando se diferencie del fondo en maacutes de cinco desviaciones De
aquiacute se derivan los conceptos de liacutemite de deteccioacuten y de concentracioacuten miacutenima
detectable Si se desea trabajar cuantitativamente con los resultados de esas
mediciones es mejor adoptar un criterio maacutes seguro y definir la concentracioacuten
miacutenima medible como aquella cuya lectura de actividad se diferencia de la
correspondiente al fondo en diez o maacutes desviaciones estaacutendar
El liacutemite de deteccioacuten puede ser calculado mediante la siguiente expresioacuten
m
Fd Vte
NL
82=
(Ec 21)
Siendo
Ld Liacutemite de deteccioacuten (Bq L)
NF Nuacutemero de cuentas de fondo acumuladas durante un tiempo t
t Tiempo de medicioacuten (s)
e Eficiencia (cuentas desintegracioacuten)
Vm Volumen de la muestra (L)
Otra consecuencia de las variaciones estadiacutesticas es la dificultad de establecer
funciones de ajuste debido a la dispersioacuten de los datos originales A efectos de
suavizar algo las curvas de respuesta puede aplicarse a los valores de actividad o
concentracioacuten neta alguacuten procedimiento de alisado por ejemplo el reemplazo de
cada valor por el promedio de los tres o cuatro anteriores
Por uacuteltimo para poder comparar mediciones pertenecientes a muestras extraiacutedas en
distintos diacuteas se requiere corregir los resultados por decaimiento radiactivo Si bien
41
en el caso del tritio el periacuteodo es lo suficientemente largo como para que sean
innecesarias las correcciones cuando las diferencias son de algunos diacuteas en el
caso de que el muestreo se prolongue durante meses es conveniente efectuar esta
correccioacuten que implica una modificacioacuten en los datos de 046 mensual
234 RESPUESTA TEMPORAL
La respuesta temporal de cada pozo estaacute constituida por la representacioacuten graacutefica
de la concentracioacuten de actividad neta corregida por decaimiento en funcioacuten del
tiempo Tal como se dijo los datos originales pueden haber sido sometidos a un
procedimiento de alisado
Como consecuencia de esto resulta importante el trazado de la curva de actividad
total recuperada en funcioacuten del tiempo ya que ella permite determinar los factores de
reparto del trazador entre los distintos pozos
La curva de actividad recuperada se obtiene multiplicando los valores de ordenada
por el caudal del pozo productor e integrando la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo
numeacuterico tal como el de los trapecios o si se cuenta con un nuacutemero suficiente de
mediciones el de Simpson La aplicacioacuten de teacutecnicas maacutes complejas por lo general
no se justifica en razoacuten de la dispersioacuten estadiacutestica de los datos experimentales y de
las variaciones en los paraacutemetros de operacioacuten del arreglo
En la figura 210 se presenta un ejemplo real de las respuestas instantaacutenea y
acumulada de un pozo productor ante una inyeccioacuten de tritio
Respuesta del pozo Nordm 1
0
25000
50000
75000
100000
125000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
diacuteas
Con
cent
raci
oacuten
0
2000
4000
6000
8000
10000
Acu
mul
ada
Concentracioacuten de actividad Actividad recuperada
Figura 210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
42
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal
Como se dijo la informacioacuten maacutes importante a obtenerse de la representacioacuten de la
concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo es la funcioacuten de recuperacioacuten de
masa o actividad de trazador seguacuten se trabaje con trazadores quiacutemico o radiactivo
Esta nueva curva representa la cantidad de trazador recuperada en el pozo bajo
estudio en funcioacuten del tiempo
Para un instante dado ti la ordenada de la funcioacuten acumulativa estaacute dada por la
siguiente expresioacuten
int= it
i tdtCtqtA0
)()()( (Ec 22)
Siendo
A(ti) cantidad de trazador recuperada hasta ti (Kg o Bq)
Q(t) caudal de produccioacuten agua del pozo en funcioacuten del tiempo (m3 diacutea)
C(t) concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo (Kg m3 o Bq m3)
ti tiempo transcurrido desde la inyeccioacuten (diacuteas)
El caudal de produccioacuten de agua es un dato del que se dispone en el yacimiento
por lo general actualizado en forma mensual
De la curva de respuesta temporal puede extraerse faacutecilmente el tiempo de arribo
del trazador (conocido como breakthrough en ingleacutes) definido como el instante en el
que la concentracioacuten de trazador en el agua extraiacuteda del pozo productor supera el
liacutemite de deteccioacuten
Otro valor importante es el tiempo medio de residencia del agua de inyeccioacuten
definido en forma similar que para los estudios de procesos es decir como larelacioacuten
entre el volumen involucrado en el mismo (V) y el caudal que lo alimenta (Q)
(Ec 23)
A partir de los datos experimentales se obtiene de la siguiente manera
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
tdtC
tdtCtt (Ec 24)
Q
Vt =
43
Finalmente tambieacuten puede determinarse el tiempo final a partir del instante en el
que la respuesta cae por debajo del liacutemite de deteccioacuten Sin embargo el muestreo
suele ser interrumpido antes de que se alcance este punto y por ello se hace
necesario extrapolar la cola de la respuesta mediante una funcioacuten exponencial y a
partir de ella calcular el instante en que la respuesta finaliza
Conociendo la distancia entre los pozos inyector y productor y a partir de los tiempos
de arribo medio y final pueden obtenerse las velocidades maacutexima media y miacutenima
de desplazamiento del agua inyectada
La recuperacioacuten total de trazador en cada pozo se determina extrapolando a tiempo
infinito la respuesta acumulada tomando como base la aproximacioacuten exponencial
de la funcioacuten que representa la concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo
seguacuten se mencionoacute maacutes arriba El cociente entre la cantidad de trazador recuperada
en el pozo considerado y la inyectada representa la fraccioacuten de agua inyectada que
alcanza dicho pozo
La suma de estas fracciones deberiacutea de ser unitaria para todos los pozos de un
arreglo lo que implicariacutea una recuperacioacuten total del trazador inyectado y un perfecto
balance de masas Sin embargo la recuperacioacuten total suele oscilar entre el 30 y el
80 para el caso del tritio que es el trazador ideal para el agua debido a que el
mismo continuacutea su desplazamiento hacia puntos maacutes alejados del yacimiento y a
que en alguacuten momento su concentracioacuten cae bajo el liacutemite de deteccioacuten aunque
mantenga su presencia en miacutenimas concentraciones Para mejorar el balance de
masas y para obtener informacioacuten adicional es conveniente muestrear tambieacuten
pozos de segunda liacutenea
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA
Cuando se emplean trazadores para estudios de procesos industriales es comuacuten
representar la respuesta del sistema mediante un graacutefico que representa la
concentracioacuten del trazador de salida en funcioacuten del tiempo y calcular a partir de ella
el tiempo medio de residencia la varianza y otros paraacutemetros relacionados con la
respuesta temporal
44
Si bien la respuesta temporal tambieacuten es ampliamente utilizada cuando se trabaja
en estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos tal como se presentoacute en el punto
anterior adolece de algunos inconvenientes que limitan su utilidad En efecto
variaciones en el caudal de inyeccioacuten comunes en cualquier yacimiento producen
alteraciones en las curvas de respuesta Para evitar este inconveniente es una
alternativa interesante representar la concentracioacuten de salida en el productor en
funcioacuten del volumen inyectado acumulado siempre que se disponga de este dato
La funcioacuten asiacute obtenida seraacute insensible a las variaciones de caudal pero mantendraacute
la forma general de la respuesta temporal El volumen inyectado acumulado puede
calcularse a partir del caudal de inyeccioacuten En la figura 211 pueden observarse las
respuestas temporal y volumeacutetrica para un mismo pozo pudiendo comprobarse que
ambas son ideacutenticas formalmente
La respuesta volumeacutetrica en un pozo productor a un impulso de trazador en el pozo
inyector representa el volumen de poros barridos por el agua de inyeccioacuten en cada
instante El baricentro de la respuesta volumeacutetrica es una medida del volumen
medio de poros barrido para el arreglo considerado
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
VdVC
VdVCVV (Ec25)
La porcioacuten del volumen medio de poros barrido que afecta a un par inyector-
productor se obtiene multiplicando el valor anterior por la fraccioacuten de trazador
recuperada en el correspondiente productor
Respuesta temporal del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 100 200 300 400
tiempo (diacuteas)
Con
cent
raci
oacuten
Respuesta volumeacutetrica del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 10000 20000 30000 40000
volumen inyectado (m 3)
Con
cent
raci
oacuten
Figura 211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
45
La figura 212 muestra en forma cualitativa algunos casos tiacutepicos de respuesta de
pozos ante una inyeccioacuten puntual de trazador Ademaacutes se muestran valores propios
de los tiempos de residencia y de velocidad del agua e inyeccioacuten para cada uno de
los casos
En el primer caso se produce una canalizacioacuten al inicio del muestreo y luego se
observa el paso del trazador a traveacutes de otro estrato a partir de los 250 diacuteas maacutes o
menos El anexo 2 explica con maacutes claridad lo que sucede cuando se produce una
canalizacioacuten del agua de inyeccioacuten en el reservorio Cabe resaltar el alto valor de la
velocidad del agua que conlleva la canalizacioacuten de la misma
Figura 212 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
46
Para el segundo caso se observan dos curvas de paso del trazador la una a
continuacioacuten de la otra Esto muestra el arribo del trazador a traveacutes de dos patrones
de flujo el uno de alta dispersioacuten y el otro de baja dispersioacuten los cuales obedecen a
las propiedades intriacutensecas de dos estratos diferentes por los cuales se desplazoacute el
agua de inyeccioacuten
En el tercer caso se plantea el paso del trazador con una alteracioacuten en el flujo
causada por interferencia lo cual es muy comuacuten en el anaacutelisis de las curvas de
respuesta como se veraacute en el ensayo posterior
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS
Es importante intentar el ajuste de los datos experimentales por medio de
expresiones teoacutericas que respondan a un modelo matemaacutetico adecuado descriptivo
del arreglo bajo anaacutelisis Mediante la aplicacioacuten de estas funciones las curvas de
transferencia pueden descomponerse en varias respuestas elementales a partir de
las cuales pueden efectuarse caacutelculos comparativos tales como valores de
permeabilidad relativa entre diversos estratos
2361 Modelos Simples
Entre los modelos sencillos para ajuste de los valores experimentales algunas
funciones desarrolladas para interpretar el movimiento de trazadores en aguas
subterraacuteneas constituyen una buena alternativa He aquiacute un ejemplo
(Ec 26)
Siendo
C(xt) concentracioacuten del trazador en funcioacuten del tiempo y de la distancia
(Bq L)
TN tiempo normalizado calculado como el cociente entre el tiempo real y el
tiempo medio de residencia del trazador (adimensional)
D1 dispersividad intriacutenseca del medio (m2 diacutea)
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
47
v velocidad de desplazamiento (m diacutea)
x distancia desde el punto de inyeccioacuten (m)
La figura 213 muestra el comportamiento de la curva de paso del trazador respecto
a diferentes valores de dispersividad intriacutenseca Sin embargo se ha determinado
que los valores para D1 (m2 diacutea) referente a areniscas se estiman entre 03 y 0003
C u r v a n o r m a l i z a d a d e L e y e n d aA c t i v i d a d I n s t a n t a n e a
0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0 2 0 0
t t o
0 5
1
1 5
25
20 50 5
0 0 0 55
0 0 0 1
0 0 15
0 0 50 0 1
El factor CREF representa una concentracioacuten de referencia por lo general el cociente
entre la actividad inyectada y el volumen de agua marcada Para este caso este
volumen estaacute dado por la siguiente expresioacuten
V x h Sw= π φ2 (Ec 27)
Donde
h espesor de la capa inyectada (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
El ajuste se realiza seleccionando valores apropiados de D1 v x y del tiempo
medio de residencia Cuando la respuesta presenta varios picos esos paraacutemetros
deben establecerse para distintas curvas las que luego se suman afectadas por un
factor de peso para obtener la respuesta total del sistema Dicho factor puede
considerarse como una modificacioacuten del valor CREF para cada curva individual
Figura 213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
48
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR
Para un caacutelculo exacto de la actividad o masa a inyectar en un estudio de
interconexioacuten de pozos petroliacuteferos deberiacutea recurrirse a un modelo matemaacutetico que
permitiera simular la respuesta del arreglo tomando como base los paraacutemetros del
reservorio y luego considerando la sensibilidad de la teacutecnica de medicioacuten hiciera
posible determinar la actividad o masa necesaria para obtener una respuesta
representativa y con bajo error estadiacutestico
Por lo general los grupos que aplican trazadores no disponen de un modelo de estas
caracteriacutesticas y ademaacutes aunque contaran con eacutel deberiacutean plantear una serie de
suposiciones con respecto al comportamiento del arreglo las cuales no son faacuteciles
de establecer ldquoa priorirdquo especialmente si se tiene en cuenta que el estudio mediante
trazadores que estaacuten planificando se llevaraacute a cabo con el propoacutesito de lograr
informacioacuten acerca de la dinaacutemica de ese mismo arreglo
A efectos de tener una idea de al menos el orden de magnitud de la actividad
necesaria pueden hacerse algunas consideraciones En efecto a falta de mayor
informacioacuten puede suponerse que la concentracioacuten media de salida en el pozo
productor estaacute dada por el cociente entre la actividad inyectada y el volumen de
poros de un cilindro cuyo radio sea igual a la distancia entre pozos y cuya altura sea
el espesor de la capa Este volumen ya fue definido anteriormente (Ecuacioacuten 27)
por medio de la siguiente expresioacuten
wp ShxV φπ 2=
Siendo
h espesor de la capa inyectada (m)
x distancia entre pozos inyector y productor (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
La concentracioacuten media de salida deseada puede establecerse a partir del liacutemite de
deteccioacuten (Ld) del instrumental disponible el cual a su vez dependeraacute del fondo y del
49
tiempo de medicioacuten Si se elige una concentracioacuten igual a diez veces ese liacutemite la
actividad a inyectar estaraacute dada por la siguiente expresioacuten
pd VLA 100 = (Ec 28)
La experiencia acumulada luego de realizar un nuacutemero importante de operaciones
en reservorios de diversas caracteriacutesticas es una valiosa herramienta a la hora de
corregir los valores obtenidos a partir de los caacutelculos anteriores
50
CAPIacuteTULO 3
APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRAZADORES
EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS
Como se explicoacute anteriormente el estudio de interconexioacuten inicia con la
incorporacioacuten del radiotrazador al pozo conjuntamente con el agua de inyeccioacuten
Posteriormente en base a una planificada y ordenada frecuencia de muestreo se
procede a la recoleccioacuten de muestras en los pozos productores Ademaacutes para un
mejor control del paso del trazador se opta por tomar muestras en los pozos
inyectores y tanque de lavado
El proyecto se ejecutoacute inicialmente utilizando dos pozos inyectores en el campo
Auca para la arena ldquoTrdquo del yacimiento Napo Pozo inyector No 12 y el pozo
inyector No 41 sin embargo dos meses despueacutes el inyector Auca-41 sale de
operacioacuten debido a un problema de admisioacuten en la arena ldquoTrdquo quedando
uacutenicamente el inyector Auca-12 y sus respectivos productores
Asiacute en base a la distancia entre el pozo inyector y los productores se escogen los
pozos de monitoreo Los pozos de monitoreo para el inyector Auca-12 son el
Auca-19 Auca-21 y Auca-35 La figura 31 muestra las distancias entre pozos
para el arreglo PI-12 PP-19 PP-35 PP21
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE
El caacutelculo de la actividad de Tritio empleado en la inyeccioacuten se basoacute en los
paraacutemetros proporcionados por PETROPRODUCCCIOacuteN (principalmente
petrofiacutesicos) de varios pozos que producen de la arena ldquoTrdquo a partir de eacutestos se
determinoacute un promedio de porosidad espesor y saturacioacuten de agua con los
cuales se trabajoacute para dicho caacutelculo
Los principales criterios analizados para calcular la actividad a emplearse en la
investigacioacuten fueron los siguientes
51
a Determinacioacuten del volumen a marcarse
b Liacutemite de deteccioacuten
c Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse
El volumen de agua a marcar se estimoacute utilizando la ecuacioacuten 27
wp ShxV φπ 2=
Por ejemplo para el pozo PP-21 se tiene
x = Distancia media inyector - productor (2038 m)
h = Espesor de la capa productora (18 pies)
φ = Porosidad de la capa productora (16)
Figura 31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del Campo Auca
PP-AUCA 19
PP-AUCA 21
PP-AUCA 35
PI-AUCA 12
2974 m
1035 m
2038 m
52
wS = Saturacioacuten de agua (27)
Luego
= 2038 254
016027= 3`043937
Asiacute el volumen a marcarse para el pozo PP-21 fue de 3`043937 metros cuacutebicos
considerando un flujo radial al pozo inyector sin embargo debido a
caracteriacutesticas estructurales del campo y a la distribucioacuten de los pozos se puede
asumir que el flujo tiene una direccioacuten preferencial hacia el Este del inyector Auca-
12 La tabla 2 muestra los voluacutemenes a marcarse para cada uno de los pozos
productores
Tabla 2 VOLUacuteMEN A MARCARSE PARA CADA POZO PRODUCTO R
DISTANCIA AL POZO INYECTOR (PI-12) VOLUacuteMEN A MARCARS E
(metros) (metros cuacutebicos)
PP-35 1035 785069
PP-21 2038 3
ʹ
043937
PP-19 2974 4
ʹ
537402
En realidad este valor corresponde a 6
ʹ
482004 metros cuacutebicos sin embargo el ingeniero de trazadores de la CEEA tomoacute el 70 de dicho volumen debido a que consideroacute que la presencia de la falla occidental ocasionariacutea que el agua se desplace sin pasar por dicha barrera es decir marcando soacutelo los 4
ʹ
537402
POZO PRODUCTOR
3112 Liacutemite de deteccioacuten
Para este proyecto se utilizoacute un valor de 185 KBqm3 como liacutemite de deteccioacuten
de acuerdo a la concentracioacuten miacutenima detectable del equipo de medicioacuten
mostrado en la tabla 3
Como se explicoacute en el capiacutetulo dos la actividad a inyectarse tiene una
concentracioacuten aproximada a diez veces el liacutemite de deteccioacuten esto es 185 KBqmsup3
o 185000 Bqmsup3 este valor se multiplica por el volumen a marcarse que
corresponde al pozo maacutes lejano (Auca-19) cuyo valor es de 4`537402 metros
cuacutebicos
53
Actividad= 185000 Bqm3times4`537402 m3
Asiacute se obtiene una actividad de 8394 GBq (giga-bequerelios) que equivale a
2269 Ci (curios)
Tabla 3 CONCENTRACIOacuteN MIacuteNIMA DETECTABLE EN AGUA PARA LOS
RADIONUCLEIDOS MAacuteS COMUNMENTE USADOS COMO TRAZADORE S EN
HIDROLOGIacuteA
RADIONUCLIDE
(1) Direct measurement using a liquid scintillation detector(2) Liquid scintillation counting afterelectrolytic enrichment(3) Direct measurement using a NaI scintillation detector submerged in the water with saturation geometry(4) Measurement with NaI well-type scintillation detector afterprecipitation using from 10 liters of water(5) After concentration using activated charcoal as absorption material
DERIVED MAXIMUN CONCENTRATION (MBq )
ANNUAL LIMIT OF INTAKE (MBq year)
DERIVED TRIVIAL CONCENTRATION (MBq )
MINIMUN DETECTABLE CONCENTRATION (MBq )
50
62
746
148 (3) 15 (5)
100
125
1496
185 (1) 11 (2)
1
125 010 124
4
5
100 008
74 (3) 018 (4)
703 (3)148 (3) 037 (4)
129 (3)
60 1496 115 149
3m
3m
3m
( )lH3 Cr51 Br82 Tc99 I131 Au196
+Ag
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
Para obtener los datos de concentracioacuten de actividad (Ci) en funcioacuten del tiempo
(diacuteas) con los que se obtienen las curvas de paso de tritio por cada uno de los
pozos hay que realizar los siguientes caacutelculos
a Caacutelculo de la concentracioacuten referencial ( )
La concentracioacuten de referencia es por lo general el cociente entre la
actividad inyectada (valor asumido en la modelacioacuten matemaacutetica que se
54
encuentra por encima de los 2269 Ci) y el volumen de agua marcada que
corresponde a cada pozo
b Caacutelculo del tiempo de residencia ( TRESID)
Este tiempo es el cociente entre el volumen de agua marcada y el caudal de
inyeccioacuten (3iacute)
c Caacutelculo del tiempo normalizado (tN)
El tiempo normalizado es el cociente entre los diacuteas transcurridos despueacutes de
la inyeccioacuten (t) y el tiempo de residencia (tN) Es decir para cada valor de t
hay un valor de tN
Con los valores de y tN se calculan las concentraciones de actividad para
cada tiempo en un programa de Excel utilizando la expresioacuten del modelo
matemaacutetico simple
Para ello se seleccionan diferentes valores de D1vx (dispersividad intriacutenseca) los
cuales variacutean de acuerdo al tipo de roca presente en el yacimiento de anaacutelisis La
tabla 4 muestra el rango de valores de dispersividad para distintos tipos de roca
Tabla 4 VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSEC A
( )
arenas 0003 - 03
gravas 01 - 2
rocas fracturadas 1 - 200
TIPO DE ROCA
VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSECA
diacuteam2
xvD 1
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
55
El anexo 3 muestra las curvas de paso del tritio por cada pozo productor para dos
valores de dispersividad intriacutenseca de acuerdo a la modelacioacuten matemaacutetica
Para el valor de 03 se considera un flujo de mezcla completa lo cual quiere decir
que no se produce dispersioacuten longitudinal
Si se utiliza el valor de 0003 el flujo tiende a ser tipo pistoacuten pero el tiempo de
arribo del trazador se incrementa considerablemente como se observa en las
figuras del anexo antes mencionado
De este modo se calculoacute la cantidad de trazador a inyectarse que fue de 28
Curios de tritio la misma que puede ser detectable en el pozo maacutes lejano (Auca-
19) sin ninguacuten inconveniente
Cabe resaltar que maacutes allaacute de los caacutelculos realizados la experiencia adquirida en
el manejo de radiotrazadores es de gran ayuda para determinar la cantidad de
trazador a inyectarse en un yacimiento
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
La incorporacioacuten o inyeccioacuten del trazador se realizoacute el 11 de enero de 2007 en la
arena ldquoTrdquo de la formacioacuten Napo en el intervalo punzonado desde 9940 a 9976
pies Para esto se procedioacute a diluir los 200 ml (28 Ci) de tritio en un volumen de
un litro de agua con el fin de evitar peacuterdidas del trazador durante el proceso de
inyeccioacuten y para asegurar que la actividad llegue a la capa productora
Para la incorporacioacuten del trazador se procedioacute a destapar la vaacutelvula del toma
muestra luego se drenoacute la liacutenea hasta un nivel que permitioacute la incorporacioacuten del
trazador Una vez colocado el trazador en el cabezal se procedioacute al sellado de
eacuteste y se abrieron las vaacutelvulas a fin de que el trazador fuera arrastrado junto al
agua de inyeccioacuten La inyeccioacuten se realizoacute de un solo pulso (Inyeccioacuten
instantaacutenea)
56
Todo este proceso que dura alrededor de 30 minutos se realizoacute con operadores
de PETROPRODUCCIOacuteN La inyeccioacuten del trazador al PI-41 fue a las 1100 y al
PI-12 a las 1400
Luego de la inyeccioacuten los desechos radiactivos se guardaron en un recipiente
etiquetado los mismos que fueron llevados a un repositorio especial que se
encuentra en las instalaciones de la CEEA con el fin de cumplir con las normas
de seguridad radioloacutegica
Antes de la inyeccioacuten del trazador se tomaron muestras de fondo tanto del pozo
inyector PI-12 como de los productores PP-35 PP-19 PP-21 y del tanque de
lavado
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN
DEL TRAZADOR
Como se indicoacute anteriormente el buen desempentildeo de esta teacutecnica de trazadores
implica la inyeccioacuten de un caudal constante de agua en cada uno de los pozos
inyectores escogidos para este proyecto Esto se debe a que cuando el trazador
ha sido incorporado dentro del yacimiento necesita una fuerza de empuje
longitudinal a traveacutes de la arena a fin de que el trazador pueda aparecer en cada
pozo productor que se planifica muestrear Por tanto es el agua de inyeccioacuten la
que proporciona dicha fuerza de empuje
Figura 32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
57
Para la ejecucioacuten de este proyecto se convino en que la inyeccioacuten debe
mantenerse en un caudal de 4000 a 5000 bls de agua por diacutea en base al modelo
matemaacutetico realizado para la inyeccioacuten del trazador El anexo 4 muestra un
diagrama baacutesico de la Planta de inyeccioacuten de agua en el Campo Auca
Al inicio de la inyeccioacuten se utilizoacute agua del riacuteo lo cual presentoacute algunas
dificultades puesto que su utilizacioacuten depende de las condiciones climaacuteticas Asiacute
pues cuando llueve mucho se arrastra una gran cantidad de sedimentos los
cuales tapan el sistema de filtracioacuten de la estacioacuten Pero cuando no llueve el
nivel de agua para la succioacuten de las bombas es demasiado bajo por lo que el
bombeo podriacutea colapsar
Por lo cual en ambos casos hay que detener el bombeo lo que da como
resultado que la inyeccioacuten en los pozos de estudio sea muy irregular
Para los uacuteltimos diacuteas del mes de Junio de 2007 se empieza a utilizar el agua de
formacioacuten a maacutes del agua de riacuteo haciendo que la inyeccioacuten sea un poco maacutes
constante que en los meses anteriores
Desde la figura 33 a la 317 se muestran los caudales de inyeccioacuten diarios para
el Auca-12 empleados desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
Figura 33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
58
Figura 34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
Figura 35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
Figura 36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
59
Figura 38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
Figura 37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
Figura 39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
60
Figura 310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
Figura 311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
Figura 312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
61
Figura 313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
Figura 314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
Figura 315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
62
Al observar todas estas curvas mensuales de los voluacutemenes de agua de inyeccioacuten
se ratifica que en los seis primeros meses la inyeccioacuten fue muy irregular puesto
que se estaba utilizando uacutenicamente agua de riacuteo ademaacutes en ese tiempo se
estaban realizando pruebas de operacioacuten en la Planta de Inyeccioacuten de agua del
Auca debido a algunos ajustes que se hicieron en la misma
Para los nueve meses siguientes se observa que la inyeccioacuten es casi constante
en 5000 BPD
El anexo 5 muestra las tablas de los caudales diarios de inyeccioacuten desde enero
de 2007 hasta marzo de 2008 y el graacutefico que resume el promedio del volumen de
agua inyectada para cada mes Del cual se puede obtiene un promedio anual de
Figura 317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
Figura 316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
63
4049 bls de agua inyectada valor similar al utilizado en la modelacioacuten matemaacutetica
(4000 bls)
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES
331 MUESTREO
La recoleccioacuten de las muestras en los diferentes puntos de monitoreo se la
realizoacute basaacutendose en la frecuencia de muestreo planificada En vista de que los
pozos Auca-41 y Auca-33 salieron del proyecto quedaron a partir del mes de
abril de 2007 como puntos de muestreo los pozos Auca-12 (inyector) Auca-35
Auca-19 Auca-21 y el tanque de lavado
El tanque de lavado se toma como punto de muestreo debido a que podriacutea haber
presencia de trazador en el tanque proveniente de alguacuten otro pozo productor que
no sea parte de los puntos de monitoreo indicados En cuyo caso se detectariacutea
inmediatamente de que pozo se trata para poner especial atencioacuten en eacutel
Como se indicoacute anteriormente al inicio el plan de muestreo comprende una alta
frecuencia de toma de muestras para luego ir disminuyendo el ritmo conforme
transcurre el tiempo hasta llegar a una muestra mensual a partir del segundo
mes
En el anexo 6 se indica el calendario de muestreo para este proyecto asiacute desde
el mes de enero de 2007 a marzo de 2008 (mes en que se tomoacute la uacuteltima
muestra) se ha muestreado 65 veces que se distribuyen por meses del siguiente
modo (tabla 5)
Tabla 5 MUESTREOS REALIZADOS POR CADA MES
ANtildeO MES NUMERO DE MUESTREOS Enero 7 Febrero 8 Marzo 9 Abril 8 Mayo 10 Junio 5 Julio 5 Agosto 4 Septiembre 2
2007
Octubre 2
64
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR
Para tomar la muestra del pozo inyector soacutelo basta con acudir al cabezal del pozo
inyector Auca-12 (figura 318) y abrir la pequentildea vaacutelvula toma muestras que estaacute
alojada en la liacutenea de flujo del agua de inyeccioacuten (figura 319)
Noviembre 2
Diciembre 1 Enero 1 Febrero 1 2008
Marzo 1
Figura 318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
Figura 319 Muestra del pozo inyector Auca-12
65
La muestra tomada se rotula con ldquoPOZO INYECTOR 12rdquo y la fecha de muestreo
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD
Las muestras que corresponden a los pozos productores se toman en el manifold
de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca Sur para ello se utilizan recipientes de la
capacidad de un galoacuten puesto que de cada muestra de crudo hay que extraer el
agua que es lo que interesa en el anaacutelisis (figura 320)
Cabe resaltar que para poder realizar el anaacutelisis del agua de formacioacuten se
requieren 200 ml de agua de los cuales 100 ml se utilizan en el anaacutelisis y los
otros 100 ml se guardan en un archivo por si se quiere realizar otro anaacutelisis
posteriormente
Como es evidente la cantidad de agua de formacioacuten que se obtenga de una
muestra de crudo estaraacute en funcioacuten del BSW que corresponda a dicho pozo Esto
significa que si se tiene un BSW alto no se va a requerir tanto crudo para obtener
los 200 ml de agua pero si el BSW es bajo entonces se necesitaraacute un volumen
mayor de crudo para sacar los 200 ml de agua
En consecuencia al momento de tomar las primeras muestras la persona
encargada no conoce cuanto de crudo debe extraer para obtener los 200 ml de
agua razoacuten por la cual primero debe tomar una muestra pequentildea para
centrifugarla y observar cuanta agua de formacioacuten obtuvo Luego en base al
Figura 320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
66
volumen de agua obtenido y con una sencilla regla de tres puede conocer cuanto
crudo necesita para conseguir los 200 ml de agua Este procedimiento debe
realizarse pues es importante tratar de llevar al laboratorio de la CEEA los 200 ml
de agua para el anaacutelisis en el contador de centelleo Aquiacute un ejemplo praacutectico
sencillo
Se prepara una muestra de crudo para colocarla en la centriacutefuga dando como
resultado 4 ml de agua de formacioacuten y 96 ml de petroacuteleo Determinar cuaacutentos
galones de crudo se deberaacuten tomar de este pozo para obtener los 200 ml de agua
que se requieren
4 ml de agua 100 ml de crudo
200 ml de agua X
Luego do ml de cruX 50004
200100 =times=
Esto corresponde a 5 litros de crudo o 13 galones de crudo
En este caso con dos recipientes basta para obtener el agua requerida pero hay
casos en los que el BSW es muy bajo entonces se antildeaden unas gotas de
reactivo demulsificante para romper la emulsioacuten y que aumente el porcentaje de
agua Cabe sentildealar que este procedimiento de antildeadir demulsificante hay que
hacerlo de manera gradual puesto que no se trata de poner de golpe 10 o 15
gotas del reactivo En otras palabras se debe cuidar que la muestra de agua no
contenga demasiado demulsificante porque esto podriacutea afectar en el anaacutelisis de
laboratorio
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos
productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008
1 Se coloca una muestra de 100 ml de crudo (de cada uno de los pozos
productores) en un recipiente de vidrio agregar 100 ml de JP-1 y mezclar Se
deja reposar por 3 minutos para observar el volumen de la fase de agua (figura
321) La tabla 6 muestra los voluacutemenes de agua que se obtuvieron en este
paso
67
Tabla 6 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (SIN DEMUL SIFICANTE)
2 Se colocan 5 gotas de demulsificante para romper la emulsioacuten (figura 322)
Para los pozos PP-35 y PP-19 se consigue romper la emulsioacuten en su totalidad
lo que significa que ya no se puede extraer maacutes agua aunque se antildeada maacutes
reactivo (figura 323) La tabla 7 muestra los voluacutemenes de agua que se
obtuvieron en este paso
Tabla 7 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (CON 5 GOT AS DE
DEMULSIFICANTE)
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA SIN
DEMULSIFICANTE (ml)
005 25 02
Figura 321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin adicionar demulsificante
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA
CON 5 GOTAS DE DEMULSIFICANTE
(ml)
02 35 04
68
3 Se antildeaden 10 gotas de demulsificante en la muestra del PP-21 y se consigue
romper la emulsioacuten en su totalidad aumentando el volumen de agua a 55 ml
Se realizan los caacutelculos correspondientes para conocer cuantos galones de
crudo son necesarios para obtener los 200 ml de agua La tabla 8 muestra los
voluacutemenes de agua y los voluacutemenes de crudo que se obtuvieron en este paso
Figura 322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
Figura 323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
69
Tabla 8 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOMENTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML DE CRUDO Y VOLUacuteMENES
DE CRUDO NECESARIOS PARA OBTENER LOS 200 ML DE AGUA
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA POR CADA 100 ml DE
CRUDO (ml)
02 55 04
VOLUMEN NECESARIO DE CRUDO (galones)
2642 096 1321
4 Se tomaron 6 galones de crudo de los pozos PP-35 y PP-19 y 2 galones del
PP-21 (figura 324) puesto que seriacutea dificultoso manejar los 26 y 13 galones
que se necesita En todo caso se obtienen asiacute menos de los 200 ml de agua
para el anaacutelisis de laboratorio
Figura 324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
70
5 Se antildeaden unas 40 o 50 gotas de demulsificante en cada galoacuten de crudo y se
los coloca al reveacutes en una cubeta para que decante el agua (figura 325) Se
deja reposar hasta el otro diacutea para sacar el agua
6 Para sacar el agua que se encuentra en la parte inferior del galoacuten (que estaacute
boca abajo) se realiza una pequentildea abertura en la tapa y se deja fluir en un
vaso hasta que drene toda el agua (figura 326) Asiacute con todos los galones
con cuidado de no mezclar el agua de los tres pozos
7 Se coloca el volumen de agua de cada pozo en un recipiente para
centrifugarlo puesto que hay que retirar todas las impurezas de crudo
remanentes (figura 326)
8 Finalmente se extrae el agua con la ayuda de una jeringa (una por cada pozo
para prevenir la contaminacioacuten) como se muestra en la figura 327 y se la
Figura 325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una cubeta
Figura 326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para separar el crudo
71
deposita en cada frasco debidamente rotulado con el nombre del pozo y la
fecha Luego de extraer todas las muestras de agua necesarias se deposita el
crudo sobrante en los sumideros (figura 328)
Figura 327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
Figura 328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo sobrante en los sumideros
72
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO
Para tomar la muestra en el tanque de lavado basta con abrir una de las vaacutelvulas
que sale del colchoacuten de agua del mismo (figura 329) y depositar el agua en un
frasco rotulado ldquoTANQUE DE LAVADOrdquo y la fecha
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA
En los uacuteltimos cinco meses se ha tomado dos muestras en la Planta de inyeccioacuten
de agua la una del agua de riacuteo y la otra del agua de formacioacuten (figura 330) Maacutes
adelante se explica las razones de esta iniciativa
Figura 329 Muestra en el Tanque de lavado
Figura 330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
73
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZAD A EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
La preparacioacuten de las muestras se la realiza frasco por frasco siendo importante
recalcar que para cada muestra se utiliza una jeringa diferente con lo cual
evitamos la contaminacioacuten de las muestras entre siacute
1 Se filtra el agua del frasco con la ayuda de un embudo y papel filtro para
quitar toda impureza o residuos de crudo (figura 332)
2 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial de boro silicato con bajo contenido
de potasio como se muestra en la figura 333 (debe ser de bajo contenido de
potasio ya que asiacute evitamos que los isoacutetopos radiactivos que contiene el
potasio lleguen a influenciar en la lectura a realizarse en el contador de
Figura 331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
Figura 332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
74
centelleo liacutequido) Cada vial debe estar numerado de acuerdo a la secuencia
de lectura El resto de agua filtrada se la almacena en el mismo frasco y sirve
como respaldo para verificar en el futuro alguna medida
3 Sobre los 10 ml del agua se antildeade 10 ml de coctel centellador (ULTIMA GOLD
LLT) mediante un dispensador automaacutetico (figura 334) El coctel centellador
es una sustancia quiacutemica que reacciona con la radiacioacuten emitiendo fotones de
luz los mismos que seraacuten cuantificados con el contador de centelleo liacutequido
Figura 333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
75
4 Se tapa hermeacuteticamente y se agita el vial por un momento (figura 335) hasta
que se hayan homogeneizado los dos liacutequidos (agua filtrada y coctel
centellador)
5 Cada vial debe ser conservado en una caacutemara oscura de uno a cuatro diacuteas
antes de llevarlo al contador de centelleo liacutequido Esto es de mucha
importancia ya que la influencia de la luz en el vial podriacutea ocasionar una
lectura mayor a la correcta
6 Se introduce cada vial en el contador de centelleo liacutequido durante un tiempo
(generalmente 1 minuto) hasta medir el nuacutemero de cuentas Si el nuacutemero de
cuentas es un valor exagerado puede aumentarse el tiempo de medicioacuten del
vial en el contador de centelleo para obtener un valor maacutes efectivo
Figura 334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
Figura 335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
76
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CE NTELLEO LIacuteQUIDO
El equipo utilizado en el anaacutelisis de las muestras es un contador de centelleo
liacutequido Packard Tri-Carb 1000 ubicado en la sala de teacutecnicas nucleares del
laboratorio de Ecotoxicologiacutea (LEC) de la CEEA
Como procedimientos preliminares en el laboratorio se realizan los siguientes
pasos
bull Verificacioacuten de eficiencia de conteo Para esto se emplean estaacutendares de
tritio
bull Determinacioacuten del background Se determina el valor de fondo de los viales
a ser usados para eliminar el background del vial y del vial maacutes coacutectel y
maacutes agua sin trazador
bull Desarrollo del protocolo de conteo Usando datos de eficiencia y
background se determina la ventana de energiacutea maacutes oacuteptima para el conteo
Con miras a asegurar la estadiacutestica de conteo se determina el tiempo de conteo
para cada vial y el nuacutemero de ciclos
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido
bull Verificar que el equipo esteacute encendido (El LSC debe estar prendido todo el
tiempo)
bull Encender la impresora y revisar el flujo seguro del papel
bull Efectuar la auto-normalizacioacuten del equipo con el slide sample holder cover en
posicioacuten izquierda (posicioacuten usada para viales de 20 ml) colocar el vial
Figura 336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su correspondiente lectura
77
estaacutendar Packard H que contiene 240000 dpm en posicioacuten de conteo
Presionar la tecla SNC ubicada en el panel de control el mismo que se
encuentra en la parte frontal del equipo y esperar que la auto-normalizacioacuten se
lleve a cabo
bull Verificar que el protocolo No 5 (protocolo establecido para H) esteacute
correctamente programado en el equipo Usando las teclas (retroceder y
avanzar) se puede revisar que las condiciones del protocolo sean las que se
indican en la tabla 9
bull Presionar la tecla conversation
bull Introducir el vial de fondo (background) Packard Estaacutendar y presionar el botoacuten
count en el panel frontal El background se contaraacute por 10 minutos
bull Seguir con el conteo de las muestras Cada uno de los viales debe ser
colocado manualmente en el holder Posteriormente se presiona el botoacuten
count
Tabla 9 CONDICIONES DE PROTOCOLO PARA EL FUNCIONAM IENTO DEL
CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
PREGUNTA OPCION Conversation 1 Protocol (1-10) 5 End protocol 1 Copy protocol 1 Time (min) 2 Number counts per vial 1 Vial simple 1 Vial standard 1 Reference 0 Data mode (CPM) 1 Background (FV) 1 Label (single) 1 Region A Sigma 0 Region A Lown Cnt Reject 0 Region A divide factor 1 Region B Sigma 0 Region B Lown Cnt Reject 0 Region B divide factor 1 Region C lower level 0 Region C upper level 0 Half life 0 Printer format (short) 1 Computer output 0
78
34 CURVAS DE RESPUESTA
Los valores obtenidos al analizar cada vial en el contador de centelleo liacutequido
corresponden a la concentracioacuten de trazador en el pozo Estos datos se grafican
en funcioacuten del tiempo para obtener asiacute la Curva de paso del trazador o curva de
respuesta Es decir la curva de respuesta estaacute constituida por la representacioacuten
graacutefica de la concentracioacuten de actividad neta en funcioacuten del tiempo
El anexo 7 muestra las lecturas obtenidas del muestreo realizado en cada uno de
los puntos de monitoreo desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA
Al observar las curvas de respuesta correspondientes a los pozos productores
inyector y el tanque de lavado se puede concluir lo siguiente
bull Hasta la presente fecha se presume que auacuten no se efectuacutea el paso del
trazador por ninguno de los pozos productores del plan de muestreo Esto se
verifica en las lecturas correspondientes a cada pozo productor (Anexo)
puesto que todas estaacuten por debajo de las 50 cpm (cuentas por minuto)
Ademaacutes se observa una irregularidad de valores (en zigzag) en cada curva lo
que indica que no pasa del valor de background y por tanto no hay un
levantamiento de la curva que muestre el arribo del trazador
Tampoco se ha producido el arribo del trazador a ninguacuten otro pozo puesto que
las lecturas correspondientes al tanque de lavado estaacuten por debajo de las 50
cpm lo cual indica que no hay trazador en el tanque de lavado
bull Se produjo una contaminacioacuten involuntaria en los frascos pequentildeos utilizados
para el muestreo ya que fueron transportados al campo conjuntamente con el
trazador radiactivo el diacutea de la inyeccioacuten Esto provocoacute que las primeras dos
lecturas (inmediatamente luego de la inyeccioacuten) sean valores anoacutemalos
superiores a las 10000 cpm lo cual es fiacutesicamente imposible de explicar por
79
lo que se deduce la contaminacioacuten de los frascos de muestreo con el trazador
Este suceso se repitioacute en los tres pozos productores
Ademaacutes entre los veinte y veintidoacutes diacuteas de la inyeccioacuten del trazador se
obtienen dos lecturas mayores a las 100 cpm las cuales evidenciaron
inicialmente la presencia de una canalizacioacuten entre el pozo inyector al
productor Sin embargo se descartoacute esta posibilidad puesto que en los tres
pozos productores las curvas presentaron el mismo comportamiento y en los
mismos diacuteas lo cual es un absurdo Por lo que se dio como explicacioacuten al
asunto el problema de la contaminacioacuten en los frascos
bull A maacutes de estos problemas se produce un suceso inexplicable en el pozo
inyector Auca-12 puesto que a partir de abril se observa un levantamiento en
la curva la misma que asciende hasta valores de 2418 cpm en mayo de
2007 Estos valores son anoacutemalos puesto que suponen la aparicioacuten de
trazador lo cual es absurdo ya que se trata del pozo inyector La explicacioacuten
fiacutesica de este problema auacuten no ha sido resuelta pero se cree que puede
tratarse de una infiltracioacuten del trazador hacia el riacuteo (a traveacutes de alguna
fractura) de donde proviene el agua de inyeccioacuten razoacuten por la cual se decidioacute
tomar una muestra de agua en la Planta de Inyeccioacuten de agua para observar si
existe la presencia de trazador tanto en el agua de riacuteo como en la de
formacioacuten (estos valores se presentan en la uacuteltima hoja del Anexo 7)
Estas son las tres principales conclusiones que se deducen al observar las
diferentes curvas de paso Como se observa este proyecto presenta algunos
problemas e irregularidades que influiraacuten directamente de manera negativa en los
resultados de este estudio de aplicacioacuten de radiotrazadores en el yacimiento
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA
Una vez obtenidos todos los valores de concentracioacuten de actividad en funcioacuten del
tiempo desde el inicio de la inyeccioacuten del trazador hasta el tiempo final de
respuesta se procede a corregir cada valor por los siguientes motivos
80
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo
Las unidades de concentracioacuten reportadas a partir del anaacutelisis de cada vial en el
contador de centelleo liacutequido estaacuten dadas en cpm10 ml (cuentas por minuto por
cada 10 mililitros de agua) sin embargo para obtener el porcentaje de trazador
recuperado se debe trabajar en Cimsup3 (curios por metro cuacutebico) debido a que la
cantidad de trazador inyectado fue de 28 Ci Para esto se utiliza la siguiente
equivalencia
1 Ci = dps o
1 Ci = 37times1010 Bq
Donde Ci = Curio (unidad antigua de actividad)
dps = desintegraciones por segundo
Bq = Bequerelios (unidad moderna de actividad)
Ahora para pasar de cuentas a desintegraciones es necesario considerar la
eficiencia del detector (contador de centelleo liacutequido) la misma que es del orden
del 60 esto se debe a que el tritio es un emisor beta de energiacutea media
entonces al ser mediana la energiacutea que emite el contador de centelleo solo lee el
60 de dicha energiacutea En definitiva las cuentas por minuto es la actividad que lee
el aparato el cual depende de su eficiencia En cambio las desintegraciones por
minuto es la actividad real cuando la eficiencia es el 100
Es decir que un dato de 60 cpm en el contador de centelleo liacutequido (al 60)
corresponde a 100 dpm (al 100) Una regla de tres es suficiente para realizar
esta conversioacuten
Aquiacute un ejemplo real para convertir cpm10 ml en Cimsup3
Ejemplo
Transformar 400 cpm10 ml a Cimsup3
81
400 10 times100 60 times1
60 times1 37times1010 times106
13=3003times10minus5 3
3312 Correccioacuten por el background
Como es sabido al trabajar con trazadores radiactivos la lectura entregada por
cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta Esto
significa que a cada valor obtenido en el contador de centelleo liacutequido debe
restarse el fondo de radiacioacuten natural (background) para tener la actividad neta
Como se explicoacute anteriormente se puede obtener un valor representativo del
fondo (background) calculando la media aritmeacutetica de las primeras mediciones
antes de la aparicioacuten del trazador en el pozo En la praacutectica se lo puede realizar
con los valores de los dos o tres primeros meses dependiendo de la distancia
entre el pozo inyector y productor teniendo cuidado de observar que no se haya
producido una canalizacioacuten en este tiempo Asiacute la foacutermula para calcular el fondo
promedio es
=1 =0 iacute=60
iacute (Ec31)
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo
Es obvio que la actividad actual que tiene el tritio que fue incorporado en el
yacimiento no es la misma que teniacutea cuando se realizoacute la inyeccioacuten pues en el
transcurrir del tiempo se ha ido produciendo el fenoacutemeno de la desintegracioacuten lo
cual indica que la actividad del tritio ha decaiacutedo y por tanto cada dato actual que
se obtiene de la concentracioacuten de actividad hay que corregirlo mediante la
siguiente ecuacioacuten que modela el decaimiento radiactivo
0= ln2
∆ (Ec 32)
Donde
82
= actividad que se obtiene al tiempo actual
= actividad correspondiente al tiempo de la inyeccioacuten del trazador
= tiempo que ha transcurrido desde la inyeccioacuten del trazador (diacuteas)
= tiempo de vida media del tritio
(4498 diacuteas)
Esto significa que si hoy se mide una actividad de 50 cpm al llevar este valor al
tiempo de la inyeccioacuten del trazador da un actividad de 514 cpm
Es claro que esta correccioacuten no es de gran importancia puesto que depende del
periodo de semidesintegracioacuten ( ) del tritio cuyo valor es mucho mayor
al tiempo de anaacutelisis del trazador que generalmente es de dos antildeos Sin
embargo para el presente estudio siacute seraacute considerada esta correccioacuten en las
lecturas obtenidas
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA)
En vista de la tardanza en la aparicioacuten del trazador para el Proyecto de Auca ha
sido necesario realizar el presente ensayo con el objetivo de explicar el
procedimiento que se realiza luego de la obtencioacuten de las curvas de respuesta
para cada pozo para lo cual se ha seleccionado un arreglo real compuesto por
un pozo inyector rodeado de cinco productores ubicado en el Sur de la Repuacuteblica
Argentina
341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12
Este estudio se inicioacute el diacutea 15 de noviembre de 2003 mediante la inyeccioacuten de 15
Ci (555 GBq) de tritio bajo la forma de agua tritiada en la capa seleccionada del
pozo G-12 que corresponde al yacimiento ZX
El muestreo se realizoacute en los pozos K-124 K-119 K116 K-117 y K-113 La
ubicacioacuten de los pozos involucrados en el estudio puede observarse en la figura
337 y la distancia entre los productores y el inyector en la tabla 10
Tabla 10 DISTANCIAS RESPECTIVAS DESDE CADA PRODUCT OR AL
INYECTOR G-12
83
DISTANCIA AL POZO INYECTOR
(m)
K-124 178
K-119 189
K-116 282
K-117 291
K-113 309
POZO
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES
El Anexo 8 muestra las mediciones efectuadas en cada pozo para las distintas
fechas en que se realizoacute el muestreo Se incluye el valor de fondo con su
respectiva desviacioacuten estaacutendar y la concentracioacuten miacutenima detectable por sobre la
cual puede asegurarse la presencia de trazador en el pozo productor
Las tablas reflejan las concentraciones de actividad bruta neta y corregida por
decaimiento tomando como referencia la fecha en la que se realizoacute la inyeccioacuten
expresadas en Becquerel por litro (Bq L) Tambieacuten se tabula la masa de trazador
recuperada hasta el momento expresada en forma porcentual con respecto a la
cantidad inyectada
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
AREA DE TRABAJO
Figura 337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
84
A continuacioacuten se realiza una breve explicacioacuten de la manera como se obtienen
los datos para graficar la curva de concentracioacuten del trazador y la de actividad
recuperada a partir de las mediciones efectuadas en el muestreo
3421 Encabezado
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
3422 Fondo Promedio
Para este ensayo se procedioacute a calcular el fondo a partir del promedio de los
primeros datos de concentracioacuten de actividad bruta que corresponden a los dos
primeros meses luego de la inyeccioacuten (tabla 11) utilizando la ecuacioacuten 31
=17 =0 iacute=38
iacute Ec31
=461
De este modo para el pozo K-113 se obtiene un valor de 461 Bq L
Tabla 11 DATOS DE ACTIVIDAD BRUTA CON LOS QUE SE P ROCEDIO A
CALCULAR EL FONDO PROMEDIO PARA EL POZO K-113
TiempoFecha
15112003181120032311200302122003091220031612200323122003
Bruta Neta33 -1341 -538 -857 1155 946 053 7
Datos (BqL)
Figura 338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
85
3423 Desviacuteo del fondo
Este valor corresponde a la desviacioacuten estaacutendar de los mismos valores con los
que se calcula el fondo promedio pues esta desviacioacuten es la medida de la
dispersioacuten de dichos valores con respecto al valor promedio (de fondo)
Para este caso se obtiene un valor de desviacuteo de 85 Bq L para el K-113
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable
Este valor corresponde a la concentracioacuten miacutenima sobre la cual puede asegurarse
la presencia de trazador en el pozo productor Para su caacutelculo se considera que
el comportamiento radiactivo puede ser aproximado por la funcioacuten de Gauss y de
acuerdo a eacutesta para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones deben diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo sobre el
promedio
Este criterio se usa para determinar si el valor de concentracioacuten obtenido a partir
de la muestra corresponde a la aparicioacuten de trazador o se estaacute midiendo un valor
perteneciente a la banda de fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural De aquiacute
se concluye que una muestra contendriacutea restos de trazador cuando se diferencie
del fondo en maacutes de cinco desviaciones
Por este motivo el valor de la concentracioacuten miacutenima detectable se obtiene
sumando el valor de fondo con el valor de dispersioacuten multiplicado por cinco
Asiacute para el pozo K-113 se obtiene el valor de 888 Bq L
Por tanto cuando un valor en la tabla de actividad bruta supera la concentracioacuten
miacutenima detectable significa que el trazador ha empezado a aparecer en el pozo
productor
Este es el criterio de comparacioacuten que se utiliza en todo este ensayo Si el valor
de actividad bruta supera la concentracioacuten miacutenima detectable entonces se
procede a realizar las correcciones respectivas por background y por decaimiento
86
radiactivo caso contrario no se toma en cuenta este valor en la curva de paso y
se lo grafica como un valor de cero
3425 Actividad Neta
Una vez que se ha producido la aparicioacuten del trazador se calcula la actividad neta
correspondiente a cada lectura Este valor es simplemente el valor de actividad
bruta menos el fondo de radiacioacuten natural que fue calculado anteriormente
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo
Cada valor de actividad neta es corregido utilizando la foacutermula del decaimiento
radiactivo obtenieacutendose asiacute la respuesta final de concentracioacuten de trazador que
se expresa en (Bq L) Estos valores se grafican en funcioacuten del nuacutemero de diacuteas
que han transcurrido a partir de la inyeccioacuten del trazador dando como resultado la
Curva de paso del trazador Esta curva se levanta del eje horizontal cuando se
empieza a producir la aparicioacuten del trazador
3427 Caudal Producido
Para un estudio de este tipo es importante tener la informacioacuten respecto del
caudal de agua producido para cada pozo puesto que de esto tambieacuten depende
la cantidad de trazador recuperado (tabla 12) De este modo si se tienen dos
pozos cuya concentracioacuten de trazador por metro cuacutebico sea la misma se
obtendraacute mayor recuperacioacuten de trazador del pozo que produzca maacutes agua
En conclusioacuten la cantidad de trazador recuperada depende no soacutelo de la
concentracioacuten de actividad sino tambieacuten del caudal de agua que produce cada
pozo
La figura 339 muestra el caudal de produccioacuten promedio para cada uno de los
pozos de este ensayo
Tabla 12 CAUDALES PROMEDIO DE AGUA PRODUCIDA PARA CADA POZO
PRODUCTOR DEL ENSAYO ARGENTINA
87
CAUDAL DE AGUA PRODUCIDA(msup3diacutea)
K-124 6795
K-119 10279
K-116 10353
K-117 14472
K-113 5657
POZO
3428 Actividad Recuperada de trazador
Como se explicoacute en la teoriacutea la curva de actividad recuperada se obtiene
multiplicando cada valor de concentracioacuten por el caudal del pozo productor e
integrando respecto al tiempo la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo numeacuterico
Para este caso se utiliza el meacutetodo de los trapecios que consiste en tomar dos
puntos de la curva de paso del trazador y calcular el aacuterea del trapecio que se
forma bajo la liacutenea que une dichos puntos para luego multiplicar este valor por el
caudal de produccioacuten del pozo expresado en (msup3diacutea)
AREA DEL TRAPECIO
862 Bq L 976 Bq L
Figura 339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido por cada pozo del ensayo Argentina
88
=+2
(Ec 33)
=976 +862 27
iacute
6433 timesiacutetimes1000 13times1067
3iacutetimes1 37times1010=00186
Para el caso anterior el aacuterea del trapecio es 6433 valor que se
multiplica por el caudal de produccioacuten a los 166 diacuteas que es de para
asiacute obtener un valor de que corresponde al aacuterea del trapecio en Curios
Asiacute se repite este procedimiento tomando los dos puntos siguientes hasta
acumular toda el aacuterea bajo la curva de paso de trazador (figura 341) cuyo valor
representa la actividad recuperada de trazador
Figura 340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva de paso del trazador del pozo K-119
89
Este valor se puede expresar como porcentaje de actividad recuperada si se
divide para 15 Ci que fue la actividad inyectada al inicio del proyecto Asiacute fue el
procedimiento aplicado para cada uno de los pozos de este ensayo Las tablas de
los datos y curvas correspondientes a cada pozo se presentan en el Anexo 8
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA
3431 Pozo K-124
El trazador realiza su aparicioacuten a los 117 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es baja y apenas se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2000 Bq L Presenta algunas fluctuaciones
entre los 200 diacuteas para luego alcanzar su pico maacuteximo a los 335 diacuteas El
descenso de la curva es leve hasta que alcanza los 1500 Bq L desde donde
decrece con mayor pendiente hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas A pesar
de la amplitud de la curva se recupera el 72 de la actividad total (tabla 13)
Tabla 13 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-124
Figura 341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
90
Paraacutemetro (K-124) Valor
Tiempo de arribo 117 diacuteas
Tiempo medio 348 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 72
3432 Pozo K-119
El trazador comienza a responder a los 83 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3000 Bq L Desde la aparicioacuten del trazador la curva
presenta un ascenso uniforme hasta llegar a su pico maacuteximo a los 296 diacuteas El
descenso de la curva es paulatino hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas Se
recupera el 141 de la actividad total gracias a la buena amplitud de la curva
(tabla 14)
Tabla 14 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-119
Paraacutemetro (K-119) Valor
Tiempo de arribo 83 diacuteas
Tiempo medio 327 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 141
3433 Pozo K-116
La aparicioacuten del trazador se produce a los 152 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
curva de paso muestra una amplitud corta puesto que al inicio la concentracioacuten
del trazador se dispara con pequentildeas fluctuaciones hasta llegar a un pico largo de
2800 Bq L a los 322 diacuteas Luego se produce un descenso brusco a partir del
91
cual se presentan varias fluctuaciones pero con una tendencia promedio
decreciente de 500 Bq L lo cual termina con el fin de la respuesta a los 529
diacuteas Se recupera el 89 de la actividad total (tabla 15)
Tabla 15 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-116
Paraacutemetro (K-116) Valor
Tiempo de arribo 152 diacuteas
Tiempo medio 307 diacuteas
Tiempo final 529 diacuteas
Recuperacioacuten 89
3434 Pozo K-117
El trazador comienza a responder a los 126 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3300 Bq L Luego de la aparicioacuten del trazador la curva
presenta una fluctuacioacuten alrededor de los 170 diacuteas despueacutes de lo cual se dispara
hasta alcanzar los 2000 Bq L donde empieza un ascenso uniforme de baja
pendiente hasta alcanzar su pico maacuteximo a los 387 diacuteas El descenso de la curva
es raacutepido hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas La recuperacioacuten de trazador
es muy buena debido a que la mayoriacutea de los valores de concentracioacuten estaacuten por
arriba de los 2000 Bq L Asiacute se logra recuperar el 238 de la actividad total
(tabla 16)
Tabla 16 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-117
Paraacutemetro (K-117) Valor
92
Tiempo de arribo 126 diacuteas
Tiempo medio 351 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 238
3435 Pozo K-113
El trazador realiza su aparicioacuten a los 159 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras no es muy alta y se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2300 Bq L La curva de respuesta inicia con
una pequentildea curva alrededor de los 200 diacuteas y luego se extiende hacia arriba
hasta alcanzar sus pocos valores maacuteximos para luego descender con ciertas
fluctuaciones hasta llegar al fin de su respuesta a los 613 diacuteas Debido a la corta
amplitud de la curva principal se recupera el 64 de la actividad total (tabla 17)
Tabla 17 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-113
Paraacutemetro (K-113) Valor
Tiempo de arribo 159 diacuteas
Tiempo medio 394 diacuteas
Tiempo final 613 diacuteas
Recuperacioacuten 64
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado
Como se explicoacute en la parte teoacuterica es importante realizar la distribucioacuten de la
cantidad de trazador que se recuperoacute en cada pozo del ensayo puesto que el
93
reparto de agua de inyeccioacuten entre los pozos productores es similar a dicha
distribucioacuten La figura 342 que representa la distribucioacuten de trazador recuperado
para este ensayo se muestra a continuacioacuten
Cabe resaltar que la recuperacioacuten total para los cinco pozos alcanza uacutenicamente
el 604 de la cantidad inicialmente inyectada de tritio que fue de 15 Ci esto se
debe a que siempre hay un porcentaje de tritio que se pierde en la formacioacuten por
infiltracioacuten hacia otras capas inferiores o por fugas hacia otros pozos Es decir de
los 15 Ci inyectados solo se han recuperado 9 Ci cuya distribucioacuten hacia los
cinco pozos muestra claramente la direccioacuten preferencial del agua de inyeccioacuten
3437 Direcciones preferenciales de Flujo
Tomando en cuenta la disposicioacuten del arreglo de este ensayo se puede observar
que la direccioacuten preferencial del flujo se encuentra hacia los pozos K-119 y K-117
como lo indica la figura 343 (flechas rojas)
Esta informacioacuten es de gran valor para la perforacioacuten de nuevos pozos
productores cuya ubicacioacuten en la parte sureste del campo conseguiriacutea grandes
reacuteditos para este proyecto de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
Figura 342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos productores del ensayo Argentina
94
Ademaacutes de este modo se puede confirmar que no existen barreras sellantes
puesto que se realizoacute el paso del trazador hacia los cinco pozos del ensayo
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
CAPIacuteTULO 4
Figura 343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo Argentina
95
INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTENIDOS A
PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
En este capiacutetulo se pretende obtener las liacuteneas de corriente del agua de inyeccioacuten
a traveacutes del yacimiento en estudio con la ayuda de un programa sencillo que
simula el paso del trazador en base a ecuaciones del flujo de fluidos en medios
porosos y a la teacutecnica de los trazadores
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
Este programa permite obtener las curvas de paso del trazador para cada pozo
en cuestioacuten y un graacutefico esquemaacutetico de las liacuteneas de flujo (liacuteneas de corriente)
trazadas por el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento desde el inyector hacia
cada uno de los pozos productores
Cabe recalcar que la informacioacuten que brinda este programa se sujeta a discusioacuten
puesto que como es sabido es muy complejo modelar el comportamiento
dinaacutemico del agua que fluye por un medio poroso Ademaacutes se trata de un
software que auacuten estaacute siendo sometido probado y fue desarrollado por una
universidad argentina su nombre es PORO TracerSim 1 y el anexo 10 muestra
una explicacioacuten detallada respecto de las opciones e iacuteconos de este programa
411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA
En general las consideraciones del PORO TracerSim son
bull La formacioacuten es homogeacutenea de espesor y propiedades petrofiacutesicas
constantes en todo el yacimiento
bull El flujo del agua de inyeccioacuten es lineal hacia cada pozo productor
bull Tanto los pozos productores como el inyector estaacuten a un mismo nivel de
profundidad
bull Los caudales de produccioacuten e inyeccioacuten de cada pozo productor e inyector
respectivamente son constantes
bull Una falla no sellante se considera como si simplemente no existiera dicha
barrera en el yacimiento
96
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Las principales ventajas son
bull Brindar de una manera clara las curvas de paso de trazador hacia cada
uno de los pozos productores asiacute como el graacutefico de las liacuteneas de corriente
que traza el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento
bull Sencillez en el manejo del programa
bull Permitir el ingreso de un nuacutemero indeterminado de pozos productores y de
barreras sellantes que direccionen el flujo
bull Facilidad para poder delimitar el campo de trabajo
bull La configuracioacuten del trazado de las liacuteneas de corriente como nuacutemero de
liacuteneas el aacutengulo de desplazamiento de las mismas etc
Como desventajas estaacuten
bull No tener como opcioacuten el ingresar paraacutemetros de gran importancia como la
presioacuten de reservorio las profundidades de la arena de intereacutes en cada
pozo propiedades del crudo como la viscosidad grado API entre otras
bull Dificultad para trabajar con distancias entre pozos muy grandes
bull No considerar la presencia de gas en el yacimiento sino soacutelo la presencia
de la fase liacutequida
bull No proporcionar informacioacuten respecto de la cantidad de trazador que arriba
a cada pozo ni del volumen de agua inyectada que llega a cada productor
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO
Se dispuso a los pozos del estudio en base a las coordenadas rectangulares
correspondientes a cada uno tomando como origen el pozo inyector (Auca-12)
Asiacute las coordenadas de todos los pozos seriacutean
POZO INYECTOR Auca-12 (0 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-19 (1460 2591) m
POZO PRODUCTOR Auca-35 (1035 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-21 (951 -1803) m
97
El graacutefico 41 muestra la ubicacioacuten de los pozos y las coordenadas rectangulares
para cada uno (informacioacuten obtenida en base al GPS de la CEEA)
Asiacute la disposicioacuten de los pozos en el programa (de acuerdo a la escala
seleccionada) seriacutea la mostrada en la figura 42 Ademaacutes se ingresaron los
caudales de produccioacuten e inyeccioacuten para cada pozo respectivamente (tabla 16)
Tabla 16 CAUDALES DE PRODUCCIOacuteN E INYECCIOacuteN DE LOS POZOS
PRODUCTORES E INYECTOR RESPECTIVAMENTE
CAUDAL POZO
(BPD) (msup3diacutea)
PI-12 4000 651
PP-19 357 58
PP-35 418 68
PP-21 615 100
Figura 41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo productor respecto del pozo inyector
98
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO
Los paraacutemetros que se ingresaron fueron los petrofiacutesicos los demaacutes son valores
adecuados para el correcto funcionamiento del programa (figura 43)
Porosidad = 016
Saturacioacuten = 027
Espesor = 18 pies = 55 metros
Dispersividad = 7 m (valor correspondiente a las arenas)
Con estos datos el programa puede graficar las curvas de paso del trazador y las
liacuteneas de flujo del agua de inyeccioacuten
Para esta interpretacioacuten se probaron varios casos de acuerdo con la informacioacuten
obtenida a partir del mapa estructural (anexo 1)
Figura 42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador PORO TracerSim
99
431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
En este caso se supone que no existe ninguna barrera que obstaculice el paso
del agua de inyeccioacuten hacia los pozos productores Cabe sentildealar que este
programa considera a las barreras no sellantes como si en realidad no existiera
una barrera es decir el hecho de colocar una falla en el campo de trabajo
significa que esa falla ya es sellante como se veraacute maacutes adelante
Solo para este caso se procedioacute a graficar las curvas de paso puesto que para
los otros casos el programa tendiacutea a colapsar debido a que el arreglo no obedece
a una malla cerrada y las distancias entre pozos son muy grandes
Sin embargo se puede deducir que la presencia de una falla (la cual desde
antemano el programa la considera como sellante) impediriacutea la llegada del
trazador es decir sencillamente no se tendriacutea una curva de paso hacia ese pozo
productor
El anexo 9 muestra las curvas de paso del trazador para los pozos Auca-19
Auca-35 y Auca-21 ademaacutes el graacutefico de las liacuteneas de corriente del agua de
inyeccioacuten En este caso al no existir barreras sellantes se produce el paso del
trazador desde el inyector hacia los pozos productores lo que demuestra la
existencia de la interconexioacuten entre los pozos
Figura 43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para la simulacioacuten
100
Ademaacutes de acuerdo con las curvas de respuesta el trazador apareceriacutea en el
pozo maacutes cercano (Auca-35) aproximadamente a los 600 diacuteas (1 antildeo 8 meses) a
partir de la inyeccioacuten Si se considera que la inyeccioacuten se realizoacute en enero 2007
el trazador podriacutea empezar a llegar en septiembre 2008 Del mismo modo para los
otros dos pozos el Auca-21 muestra que la curva se levanta a los 1600 diacuteas (4
antildeos 5 meses) y ni hablar del Auca-19 que seguacuten este modelo el trazador
arriba a los 6000 diacuteas (16 antildeos 5 meses) lo cual es demasiado tiempo
Esto se explica debido a que el arreglo del proyecto Auca no obedece a una malla
cerrada pues si se observa la ubicacioacuten de pozos no presenta una geometriacutea
regular puesto que la malla es demasiado abierta y las distancias entre pozos es
muy grande Por tanto el trazador podriacutea llegar al pozo maacutes cercano a los 600
diacuteas en el mejor de los casos ya que es muy probable que el trazador no
aparezca por ninguacuten lado debido a los problemas que se han venido presentando
y a que la malla estaacute desconfigurada
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES
Para los siguientes casos de la simulacioacuten se ingresaron las coordenadas
correspondientes a tres fallas ubicadas de acuerdo a la informacioacuten del mapa
geoloacutegico Estas tres fallas son las que maacutes podriacutean influir en el flujo del agua de
inyeccioacuten La figura 44 muestra las tres fallas que se tomaron en cuenta para la
simulacioacuten
Los puntos tomados para cada una de ellas fueron
FALLA X P1 (-425 0) y P2 (-500 -1500)
FALLA Y P1 (750 -1800) y P2 (940 0)
FALLA Z P1 (1800 -1800) y P2 (1600 2200)
De este modo puede simularse la presencia de barreras sellantes en el programa
de simulacioacuten A partir de esto se tienen los siguientes casos que consisten
solamente en la combinacioacuten de las fallas
101
FALLA X
FALLA Y
FALLA Z
Figura 44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de simulacioacuten
102
441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
En este caso se considera que solo la falla X es sellante y a partir de esta
suposicioacuten se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo para lo cual se ingresan los
puntos de la falla X en el aacuterea de trabajo donde se encuentran ubicados los
pozos (figura 45)
El anexo 9 (caso 2) muestra el graacutefico de las liacuteneas de flujo donde se puede
observar que la barrera sellante hace que toda el agua inyectada se desplace
hacia el lado derecho del campo adquiriendo una buena interconexioacuten de los
pozos
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
Para este caso soacutelo la falla Y se considera como sellante y de este modo se
ubica esta falla en el campo de estudio del programa (figura 46)
Asiacute se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo que se muestra en el anexo 9 (caso
3) el cual indica el desplazamiento del agua de inyeccioacuten hacia la parte noreste y
oeste del campo La falla ldquoYrdquo impide la interconexioacuten con el pozo Auca-21 pues al
ser una barrera sellante no permite el paso del agua hacia ese pozo Sin
embargo esto no afecta la interconexioacuten con los otros pozos Auca-19 y Auca-35
Figura 45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 2
103
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE
Aquiacute se considera que ambas fallas son barreras sellantes (figura 47) y soacutelo la
falla X es no sellante Asiacute se obtienen las curvas de flujo como se muestra en el
anexo 9 (caso 4)
Figura 46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 3
Figura 47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 4
104
Este graacutefico presenta una tendencia similar de flujo que en el caso anterior soacutelo
que aquiacute la barrera sellante ldquoZrdquo disminuye auacuten maacutes el flujo del agua de inyeccioacuten
hacia la parte derecha y maacutes bien direcciona todo el agua hacia el norte y oeste
del campo
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo
Para este caso (figura 48) las fallas ldquoXrdquo y ldquoZrdquo se consideran sellantes y la falla ldquoYrdquo
es no sellante dando como resultado el graacutefico del anexo 9 (caso 5) en donde se
observa que la presencia de ambas fallas hace que el agua se desplace hacia el
costado noreste y por la parte el sur del campo que se delimita entre ambas fallas
Esta combinacioacuten de las barreras no perjudica la interconexioacuten de los pozos y
maacutes bien encierra gran parte del agua hacia los pozos Auca-21 y Auca-35
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo
Esta combinacioacuten de las fallas ldquoXrdquo y ldquoYrdquo (figura 49) da como resultado el graacutefico
de las liacuteneas de flujo del Anexo 9 (caso 6) en el cual se observa como el agua se
direcciona casi en su totalidad hacia la parte norte y este del campo por el efecto
Figura 48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 5
105
Figura 49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 6
que ocasiona la barrera longitudinal ldquoXrdquo Ademaacutes la barrera ldquoYrdquo impide por
completo el paso del agua de inyeccioacuten hacia el pozo Auca-21
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
Figura 410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 7
106
Este uacuteltimo caso (figura 410) muestra la influencia que produce la presencia de
las tres fallas en el desplazamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten El anexo 9
(caso 7) muestra una tendencia de flujo similar a la del caso anterior puesto que
como se observa el efecto de la falla ldquoYrdquo es casi el mismo que el de la
combinacioacuten de las fallas ldquoYrdquo y ldquoZrdquo con la uacutenica diferencia de que aquiacute hay menos
liacuteneas de flujo que se dirigen a la parte este del campo que en el caso anterior lo
cual corresponde a la incidencia de la falla ldquoZrdquo
La uacuteltima parte del Anexo 9 muestra las liacuteneas de corriente que corresponden al
arreglo de los pozos del Ensayo argentino
107
CAPIacuteTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
51 CONCLUSIONES
En la actualidad la teacutecnica de inyeccioacuten de trazadores radiactivos en el
yacimiento es una gran alternativa para comprender de mejor manera el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten puesto que el trazador
inyectado actuacutea como un espiacutea que brinda informacioacuten de mucho valor que
puede ser usada en subsiguientes proyectos de recuperacioacuten secundaria
que se desee realizar en un campo determinado
La adecuada interpretacioacuten de el anaacutelisis de esta teacutecnica permite a los
ingenieros de yacimientos encontrar las direcciones preferenciales de
desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el yacimiento confirmar la
existencia de fallas geoloacutegicas redefinir fallas como sellantes o no
sellantes detectar canalizaciones a lo largo de la distancia inyector-
productor entre otras
La aplicacioacuten de esta teacutecnica en el campo no produce una respuesta
inmediata sino que se requiere comuacutenmente entre un antildeo a dos o quizaacutes
maacutes tiempo dependiendo de la distancias entre pozos para obtener una
respuesta favorable
De todos los radiactivos empleados para un estudio de este tipo el tritio
constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten en razoacuten de dos ventajas
principales el tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en consecuencia
formar parte de la moleacutecula de agua y el ser un emisor beta de baja
energiacutea lo que hace praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
La cantidad de trazador a inyectarse depende directamente de la distancia
entre los pozos productores e inyector de las propiedades petrofiacutesicas del
yacimiento y del liacutemite de deteccioacuten del instrumental que se dispone
108
El buen desempentildeo de eacutesta teacutecnica requiere de la inyeccioacuten constante de
un caudal de agua que proporcione el empuje longitudinal al trazador a
traveacutes del reservorio para que asiacute eacuteste pueda arribar a los pozos
productores en los cuales se realiza el muestreo conforme al calendario
planificado
La medicioacuten de la cantidad de tritio en una muestra de agua se realiza en
base al principio de centelleo liacutequido que consiste en detectar la emisioacuten
de fotones luminosos que resulta de la interaccioacuten de las partiacuteculas beta
con los aacutetomos del coctel centellador que se antildeade a cada muestra de
agua Todo este proceso lo realiza el contador de centelleo liacutequido
Los datos de concentracioacuten de actividad correspondientes a cada muestra
realizada son de gran utilidad para la obtencioacuten de las curvas de paso del
trazador y las curvas de recuperacioacuten de trazador en cada uno de los
pozos productores El anaacutelisis de estas curvas permite obtener las
direcciones preferenciales de flujo en base al reparto de trazador entre los
distintos pozos
De acuerdo con los datos obtenidos del muestreo para cada pozo
productor y tanque de lavado del proyecto Auca (Anexo ) se observa
claramente que no se produce todaviacutea la aparicioacuten del trazador lo cual se
puede justificar por las siguientes razones
1 Las distancias entre los pozos productores y el inyector (1035 m 2038
m y 2974 m respectivamente) son demasiado grandes por lo que es
casi imposible definir lo que pueda ocurrir con el trazador en tales
condiciones de lejaniacutea
2 La existencia de barreras sellantes desconocidas ubicadas de manera
que impidan la interconexioacuten entre los pozos
3 La falta de una inyeccioacuten constante de agua que proporcione una fuerza
de empuje al trazador puesto que como se refleja en los reportes
(Anexo) la inyeccioacuten fue muy irregular sobretodo en el primer mes
luego de la inyeccioacuten donde la inyeccioacuten debioacute haber sido constante
109
Esto muestra una falta de diligencia en este proyecto pues en total
hubieron 10 diacuteas que se dejoacute de inyectar el agua en el mes de enero de
2007
4 La posibilidad de que el trazador se haya canalizado hacia otro sector
del reservorio o incluso pudo haberse producido una infiltracioacuten del
mismo hacia las capas inferiores esto debido a la mala inyeccioacuten del
agua
5 Una mala operacioacuten al momento de la inyeccioacuten del trazador en el pozo
Auca-12 o quizaacutes un error al inyectarse eacuteste en un estrato equivocado
6 La maacutes favorable de todas las razones que el trazador auacuten se esteacute
desplazando longitudinalmente en el yacimiento sin ninguacuten
inconveniente y se produzca una aparicioacuten posterior en alguno de los
pozos lo cual reflejariacutea un simple retardo en la respuesta del tritio tal
como lo reflejoacute la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim seguacuten
el cual el trazador arriba en 600 diacuteas al pozo maacutes cercano (Auca-35)
para lo cual habriacutea que seguir esperando su respuesta
Las lecturas de concentracioacuten de actividad que corresponden a las
muestras tomadas en el agua de riacuteo (Anexo) manifiestan que el trazador
no se ha infiltrado hacia el riacuteo como se supuso cuando se presentoacute la
anoacutemala presencia de trazador en el agua de inyeccioacuten Esto permite
concluir que la razoacuten de dicha anomaliacutea se debe a la contaminacioacuten de los
frascos del muestreo
De las curvas de respuesta para el ensayo Argentina se puede concluir
que
1 El paso del trazador hacia los pozos productores es un indicador de que
existe la interconexioacuten entre los pozos
2 El tiempo de respuesta del trazador es menor para los pozos
productores que estaacuten maacutes cerca del inyector obviamente dependiendo
de las propiedades del reservorio pues esto no se cumple en todos los
proyectos
110
3 La cantidad de trazador recuperado estaacute en funcioacuten de la concentracioacuten
de actividad neta obtenida en cada muestra y del caudal de produccioacuten
de agua del pozo
4 El reparto de agua inyectada entre los pozos productores es similar a la
distribucioacuten de trazador en cada uno de ellos
5 La recuperacioacuten total de trazador oscila entre el 30 y el 80 debido a
que hay una parte de tritio que se desplaza hacia puntos maacutes lejanos
del reservorio
El programa de simulacioacuten PORO TracerSim permite concluir que
1 Se prolonga auacuten maacutes el tiempo de respuesta del trazador en cada uno
de los pozos productores lo que significa que el proyecto de Auca no
puede concluir como estaba previsto para el final de 2008 sino que
habraacute que continuar monitoreando los pozos hasta obtener un
resultado
2 Si la barrera ldquoXrdquo es realmente sellante entonces ayuda en gran manera
a los trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
puesto que direcciona todo el flujo hacia los pozos productores de
intereacutes Incluso la falla ldquoZrdquo que actuacutea como un liacutemite del flujo evitando
que se pierda el agua hacia otros sectores puede ser de ayuda Pero la
barrera ldquoYrdquo no ayuda en nada sino todo lo contrario porque incide
directamente en la interconexioacuten de los pozos productores que al igual
que el Auca-21 estaacuten ubicados al este de dicha falla
Personalmente la mejor de las opciones es el caso 5 de todos los
analizados
52 RECOMENDACIONES
Se recomienda
Realizar un estudio maacutes exhaustivo de las propiedades petrofiacutesicas y
estratigrafiacutea del yacimiento ya que muchos de los datos con los que se
trabajoacute para este Proyecto estaban desactualizados
111
Realizar siacutesmica 3D de alta resolucioacuten para mejorar el conocimiento del
campo y de sus regiones obteniendo asiacute un esquema de fallas completo
para cada formacioacuten que nos ayude en la interpretacioacuten estructural
Prolongar en dos antildeos o maacutes el seguimiento de este Proyecto de
aplicacioacuten de trazadores en Auca pues hasta ahora no se tiene ninguna
respuesta significativa ya que no se ha producido la aparicioacuten del trazador
Aplicar esta misma teacutecnica de inyeccioacuten de tritio utilizando otros pozos del
mismo campo o en otros campos pero esta vez definiendo una malla
cerrada y con distancias razonables (maacuteximo de 400 o 500 metros) para lo
cual se propone que se perforen pozos inyectores y no que se utilice
pozos productores obsoletos o que han dejado de producir para hacerlos
inyectores En definitiva buscar la excelencia al realizar este tipo de
trabajos para que se puedan obtener muy buenos resultados
Instruir a los ingenieros en reservorios en esta teacutecnica de inyeccioacuten de
trazadores puesto que tiene un gran futuro en su aplicacioacuten ya que
muchas empresas operadoras estaacuten entrando en la fase de Recuperacioacuten
Secundaria para lo cual necesitan recabar informacioacuten del desplazamiento
de fluidos en el reservorio
Tener un mayor cuidado a la hora de manejar los frascos usados para el
muestreo para asiacute prevenir una contaminacioacuten involuntaria que produzca
resultados anoacutemalos en las curvas de respuesta
Realizar un tratamiento por calentamiento y destilacioacuten con cada muestra
de agua para corregir la irregularidad de los valores considerados como
ldquofondordquo o ldquobackgroundrdquo
Perfeccionar el programa de simulacioacuten PORO TracerSim para que
considere otros paraacutemetros importantes y genere resultados maacutes oacuteptimos
112
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS
bull BABY P RIVADENEIRA M R BARRAGAacuteN Editores Cientiacuteficos (Oct
2004) La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo
bull CISNEROS LOACHAMIacuteN Pablo G (Abr 2006) Modelo geoloacutegico para
probar la interconexioacuten de pozos en el Campo Sacha Tesis de grado
(EPN)
bull COMISIOacuteN ECUATORIANA DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA Archivos Teacutecnicos del
Proyecto de aplicacioacuten de radiotrazadores en el Cam po Auca (2007)
bull DELGADO ORTEGA Byron A (Dic 2005) Anaacutelisis teacutecnico econoacutemico para
incrementar la produccioacuten mediante recuperacioacuten sec undaria por
inyeccioacuten de agua en el Campo Auca Sur Tesis de grado (EPN)
bull MAGGIO Guillermo E Noldor SRL Recuperacioacuten asistida de petroacuteleo
httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesrecsechtm
bull ORGANISMO INTERNACIONAL DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA ndash PROYECTO
ARCAL XLIII (Dic 2000) Aplicaciones industriales de radiotrazadores y
fuentes selladas de radiacioacuten
bull PEREYRA Boliacutevar Radioisoacutetopos y sus aplicaciones bioloacutegicas
httpwwwcinvestavmxcgseuprmanualcaldishtml
bull SOMARUGA Carlos Noldor SRL Estudio de transferencia entre pozos
petroliacuteferos httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesyacimientozxpdf
bull UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO Facultad de Ingenieriacutea Curso
Regional de Capacitacioacuten Mecaacutenica de fluidos en yacimientos de
petroacuteleo y gas Argentina (2000)
113
ANEXOS
114
ANEXO 1
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENA ldquoTrdquo
115
ANEXO 2
CANALIZACIONES EN EL RESERVORIO
116
CANALIZACIONES
Cuando se realizan trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua es
muy posible que dicha agua inyectada no realice de manera eficaz el
desplazamiento de petroacuteleo sino que prefiera trasladarse a traveacutes de alguacuten
conducto que posea una gran permeabilidad A este conducto se lo conoce como
canalizacioacuten
La siguiente figura muestra como el agua de inyeccioacuten prefiere fluir a lo largo de
la canalizacioacuten sin efectuar el barrido por las capas saturadas de petroacuteleo
Esto representa un grave problema para los proyectos de inyeccioacuten de agua
puesto que no se estaacute cumpliendo el objetivo primordial que es el empuje del
petroacuteleo hacia los pozos productores Sin embargo con el uso de un radiotrazador
se puede determinar la presencia de canalizaciones en el reservorio
La presencia de una canalizacioacuten ocasionariacutea la aparicioacuten inmediata del trazador
en el pozo productor hacia el cual se dirige la canalizacioacuten Esta es la razoacuten de la
alta frecuencia de muestreo al inicio del proyecto puesto que se habla de pocos
117
diacuteas (de acuerdo a la distancia de los pozos) para que aparezca el trazador en el
pozo
Las figuras siguientes muestran el flujo del trazador en presencia de una
canalizacioacuten y sin ella
Ademaacutes es muy sencillo distinguir entre la curva de respuesta del paso de
trazador en presencia de una canalizacioacuten (figura)
118
0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000000
0002
0004
0006
0008
0010
0012
0014re
cupe
raci
on fr
acci
nal d
iaria
de
traz
ador
dias despues de la inyeccion
iquestCOacuteMO CORREGIR UN PROBLEMA DE CANALIZACIOacuteN
La manera mecaacutenica de hacerlo consiste en aislar la zona donde estaacute localizada la
canalizacioacuten para lo cual se debe instalar un packer adicional que cumpla con
dicha funcioacuten (figura)
El otro meacutetodo es realizar una inyeccioacuten de poliacutemeros para lo cual
Trazador canalizado
Trazador sin canalizar
119
bull Se inyecta agua al reservorio la cual se va a canalizar a lo largo de las capas
maacutes permeables
bull Luego se inyecta el poliacutemero requerido el cual tapona las capas sentildealadas por
el agua de inyeccioacuten
bull Finalmente el agua se desliza por las zonas que no habiacutean sido barridas
120
121
ANEXO 3
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DE TRAZADOR HACIA LOS POZOS PRODUCTORES
Curvas de paso de Trazador para valores de dispersividad de 03 m2 diacutea
y 0003 m2 diacutea
122
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-35
AUCA arena T PP-35Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 71331E-05 03 62175 dia1703413861
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 1035 1071225Volumen 392536 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
000001
000002
000003
000004
000005
000006
000007
000008
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 03
123
0
000005
00001
000015
00002
000025
00003
000035
00004
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 0003
124
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO PRODUCTOR AU-21
AUCA arena T PP-21Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 18397E-05 03 241069 dia660462002
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2038 4153444Volumen 1521972 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000002
0000004
0000006
0000008
000001
0000012
0000014
0000016
0000018
000002
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 03
125
0
000002
000004
000006
000008
00001
000012
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 0003
126
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-19
AUCA arena T PP-19Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 86393E-06 03 513351 dia1406440635
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2974 8844676Volumen 3241010 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000001
0000002
0000003
0000004
0000005
0000006
0000007
0000008
0000009
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacutebic
o)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 03
127
0
0000005
000001
0000015
000002
0000025
000003
0000035
000004
0000045
000005
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 0003
128
ANEXO 4
DIAGRAMA DE LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA DEL CAMPO AUCA
130
1 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE RIO
IacuteTEM CANTID DESCRIPCIOacuteN
1 1 Sistema de alimentacioacuten de hipoclorito
2 1 Sistema de alimentacioacuten de poliacutemero
3 3 Filtros flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)
4 1 Soplador de aire
5 1 Bomba de retrolavado
6 1 Torre de desoxigenacioacuten
7 2 Bombas de vaciacuteo
8 1 Bombas de transferencia de desoxigenacioacuten
9 1 Sistema de alimentacioacuten de biocida orgaacutenico
10 1 Sistema de alimentacioacuten eliminador de oxigeno
11 1 Tanque almacenamiento agua de riacuteo 1500 BBL
12 1 Sistema de alimentacioacuten de inhibidor de escala
13 1 Sistema control para agua formacioacuten y agua riacuteo 1500 BBL
2 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIOacuteN
IacuteTEM CANTIDAD DESCRIPCIOacuteN
1 1 Tanque de almacenamiento de agua formacioacuten 5000 BBL 2 1 Sistema de Bombas alimentacioacuten de quiacutemicos para flotacioacuten 3 1 Unidad de flotacioacuten (Hidrocelda USF modelo H-20D) 4 1 Bomba de transferencia 5 1 Bomba de recirculacioacuten 1 (En Hidrocelda)
6 1 Bomba de recirculacioacuten 2 (Tanque de retrolavado - tanque de almacenamiento) de agua de formacioacuten 5000 BBL
7 1 Filtro caacutescara de nuez (Filtro Autoshell modelo AWS-96) 8 1 Bomba de retrolavado 9 1 Tanque almacenamiento de agua de retrolavado 220 BBL 10 1 Tanque almacenamiento de agua tratada 5000 BBL
131
ANEXOS 5
CAUDALES DE AGUA INYECTADA MENSUALES DESDE ENERO 2007 A MARZO 2008
132
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 2700 2 4032 3 5357 4 0 5 2735 6 0 7 2243 8 0 9 3702 10 0 11 3269 12 4579 13 912 14 3487 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 3694 21 3277 22 0 23 891 24 0 25 3724 26 0 27 3928 28 0 29 1496 30 0
31 4846
PROMEDIO 1770
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 5010 3 480 4 5004 5 2243 6 4005 7 5265 8 4513 9 4622 10 2963 11 5890 12 5435 13 2576 14 1857 15 3227 16 4082 17 5160 18 5138 19 5140 20 5137 21 5467 22 5237 23 5306 24 5138 25 4573 26 5180 27 1423
28 2368
PROMEDIO 4016
133
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ABRIL 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5101 2 3689 3 2966 4 3503 5 4111 6 1124 7 931 8 3450 9 949 10 4001 11 5082 12 3668 13 4054 14 1786 15 4490 16 5050 17 4160 18 5200 19 5152 20 1427 21 2279 22 5012 23 5175 24 585 25 4268 26 2420 27 5181 28 5050 29 844
30 0
PROMEDIO 3357
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5775 2 4439 3 625 4 2334 5 737 6 5369 7 5047 8 3085 9 1378 10 4695 11 4849 12 4363 13 4450 14 5172 15 0 16 3366 17 4575 18 3810 19 5003 20 1195 21 2118 22 5120 23 1232 24 2753 25 5161 26 5128 27 5105 28 5188 29 5008 30 2008
31 4966
PROMEDIO 3679
134
BARRILES INYECTADOS
POR DIA (AUCA-12)
MAYO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 6135 3 5166 4 4070 5 1382 6 0 7 2336 8 1410 9 2328 10 0 11 2721 12 5154 13 5193 14 5134 15 4560 16 3117 17 1808 18 1808 19 1101 20 2700 21 5216 22 5084 23 3299 24 5099 25 5085 26 0 27 1870 28 5120 29 5240 30 5150
31 5500
PROMEDIO 3316
135
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JUNIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 5142 5142 2 5103 5103 3 2784 2784 4 2850 2850 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 1757 1757 9 6422 6422 10 5345 5345 11 2832 2832 12 1281 1281 13 820 820 14 2252 2252 15 1053 1053 16 2978 2978 17 5117 5117 18 5094 5094 19 5907 5907 20 1885 1885 21 2275 2275 22 0 0 23 0 0 24 3096 3096 25 1977 1566 3543 26 2606 1566 4172 27 2164 2035 4199 28 3184 1936 5120 29 4035 1860 5895 30 0 5528 5528
PROMEDIO 3082 Sin tren de agua de formacioacuten
136
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JULIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 5157 5157 2 4553 0 4553 3 3638 1603 5241 4 1801 3335 5136 5 0 5089 5089 6 0 4854 4854 7 2451 1975 4426 8 2906 1986 4892 9 2269 2851 5120 10 735 4425 5160 11 3557 886 4443 12 2709 2391 5100 13 1050 4113 5163 14 2826 2099 4925 15 2484 1896 4380 16 336 1902 2238 17 1146 0 1146 18 5095 0 5095 19 4338 0 4338 20 2141 0 2141 21 1519 1365 2884 22 3116 710 3826 23 3959 0 3959 24 1202 2895 4097 25 1995 2102 4097 26 2226 1906 4132 27 2467 1624 4091 28 1854 1993 3847 29 2660 1218 3878 30 4110 0 4110 31 658 3358 4016
PROMEDIO 4243
137
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
AGOSTO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1367 2659 4026 2 1890 2230 4120 3 4197 0 4197 4 2127 2048 4175 5 2165 1105 3270 6 1684 1830 3514 7 1055 2147 3202 8 1900 2200 4100 9 1348 1475 2823 10 2596 0 2596 11 4080 0 4080 12 2322 1778 4100 13 2990 0 2990 14 4100 0 4100 15 4100 0 4100 16 1600 0 1600 17 810 0 810 18 2400 0 2400 19 3800 760 4560 20 3233 1887 5120 21 5120 0 5120 22 5110 0 5110 23 4890 0 4890 24 5088 0 5088 25 4876 0 4876 26 3598 1525 5123 27 2138 2872 5010 28 0 2756 2756 29 2769 2312 5081 30 4547 0 4547 31 658 3358 4016
PROMEDIO 3919
138
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
SEPTIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 1660 0 1660 2 3800 1675 5475 3 3481 2332 5813 4 290 3981 4271 5 0 3721 3721 6 1625 3216 4841 7 2725 2620 5345 8 1458 3792 5250 9 4400 1574 5974 10 0 1996 1996 11 5600 0 5600 12 2660 0 2660 13 5540 0 5540 14 2489 1983 4472 15 4132 533 4665 16 4199 0 4199 17 3578 1860 5438 18 4175 1477 5652 19 5528 0 5528 20 3443 2155 5598 21 837 4542 5379 22 1269 4173 5442 23 1727 3422 5149 24 1714 3694 5408 25 3916 1687 5603 26 1101 4419 5520 27 3662 1875 5537 28 2010 3045 5055 29 4197 440 4637 30 0 2400 2400
PROMEDIO 4794
139
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
OCTUBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 3481 3481 2 0 5730 5730 3 4446 1264 5710 4 1767 3356 5123 5 1981 3375 5356 6 1675 3726 5401 7 1523 3926 5449 8 0 4051 4051 9 2283 3007 5290 10 494 4598 5092 11 1151 2867 4018 12 0 5066 5066 13 957 3629 4586 14 1899 3206 5105 15 0 5177 5177 16 4540 293 4833 17 4920 0 4920 18 5180 0 5180 19 3616 1574 5190 20 1797 3303 5100 21 1484 3646 5130 22 4302 818 5120 23 504 4606 5110 24 2312 2838 5150 25 1224 3698 4922 26 949 3925 4874 27 1497 3666 5163 28 875 4260 5135 29 1117 3955 5072 30 3698 1300 4998 31 0 3358 3358
PROMEDIO 4964
140
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
NOVIEMBRE 2007
DIA AGUA DE
RIO AGUA DE FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 4476 690 5166 2 1489 3554 5043 3 1478 3530 5008 4 1610 3534 5144 5 0 5110 5110 6 2989 2051 5040 7 2992 2474 5466 8 3869 1500 5369 9 2838 2178 5016 10 904 4133 5037 11 1741 3256 4997 12 1954 3064 5018 13 0 5110 5110 14 1607 3403 5010 15 3289 1778 5067 16 2273 0 2273 17 0 0 0 18 2566 0 2566 19 3231 0 3231 20 5073 0 5073 21 5160 0 5160 22 2863 2102 4965 23 2957 2220 5177 24 2562 2546 5108 25 2780 2203 4983 26 0 0 0 27 0 0 0 28 0 0 0 29 0 0 0 30 0 0 0
PROMEDIO 3838
141
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
DICIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 2820 2820 2 2100 3000 5100 3 4107 1020 5127 4 927 4173 5100 5 1755 3420 5175 6 1695 3489 5184 7 2966 2168 5134 8 2460 2633 5093 9 0 5090 5090 10 1799 3313 5112 11 2878 2243 5121 12 2012 3166 5178 13 2251 2742 4993 14 2035 3092 5127 15 3476 1744 5220 16 2126 2920 5046 17 1420 3597 5017 18 0 5168 5168 19 3110 1689 4799 20 1463 3740 5203 21 1241 3909 5150 22 0 5115 5115 23 0 4287 4287 24 2254 2784 5038 25 3620 1434 5054 26 1166 2540 3706 27 3440 1658 5098 28 157 4891 5048 29 423 4761 5184 30 1665 3474 5139 31 1821 3339 5160
PROMEDIO 4961
142
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 2398 2050 4448 2 933 4193 5126 3 2106 2953 5059 4 1460 3650 5110 5 3581 0 3581 6 2034 0 2034 7 5200 0 5200 8 1234 3876 5110 9 1690 3451 5141 10 3134 2008 5142 11 991 3315 4306 12 1661 3439 5100 13 3250 1874 5124 14 1832 3268 5100 15 558 3401 3959 16 2394 2396 4790 17 5250 786 6036 18 4473 698 5171 19 5163 0 5163 20 5120 0 5120 21 2168 2962 5130 22 2320 2639 4959 23 2035 2961 4996 24 3100 1894 4994 25 2912 2256 5168 26 3510 1533 5043 27 1288 3665 4953 28 2619 2475 5094 29 2635 2490 5125 30 1318 3843 5161 31 1434 3666 5100
PROMEDIO 4888
143
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1873 3215 5088 2 729 4083 4812 3 1764 3351 5115 4 2852 4413 7265 5 995 2694 3689 6 1276 3910 5186 7 2693 2447 5140 8 738 4269 5007 9 0 3777 3777 10 1318 3686 5004 11 298 3660 3958 12 0 5143 5143 13 1151 3352 4503 14 2376 2680 5056 15 3337 1779 5116 16 1197 3843 5040 17 2728 2301 5029 18 561 4613 5174 19 4668 433 5101 20 2916 1909 4825 21 900 4300 5200 22 0 5150 5150 23 1000 4100 5100 24 2522 2668 5190 25 1590 3610 5200 26 897 4239 5136 27 216 3957 4173 28 772 4412 5184 29 1761 3207 4968
PROMEDIO 4977
144
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 885 4275 5160 2 1435 3701 5136 3 1995 3147 5142 4 613 4550 5163 5 1046 4111 5157 6 1083 4049 5132 7 1266 3830 5096 8 911 4283 5194 9 611 3729 4340 10 2301 2859 5160 11 1763 3352 5115 12 1718 3407 5125 13 250 4042 4292 14 3903 1197 5100 15 3399 1711 5110 16 550 4569 5119 17 2444 2706 5150 18 1751 3365 5116 19 583 4529 5112 20 805 4331 5136 21 703 4193 4896 22 1872 3264 5136 23 1788 3352 5140 24 681 4467 5148 25 1456 3680 5136 26 2073 2969 5042 27 1923 3017 4940 28 1371 3653 5024 29 3933 1163 5096 30 3438 0 3438 31 0 2752 2752
PROMEDIO 4929
RESUMEN DE LOS BARRILES DE AGUA INYECTADA EN EL PER IODO ENERO 2007 A MARZO 2008
MES BARRILES DE AGUA
INYECTADA (PROMEDIO)
NUMERO DE DIAS SIN INYECTAR
Enero 1770 14 Febrero 4016 1 Marzo 3679 1 Abril 3357 0 Mayo 3316 4 Junio 3082 5 Julio 4243 0
Agosto 3919 0 Septiembre 4794 0
Octubre 4964 0 Noviembre 3838 6 Diciembre 4961 0
Enero 4888 0 Febrero 4977 0 Marzo 4929 0
PROMEDIO 4049
146
ANEXO 6
CALENDARIO DE MUESTREO DE ENERO 2007 A MARZO 2008
147
CALENDARIO DE MUESTREO
ANtildeO 2007
ENEROL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
FEBREROL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28
MARZOL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30 31
ABRILL M M J V S D30 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
MAYOL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
JUNIOL M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29 30
JULIOL M M J V S D30 31 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
AGOSTOL M M J V S D
1 2 3 4 56 7 8 9 10 11 1213 14 15 16 17 18 1920 21 22 23 24 25 2627 28 29 30 31
SEPTIEMBREL M M J V S D
1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
OCTUBREL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
NOVIEMBREL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30
DICIEMBREL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
ANtildeO 2008
ENEROL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
FEBRERO L M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29
MARZOL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
148
ANEXO 7
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO EN CADA PUNTO DE MONITOREO Y
CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR Y TANQUE DE LAVADO
PROYECTO ldquoAUCArdquo
149
FECHA VIAL No dias LECT10012007 6 0 1295712012007 13 2 1220716012007 20 6 sin inyeccioacuten18012007 27 8 sin inyeccioacuten23012007 34 13 sin inyeccioacuten25012007 41 15 sin inyeccioacuten30012007 48 20 14701022007 55 22 7706022007 62 27 sin inyeccioacuten08022007 69 29 sin inyeccioacuten13022007 76 34 sin inyeccioacuten15022007 83 36 10720022007 90 41 022022007 97 43 13727022007 104 48 4701032007 111 50 4706032007 118 55 7708032007 125 57 1713032007 132 62 sin inyeccioacuten15032007 139 64 020032007 146 69 3622032007 153 71 0627032007 160 76 2629032007 167 78 4603042007 173 83 0605042007 178 85 2610042007 183 90 012042007 188 92 017042007 193 97 51619042007 198 99 024042007 204 104 9926042007 209 106 001052007 214 111 187703052007 219 113 104808052007 224 118 sin inyeccioacuten10052007 229 120 sin inyeccioacuten15052007 234 125 180817052007 239 127 sin inyeccioacuten22052007 244 132 241824052007 249 134 103829052007 254 139 25231052007 259 141 49205062007 264 146 37207062007 269 148 44212062007 274 153 24219062007 279 160 sin inyeccioacuten26062007 284 167 11203072007 289 174 72210072007 294 181 sin inyeccioacuten17072007 299 188 112
CAMPO AUCA
POZO 12
150
FECHA VIAL No dias LECT24072007 304 195 8231072007 309 202 7207082007 314 209 14214082007 319 216 13221082007 324 223 25628082007 329 230 6605092007 334 238 14118092007 339 251 2109102007 344 272 15123102007 349 286 8106112007 354 300 11120112007 359 314 21111122007 364 335 18208012008 369 363 5512022007 374 398 65
151
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
152
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
153
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
154
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
155
FECHA VIAL No dias LECT10012007 2 0 18551712012007 9 2 49603716012007 16 6 213718012007 23 8 66723012007 30 13 28725012007 37 15 65730012007 44 20 413701022007 51 22 492706022007 58 27 34708022007 65 29 8713022007 72 34 31715022007 79 36 35720022007 86 41 107722022007 93 43 53727022007 100 48 46701032007 107 50 27706032007 114 55 2708032007 121 57 19713032007 128 62 21315032007 135 64 20620032007 142 69 28622032007 149 71 3627032007 156 76 11629032007 163 78 14603042007 169 83 8605042007 174 85 14610042007 179 90 17612042007 184 92 24617042007 189 97 55619042007 194 99 48624042007 200 104 10826042007 205 106 0801052007 210 111 7803052007 215 113 10808052007 220 118 010052007 225 120 8815052007 230 125 7817052007 235 127 12822052007 240 132 22824052007 245 134 3829052007 250 139 45231052007 255 141 25205062007 260 146 49207062007 265 148 37212062007 270 153 44219062007 275 160 24226062007 280 167 30203072007 285 174 42210072007 290 181 17217072007 295 188 282
CAMPO AUCA
POZO 35
156
FECHA VIAL No dias LECT24072007 300 195 8231072007 305 202 23207082007 310 209 14214082007 315 216 17221082007 320 223 21628082007 325 230 18605092007 330 238 15118092007 335 251 23109102007 340 272 12123102007 345 286 15106112007 350 300 28120112007 355 314 18111122007 360 335 19208012008 365 363 012022007 370 398 1311032008 375 426 201
157
FECHA VIAL No dias LECT10012007 4 0 30374712012007 11 2 21379716012007 18 6 40718012007 25 8 26723012007 32 13 8725012007 39 15 17730012007 46 20 137701022007 53 22 170706022007 60 27 21708022007 67 29 34713022007 74 34 13715022007 81 36 18720022007 88 41 18722022007 95 43 13727022007 102 48 25701032007 109 50 26706032007 116 55 12708032007 123 57 19713032007 130 62 10315032007 137 64 3620032007 144 69 14622032007 151 71 22627032007 158 76 10629032007 165 78 2603042007 171 83 5605042007 176 85 17610042007 181 90 13612042007 186 92 4617042007 191 97 18619042007 196 99 16624042007 202 104 16926042007 207 106 5901052007 212 111 23803052007 217 113 14808052007 222 118 8810052007 227 120 4815052007 232 125 28817052007 237 127 28822052007 242 132 6824052007 247 134 5829052007 252 139 19231052007 257 141 25205062007 262 146 8207062007 267 148 28212062007 272 153 29219062007 277 160 24226062007 282 167 43203072007 287 174 34210072007 292 181 27217072007 297 188 252
CAMPO AUCA
POZO 21
158
FECHA VIAL No dias LECT24072007 302 195 22231072007 307 202 26207082007 312 209 17214082007 317 216 14221082007 322 223 31628082007 327 230 26605092007 332 238 14118092007 337 251 26109102007 342 272 023102007 347 286 8106112007 352 300 22120112007 357 314 28111122007 362 335 25208012008 367 363 1412022007 372 398 5511032008 377 426 191
159
FECHA VIAL No dias LECT10012007 5 0 856712012007 12 2 406716012007 19 6 2718012007 26 8 14723012007 33 13 30725012007 40 15 14730012007 47 20 13701022007 54 22 6706022007 61 27 14708022007 68 29 4713022007 75 34 16715022007 82 36 14720022007 89 41 6722022007 96 43 11727022007 103 48 14701032007 110 50 15706032007 117 55 11708032007 124 57 14713032007 131 62 2015032007 138 64 5620032007 145 69 1622032007 152 71 11627032007 159 76 6629032007 166 78 9603042007 172 83 11605042007 177 85 5610042007 182 90 26612042007 187 92 1617042007 192 97 21619042007 197 99 10624042007 203 104 7726042007 208 106 001052007 213 111 7803052007 218 113 5808052007 223 118 13810052007 228 120 0815052007 233 125 8817052007 238 127 20822052007 243 132 5824052007 248 134 9829052007 253 139 24231052007 258 141 18205062007 263 146 24207062007 268 148 15212062007 273 153 13219062007 278 160 14226062007 283 167 27203072007 288 174 43210072007 293 181 7217072007 298 188 192
CAMPO AUCA
TANQUE DE LAVADO
160
FECHA VIAL No dias LECT24072007 303 195 10231072007 308 202 19207082007 313 209 7214082007 318 216 30221082007 323 223 19628082007 328 230 10605092007 333 238 13118092007 338 251 14109102007 343 272 9123102007 348 286 21106112007 353 300 12120112007 358 314 8111122007 363 335 15208012008 368 363 10512022007 373 398 10511032008 378 426 91
161
DATOS DE CONTROL EXTRA (cpm)
Fecha Agua de formacioacuten Agua de riacuteo 31072007 231 162 07082007 386 166 28082007 256 456 05092007 221 141 09102007 81 181 23102007 81 11 11122007 52 72 08012008 83 66 12022007 91 115 11032008 147 36
162
ANEXO 8
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO Y CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR
Curvas de paso del trazador
Curvas de trazador recuperado
ENSAYO ARGENTINA
163
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 6795 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 320 BqLDesviacuteo del fondo 68 BqLLiacutemite 658 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 27 -518112003 3 376 000 21 -1123112003 8 512 000 30 -202122003 17 273 000 32 009122003 24 199 000 37 516122003 31 355 000 33 123122003 38 432 000 44 1203012004 49 456 000 31 -112012004 58 378 000 39 719012004 65 516 000 51 1927012004 73 279 000 44 1206022004 83 391 000 57 2514022004 91 545 000 61 2925022004 102 545 000 54 2202032004 108 631 000 62 3011032004 117 476 000 66 3420032004 126 555 000 61 29
Datos (BqL)
0350
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL)Respuesta
00
00
164
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 000 79 4707042004 144 482 001 94 6215042004 152 544 001 112 8022042004 159 636 002 197 16529042004 166 712 004 243 21103052004 170 834 006 291 25911052004 178 758 009 374 34220052004 187 637 013 461 42927052004 194 817 018 517 48505062004 203 757 023 329 29713062004 211 698 027 465 43320062004 218 532 030 693 66103072004 231 724 043 817 78516072004 244 869 061 936 90429072004 257 553 074 1070 103811082004 270 768 094 1139 110724082004 283 913 121 1368 133606092004 296 1132 161 1538 150619092004 309 1194 209 1811 177902102004 322 1082 258 1947 191515102004 335 1037 309 2105 207328102004 348 932 356 2042 201010112004 361 893 399 1922 189023112004 374 910 440 1798 176606122004 387 887 479 1734 170219122004 400 772 511 1687 165501012005 413 788 543 1644 161214012005 426 798 574 1567 153527012005 439 762 604 1608 157610022005 453 731 633 1376 134424022005 467 785 657 948 91616032005 487 777 683 871 83930032005 501 763 698 643 611
Datos (BqL)Respuesta
1441984904660
21211998187118071760171816391686
1576186620122183
939108011541396
306447684813
266352442500
6382169216
48
Conc de trazador (BqL)
165
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 746 707 312 28027042005 529 750 713 276 24418052005 550 766 718 113 8108062005 571 743 720 82 5029062005 592 772 720 61 2920072005 613 813 720 53 2110082005 634 826 720 58 26
RespuestaConc de trazador (BqL)
5500
303265
Datos (BqL)
0
88
166
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-119 Produccioacuten promedio 10279 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 397 BqLDesviacuteo del fondo 41 BqLLiacutemite 604 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 545 000 32 -818112003 3 631 000 37 -323112003 8 476 000 43 302122003 17 555 000 41 109122003 24 634 000 39 -116122003 31 482 000 40 023122003 38 544 000 46 603012004 49 636 000 49 912012004 58 712 000 55 1519012004 65 834 000 58 1827012004 73 758 000 52 1206022004 83 637 000 71 3114022004 91 817 001 89 4925022004 102 545 001 105 6502032004 108 631 002 235 19511032004 117 476 004 387 34720032004 126 555 008 456 416
66199354424
003250
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
167
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 012 517 47707042004 144 714 019 670 63015042004 152 931 028 749 70922042004 159 1025 039 881 84129042004 166 1067 051 991 95103052004 170 1170 060 1156 111611052004 178 985 077 1307 126720052004 187 932 099 1567 152727052004 194 964 120 1840 180005062004 203 1041 152 1937 189713062004 211 1057 184 2154 211420062004 218 532 199 2263 222303072004 231 724 239 2401 236116072004 244 869 290 2514 247429072004 257 553 325 2739 269911082004 270 768 377 2929 288924082004 283 913 443 3006 296606092004 296 1132 525 3029 298919092004 309 1194 610 2842 280202102004 322 1082 682 2615 257515102004 335 1037 744 2371 233128102004 348 1245 813 2183 214310112004 361 1167 876 2271 223123112004 374 1346 945 1966 192606122004 387 1275 1002 1703 166319122004 400 1369 1054 1428 138801012005 413 1568 1108 1392 135214012005 426 1731 1164 1278 123827012005 439 1647 1212 1134 109410022005 453 1452 1251 915 87524022005 467 1573 1284 716 67616032005 487 1582 1323 651 61130032005 501 1561 1346 503 463
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
500
1171939727659
1765147714411322
2455226123592041
3099312929392706
2447256928083012
1855195821842299
976114613031572
487644726862
168
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1672 1365 429 38927042005 529 1635 1382 375 33518052005 550 1647 1402 294 25408062005 571 1651 1413 119 7929062005 592 1568 1413 37 -320072005 613 1682 1413 0 -4010082005 634 1426 1413 0 -40
Datos (BqL)Respuesta
87000
421364277
Conc de trazador (BqL)
169
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 10353 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 849 BqLDesviacuteo del fondo 67 BqLLiacutemite 1185 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 482 000 78 -718112003 3 544 000 73 -1223112003 8 636 000 91 602122003 17 712 000 87 209122003 24 834 000 83 -216122003 31 758 000 89 423122003 38 637 000 93 803012004 49 817 000 97 1212012004 58 545 000 112 2719012004 65 631 000 104 1927012004 73 476 000 92 706022004 83 555 000 78 -714022004 91 634 000 85 025022004 102 714 000 93 802032004 108 931 000 107 2211032004 117 1025 000 113 2820032004 126 1067 000 117 32
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
170
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1170 000 121 3607042004 144 985 000 112 2715042004 152 932 001 137 5222042004 159 964 003 381 29629042004 166 1041 008 525 44003052004 170 1057 011 429 34411052004 178 532 014 576 49120052004 187 724 021 678 59327052004 194 869 028 852 76705062004 203 553 036 968 88313062004 211 768 047 1045 96020062004 218 913 059 1240 115503072004 231 1132 093 1427 134216072004 244 1194 137 1781 169629072004 257 1082 186 2063 197811082004 270 1037 234 1879 179424082004 283 1245 295 2319 223406092004 296 1167 362 2571 248619092004 309 1346 447 2716 263102102004 322 1275 530 2783 269815102004 335 1369 613 2281 219628102004 348 1568 682 1470 138510112004 361 1731 732 1012 92723112004 374 1647 759 487 40206122004 387 1452 782 938 85319122004 400 1423 807 648 56301012005 413 1396 821 360 27514012005 426 1384 832 461 37627012005 439 1315 849 724 63910022005 453 1293 863 266 18124022005 467 1256 868 149 6416032005 487 1274 877 403 31830032005 501 1278 884 141 56
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
61
68419469343
906599293402
23121461980426
2334260227592835
1391176120581870
790911992
1195
452353505610
37053303
171
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1265 884 97 1227042005 529 1282 885 177 9218052005 550 1165 885 114 2908062005 571 1243 885 81 -429062005 592 1231 885 69 -1620072005 613 1273 885 37 -4810082005 634 1183 885 51 -34
Datos (BqL)Respuesta
0000
01000
Conc de trazador (BqL)
172
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 14472 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 236 BqLDesviacuteo del fondo 136 BqLLiacutemite 914 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 724 000 7 -1718112003 3 869 000 11 -1323112003 8 553 000 9 -1502122003 17 768 000 36 1209122003 24 913 000 43 1916122003 31 1132 000 25 123122003 38 1194 000 34 1003012004 49 1082 000 57 3312012004 58 1037 000 83 5919012004 65 1245 000 79 5527012004 73 1167 000 64 4006022004 83 1346 000 21 -314022004 91 1275 000 37 1325022004 102 1369 000 47 2302032004 108 1568 000 84 6011032004 117 1731 000 86 6220032004 126 1647 002 192 168
000
172
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
173
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1452 007 254 23107042004 144 1423 015 450 42615042004 152 1396 025 524 50122042004 159 1384 035 624 60029042004 166 1315 046 733 71003052004 170 1293 051 406 38211052004 178 1256 058 361 33720052004 187 1274 070 829 80527052004 194 1278 091 1747 172305062004 203 1265 130 2035 201113062004 211 1346 171 2091 206720062004 218 1275 207 2244 222003072004 231 1369 282 2367 234316072004 244 1568 374 2504 248029072004 257 1731 480 2551 252711082004 270 1647 578 2369 234524082004 283 1452 659 2245 222106092004 296 1573 748 2415 239119092004 309 1582 846 2672 264802102004 322 1561 947 2679 265515102004 335 1672 1059 2783 275928102004 348 1635 1171 2811 278710112004 361 1647 1285 2837 281323112004 374 1651 1401 2872 284806122004 387 1568 1517 3119 309519122004 400 1734 1649 3075 305101012005 413 1821 1785 2955 293114012005 426 1761 1907 2618 259427012005 439 1785 2017 2376 235210022005 453 1811 2117 1735 171124022005 467 1773 2191 1432 140816032005 487 1794 2274 993 96930032005 501 1803 2312 617 593
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
641
2517183515141045
3286324531242770
2906294129743017
2320250327782791
2428257526302445
1776207521362296
728393347829
235436512615
174
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1735 2337 457 43327042005 529 1784 2352 205 18118052005 550 1656 2361 119 9508062005 571 1735 2376 348 32429062005 592 1625 2376 78 5420072005 613 1782 2376 83 5910082005 634 1659 2376 29 5
Datos (BqL)Conc de trazador (BqL)
354000
469197104
Respuesta
175
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 33 -1318112003 3 276 000 41 -523112003 8 262 000 38 -802122003 17 314 000 57 1109122003 24 332 000 55 916122003 31 296 000 46 023122003 38 355 000 53 703012004 49 328 000 18 -2912012004 58 355 000 60 1419012004 65 279 000 34 -1227012004 73 245 000 50 306022004 83 264 000 21 -2514022004 91 332 000 33 -1325022004 102 371 000 81 3502032004 108 545 000 17 -2911032004 117 476 000 86 3920032004 126 434 000 72 26
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
176
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 471 000 37 -907042004 144 493 000 51 515042004 152 542 000 68 2222042004 159 544 000 113 6729042004 166 531 001 92 4603052004 170 526 001 85 3911052004 178 567 001 121 7520052004 187 517 002 259 21327052004 194 544 004 316 27005062004 203 532 007 472 42613062004 211 576 012 693 64720062004 218 531 016 684 63803072004 231 538 023 461 41516072004 244 546 028 359 31329072004 257 553 031 273 22711082004 270 632 037 511 46524082004 283 641 043 358 31206092004 296 673 051 687 64119092004 309 717 069 1468 142202102004 322 728 098 1914 186815102004 335 738 136 2281 223528102004 348 722 175 2201 215510112004 361 758 216 2319 227323112004 374 714 256 2254 220806122004 387 739 296 2176 213019122004 400 788 339 2359 231301012005 413 798 381 1905 185914012005 426 762 416 1862 181627012005 439 731 450 2031 198510022005 453 785 488 1626 158024022005 467 777 519 1432 138616032005 487 763 551 801 75530032005 501 746 566 721 675
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
729
212416941489814
2261246019811939
2353227424032339
32667114911963
430325236485
278439668660
47077219
00069
177
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 750 577 458 41227042005 529 766 589 824 77818052005 550 743 610 617 57108062005 571 772 626 472 42629062005 592 763 637 369 32320072005 613 721 643 115 6910082005 634 758 643 72 26
Datos (BqL)Respuesta
465354760
446844621
Conc de trazador (BqL)
178
ANEXO 9
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA CADA UNO DE LOS CASOS SUPUESTOS
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
179
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-35 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
180
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-21 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
181
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-19 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
182
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO UNO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
183
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO DOS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
184
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO TRES
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CUATRO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
185
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CINCO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
186
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SEIS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
187
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SIETE
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
188
K-116
G-12K-124
K-119 K-117
K-113
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
189
ANEXO 10
EXPLICACIOacuteN DEL PROGRAMA PORO TracerSim 10
190
iquestCUAacuteL ES SU ESPACIO DE TRABAJO
PORO TracerSim permite el uso de un espacio de trabajo que es el campo en el
cual estaacuten ubicados los pozos y las fallas La determinacioacuten de este espacio es
simple soacutelo hay que ingresar las coordenadas que limitan el aacuterea de trabajo en
los cuadros de texto
El aacuterea de trabajo puede ser modificada faacutecilmente cuando se requiera hacerlo
Otra manera de modificar el espacio de trabajo es haciendo click en el siguiente
iacutecono
Con lo cual se despliega el siguiente cuadro de diaacutelogo donde usted puede
cambiar los valores del espacio de trabajo
Xmax Xmin
Ymax
Ymin
191
iquestCOacuteMO SE INGRESAN LOS POZOS DEL ARREGLO
Para insertar un pozo sea PRODUCTOR o INYECTOR debe hacer click en el
iacutecono correspondiente de la barra de elementos a la izquierda de la pantalla
192
Con esto aparece un cuadro de diaacutelogo donde debe ingresar los siguientes datos
bull El caudal del pozo (dependiendo si el pozo es PRODUCTOR o
INYECTOR)
bull Posicioacuten en X
bull Posicioacuten en Y
No es necesario ingresar las posiciones en X y Y con el teclado usted puede
hacer click con el mouse en cualquier lugar del espacio de trabajo o campo y
cambiaraacuten automaacuteticamente los valores en el cuadro de diaacutelogo Usted puede
seguir las coordenadas en las que se encuentra el puntero del mouse con el
indicador de posicioacuten
Una vez escritos los valores debe hacer click en aceptar y asiacute seraacute insertado el
elemento Ademaacutes aparece una imagen en el lugar que le corresponde dentro del
espacio de trabajo o campo la misma que permite diferenciar si el pozo es
PRODUCTOR o INYECTOR
PRODUCTOR
INYECTOR
Indicador de posicioacuten
193
iquestCOacuteMO SE ELIMINAN LOS POZOS INSERTADOS
Usted debe hacer click derecho en la imagen que corresponde al pozo que desea
borrar con lo cual aparece el siguiente menuacute que permite eliminar el pozo
seleccionado
iquestCOacuteMO ENMENDAR LOS POZOS INSERTADOS
Para modificar un pozo ya insertado solo debe hacer click en la imagen del pozo
para abrir el mismo cuadro con el que se insertaron los pozos Asiacute puede
modificar aquellos valores que quiera corregir y luego hacer click en Aceptar
iquestCOacuteMO INSERTAR MODIFICAR Y REMOVER LAS FALLAS
Usted debe hacer click en el botoacuten Fallas y apareceraacute el siguiente cuadro
Este cuadro muestra una lista de las fallas insertadas en el campo o espacio de
trabajo hacienda click en el botoacuten Nueva falla aparece el siguiente cuadro
194
Las fallas se insertan de manera similar a los pozos escribiendo las coordenadas
de dos puntos que definan la liacutenea de la falla en el cuadro anterior Para utilizar el
mouse en lugar de ingresar las coordenadas en el cuadro debe hacer click en la
Posicioacuten X del Punto 1 y luego hacer click en la posicioacuten del campo o espacio de
trabajo Asiacute se escribiraacute automaacuteticamente los valores de X y Y
Para insertar el Punto 2 debe hacer click en la Posicioacuten X del punto 2 y luego
hacer lo mismo que para el primer punto Se puede cambiar los valores las veces
que sean necesarias hasta encontrar la posicioacuten correcta de la falla En el campo
o espacio de trabajo aparece la siguiente imagen
Para eliminar una falla ya insertada debe hacer click en la falla correspondiente
de la lista de fallas y luego en el botoacuten Eliminar del mismo cuadro
Para modificar una falla ya existente debe hacer doble click en la falla
correspondiente de la lista de fallas o seleccionar con un click la falla y luego el
botoacuten Modificar con el que apareceraacute el mismo cuadro que se utilizoacute para insertar
las fallas Soacutelo debe modificar las coordenadas de X y Y de ambos puntos que
definen la liacutenea de falla Tambieacuten puede usar el mouse en la misma manera que
se usa para insertar una nueva falla
PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO Y GRAacuteFICO
Haciendo click en el siguiente iacutecono
Falla insertada
Imagen de la falla mientras estaacute siendo insertada
195
Apareceraacute el siguiente cuadro que permite la modificacioacuten del color de las liacuteneas
de flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria ademaacutes desde aquiacute se
pueden poner nuevos liacutemites para el espacio de trabajo
Paraacutemetros del problema Aquiacute se deben ingresar los valores de dispersividad
porosidad y espesor Ademaacutes la masa de trazador inyectado y el tiempo
demorado en la inyeccioacuten
Caacutelculo de las liacuteneas de flujo Se requieren los valores para definir el nuacutemero de
liacuteneas de flujo del problema el aacutengulo barrido por las mismas y la distancia entre
dos puntos sucesivos de la liacutenea Tambieacuten se requiere ingresar el tope o liacutemite de
los puntos
Tiempo de respuesta Aquiacute se ingresan los rangos de tiempo que seraacuten
expuestos en la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
Menuacute de Frecuencia Estos valores son requeridos por el programa de caacutelculo
El meacutetodo de caacutelculo trabaja en el dominio de la frecuencia por lo cual son
necesarios estos valores Al ponerlos adecuadamente se puede encontrar
mejores soluciones de acuerdo al problema que se resuelve
196
iquestCOacuteMO CALCULAR LAS CURVAS DE RECUPERACIOacuteN FRACCIONA L
DIARIA
Una vez que han sido insertados todos los elementos (pozos productores
inyectores y fallas) se debe seleccionar un pozo PRODUCTOR y un INYECTOR
Un borde rojo en el siacutembolo del pozo significa que el elemento ha sido
seleccionado
(Observe la diferencia entre el cuadrado y el ciacuterculo para distinguir la seleccioacuten
de un PRODUCTOR y de un INYECTOR)
Verificar que los paraacutemetros de caacutelculo sean los correctos y hacer click en el
botoacuten de Caacutelculo y graacutefico el cual muestra un cuadro de diaacutelogo que le
preguntaraacute si desea continuar o no Haga click en Siacute De esta manera el programa
empezaraacute a calcular las liacuteneas de flujo y las curvas de recuperacioacuten fraccional
diaria Una vez completado el proceso se mostraraacute la pestantildea de las liacuteneas de
flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria
En la pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria apareceraacute algo como
el siguiente dibujo
Pestantildea de las liacuteneas de flujo
Pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
197
Note que en la barra de herramientas aparecen dos iacuteconos que permiten imprimir
y copiar la imagen mostrada en la pantalla
NUEVO ABRIR GUARDAR GUARDAR COMO IMPRIMIR
PORO TracerSim permite la creacioacuten de nuevos documentos guardarlos e
imprimirlos en la misma manera que se hace con otros programas que utilizan el
mismo sistema operativo Los archivos con los que PORO TracerSim trabaja
tienen la extensioacuten PORO
CERTIFICACIOacuteN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Viacutector Xavier Salcedo Leoacuten
bajo mi supervisioacuten
Ing Rauacutel Valencia MSc DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTOS
Al personal docente de la Facultad de Ingenieriacutea en Geologiacutea y Petroacuteleos por todos
sus conocimientos impartidos durante este periacuteodo universitario
Al Ingeniero Rauacutel Valencia por haber dirigido este Proyecto de Titulacioacuten con la
sabiduriacutea y responsabilidad que lo caracteriza
A todo el personal de la Comisioacuten Ecuatoriana de Energiacutea Atoacutemica en especial a los
ingenieros Ceacutesar Altamirano Marco Fajardo y Danilo Rosales por su valioso
asesoramiento
Al Ingeniero Irving Salazar de la Unidad de Investigacioacuten y Desarrollo Tecnoloacutegico de
Petroecuador por sus ensentildeanzas y la motivacioacuten brindada para realizar este
trabajo
A mi querida familia mi madre Sonia Leoacuten y mis hermanos Veroacutenica Gustavo y
Yecenia por todo el apoyo recibido de su parte Sin ustedes no hubiera podido llegar
hasta aquiacute realmente mis logros son los suyos
A todos mis compantildeeros de aula en especial aquellos con los que paseacute maacutes tiempo
Mayra Moacutenica Elizabeth Anabela Santiago y Marco por todas las cosas que he
aprendido de ustedes
Al buen Dios que puso Sus ojos en mi vida valorando lo que quizaacutes otros no veiacutean
en miacute Eres el motor que me leva a seguir adelante Lo eres todo y fuera de Ti
ninguna cosa quiero en la vida
DEDICATORIA
A mi familia mis profesores mis compantildeeros de universidad mis amigos del
ministerio maacutes especial de todo el mundo
Al mejor amigo que puede existir te dedico no soacutelo este trabajo sino cada segundo
de mi vida de verdad mil gracias
VI
CONTENIDO
CAPIacuteTULO 1 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DI NAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 1
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO 1 111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO 1
112 LA ESTRUCTURA AUCA 1
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIOS 1
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS 5
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS 6
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO 6
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo 6
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo 7
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUCA 8
1171 Arenisca ldquoUrdquo 8
1172 Arenisca ldquoTrdquo 8
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 9
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS 9
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO 11
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO 12
1231 Porosidad 12
1232 Permeabilidad 13
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS 14
1241 Mojabilidad 14
1242 Tensioacuten Superficial 15
125 PRESIOacuteN CAPILAR 16
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN 18
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 19
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 20
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo 20
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua 21
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS 24
VII
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES 25
1211 CONCLUSIOacuteN 26
CAPIacuteTULO DOS TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADOR ES EN EL YACIMIENTO 27
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES 27 211 CONCEPTO DE TRAZADOR 27
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES 27
22 TRAZADORES RADIACTIVOS 29 221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTRAZADORES 30
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO 30
223 EL TRITIO 31
2231 Medicioacuten de tritio 33
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 33
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE INTERCONEXIOacuteN DE POZOS 35
231 INYECCIOacuteN 36
232 MUESTREO 38
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS 39
234 RESPUESTA TEMPORAL 41
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal 42
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA 43
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS 46
2361 Modelos Simples 46
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR 48
CAPIacuteTULO TRES APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRA ZADORES EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS 50
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 50 311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE 50
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse 51
3112 Liacutemite de deteccioacuten 52
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una distancia determinada 53
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 55
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN DEL TRAZADOR 56
VIII
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES 63 331 MUESTREO 63
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR 64
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD 65
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008 66
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO 72
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA 72
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZADA EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 73
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 76
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido 76
34 CURVAS DE RESPUESTA 78 341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA 78
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA 79
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo 80
3312 Correccioacuten por el background 81
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo 81
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA) 82 341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12 82
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES 83
3421 Encabezado 84
3422 Fondo Promedio 84
3423 Desviacuteo del fondo 85
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable 85
3425 Actividad Neta 86
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo 86
3427 Caudal Producido 86
3428 Actividad Recuperada de trazador 87
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA 89
3431 Pozo K-124 89
3432 Pozo K-119 90
3433 Pozo K-116 90
IX
3434 Pozo K-117 91
3435 Pozo K-113 92
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado 92
3437 Direcciones preferenciales de Flujo 93
CAPIacuteTULO CUATRO INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTEN IDOS A PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95 411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA 95
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS 96
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO 96
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO 98 431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES 99
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES 100 441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo 102
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo 102
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE 103
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo 104
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo104
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo 105
CAPIacuteTULO CINCO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 107
51 CONCLUSIONES 107
52 RECOMENDACIONES 110
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 112
ANEXOS 113
X
IacuteNDICE DE FIGURAS
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca 2
12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo 3
13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314 4
14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca 5
15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo 9
16 Estructura anticlinal 10
17 Falla Geoloacutegica 10
18 Porosidad efectiva no efectiva y total 13
19 Efecto del tamantildeo del grano sobre la permeabilidad
110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material
soacutelido y de las condiciones de su superficie
111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las
moleacuteculas de liacutequido
112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua
y mercurio en una superficie
113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de descenso del liacutequido
115 Drenaje e imbibicioacuten
116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los
canales porales de baja permeabilidad
120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el
diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que
permanecen atrapadas en los poros
122 Curvas de permeabilidad relativa
XI
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
21 Esquema de un experimento con trazador
22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
24 Esquema de desintegracioacuten de la partiacutecula de agua tritiada
25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de
inyeccioacuten
210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
212 Casos tiacutepicos de respuesta de pozos productores ante una
inyeccioacuten puntual de trazador
213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad
31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del
Campo Auca
32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
XII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
319 Muestra del pozo inyector Auca-12
320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin
adicionar demulsificante
322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de
demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una
cubeta
326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para
separar el crudo
327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo
sobrante en los sumideros
329 Muestra en el Tanque de lavado
330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su
correspondiente lectura
337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido
por cada pozo del ensayo Argentina
XIII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva
de paso del trazador del pozo K-119
341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos
productores del ensayo Argentina
343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo
Argentina
41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo
productor respecto del pozo inyector
42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador
PORO TracerSim
43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para
la simulacioacuten
44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de
simulacioacuten
45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 2
46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 3
47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 4
48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 5
49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 6
410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 7
XIV
RESUMEN DEL PROYECTO
El presente proyecto de titulacioacuten consiste en realizar un estudio de la teacutecnica de
radiotrazadores para analizar el comportamiento dinaacutemico que presenta el agua
de inyeccioacuten a traveacutes de un yacimiento en el que se planea implementar la
Recuperacioacuten Secundaria
El estudio comienza con la descripcioacuten geoloacutegica del yacimiento que proporciona
un conocimiento claro del reservorio con el que se estaacute trabajando y permite
conocer el arreglo que forman los pozos productores y el inyector Ademaacutes se
analizan brevemente los paraacutemetros que influyen en el desplazamiento del agua
de inyeccioacuten dentro del yacimiento y que intervienen por ende en la recuperacioacuten
de petroacuteleo
En el segundo capiacutetulo se presenta una breve descripcioacuten de los conceptos
baacutesicos de los trazadores y en especial se muestra de una manera maacutes amplia
todo el procedimiento efectuado al utilizar trazadores radiactivos asiacute como los
caacutelculos que se realizan en el mismo
El tercer capiacutetulo muestra los datos reales del seguimiento realizado al proyecto
que actualmente se lleva a cabo en el campo Auca Se explica claramente el
arreglo de pozos escogido los puntos de monitoreo el caacutelculo de la cantidad de
trazador a inyectarse y el procedimiento baacutesico de inyeccioacuten en el pozo Ademaacutes
se presentan los caudales del agua inyectada durante el tiempo transcurrido para
el proyecto real Tambieacuten se indica el plan de muestreo el procedimiento para
tomar las muestras de cada punto de monitoreo y separar el agua de las mismas
la preparacioacuten de cada muestra de agua para el anaacutelisis en el contador de
centelleo liacutequido el procedimiento baacutesico de operacioacuten del contador de centelleo
liacutequido Despueacutes se presentan las curvas de paso obtenidas hasta el momento
para cada punto de monitoreo y las conclusiones baacutesicas que se pueden deducir
de las mismas
A partir de estas conclusiones se observa que el proyecto real de campo ha
experimentado una serie de desavenencias siendo el principal problema que auacuten
XV
no ha aparecido el trazador en ninguno de los pozos lo cual es contradictorio con
el modelo matemaacutetico realizado
Se muestra las diferentes correcciones que se realizan a las curvas de respuesta
luego de las cuales se procede a analizar los porcentajes de trazador recuperado
en cada pozo para obtener las direcciones preferenciales de flujo En esta parte
del proyecto se presenta un ensayo ajeno al estudio del Campo Auca con el
objetivo de explicar el procedimiento subsiguiente a la obtencioacuten de las curvas de
paso del trazador La razoacuten de esta iniciativa es la demora en la culminacioacuten del
proyecto de Auca el cual se piensa prolongar en un antildeo o dos Este ensayo
explica el meacutetodo para determinar las direcciones preferenciales de flujo a partir
de la cantidad de trazador recuperado en cada pozo del arreglo
En el capiacutetulo cuatro se explica la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim
que es un simulador sencillo que modela las curvas de respuesta y permite
obtener de manera esquemaacutetica las liacuteneas de corriente trazadas por el agua de
inyeccioacuten desde el inyector hacia los pozos productores del proyecto Auca
El capiacutetulo cinco contempla las conclusiones y recomendaciones del Proyecto La
conclusioacuten general se refiere a la explicacioacuten de las posibles causas que se
atribuyen a la desaparicioacuten del trazador en el proyecto real de campo
XVI
PRESENTACIOacuteN
Los mecanismos naturales de produccioacuten y explotacioacuten conocidos como
produccioacuten primaria contribuyen a la extraccioacuten de alrededor del 25 del petroacuteleo
almacenado en el reservorio permaneciendo el 75 restante incluido en los
poros y fisuras de las rocas Como la mayoriacutea de los reservorios se encuentran en
zonas saturadas con gases diluidos los mencionados mecanismos naturales se
basan principalmente en la accioacuten del agua que desplaza el petroacuteleo hacia los
pozos productores y a la expansioacuten de los gases
Sin embargo todo reservorio llega a una etapa en la cual la produccioacuten de crudo
ya no se efectuacutea de manera espontaacutenea es decir no se puede extraer maacutes
petroacuteleo con la energiacutea propia del yacimiento Por lo cual es necesario
suministrar una energiacutea que proporcione un empuje al ldquobanco de petroacuteleordquo Este
proceso se conoce como Recuperacioacuten Secundaria y consiste en la inyeccioacuten de
agua a traveacutes de determinados pozos (inyectores) que obligue al desplazamiento
de petroacuteleo hacia el resto de pozos (productores)
La Recuperacioacuten secundaria o ldquoasistidardquo ha adquirido una importancia relevante
para incrementar la produccioacuten de crudo y se ha transformado en una praacutectica
corriente en la mayoriacutea de los yacimientos Por ello cualquier teacutecnica que permita
alcanzar un conocimiento maacutes acabado del comportamiento del fluido de inyeccioacuten
en cada arreglo tendraacute necesariamente un amplio campo de aplicacioacuten
Al respecto el empleo de trazadores brinda una informacioacuten de inestimable valor en
relacioacuten al comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y del petroacuteleo
recuperado en yacimientos que operan bajo asistencia hiacutedrica La informacioacuten que
surge de su aplicacioacuten no puede ser obtenida por medio de ninguna otra teacutecnica por
lo que constituyen la mejor opcioacuten cuando se trata de valorar fenoacutemenos tales como
la existencia de heterogeneidades en la roca reservorio comunicaciones verticales
entre estratos entre otros
XVII
Por esta razoacuten el presente proyecto estaacute encaminado a estudiar el uso de un
trazador radiactivo con el fin de obtener informacioacuten respecto del comportamiento
del agua de inyeccioacuten en un reservorio en el cual se preveacute realizar un proyecto de
recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
El estudio se realiza a partir del proyecto real que se lleva a cabo en el Campo Auca
con un arreglo de un pozo inyector y tres pozos productores los cuales describen
una malla abierta El trazador utilizado es una solucioacuten de agua tritiada de una
concentracioacuten de 28 Curios de tritio inyectada en la arena ldquoTrdquo en enero de 2007 A
lo cual sigue un plan de muestreo de cada pozo productor y la correspondiente
lectura de muestras a fin de obtener la concentracioacuten de actividad en cada una de
ellas Con la ayuda de un ensayo similar (cuyos datos provienen de un yacimiento
argentino) se explica los caacutelculos realizados para obtener las curvas de respuesta y
la recuperacioacuten de trazador en cada pozo y subsiguientemente se grafican las
liacuteneas de corriente trazadas por el agua de inyeccioacuten considerando las barreras
sellantes que contempla el mapa estructural del Campo Auca
En definitiva este proyecto detalla la aplicacioacuten de los radiotrazadores sus
fundamentos y procedimientos como una de las teacutecnicas maacutes empleadas para
recabar informacioacuten del comportamiento dinaacutemico de un fluido inyectado en el
yacimiento
CAPIacuteTULO 1
DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL
COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO
111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO
El Campo Auca estaacute ubicado en la cuenca oriental al nororiente de la Regioacuten
Amazoacutenica a unos 260 Km al este de Quito y aproximadamente 100 Km al Sur de
la frontera con Colombia Tiene una longitud aproximada de Norte a Sur de 23 Km
con una franja de territorio de aproximadamente 92 2Km (Figura 11)
Este campo fue descubierto con la perforacioacuten del pozo Auca 1 que se inicioacute el
16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970 alcanzando una
profundidad de 10578 pies Su produccioacuten fue de 3072 BPPD de los reservorios
Holliacuten (31ordm API) y ldquoTrdquo (27ordm API)
112 LA ESTRUCTURA AUCA
Es un anticlinal bastante simeacutetrico elongado en direccioacuten NNO-S de
aproximadamente 23 km de longitud que se ensancha en direccioacuten norte (figura
12) con muy poca alteracioacuten tectoacutenica al techo de la arenisca U principal Las
fallas observadas en las secciones siacutesmicas alcanzan solamente Holliacuten y Napo
Basal (figura 13)
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIO S
Los principales reservorios de la columna estratigraacutefica del Campo Auca (figura
14) son
Holliacuten Principal Es una arenisca masiva de cuarzo no pudieacutendose realizar una
descripcioacuten maacutes detallada por carecer de nuacutecleos
2
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca
3
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo
4
Holliacuten Superior Se trata de una arenisca cuarzosa de grano fino con contenido
alto a medio de glauconita e importante presencia de material carbonaacuteceo La
porosidad promedio es de 14
Arenisca ldquoTrdquo Consiste en una arenisca cuarzosa limpia de grano fino con
esporaacutedicas capas de arcilla Los poros en algunas muestras se encuentran
rellenas con illita y caolinita Su porosidad es del 12 en promedio Hacia arriba
(ldquoTrdquo Superior) se desarrolla una arenisca cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino en
partes con fuerte bioturbacioacuten
Arenisca ldquoUrdquo Arenisca cuarzosa limpia masiva Hacia el techo del cuerpo ldquoUrdquo
principal (el maacutes limpio y desarrollado ubicado en la parte inferior) se encuentran
limolitas en estratos delgados La arenisca ldquoUrdquo superior es una arenisca
cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino dispuesta en capas delgadas con importante
bioturbacioacuten En promedio presenta una porosidad del 13
Arenisca Tena Basal Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano
medio a grueso con un promedio de porosidad del 19
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314
5
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS
La arenisca Holliacuten se depositoacute en un ambiente fluvial evolucionando a un
ambiente platafoacutermico posiblemente estuarino con influencia mareal
Las areniscas ldquoTrdquo y ldquoUrdquo fueron depositadas luego de una importante regresioacuten
marina con un desplazamiento de la liacutenea de costa en direccioacuten Oeste a partir de
la cual y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con
ingresos fluviales afectados por mareas con facies menos desarrolladas de
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca
6
barras y litofacies de llanura lodosa y areniscas glauconiacuteticas de plataforma
marina somera
Al tiempo Tena Basal se describen rellenos de canal con clastos gruesos
conglomeraacuteticos a la base posiblemente de origen fluvial y en partes se observa
influencia mareal
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS
El crudo Holliacuten Inferior es de 27ordm- 30ordm el de Holliacuten Superior de 27ordm- 32ordm el de ldquoTrdquo y
ldquoUrdquo de 24ordm- 29ordm y el de Tena Basal de 20ordm- 22ordm
Una muestra de crudo Holliacuten dio un valor de 113 de azufre Dos muestras de
crudo ldquoTrdquo mostraron porcentajes de azufre de 117 y 138 dos muestras de
ldquoUrdquo de 157 y 216 y una muestra de crudo Tena Basal de 107
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo
El extremo norte del campo no se encuentra muy conectado con el resto del
reservorio sin embargo tiene un soporte de presioacuten dado por la presencia de un
acuiacutefero noroeste La falla entre AU-05 y AU-37 juega probablemente un papel de
barrera de permeabilidad
El grado de comunicacioacuten es muy bueno entre los pozos AU-10 AU-08 AU-31 y
AU-33 El pozo AU-10 que tiene un corte de agua de 55 se comunica con el
acuiacutefero del flanco oeste a traveacutes de la falla de direccioacuten norte-sur Los pozos AU-
09 y AU-29 parecen tener menos soporte de los acuiacuteferos y el pozo AU-29 estaacute
protegido del acuiacutefero Este por una falla sellante La ausencia de caracteriacutesticas
reservorio en los pozos AU-01 y AU-17 confirma que los pozos AU-09 y AU-29
son poco conectados
En la parte central del campo se observa el mantenimiento de la presioacuten desde
los flancos Este y Oeste El reacutegimen de presioacuten parece homogeacuteneo en el aacuterea con
la excepcioacuten del sector de los pozos AU-25 y AU-43 donde la presioacuten es menor
7
En la parte sur del campo no se tiene fallas principales Al sur el pozo AU-15
cuenta con un importante influjo de agua El acuiacutefero Oeste es maacutes deacutebil pero
tiene una comunicacioacuten con el aacuterea de produccioacuten a traveacutes de la falla de
orientacioacuten Norte-sur
Uacutenicamente el pozo AU-21 tiene un comportamiento particular con un alto corte
de agua pero un deacutebil soporte en presioacuten la ausencia de reservorio en AU-20
sugiere una barrera local entre AU-20 y AU-21 El Anexo 1 muestra el mapa
Estructural de la arena ldquoUrdquo
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo
El extremo norte del campo no es bien conectado con el resto del yacimiento
como lo reflejan las presiones iniciales de los pozos AU-04 y AU-40 con valores
de 2000 psia por arriba de la tendencia general El acuiacutefero asociado es deacutebil lo
que explica la importante caiacuteda de presioacuten que sigue el arranque de la
produccioacuten El frente de agua no llega al pozo AU-40 La ausencia de reservorio
en AU-05 puede jugar un papel de barrera de permeabilidad por degradacioacuten de
facies al Sur de eacutesta aacuterea
En el norte del campo los pozos AU-10 y AU-37 (con maacutes de 70 de agua) tienen
una comunicacioacuten con el acuiacutefero Oeste pero sin gran soporte de presioacuten La falla
Oeste de direccioacuten Norte Sur no es sellante Los pozos AU-10 AU-17 AU-19
AU-33 y AU-09 presentan la misma evolucioacuten de presioacuten y siguen la tendencia
general de presioacuten
En la parte central del campo se observa un soporte de presioacuten desde los flancos
Este y Oeste El pozo AU-18 con 3000 psia de presioacuten no estaacute bien conectado
con el aacuterea de produccioacuten principal que tiene 1500 psia en AU-11 al mismo
tiempo En el pozo AU-18 la declinacioacuten de presioacuten es maacutes raacutepida auacuten si estaacute
comunicado con el acuiacutefero localizado al Este como refleja su alto corte de agua
de 70 Una reduccioacuten de permeabilidad o transmisividad existe probablemente
entre los pozos AU-18 y AU-11
8
Tambieacuten el pozo AU-30 estaacute aislado con 3000 psia de presioacuten inicial respecto a
los 1300 psia de la tendencia principal Se supone una barrera de permeabilidad
entre los pozos AU-30 y los pozos AU-07 y AU-16
En el sur del campo el pozo AU-15 tiene un buen soporte de acuiacutefero sur En los
pozos AU-20 22 y 27 el corte de agua estaacute por debajo del 10 y los pozos AU-
13 14 y 15 tienen maacutes del 80 de agua Esto sugiere que la falla de direccioacuten
Norte Sur entre AU-27 y AU-15 es sellante
Los pozos AU-15 y AU-27 tienen la misma ubicacioacuten estructural y corte de agua
muy diferentes El pozo AU-03 ubicado entre AU-27 y AU-20 tiene 65 de corte
de agua mucho maacutes que estos pozos El Anexo 1 muestra el mapa Estructural de
la arena ldquoTrdquo
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUC A
1171 Arenisca ldquoUrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos
saturados de petroacuteleo que van de 4 a 50 pies la porosidad es de 9 a 21 y la
saturacioacuten inicial de agua estaacute en el rango de 13 a 49 su presioacuten inicial fue de
4141 psia y la presioacuten actual es 1450 psia La presioacuten al punto de burbuja es de
243 psia La saturacioacuten de agua actual es de 29 El mecanismo de produccioacuten
dominante es el empuje hidraacuteulico lateral no muy activo la produccioacuten acumulada
es de 3791 MM BN y el API estaacute en el orden de 18 a 22ordm
1172 Arenisca ldquoTrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados que
van de 1 a 80 pies concentrando los mejores espesores de pago entre 20 y 80
pies a lo largo del eje estructural de los pozos AU-26 hasta el AU-22 la porosidad
tiene un rango de 9 a 21 y las saturaciones de agua variacutean de 10 a 47 La
presioacuten inicial fue de 4213 psia y la actual es de 1585 psia La presioacuten de burbuja
es de 667 psia El mecanismo de produccioacuten dominante es el empuje hidraacuteulico
lateral no muy activo la produccioacuten acumulada es de 61942 MM BN con una
gravedad de 28ordm API
9
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO
DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
Como es sabido el agua de inyeccioacuten cumple la funcioacuten de empujar o desplazar
el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores a traveacutes del medio poroso
(Figura 15) Por tanto para entender el comportamiento dinaacutemico del agua
inyectada en el yacimiento es importante revisar las propiedades baacutesicas de la
roca y fluido que controlan el flujo de fluidos en dicho medio poroso ya que son
los paraacutemetros baacutesicos que influyen en su desplazamiento
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS
El reservorio es una acumulacioacuten de hidrocarburos en un medio poroso
permeable constituido por rocas sedimentarias En el momento del
descubrimiento esta acumulacioacuten de fluidos presenta valores de presioacuten y
temperatura de equilibrio en todo su volumen poral La presencia de un reservorio
implica la formacioacuten y migracioacuten de los hidrocarburos y su posterior acumulacioacuten
en una trampa geoloacutegica estructural-estratigraacutefica Un yacimiento o campo
petroliacutefero puede estar constituido por varios reservorios situados a diferentes
Figura 15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo
10
profundidades con distintas presiones y temperaturas Estos reservorios estaacuten
aislados a sus alrededores por rocas impermeables o tan poco permeables que
no permiten el paso de los fluidos Por eso se habla de ldquotrampa de hidrocarburosrdquo
Las trampas estructurales estaacuten limitadas por arriba mediante una roca
impermeable o ldquotechordquo El techo impide la migracioacuten del petroacuteleo y gas
La gran mayoriacutea de los reservorios estaacuten situados en trampas estructurales
selladas por rocas impermeables Estas se subdividen en anticlinales y fallas
Figura 16 Estructura anticlinal
Figura 17 Falla geoloacutegica
11
debido a la forma de los lechos sedimentarios y sus contactos con las rocas
impermeables como se muestra en las figuras 16 y 17 La estructura anticlinal
es el resultado de un pliegue de la roca que le dio origen La falla se produce
cuando el terreno se fractura ocasionando que los estratos que antes coincidiacutean
se separen
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO
La presioacuten del reservorio es la energiacutea disponible maacutes importante para la
explotacioacuten del mismo Esta presioacuten es la presioacuten de los fluidos confinados en los
poros de la roca-reservorio
En el proceso de recuperacioacuten primaria la produccioacuten de hidrocarburos se realiza
a expensas de la energiacutea natural del reservorio es decir sin inyectar masa ni
energiacutea Aquiacute el petroacuteleo se produce gracias a la expansioacuten de los fluidos y la
roca reservorio Los fluidos y la roca son capaces de expandirse ocupando el
lugar dejado por el petroacuteleo que se produce debido a su compresibilidad su
enorme volumen y la disminucioacuten de la presioacuten del reservorio a medida que
avanza la explotacioacuten
El caacutelculo del factor de recuperacioacuten en la recuperacioacuten primaria depende de
cuaacuteles son los mecanismos de drenaje imperantes Aunque en la mayoriacutea de
casos el petroacuteleo se produce por una combinacioacuten de estos mecanismos
En la recuperacioacuten secundaria el desplazamiento del agua de inyeccioacuten que
empujaraacute al banco de petroacuteleo depende directamente de la energiacutea con la que se
inyecta es decir de la presioacuten de inyeccioacuten Por tanto esta presioacuten determina
cuan efectivo seraacute el desplazamiento del petroacuteleo hacia el pozo productor pues
debe proporcionar la energiacutea necesaria para ocasionar el barrido sin detenerse
hasta lograr la produccioacuten del crudo Sin embargo el eacutexito de este mecanismo no
es inyectar a una presioacuten demasiado alta ya que se debe cuidar que el agua no
fracture la formacioacuten puesto que si la presioacuten de fracturamiento se excede el
agua fluiraacute a traveacutes de la fractura hacia el pozo de produccioacuten sin cumplir el
objetivo deseado
12
En definitiva la presioacuten de inyeccioacuten es de gran importancia al analizar el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten sin embargo existen muchos
paraacutemetros que tambieacuten deben tomarse en cuenta
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
Una roca sedimentaria constituye un reservorio de hidrocarburos comercialmente
explotable cuando presenta dos propiedades La primera es la capacidad para
acumular y almacenar fluidos definida como porosidad de la roca Esta es una
propiedad estaacutetica
Ademaacutes para poder extraer los fluidos almacenados en la roca debe ser posible
moverlos hacia los pozos productores bajo un pequentildeo gradiente de potencial La
segunda propiedad es entonces la capacidad para hacer mover (transferir) los
fluidos Se la define como permeabilidad de la roca y es una propiedad dinaacutemica
La porosidad requiere espacios vaciacuteos en la roca-reservorio La permeabilidad
necesita que dichos espacios vaciacuteos esteacuten interconectados
1231 Porosidad
La porosidad equivale a la fraccioacuten de vaciacuteos existentes en la unidad de volumen
de roca Puede ser medida en forma directa en el laboratorio utilizando una
muestra de roca denominada testigo corona (core sample) o indirectamente
mediante perfilaje de pozos (well logging)
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria La primaria se
debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio La secundaria se
debe a movimientos posteriores que desataron la presencia de fracturas
cavernas y otras discontinuidades en la matriz Estas discontinuidades no
aumentan mucho la porosidad pero siacute pueden influir grandemente en la
permeabilidad El incremento del flujo debido a la porosidad secundaria es de
gran intereacutes en la ingenieriacutea de reservorios
13
La porosidad tambieacuten puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos
interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados) La suma
de ambas constituye la porosidad total Figura 18
1232 Permeabilidad
La permeabilidad depende exclusivamente del medio poroso y es independiente
del fluido que lo inunda En un mismo reservorio pueden encontrarse diferentes
valores de permeabilidad desde 1 mD hasta 1 D
La geometriacutea de los poros de la roca determina el valor de la permeabilidad A su
vez dicha geometriacutea depende del tamantildeo y de la forma de los granos de la roca
y de la distribucioacuten del tamantildeo de granos
El tamantildeo de grano de la roca tiene una gran influencia en la permeabilidad
aunque su efecto es pequentildeo en la porosidad Dicho tamantildeo de grano estaacute
relacionado con la superficie mojada a menor tamantildeo de partiacutecula mayor
superficie de contacto soacutelido-fluido
Debido a la friccioacuten del fluido contra la superficie en el contacto soacutelido-fluido la
velocidad es nula y el esfuerzo de corte es maacuteximo Por eso se consume mayor
energiacutea (hay maacutes peacuterdidas por friccioacuten) para hacer pasar un fluido a traveacutes de un
lecho rocoso de grano fino que a traveacutes de un lecho de grano grueso (figura 19)
Figura 18 Porosidad efectiva no efectiva y total
14
En resumen la permeabilidad del medio poroso es de gran importancia al hablar
del desplazamiento del agua de inyeccioacuten puesto que el yacimiento debe permitir
que el banco de petroacuteleo (que es empujado por el agua) se movilice a lo largo de
eacuteste de la manera maacutes uniforme posible y es precisamente aquiacute donde interviene
la buena conectividad de los poros del medio que permitan esta movilidad
Ademaacutes es claro que el agua de inyeccioacuten optaraacute por desplazarse atravesando
aquellas zonas que presenten una mejor permeabilidad dentro de las cuales
pueden estar fracturas lo cual ocasionariacutea un desastre al no cumplirse el
objetivo Por esta razoacuten la permeabilidad y porosidad del la roca son
determinantes el comportamiento del agua de inyeccioacuten
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS
1241 Mojabilidad
Se define mojabilidad (o ldquohumectabilidadrdquo) como la capacidad de posee un liacutequido
para esparcirse sobre una superficie dada es una funcioacuten del tipo de fluido y de la
superficie soacutelida (figura 110) Un liacutequido moja a un soacutelido cuando la adhesioacuten del
liacutequido al soacutelido es mayor que la cohesioacuten de las partiacuteculas liacutequidas entre siacute (figura
110) El aacutengulo θ se denomina aacutengulo de contacto y sirve para cuantificar la
mojabilidad Cuando θ lt 90deg el fluido moja al soacutelido y se llama fluido mojante
Cuando θ gt 90deg el fluido se denomina fluido no mojante A siacute la mojabilidad tiene
soacutelo un significado relativo
Figura 19 Efecto del tamantildeo de grano sobre la permeabilidad
15
1242 Tensioacuten Superficial
Si sobre la superficie de un liacutequido se coloca con cuidado una aguja o laacutemina
delgada de metal eacutesta flota pese a ser maacutes pesada que el liacutequido Este
experimento demuestra la existencia de una aparente peliacutecula superficial
constituida por una o varias capas de moleacuteculas que actuacutean como una membrana
elaacutestica La aparente membrana se origina en la atraccioacuten que las moleacuteculas del
liacutequido ejercen entre siacute (figura 111) Asiacute en la superficie se crea una tensioacuten
denominada ldquotensioacuten superficialrdquo
Este concepto se extiende a la interfase entre dos fluidos donde se origina una
ldquotensioacuten interfacialrdquo La figura 112 muestra los efectos combinados de la
mojabilidad y la tensioacuten superficial
En un reservorio se encuentran hasta tres fases agua petroacuteleo y gas Soacutelo las
dos primeras pueden mojar la roca El gas es siempre no mojante Se considera
que la mayoriacutea de las rocas reservorio (arenas o calizas) son preferentemente
mojadas por agua (hidroacutefilas) Esta mojabilidad es natural considerando que las
rocas tienen un origen sedimentario y estuvieron depositadas originalmente en un
ambiente acuoso antes de que el petroacuteleo se formara y migrara hacia ellas
Figura 110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material soacutelido y de las condiciones de su superficie
16
Sin embargo numerosos estudios de laboratorio y observaciones del
comportamiento de reservorios permiten concluir que tambieacuten hay formaciones
preferentemente mojadas por petroacuteleo (oleoacutefilas) de mojabilidad intermedia y de
mojabilidad mixta
Esto uacuteltimo significa zonas mojadas por petroacuteleo y zonas mojadas por agua
dentro de un mismo reservorio
125 PRESIOacuteN CAPILAR
Otro ejemplo del efecto combinado de la mojabilidad y la tensioacuten interfacial es el
ascenso de un fluido mojante en un tubo capilar Si un tubo capilar se coloca en
Figura 111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las moleacuteculas de liacutequido
Figura 112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua y mercurio en una superficie
17
un recipiente con agua el agua es empujada hacia arriba por su mojabilidad y su
adhesioacuten al tubo de vidrio En cambio con el mercurio ocurre todo lo contrario
debido a su falta de mojabilidad y a su alta tensioacuten superficial (Figura 113)
El agua sube maacutes alto en tubos de menor diaacutemetro hasta que la fuerza de
ascenso es balanceada por el peso de la columna de agua Pero alliacute ocurre otro
efecto la fuerza de gravedad que empuja hacia abajo hace que la peliacutecula
superficial se curve
El petroacuteleo se comporta en forma similar pero su ascenso capilar es menor
(aunque sea maacutes liviano) porque su tensioacuten superficial es menor (figura 114)
De este modo la curvatura en la superficie de un liacutequido en un tubo capilar se
produce como resultado de una depresioacuten originada por el agua suspendida (que
la empuja hacia abajo) y la tensioacuten superficial (que resiste el descenso) La
presioacuten es menor en la parte convexa de abajo que en la parte coacutencava de arriba
Esta diferencia de presioacuten a traveacutes de la interfase es denominada presioacuten capilar
Los efectos combinados de la mojabilidad tamantildeo y forma de los poros y
tensiones superficiales e interfaciales producen las llamadas ldquofuerzas capilaresrdquo
en el reservorio las mismas que inciden en el barrido del petroacuteleo (por parte del
agua inyectada) ya que actuacutean como fuerzas retentivas del fluido De este modo
el agua inyectada proporciona una energiacutea que logre vencer dichas fuerzas por
Figura 113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
18
tanto las fuerzas capilares siacute intervienen en el comportamiento dinaacutemico del agua
de inyeccioacuten
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN
Se denomina drenaje al desplazamiento de un fluido mojante presente
originalmente en la muestra rocosa por un fluido no mojante La imbibicioacuten es el
desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante La figura 115
ilustra los procesos de drenaje e imbibicioacuten respectivamente
Cabe sentildealar que para introducir un fluido no mojante hay que vencer la presioacuten
capilar para lo cual se aplica una presioacuten de entrada que produzca el
desplazamiento En cambio el proceso de imbibicioacuten es espontaacuteneo pues la
presioacuten capilar introduce el fluido en la muestra
Dependiendo si la roca es oleoacutefila o hidroacutefila el desplazamiento del petroacuteleo por el
agua inyectada constituye un proceso de drenaje o imbibicioacuten respectivamente lo
cual significa que esto tambieacuten influye en el comportamiento dinaacutemico del agua de
inyeccioacuten De este modo si la roca es oleoacutefila el agua se desplazaraacute por los
canales porosos maacutes grandes empujando el petroacuteleo que pueda ya que el resto
de crudo se pegaraacute a los poros maacutes pequentildeos Pero si la roca es hidroacutefila el
Figura 114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de ascenso del liacutequido
19
Figura 115 Drenaje e imbibicioacuten
agua seraacute forzada a invadir los conductos maacutes estrechos desplazando al petroacuteleo
de los mismos y dejando gotas de crudo alojadas en los poros maacutes grandes
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
El movimiento del petroacuteleo hacia el pozo productor y su posterior extraccioacuten se
debe a dos procesos fiacutesicos que ocurren generalmente combinados
1 la expansioacuten de la roca el petroacuteleo el gas y el agua al disminuir la alta presioacuten
inicial del reservorio
2 el barrido del petroacuteleo hacia el pozo por las otras dos fases gas yo agua
20
Este segundo proceso puede ocurrir naturalmente durante la recuperacioacuten
primaria o artificialmente durante la recuperacioacuten secundaria Se lo cuantifica con
la eficiencia al desplazamiento (a nivel microscoacutepico) y con la eficiencia
volumeacutetrica de barrido (a nivel macroscoacutepico)
La eficiencia de desplazamiento se define como la fraccioacuten de petroacuteleo contactado
por las otras dos fases que es efectivamente movilizado por ellas
ED=Voluacutemen de petroacuteleo movilizado por gas yo aguavoluacutemen de petroacuteleo
contactado por gas yo agua
En los procesos de recuperacioacuten secundaria mediante la inyeccioacuten de agua o gas
se introduce el concepto de eficiencia volumeacutetrica Esta es una medida
tridimensional de la eficiencia del barrido Depende principalmente del esquema
de inyeccioacuten produccioacuten (o sea de la ubicacioacuten de los pozos inyectores y
productores) de la relacioacuten de movilidades entre la fase desplazante y
desplazada y tambieacuten de las heterogeneidades del reservorio Se la define como
la fraccioacuten del petroacuteleo ldquoin siturdquo que es contactado por el fluido inyectado
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo
La figura 116 es una representacioacuten de dos canales porosos en un reservorio
mojado por agua El agua connata tambieacuten denominada agua irreducible ocupa
una peliacutecula delgada adherida a los granos de la roca mientras que el petroacuteleo se
encuentra en el centro de los canales
La saturacioacuten de agua connata es mucho menor en las rocas reservorio mojadas
por petroacuteleo que en las mojadas por agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
21
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
Figura 116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
Figura 117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
22
Para un sistema con dos canales de distinto diaacutemetro (figura 119) el agua tiende
a penetrar por imbibicioacuten en el canal superior de menor permeabilidad gracias al
empuje adicional suministrado por la presioacuten capilar
En el canal inferior de mayor diaacutemetro el agua se mueve pegada a las paredes
de los granos mientras la saturacioacuten de petroacuteleo disminuye El petroacuteleo se ubica
como un filamento continuo a medida que su diaacutemetro decrece la tensioacuten
interfacial agua-petroacuteleo aumenta (figura 120)
Figura 118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
Figura 119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los canales porales de baja permeabilidad
23
El proceso continuacutea hasta que el filamento se quiebra formaacutendose gotas o
gloacutebulos de petroacuteleo (figura 121) Estas gotas adquieren formas
aproximadamente esfeacutericas debido a la alta tensioacuten interfacial y permanecen
atrapadas en los poros Para desentramparlas se necesitariacutea una diferencia de
presioacuten externa entre la parte de atraacutes y la de delante de la gota mayor que la
presioacuten capilar
Cabe sentildealar que el desplazamiento de petroacuteleo por gas o por agua deja
petroacuteleo sin barrer en el reservorio Su saturacioacuten se denomina saturacioacuten
residual de petroacuteleo En general la saturacioacuten residual de petroacuteleo al barrido por
Figura 120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
Figura 121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que permanecen atrapadas en los poros
24
gas es mucho mayor que al barrido por agua pues este uacuteltimo proceso de barrido
es maacutes eficiente
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS
Cuando en el reservorio fluyen dos o maacutes fluidos inmiscibles cada fluido interfiere
con el flujo de los otros Esta reduccioacuten en la posibilidad de desplazamiento se
cuantifica con el concepto de permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa de
cada uno de los fluidos inmiscibles
La permeabilidad efectiva es una medida de la conductancia del medio poroso
para cada fase fluida y debe ser determinada experimentalmente utilizando
muestras de roca y realizando ensayos de flujos bifaacutesicos ya sea agua-petroacuteleo o
gas-petroacuteleo Ademaacutes estaacute influenciada por varios factores la geometriacutea del
medio poroso la mojabilidad de la roca reservorio la distribucioacuten de los fluidos en
el medio poroso y la saturacioacuten de cada uno de los fluidos Para un determinado
sistema roca-fluidos es entonces funcioacuten exclusiva de la saturacioacuten y de la
direccioacuten del desplazamiento (drenaje o imbibicioacuten)
Del mismo modo que la permeabilidad absoluta la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad relativa son propiedades dinaacutemicas La permeabilidad absoluta por
definicioacuten se mide con un fluido que satura el 100 del espacio poral Es una
propiedad de la roca y no del fluido que se mueve a traveacutes de la misma
25
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES
La viscosidad del petroacuteleo es la mayor consideracioacuten para determinar el
comportamiento de la inyeccioacuten Si todos los otros factores son los mismos la
recuperacioacuten de petroacuteleo para un petroacuteleo ligero seraacute mayor que para un petroacuteleo
pesado La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relacioacuten de la
permeabilidad efectiva a la viscosidad La movilidad del petroacuteleo es calculada por
(Ec 11)
Donde es la permeabilidad efectiva al petroacuteleo que depende de la saturacioacuten
del fluido y es la viscosidad del petroacuteleo a condiciones de reservorio De igual
manera la movilidad para el agua es
(Ec 12)
La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petroacuteleo
es influenciado fuertemente por la relacioacuten de movilidad M definido como la
relacioacuten de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido
desplazado Esta relacioacuten es
(Ec 13)
El comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y en general la eficiencia de
barrido depende directamente de la relacioacuten de movilidad puesto que un M =1
significa que tanto el agua como el petroacuteleo encuentran la misma resistencia a
fluir dentro del reservorio Si M lt1 el petroacuteleo fluye mejor que el agua y por ende
es faacutecil para el agua desplazar al petroacuteleo lo cual resulta en un buen recobro de
petroacuteleo Pero si M gt1 el agua tendraacute el comportamiento de fluir maacutes que el
petroacuteleo sin desplazarlo eficazmente
Figura 122 Curvas de permeabilidad relativa
26
1211 CONCLUSIOacuteN
El comportamiento dinaacutemico del fluido de inyeccioacuten estaacute determinado por el efecto
combinado de varios paraacutemetros inherentes a las condiciones de reservorio y del
fluido mismo Las heterogeneidades del reservorio (presencia de fallas o capas
impermeables) influyen directamente en el desplazamiento del agua puesto que
eacutesta atravesaraacute aquellos conductos tortuosos que le permitan fluir con facilidad
Por esta razoacuten la magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son
consideraciones importantes Si la permeabilidad es muy baja no seraacute posible
inyectar agua a altas tasas en cambio capas con alta permeabilidad y que son
continuas entre el pozo inyector y productor causaraacuten temprana irrupcioacuten del
frente de agua en los pozos de produccioacuten y dejaraacuten de lado petroacuteleo en zonas de
baja permeabilidad
La presioacuten de inyeccioacuten constituye la energiacutea brindada al agua para que logre
empujar el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores de ahiacute que el alcance
longitudinal desplazado depende de esta fuerza
Las fuerzas capilares de la roca asiacute como su preferencia de humectabilidad
tambieacuten inciden directamente en la manera de comportarse del agua inyectada
De aquiacute se infiere que la recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua es maacutes
eficaz para el reservorio predominantemente hidroacutefilo puesto que el agua es
atraiacuteda hacia los poros maacutes estrechos y desplaza con facilidad el petroacuteleo
entrampado Todo esto estaacute iacutentimamente relacionado con las curvas de
permeabilidad relativa la saturacioacuten de los fluidos en la roca y a la vez con la
relacioacuten de movilidades Por tanto todos estos son los paraacutemetros fundamentales
que intervienen en el desplazamiento del agua de inyeccioacuten y por ende en el
barrido de petroacuteleo
27
CAPIacuteTULO 2
TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN
EL YACIMIENTO
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES
211 CONCEPTO DE TRAZADOR
El meacutetodo de trazadores es una teacutecnica para obtener informacioacuten de un sistema o
parte de un sistema mediante la observacioacuten del comportamiento de una
sustancia especiacutefica (el trazador) que ha sido agregada al proceso
Esto implica marcar con el trazador una fase o parte determinada del sistema
denominada material marcado hacieacutendola asiacute faacutecilmente identificable
A partir de esta afirmacioacuten es posible establecer un concepto de trazador
ldquoEl trazador es una sustancia especiacutefica que sirve para marcar o
hacer maacutes faacutecilmente identificable una fase especiacutefica o parte de
un sistema denominado material marcadordquo
En otras palabras el principio baacutesico del meacutetodo de los trazadores es marcar una
sustancia un objeto o una fase y despueacutes seguirlo a traveacutes del sistema o llevar a
cabo la determinacioacuten cuantitativa del mismo despueacutes que ha abandonado el
sistema
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES
En general un experimento con trazadores consiste en inyectar en un punto Pi
del sistema entre ti y ti + Dti cierta actividad Ai incorporada a un volumen Vi de
producto marcado y observar la aparicioacuten y concentracioacuten de la actividad en
funcioacuten del tiempo en un punto Po Esta situacioacuten se representa en la figura 21
En general para que un trazador pueda ser utilizado en un estudio de cualquier
iacutendole debe
bull Comportarse de la misma forma que el material sujeto a investigacioacuten
28
bull Ser faacutecilmente detectable en bajas concentraciones
bull La deteccioacuten debe ser inequiacutevoca
bull La inyeccioacuten deteccioacuten y muestreo debe realizarse sin introducir
perturbaciones en el sistema
Estos requerimientos lo satisfacen tres tipos de trazadores
bull los trazadores estables (colorantes o sales quiacutemicas)
bull los trazadores activables (compuestos estables que se transforman en
radiactivos por irradiacioacuten) y
bull los trazadores radiactivos
S I S T E M A
Entrada
Salida
Inyeccioacuten deltrazador
Trazador
Figura 21 Esquema de un experimento con trazador
Figura 22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
29
22 TRAZADORES RADIACTIVOS
Si se agrega un colorante al tanque de agua de una casa y se abre una canilla en
un extremo de la instalacioacuten se puede medir el tiempo que tarda en observarse su
aparicioacuten de esta manera se infiere el largo de la cantildeeriacutea y otros paraacutemetros El
colorante de esta manera se comportoacute como un trazador Si en lugar de un
colorante se hubiese agregado un radioisoacutetopo no soacutelo seriacutea posible realizar la
misma experiencia sino tambieacuten seguir la trayectoria dentro de la cantildeeriacutea desde
el exterior de la pared puesto que la radiacioacuten emitida puede atravesarla y ser
detectada con facilidad de este modo se tendriacutea un trazador radiactivo
En general los trazadores radiactivos o radiotrazadores son sustancias
radiactivas que incorporadas al sistema en estudio proporcionan informacioacuten
sobre su comportamiento la que se obtiene mediante la deteccioacuten y el anaacutelisis de
la radiacioacuten emitida Asiacute los radiotrazadores se usan eficientemente para
monitorear el curso de muchos procesos industriales sin interrumpir la produccioacuten
ya que se comportan como verdaderos ldquoespiacuteasrdquo introducieacutendose en un sistema
en forma praacutecticamente desapercibida (debido a su utilizacioacuten en pequentildeas
cantidades) brindando luego informacioacuten acerca del mismo a un observador
externo
Con la utilizacioacuten de los radiotrazadores se pueden determinar paraacutemetros de
transporte de material como por ejemplo flujos volumeacutetricos y maacutesicos
distribucioacuten de tiempos de residencia coeficientes de dispersioacuten ubicar o
cuantificar fugas y filtraciones y realizar balances de masa entre otras
aplicaciones
En la prospeccioacuten petroliacutefera se utilizan equipos que determinan el perfil de las
propiedades del terreno a grandes profundidades permitiendo inferir cuales son
las posibilidades existentes de que un medio geoloacutegico dado albergue petroacuteleo
En las mediciones de caudal de agua para la recuperacioacuten secundaria de
petroacuteleo se utilizan soluciones de iodo 131 con actividades menores de 1 TBq
diluidas en el agua de inyeccioacuten Se agrega agua tritiada (marcada con tritio) en
30
un pozo A lo largo de los meses se obtienen muestras de los pozos adyacentes
y midiendo el tritio por centelleo liacutequido se establece la conexioacuten entre los pozos
221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTR AZADORES
Las ventajas maacutes notables son
bull Alta sensibilidad de deteccioacuten
bull La gran diversificacioacuten de los radioisoacutetopos hace factible que casi siempre
se pueda encontrar al menos uno que sea el adecuado para la
investigacioacuten a realizar
bull Pueden ser utilizados para el marcaje fiacutesico o quiacutemico
bull Posibilidades de deteccioacuten ldquoin siturdquo sin necesidad de llevar a cabo el
muestreo
bull Independencia de su deteccioacuten de condiciones imperantes como la
temperatura presioacuten etc
bull En ocasiones es la uacutenica viacutea para diferenciar el comportamiento de un
elemento en diferentes fases o estados quiacutemicos
Las desventajas maacutes significativas son
bull La principal sin duda alguna la relacionada con la propia presencia de la
radiactividad y por los efectos y riesgos que conlleva su manipulacioacuten si no
se extreman los cuidados exigidos por las normas de seguridad y de
proteccioacuten radioloacutegica
bull Los efectos radiacionales que pueden introducir cambios en los sistemas
bioloacutegicos alterando los resultados de las experiencias
bull La formacioacuten de radiocoloides que pueden llevar a la adsorcioacuten y peacuterdidas
en ocasiones completas del radiotrazador
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO
Dada la gran diversidad de los isoacutetopos radiactivos (principalmente los artificiales)
siempre existe la posibilidad de que maacutes de un radioisoacutetopo satisfaga los
requerimientos de la investigacioacuten a realizar En estos casos los factores maacutes
importantes a tener en cuenta son
31
bull el periodo de semidesintegracioacuten
bull la actividad especiacutefica
bull tipo de radiacioacuten
bull la energiacutea de la radiacioacuten
bull el tipo de trazador (fiacutesico o quiacutemico)
El orden de estos factores no indica prioridad alguna y puede darse el caso de
que las restricciones de uno de eacutestos invaliden a los restantes y por tanto limite
el empleo del trazador previamente seleccionado
223 EL TRITIO
El hidroacutegeno natural estaacute constituido en un 99985 por un isoacutetopo (1H)
caracterizado por poseer un uacutenico protoacuten en su nuacutecleo mientras que la fraccioacuten
restante estaacute integrada por otro isoacutetopo (2H) llamado deuterio cuyo nuacutecleo posee
un protoacuten y un neutroacuten Ambos son estables
Por medio de ciertas reacciones nucleares es factible producir un tercer isoacutetopo
del hidroacutegeno (3H) conocido como tritio con un protoacuten y dos neutrones en su
nuacutecleo atoacutemico
En este caso el exceso de neutrones hace que dicho nuacutecleo sea inestable
(isoacutetopo radiactivo) y que entonces busque la estabilidad a traveacutes de la emisioacuten
de una partiacutecula beta para transformarse en un isoacutetopo del helio
El tritio (Hidroacutegeno-3) tiene un tiempo de vida media de 123 antildeos y es producido
naturalmente por la accioacuten de rayos coacutesmicos sobre gases atmosfeacutericos Tambieacuten
puede ser manufacturado artificialmente Es un gas incoloro e inodoro maacutes
liviano que el aire Estaacute presente en el aire y en el agua formando el compuesto
conocido como agua tritiada en todo el mundo y es habitualmente ingerido e
inspirado por todos Todos los seres humanos tenemos trazas de tritio asiacute como
32
otros isoacutetopos radiactivos que ocurren naturalmente Tambieacuten puede aparecer en
los reservorios de agua subterraacutenea gracias a la infiltracioacuten del agua de
precipitacioacuten
Las emisiones beta del tritio son de baja energiacutea no emitiendo ninguna otra
radiacioacuten primaria De hecho el tritio emite el nivel maacutes bajo de energiacutea por
radiacioacuten beta de todos los isoacutetopos (en la praacutectica implica que sus partiacuteculas beta
son faacutecilmente detenidas por finas capas de cualquier material soacutelido)
Figura 24 Esquema de desintegracioacuten de la moleacutecula de agua tritiada
Figura 23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
33
2231 Medicioacuten de tritio
La particularidad del tritio de ser un emisor beta puro de baja energiacutea hace que su
medicioacuten con alta eficiencia soacutelo sea posible en laboratorio mediante la teacutecnica
conocida como centelleo liacutequido
Las muestras de agua tritiada se limpian filtran y fraccionan en voluacutemenes del
orden de los 8 a 10 ml Luego se mezclan con una sustancia denominada coacutectel
centelleador que se caracteriza por la propiedad de emitir fotones luminosos
cuando las partiacuteculas beta provenientes de la desintegracioacuten del tritio
interaccionan con sus aacutetomos Los fotones son detectados por vaacutelvulas
denominadas fotomultiplicadores que entregan pulsos con amplitud proporcional a
la energiacutea de la partiacutecula y frecuencia proporcional a la actividad presente en la
muestra Estos pulsos son procesados y contados por la unidad electroacutenica
La respuesta es expresada en pulsos o cuentas por unidad de tiempo (cuentas
por minuto) o bien si se considera la eficiencia del sistema de medicioacuten
directamente en desintegraciones por unidad de tiempo (desintegraciones por
minuto)
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
Cuando se desea medir la actividad de un isoacutetopo emisor de partiacuteculas beta de
poca energiacutea puede utilizarse el principio de la excitacioacuten de los aacutetomos de un
cristal de yoduro de sodio cuando una partiacutecula pasa a traveacutes del mismo Asiacute es
como los cristales y sustancias fluorescentes asociados a un fototubo sensible a
la luz han permitido idear aparatos que permiten analizar una muestra de
radioisoacutetopos con gran eficiencia ya que cada vez que ocurre un centelleo de la
sustancia fluorescente (usualmente yoduro de sodio) el fototubo hace una sentildeal
eleacutectrica que una vez amplificada varias miles de veces es capaz de ser
registrada (figura 25) Estos aparatos se conocen como contadores de centelleo
Del mismo modo para determinar radiaciones beta de baja energiacutea como las del
tritio (3H) y las del 14C se emplean con excelentes resultados los llamados
contadores de centelleo liacutequido
34
En ellos el material fluorescente estaacute formado por ciertas moleacuteculas que se
disuelven en un solvente apropiado La muestra que contiene el material
radioactivo se sumerge en este liacutequido (coctel) centelleador y origina en eacutel
pequentildeos destellos luminosos que pueden ser reconocidos y contados mediante
un sistema apropiado que comprende fototubos y amplificadores de sentildeal como
se muestra en la figura 26
Figura 26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
Figura 25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
35
Figura 27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE
INTERCONEXIOacuteN DE POZOS
El empleo de trazadores radiactivos constituye la mejor teacutecnica para alcanzar un
conocimiento maacutes claro del comportamiento del fluido de inyeccioacuten en el
yacimiento y por ende su utilidad es muy amplia en los estudios de interconexioacuten
entre pozos
Un estudio de este tipo se inicia con la incorporacioacuten al pozo en forma conjunta con
el agua de inyeccioacuten de una solucioacuten acuosa en la que se encuentra el trazador
bajo una forma quiacutemica apropiada Posteriormente una planificada y ordenada
extraccioacuten de muestras en los pozos productores posibilita la generacioacuten de graacuteficos
representativos de las curvas de respuesta o funciones de transferencia
La adecuada interpretacioacuten de las funciones de transferencia inyector-productor
obtenida mediante trazadores ha permitido a los ingenieros de reservorio reunir
valiosa informacioacuten y tomar importantes decisiones tales como confirmar la
36
existencia de fallas geoloacutegicas modificar el trazado de algunas de esas fallas
redefinir fallas como sellantes o no sellantes encontrar direcciones preferenciales
de desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el aacutembito de todo el yacimiento
cerrar capas en algunos productores por presencia de canalizaciones desde el
inyector determinar conexiones verticales entre distintos estratos productores
reasignar productores a distintos inyectores (es decir reorganizar la composicioacuten
de los arreglos) modificar el caudal de inyeccioacuten en ciertos pozos evaluar la
eficiencia de recuperacioacuten secundaria confirmar o modificar anaacutelisis volumeacutetricos
previos y estimar la permeabilidad media de los distintos arreglos
En los estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos la seleccioacuten de tritio como
trazador es la uacutenica opcioacuten factible para llevar a cabo este trabajo
El tritio es un radioisoacutetopo emisor beta puro y constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten
a nivel mundial en razoacuten de las siguientes ventajas
Posibilidad de marcar grandes voluacutemenes del medio con una pequentildea masa de
trazador (propiedad comuacuten a cualquier radioisoacutetopo)
Ser un emisor beta puro de baja energiacutea lo que hace innecesario el empleo de
grandes blindajes y praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
Facilidad para ser medido con gran sensibilidad lo que permite su deteccioacuten en
concentraciones sumamente bajas
Comportamiento ideal por tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en
consecuencia formar parte de la moleacutecula de agua
231 INYECCIOacuteN
Se han propuesto y empleado diversas teacutecnicas destinadas a la incorporacioacuten del
trazador a la capa en estudio En todos los casos debe asegurarse que la inyeccioacuten
se efectuacutee en forma instantaacutenea condicioacuten que se cumple cuando el tiempo que
demora el trazador en ingresar es despreciable comparado con su tiempo de
traacutensito entre pozos
37
Este requerimiento se cumple faacutecilmente cuando se emplean radiotrazadores debido
a los pequentildeos voluacutemenes involucrados
El empleo de una bomba dosificadora es una de las posibles alternativas para lograr
una correcta inyeccioacuten cuando la presioacuten en la boca del pozo productor es superior
a la atmosfeacuterica La bomba se alimenta de un recipiente en el que se encuentra la
solucioacuten marcadora acoplaacutendose su salida al caudal principal de inyeccioacuten de agua
de formacioacuten Si la presioacuten en la boca del pozo productor es inferior a la atmosfeacuterica
la inyeccioacuten puede efectuarse en forma directa por medio de una pequentildea bomba
peristaacuteltica La figura 28 muestra los esquemas de ambas alternativas
Otra posibilidad consiste en tomar una derivacioacuten del caudal normal de inyeccioacuten y
hacerla pasar por el recipiente que almacena el trazador Accionando vaacutelvulas
adecuadamente dispuestas se logra arrastrar el fluido en forma efectiva Esta
alternativa que es tal vez la maacutes barata y eficaz ha sido aplicada exitosamente en
numerosos estudios La figura 29 presenta un esquema representativo de esta
teacutecnica de inyeccioacuten
Finalmente tambieacuten puede utilizarse alguna herramienta especial de inyeccioacuten que
permita cargar el trazador en superficie y luego ser llevada hasta el nivel de
inyeccioacuten para luego ser accionada en forma remota
Por supuesto que en todos casos la capa a estudiar debe encontrase aislada de
las restantes por medio de mandriles u otros elementos apropiados
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Pequentildea bomba
Pozo sin presioacuten
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Abierto
Bomba dosificadora
Pozo bajo presioacuten
Figura 28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
38
232 MUESTREO
El muestreo es una operacioacuten simple que normalmente la realiza el personal del
yacimiento sin ninguna dificultad Es importante rotular los frascos que almacenan
las muestras con alguacuten medio indeleble escribiendo sobre ellos una referencia
alfanumeacuterica faacutecilmente identificable Cada enviacuteo de muestras debe acompantildearse
de una planilla que indique el nuacutemero de pozo al que pertenece cada una de ellas y
la fecha de extraccioacuten Cuando se toma maacutes de una muestra diaria debe indicarse
tambieacuten la hora El volumen de la muestra dependeraacute del trazador utilizado y de la
teacutecnica de medicioacuten seleccionada
El plan de muestreo debe comprender una alta frecuencia de toma de muestras
durante los diacuteas inmediatamente posteriores a la inyeccioacuten para luego ir
disminuyendo el ritmo a medida que transcurre el tiempo Dos muestras diarias los
primeros dos o tres diacuteas una por diacutea la semana siguiente y asiacute sucesivamente hasta
llegar a una muestra semanal cuando hayan pasado algunos meses suele ser un
plan racional Muchas veces la respuesta del pozo suele aparecer en forma tardiacutea y
extenderse durante muchos meses y hasta antildeos En estos casos luego del primer
antildeo de muestreo una muestra mensual resulta suficiente
El motivo de la alta frecuencia inicial es la posibilidad de presencia de una
canalizacioacuten a traveacutes de la cual el trazador emerja en el pozo productor muy
raacutepidamente antes de haberse dispersado longitudinalmente produciendo en
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Abierto
Figura 29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de inyeccioacuten
39
respuesta corta pero de gran amplitud que soacutelo es posible reconstituir si se tiene un
nuacutemero suficiente de muestras La tabla 1 indica la frecuencia de muestreo
usualmente utilizada Ademaacutes debe recordarse que antes de la inyeccioacuten es
necesario extraer una muestra de cada productor para poder cuantificar el fondo
que corresponde a la concentracioacuten de tritio innata del reservorio
Tabla 1 FRECUENCIA DE MUESTREO
MES MUESTRAS POR CADA POZO PRODUCTOR
1Una antes de la inyeccioacuten Una muestra cada uno de los primeros
tres diacuteas posteriores a los de la inyeccioacuten Tres muestras semanales el resto del mes
2 Tres por semana
3 a 5 Dos por semana
6 a 8 Una por semana
9 a 11 Dos por mes
12+ Una por mes
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS
En caso de trabajar con trazadores radiactivos es sabido que la lectura entregada
por cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta
Para transformarla en actividad neta es necesario obviamente restar el fondo de
radiacioacuten natural el cual se obtiene a partir de la medicioacuten de la muestra extraiacuteda del
respectivo pozo antes de la inyeccioacuten Sin embargo si el trazador demora en
aparecer es decir si no se estaacute en presencia de una canalizacioacuten puede obtenerse
un valor maacutes representativo del fondo calculando la media aritmeacutetica de las
primeras mediciones teniendo en cuenta que cuantos maacutes puntos se tomen menor
seraacute su coeficiente de variacioacuten
Al respecto es bueno recordar que la desintegracioacuten radiactiva es un fenoacutemeno
estadiacutestico que responde a la distribucioacuten binomial y que puede ser aproximado por
las funciones de distribucioacuten de Poisson y de Gauss Aplicando esta uacuteltima puede
considerarse que la totalidad de los valores de una serie de mediciones estaacute
40
comprendida en un intervalo de cinco desviaciones estaacutendar centrado en el valor
medio Por lo tanto para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones las mismas deberiacutean diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo
Ese criterio se utiliza tambieacuten para determinar si una muestra de baja actividad es
realmente activa o si se estaacute midiendo un valor perteneciente a la banda de
fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural Es decir que una muestra contendriacutea
restos de trazador cuando se diferencie del fondo en maacutes de cinco desviaciones De
aquiacute se derivan los conceptos de liacutemite de deteccioacuten y de concentracioacuten miacutenima
detectable Si se desea trabajar cuantitativamente con los resultados de esas
mediciones es mejor adoptar un criterio maacutes seguro y definir la concentracioacuten
miacutenima medible como aquella cuya lectura de actividad se diferencia de la
correspondiente al fondo en diez o maacutes desviaciones estaacutendar
El liacutemite de deteccioacuten puede ser calculado mediante la siguiente expresioacuten
m
Fd Vte
NL
82=
(Ec 21)
Siendo
Ld Liacutemite de deteccioacuten (Bq L)
NF Nuacutemero de cuentas de fondo acumuladas durante un tiempo t
t Tiempo de medicioacuten (s)
e Eficiencia (cuentas desintegracioacuten)
Vm Volumen de la muestra (L)
Otra consecuencia de las variaciones estadiacutesticas es la dificultad de establecer
funciones de ajuste debido a la dispersioacuten de los datos originales A efectos de
suavizar algo las curvas de respuesta puede aplicarse a los valores de actividad o
concentracioacuten neta alguacuten procedimiento de alisado por ejemplo el reemplazo de
cada valor por el promedio de los tres o cuatro anteriores
Por uacuteltimo para poder comparar mediciones pertenecientes a muestras extraiacutedas en
distintos diacuteas se requiere corregir los resultados por decaimiento radiactivo Si bien
41
en el caso del tritio el periacuteodo es lo suficientemente largo como para que sean
innecesarias las correcciones cuando las diferencias son de algunos diacuteas en el
caso de que el muestreo se prolongue durante meses es conveniente efectuar esta
correccioacuten que implica una modificacioacuten en los datos de 046 mensual
234 RESPUESTA TEMPORAL
La respuesta temporal de cada pozo estaacute constituida por la representacioacuten graacutefica
de la concentracioacuten de actividad neta corregida por decaimiento en funcioacuten del
tiempo Tal como se dijo los datos originales pueden haber sido sometidos a un
procedimiento de alisado
Como consecuencia de esto resulta importante el trazado de la curva de actividad
total recuperada en funcioacuten del tiempo ya que ella permite determinar los factores de
reparto del trazador entre los distintos pozos
La curva de actividad recuperada se obtiene multiplicando los valores de ordenada
por el caudal del pozo productor e integrando la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo
numeacuterico tal como el de los trapecios o si se cuenta con un nuacutemero suficiente de
mediciones el de Simpson La aplicacioacuten de teacutecnicas maacutes complejas por lo general
no se justifica en razoacuten de la dispersioacuten estadiacutestica de los datos experimentales y de
las variaciones en los paraacutemetros de operacioacuten del arreglo
En la figura 210 se presenta un ejemplo real de las respuestas instantaacutenea y
acumulada de un pozo productor ante una inyeccioacuten de tritio
Respuesta del pozo Nordm 1
0
25000
50000
75000
100000
125000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
diacuteas
Con
cent
raci
oacuten
0
2000
4000
6000
8000
10000
Acu
mul
ada
Concentracioacuten de actividad Actividad recuperada
Figura 210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
42
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal
Como se dijo la informacioacuten maacutes importante a obtenerse de la representacioacuten de la
concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo es la funcioacuten de recuperacioacuten de
masa o actividad de trazador seguacuten se trabaje con trazadores quiacutemico o radiactivo
Esta nueva curva representa la cantidad de trazador recuperada en el pozo bajo
estudio en funcioacuten del tiempo
Para un instante dado ti la ordenada de la funcioacuten acumulativa estaacute dada por la
siguiente expresioacuten
int= it
i tdtCtqtA0
)()()( (Ec 22)
Siendo
A(ti) cantidad de trazador recuperada hasta ti (Kg o Bq)
Q(t) caudal de produccioacuten agua del pozo en funcioacuten del tiempo (m3 diacutea)
C(t) concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo (Kg m3 o Bq m3)
ti tiempo transcurrido desde la inyeccioacuten (diacuteas)
El caudal de produccioacuten de agua es un dato del que se dispone en el yacimiento
por lo general actualizado en forma mensual
De la curva de respuesta temporal puede extraerse faacutecilmente el tiempo de arribo
del trazador (conocido como breakthrough en ingleacutes) definido como el instante en el
que la concentracioacuten de trazador en el agua extraiacuteda del pozo productor supera el
liacutemite de deteccioacuten
Otro valor importante es el tiempo medio de residencia del agua de inyeccioacuten
definido en forma similar que para los estudios de procesos es decir como larelacioacuten
entre el volumen involucrado en el mismo (V) y el caudal que lo alimenta (Q)
(Ec 23)
A partir de los datos experimentales se obtiene de la siguiente manera
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
tdtC
tdtCtt (Ec 24)
Q
Vt =
43
Finalmente tambieacuten puede determinarse el tiempo final a partir del instante en el
que la respuesta cae por debajo del liacutemite de deteccioacuten Sin embargo el muestreo
suele ser interrumpido antes de que se alcance este punto y por ello se hace
necesario extrapolar la cola de la respuesta mediante una funcioacuten exponencial y a
partir de ella calcular el instante en que la respuesta finaliza
Conociendo la distancia entre los pozos inyector y productor y a partir de los tiempos
de arribo medio y final pueden obtenerse las velocidades maacutexima media y miacutenima
de desplazamiento del agua inyectada
La recuperacioacuten total de trazador en cada pozo se determina extrapolando a tiempo
infinito la respuesta acumulada tomando como base la aproximacioacuten exponencial
de la funcioacuten que representa la concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo
seguacuten se mencionoacute maacutes arriba El cociente entre la cantidad de trazador recuperada
en el pozo considerado y la inyectada representa la fraccioacuten de agua inyectada que
alcanza dicho pozo
La suma de estas fracciones deberiacutea de ser unitaria para todos los pozos de un
arreglo lo que implicariacutea una recuperacioacuten total del trazador inyectado y un perfecto
balance de masas Sin embargo la recuperacioacuten total suele oscilar entre el 30 y el
80 para el caso del tritio que es el trazador ideal para el agua debido a que el
mismo continuacutea su desplazamiento hacia puntos maacutes alejados del yacimiento y a
que en alguacuten momento su concentracioacuten cae bajo el liacutemite de deteccioacuten aunque
mantenga su presencia en miacutenimas concentraciones Para mejorar el balance de
masas y para obtener informacioacuten adicional es conveniente muestrear tambieacuten
pozos de segunda liacutenea
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA
Cuando se emplean trazadores para estudios de procesos industriales es comuacuten
representar la respuesta del sistema mediante un graacutefico que representa la
concentracioacuten del trazador de salida en funcioacuten del tiempo y calcular a partir de ella
el tiempo medio de residencia la varianza y otros paraacutemetros relacionados con la
respuesta temporal
44
Si bien la respuesta temporal tambieacuten es ampliamente utilizada cuando se trabaja
en estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos tal como se presentoacute en el punto
anterior adolece de algunos inconvenientes que limitan su utilidad En efecto
variaciones en el caudal de inyeccioacuten comunes en cualquier yacimiento producen
alteraciones en las curvas de respuesta Para evitar este inconveniente es una
alternativa interesante representar la concentracioacuten de salida en el productor en
funcioacuten del volumen inyectado acumulado siempre que se disponga de este dato
La funcioacuten asiacute obtenida seraacute insensible a las variaciones de caudal pero mantendraacute
la forma general de la respuesta temporal El volumen inyectado acumulado puede
calcularse a partir del caudal de inyeccioacuten En la figura 211 pueden observarse las
respuestas temporal y volumeacutetrica para un mismo pozo pudiendo comprobarse que
ambas son ideacutenticas formalmente
La respuesta volumeacutetrica en un pozo productor a un impulso de trazador en el pozo
inyector representa el volumen de poros barridos por el agua de inyeccioacuten en cada
instante El baricentro de la respuesta volumeacutetrica es una medida del volumen
medio de poros barrido para el arreglo considerado
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
VdVC
VdVCVV (Ec25)
La porcioacuten del volumen medio de poros barrido que afecta a un par inyector-
productor se obtiene multiplicando el valor anterior por la fraccioacuten de trazador
recuperada en el correspondiente productor
Respuesta temporal del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 100 200 300 400
tiempo (diacuteas)
Con
cent
raci
oacuten
Respuesta volumeacutetrica del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 10000 20000 30000 40000
volumen inyectado (m 3)
Con
cent
raci
oacuten
Figura 211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
45
La figura 212 muestra en forma cualitativa algunos casos tiacutepicos de respuesta de
pozos ante una inyeccioacuten puntual de trazador Ademaacutes se muestran valores propios
de los tiempos de residencia y de velocidad del agua e inyeccioacuten para cada uno de
los casos
En el primer caso se produce una canalizacioacuten al inicio del muestreo y luego se
observa el paso del trazador a traveacutes de otro estrato a partir de los 250 diacuteas maacutes o
menos El anexo 2 explica con maacutes claridad lo que sucede cuando se produce una
canalizacioacuten del agua de inyeccioacuten en el reservorio Cabe resaltar el alto valor de la
velocidad del agua que conlleva la canalizacioacuten de la misma
Figura 212 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
46
Para el segundo caso se observan dos curvas de paso del trazador la una a
continuacioacuten de la otra Esto muestra el arribo del trazador a traveacutes de dos patrones
de flujo el uno de alta dispersioacuten y el otro de baja dispersioacuten los cuales obedecen a
las propiedades intriacutensecas de dos estratos diferentes por los cuales se desplazoacute el
agua de inyeccioacuten
En el tercer caso se plantea el paso del trazador con una alteracioacuten en el flujo
causada por interferencia lo cual es muy comuacuten en el anaacutelisis de las curvas de
respuesta como se veraacute en el ensayo posterior
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS
Es importante intentar el ajuste de los datos experimentales por medio de
expresiones teoacutericas que respondan a un modelo matemaacutetico adecuado descriptivo
del arreglo bajo anaacutelisis Mediante la aplicacioacuten de estas funciones las curvas de
transferencia pueden descomponerse en varias respuestas elementales a partir de
las cuales pueden efectuarse caacutelculos comparativos tales como valores de
permeabilidad relativa entre diversos estratos
2361 Modelos Simples
Entre los modelos sencillos para ajuste de los valores experimentales algunas
funciones desarrolladas para interpretar el movimiento de trazadores en aguas
subterraacuteneas constituyen una buena alternativa He aquiacute un ejemplo
(Ec 26)
Siendo
C(xt) concentracioacuten del trazador en funcioacuten del tiempo y de la distancia
(Bq L)
TN tiempo normalizado calculado como el cociente entre el tiempo real y el
tiempo medio de residencia del trazador (adimensional)
D1 dispersividad intriacutenseca del medio (m2 diacutea)
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
47
v velocidad de desplazamiento (m diacutea)
x distancia desde el punto de inyeccioacuten (m)
La figura 213 muestra el comportamiento de la curva de paso del trazador respecto
a diferentes valores de dispersividad intriacutenseca Sin embargo se ha determinado
que los valores para D1 (m2 diacutea) referente a areniscas se estiman entre 03 y 0003
C u r v a n o r m a l i z a d a d e L e y e n d aA c t i v i d a d I n s t a n t a n e a
0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0 2 0 0
t t o
0 5
1
1 5
25
20 50 5
0 0 0 55
0 0 0 1
0 0 15
0 0 50 0 1
El factor CREF representa una concentracioacuten de referencia por lo general el cociente
entre la actividad inyectada y el volumen de agua marcada Para este caso este
volumen estaacute dado por la siguiente expresioacuten
V x h Sw= π φ2 (Ec 27)
Donde
h espesor de la capa inyectada (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
El ajuste se realiza seleccionando valores apropiados de D1 v x y del tiempo
medio de residencia Cuando la respuesta presenta varios picos esos paraacutemetros
deben establecerse para distintas curvas las que luego se suman afectadas por un
factor de peso para obtener la respuesta total del sistema Dicho factor puede
considerarse como una modificacioacuten del valor CREF para cada curva individual
Figura 213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
48
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR
Para un caacutelculo exacto de la actividad o masa a inyectar en un estudio de
interconexioacuten de pozos petroliacuteferos deberiacutea recurrirse a un modelo matemaacutetico que
permitiera simular la respuesta del arreglo tomando como base los paraacutemetros del
reservorio y luego considerando la sensibilidad de la teacutecnica de medicioacuten hiciera
posible determinar la actividad o masa necesaria para obtener una respuesta
representativa y con bajo error estadiacutestico
Por lo general los grupos que aplican trazadores no disponen de un modelo de estas
caracteriacutesticas y ademaacutes aunque contaran con eacutel deberiacutean plantear una serie de
suposiciones con respecto al comportamiento del arreglo las cuales no son faacuteciles
de establecer ldquoa priorirdquo especialmente si se tiene en cuenta que el estudio mediante
trazadores que estaacuten planificando se llevaraacute a cabo con el propoacutesito de lograr
informacioacuten acerca de la dinaacutemica de ese mismo arreglo
A efectos de tener una idea de al menos el orden de magnitud de la actividad
necesaria pueden hacerse algunas consideraciones En efecto a falta de mayor
informacioacuten puede suponerse que la concentracioacuten media de salida en el pozo
productor estaacute dada por el cociente entre la actividad inyectada y el volumen de
poros de un cilindro cuyo radio sea igual a la distancia entre pozos y cuya altura sea
el espesor de la capa Este volumen ya fue definido anteriormente (Ecuacioacuten 27)
por medio de la siguiente expresioacuten
wp ShxV φπ 2=
Siendo
h espesor de la capa inyectada (m)
x distancia entre pozos inyector y productor (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
La concentracioacuten media de salida deseada puede establecerse a partir del liacutemite de
deteccioacuten (Ld) del instrumental disponible el cual a su vez dependeraacute del fondo y del
49
tiempo de medicioacuten Si se elige una concentracioacuten igual a diez veces ese liacutemite la
actividad a inyectar estaraacute dada por la siguiente expresioacuten
pd VLA 100 = (Ec 28)
La experiencia acumulada luego de realizar un nuacutemero importante de operaciones
en reservorios de diversas caracteriacutesticas es una valiosa herramienta a la hora de
corregir los valores obtenidos a partir de los caacutelculos anteriores
50
CAPIacuteTULO 3
APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRAZADORES
EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS
Como se explicoacute anteriormente el estudio de interconexioacuten inicia con la
incorporacioacuten del radiotrazador al pozo conjuntamente con el agua de inyeccioacuten
Posteriormente en base a una planificada y ordenada frecuencia de muestreo se
procede a la recoleccioacuten de muestras en los pozos productores Ademaacutes para un
mejor control del paso del trazador se opta por tomar muestras en los pozos
inyectores y tanque de lavado
El proyecto se ejecutoacute inicialmente utilizando dos pozos inyectores en el campo
Auca para la arena ldquoTrdquo del yacimiento Napo Pozo inyector No 12 y el pozo
inyector No 41 sin embargo dos meses despueacutes el inyector Auca-41 sale de
operacioacuten debido a un problema de admisioacuten en la arena ldquoTrdquo quedando
uacutenicamente el inyector Auca-12 y sus respectivos productores
Asiacute en base a la distancia entre el pozo inyector y los productores se escogen los
pozos de monitoreo Los pozos de monitoreo para el inyector Auca-12 son el
Auca-19 Auca-21 y Auca-35 La figura 31 muestra las distancias entre pozos
para el arreglo PI-12 PP-19 PP-35 PP21
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE
El caacutelculo de la actividad de Tritio empleado en la inyeccioacuten se basoacute en los
paraacutemetros proporcionados por PETROPRODUCCCIOacuteN (principalmente
petrofiacutesicos) de varios pozos que producen de la arena ldquoTrdquo a partir de eacutestos se
determinoacute un promedio de porosidad espesor y saturacioacuten de agua con los
cuales se trabajoacute para dicho caacutelculo
Los principales criterios analizados para calcular la actividad a emplearse en la
investigacioacuten fueron los siguientes
51
a Determinacioacuten del volumen a marcarse
b Liacutemite de deteccioacuten
c Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse
El volumen de agua a marcar se estimoacute utilizando la ecuacioacuten 27
wp ShxV φπ 2=
Por ejemplo para el pozo PP-21 se tiene
x = Distancia media inyector - productor (2038 m)
h = Espesor de la capa productora (18 pies)
φ = Porosidad de la capa productora (16)
Figura 31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del Campo Auca
PP-AUCA 19
PP-AUCA 21
PP-AUCA 35
PI-AUCA 12
2974 m
1035 m
2038 m
52
wS = Saturacioacuten de agua (27)
Luego
= 2038 254
016027= 3`043937
Asiacute el volumen a marcarse para el pozo PP-21 fue de 3`043937 metros cuacutebicos
considerando un flujo radial al pozo inyector sin embargo debido a
caracteriacutesticas estructurales del campo y a la distribucioacuten de los pozos se puede
asumir que el flujo tiene una direccioacuten preferencial hacia el Este del inyector Auca-
12 La tabla 2 muestra los voluacutemenes a marcarse para cada uno de los pozos
productores
Tabla 2 VOLUacuteMEN A MARCARSE PARA CADA POZO PRODUCTO R
DISTANCIA AL POZO INYECTOR (PI-12) VOLUacuteMEN A MARCARS E
(metros) (metros cuacutebicos)
PP-35 1035 785069
PP-21 2038 3
ʹ
043937
PP-19 2974 4
ʹ
537402
En realidad este valor corresponde a 6
ʹ
482004 metros cuacutebicos sin embargo el ingeniero de trazadores de la CEEA tomoacute el 70 de dicho volumen debido a que consideroacute que la presencia de la falla occidental ocasionariacutea que el agua se desplace sin pasar por dicha barrera es decir marcando soacutelo los 4
ʹ
537402
POZO PRODUCTOR
3112 Liacutemite de deteccioacuten
Para este proyecto se utilizoacute un valor de 185 KBqm3 como liacutemite de deteccioacuten
de acuerdo a la concentracioacuten miacutenima detectable del equipo de medicioacuten
mostrado en la tabla 3
Como se explicoacute en el capiacutetulo dos la actividad a inyectarse tiene una
concentracioacuten aproximada a diez veces el liacutemite de deteccioacuten esto es 185 KBqmsup3
o 185000 Bqmsup3 este valor se multiplica por el volumen a marcarse que
corresponde al pozo maacutes lejano (Auca-19) cuyo valor es de 4`537402 metros
cuacutebicos
53
Actividad= 185000 Bqm3times4`537402 m3
Asiacute se obtiene una actividad de 8394 GBq (giga-bequerelios) que equivale a
2269 Ci (curios)
Tabla 3 CONCENTRACIOacuteN MIacuteNIMA DETECTABLE EN AGUA PARA LOS
RADIONUCLEIDOS MAacuteS COMUNMENTE USADOS COMO TRAZADORE S EN
HIDROLOGIacuteA
RADIONUCLIDE
(1) Direct measurement using a liquid scintillation detector(2) Liquid scintillation counting afterelectrolytic enrichment(3) Direct measurement using a NaI scintillation detector submerged in the water with saturation geometry(4) Measurement with NaI well-type scintillation detector afterprecipitation using from 10 liters of water(5) After concentration using activated charcoal as absorption material
DERIVED MAXIMUN CONCENTRATION (MBq )
ANNUAL LIMIT OF INTAKE (MBq year)
DERIVED TRIVIAL CONCENTRATION (MBq )
MINIMUN DETECTABLE CONCENTRATION (MBq )
50
62
746
148 (3) 15 (5)
100
125
1496
185 (1) 11 (2)
1
125 010 124
4
5
100 008
74 (3) 018 (4)
703 (3)148 (3) 037 (4)
129 (3)
60 1496 115 149
3m
3m
3m
( )lH3 Cr51 Br82 Tc99 I131 Au196
+Ag
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
Para obtener los datos de concentracioacuten de actividad (Ci) en funcioacuten del tiempo
(diacuteas) con los que se obtienen las curvas de paso de tritio por cada uno de los
pozos hay que realizar los siguientes caacutelculos
a Caacutelculo de la concentracioacuten referencial ( )
La concentracioacuten de referencia es por lo general el cociente entre la
actividad inyectada (valor asumido en la modelacioacuten matemaacutetica que se
54
encuentra por encima de los 2269 Ci) y el volumen de agua marcada que
corresponde a cada pozo
b Caacutelculo del tiempo de residencia ( TRESID)
Este tiempo es el cociente entre el volumen de agua marcada y el caudal de
inyeccioacuten (3iacute)
c Caacutelculo del tiempo normalizado (tN)
El tiempo normalizado es el cociente entre los diacuteas transcurridos despueacutes de
la inyeccioacuten (t) y el tiempo de residencia (tN) Es decir para cada valor de t
hay un valor de tN
Con los valores de y tN se calculan las concentraciones de actividad para
cada tiempo en un programa de Excel utilizando la expresioacuten del modelo
matemaacutetico simple
Para ello se seleccionan diferentes valores de D1vx (dispersividad intriacutenseca) los
cuales variacutean de acuerdo al tipo de roca presente en el yacimiento de anaacutelisis La
tabla 4 muestra el rango de valores de dispersividad para distintos tipos de roca
Tabla 4 VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSEC A
( )
arenas 0003 - 03
gravas 01 - 2
rocas fracturadas 1 - 200
TIPO DE ROCA
VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSECA
diacuteam2
xvD 1
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
55
El anexo 3 muestra las curvas de paso del tritio por cada pozo productor para dos
valores de dispersividad intriacutenseca de acuerdo a la modelacioacuten matemaacutetica
Para el valor de 03 se considera un flujo de mezcla completa lo cual quiere decir
que no se produce dispersioacuten longitudinal
Si se utiliza el valor de 0003 el flujo tiende a ser tipo pistoacuten pero el tiempo de
arribo del trazador se incrementa considerablemente como se observa en las
figuras del anexo antes mencionado
De este modo se calculoacute la cantidad de trazador a inyectarse que fue de 28
Curios de tritio la misma que puede ser detectable en el pozo maacutes lejano (Auca-
19) sin ninguacuten inconveniente
Cabe resaltar que maacutes allaacute de los caacutelculos realizados la experiencia adquirida en
el manejo de radiotrazadores es de gran ayuda para determinar la cantidad de
trazador a inyectarse en un yacimiento
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
La incorporacioacuten o inyeccioacuten del trazador se realizoacute el 11 de enero de 2007 en la
arena ldquoTrdquo de la formacioacuten Napo en el intervalo punzonado desde 9940 a 9976
pies Para esto se procedioacute a diluir los 200 ml (28 Ci) de tritio en un volumen de
un litro de agua con el fin de evitar peacuterdidas del trazador durante el proceso de
inyeccioacuten y para asegurar que la actividad llegue a la capa productora
Para la incorporacioacuten del trazador se procedioacute a destapar la vaacutelvula del toma
muestra luego se drenoacute la liacutenea hasta un nivel que permitioacute la incorporacioacuten del
trazador Una vez colocado el trazador en el cabezal se procedioacute al sellado de
eacuteste y se abrieron las vaacutelvulas a fin de que el trazador fuera arrastrado junto al
agua de inyeccioacuten La inyeccioacuten se realizoacute de un solo pulso (Inyeccioacuten
instantaacutenea)
56
Todo este proceso que dura alrededor de 30 minutos se realizoacute con operadores
de PETROPRODUCCIOacuteN La inyeccioacuten del trazador al PI-41 fue a las 1100 y al
PI-12 a las 1400
Luego de la inyeccioacuten los desechos radiactivos se guardaron en un recipiente
etiquetado los mismos que fueron llevados a un repositorio especial que se
encuentra en las instalaciones de la CEEA con el fin de cumplir con las normas
de seguridad radioloacutegica
Antes de la inyeccioacuten del trazador se tomaron muestras de fondo tanto del pozo
inyector PI-12 como de los productores PP-35 PP-19 PP-21 y del tanque de
lavado
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN
DEL TRAZADOR
Como se indicoacute anteriormente el buen desempentildeo de esta teacutecnica de trazadores
implica la inyeccioacuten de un caudal constante de agua en cada uno de los pozos
inyectores escogidos para este proyecto Esto se debe a que cuando el trazador
ha sido incorporado dentro del yacimiento necesita una fuerza de empuje
longitudinal a traveacutes de la arena a fin de que el trazador pueda aparecer en cada
pozo productor que se planifica muestrear Por tanto es el agua de inyeccioacuten la
que proporciona dicha fuerza de empuje
Figura 32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
57
Para la ejecucioacuten de este proyecto se convino en que la inyeccioacuten debe
mantenerse en un caudal de 4000 a 5000 bls de agua por diacutea en base al modelo
matemaacutetico realizado para la inyeccioacuten del trazador El anexo 4 muestra un
diagrama baacutesico de la Planta de inyeccioacuten de agua en el Campo Auca
Al inicio de la inyeccioacuten se utilizoacute agua del riacuteo lo cual presentoacute algunas
dificultades puesto que su utilizacioacuten depende de las condiciones climaacuteticas Asiacute
pues cuando llueve mucho se arrastra una gran cantidad de sedimentos los
cuales tapan el sistema de filtracioacuten de la estacioacuten Pero cuando no llueve el
nivel de agua para la succioacuten de las bombas es demasiado bajo por lo que el
bombeo podriacutea colapsar
Por lo cual en ambos casos hay que detener el bombeo lo que da como
resultado que la inyeccioacuten en los pozos de estudio sea muy irregular
Para los uacuteltimos diacuteas del mes de Junio de 2007 se empieza a utilizar el agua de
formacioacuten a maacutes del agua de riacuteo haciendo que la inyeccioacuten sea un poco maacutes
constante que en los meses anteriores
Desde la figura 33 a la 317 se muestran los caudales de inyeccioacuten diarios para
el Auca-12 empleados desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
Figura 33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
58
Figura 34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
Figura 35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
Figura 36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
59
Figura 38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
Figura 37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
Figura 39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
60
Figura 310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
Figura 311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
Figura 312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
61
Figura 313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
Figura 314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
Figura 315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
62
Al observar todas estas curvas mensuales de los voluacutemenes de agua de inyeccioacuten
se ratifica que en los seis primeros meses la inyeccioacuten fue muy irregular puesto
que se estaba utilizando uacutenicamente agua de riacuteo ademaacutes en ese tiempo se
estaban realizando pruebas de operacioacuten en la Planta de Inyeccioacuten de agua del
Auca debido a algunos ajustes que se hicieron en la misma
Para los nueve meses siguientes se observa que la inyeccioacuten es casi constante
en 5000 BPD
El anexo 5 muestra las tablas de los caudales diarios de inyeccioacuten desde enero
de 2007 hasta marzo de 2008 y el graacutefico que resume el promedio del volumen de
agua inyectada para cada mes Del cual se puede obtiene un promedio anual de
Figura 317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
Figura 316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
63
4049 bls de agua inyectada valor similar al utilizado en la modelacioacuten matemaacutetica
(4000 bls)
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES
331 MUESTREO
La recoleccioacuten de las muestras en los diferentes puntos de monitoreo se la
realizoacute basaacutendose en la frecuencia de muestreo planificada En vista de que los
pozos Auca-41 y Auca-33 salieron del proyecto quedaron a partir del mes de
abril de 2007 como puntos de muestreo los pozos Auca-12 (inyector) Auca-35
Auca-19 Auca-21 y el tanque de lavado
El tanque de lavado se toma como punto de muestreo debido a que podriacutea haber
presencia de trazador en el tanque proveniente de alguacuten otro pozo productor que
no sea parte de los puntos de monitoreo indicados En cuyo caso se detectariacutea
inmediatamente de que pozo se trata para poner especial atencioacuten en eacutel
Como se indicoacute anteriormente al inicio el plan de muestreo comprende una alta
frecuencia de toma de muestras para luego ir disminuyendo el ritmo conforme
transcurre el tiempo hasta llegar a una muestra mensual a partir del segundo
mes
En el anexo 6 se indica el calendario de muestreo para este proyecto asiacute desde
el mes de enero de 2007 a marzo de 2008 (mes en que se tomoacute la uacuteltima
muestra) se ha muestreado 65 veces que se distribuyen por meses del siguiente
modo (tabla 5)
Tabla 5 MUESTREOS REALIZADOS POR CADA MES
ANtildeO MES NUMERO DE MUESTREOS Enero 7 Febrero 8 Marzo 9 Abril 8 Mayo 10 Junio 5 Julio 5 Agosto 4 Septiembre 2
2007
Octubre 2
64
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR
Para tomar la muestra del pozo inyector soacutelo basta con acudir al cabezal del pozo
inyector Auca-12 (figura 318) y abrir la pequentildea vaacutelvula toma muestras que estaacute
alojada en la liacutenea de flujo del agua de inyeccioacuten (figura 319)
Noviembre 2
Diciembre 1 Enero 1 Febrero 1 2008
Marzo 1
Figura 318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
Figura 319 Muestra del pozo inyector Auca-12
65
La muestra tomada se rotula con ldquoPOZO INYECTOR 12rdquo y la fecha de muestreo
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD
Las muestras que corresponden a los pozos productores se toman en el manifold
de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca Sur para ello se utilizan recipientes de la
capacidad de un galoacuten puesto que de cada muestra de crudo hay que extraer el
agua que es lo que interesa en el anaacutelisis (figura 320)
Cabe resaltar que para poder realizar el anaacutelisis del agua de formacioacuten se
requieren 200 ml de agua de los cuales 100 ml se utilizan en el anaacutelisis y los
otros 100 ml se guardan en un archivo por si se quiere realizar otro anaacutelisis
posteriormente
Como es evidente la cantidad de agua de formacioacuten que se obtenga de una
muestra de crudo estaraacute en funcioacuten del BSW que corresponda a dicho pozo Esto
significa que si se tiene un BSW alto no se va a requerir tanto crudo para obtener
los 200 ml de agua pero si el BSW es bajo entonces se necesitaraacute un volumen
mayor de crudo para sacar los 200 ml de agua
En consecuencia al momento de tomar las primeras muestras la persona
encargada no conoce cuanto de crudo debe extraer para obtener los 200 ml de
agua razoacuten por la cual primero debe tomar una muestra pequentildea para
centrifugarla y observar cuanta agua de formacioacuten obtuvo Luego en base al
Figura 320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
66
volumen de agua obtenido y con una sencilla regla de tres puede conocer cuanto
crudo necesita para conseguir los 200 ml de agua Este procedimiento debe
realizarse pues es importante tratar de llevar al laboratorio de la CEEA los 200 ml
de agua para el anaacutelisis en el contador de centelleo Aquiacute un ejemplo praacutectico
sencillo
Se prepara una muestra de crudo para colocarla en la centriacutefuga dando como
resultado 4 ml de agua de formacioacuten y 96 ml de petroacuteleo Determinar cuaacutentos
galones de crudo se deberaacuten tomar de este pozo para obtener los 200 ml de agua
que se requieren
4 ml de agua 100 ml de crudo
200 ml de agua X
Luego do ml de cruX 50004
200100 =times=
Esto corresponde a 5 litros de crudo o 13 galones de crudo
En este caso con dos recipientes basta para obtener el agua requerida pero hay
casos en los que el BSW es muy bajo entonces se antildeaden unas gotas de
reactivo demulsificante para romper la emulsioacuten y que aumente el porcentaje de
agua Cabe sentildealar que este procedimiento de antildeadir demulsificante hay que
hacerlo de manera gradual puesto que no se trata de poner de golpe 10 o 15
gotas del reactivo En otras palabras se debe cuidar que la muestra de agua no
contenga demasiado demulsificante porque esto podriacutea afectar en el anaacutelisis de
laboratorio
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos
productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008
1 Se coloca una muestra de 100 ml de crudo (de cada uno de los pozos
productores) en un recipiente de vidrio agregar 100 ml de JP-1 y mezclar Se
deja reposar por 3 minutos para observar el volumen de la fase de agua (figura
321) La tabla 6 muestra los voluacutemenes de agua que se obtuvieron en este
paso
67
Tabla 6 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (SIN DEMUL SIFICANTE)
2 Se colocan 5 gotas de demulsificante para romper la emulsioacuten (figura 322)
Para los pozos PP-35 y PP-19 se consigue romper la emulsioacuten en su totalidad
lo que significa que ya no se puede extraer maacutes agua aunque se antildeada maacutes
reactivo (figura 323) La tabla 7 muestra los voluacutemenes de agua que se
obtuvieron en este paso
Tabla 7 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (CON 5 GOT AS DE
DEMULSIFICANTE)
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA SIN
DEMULSIFICANTE (ml)
005 25 02
Figura 321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin adicionar demulsificante
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA
CON 5 GOTAS DE DEMULSIFICANTE
(ml)
02 35 04
68
3 Se antildeaden 10 gotas de demulsificante en la muestra del PP-21 y se consigue
romper la emulsioacuten en su totalidad aumentando el volumen de agua a 55 ml
Se realizan los caacutelculos correspondientes para conocer cuantos galones de
crudo son necesarios para obtener los 200 ml de agua La tabla 8 muestra los
voluacutemenes de agua y los voluacutemenes de crudo que se obtuvieron en este paso
Figura 322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
Figura 323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
69
Tabla 8 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOMENTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML DE CRUDO Y VOLUacuteMENES
DE CRUDO NECESARIOS PARA OBTENER LOS 200 ML DE AGUA
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA POR CADA 100 ml DE
CRUDO (ml)
02 55 04
VOLUMEN NECESARIO DE CRUDO (galones)
2642 096 1321
4 Se tomaron 6 galones de crudo de los pozos PP-35 y PP-19 y 2 galones del
PP-21 (figura 324) puesto que seriacutea dificultoso manejar los 26 y 13 galones
que se necesita En todo caso se obtienen asiacute menos de los 200 ml de agua
para el anaacutelisis de laboratorio
Figura 324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
70
5 Se antildeaden unas 40 o 50 gotas de demulsificante en cada galoacuten de crudo y se
los coloca al reveacutes en una cubeta para que decante el agua (figura 325) Se
deja reposar hasta el otro diacutea para sacar el agua
6 Para sacar el agua que se encuentra en la parte inferior del galoacuten (que estaacute
boca abajo) se realiza una pequentildea abertura en la tapa y se deja fluir en un
vaso hasta que drene toda el agua (figura 326) Asiacute con todos los galones
con cuidado de no mezclar el agua de los tres pozos
7 Se coloca el volumen de agua de cada pozo en un recipiente para
centrifugarlo puesto que hay que retirar todas las impurezas de crudo
remanentes (figura 326)
8 Finalmente se extrae el agua con la ayuda de una jeringa (una por cada pozo
para prevenir la contaminacioacuten) como se muestra en la figura 327 y se la
Figura 325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una cubeta
Figura 326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para separar el crudo
71
deposita en cada frasco debidamente rotulado con el nombre del pozo y la
fecha Luego de extraer todas las muestras de agua necesarias se deposita el
crudo sobrante en los sumideros (figura 328)
Figura 327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
Figura 328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo sobrante en los sumideros
72
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO
Para tomar la muestra en el tanque de lavado basta con abrir una de las vaacutelvulas
que sale del colchoacuten de agua del mismo (figura 329) y depositar el agua en un
frasco rotulado ldquoTANQUE DE LAVADOrdquo y la fecha
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA
En los uacuteltimos cinco meses se ha tomado dos muestras en la Planta de inyeccioacuten
de agua la una del agua de riacuteo y la otra del agua de formacioacuten (figura 330) Maacutes
adelante se explica las razones de esta iniciativa
Figura 329 Muestra en el Tanque de lavado
Figura 330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
73
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZAD A EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
La preparacioacuten de las muestras se la realiza frasco por frasco siendo importante
recalcar que para cada muestra se utiliza una jeringa diferente con lo cual
evitamos la contaminacioacuten de las muestras entre siacute
1 Se filtra el agua del frasco con la ayuda de un embudo y papel filtro para
quitar toda impureza o residuos de crudo (figura 332)
2 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial de boro silicato con bajo contenido
de potasio como se muestra en la figura 333 (debe ser de bajo contenido de
potasio ya que asiacute evitamos que los isoacutetopos radiactivos que contiene el
potasio lleguen a influenciar en la lectura a realizarse en el contador de
Figura 331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
Figura 332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
74
centelleo liacutequido) Cada vial debe estar numerado de acuerdo a la secuencia
de lectura El resto de agua filtrada se la almacena en el mismo frasco y sirve
como respaldo para verificar en el futuro alguna medida
3 Sobre los 10 ml del agua se antildeade 10 ml de coctel centellador (ULTIMA GOLD
LLT) mediante un dispensador automaacutetico (figura 334) El coctel centellador
es una sustancia quiacutemica que reacciona con la radiacioacuten emitiendo fotones de
luz los mismos que seraacuten cuantificados con el contador de centelleo liacutequido
Figura 333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
75
4 Se tapa hermeacuteticamente y se agita el vial por un momento (figura 335) hasta
que se hayan homogeneizado los dos liacutequidos (agua filtrada y coctel
centellador)
5 Cada vial debe ser conservado en una caacutemara oscura de uno a cuatro diacuteas
antes de llevarlo al contador de centelleo liacutequido Esto es de mucha
importancia ya que la influencia de la luz en el vial podriacutea ocasionar una
lectura mayor a la correcta
6 Se introduce cada vial en el contador de centelleo liacutequido durante un tiempo
(generalmente 1 minuto) hasta medir el nuacutemero de cuentas Si el nuacutemero de
cuentas es un valor exagerado puede aumentarse el tiempo de medicioacuten del
vial en el contador de centelleo para obtener un valor maacutes efectivo
Figura 334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
Figura 335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
76
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CE NTELLEO LIacuteQUIDO
El equipo utilizado en el anaacutelisis de las muestras es un contador de centelleo
liacutequido Packard Tri-Carb 1000 ubicado en la sala de teacutecnicas nucleares del
laboratorio de Ecotoxicologiacutea (LEC) de la CEEA
Como procedimientos preliminares en el laboratorio se realizan los siguientes
pasos
bull Verificacioacuten de eficiencia de conteo Para esto se emplean estaacutendares de
tritio
bull Determinacioacuten del background Se determina el valor de fondo de los viales
a ser usados para eliminar el background del vial y del vial maacutes coacutectel y
maacutes agua sin trazador
bull Desarrollo del protocolo de conteo Usando datos de eficiencia y
background se determina la ventana de energiacutea maacutes oacuteptima para el conteo
Con miras a asegurar la estadiacutestica de conteo se determina el tiempo de conteo
para cada vial y el nuacutemero de ciclos
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido
bull Verificar que el equipo esteacute encendido (El LSC debe estar prendido todo el
tiempo)
bull Encender la impresora y revisar el flujo seguro del papel
bull Efectuar la auto-normalizacioacuten del equipo con el slide sample holder cover en
posicioacuten izquierda (posicioacuten usada para viales de 20 ml) colocar el vial
Figura 336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su correspondiente lectura
77
estaacutendar Packard H que contiene 240000 dpm en posicioacuten de conteo
Presionar la tecla SNC ubicada en el panel de control el mismo que se
encuentra en la parte frontal del equipo y esperar que la auto-normalizacioacuten se
lleve a cabo
bull Verificar que el protocolo No 5 (protocolo establecido para H) esteacute
correctamente programado en el equipo Usando las teclas (retroceder y
avanzar) se puede revisar que las condiciones del protocolo sean las que se
indican en la tabla 9
bull Presionar la tecla conversation
bull Introducir el vial de fondo (background) Packard Estaacutendar y presionar el botoacuten
count en el panel frontal El background se contaraacute por 10 minutos
bull Seguir con el conteo de las muestras Cada uno de los viales debe ser
colocado manualmente en el holder Posteriormente se presiona el botoacuten
count
Tabla 9 CONDICIONES DE PROTOCOLO PARA EL FUNCIONAM IENTO DEL
CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
PREGUNTA OPCION Conversation 1 Protocol (1-10) 5 End protocol 1 Copy protocol 1 Time (min) 2 Number counts per vial 1 Vial simple 1 Vial standard 1 Reference 0 Data mode (CPM) 1 Background (FV) 1 Label (single) 1 Region A Sigma 0 Region A Lown Cnt Reject 0 Region A divide factor 1 Region B Sigma 0 Region B Lown Cnt Reject 0 Region B divide factor 1 Region C lower level 0 Region C upper level 0 Half life 0 Printer format (short) 1 Computer output 0
78
34 CURVAS DE RESPUESTA
Los valores obtenidos al analizar cada vial en el contador de centelleo liacutequido
corresponden a la concentracioacuten de trazador en el pozo Estos datos se grafican
en funcioacuten del tiempo para obtener asiacute la Curva de paso del trazador o curva de
respuesta Es decir la curva de respuesta estaacute constituida por la representacioacuten
graacutefica de la concentracioacuten de actividad neta en funcioacuten del tiempo
El anexo 7 muestra las lecturas obtenidas del muestreo realizado en cada uno de
los puntos de monitoreo desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA
Al observar las curvas de respuesta correspondientes a los pozos productores
inyector y el tanque de lavado se puede concluir lo siguiente
bull Hasta la presente fecha se presume que auacuten no se efectuacutea el paso del
trazador por ninguno de los pozos productores del plan de muestreo Esto se
verifica en las lecturas correspondientes a cada pozo productor (Anexo)
puesto que todas estaacuten por debajo de las 50 cpm (cuentas por minuto)
Ademaacutes se observa una irregularidad de valores (en zigzag) en cada curva lo
que indica que no pasa del valor de background y por tanto no hay un
levantamiento de la curva que muestre el arribo del trazador
Tampoco se ha producido el arribo del trazador a ninguacuten otro pozo puesto que
las lecturas correspondientes al tanque de lavado estaacuten por debajo de las 50
cpm lo cual indica que no hay trazador en el tanque de lavado
bull Se produjo una contaminacioacuten involuntaria en los frascos pequentildeos utilizados
para el muestreo ya que fueron transportados al campo conjuntamente con el
trazador radiactivo el diacutea de la inyeccioacuten Esto provocoacute que las primeras dos
lecturas (inmediatamente luego de la inyeccioacuten) sean valores anoacutemalos
superiores a las 10000 cpm lo cual es fiacutesicamente imposible de explicar por
79
lo que se deduce la contaminacioacuten de los frascos de muestreo con el trazador
Este suceso se repitioacute en los tres pozos productores
Ademaacutes entre los veinte y veintidoacutes diacuteas de la inyeccioacuten del trazador se
obtienen dos lecturas mayores a las 100 cpm las cuales evidenciaron
inicialmente la presencia de una canalizacioacuten entre el pozo inyector al
productor Sin embargo se descartoacute esta posibilidad puesto que en los tres
pozos productores las curvas presentaron el mismo comportamiento y en los
mismos diacuteas lo cual es un absurdo Por lo que se dio como explicacioacuten al
asunto el problema de la contaminacioacuten en los frascos
bull A maacutes de estos problemas se produce un suceso inexplicable en el pozo
inyector Auca-12 puesto que a partir de abril se observa un levantamiento en
la curva la misma que asciende hasta valores de 2418 cpm en mayo de
2007 Estos valores son anoacutemalos puesto que suponen la aparicioacuten de
trazador lo cual es absurdo ya que se trata del pozo inyector La explicacioacuten
fiacutesica de este problema auacuten no ha sido resuelta pero se cree que puede
tratarse de una infiltracioacuten del trazador hacia el riacuteo (a traveacutes de alguna
fractura) de donde proviene el agua de inyeccioacuten razoacuten por la cual se decidioacute
tomar una muestra de agua en la Planta de Inyeccioacuten de agua para observar si
existe la presencia de trazador tanto en el agua de riacuteo como en la de
formacioacuten (estos valores se presentan en la uacuteltima hoja del Anexo 7)
Estas son las tres principales conclusiones que se deducen al observar las
diferentes curvas de paso Como se observa este proyecto presenta algunos
problemas e irregularidades que influiraacuten directamente de manera negativa en los
resultados de este estudio de aplicacioacuten de radiotrazadores en el yacimiento
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA
Una vez obtenidos todos los valores de concentracioacuten de actividad en funcioacuten del
tiempo desde el inicio de la inyeccioacuten del trazador hasta el tiempo final de
respuesta se procede a corregir cada valor por los siguientes motivos
80
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo
Las unidades de concentracioacuten reportadas a partir del anaacutelisis de cada vial en el
contador de centelleo liacutequido estaacuten dadas en cpm10 ml (cuentas por minuto por
cada 10 mililitros de agua) sin embargo para obtener el porcentaje de trazador
recuperado se debe trabajar en Cimsup3 (curios por metro cuacutebico) debido a que la
cantidad de trazador inyectado fue de 28 Ci Para esto se utiliza la siguiente
equivalencia
1 Ci = dps o
1 Ci = 37times1010 Bq
Donde Ci = Curio (unidad antigua de actividad)
dps = desintegraciones por segundo
Bq = Bequerelios (unidad moderna de actividad)
Ahora para pasar de cuentas a desintegraciones es necesario considerar la
eficiencia del detector (contador de centelleo liacutequido) la misma que es del orden
del 60 esto se debe a que el tritio es un emisor beta de energiacutea media
entonces al ser mediana la energiacutea que emite el contador de centelleo solo lee el
60 de dicha energiacutea En definitiva las cuentas por minuto es la actividad que lee
el aparato el cual depende de su eficiencia En cambio las desintegraciones por
minuto es la actividad real cuando la eficiencia es el 100
Es decir que un dato de 60 cpm en el contador de centelleo liacutequido (al 60)
corresponde a 100 dpm (al 100) Una regla de tres es suficiente para realizar
esta conversioacuten
Aquiacute un ejemplo real para convertir cpm10 ml en Cimsup3
Ejemplo
Transformar 400 cpm10 ml a Cimsup3
81
400 10 times100 60 times1
60 times1 37times1010 times106
13=3003times10minus5 3
3312 Correccioacuten por el background
Como es sabido al trabajar con trazadores radiactivos la lectura entregada por
cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta Esto
significa que a cada valor obtenido en el contador de centelleo liacutequido debe
restarse el fondo de radiacioacuten natural (background) para tener la actividad neta
Como se explicoacute anteriormente se puede obtener un valor representativo del
fondo (background) calculando la media aritmeacutetica de las primeras mediciones
antes de la aparicioacuten del trazador en el pozo En la praacutectica se lo puede realizar
con los valores de los dos o tres primeros meses dependiendo de la distancia
entre el pozo inyector y productor teniendo cuidado de observar que no se haya
producido una canalizacioacuten en este tiempo Asiacute la foacutermula para calcular el fondo
promedio es
=1 =0 iacute=60
iacute (Ec31)
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo
Es obvio que la actividad actual que tiene el tritio que fue incorporado en el
yacimiento no es la misma que teniacutea cuando se realizoacute la inyeccioacuten pues en el
transcurrir del tiempo se ha ido produciendo el fenoacutemeno de la desintegracioacuten lo
cual indica que la actividad del tritio ha decaiacutedo y por tanto cada dato actual que
se obtiene de la concentracioacuten de actividad hay que corregirlo mediante la
siguiente ecuacioacuten que modela el decaimiento radiactivo
0= ln2
∆ (Ec 32)
Donde
82
= actividad que se obtiene al tiempo actual
= actividad correspondiente al tiempo de la inyeccioacuten del trazador
= tiempo que ha transcurrido desde la inyeccioacuten del trazador (diacuteas)
= tiempo de vida media del tritio
(4498 diacuteas)
Esto significa que si hoy se mide una actividad de 50 cpm al llevar este valor al
tiempo de la inyeccioacuten del trazador da un actividad de 514 cpm
Es claro que esta correccioacuten no es de gran importancia puesto que depende del
periodo de semidesintegracioacuten ( ) del tritio cuyo valor es mucho mayor
al tiempo de anaacutelisis del trazador que generalmente es de dos antildeos Sin
embargo para el presente estudio siacute seraacute considerada esta correccioacuten en las
lecturas obtenidas
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA)
En vista de la tardanza en la aparicioacuten del trazador para el Proyecto de Auca ha
sido necesario realizar el presente ensayo con el objetivo de explicar el
procedimiento que se realiza luego de la obtencioacuten de las curvas de respuesta
para cada pozo para lo cual se ha seleccionado un arreglo real compuesto por
un pozo inyector rodeado de cinco productores ubicado en el Sur de la Repuacuteblica
Argentina
341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12
Este estudio se inicioacute el diacutea 15 de noviembre de 2003 mediante la inyeccioacuten de 15
Ci (555 GBq) de tritio bajo la forma de agua tritiada en la capa seleccionada del
pozo G-12 que corresponde al yacimiento ZX
El muestreo se realizoacute en los pozos K-124 K-119 K116 K-117 y K-113 La
ubicacioacuten de los pozos involucrados en el estudio puede observarse en la figura
337 y la distancia entre los productores y el inyector en la tabla 10
Tabla 10 DISTANCIAS RESPECTIVAS DESDE CADA PRODUCT OR AL
INYECTOR G-12
83
DISTANCIA AL POZO INYECTOR
(m)
K-124 178
K-119 189
K-116 282
K-117 291
K-113 309
POZO
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES
El Anexo 8 muestra las mediciones efectuadas en cada pozo para las distintas
fechas en que se realizoacute el muestreo Se incluye el valor de fondo con su
respectiva desviacioacuten estaacutendar y la concentracioacuten miacutenima detectable por sobre la
cual puede asegurarse la presencia de trazador en el pozo productor
Las tablas reflejan las concentraciones de actividad bruta neta y corregida por
decaimiento tomando como referencia la fecha en la que se realizoacute la inyeccioacuten
expresadas en Becquerel por litro (Bq L) Tambieacuten se tabula la masa de trazador
recuperada hasta el momento expresada en forma porcentual con respecto a la
cantidad inyectada
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
AREA DE TRABAJO
Figura 337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
84
A continuacioacuten se realiza una breve explicacioacuten de la manera como se obtienen
los datos para graficar la curva de concentracioacuten del trazador y la de actividad
recuperada a partir de las mediciones efectuadas en el muestreo
3421 Encabezado
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
3422 Fondo Promedio
Para este ensayo se procedioacute a calcular el fondo a partir del promedio de los
primeros datos de concentracioacuten de actividad bruta que corresponden a los dos
primeros meses luego de la inyeccioacuten (tabla 11) utilizando la ecuacioacuten 31
=17 =0 iacute=38
iacute Ec31
=461
De este modo para el pozo K-113 se obtiene un valor de 461 Bq L
Tabla 11 DATOS DE ACTIVIDAD BRUTA CON LOS QUE SE P ROCEDIO A
CALCULAR EL FONDO PROMEDIO PARA EL POZO K-113
TiempoFecha
15112003181120032311200302122003091220031612200323122003
Bruta Neta33 -1341 -538 -857 1155 946 053 7
Datos (BqL)
Figura 338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
85
3423 Desviacuteo del fondo
Este valor corresponde a la desviacioacuten estaacutendar de los mismos valores con los
que se calcula el fondo promedio pues esta desviacioacuten es la medida de la
dispersioacuten de dichos valores con respecto al valor promedio (de fondo)
Para este caso se obtiene un valor de desviacuteo de 85 Bq L para el K-113
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable
Este valor corresponde a la concentracioacuten miacutenima sobre la cual puede asegurarse
la presencia de trazador en el pozo productor Para su caacutelculo se considera que
el comportamiento radiactivo puede ser aproximado por la funcioacuten de Gauss y de
acuerdo a eacutesta para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones deben diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo sobre el
promedio
Este criterio se usa para determinar si el valor de concentracioacuten obtenido a partir
de la muestra corresponde a la aparicioacuten de trazador o se estaacute midiendo un valor
perteneciente a la banda de fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural De aquiacute
se concluye que una muestra contendriacutea restos de trazador cuando se diferencie
del fondo en maacutes de cinco desviaciones
Por este motivo el valor de la concentracioacuten miacutenima detectable se obtiene
sumando el valor de fondo con el valor de dispersioacuten multiplicado por cinco
Asiacute para el pozo K-113 se obtiene el valor de 888 Bq L
Por tanto cuando un valor en la tabla de actividad bruta supera la concentracioacuten
miacutenima detectable significa que el trazador ha empezado a aparecer en el pozo
productor
Este es el criterio de comparacioacuten que se utiliza en todo este ensayo Si el valor
de actividad bruta supera la concentracioacuten miacutenima detectable entonces se
procede a realizar las correcciones respectivas por background y por decaimiento
86
radiactivo caso contrario no se toma en cuenta este valor en la curva de paso y
se lo grafica como un valor de cero
3425 Actividad Neta
Una vez que se ha producido la aparicioacuten del trazador se calcula la actividad neta
correspondiente a cada lectura Este valor es simplemente el valor de actividad
bruta menos el fondo de radiacioacuten natural que fue calculado anteriormente
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo
Cada valor de actividad neta es corregido utilizando la foacutermula del decaimiento
radiactivo obtenieacutendose asiacute la respuesta final de concentracioacuten de trazador que
se expresa en (Bq L) Estos valores se grafican en funcioacuten del nuacutemero de diacuteas
que han transcurrido a partir de la inyeccioacuten del trazador dando como resultado la
Curva de paso del trazador Esta curva se levanta del eje horizontal cuando se
empieza a producir la aparicioacuten del trazador
3427 Caudal Producido
Para un estudio de este tipo es importante tener la informacioacuten respecto del
caudal de agua producido para cada pozo puesto que de esto tambieacuten depende
la cantidad de trazador recuperado (tabla 12) De este modo si se tienen dos
pozos cuya concentracioacuten de trazador por metro cuacutebico sea la misma se
obtendraacute mayor recuperacioacuten de trazador del pozo que produzca maacutes agua
En conclusioacuten la cantidad de trazador recuperada depende no soacutelo de la
concentracioacuten de actividad sino tambieacuten del caudal de agua que produce cada
pozo
La figura 339 muestra el caudal de produccioacuten promedio para cada uno de los
pozos de este ensayo
Tabla 12 CAUDALES PROMEDIO DE AGUA PRODUCIDA PARA CADA POZO
PRODUCTOR DEL ENSAYO ARGENTINA
87
CAUDAL DE AGUA PRODUCIDA(msup3diacutea)
K-124 6795
K-119 10279
K-116 10353
K-117 14472
K-113 5657
POZO
3428 Actividad Recuperada de trazador
Como se explicoacute en la teoriacutea la curva de actividad recuperada se obtiene
multiplicando cada valor de concentracioacuten por el caudal del pozo productor e
integrando respecto al tiempo la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo numeacuterico
Para este caso se utiliza el meacutetodo de los trapecios que consiste en tomar dos
puntos de la curva de paso del trazador y calcular el aacuterea del trapecio que se
forma bajo la liacutenea que une dichos puntos para luego multiplicar este valor por el
caudal de produccioacuten del pozo expresado en (msup3diacutea)
AREA DEL TRAPECIO
862 Bq L 976 Bq L
Figura 339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido por cada pozo del ensayo Argentina
88
=+2
(Ec 33)
=976 +862 27
iacute
6433 timesiacutetimes1000 13times1067
3iacutetimes1 37times1010=00186
Para el caso anterior el aacuterea del trapecio es 6433 valor que se
multiplica por el caudal de produccioacuten a los 166 diacuteas que es de para
asiacute obtener un valor de que corresponde al aacuterea del trapecio en Curios
Asiacute se repite este procedimiento tomando los dos puntos siguientes hasta
acumular toda el aacuterea bajo la curva de paso de trazador (figura 341) cuyo valor
representa la actividad recuperada de trazador
Figura 340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva de paso del trazador del pozo K-119
89
Este valor se puede expresar como porcentaje de actividad recuperada si se
divide para 15 Ci que fue la actividad inyectada al inicio del proyecto Asiacute fue el
procedimiento aplicado para cada uno de los pozos de este ensayo Las tablas de
los datos y curvas correspondientes a cada pozo se presentan en el Anexo 8
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA
3431 Pozo K-124
El trazador realiza su aparicioacuten a los 117 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es baja y apenas se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2000 Bq L Presenta algunas fluctuaciones
entre los 200 diacuteas para luego alcanzar su pico maacuteximo a los 335 diacuteas El
descenso de la curva es leve hasta que alcanza los 1500 Bq L desde donde
decrece con mayor pendiente hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas A pesar
de la amplitud de la curva se recupera el 72 de la actividad total (tabla 13)
Tabla 13 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-124
Figura 341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
90
Paraacutemetro (K-124) Valor
Tiempo de arribo 117 diacuteas
Tiempo medio 348 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 72
3432 Pozo K-119
El trazador comienza a responder a los 83 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3000 Bq L Desde la aparicioacuten del trazador la curva
presenta un ascenso uniforme hasta llegar a su pico maacuteximo a los 296 diacuteas El
descenso de la curva es paulatino hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas Se
recupera el 141 de la actividad total gracias a la buena amplitud de la curva
(tabla 14)
Tabla 14 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-119
Paraacutemetro (K-119) Valor
Tiempo de arribo 83 diacuteas
Tiempo medio 327 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 141
3433 Pozo K-116
La aparicioacuten del trazador se produce a los 152 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
curva de paso muestra una amplitud corta puesto que al inicio la concentracioacuten
del trazador se dispara con pequentildeas fluctuaciones hasta llegar a un pico largo de
2800 Bq L a los 322 diacuteas Luego se produce un descenso brusco a partir del
91
cual se presentan varias fluctuaciones pero con una tendencia promedio
decreciente de 500 Bq L lo cual termina con el fin de la respuesta a los 529
diacuteas Se recupera el 89 de la actividad total (tabla 15)
Tabla 15 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-116
Paraacutemetro (K-116) Valor
Tiempo de arribo 152 diacuteas
Tiempo medio 307 diacuteas
Tiempo final 529 diacuteas
Recuperacioacuten 89
3434 Pozo K-117
El trazador comienza a responder a los 126 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3300 Bq L Luego de la aparicioacuten del trazador la curva
presenta una fluctuacioacuten alrededor de los 170 diacuteas despueacutes de lo cual se dispara
hasta alcanzar los 2000 Bq L donde empieza un ascenso uniforme de baja
pendiente hasta alcanzar su pico maacuteximo a los 387 diacuteas El descenso de la curva
es raacutepido hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas La recuperacioacuten de trazador
es muy buena debido a que la mayoriacutea de los valores de concentracioacuten estaacuten por
arriba de los 2000 Bq L Asiacute se logra recuperar el 238 de la actividad total
(tabla 16)
Tabla 16 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-117
Paraacutemetro (K-117) Valor
92
Tiempo de arribo 126 diacuteas
Tiempo medio 351 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 238
3435 Pozo K-113
El trazador realiza su aparicioacuten a los 159 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras no es muy alta y se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2300 Bq L La curva de respuesta inicia con
una pequentildea curva alrededor de los 200 diacuteas y luego se extiende hacia arriba
hasta alcanzar sus pocos valores maacuteximos para luego descender con ciertas
fluctuaciones hasta llegar al fin de su respuesta a los 613 diacuteas Debido a la corta
amplitud de la curva principal se recupera el 64 de la actividad total (tabla 17)
Tabla 17 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-113
Paraacutemetro (K-113) Valor
Tiempo de arribo 159 diacuteas
Tiempo medio 394 diacuteas
Tiempo final 613 diacuteas
Recuperacioacuten 64
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado
Como se explicoacute en la parte teoacuterica es importante realizar la distribucioacuten de la
cantidad de trazador que se recuperoacute en cada pozo del ensayo puesto que el
93
reparto de agua de inyeccioacuten entre los pozos productores es similar a dicha
distribucioacuten La figura 342 que representa la distribucioacuten de trazador recuperado
para este ensayo se muestra a continuacioacuten
Cabe resaltar que la recuperacioacuten total para los cinco pozos alcanza uacutenicamente
el 604 de la cantidad inicialmente inyectada de tritio que fue de 15 Ci esto se
debe a que siempre hay un porcentaje de tritio que se pierde en la formacioacuten por
infiltracioacuten hacia otras capas inferiores o por fugas hacia otros pozos Es decir de
los 15 Ci inyectados solo se han recuperado 9 Ci cuya distribucioacuten hacia los
cinco pozos muestra claramente la direccioacuten preferencial del agua de inyeccioacuten
3437 Direcciones preferenciales de Flujo
Tomando en cuenta la disposicioacuten del arreglo de este ensayo se puede observar
que la direccioacuten preferencial del flujo se encuentra hacia los pozos K-119 y K-117
como lo indica la figura 343 (flechas rojas)
Esta informacioacuten es de gran valor para la perforacioacuten de nuevos pozos
productores cuya ubicacioacuten en la parte sureste del campo conseguiriacutea grandes
reacuteditos para este proyecto de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
Figura 342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos productores del ensayo Argentina
94
Ademaacutes de este modo se puede confirmar que no existen barreras sellantes
puesto que se realizoacute el paso del trazador hacia los cinco pozos del ensayo
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
CAPIacuteTULO 4
Figura 343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo Argentina
95
INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTENIDOS A
PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
En este capiacutetulo se pretende obtener las liacuteneas de corriente del agua de inyeccioacuten
a traveacutes del yacimiento en estudio con la ayuda de un programa sencillo que
simula el paso del trazador en base a ecuaciones del flujo de fluidos en medios
porosos y a la teacutecnica de los trazadores
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
Este programa permite obtener las curvas de paso del trazador para cada pozo
en cuestioacuten y un graacutefico esquemaacutetico de las liacuteneas de flujo (liacuteneas de corriente)
trazadas por el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento desde el inyector hacia
cada uno de los pozos productores
Cabe recalcar que la informacioacuten que brinda este programa se sujeta a discusioacuten
puesto que como es sabido es muy complejo modelar el comportamiento
dinaacutemico del agua que fluye por un medio poroso Ademaacutes se trata de un
software que auacuten estaacute siendo sometido probado y fue desarrollado por una
universidad argentina su nombre es PORO TracerSim 1 y el anexo 10 muestra
una explicacioacuten detallada respecto de las opciones e iacuteconos de este programa
411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA
En general las consideraciones del PORO TracerSim son
bull La formacioacuten es homogeacutenea de espesor y propiedades petrofiacutesicas
constantes en todo el yacimiento
bull El flujo del agua de inyeccioacuten es lineal hacia cada pozo productor
bull Tanto los pozos productores como el inyector estaacuten a un mismo nivel de
profundidad
bull Los caudales de produccioacuten e inyeccioacuten de cada pozo productor e inyector
respectivamente son constantes
bull Una falla no sellante se considera como si simplemente no existiera dicha
barrera en el yacimiento
96
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Las principales ventajas son
bull Brindar de una manera clara las curvas de paso de trazador hacia cada
uno de los pozos productores asiacute como el graacutefico de las liacuteneas de corriente
que traza el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento
bull Sencillez en el manejo del programa
bull Permitir el ingreso de un nuacutemero indeterminado de pozos productores y de
barreras sellantes que direccionen el flujo
bull Facilidad para poder delimitar el campo de trabajo
bull La configuracioacuten del trazado de las liacuteneas de corriente como nuacutemero de
liacuteneas el aacutengulo de desplazamiento de las mismas etc
Como desventajas estaacuten
bull No tener como opcioacuten el ingresar paraacutemetros de gran importancia como la
presioacuten de reservorio las profundidades de la arena de intereacutes en cada
pozo propiedades del crudo como la viscosidad grado API entre otras
bull Dificultad para trabajar con distancias entre pozos muy grandes
bull No considerar la presencia de gas en el yacimiento sino soacutelo la presencia
de la fase liacutequida
bull No proporcionar informacioacuten respecto de la cantidad de trazador que arriba
a cada pozo ni del volumen de agua inyectada que llega a cada productor
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO
Se dispuso a los pozos del estudio en base a las coordenadas rectangulares
correspondientes a cada uno tomando como origen el pozo inyector (Auca-12)
Asiacute las coordenadas de todos los pozos seriacutean
POZO INYECTOR Auca-12 (0 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-19 (1460 2591) m
POZO PRODUCTOR Auca-35 (1035 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-21 (951 -1803) m
97
El graacutefico 41 muestra la ubicacioacuten de los pozos y las coordenadas rectangulares
para cada uno (informacioacuten obtenida en base al GPS de la CEEA)
Asiacute la disposicioacuten de los pozos en el programa (de acuerdo a la escala
seleccionada) seriacutea la mostrada en la figura 42 Ademaacutes se ingresaron los
caudales de produccioacuten e inyeccioacuten para cada pozo respectivamente (tabla 16)
Tabla 16 CAUDALES DE PRODUCCIOacuteN E INYECCIOacuteN DE LOS POZOS
PRODUCTORES E INYECTOR RESPECTIVAMENTE
CAUDAL POZO
(BPD) (msup3diacutea)
PI-12 4000 651
PP-19 357 58
PP-35 418 68
PP-21 615 100
Figura 41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo productor respecto del pozo inyector
98
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO
Los paraacutemetros que se ingresaron fueron los petrofiacutesicos los demaacutes son valores
adecuados para el correcto funcionamiento del programa (figura 43)
Porosidad = 016
Saturacioacuten = 027
Espesor = 18 pies = 55 metros
Dispersividad = 7 m (valor correspondiente a las arenas)
Con estos datos el programa puede graficar las curvas de paso del trazador y las
liacuteneas de flujo del agua de inyeccioacuten
Para esta interpretacioacuten se probaron varios casos de acuerdo con la informacioacuten
obtenida a partir del mapa estructural (anexo 1)
Figura 42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador PORO TracerSim
99
431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
En este caso se supone que no existe ninguna barrera que obstaculice el paso
del agua de inyeccioacuten hacia los pozos productores Cabe sentildealar que este
programa considera a las barreras no sellantes como si en realidad no existiera
una barrera es decir el hecho de colocar una falla en el campo de trabajo
significa que esa falla ya es sellante como se veraacute maacutes adelante
Solo para este caso se procedioacute a graficar las curvas de paso puesto que para
los otros casos el programa tendiacutea a colapsar debido a que el arreglo no obedece
a una malla cerrada y las distancias entre pozos son muy grandes
Sin embargo se puede deducir que la presencia de una falla (la cual desde
antemano el programa la considera como sellante) impediriacutea la llegada del
trazador es decir sencillamente no se tendriacutea una curva de paso hacia ese pozo
productor
El anexo 9 muestra las curvas de paso del trazador para los pozos Auca-19
Auca-35 y Auca-21 ademaacutes el graacutefico de las liacuteneas de corriente del agua de
inyeccioacuten En este caso al no existir barreras sellantes se produce el paso del
trazador desde el inyector hacia los pozos productores lo que demuestra la
existencia de la interconexioacuten entre los pozos
Figura 43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para la simulacioacuten
100
Ademaacutes de acuerdo con las curvas de respuesta el trazador apareceriacutea en el
pozo maacutes cercano (Auca-35) aproximadamente a los 600 diacuteas (1 antildeo 8 meses) a
partir de la inyeccioacuten Si se considera que la inyeccioacuten se realizoacute en enero 2007
el trazador podriacutea empezar a llegar en septiembre 2008 Del mismo modo para los
otros dos pozos el Auca-21 muestra que la curva se levanta a los 1600 diacuteas (4
antildeos 5 meses) y ni hablar del Auca-19 que seguacuten este modelo el trazador
arriba a los 6000 diacuteas (16 antildeos 5 meses) lo cual es demasiado tiempo
Esto se explica debido a que el arreglo del proyecto Auca no obedece a una malla
cerrada pues si se observa la ubicacioacuten de pozos no presenta una geometriacutea
regular puesto que la malla es demasiado abierta y las distancias entre pozos es
muy grande Por tanto el trazador podriacutea llegar al pozo maacutes cercano a los 600
diacuteas en el mejor de los casos ya que es muy probable que el trazador no
aparezca por ninguacuten lado debido a los problemas que se han venido presentando
y a que la malla estaacute desconfigurada
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES
Para los siguientes casos de la simulacioacuten se ingresaron las coordenadas
correspondientes a tres fallas ubicadas de acuerdo a la informacioacuten del mapa
geoloacutegico Estas tres fallas son las que maacutes podriacutean influir en el flujo del agua de
inyeccioacuten La figura 44 muestra las tres fallas que se tomaron en cuenta para la
simulacioacuten
Los puntos tomados para cada una de ellas fueron
FALLA X P1 (-425 0) y P2 (-500 -1500)
FALLA Y P1 (750 -1800) y P2 (940 0)
FALLA Z P1 (1800 -1800) y P2 (1600 2200)
De este modo puede simularse la presencia de barreras sellantes en el programa
de simulacioacuten A partir de esto se tienen los siguientes casos que consisten
solamente en la combinacioacuten de las fallas
101
FALLA X
FALLA Y
FALLA Z
Figura 44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de simulacioacuten
102
441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
En este caso se considera que solo la falla X es sellante y a partir de esta
suposicioacuten se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo para lo cual se ingresan los
puntos de la falla X en el aacuterea de trabajo donde se encuentran ubicados los
pozos (figura 45)
El anexo 9 (caso 2) muestra el graacutefico de las liacuteneas de flujo donde se puede
observar que la barrera sellante hace que toda el agua inyectada se desplace
hacia el lado derecho del campo adquiriendo una buena interconexioacuten de los
pozos
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
Para este caso soacutelo la falla Y se considera como sellante y de este modo se
ubica esta falla en el campo de estudio del programa (figura 46)
Asiacute se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo que se muestra en el anexo 9 (caso
3) el cual indica el desplazamiento del agua de inyeccioacuten hacia la parte noreste y
oeste del campo La falla ldquoYrdquo impide la interconexioacuten con el pozo Auca-21 pues al
ser una barrera sellante no permite el paso del agua hacia ese pozo Sin
embargo esto no afecta la interconexioacuten con los otros pozos Auca-19 y Auca-35
Figura 45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 2
103
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE
Aquiacute se considera que ambas fallas son barreras sellantes (figura 47) y soacutelo la
falla X es no sellante Asiacute se obtienen las curvas de flujo como se muestra en el
anexo 9 (caso 4)
Figura 46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 3
Figura 47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 4
104
Este graacutefico presenta una tendencia similar de flujo que en el caso anterior soacutelo
que aquiacute la barrera sellante ldquoZrdquo disminuye auacuten maacutes el flujo del agua de inyeccioacuten
hacia la parte derecha y maacutes bien direcciona todo el agua hacia el norte y oeste
del campo
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo
Para este caso (figura 48) las fallas ldquoXrdquo y ldquoZrdquo se consideran sellantes y la falla ldquoYrdquo
es no sellante dando como resultado el graacutefico del anexo 9 (caso 5) en donde se
observa que la presencia de ambas fallas hace que el agua se desplace hacia el
costado noreste y por la parte el sur del campo que se delimita entre ambas fallas
Esta combinacioacuten de las barreras no perjudica la interconexioacuten de los pozos y
maacutes bien encierra gran parte del agua hacia los pozos Auca-21 y Auca-35
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo
Esta combinacioacuten de las fallas ldquoXrdquo y ldquoYrdquo (figura 49) da como resultado el graacutefico
de las liacuteneas de flujo del Anexo 9 (caso 6) en el cual se observa como el agua se
direcciona casi en su totalidad hacia la parte norte y este del campo por el efecto
Figura 48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 5
105
Figura 49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 6
que ocasiona la barrera longitudinal ldquoXrdquo Ademaacutes la barrera ldquoYrdquo impide por
completo el paso del agua de inyeccioacuten hacia el pozo Auca-21
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
Figura 410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 7
106
Este uacuteltimo caso (figura 410) muestra la influencia que produce la presencia de
las tres fallas en el desplazamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten El anexo 9
(caso 7) muestra una tendencia de flujo similar a la del caso anterior puesto que
como se observa el efecto de la falla ldquoYrdquo es casi el mismo que el de la
combinacioacuten de las fallas ldquoYrdquo y ldquoZrdquo con la uacutenica diferencia de que aquiacute hay menos
liacuteneas de flujo que se dirigen a la parte este del campo que en el caso anterior lo
cual corresponde a la incidencia de la falla ldquoZrdquo
La uacuteltima parte del Anexo 9 muestra las liacuteneas de corriente que corresponden al
arreglo de los pozos del Ensayo argentino
107
CAPIacuteTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
51 CONCLUSIONES
En la actualidad la teacutecnica de inyeccioacuten de trazadores radiactivos en el
yacimiento es una gran alternativa para comprender de mejor manera el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten puesto que el trazador
inyectado actuacutea como un espiacutea que brinda informacioacuten de mucho valor que
puede ser usada en subsiguientes proyectos de recuperacioacuten secundaria
que se desee realizar en un campo determinado
La adecuada interpretacioacuten de el anaacutelisis de esta teacutecnica permite a los
ingenieros de yacimientos encontrar las direcciones preferenciales de
desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el yacimiento confirmar la
existencia de fallas geoloacutegicas redefinir fallas como sellantes o no
sellantes detectar canalizaciones a lo largo de la distancia inyector-
productor entre otras
La aplicacioacuten de esta teacutecnica en el campo no produce una respuesta
inmediata sino que se requiere comuacutenmente entre un antildeo a dos o quizaacutes
maacutes tiempo dependiendo de la distancias entre pozos para obtener una
respuesta favorable
De todos los radiactivos empleados para un estudio de este tipo el tritio
constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten en razoacuten de dos ventajas
principales el tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en consecuencia
formar parte de la moleacutecula de agua y el ser un emisor beta de baja
energiacutea lo que hace praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
La cantidad de trazador a inyectarse depende directamente de la distancia
entre los pozos productores e inyector de las propiedades petrofiacutesicas del
yacimiento y del liacutemite de deteccioacuten del instrumental que se dispone
108
El buen desempentildeo de eacutesta teacutecnica requiere de la inyeccioacuten constante de
un caudal de agua que proporcione el empuje longitudinal al trazador a
traveacutes del reservorio para que asiacute eacuteste pueda arribar a los pozos
productores en los cuales se realiza el muestreo conforme al calendario
planificado
La medicioacuten de la cantidad de tritio en una muestra de agua se realiza en
base al principio de centelleo liacutequido que consiste en detectar la emisioacuten
de fotones luminosos que resulta de la interaccioacuten de las partiacuteculas beta
con los aacutetomos del coctel centellador que se antildeade a cada muestra de
agua Todo este proceso lo realiza el contador de centelleo liacutequido
Los datos de concentracioacuten de actividad correspondientes a cada muestra
realizada son de gran utilidad para la obtencioacuten de las curvas de paso del
trazador y las curvas de recuperacioacuten de trazador en cada uno de los
pozos productores El anaacutelisis de estas curvas permite obtener las
direcciones preferenciales de flujo en base al reparto de trazador entre los
distintos pozos
De acuerdo con los datos obtenidos del muestreo para cada pozo
productor y tanque de lavado del proyecto Auca (Anexo ) se observa
claramente que no se produce todaviacutea la aparicioacuten del trazador lo cual se
puede justificar por las siguientes razones
1 Las distancias entre los pozos productores y el inyector (1035 m 2038
m y 2974 m respectivamente) son demasiado grandes por lo que es
casi imposible definir lo que pueda ocurrir con el trazador en tales
condiciones de lejaniacutea
2 La existencia de barreras sellantes desconocidas ubicadas de manera
que impidan la interconexioacuten entre los pozos
3 La falta de una inyeccioacuten constante de agua que proporcione una fuerza
de empuje al trazador puesto que como se refleja en los reportes
(Anexo) la inyeccioacuten fue muy irregular sobretodo en el primer mes
luego de la inyeccioacuten donde la inyeccioacuten debioacute haber sido constante
109
Esto muestra una falta de diligencia en este proyecto pues en total
hubieron 10 diacuteas que se dejoacute de inyectar el agua en el mes de enero de
2007
4 La posibilidad de que el trazador se haya canalizado hacia otro sector
del reservorio o incluso pudo haberse producido una infiltracioacuten del
mismo hacia las capas inferiores esto debido a la mala inyeccioacuten del
agua
5 Una mala operacioacuten al momento de la inyeccioacuten del trazador en el pozo
Auca-12 o quizaacutes un error al inyectarse eacuteste en un estrato equivocado
6 La maacutes favorable de todas las razones que el trazador auacuten se esteacute
desplazando longitudinalmente en el yacimiento sin ninguacuten
inconveniente y se produzca una aparicioacuten posterior en alguno de los
pozos lo cual reflejariacutea un simple retardo en la respuesta del tritio tal
como lo reflejoacute la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim seguacuten
el cual el trazador arriba en 600 diacuteas al pozo maacutes cercano (Auca-35)
para lo cual habriacutea que seguir esperando su respuesta
Las lecturas de concentracioacuten de actividad que corresponden a las
muestras tomadas en el agua de riacuteo (Anexo) manifiestan que el trazador
no se ha infiltrado hacia el riacuteo como se supuso cuando se presentoacute la
anoacutemala presencia de trazador en el agua de inyeccioacuten Esto permite
concluir que la razoacuten de dicha anomaliacutea se debe a la contaminacioacuten de los
frascos del muestreo
De las curvas de respuesta para el ensayo Argentina se puede concluir
que
1 El paso del trazador hacia los pozos productores es un indicador de que
existe la interconexioacuten entre los pozos
2 El tiempo de respuesta del trazador es menor para los pozos
productores que estaacuten maacutes cerca del inyector obviamente dependiendo
de las propiedades del reservorio pues esto no se cumple en todos los
proyectos
110
3 La cantidad de trazador recuperado estaacute en funcioacuten de la concentracioacuten
de actividad neta obtenida en cada muestra y del caudal de produccioacuten
de agua del pozo
4 El reparto de agua inyectada entre los pozos productores es similar a la
distribucioacuten de trazador en cada uno de ellos
5 La recuperacioacuten total de trazador oscila entre el 30 y el 80 debido a
que hay una parte de tritio que se desplaza hacia puntos maacutes lejanos
del reservorio
El programa de simulacioacuten PORO TracerSim permite concluir que
1 Se prolonga auacuten maacutes el tiempo de respuesta del trazador en cada uno
de los pozos productores lo que significa que el proyecto de Auca no
puede concluir como estaba previsto para el final de 2008 sino que
habraacute que continuar monitoreando los pozos hasta obtener un
resultado
2 Si la barrera ldquoXrdquo es realmente sellante entonces ayuda en gran manera
a los trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
puesto que direcciona todo el flujo hacia los pozos productores de
intereacutes Incluso la falla ldquoZrdquo que actuacutea como un liacutemite del flujo evitando
que se pierda el agua hacia otros sectores puede ser de ayuda Pero la
barrera ldquoYrdquo no ayuda en nada sino todo lo contrario porque incide
directamente en la interconexioacuten de los pozos productores que al igual
que el Auca-21 estaacuten ubicados al este de dicha falla
Personalmente la mejor de las opciones es el caso 5 de todos los
analizados
52 RECOMENDACIONES
Se recomienda
Realizar un estudio maacutes exhaustivo de las propiedades petrofiacutesicas y
estratigrafiacutea del yacimiento ya que muchos de los datos con los que se
trabajoacute para este Proyecto estaban desactualizados
111
Realizar siacutesmica 3D de alta resolucioacuten para mejorar el conocimiento del
campo y de sus regiones obteniendo asiacute un esquema de fallas completo
para cada formacioacuten que nos ayude en la interpretacioacuten estructural
Prolongar en dos antildeos o maacutes el seguimiento de este Proyecto de
aplicacioacuten de trazadores en Auca pues hasta ahora no se tiene ninguna
respuesta significativa ya que no se ha producido la aparicioacuten del trazador
Aplicar esta misma teacutecnica de inyeccioacuten de tritio utilizando otros pozos del
mismo campo o en otros campos pero esta vez definiendo una malla
cerrada y con distancias razonables (maacuteximo de 400 o 500 metros) para lo
cual se propone que se perforen pozos inyectores y no que se utilice
pozos productores obsoletos o que han dejado de producir para hacerlos
inyectores En definitiva buscar la excelencia al realizar este tipo de
trabajos para que se puedan obtener muy buenos resultados
Instruir a los ingenieros en reservorios en esta teacutecnica de inyeccioacuten de
trazadores puesto que tiene un gran futuro en su aplicacioacuten ya que
muchas empresas operadoras estaacuten entrando en la fase de Recuperacioacuten
Secundaria para lo cual necesitan recabar informacioacuten del desplazamiento
de fluidos en el reservorio
Tener un mayor cuidado a la hora de manejar los frascos usados para el
muestreo para asiacute prevenir una contaminacioacuten involuntaria que produzca
resultados anoacutemalos en las curvas de respuesta
Realizar un tratamiento por calentamiento y destilacioacuten con cada muestra
de agua para corregir la irregularidad de los valores considerados como
ldquofondordquo o ldquobackgroundrdquo
Perfeccionar el programa de simulacioacuten PORO TracerSim para que
considere otros paraacutemetros importantes y genere resultados maacutes oacuteptimos
112
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS
bull BABY P RIVADENEIRA M R BARRAGAacuteN Editores Cientiacuteficos (Oct
2004) La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo
bull CISNEROS LOACHAMIacuteN Pablo G (Abr 2006) Modelo geoloacutegico para
probar la interconexioacuten de pozos en el Campo Sacha Tesis de grado
(EPN)
bull COMISIOacuteN ECUATORIANA DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA Archivos Teacutecnicos del
Proyecto de aplicacioacuten de radiotrazadores en el Cam po Auca (2007)
bull DELGADO ORTEGA Byron A (Dic 2005) Anaacutelisis teacutecnico econoacutemico para
incrementar la produccioacuten mediante recuperacioacuten sec undaria por
inyeccioacuten de agua en el Campo Auca Sur Tesis de grado (EPN)
bull MAGGIO Guillermo E Noldor SRL Recuperacioacuten asistida de petroacuteleo
httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesrecsechtm
bull ORGANISMO INTERNACIONAL DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA ndash PROYECTO
ARCAL XLIII (Dic 2000) Aplicaciones industriales de radiotrazadores y
fuentes selladas de radiacioacuten
bull PEREYRA Boliacutevar Radioisoacutetopos y sus aplicaciones bioloacutegicas
httpwwwcinvestavmxcgseuprmanualcaldishtml
bull SOMARUGA Carlos Noldor SRL Estudio de transferencia entre pozos
petroliacuteferos httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesyacimientozxpdf
bull UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO Facultad de Ingenieriacutea Curso
Regional de Capacitacioacuten Mecaacutenica de fluidos en yacimientos de
petroacuteleo y gas Argentina (2000)
113
ANEXOS
114
ANEXO 1
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENA ldquoTrdquo
115
ANEXO 2
CANALIZACIONES EN EL RESERVORIO
116
CANALIZACIONES
Cuando se realizan trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua es
muy posible que dicha agua inyectada no realice de manera eficaz el
desplazamiento de petroacuteleo sino que prefiera trasladarse a traveacutes de alguacuten
conducto que posea una gran permeabilidad A este conducto se lo conoce como
canalizacioacuten
La siguiente figura muestra como el agua de inyeccioacuten prefiere fluir a lo largo de
la canalizacioacuten sin efectuar el barrido por las capas saturadas de petroacuteleo
Esto representa un grave problema para los proyectos de inyeccioacuten de agua
puesto que no se estaacute cumpliendo el objetivo primordial que es el empuje del
petroacuteleo hacia los pozos productores Sin embargo con el uso de un radiotrazador
se puede determinar la presencia de canalizaciones en el reservorio
La presencia de una canalizacioacuten ocasionariacutea la aparicioacuten inmediata del trazador
en el pozo productor hacia el cual se dirige la canalizacioacuten Esta es la razoacuten de la
alta frecuencia de muestreo al inicio del proyecto puesto que se habla de pocos
117
diacuteas (de acuerdo a la distancia de los pozos) para que aparezca el trazador en el
pozo
Las figuras siguientes muestran el flujo del trazador en presencia de una
canalizacioacuten y sin ella
Ademaacutes es muy sencillo distinguir entre la curva de respuesta del paso de
trazador en presencia de una canalizacioacuten (figura)
118
0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000000
0002
0004
0006
0008
0010
0012
0014re
cupe
raci
on fr
acci
nal d
iaria
de
traz
ador
dias despues de la inyeccion
iquestCOacuteMO CORREGIR UN PROBLEMA DE CANALIZACIOacuteN
La manera mecaacutenica de hacerlo consiste en aislar la zona donde estaacute localizada la
canalizacioacuten para lo cual se debe instalar un packer adicional que cumpla con
dicha funcioacuten (figura)
El otro meacutetodo es realizar una inyeccioacuten de poliacutemeros para lo cual
Trazador canalizado
Trazador sin canalizar
119
bull Se inyecta agua al reservorio la cual se va a canalizar a lo largo de las capas
maacutes permeables
bull Luego se inyecta el poliacutemero requerido el cual tapona las capas sentildealadas por
el agua de inyeccioacuten
bull Finalmente el agua se desliza por las zonas que no habiacutean sido barridas
120
121
ANEXO 3
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DE TRAZADOR HACIA LOS POZOS PRODUCTORES
Curvas de paso de Trazador para valores de dispersividad de 03 m2 diacutea
y 0003 m2 diacutea
122
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-35
AUCA arena T PP-35Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 71331E-05 03 62175 dia1703413861
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 1035 1071225Volumen 392536 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
000001
000002
000003
000004
000005
000006
000007
000008
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 03
123
0
000005
00001
000015
00002
000025
00003
000035
00004
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 0003
124
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO PRODUCTOR AU-21
AUCA arena T PP-21Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 18397E-05 03 241069 dia660462002
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2038 4153444Volumen 1521972 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000002
0000004
0000006
0000008
000001
0000012
0000014
0000016
0000018
000002
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 03
125
0
000002
000004
000006
000008
00001
000012
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 0003
126
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-19
AUCA arena T PP-19Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 86393E-06 03 513351 dia1406440635
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2974 8844676Volumen 3241010 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000001
0000002
0000003
0000004
0000005
0000006
0000007
0000008
0000009
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacutebic
o)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 03
127
0
0000005
000001
0000015
000002
0000025
000003
0000035
000004
0000045
000005
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 0003
128
ANEXO 4
DIAGRAMA DE LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA DEL CAMPO AUCA
130
1 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE RIO
IacuteTEM CANTID DESCRIPCIOacuteN
1 1 Sistema de alimentacioacuten de hipoclorito
2 1 Sistema de alimentacioacuten de poliacutemero
3 3 Filtros flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)
4 1 Soplador de aire
5 1 Bomba de retrolavado
6 1 Torre de desoxigenacioacuten
7 2 Bombas de vaciacuteo
8 1 Bombas de transferencia de desoxigenacioacuten
9 1 Sistema de alimentacioacuten de biocida orgaacutenico
10 1 Sistema de alimentacioacuten eliminador de oxigeno
11 1 Tanque almacenamiento agua de riacuteo 1500 BBL
12 1 Sistema de alimentacioacuten de inhibidor de escala
13 1 Sistema control para agua formacioacuten y agua riacuteo 1500 BBL
2 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIOacuteN
IacuteTEM CANTIDAD DESCRIPCIOacuteN
1 1 Tanque de almacenamiento de agua formacioacuten 5000 BBL 2 1 Sistema de Bombas alimentacioacuten de quiacutemicos para flotacioacuten 3 1 Unidad de flotacioacuten (Hidrocelda USF modelo H-20D) 4 1 Bomba de transferencia 5 1 Bomba de recirculacioacuten 1 (En Hidrocelda)
6 1 Bomba de recirculacioacuten 2 (Tanque de retrolavado - tanque de almacenamiento) de agua de formacioacuten 5000 BBL
7 1 Filtro caacutescara de nuez (Filtro Autoshell modelo AWS-96) 8 1 Bomba de retrolavado 9 1 Tanque almacenamiento de agua de retrolavado 220 BBL 10 1 Tanque almacenamiento de agua tratada 5000 BBL
131
ANEXOS 5
CAUDALES DE AGUA INYECTADA MENSUALES DESDE ENERO 2007 A MARZO 2008
132
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 2700 2 4032 3 5357 4 0 5 2735 6 0 7 2243 8 0 9 3702 10 0 11 3269 12 4579 13 912 14 3487 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 3694 21 3277 22 0 23 891 24 0 25 3724 26 0 27 3928 28 0 29 1496 30 0
31 4846
PROMEDIO 1770
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 5010 3 480 4 5004 5 2243 6 4005 7 5265 8 4513 9 4622 10 2963 11 5890 12 5435 13 2576 14 1857 15 3227 16 4082 17 5160 18 5138 19 5140 20 5137 21 5467 22 5237 23 5306 24 5138 25 4573 26 5180 27 1423
28 2368
PROMEDIO 4016
133
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ABRIL 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5101 2 3689 3 2966 4 3503 5 4111 6 1124 7 931 8 3450 9 949 10 4001 11 5082 12 3668 13 4054 14 1786 15 4490 16 5050 17 4160 18 5200 19 5152 20 1427 21 2279 22 5012 23 5175 24 585 25 4268 26 2420 27 5181 28 5050 29 844
30 0
PROMEDIO 3357
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5775 2 4439 3 625 4 2334 5 737 6 5369 7 5047 8 3085 9 1378 10 4695 11 4849 12 4363 13 4450 14 5172 15 0 16 3366 17 4575 18 3810 19 5003 20 1195 21 2118 22 5120 23 1232 24 2753 25 5161 26 5128 27 5105 28 5188 29 5008 30 2008
31 4966
PROMEDIO 3679
134
BARRILES INYECTADOS
POR DIA (AUCA-12)
MAYO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 6135 3 5166 4 4070 5 1382 6 0 7 2336 8 1410 9 2328 10 0 11 2721 12 5154 13 5193 14 5134 15 4560 16 3117 17 1808 18 1808 19 1101 20 2700 21 5216 22 5084 23 3299 24 5099 25 5085 26 0 27 1870 28 5120 29 5240 30 5150
31 5500
PROMEDIO 3316
135
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JUNIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 5142 5142 2 5103 5103 3 2784 2784 4 2850 2850 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 1757 1757 9 6422 6422 10 5345 5345 11 2832 2832 12 1281 1281 13 820 820 14 2252 2252 15 1053 1053 16 2978 2978 17 5117 5117 18 5094 5094 19 5907 5907 20 1885 1885 21 2275 2275 22 0 0 23 0 0 24 3096 3096 25 1977 1566 3543 26 2606 1566 4172 27 2164 2035 4199 28 3184 1936 5120 29 4035 1860 5895 30 0 5528 5528
PROMEDIO 3082 Sin tren de agua de formacioacuten
136
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JULIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 5157 5157 2 4553 0 4553 3 3638 1603 5241 4 1801 3335 5136 5 0 5089 5089 6 0 4854 4854 7 2451 1975 4426 8 2906 1986 4892 9 2269 2851 5120 10 735 4425 5160 11 3557 886 4443 12 2709 2391 5100 13 1050 4113 5163 14 2826 2099 4925 15 2484 1896 4380 16 336 1902 2238 17 1146 0 1146 18 5095 0 5095 19 4338 0 4338 20 2141 0 2141 21 1519 1365 2884 22 3116 710 3826 23 3959 0 3959 24 1202 2895 4097 25 1995 2102 4097 26 2226 1906 4132 27 2467 1624 4091 28 1854 1993 3847 29 2660 1218 3878 30 4110 0 4110 31 658 3358 4016
PROMEDIO 4243
137
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
AGOSTO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1367 2659 4026 2 1890 2230 4120 3 4197 0 4197 4 2127 2048 4175 5 2165 1105 3270 6 1684 1830 3514 7 1055 2147 3202 8 1900 2200 4100 9 1348 1475 2823 10 2596 0 2596 11 4080 0 4080 12 2322 1778 4100 13 2990 0 2990 14 4100 0 4100 15 4100 0 4100 16 1600 0 1600 17 810 0 810 18 2400 0 2400 19 3800 760 4560 20 3233 1887 5120 21 5120 0 5120 22 5110 0 5110 23 4890 0 4890 24 5088 0 5088 25 4876 0 4876 26 3598 1525 5123 27 2138 2872 5010 28 0 2756 2756 29 2769 2312 5081 30 4547 0 4547 31 658 3358 4016
PROMEDIO 3919
138
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
SEPTIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 1660 0 1660 2 3800 1675 5475 3 3481 2332 5813 4 290 3981 4271 5 0 3721 3721 6 1625 3216 4841 7 2725 2620 5345 8 1458 3792 5250 9 4400 1574 5974 10 0 1996 1996 11 5600 0 5600 12 2660 0 2660 13 5540 0 5540 14 2489 1983 4472 15 4132 533 4665 16 4199 0 4199 17 3578 1860 5438 18 4175 1477 5652 19 5528 0 5528 20 3443 2155 5598 21 837 4542 5379 22 1269 4173 5442 23 1727 3422 5149 24 1714 3694 5408 25 3916 1687 5603 26 1101 4419 5520 27 3662 1875 5537 28 2010 3045 5055 29 4197 440 4637 30 0 2400 2400
PROMEDIO 4794
139
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
OCTUBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 3481 3481 2 0 5730 5730 3 4446 1264 5710 4 1767 3356 5123 5 1981 3375 5356 6 1675 3726 5401 7 1523 3926 5449 8 0 4051 4051 9 2283 3007 5290 10 494 4598 5092 11 1151 2867 4018 12 0 5066 5066 13 957 3629 4586 14 1899 3206 5105 15 0 5177 5177 16 4540 293 4833 17 4920 0 4920 18 5180 0 5180 19 3616 1574 5190 20 1797 3303 5100 21 1484 3646 5130 22 4302 818 5120 23 504 4606 5110 24 2312 2838 5150 25 1224 3698 4922 26 949 3925 4874 27 1497 3666 5163 28 875 4260 5135 29 1117 3955 5072 30 3698 1300 4998 31 0 3358 3358
PROMEDIO 4964
140
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
NOVIEMBRE 2007
DIA AGUA DE
RIO AGUA DE FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 4476 690 5166 2 1489 3554 5043 3 1478 3530 5008 4 1610 3534 5144 5 0 5110 5110 6 2989 2051 5040 7 2992 2474 5466 8 3869 1500 5369 9 2838 2178 5016 10 904 4133 5037 11 1741 3256 4997 12 1954 3064 5018 13 0 5110 5110 14 1607 3403 5010 15 3289 1778 5067 16 2273 0 2273 17 0 0 0 18 2566 0 2566 19 3231 0 3231 20 5073 0 5073 21 5160 0 5160 22 2863 2102 4965 23 2957 2220 5177 24 2562 2546 5108 25 2780 2203 4983 26 0 0 0 27 0 0 0 28 0 0 0 29 0 0 0 30 0 0 0
PROMEDIO 3838
141
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
DICIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 2820 2820 2 2100 3000 5100 3 4107 1020 5127 4 927 4173 5100 5 1755 3420 5175 6 1695 3489 5184 7 2966 2168 5134 8 2460 2633 5093 9 0 5090 5090 10 1799 3313 5112 11 2878 2243 5121 12 2012 3166 5178 13 2251 2742 4993 14 2035 3092 5127 15 3476 1744 5220 16 2126 2920 5046 17 1420 3597 5017 18 0 5168 5168 19 3110 1689 4799 20 1463 3740 5203 21 1241 3909 5150 22 0 5115 5115 23 0 4287 4287 24 2254 2784 5038 25 3620 1434 5054 26 1166 2540 3706 27 3440 1658 5098 28 157 4891 5048 29 423 4761 5184 30 1665 3474 5139 31 1821 3339 5160
PROMEDIO 4961
142
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 2398 2050 4448 2 933 4193 5126 3 2106 2953 5059 4 1460 3650 5110 5 3581 0 3581 6 2034 0 2034 7 5200 0 5200 8 1234 3876 5110 9 1690 3451 5141 10 3134 2008 5142 11 991 3315 4306 12 1661 3439 5100 13 3250 1874 5124 14 1832 3268 5100 15 558 3401 3959 16 2394 2396 4790 17 5250 786 6036 18 4473 698 5171 19 5163 0 5163 20 5120 0 5120 21 2168 2962 5130 22 2320 2639 4959 23 2035 2961 4996 24 3100 1894 4994 25 2912 2256 5168 26 3510 1533 5043 27 1288 3665 4953 28 2619 2475 5094 29 2635 2490 5125 30 1318 3843 5161 31 1434 3666 5100
PROMEDIO 4888
143
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1873 3215 5088 2 729 4083 4812 3 1764 3351 5115 4 2852 4413 7265 5 995 2694 3689 6 1276 3910 5186 7 2693 2447 5140 8 738 4269 5007 9 0 3777 3777 10 1318 3686 5004 11 298 3660 3958 12 0 5143 5143 13 1151 3352 4503 14 2376 2680 5056 15 3337 1779 5116 16 1197 3843 5040 17 2728 2301 5029 18 561 4613 5174 19 4668 433 5101 20 2916 1909 4825 21 900 4300 5200 22 0 5150 5150 23 1000 4100 5100 24 2522 2668 5190 25 1590 3610 5200 26 897 4239 5136 27 216 3957 4173 28 772 4412 5184 29 1761 3207 4968
PROMEDIO 4977
144
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 885 4275 5160 2 1435 3701 5136 3 1995 3147 5142 4 613 4550 5163 5 1046 4111 5157 6 1083 4049 5132 7 1266 3830 5096 8 911 4283 5194 9 611 3729 4340 10 2301 2859 5160 11 1763 3352 5115 12 1718 3407 5125 13 250 4042 4292 14 3903 1197 5100 15 3399 1711 5110 16 550 4569 5119 17 2444 2706 5150 18 1751 3365 5116 19 583 4529 5112 20 805 4331 5136 21 703 4193 4896 22 1872 3264 5136 23 1788 3352 5140 24 681 4467 5148 25 1456 3680 5136 26 2073 2969 5042 27 1923 3017 4940 28 1371 3653 5024 29 3933 1163 5096 30 3438 0 3438 31 0 2752 2752
PROMEDIO 4929
RESUMEN DE LOS BARRILES DE AGUA INYECTADA EN EL PER IODO ENERO 2007 A MARZO 2008
MES BARRILES DE AGUA
INYECTADA (PROMEDIO)
NUMERO DE DIAS SIN INYECTAR
Enero 1770 14 Febrero 4016 1 Marzo 3679 1 Abril 3357 0 Mayo 3316 4 Junio 3082 5 Julio 4243 0
Agosto 3919 0 Septiembre 4794 0
Octubre 4964 0 Noviembre 3838 6 Diciembre 4961 0
Enero 4888 0 Febrero 4977 0 Marzo 4929 0
PROMEDIO 4049
146
ANEXO 6
CALENDARIO DE MUESTREO DE ENERO 2007 A MARZO 2008
147
CALENDARIO DE MUESTREO
ANtildeO 2007
ENEROL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
FEBREROL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28
MARZOL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30 31
ABRILL M M J V S D30 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
MAYOL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
JUNIOL M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29 30
JULIOL M M J V S D30 31 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
AGOSTOL M M J V S D
1 2 3 4 56 7 8 9 10 11 1213 14 15 16 17 18 1920 21 22 23 24 25 2627 28 29 30 31
SEPTIEMBREL M M J V S D
1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
OCTUBREL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
NOVIEMBREL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30
DICIEMBREL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
ANtildeO 2008
ENEROL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
FEBRERO L M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29
MARZOL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
148
ANEXO 7
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO EN CADA PUNTO DE MONITOREO Y
CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR Y TANQUE DE LAVADO
PROYECTO ldquoAUCArdquo
149
FECHA VIAL No dias LECT10012007 6 0 1295712012007 13 2 1220716012007 20 6 sin inyeccioacuten18012007 27 8 sin inyeccioacuten23012007 34 13 sin inyeccioacuten25012007 41 15 sin inyeccioacuten30012007 48 20 14701022007 55 22 7706022007 62 27 sin inyeccioacuten08022007 69 29 sin inyeccioacuten13022007 76 34 sin inyeccioacuten15022007 83 36 10720022007 90 41 022022007 97 43 13727022007 104 48 4701032007 111 50 4706032007 118 55 7708032007 125 57 1713032007 132 62 sin inyeccioacuten15032007 139 64 020032007 146 69 3622032007 153 71 0627032007 160 76 2629032007 167 78 4603042007 173 83 0605042007 178 85 2610042007 183 90 012042007 188 92 017042007 193 97 51619042007 198 99 024042007 204 104 9926042007 209 106 001052007 214 111 187703052007 219 113 104808052007 224 118 sin inyeccioacuten10052007 229 120 sin inyeccioacuten15052007 234 125 180817052007 239 127 sin inyeccioacuten22052007 244 132 241824052007 249 134 103829052007 254 139 25231052007 259 141 49205062007 264 146 37207062007 269 148 44212062007 274 153 24219062007 279 160 sin inyeccioacuten26062007 284 167 11203072007 289 174 72210072007 294 181 sin inyeccioacuten17072007 299 188 112
CAMPO AUCA
POZO 12
150
FECHA VIAL No dias LECT24072007 304 195 8231072007 309 202 7207082007 314 209 14214082007 319 216 13221082007 324 223 25628082007 329 230 6605092007 334 238 14118092007 339 251 2109102007 344 272 15123102007 349 286 8106112007 354 300 11120112007 359 314 21111122007 364 335 18208012008 369 363 5512022007 374 398 65
151
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
152
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
153
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
154
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
155
FECHA VIAL No dias LECT10012007 2 0 18551712012007 9 2 49603716012007 16 6 213718012007 23 8 66723012007 30 13 28725012007 37 15 65730012007 44 20 413701022007 51 22 492706022007 58 27 34708022007 65 29 8713022007 72 34 31715022007 79 36 35720022007 86 41 107722022007 93 43 53727022007 100 48 46701032007 107 50 27706032007 114 55 2708032007 121 57 19713032007 128 62 21315032007 135 64 20620032007 142 69 28622032007 149 71 3627032007 156 76 11629032007 163 78 14603042007 169 83 8605042007 174 85 14610042007 179 90 17612042007 184 92 24617042007 189 97 55619042007 194 99 48624042007 200 104 10826042007 205 106 0801052007 210 111 7803052007 215 113 10808052007 220 118 010052007 225 120 8815052007 230 125 7817052007 235 127 12822052007 240 132 22824052007 245 134 3829052007 250 139 45231052007 255 141 25205062007 260 146 49207062007 265 148 37212062007 270 153 44219062007 275 160 24226062007 280 167 30203072007 285 174 42210072007 290 181 17217072007 295 188 282
CAMPO AUCA
POZO 35
156
FECHA VIAL No dias LECT24072007 300 195 8231072007 305 202 23207082007 310 209 14214082007 315 216 17221082007 320 223 21628082007 325 230 18605092007 330 238 15118092007 335 251 23109102007 340 272 12123102007 345 286 15106112007 350 300 28120112007 355 314 18111122007 360 335 19208012008 365 363 012022007 370 398 1311032008 375 426 201
157
FECHA VIAL No dias LECT10012007 4 0 30374712012007 11 2 21379716012007 18 6 40718012007 25 8 26723012007 32 13 8725012007 39 15 17730012007 46 20 137701022007 53 22 170706022007 60 27 21708022007 67 29 34713022007 74 34 13715022007 81 36 18720022007 88 41 18722022007 95 43 13727022007 102 48 25701032007 109 50 26706032007 116 55 12708032007 123 57 19713032007 130 62 10315032007 137 64 3620032007 144 69 14622032007 151 71 22627032007 158 76 10629032007 165 78 2603042007 171 83 5605042007 176 85 17610042007 181 90 13612042007 186 92 4617042007 191 97 18619042007 196 99 16624042007 202 104 16926042007 207 106 5901052007 212 111 23803052007 217 113 14808052007 222 118 8810052007 227 120 4815052007 232 125 28817052007 237 127 28822052007 242 132 6824052007 247 134 5829052007 252 139 19231052007 257 141 25205062007 262 146 8207062007 267 148 28212062007 272 153 29219062007 277 160 24226062007 282 167 43203072007 287 174 34210072007 292 181 27217072007 297 188 252
CAMPO AUCA
POZO 21
158
FECHA VIAL No dias LECT24072007 302 195 22231072007 307 202 26207082007 312 209 17214082007 317 216 14221082007 322 223 31628082007 327 230 26605092007 332 238 14118092007 337 251 26109102007 342 272 023102007 347 286 8106112007 352 300 22120112007 357 314 28111122007 362 335 25208012008 367 363 1412022007 372 398 5511032008 377 426 191
159
FECHA VIAL No dias LECT10012007 5 0 856712012007 12 2 406716012007 19 6 2718012007 26 8 14723012007 33 13 30725012007 40 15 14730012007 47 20 13701022007 54 22 6706022007 61 27 14708022007 68 29 4713022007 75 34 16715022007 82 36 14720022007 89 41 6722022007 96 43 11727022007 103 48 14701032007 110 50 15706032007 117 55 11708032007 124 57 14713032007 131 62 2015032007 138 64 5620032007 145 69 1622032007 152 71 11627032007 159 76 6629032007 166 78 9603042007 172 83 11605042007 177 85 5610042007 182 90 26612042007 187 92 1617042007 192 97 21619042007 197 99 10624042007 203 104 7726042007 208 106 001052007 213 111 7803052007 218 113 5808052007 223 118 13810052007 228 120 0815052007 233 125 8817052007 238 127 20822052007 243 132 5824052007 248 134 9829052007 253 139 24231052007 258 141 18205062007 263 146 24207062007 268 148 15212062007 273 153 13219062007 278 160 14226062007 283 167 27203072007 288 174 43210072007 293 181 7217072007 298 188 192
CAMPO AUCA
TANQUE DE LAVADO
160
FECHA VIAL No dias LECT24072007 303 195 10231072007 308 202 19207082007 313 209 7214082007 318 216 30221082007 323 223 19628082007 328 230 10605092007 333 238 13118092007 338 251 14109102007 343 272 9123102007 348 286 21106112007 353 300 12120112007 358 314 8111122007 363 335 15208012008 368 363 10512022007 373 398 10511032008 378 426 91
161
DATOS DE CONTROL EXTRA (cpm)
Fecha Agua de formacioacuten Agua de riacuteo 31072007 231 162 07082007 386 166 28082007 256 456 05092007 221 141 09102007 81 181 23102007 81 11 11122007 52 72 08012008 83 66 12022007 91 115 11032008 147 36
162
ANEXO 8
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO Y CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR
Curvas de paso del trazador
Curvas de trazador recuperado
ENSAYO ARGENTINA
163
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 6795 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 320 BqLDesviacuteo del fondo 68 BqLLiacutemite 658 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 27 -518112003 3 376 000 21 -1123112003 8 512 000 30 -202122003 17 273 000 32 009122003 24 199 000 37 516122003 31 355 000 33 123122003 38 432 000 44 1203012004 49 456 000 31 -112012004 58 378 000 39 719012004 65 516 000 51 1927012004 73 279 000 44 1206022004 83 391 000 57 2514022004 91 545 000 61 2925022004 102 545 000 54 2202032004 108 631 000 62 3011032004 117 476 000 66 3420032004 126 555 000 61 29
Datos (BqL)
0350
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL)Respuesta
00
00
164
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 000 79 4707042004 144 482 001 94 6215042004 152 544 001 112 8022042004 159 636 002 197 16529042004 166 712 004 243 21103052004 170 834 006 291 25911052004 178 758 009 374 34220052004 187 637 013 461 42927052004 194 817 018 517 48505062004 203 757 023 329 29713062004 211 698 027 465 43320062004 218 532 030 693 66103072004 231 724 043 817 78516072004 244 869 061 936 90429072004 257 553 074 1070 103811082004 270 768 094 1139 110724082004 283 913 121 1368 133606092004 296 1132 161 1538 150619092004 309 1194 209 1811 177902102004 322 1082 258 1947 191515102004 335 1037 309 2105 207328102004 348 932 356 2042 201010112004 361 893 399 1922 189023112004 374 910 440 1798 176606122004 387 887 479 1734 170219122004 400 772 511 1687 165501012005 413 788 543 1644 161214012005 426 798 574 1567 153527012005 439 762 604 1608 157610022005 453 731 633 1376 134424022005 467 785 657 948 91616032005 487 777 683 871 83930032005 501 763 698 643 611
Datos (BqL)Respuesta
1441984904660
21211998187118071760171816391686
1576186620122183
939108011541396
306447684813
266352442500
6382169216
48
Conc de trazador (BqL)
165
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 746 707 312 28027042005 529 750 713 276 24418052005 550 766 718 113 8108062005 571 743 720 82 5029062005 592 772 720 61 2920072005 613 813 720 53 2110082005 634 826 720 58 26
RespuestaConc de trazador (BqL)
5500
303265
Datos (BqL)
0
88
166
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-119 Produccioacuten promedio 10279 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 397 BqLDesviacuteo del fondo 41 BqLLiacutemite 604 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 545 000 32 -818112003 3 631 000 37 -323112003 8 476 000 43 302122003 17 555 000 41 109122003 24 634 000 39 -116122003 31 482 000 40 023122003 38 544 000 46 603012004 49 636 000 49 912012004 58 712 000 55 1519012004 65 834 000 58 1827012004 73 758 000 52 1206022004 83 637 000 71 3114022004 91 817 001 89 4925022004 102 545 001 105 6502032004 108 631 002 235 19511032004 117 476 004 387 34720032004 126 555 008 456 416
66199354424
003250
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
167
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 012 517 47707042004 144 714 019 670 63015042004 152 931 028 749 70922042004 159 1025 039 881 84129042004 166 1067 051 991 95103052004 170 1170 060 1156 111611052004 178 985 077 1307 126720052004 187 932 099 1567 152727052004 194 964 120 1840 180005062004 203 1041 152 1937 189713062004 211 1057 184 2154 211420062004 218 532 199 2263 222303072004 231 724 239 2401 236116072004 244 869 290 2514 247429072004 257 553 325 2739 269911082004 270 768 377 2929 288924082004 283 913 443 3006 296606092004 296 1132 525 3029 298919092004 309 1194 610 2842 280202102004 322 1082 682 2615 257515102004 335 1037 744 2371 233128102004 348 1245 813 2183 214310112004 361 1167 876 2271 223123112004 374 1346 945 1966 192606122004 387 1275 1002 1703 166319122004 400 1369 1054 1428 138801012005 413 1568 1108 1392 135214012005 426 1731 1164 1278 123827012005 439 1647 1212 1134 109410022005 453 1452 1251 915 87524022005 467 1573 1284 716 67616032005 487 1582 1323 651 61130032005 501 1561 1346 503 463
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
500
1171939727659
1765147714411322
2455226123592041
3099312929392706
2447256928083012
1855195821842299
976114613031572
487644726862
168
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1672 1365 429 38927042005 529 1635 1382 375 33518052005 550 1647 1402 294 25408062005 571 1651 1413 119 7929062005 592 1568 1413 37 -320072005 613 1682 1413 0 -4010082005 634 1426 1413 0 -40
Datos (BqL)Respuesta
87000
421364277
Conc de trazador (BqL)
169
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 10353 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 849 BqLDesviacuteo del fondo 67 BqLLiacutemite 1185 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 482 000 78 -718112003 3 544 000 73 -1223112003 8 636 000 91 602122003 17 712 000 87 209122003 24 834 000 83 -216122003 31 758 000 89 423122003 38 637 000 93 803012004 49 817 000 97 1212012004 58 545 000 112 2719012004 65 631 000 104 1927012004 73 476 000 92 706022004 83 555 000 78 -714022004 91 634 000 85 025022004 102 714 000 93 802032004 108 931 000 107 2211032004 117 1025 000 113 2820032004 126 1067 000 117 32
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
170
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1170 000 121 3607042004 144 985 000 112 2715042004 152 932 001 137 5222042004 159 964 003 381 29629042004 166 1041 008 525 44003052004 170 1057 011 429 34411052004 178 532 014 576 49120052004 187 724 021 678 59327052004 194 869 028 852 76705062004 203 553 036 968 88313062004 211 768 047 1045 96020062004 218 913 059 1240 115503072004 231 1132 093 1427 134216072004 244 1194 137 1781 169629072004 257 1082 186 2063 197811082004 270 1037 234 1879 179424082004 283 1245 295 2319 223406092004 296 1167 362 2571 248619092004 309 1346 447 2716 263102102004 322 1275 530 2783 269815102004 335 1369 613 2281 219628102004 348 1568 682 1470 138510112004 361 1731 732 1012 92723112004 374 1647 759 487 40206122004 387 1452 782 938 85319122004 400 1423 807 648 56301012005 413 1396 821 360 27514012005 426 1384 832 461 37627012005 439 1315 849 724 63910022005 453 1293 863 266 18124022005 467 1256 868 149 6416032005 487 1274 877 403 31830032005 501 1278 884 141 56
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
61
68419469343
906599293402
23121461980426
2334260227592835
1391176120581870
790911992
1195
452353505610
37053303
171
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1265 884 97 1227042005 529 1282 885 177 9218052005 550 1165 885 114 2908062005 571 1243 885 81 -429062005 592 1231 885 69 -1620072005 613 1273 885 37 -4810082005 634 1183 885 51 -34
Datos (BqL)Respuesta
0000
01000
Conc de trazador (BqL)
172
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 14472 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 236 BqLDesviacuteo del fondo 136 BqLLiacutemite 914 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 724 000 7 -1718112003 3 869 000 11 -1323112003 8 553 000 9 -1502122003 17 768 000 36 1209122003 24 913 000 43 1916122003 31 1132 000 25 123122003 38 1194 000 34 1003012004 49 1082 000 57 3312012004 58 1037 000 83 5919012004 65 1245 000 79 5527012004 73 1167 000 64 4006022004 83 1346 000 21 -314022004 91 1275 000 37 1325022004 102 1369 000 47 2302032004 108 1568 000 84 6011032004 117 1731 000 86 6220032004 126 1647 002 192 168
000
172
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
173
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1452 007 254 23107042004 144 1423 015 450 42615042004 152 1396 025 524 50122042004 159 1384 035 624 60029042004 166 1315 046 733 71003052004 170 1293 051 406 38211052004 178 1256 058 361 33720052004 187 1274 070 829 80527052004 194 1278 091 1747 172305062004 203 1265 130 2035 201113062004 211 1346 171 2091 206720062004 218 1275 207 2244 222003072004 231 1369 282 2367 234316072004 244 1568 374 2504 248029072004 257 1731 480 2551 252711082004 270 1647 578 2369 234524082004 283 1452 659 2245 222106092004 296 1573 748 2415 239119092004 309 1582 846 2672 264802102004 322 1561 947 2679 265515102004 335 1672 1059 2783 275928102004 348 1635 1171 2811 278710112004 361 1647 1285 2837 281323112004 374 1651 1401 2872 284806122004 387 1568 1517 3119 309519122004 400 1734 1649 3075 305101012005 413 1821 1785 2955 293114012005 426 1761 1907 2618 259427012005 439 1785 2017 2376 235210022005 453 1811 2117 1735 171124022005 467 1773 2191 1432 140816032005 487 1794 2274 993 96930032005 501 1803 2312 617 593
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
641
2517183515141045
3286324531242770
2906294129743017
2320250327782791
2428257526302445
1776207521362296
728393347829
235436512615
174
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1735 2337 457 43327042005 529 1784 2352 205 18118052005 550 1656 2361 119 9508062005 571 1735 2376 348 32429062005 592 1625 2376 78 5420072005 613 1782 2376 83 5910082005 634 1659 2376 29 5
Datos (BqL)Conc de trazador (BqL)
354000
469197104
Respuesta
175
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 33 -1318112003 3 276 000 41 -523112003 8 262 000 38 -802122003 17 314 000 57 1109122003 24 332 000 55 916122003 31 296 000 46 023122003 38 355 000 53 703012004 49 328 000 18 -2912012004 58 355 000 60 1419012004 65 279 000 34 -1227012004 73 245 000 50 306022004 83 264 000 21 -2514022004 91 332 000 33 -1325022004 102 371 000 81 3502032004 108 545 000 17 -2911032004 117 476 000 86 3920032004 126 434 000 72 26
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
176
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 471 000 37 -907042004 144 493 000 51 515042004 152 542 000 68 2222042004 159 544 000 113 6729042004 166 531 001 92 4603052004 170 526 001 85 3911052004 178 567 001 121 7520052004 187 517 002 259 21327052004 194 544 004 316 27005062004 203 532 007 472 42613062004 211 576 012 693 64720062004 218 531 016 684 63803072004 231 538 023 461 41516072004 244 546 028 359 31329072004 257 553 031 273 22711082004 270 632 037 511 46524082004 283 641 043 358 31206092004 296 673 051 687 64119092004 309 717 069 1468 142202102004 322 728 098 1914 186815102004 335 738 136 2281 223528102004 348 722 175 2201 215510112004 361 758 216 2319 227323112004 374 714 256 2254 220806122004 387 739 296 2176 213019122004 400 788 339 2359 231301012005 413 798 381 1905 185914012005 426 762 416 1862 181627012005 439 731 450 2031 198510022005 453 785 488 1626 158024022005 467 777 519 1432 138616032005 487 763 551 801 75530032005 501 746 566 721 675
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
729
212416941489814
2261246019811939
2353227424032339
32667114911963
430325236485
278439668660
47077219
00069
177
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 750 577 458 41227042005 529 766 589 824 77818052005 550 743 610 617 57108062005 571 772 626 472 42629062005 592 763 637 369 32320072005 613 721 643 115 6910082005 634 758 643 72 26
Datos (BqL)Respuesta
465354760
446844621
Conc de trazador (BqL)
178
ANEXO 9
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA CADA UNO DE LOS CASOS SUPUESTOS
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
179
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-35 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
180
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-21 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
181
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-19 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
182
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO UNO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
183
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO DOS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
184
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO TRES
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CUATRO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
185
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CINCO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
186
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SEIS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
187
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SIETE
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
188
K-116
G-12K-124
K-119 K-117
K-113
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
189
ANEXO 10
EXPLICACIOacuteN DEL PROGRAMA PORO TracerSim 10
190
iquestCUAacuteL ES SU ESPACIO DE TRABAJO
PORO TracerSim permite el uso de un espacio de trabajo que es el campo en el
cual estaacuten ubicados los pozos y las fallas La determinacioacuten de este espacio es
simple soacutelo hay que ingresar las coordenadas que limitan el aacuterea de trabajo en
los cuadros de texto
El aacuterea de trabajo puede ser modificada faacutecilmente cuando se requiera hacerlo
Otra manera de modificar el espacio de trabajo es haciendo click en el siguiente
iacutecono
Con lo cual se despliega el siguiente cuadro de diaacutelogo donde usted puede
cambiar los valores del espacio de trabajo
Xmax Xmin
Ymax
Ymin
191
iquestCOacuteMO SE INGRESAN LOS POZOS DEL ARREGLO
Para insertar un pozo sea PRODUCTOR o INYECTOR debe hacer click en el
iacutecono correspondiente de la barra de elementos a la izquierda de la pantalla
192
Con esto aparece un cuadro de diaacutelogo donde debe ingresar los siguientes datos
bull El caudal del pozo (dependiendo si el pozo es PRODUCTOR o
INYECTOR)
bull Posicioacuten en X
bull Posicioacuten en Y
No es necesario ingresar las posiciones en X y Y con el teclado usted puede
hacer click con el mouse en cualquier lugar del espacio de trabajo o campo y
cambiaraacuten automaacuteticamente los valores en el cuadro de diaacutelogo Usted puede
seguir las coordenadas en las que se encuentra el puntero del mouse con el
indicador de posicioacuten
Una vez escritos los valores debe hacer click en aceptar y asiacute seraacute insertado el
elemento Ademaacutes aparece una imagen en el lugar que le corresponde dentro del
espacio de trabajo o campo la misma que permite diferenciar si el pozo es
PRODUCTOR o INYECTOR
PRODUCTOR
INYECTOR
Indicador de posicioacuten
193
iquestCOacuteMO SE ELIMINAN LOS POZOS INSERTADOS
Usted debe hacer click derecho en la imagen que corresponde al pozo que desea
borrar con lo cual aparece el siguiente menuacute que permite eliminar el pozo
seleccionado
iquestCOacuteMO ENMENDAR LOS POZOS INSERTADOS
Para modificar un pozo ya insertado solo debe hacer click en la imagen del pozo
para abrir el mismo cuadro con el que se insertaron los pozos Asiacute puede
modificar aquellos valores que quiera corregir y luego hacer click en Aceptar
iquestCOacuteMO INSERTAR MODIFICAR Y REMOVER LAS FALLAS
Usted debe hacer click en el botoacuten Fallas y apareceraacute el siguiente cuadro
Este cuadro muestra una lista de las fallas insertadas en el campo o espacio de
trabajo hacienda click en el botoacuten Nueva falla aparece el siguiente cuadro
194
Las fallas se insertan de manera similar a los pozos escribiendo las coordenadas
de dos puntos que definan la liacutenea de la falla en el cuadro anterior Para utilizar el
mouse en lugar de ingresar las coordenadas en el cuadro debe hacer click en la
Posicioacuten X del Punto 1 y luego hacer click en la posicioacuten del campo o espacio de
trabajo Asiacute se escribiraacute automaacuteticamente los valores de X y Y
Para insertar el Punto 2 debe hacer click en la Posicioacuten X del punto 2 y luego
hacer lo mismo que para el primer punto Se puede cambiar los valores las veces
que sean necesarias hasta encontrar la posicioacuten correcta de la falla En el campo
o espacio de trabajo aparece la siguiente imagen
Para eliminar una falla ya insertada debe hacer click en la falla correspondiente
de la lista de fallas y luego en el botoacuten Eliminar del mismo cuadro
Para modificar una falla ya existente debe hacer doble click en la falla
correspondiente de la lista de fallas o seleccionar con un click la falla y luego el
botoacuten Modificar con el que apareceraacute el mismo cuadro que se utilizoacute para insertar
las fallas Soacutelo debe modificar las coordenadas de X y Y de ambos puntos que
definen la liacutenea de falla Tambieacuten puede usar el mouse en la misma manera que
se usa para insertar una nueva falla
PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO Y GRAacuteFICO
Haciendo click en el siguiente iacutecono
Falla insertada
Imagen de la falla mientras estaacute siendo insertada
195
Apareceraacute el siguiente cuadro que permite la modificacioacuten del color de las liacuteneas
de flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria ademaacutes desde aquiacute se
pueden poner nuevos liacutemites para el espacio de trabajo
Paraacutemetros del problema Aquiacute se deben ingresar los valores de dispersividad
porosidad y espesor Ademaacutes la masa de trazador inyectado y el tiempo
demorado en la inyeccioacuten
Caacutelculo de las liacuteneas de flujo Se requieren los valores para definir el nuacutemero de
liacuteneas de flujo del problema el aacutengulo barrido por las mismas y la distancia entre
dos puntos sucesivos de la liacutenea Tambieacuten se requiere ingresar el tope o liacutemite de
los puntos
Tiempo de respuesta Aquiacute se ingresan los rangos de tiempo que seraacuten
expuestos en la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
Menuacute de Frecuencia Estos valores son requeridos por el programa de caacutelculo
El meacutetodo de caacutelculo trabaja en el dominio de la frecuencia por lo cual son
necesarios estos valores Al ponerlos adecuadamente se puede encontrar
mejores soluciones de acuerdo al problema que se resuelve
196
iquestCOacuteMO CALCULAR LAS CURVAS DE RECUPERACIOacuteN FRACCIONA L
DIARIA
Una vez que han sido insertados todos los elementos (pozos productores
inyectores y fallas) se debe seleccionar un pozo PRODUCTOR y un INYECTOR
Un borde rojo en el siacutembolo del pozo significa que el elemento ha sido
seleccionado
(Observe la diferencia entre el cuadrado y el ciacuterculo para distinguir la seleccioacuten
de un PRODUCTOR y de un INYECTOR)
Verificar que los paraacutemetros de caacutelculo sean los correctos y hacer click en el
botoacuten de Caacutelculo y graacutefico el cual muestra un cuadro de diaacutelogo que le
preguntaraacute si desea continuar o no Haga click en Siacute De esta manera el programa
empezaraacute a calcular las liacuteneas de flujo y las curvas de recuperacioacuten fraccional
diaria Una vez completado el proceso se mostraraacute la pestantildea de las liacuteneas de
flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria
En la pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria apareceraacute algo como
el siguiente dibujo
Pestantildea de las liacuteneas de flujo
Pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
197
Note que en la barra de herramientas aparecen dos iacuteconos que permiten imprimir
y copiar la imagen mostrada en la pantalla
NUEVO ABRIR GUARDAR GUARDAR COMO IMPRIMIR
PORO TracerSim permite la creacioacuten de nuevos documentos guardarlos e
imprimirlos en la misma manera que se hace con otros programas que utilizan el
mismo sistema operativo Los archivos con los que PORO TracerSim trabaja
tienen la extensioacuten PORO
AGRADECIMIENTOS
Al personal docente de la Facultad de Ingenieriacutea en Geologiacutea y Petroacuteleos por todos
sus conocimientos impartidos durante este periacuteodo universitario
Al Ingeniero Rauacutel Valencia por haber dirigido este Proyecto de Titulacioacuten con la
sabiduriacutea y responsabilidad que lo caracteriza
A todo el personal de la Comisioacuten Ecuatoriana de Energiacutea Atoacutemica en especial a los
ingenieros Ceacutesar Altamirano Marco Fajardo y Danilo Rosales por su valioso
asesoramiento
Al Ingeniero Irving Salazar de la Unidad de Investigacioacuten y Desarrollo Tecnoloacutegico de
Petroecuador por sus ensentildeanzas y la motivacioacuten brindada para realizar este
trabajo
A mi querida familia mi madre Sonia Leoacuten y mis hermanos Veroacutenica Gustavo y
Yecenia por todo el apoyo recibido de su parte Sin ustedes no hubiera podido llegar
hasta aquiacute realmente mis logros son los suyos
A todos mis compantildeeros de aula en especial aquellos con los que paseacute maacutes tiempo
Mayra Moacutenica Elizabeth Anabela Santiago y Marco por todas las cosas que he
aprendido de ustedes
Al buen Dios que puso Sus ojos en mi vida valorando lo que quizaacutes otros no veiacutean
en miacute Eres el motor que me leva a seguir adelante Lo eres todo y fuera de Ti
ninguna cosa quiero en la vida
DEDICATORIA
A mi familia mis profesores mis compantildeeros de universidad mis amigos del
ministerio maacutes especial de todo el mundo
Al mejor amigo que puede existir te dedico no soacutelo este trabajo sino cada segundo
de mi vida de verdad mil gracias
VI
CONTENIDO
CAPIacuteTULO 1 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DI NAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 1
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO 1 111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO 1
112 LA ESTRUCTURA AUCA 1
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIOS 1
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS 5
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS 6
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO 6
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo 6
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo 7
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUCA 8
1171 Arenisca ldquoUrdquo 8
1172 Arenisca ldquoTrdquo 8
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 9
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS 9
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO 11
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO 12
1231 Porosidad 12
1232 Permeabilidad 13
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS 14
1241 Mojabilidad 14
1242 Tensioacuten Superficial 15
125 PRESIOacuteN CAPILAR 16
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN 18
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 19
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 20
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo 20
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua 21
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS 24
VII
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES 25
1211 CONCLUSIOacuteN 26
CAPIacuteTULO DOS TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADOR ES EN EL YACIMIENTO 27
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES 27 211 CONCEPTO DE TRAZADOR 27
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES 27
22 TRAZADORES RADIACTIVOS 29 221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTRAZADORES 30
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO 30
223 EL TRITIO 31
2231 Medicioacuten de tritio 33
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 33
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE INTERCONEXIOacuteN DE POZOS 35
231 INYECCIOacuteN 36
232 MUESTREO 38
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS 39
234 RESPUESTA TEMPORAL 41
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal 42
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA 43
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS 46
2361 Modelos Simples 46
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR 48
CAPIacuteTULO TRES APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRA ZADORES EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS 50
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 50 311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE 50
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse 51
3112 Liacutemite de deteccioacuten 52
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una distancia determinada 53
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 55
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN DEL TRAZADOR 56
VIII
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES 63 331 MUESTREO 63
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR 64
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD 65
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008 66
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO 72
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA 72
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZADA EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 73
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 76
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido 76
34 CURVAS DE RESPUESTA 78 341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA 78
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA 79
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo 80
3312 Correccioacuten por el background 81
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo 81
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA) 82 341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12 82
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES 83
3421 Encabezado 84
3422 Fondo Promedio 84
3423 Desviacuteo del fondo 85
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable 85
3425 Actividad Neta 86
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo 86
3427 Caudal Producido 86
3428 Actividad Recuperada de trazador 87
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA 89
3431 Pozo K-124 89
3432 Pozo K-119 90
3433 Pozo K-116 90
IX
3434 Pozo K-117 91
3435 Pozo K-113 92
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado 92
3437 Direcciones preferenciales de Flujo 93
CAPIacuteTULO CUATRO INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTEN IDOS A PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95 411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA 95
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS 96
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO 96
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO 98 431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES 99
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES 100 441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo 102
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo 102
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE 103
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo 104
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo104
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo 105
CAPIacuteTULO CINCO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 107
51 CONCLUSIONES 107
52 RECOMENDACIONES 110
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 112
ANEXOS 113
X
IacuteNDICE DE FIGURAS
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca 2
12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo 3
13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314 4
14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca 5
15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo 9
16 Estructura anticlinal 10
17 Falla Geoloacutegica 10
18 Porosidad efectiva no efectiva y total 13
19 Efecto del tamantildeo del grano sobre la permeabilidad
110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material
soacutelido y de las condiciones de su superficie
111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las
moleacuteculas de liacutequido
112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua
y mercurio en una superficie
113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de descenso del liacutequido
115 Drenaje e imbibicioacuten
116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los
canales porales de baja permeabilidad
120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el
diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que
permanecen atrapadas en los poros
122 Curvas de permeabilidad relativa
XI
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
21 Esquema de un experimento con trazador
22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
24 Esquema de desintegracioacuten de la partiacutecula de agua tritiada
25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de
inyeccioacuten
210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
212 Casos tiacutepicos de respuesta de pozos productores ante una
inyeccioacuten puntual de trazador
213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad
31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del
Campo Auca
32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
XII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
319 Muestra del pozo inyector Auca-12
320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin
adicionar demulsificante
322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de
demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una
cubeta
326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para
separar el crudo
327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo
sobrante en los sumideros
329 Muestra en el Tanque de lavado
330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su
correspondiente lectura
337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido
por cada pozo del ensayo Argentina
XIII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva
de paso del trazador del pozo K-119
341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos
productores del ensayo Argentina
343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo
Argentina
41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo
productor respecto del pozo inyector
42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador
PORO TracerSim
43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para
la simulacioacuten
44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de
simulacioacuten
45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 2
46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 3
47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 4
48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 5
49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 6
410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 7
XIV
RESUMEN DEL PROYECTO
El presente proyecto de titulacioacuten consiste en realizar un estudio de la teacutecnica de
radiotrazadores para analizar el comportamiento dinaacutemico que presenta el agua
de inyeccioacuten a traveacutes de un yacimiento en el que se planea implementar la
Recuperacioacuten Secundaria
El estudio comienza con la descripcioacuten geoloacutegica del yacimiento que proporciona
un conocimiento claro del reservorio con el que se estaacute trabajando y permite
conocer el arreglo que forman los pozos productores y el inyector Ademaacutes se
analizan brevemente los paraacutemetros que influyen en el desplazamiento del agua
de inyeccioacuten dentro del yacimiento y que intervienen por ende en la recuperacioacuten
de petroacuteleo
En el segundo capiacutetulo se presenta una breve descripcioacuten de los conceptos
baacutesicos de los trazadores y en especial se muestra de una manera maacutes amplia
todo el procedimiento efectuado al utilizar trazadores radiactivos asiacute como los
caacutelculos que se realizan en el mismo
El tercer capiacutetulo muestra los datos reales del seguimiento realizado al proyecto
que actualmente se lleva a cabo en el campo Auca Se explica claramente el
arreglo de pozos escogido los puntos de monitoreo el caacutelculo de la cantidad de
trazador a inyectarse y el procedimiento baacutesico de inyeccioacuten en el pozo Ademaacutes
se presentan los caudales del agua inyectada durante el tiempo transcurrido para
el proyecto real Tambieacuten se indica el plan de muestreo el procedimiento para
tomar las muestras de cada punto de monitoreo y separar el agua de las mismas
la preparacioacuten de cada muestra de agua para el anaacutelisis en el contador de
centelleo liacutequido el procedimiento baacutesico de operacioacuten del contador de centelleo
liacutequido Despueacutes se presentan las curvas de paso obtenidas hasta el momento
para cada punto de monitoreo y las conclusiones baacutesicas que se pueden deducir
de las mismas
A partir de estas conclusiones se observa que el proyecto real de campo ha
experimentado una serie de desavenencias siendo el principal problema que auacuten
XV
no ha aparecido el trazador en ninguno de los pozos lo cual es contradictorio con
el modelo matemaacutetico realizado
Se muestra las diferentes correcciones que se realizan a las curvas de respuesta
luego de las cuales se procede a analizar los porcentajes de trazador recuperado
en cada pozo para obtener las direcciones preferenciales de flujo En esta parte
del proyecto se presenta un ensayo ajeno al estudio del Campo Auca con el
objetivo de explicar el procedimiento subsiguiente a la obtencioacuten de las curvas de
paso del trazador La razoacuten de esta iniciativa es la demora en la culminacioacuten del
proyecto de Auca el cual se piensa prolongar en un antildeo o dos Este ensayo
explica el meacutetodo para determinar las direcciones preferenciales de flujo a partir
de la cantidad de trazador recuperado en cada pozo del arreglo
En el capiacutetulo cuatro se explica la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim
que es un simulador sencillo que modela las curvas de respuesta y permite
obtener de manera esquemaacutetica las liacuteneas de corriente trazadas por el agua de
inyeccioacuten desde el inyector hacia los pozos productores del proyecto Auca
El capiacutetulo cinco contempla las conclusiones y recomendaciones del Proyecto La
conclusioacuten general se refiere a la explicacioacuten de las posibles causas que se
atribuyen a la desaparicioacuten del trazador en el proyecto real de campo
XVI
PRESENTACIOacuteN
Los mecanismos naturales de produccioacuten y explotacioacuten conocidos como
produccioacuten primaria contribuyen a la extraccioacuten de alrededor del 25 del petroacuteleo
almacenado en el reservorio permaneciendo el 75 restante incluido en los
poros y fisuras de las rocas Como la mayoriacutea de los reservorios se encuentran en
zonas saturadas con gases diluidos los mencionados mecanismos naturales se
basan principalmente en la accioacuten del agua que desplaza el petroacuteleo hacia los
pozos productores y a la expansioacuten de los gases
Sin embargo todo reservorio llega a una etapa en la cual la produccioacuten de crudo
ya no se efectuacutea de manera espontaacutenea es decir no se puede extraer maacutes
petroacuteleo con la energiacutea propia del yacimiento Por lo cual es necesario
suministrar una energiacutea que proporcione un empuje al ldquobanco de petroacuteleordquo Este
proceso se conoce como Recuperacioacuten Secundaria y consiste en la inyeccioacuten de
agua a traveacutes de determinados pozos (inyectores) que obligue al desplazamiento
de petroacuteleo hacia el resto de pozos (productores)
La Recuperacioacuten secundaria o ldquoasistidardquo ha adquirido una importancia relevante
para incrementar la produccioacuten de crudo y se ha transformado en una praacutectica
corriente en la mayoriacutea de los yacimientos Por ello cualquier teacutecnica que permita
alcanzar un conocimiento maacutes acabado del comportamiento del fluido de inyeccioacuten
en cada arreglo tendraacute necesariamente un amplio campo de aplicacioacuten
Al respecto el empleo de trazadores brinda una informacioacuten de inestimable valor en
relacioacuten al comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y del petroacuteleo
recuperado en yacimientos que operan bajo asistencia hiacutedrica La informacioacuten que
surge de su aplicacioacuten no puede ser obtenida por medio de ninguna otra teacutecnica por
lo que constituyen la mejor opcioacuten cuando se trata de valorar fenoacutemenos tales como
la existencia de heterogeneidades en la roca reservorio comunicaciones verticales
entre estratos entre otros
XVII
Por esta razoacuten el presente proyecto estaacute encaminado a estudiar el uso de un
trazador radiactivo con el fin de obtener informacioacuten respecto del comportamiento
del agua de inyeccioacuten en un reservorio en el cual se preveacute realizar un proyecto de
recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
El estudio se realiza a partir del proyecto real que se lleva a cabo en el Campo Auca
con un arreglo de un pozo inyector y tres pozos productores los cuales describen
una malla abierta El trazador utilizado es una solucioacuten de agua tritiada de una
concentracioacuten de 28 Curios de tritio inyectada en la arena ldquoTrdquo en enero de 2007 A
lo cual sigue un plan de muestreo de cada pozo productor y la correspondiente
lectura de muestras a fin de obtener la concentracioacuten de actividad en cada una de
ellas Con la ayuda de un ensayo similar (cuyos datos provienen de un yacimiento
argentino) se explica los caacutelculos realizados para obtener las curvas de respuesta y
la recuperacioacuten de trazador en cada pozo y subsiguientemente se grafican las
liacuteneas de corriente trazadas por el agua de inyeccioacuten considerando las barreras
sellantes que contempla el mapa estructural del Campo Auca
En definitiva este proyecto detalla la aplicacioacuten de los radiotrazadores sus
fundamentos y procedimientos como una de las teacutecnicas maacutes empleadas para
recabar informacioacuten del comportamiento dinaacutemico de un fluido inyectado en el
yacimiento
CAPIacuteTULO 1
DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL
COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO
111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO
El Campo Auca estaacute ubicado en la cuenca oriental al nororiente de la Regioacuten
Amazoacutenica a unos 260 Km al este de Quito y aproximadamente 100 Km al Sur de
la frontera con Colombia Tiene una longitud aproximada de Norte a Sur de 23 Km
con una franja de territorio de aproximadamente 92 2Km (Figura 11)
Este campo fue descubierto con la perforacioacuten del pozo Auca 1 que se inicioacute el
16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970 alcanzando una
profundidad de 10578 pies Su produccioacuten fue de 3072 BPPD de los reservorios
Holliacuten (31ordm API) y ldquoTrdquo (27ordm API)
112 LA ESTRUCTURA AUCA
Es un anticlinal bastante simeacutetrico elongado en direccioacuten NNO-S de
aproximadamente 23 km de longitud que se ensancha en direccioacuten norte (figura
12) con muy poca alteracioacuten tectoacutenica al techo de la arenisca U principal Las
fallas observadas en las secciones siacutesmicas alcanzan solamente Holliacuten y Napo
Basal (figura 13)
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIO S
Los principales reservorios de la columna estratigraacutefica del Campo Auca (figura
14) son
Holliacuten Principal Es una arenisca masiva de cuarzo no pudieacutendose realizar una
descripcioacuten maacutes detallada por carecer de nuacutecleos
2
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca
3
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo
4
Holliacuten Superior Se trata de una arenisca cuarzosa de grano fino con contenido
alto a medio de glauconita e importante presencia de material carbonaacuteceo La
porosidad promedio es de 14
Arenisca ldquoTrdquo Consiste en una arenisca cuarzosa limpia de grano fino con
esporaacutedicas capas de arcilla Los poros en algunas muestras se encuentran
rellenas con illita y caolinita Su porosidad es del 12 en promedio Hacia arriba
(ldquoTrdquo Superior) se desarrolla una arenisca cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino en
partes con fuerte bioturbacioacuten
Arenisca ldquoUrdquo Arenisca cuarzosa limpia masiva Hacia el techo del cuerpo ldquoUrdquo
principal (el maacutes limpio y desarrollado ubicado en la parte inferior) se encuentran
limolitas en estratos delgados La arenisca ldquoUrdquo superior es una arenisca
cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino dispuesta en capas delgadas con importante
bioturbacioacuten En promedio presenta una porosidad del 13
Arenisca Tena Basal Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano
medio a grueso con un promedio de porosidad del 19
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314
5
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS
La arenisca Holliacuten se depositoacute en un ambiente fluvial evolucionando a un
ambiente platafoacutermico posiblemente estuarino con influencia mareal
Las areniscas ldquoTrdquo y ldquoUrdquo fueron depositadas luego de una importante regresioacuten
marina con un desplazamiento de la liacutenea de costa en direccioacuten Oeste a partir de
la cual y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con
ingresos fluviales afectados por mareas con facies menos desarrolladas de
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca
6
barras y litofacies de llanura lodosa y areniscas glauconiacuteticas de plataforma
marina somera
Al tiempo Tena Basal se describen rellenos de canal con clastos gruesos
conglomeraacuteticos a la base posiblemente de origen fluvial y en partes se observa
influencia mareal
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS
El crudo Holliacuten Inferior es de 27ordm- 30ordm el de Holliacuten Superior de 27ordm- 32ordm el de ldquoTrdquo y
ldquoUrdquo de 24ordm- 29ordm y el de Tena Basal de 20ordm- 22ordm
Una muestra de crudo Holliacuten dio un valor de 113 de azufre Dos muestras de
crudo ldquoTrdquo mostraron porcentajes de azufre de 117 y 138 dos muestras de
ldquoUrdquo de 157 y 216 y una muestra de crudo Tena Basal de 107
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo
El extremo norte del campo no se encuentra muy conectado con el resto del
reservorio sin embargo tiene un soporte de presioacuten dado por la presencia de un
acuiacutefero noroeste La falla entre AU-05 y AU-37 juega probablemente un papel de
barrera de permeabilidad
El grado de comunicacioacuten es muy bueno entre los pozos AU-10 AU-08 AU-31 y
AU-33 El pozo AU-10 que tiene un corte de agua de 55 se comunica con el
acuiacutefero del flanco oeste a traveacutes de la falla de direccioacuten norte-sur Los pozos AU-
09 y AU-29 parecen tener menos soporte de los acuiacuteferos y el pozo AU-29 estaacute
protegido del acuiacutefero Este por una falla sellante La ausencia de caracteriacutesticas
reservorio en los pozos AU-01 y AU-17 confirma que los pozos AU-09 y AU-29
son poco conectados
En la parte central del campo se observa el mantenimiento de la presioacuten desde
los flancos Este y Oeste El reacutegimen de presioacuten parece homogeacuteneo en el aacuterea con
la excepcioacuten del sector de los pozos AU-25 y AU-43 donde la presioacuten es menor
7
En la parte sur del campo no se tiene fallas principales Al sur el pozo AU-15
cuenta con un importante influjo de agua El acuiacutefero Oeste es maacutes deacutebil pero
tiene una comunicacioacuten con el aacuterea de produccioacuten a traveacutes de la falla de
orientacioacuten Norte-sur
Uacutenicamente el pozo AU-21 tiene un comportamiento particular con un alto corte
de agua pero un deacutebil soporte en presioacuten la ausencia de reservorio en AU-20
sugiere una barrera local entre AU-20 y AU-21 El Anexo 1 muestra el mapa
Estructural de la arena ldquoUrdquo
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo
El extremo norte del campo no es bien conectado con el resto del yacimiento
como lo reflejan las presiones iniciales de los pozos AU-04 y AU-40 con valores
de 2000 psia por arriba de la tendencia general El acuiacutefero asociado es deacutebil lo
que explica la importante caiacuteda de presioacuten que sigue el arranque de la
produccioacuten El frente de agua no llega al pozo AU-40 La ausencia de reservorio
en AU-05 puede jugar un papel de barrera de permeabilidad por degradacioacuten de
facies al Sur de eacutesta aacuterea
En el norte del campo los pozos AU-10 y AU-37 (con maacutes de 70 de agua) tienen
una comunicacioacuten con el acuiacutefero Oeste pero sin gran soporte de presioacuten La falla
Oeste de direccioacuten Norte Sur no es sellante Los pozos AU-10 AU-17 AU-19
AU-33 y AU-09 presentan la misma evolucioacuten de presioacuten y siguen la tendencia
general de presioacuten
En la parte central del campo se observa un soporte de presioacuten desde los flancos
Este y Oeste El pozo AU-18 con 3000 psia de presioacuten no estaacute bien conectado
con el aacuterea de produccioacuten principal que tiene 1500 psia en AU-11 al mismo
tiempo En el pozo AU-18 la declinacioacuten de presioacuten es maacutes raacutepida auacuten si estaacute
comunicado con el acuiacutefero localizado al Este como refleja su alto corte de agua
de 70 Una reduccioacuten de permeabilidad o transmisividad existe probablemente
entre los pozos AU-18 y AU-11
8
Tambieacuten el pozo AU-30 estaacute aislado con 3000 psia de presioacuten inicial respecto a
los 1300 psia de la tendencia principal Se supone una barrera de permeabilidad
entre los pozos AU-30 y los pozos AU-07 y AU-16
En el sur del campo el pozo AU-15 tiene un buen soporte de acuiacutefero sur En los
pozos AU-20 22 y 27 el corte de agua estaacute por debajo del 10 y los pozos AU-
13 14 y 15 tienen maacutes del 80 de agua Esto sugiere que la falla de direccioacuten
Norte Sur entre AU-27 y AU-15 es sellante
Los pozos AU-15 y AU-27 tienen la misma ubicacioacuten estructural y corte de agua
muy diferentes El pozo AU-03 ubicado entre AU-27 y AU-20 tiene 65 de corte
de agua mucho maacutes que estos pozos El Anexo 1 muestra el mapa Estructural de
la arena ldquoTrdquo
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUC A
1171 Arenisca ldquoUrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos
saturados de petroacuteleo que van de 4 a 50 pies la porosidad es de 9 a 21 y la
saturacioacuten inicial de agua estaacute en el rango de 13 a 49 su presioacuten inicial fue de
4141 psia y la presioacuten actual es 1450 psia La presioacuten al punto de burbuja es de
243 psia La saturacioacuten de agua actual es de 29 El mecanismo de produccioacuten
dominante es el empuje hidraacuteulico lateral no muy activo la produccioacuten acumulada
es de 3791 MM BN y el API estaacute en el orden de 18 a 22ordm
1172 Arenisca ldquoTrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados que
van de 1 a 80 pies concentrando los mejores espesores de pago entre 20 y 80
pies a lo largo del eje estructural de los pozos AU-26 hasta el AU-22 la porosidad
tiene un rango de 9 a 21 y las saturaciones de agua variacutean de 10 a 47 La
presioacuten inicial fue de 4213 psia y la actual es de 1585 psia La presioacuten de burbuja
es de 667 psia El mecanismo de produccioacuten dominante es el empuje hidraacuteulico
lateral no muy activo la produccioacuten acumulada es de 61942 MM BN con una
gravedad de 28ordm API
9
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO
DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
Como es sabido el agua de inyeccioacuten cumple la funcioacuten de empujar o desplazar
el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores a traveacutes del medio poroso
(Figura 15) Por tanto para entender el comportamiento dinaacutemico del agua
inyectada en el yacimiento es importante revisar las propiedades baacutesicas de la
roca y fluido que controlan el flujo de fluidos en dicho medio poroso ya que son
los paraacutemetros baacutesicos que influyen en su desplazamiento
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS
El reservorio es una acumulacioacuten de hidrocarburos en un medio poroso
permeable constituido por rocas sedimentarias En el momento del
descubrimiento esta acumulacioacuten de fluidos presenta valores de presioacuten y
temperatura de equilibrio en todo su volumen poral La presencia de un reservorio
implica la formacioacuten y migracioacuten de los hidrocarburos y su posterior acumulacioacuten
en una trampa geoloacutegica estructural-estratigraacutefica Un yacimiento o campo
petroliacutefero puede estar constituido por varios reservorios situados a diferentes
Figura 15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo
10
profundidades con distintas presiones y temperaturas Estos reservorios estaacuten
aislados a sus alrededores por rocas impermeables o tan poco permeables que
no permiten el paso de los fluidos Por eso se habla de ldquotrampa de hidrocarburosrdquo
Las trampas estructurales estaacuten limitadas por arriba mediante una roca
impermeable o ldquotechordquo El techo impide la migracioacuten del petroacuteleo y gas
La gran mayoriacutea de los reservorios estaacuten situados en trampas estructurales
selladas por rocas impermeables Estas se subdividen en anticlinales y fallas
Figura 16 Estructura anticlinal
Figura 17 Falla geoloacutegica
11
debido a la forma de los lechos sedimentarios y sus contactos con las rocas
impermeables como se muestra en las figuras 16 y 17 La estructura anticlinal
es el resultado de un pliegue de la roca que le dio origen La falla se produce
cuando el terreno se fractura ocasionando que los estratos que antes coincidiacutean
se separen
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO
La presioacuten del reservorio es la energiacutea disponible maacutes importante para la
explotacioacuten del mismo Esta presioacuten es la presioacuten de los fluidos confinados en los
poros de la roca-reservorio
En el proceso de recuperacioacuten primaria la produccioacuten de hidrocarburos se realiza
a expensas de la energiacutea natural del reservorio es decir sin inyectar masa ni
energiacutea Aquiacute el petroacuteleo se produce gracias a la expansioacuten de los fluidos y la
roca reservorio Los fluidos y la roca son capaces de expandirse ocupando el
lugar dejado por el petroacuteleo que se produce debido a su compresibilidad su
enorme volumen y la disminucioacuten de la presioacuten del reservorio a medida que
avanza la explotacioacuten
El caacutelculo del factor de recuperacioacuten en la recuperacioacuten primaria depende de
cuaacuteles son los mecanismos de drenaje imperantes Aunque en la mayoriacutea de
casos el petroacuteleo se produce por una combinacioacuten de estos mecanismos
En la recuperacioacuten secundaria el desplazamiento del agua de inyeccioacuten que
empujaraacute al banco de petroacuteleo depende directamente de la energiacutea con la que se
inyecta es decir de la presioacuten de inyeccioacuten Por tanto esta presioacuten determina
cuan efectivo seraacute el desplazamiento del petroacuteleo hacia el pozo productor pues
debe proporcionar la energiacutea necesaria para ocasionar el barrido sin detenerse
hasta lograr la produccioacuten del crudo Sin embargo el eacutexito de este mecanismo no
es inyectar a una presioacuten demasiado alta ya que se debe cuidar que el agua no
fracture la formacioacuten puesto que si la presioacuten de fracturamiento se excede el
agua fluiraacute a traveacutes de la fractura hacia el pozo de produccioacuten sin cumplir el
objetivo deseado
12
En definitiva la presioacuten de inyeccioacuten es de gran importancia al analizar el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten sin embargo existen muchos
paraacutemetros que tambieacuten deben tomarse en cuenta
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
Una roca sedimentaria constituye un reservorio de hidrocarburos comercialmente
explotable cuando presenta dos propiedades La primera es la capacidad para
acumular y almacenar fluidos definida como porosidad de la roca Esta es una
propiedad estaacutetica
Ademaacutes para poder extraer los fluidos almacenados en la roca debe ser posible
moverlos hacia los pozos productores bajo un pequentildeo gradiente de potencial La
segunda propiedad es entonces la capacidad para hacer mover (transferir) los
fluidos Se la define como permeabilidad de la roca y es una propiedad dinaacutemica
La porosidad requiere espacios vaciacuteos en la roca-reservorio La permeabilidad
necesita que dichos espacios vaciacuteos esteacuten interconectados
1231 Porosidad
La porosidad equivale a la fraccioacuten de vaciacuteos existentes en la unidad de volumen
de roca Puede ser medida en forma directa en el laboratorio utilizando una
muestra de roca denominada testigo corona (core sample) o indirectamente
mediante perfilaje de pozos (well logging)
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria La primaria se
debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio La secundaria se
debe a movimientos posteriores que desataron la presencia de fracturas
cavernas y otras discontinuidades en la matriz Estas discontinuidades no
aumentan mucho la porosidad pero siacute pueden influir grandemente en la
permeabilidad El incremento del flujo debido a la porosidad secundaria es de
gran intereacutes en la ingenieriacutea de reservorios
13
La porosidad tambieacuten puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos
interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados) La suma
de ambas constituye la porosidad total Figura 18
1232 Permeabilidad
La permeabilidad depende exclusivamente del medio poroso y es independiente
del fluido que lo inunda En un mismo reservorio pueden encontrarse diferentes
valores de permeabilidad desde 1 mD hasta 1 D
La geometriacutea de los poros de la roca determina el valor de la permeabilidad A su
vez dicha geometriacutea depende del tamantildeo y de la forma de los granos de la roca
y de la distribucioacuten del tamantildeo de granos
El tamantildeo de grano de la roca tiene una gran influencia en la permeabilidad
aunque su efecto es pequentildeo en la porosidad Dicho tamantildeo de grano estaacute
relacionado con la superficie mojada a menor tamantildeo de partiacutecula mayor
superficie de contacto soacutelido-fluido
Debido a la friccioacuten del fluido contra la superficie en el contacto soacutelido-fluido la
velocidad es nula y el esfuerzo de corte es maacuteximo Por eso se consume mayor
energiacutea (hay maacutes peacuterdidas por friccioacuten) para hacer pasar un fluido a traveacutes de un
lecho rocoso de grano fino que a traveacutes de un lecho de grano grueso (figura 19)
Figura 18 Porosidad efectiva no efectiva y total
14
En resumen la permeabilidad del medio poroso es de gran importancia al hablar
del desplazamiento del agua de inyeccioacuten puesto que el yacimiento debe permitir
que el banco de petroacuteleo (que es empujado por el agua) se movilice a lo largo de
eacuteste de la manera maacutes uniforme posible y es precisamente aquiacute donde interviene
la buena conectividad de los poros del medio que permitan esta movilidad
Ademaacutes es claro que el agua de inyeccioacuten optaraacute por desplazarse atravesando
aquellas zonas que presenten una mejor permeabilidad dentro de las cuales
pueden estar fracturas lo cual ocasionariacutea un desastre al no cumplirse el
objetivo Por esta razoacuten la permeabilidad y porosidad del la roca son
determinantes el comportamiento del agua de inyeccioacuten
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS
1241 Mojabilidad
Se define mojabilidad (o ldquohumectabilidadrdquo) como la capacidad de posee un liacutequido
para esparcirse sobre una superficie dada es una funcioacuten del tipo de fluido y de la
superficie soacutelida (figura 110) Un liacutequido moja a un soacutelido cuando la adhesioacuten del
liacutequido al soacutelido es mayor que la cohesioacuten de las partiacuteculas liacutequidas entre siacute (figura
110) El aacutengulo θ se denomina aacutengulo de contacto y sirve para cuantificar la
mojabilidad Cuando θ lt 90deg el fluido moja al soacutelido y se llama fluido mojante
Cuando θ gt 90deg el fluido se denomina fluido no mojante A siacute la mojabilidad tiene
soacutelo un significado relativo
Figura 19 Efecto del tamantildeo de grano sobre la permeabilidad
15
1242 Tensioacuten Superficial
Si sobre la superficie de un liacutequido se coloca con cuidado una aguja o laacutemina
delgada de metal eacutesta flota pese a ser maacutes pesada que el liacutequido Este
experimento demuestra la existencia de una aparente peliacutecula superficial
constituida por una o varias capas de moleacuteculas que actuacutean como una membrana
elaacutestica La aparente membrana se origina en la atraccioacuten que las moleacuteculas del
liacutequido ejercen entre siacute (figura 111) Asiacute en la superficie se crea una tensioacuten
denominada ldquotensioacuten superficialrdquo
Este concepto se extiende a la interfase entre dos fluidos donde se origina una
ldquotensioacuten interfacialrdquo La figura 112 muestra los efectos combinados de la
mojabilidad y la tensioacuten superficial
En un reservorio se encuentran hasta tres fases agua petroacuteleo y gas Soacutelo las
dos primeras pueden mojar la roca El gas es siempre no mojante Se considera
que la mayoriacutea de las rocas reservorio (arenas o calizas) son preferentemente
mojadas por agua (hidroacutefilas) Esta mojabilidad es natural considerando que las
rocas tienen un origen sedimentario y estuvieron depositadas originalmente en un
ambiente acuoso antes de que el petroacuteleo se formara y migrara hacia ellas
Figura 110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material soacutelido y de las condiciones de su superficie
16
Sin embargo numerosos estudios de laboratorio y observaciones del
comportamiento de reservorios permiten concluir que tambieacuten hay formaciones
preferentemente mojadas por petroacuteleo (oleoacutefilas) de mojabilidad intermedia y de
mojabilidad mixta
Esto uacuteltimo significa zonas mojadas por petroacuteleo y zonas mojadas por agua
dentro de un mismo reservorio
125 PRESIOacuteN CAPILAR
Otro ejemplo del efecto combinado de la mojabilidad y la tensioacuten interfacial es el
ascenso de un fluido mojante en un tubo capilar Si un tubo capilar se coloca en
Figura 111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las moleacuteculas de liacutequido
Figura 112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua y mercurio en una superficie
17
un recipiente con agua el agua es empujada hacia arriba por su mojabilidad y su
adhesioacuten al tubo de vidrio En cambio con el mercurio ocurre todo lo contrario
debido a su falta de mojabilidad y a su alta tensioacuten superficial (Figura 113)
El agua sube maacutes alto en tubos de menor diaacutemetro hasta que la fuerza de
ascenso es balanceada por el peso de la columna de agua Pero alliacute ocurre otro
efecto la fuerza de gravedad que empuja hacia abajo hace que la peliacutecula
superficial se curve
El petroacuteleo se comporta en forma similar pero su ascenso capilar es menor
(aunque sea maacutes liviano) porque su tensioacuten superficial es menor (figura 114)
De este modo la curvatura en la superficie de un liacutequido en un tubo capilar se
produce como resultado de una depresioacuten originada por el agua suspendida (que
la empuja hacia abajo) y la tensioacuten superficial (que resiste el descenso) La
presioacuten es menor en la parte convexa de abajo que en la parte coacutencava de arriba
Esta diferencia de presioacuten a traveacutes de la interfase es denominada presioacuten capilar
Los efectos combinados de la mojabilidad tamantildeo y forma de los poros y
tensiones superficiales e interfaciales producen las llamadas ldquofuerzas capilaresrdquo
en el reservorio las mismas que inciden en el barrido del petroacuteleo (por parte del
agua inyectada) ya que actuacutean como fuerzas retentivas del fluido De este modo
el agua inyectada proporciona una energiacutea que logre vencer dichas fuerzas por
Figura 113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
18
tanto las fuerzas capilares siacute intervienen en el comportamiento dinaacutemico del agua
de inyeccioacuten
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN
Se denomina drenaje al desplazamiento de un fluido mojante presente
originalmente en la muestra rocosa por un fluido no mojante La imbibicioacuten es el
desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante La figura 115
ilustra los procesos de drenaje e imbibicioacuten respectivamente
Cabe sentildealar que para introducir un fluido no mojante hay que vencer la presioacuten
capilar para lo cual se aplica una presioacuten de entrada que produzca el
desplazamiento En cambio el proceso de imbibicioacuten es espontaacuteneo pues la
presioacuten capilar introduce el fluido en la muestra
Dependiendo si la roca es oleoacutefila o hidroacutefila el desplazamiento del petroacuteleo por el
agua inyectada constituye un proceso de drenaje o imbibicioacuten respectivamente lo
cual significa que esto tambieacuten influye en el comportamiento dinaacutemico del agua de
inyeccioacuten De este modo si la roca es oleoacutefila el agua se desplazaraacute por los
canales porosos maacutes grandes empujando el petroacuteleo que pueda ya que el resto
de crudo se pegaraacute a los poros maacutes pequentildeos Pero si la roca es hidroacutefila el
Figura 114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de ascenso del liacutequido
19
Figura 115 Drenaje e imbibicioacuten
agua seraacute forzada a invadir los conductos maacutes estrechos desplazando al petroacuteleo
de los mismos y dejando gotas de crudo alojadas en los poros maacutes grandes
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
El movimiento del petroacuteleo hacia el pozo productor y su posterior extraccioacuten se
debe a dos procesos fiacutesicos que ocurren generalmente combinados
1 la expansioacuten de la roca el petroacuteleo el gas y el agua al disminuir la alta presioacuten
inicial del reservorio
2 el barrido del petroacuteleo hacia el pozo por las otras dos fases gas yo agua
20
Este segundo proceso puede ocurrir naturalmente durante la recuperacioacuten
primaria o artificialmente durante la recuperacioacuten secundaria Se lo cuantifica con
la eficiencia al desplazamiento (a nivel microscoacutepico) y con la eficiencia
volumeacutetrica de barrido (a nivel macroscoacutepico)
La eficiencia de desplazamiento se define como la fraccioacuten de petroacuteleo contactado
por las otras dos fases que es efectivamente movilizado por ellas
ED=Voluacutemen de petroacuteleo movilizado por gas yo aguavoluacutemen de petroacuteleo
contactado por gas yo agua
En los procesos de recuperacioacuten secundaria mediante la inyeccioacuten de agua o gas
se introduce el concepto de eficiencia volumeacutetrica Esta es una medida
tridimensional de la eficiencia del barrido Depende principalmente del esquema
de inyeccioacuten produccioacuten (o sea de la ubicacioacuten de los pozos inyectores y
productores) de la relacioacuten de movilidades entre la fase desplazante y
desplazada y tambieacuten de las heterogeneidades del reservorio Se la define como
la fraccioacuten del petroacuteleo ldquoin siturdquo que es contactado por el fluido inyectado
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo
La figura 116 es una representacioacuten de dos canales porosos en un reservorio
mojado por agua El agua connata tambieacuten denominada agua irreducible ocupa
una peliacutecula delgada adherida a los granos de la roca mientras que el petroacuteleo se
encuentra en el centro de los canales
La saturacioacuten de agua connata es mucho menor en las rocas reservorio mojadas
por petroacuteleo que en las mojadas por agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
21
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
Figura 116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
Figura 117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
22
Para un sistema con dos canales de distinto diaacutemetro (figura 119) el agua tiende
a penetrar por imbibicioacuten en el canal superior de menor permeabilidad gracias al
empuje adicional suministrado por la presioacuten capilar
En el canal inferior de mayor diaacutemetro el agua se mueve pegada a las paredes
de los granos mientras la saturacioacuten de petroacuteleo disminuye El petroacuteleo se ubica
como un filamento continuo a medida que su diaacutemetro decrece la tensioacuten
interfacial agua-petroacuteleo aumenta (figura 120)
Figura 118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
Figura 119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los canales porales de baja permeabilidad
23
El proceso continuacutea hasta que el filamento se quiebra formaacutendose gotas o
gloacutebulos de petroacuteleo (figura 121) Estas gotas adquieren formas
aproximadamente esfeacutericas debido a la alta tensioacuten interfacial y permanecen
atrapadas en los poros Para desentramparlas se necesitariacutea una diferencia de
presioacuten externa entre la parte de atraacutes y la de delante de la gota mayor que la
presioacuten capilar
Cabe sentildealar que el desplazamiento de petroacuteleo por gas o por agua deja
petroacuteleo sin barrer en el reservorio Su saturacioacuten se denomina saturacioacuten
residual de petroacuteleo En general la saturacioacuten residual de petroacuteleo al barrido por
Figura 120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
Figura 121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que permanecen atrapadas en los poros
24
gas es mucho mayor que al barrido por agua pues este uacuteltimo proceso de barrido
es maacutes eficiente
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS
Cuando en el reservorio fluyen dos o maacutes fluidos inmiscibles cada fluido interfiere
con el flujo de los otros Esta reduccioacuten en la posibilidad de desplazamiento se
cuantifica con el concepto de permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa de
cada uno de los fluidos inmiscibles
La permeabilidad efectiva es una medida de la conductancia del medio poroso
para cada fase fluida y debe ser determinada experimentalmente utilizando
muestras de roca y realizando ensayos de flujos bifaacutesicos ya sea agua-petroacuteleo o
gas-petroacuteleo Ademaacutes estaacute influenciada por varios factores la geometriacutea del
medio poroso la mojabilidad de la roca reservorio la distribucioacuten de los fluidos en
el medio poroso y la saturacioacuten de cada uno de los fluidos Para un determinado
sistema roca-fluidos es entonces funcioacuten exclusiva de la saturacioacuten y de la
direccioacuten del desplazamiento (drenaje o imbibicioacuten)
Del mismo modo que la permeabilidad absoluta la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad relativa son propiedades dinaacutemicas La permeabilidad absoluta por
definicioacuten se mide con un fluido que satura el 100 del espacio poral Es una
propiedad de la roca y no del fluido que se mueve a traveacutes de la misma
25
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES
La viscosidad del petroacuteleo es la mayor consideracioacuten para determinar el
comportamiento de la inyeccioacuten Si todos los otros factores son los mismos la
recuperacioacuten de petroacuteleo para un petroacuteleo ligero seraacute mayor que para un petroacuteleo
pesado La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relacioacuten de la
permeabilidad efectiva a la viscosidad La movilidad del petroacuteleo es calculada por
(Ec 11)
Donde es la permeabilidad efectiva al petroacuteleo que depende de la saturacioacuten
del fluido y es la viscosidad del petroacuteleo a condiciones de reservorio De igual
manera la movilidad para el agua es
(Ec 12)
La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petroacuteleo
es influenciado fuertemente por la relacioacuten de movilidad M definido como la
relacioacuten de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido
desplazado Esta relacioacuten es
(Ec 13)
El comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y en general la eficiencia de
barrido depende directamente de la relacioacuten de movilidad puesto que un M =1
significa que tanto el agua como el petroacuteleo encuentran la misma resistencia a
fluir dentro del reservorio Si M lt1 el petroacuteleo fluye mejor que el agua y por ende
es faacutecil para el agua desplazar al petroacuteleo lo cual resulta en un buen recobro de
petroacuteleo Pero si M gt1 el agua tendraacute el comportamiento de fluir maacutes que el
petroacuteleo sin desplazarlo eficazmente
Figura 122 Curvas de permeabilidad relativa
26
1211 CONCLUSIOacuteN
El comportamiento dinaacutemico del fluido de inyeccioacuten estaacute determinado por el efecto
combinado de varios paraacutemetros inherentes a las condiciones de reservorio y del
fluido mismo Las heterogeneidades del reservorio (presencia de fallas o capas
impermeables) influyen directamente en el desplazamiento del agua puesto que
eacutesta atravesaraacute aquellos conductos tortuosos que le permitan fluir con facilidad
Por esta razoacuten la magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son
consideraciones importantes Si la permeabilidad es muy baja no seraacute posible
inyectar agua a altas tasas en cambio capas con alta permeabilidad y que son
continuas entre el pozo inyector y productor causaraacuten temprana irrupcioacuten del
frente de agua en los pozos de produccioacuten y dejaraacuten de lado petroacuteleo en zonas de
baja permeabilidad
La presioacuten de inyeccioacuten constituye la energiacutea brindada al agua para que logre
empujar el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores de ahiacute que el alcance
longitudinal desplazado depende de esta fuerza
Las fuerzas capilares de la roca asiacute como su preferencia de humectabilidad
tambieacuten inciden directamente en la manera de comportarse del agua inyectada
De aquiacute se infiere que la recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua es maacutes
eficaz para el reservorio predominantemente hidroacutefilo puesto que el agua es
atraiacuteda hacia los poros maacutes estrechos y desplaza con facilidad el petroacuteleo
entrampado Todo esto estaacute iacutentimamente relacionado con las curvas de
permeabilidad relativa la saturacioacuten de los fluidos en la roca y a la vez con la
relacioacuten de movilidades Por tanto todos estos son los paraacutemetros fundamentales
que intervienen en el desplazamiento del agua de inyeccioacuten y por ende en el
barrido de petroacuteleo
27
CAPIacuteTULO 2
TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN
EL YACIMIENTO
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES
211 CONCEPTO DE TRAZADOR
El meacutetodo de trazadores es una teacutecnica para obtener informacioacuten de un sistema o
parte de un sistema mediante la observacioacuten del comportamiento de una
sustancia especiacutefica (el trazador) que ha sido agregada al proceso
Esto implica marcar con el trazador una fase o parte determinada del sistema
denominada material marcado hacieacutendola asiacute faacutecilmente identificable
A partir de esta afirmacioacuten es posible establecer un concepto de trazador
ldquoEl trazador es una sustancia especiacutefica que sirve para marcar o
hacer maacutes faacutecilmente identificable una fase especiacutefica o parte de
un sistema denominado material marcadordquo
En otras palabras el principio baacutesico del meacutetodo de los trazadores es marcar una
sustancia un objeto o una fase y despueacutes seguirlo a traveacutes del sistema o llevar a
cabo la determinacioacuten cuantitativa del mismo despueacutes que ha abandonado el
sistema
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES
En general un experimento con trazadores consiste en inyectar en un punto Pi
del sistema entre ti y ti + Dti cierta actividad Ai incorporada a un volumen Vi de
producto marcado y observar la aparicioacuten y concentracioacuten de la actividad en
funcioacuten del tiempo en un punto Po Esta situacioacuten se representa en la figura 21
En general para que un trazador pueda ser utilizado en un estudio de cualquier
iacutendole debe
bull Comportarse de la misma forma que el material sujeto a investigacioacuten
28
bull Ser faacutecilmente detectable en bajas concentraciones
bull La deteccioacuten debe ser inequiacutevoca
bull La inyeccioacuten deteccioacuten y muestreo debe realizarse sin introducir
perturbaciones en el sistema
Estos requerimientos lo satisfacen tres tipos de trazadores
bull los trazadores estables (colorantes o sales quiacutemicas)
bull los trazadores activables (compuestos estables que se transforman en
radiactivos por irradiacioacuten) y
bull los trazadores radiactivos
S I S T E M A
Entrada
Salida
Inyeccioacuten deltrazador
Trazador
Figura 21 Esquema de un experimento con trazador
Figura 22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
29
22 TRAZADORES RADIACTIVOS
Si se agrega un colorante al tanque de agua de una casa y se abre una canilla en
un extremo de la instalacioacuten se puede medir el tiempo que tarda en observarse su
aparicioacuten de esta manera se infiere el largo de la cantildeeriacutea y otros paraacutemetros El
colorante de esta manera se comportoacute como un trazador Si en lugar de un
colorante se hubiese agregado un radioisoacutetopo no soacutelo seriacutea posible realizar la
misma experiencia sino tambieacuten seguir la trayectoria dentro de la cantildeeriacutea desde
el exterior de la pared puesto que la radiacioacuten emitida puede atravesarla y ser
detectada con facilidad de este modo se tendriacutea un trazador radiactivo
En general los trazadores radiactivos o radiotrazadores son sustancias
radiactivas que incorporadas al sistema en estudio proporcionan informacioacuten
sobre su comportamiento la que se obtiene mediante la deteccioacuten y el anaacutelisis de
la radiacioacuten emitida Asiacute los radiotrazadores se usan eficientemente para
monitorear el curso de muchos procesos industriales sin interrumpir la produccioacuten
ya que se comportan como verdaderos ldquoespiacuteasrdquo introducieacutendose en un sistema
en forma praacutecticamente desapercibida (debido a su utilizacioacuten en pequentildeas
cantidades) brindando luego informacioacuten acerca del mismo a un observador
externo
Con la utilizacioacuten de los radiotrazadores se pueden determinar paraacutemetros de
transporte de material como por ejemplo flujos volumeacutetricos y maacutesicos
distribucioacuten de tiempos de residencia coeficientes de dispersioacuten ubicar o
cuantificar fugas y filtraciones y realizar balances de masa entre otras
aplicaciones
En la prospeccioacuten petroliacutefera se utilizan equipos que determinan el perfil de las
propiedades del terreno a grandes profundidades permitiendo inferir cuales son
las posibilidades existentes de que un medio geoloacutegico dado albergue petroacuteleo
En las mediciones de caudal de agua para la recuperacioacuten secundaria de
petroacuteleo se utilizan soluciones de iodo 131 con actividades menores de 1 TBq
diluidas en el agua de inyeccioacuten Se agrega agua tritiada (marcada con tritio) en
30
un pozo A lo largo de los meses se obtienen muestras de los pozos adyacentes
y midiendo el tritio por centelleo liacutequido se establece la conexioacuten entre los pozos
221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTR AZADORES
Las ventajas maacutes notables son
bull Alta sensibilidad de deteccioacuten
bull La gran diversificacioacuten de los radioisoacutetopos hace factible que casi siempre
se pueda encontrar al menos uno que sea el adecuado para la
investigacioacuten a realizar
bull Pueden ser utilizados para el marcaje fiacutesico o quiacutemico
bull Posibilidades de deteccioacuten ldquoin siturdquo sin necesidad de llevar a cabo el
muestreo
bull Independencia de su deteccioacuten de condiciones imperantes como la
temperatura presioacuten etc
bull En ocasiones es la uacutenica viacutea para diferenciar el comportamiento de un
elemento en diferentes fases o estados quiacutemicos
Las desventajas maacutes significativas son
bull La principal sin duda alguna la relacionada con la propia presencia de la
radiactividad y por los efectos y riesgos que conlleva su manipulacioacuten si no
se extreman los cuidados exigidos por las normas de seguridad y de
proteccioacuten radioloacutegica
bull Los efectos radiacionales que pueden introducir cambios en los sistemas
bioloacutegicos alterando los resultados de las experiencias
bull La formacioacuten de radiocoloides que pueden llevar a la adsorcioacuten y peacuterdidas
en ocasiones completas del radiotrazador
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO
Dada la gran diversidad de los isoacutetopos radiactivos (principalmente los artificiales)
siempre existe la posibilidad de que maacutes de un radioisoacutetopo satisfaga los
requerimientos de la investigacioacuten a realizar En estos casos los factores maacutes
importantes a tener en cuenta son
31
bull el periodo de semidesintegracioacuten
bull la actividad especiacutefica
bull tipo de radiacioacuten
bull la energiacutea de la radiacioacuten
bull el tipo de trazador (fiacutesico o quiacutemico)
El orden de estos factores no indica prioridad alguna y puede darse el caso de
que las restricciones de uno de eacutestos invaliden a los restantes y por tanto limite
el empleo del trazador previamente seleccionado
223 EL TRITIO
El hidroacutegeno natural estaacute constituido en un 99985 por un isoacutetopo (1H)
caracterizado por poseer un uacutenico protoacuten en su nuacutecleo mientras que la fraccioacuten
restante estaacute integrada por otro isoacutetopo (2H) llamado deuterio cuyo nuacutecleo posee
un protoacuten y un neutroacuten Ambos son estables
Por medio de ciertas reacciones nucleares es factible producir un tercer isoacutetopo
del hidroacutegeno (3H) conocido como tritio con un protoacuten y dos neutrones en su
nuacutecleo atoacutemico
En este caso el exceso de neutrones hace que dicho nuacutecleo sea inestable
(isoacutetopo radiactivo) y que entonces busque la estabilidad a traveacutes de la emisioacuten
de una partiacutecula beta para transformarse en un isoacutetopo del helio
El tritio (Hidroacutegeno-3) tiene un tiempo de vida media de 123 antildeos y es producido
naturalmente por la accioacuten de rayos coacutesmicos sobre gases atmosfeacutericos Tambieacuten
puede ser manufacturado artificialmente Es un gas incoloro e inodoro maacutes
liviano que el aire Estaacute presente en el aire y en el agua formando el compuesto
conocido como agua tritiada en todo el mundo y es habitualmente ingerido e
inspirado por todos Todos los seres humanos tenemos trazas de tritio asiacute como
32
otros isoacutetopos radiactivos que ocurren naturalmente Tambieacuten puede aparecer en
los reservorios de agua subterraacutenea gracias a la infiltracioacuten del agua de
precipitacioacuten
Las emisiones beta del tritio son de baja energiacutea no emitiendo ninguna otra
radiacioacuten primaria De hecho el tritio emite el nivel maacutes bajo de energiacutea por
radiacioacuten beta de todos los isoacutetopos (en la praacutectica implica que sus partiacuteculas beta
son faacutecilmente detenidas por finas capas de cualquier material soacutelido)
Figura 24 Esquema de desintegracioacuten de la moleacutecula de agua tritiada
Figura 23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
33
2231 Medicioacuten de tritio
La particularidad del tritio de ser un emisor beta puro de baja energiacutea hace que su
medicioacuten con alta eficiencia soacutelo sea posible en laboratorio mediante la teacutecnica
conocida como centelleo liacutequido
Las muestras de agua tritiada se limpian filtran y fraccionan en voluacutemenes del
orden de los 8 a 10 ml Luego se mezclan con una sustancia denominada coacutectel
centelleador que se caracteriza por la propiedad de emitir fotones luminosos
cuando las partiacuteculas beta provenientes de la desintegracioacuten del tritio
interaccionan con sus aacutetomos Los fotones son detectados por vaacutelvulas
denominadas fotomultiplicadores que entregan pulsos con amplitud proporcional a
la energiacutea de la partiacutecula y frecuencia proporcional a la actividad presente en la
muestra Estos pulsos son procesados y contados por la unidad electroacutenica
La respuesta es expresada en pulsos o cuentas por unidad de tiempo (cuentas
por minuto) o bien si se considera la eficiencia del sistema de medicioacuten
directamente en desintegraciones por unidad de tiempo (desintegraciones por
minuto)
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
Cuando se desea medir la actividad de un isoacutetopo emisor de partiacuteculas beta de
poca energiacutea puede utilizarse el principio de la excitacioacuten de los aacutetomos de un
cristal de yoduro de sodio cuando una partiacutecula pasa a traveacutes del mismo Asiacute es
como los cristales y sustancias fluorescentes asociados a un fototubo sensible a
la luz han permitido idear aparatos que permiten analizar una muestra de
radioisoacutetopos con gran eficiencia ya que cada vez que ocurre un centelleo de la
sustancia fluorescente (usualmente yoduro de sodio) el fototubo hace una sentildeal
eleacutectrica que una vez amplificada varias miles de veces es capaz de ser
registrada (figura 25) Estos aparatos se conocen como contadores de centelleo
Del mismo modo para determinar radiaciones beta de baja energiacutea como las del
tritio (3H) y las del 14C se emplean con excelentes resultados los llamados
contadores de centelleo liacutequido
34
En ellos el material fluorescente estaacute formado por ciertas moleacuteculas que se
disuelven en un solvente apropiado La muestra que contiene el material
radioactivo se sumerge en este liacutequido (coctel) centelleador y origina en eacutel
pequentildeos destellos luminosos que pueden ser reconocidos y contados mediante
un sistema apropiado que comprende fototubos y amplificadores de sentildeal como
se muestra en la figura 26
Figura 26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
Figura 25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
35
Figura 27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE
INTERCONEXIOacuteN DE POZOS
El empleo de trazadores radiactivos constituye la mejor teacutecnica para alcanzar un
conocimiento maacutes claro del comportamiento del fluido de inyeccioacuten en el
yacimiento y por ende su utilidad es muy amplia en los estudios de interconexioacuten
entre pozos
Un estudio de este tipo se inicia con la incorporacioacuten al pozo en forma conjunta con
el agua de inyeccioacuten de una solucioacuten acuosa en la que se encuentra el trazador
bajo una forma quiacutemica apropiada Posteriormente una planificada y ordenada
extraccioacuten de muestras en los pozos productores posibilita la generacioacuten de graacuteficos
representativos de las curvas de respuesta o funciones de transferencia
La adecuada interpretacioacuten de las funciones de transferencia inyector-productor
obtenida mediante trazadores ha permitido a los ingenieros de reservorio reunir
valiosa informacioacuten y tomar importantes decisiones tales como confirmar la
36
existencia de fallas geoloacutegicas modificar el trazado de algunas de esas fallas
redefinir fallas como sellantes o no sellantes encontrar direcciones preferenciales
de desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el aacutembito de todo el yacimiento
cerrar capas en algunos productores por presencia de canalizaciones desde el
inyector determinar conexiones verticales entre distintos estratos productores
reasignar productores a distintos inyectores (es decir reorganizar la composicioacuten
de los arreglos) modificar el caudal de inyeccioacuten en ciertos pozos evaluar la
eficiencia de recuperacioacuten secundaria confirmar o modificar anaacutelisis volumeacutetricos
previos y estimar la permeabilidad media de los distintos arreglos
En los estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos la seleccioacuten de tritio como
trazador es la uacutenica opcioacuten factible para llevar a cabo este trabajo
El tritio es un radioisoacutetopo emisor beta puro y constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten
a nivel mundial en razoacuten de las siguientes ventajas
Posibilidad de marcar grandes voluacutemenes del medio con una pequentildea masa de
trazador (propiedad comuacuten a cualquier radioisoacutetopo)
Ser un emisor beta puro de baja energiacutea lo que hace innecesario el empleo de
grandes blindajes y praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
Facilidad para ser medido con gran sensibilidad lo que permite su deteccioacuten en
concentraciones sumamente bajas
Comportamiento ideal por tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en
consecuencia formar parte de la moleacutecula de agua
231 INYECCIOacuteN
Se han propuesto y empleado diversas teacutecnicas destinadas a la incorporacioacuten del
trazador a la capa en estudio En todos los casos debe asegurarse que la inyeccioacuten
se efectuacutee en forma instantaacutenea condicioacuten que se cumple cuando el tiempo que
demora el trazador en ingresar es despreciable comparado con su tiempo de
traacutensito entre pozos
37
Este requerimiento se cumple faacutecilmente cuando se emplean radiotrazadores debido
a los pequentildeos voluacutemenes involucrados
El empleo de una bomba dosificadora es una de las posibles alternativas para lograr
una correcta inyeccioacuten cuando la presioacuten en la boca del pozo productor es superior
a la atmosfeacuterica La bomba se alimenta de un recipiente en el que se encuentra la
solucioacuten marcadora acoplaacutendose su salida al caudal principal de inyeccioacuten de agua
de formacioacuten Si la presioacuten en la boca del pozo productor es inferior a la atmosfeacuterica
la inyeccioacuten puede efectuarse en forma directa por medio de una pequentildea bomba
peristaacuteltica La figura 28 muestra los esquemas de ambas alternativas
Otra posibilidad consiste en tomar una derivacioacuten del caudal normal de inyeccioacuten y
hacerla pasar por el recipiente que almacena el trazador Accionando vaacutelvulas
adecuadamente dispuestas se logra arrastrar el fluido en forma efectiva Esta
alternativa que es tal vez la maacutes barata y eficaz ha sido aplicada exitosamente en
numerosos estudios La figura 29 presenta un esquema representativo de esta
teacutecnica de inyeccioacuten
Finalmente tambieacuten puede utilizarse alguna herramienta especial de inyeccioacuten que
permita cargar el trazador en superficie y luego ser llevada hasta el nivel de
inyeccioacuten para luego ser accionada en forma remota
Por supuesto que en todos casos la capa a estudiar debe encontrase aislada de
las restantes por medio de mandriles u otros elementos apropiados
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Pequentildea bomba
Pozo sin presioacuten
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Abierto
Bomba dosificadora
Pozo bajo presioacuten
Figura 28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
38
232 MUESTREO
El muestreo es una operacioacuten simple que normalmente la realiza el personal del
yacimiento sin ninguna dificultad Es importante rotular los frascos que almacenan
las muestras con alguacuten medio indeleble escribiendo sobre ellos una referencia
alfanumeacuterica faacutecilmente identificable Cada enviacuteo de muestras debe acompantildearse
de una planilla que indique el nuacutemero de pozo al que pertenece cada una de ellas y
la fecha de extraccioacuten Cuando se toma maacutes de una muestra diaria debe indicarse
tambieacuten la hora El volumen de la muestra dependeraacute del trazador utilizado y de la
teacutecnica de medicioacuten seleccionada
El plan de muestreo debe comprender una alta frecuencia de toma de muestras
durante los diacuteas inmediatamente posteriores a la inyeccioacuten para luego ir
disminuyendo el ritmo a medida que transcurre el tiempo Dos muestras diarias los
primeros dos o tres diacuteas una por diacutea la semana siguiente y asiacute sucesivamente hasta
llegar a una muestra semanal cuando hayan pasado algunos meses suele ser un
plan racional Muchas veces la respuesta del pozo suele aparecer en forma tardiacutea y
extenderse durante muchos meses y hasta antildeos En estos casos luego del primer
antildeo de muestreo una muestra mensual resulta suficiente
El motivo de la alta frecuencia inicial es la posibilidad de presencia de una
canalizacioacuten a traveacutes de la cual el trazador emerja en el pozo productor muy
raacutepidamente antes de haberse dispersado longitudinalmente produciendo en
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Abierto
Figura 29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de inyeccioacuten
39
respuesta corta pero de gran amplitud que soacutelo es posible reconstituir si se tiene un
nuacutemero suficiente de muestras La tabla 1 indica la frecuencia de muestreo
usualmente utilizada Ademaacutes debe recordarse que antes de la inyeccioacuten es
necesario extraer una muestra de cada productor para poder cuantificar el fondo
que corresponde a la concentracioacuten de tritio innata del reservorio
Tabla 1 FRECUENCIA DE MUESTREO
MES MUESTRAS POR CADA POZO PRODUCTOR
1Una antes de la inyeccioacuten Una muestra cada uno de los primeros
tres diacuteas posteriores a los de la inyeccioacuten Tres muestras semanales el resto del mes
2 Tres por semana
3 a 5 Dos por semana
6 a 8 Una por semana
9 a 11 Dos por mes
12+ Una por mes
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS
En caso de trabajar con trazadores radiactivos es sabido que la lectura entregada
por cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta
Para transformarla en actividad neta es necesario obviamente restar el fondo de
radiacioacuten natural el cual se obtiene a partir de la medicioacuten de la muestra extraiacuteda del
respectivo pozo antes de la inyeccioacuten Sin embargo si el trazador demora en
aparecer es decir si no se estaacute en presencia de una canalizacioacuten puede obtenerse
un valor maacutes representativo del fondo calculando la media aritmeacutetica de las
primeras mediciones teniendo en cuenta que cuantos maacutes puntos se tomen menor
seraacute su coeficiente de variacioacuten
Al respecto es bueno recordar que la desintegracioacuten radiactiva es un fenoacutemeno
estadiacutestico que responde a la distribucioacuten binomial y que puede ser aproximado por
las funciones de distribucioacuten de Poisson y de Gauss Aplicando esta uacuteltima puede
considerarse que la totalidad de los valores de una serie de mediciones estaacute
40
comprendida en un intervalo de cinco desviaciones estaacutendar centrado en el valor
medio Por lo tanto para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones las mismas deberiacutean diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo
Ese criterio se utiliza tambieacuten para determinar si una muestra de baja actividad es
realmente activa o si se estaacute midiendo un valor perteneciente a la banda de
fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural Es decir que una muestra contendriacutea
restos de trazador cuando se diferencie del fondo en maacutes de cinco desviaciones De
aquiacute se derivan los conceptos de liacutemite de deteccioacuten y de concentracioacuten miacutenima
detectable Si se desea trabajar cuantitativamente con los resultados de esas
mediciones es mejor adoptar un criterio maacutes seguro y definir la concentracioacuten
miacutenima medible como aquella cuya lectura de actividad se diferencia de la
correspondiente al fondo en diez o maacutes desviaciones estaacutendar
El liacutemite de deteccioacuten puede ser calculado mediante la siguiente expresioacuten
m
Fd Vte
NL
82=
(Ec 21)
Siendo
Ld Liacutemite de deteccioacuten (Bq L)
NF Nuacutemero de cuentas de fondo acumuladas durante un tiempo t
t Tiempo de medicioacuten (s)
e Eficiencia (cuentas desintegracioacuten)
Vm Volumen de la muestra (L)
Otra consecuencia de las variaciones estadiacutesticas es la dificultad de establecer
funciones de ajuste debido a la dispersioacuten de los datos originales A efectos de
suavizar algo las curvas de respuesta puede aplicarse a los valores de actividad o
concentracioacuten neta alguacuten procedimiento de alisado por ejemplo el reemplazo de
cada valor por el promedio de los tres o cuatro anteriores
Por uacuteltimo para poder comparar mediciones pertenecientes a muestras extraiacutedas en
distintos diacuteas se requiere corregir los resultados por decaimiento radiactivo Si bien
41
en el caso del tritio el periacuteodo es lo suficientemente largo como para que sean
innecesarias las correcciones cuando las diferencias son de algunos diacuteas en el
caso de que el muestreo se prolongue durante meses es conveniente efectuar esta
correccioacuten que implica una modificacioacuten en los datos de 046 mensual
234 RESPUESTA TEMPORAL
La respuesta temporal de cada pozo estaacute constituida por la representacioacuten graacutefica
de la concentracioacuten de actividad neta corregida por decaimiento en funcioacuten del
tiempo Tal como se dijo los datos originales pueden haber sido sometidos a un
procedimiento de alisado
Como consecuencia de esto resulta importante el trazado de la curva de actividad
total recuperada en funcioacuten del tiempo ya que ella permite determinar los factores de
reparto del trazador entre los distintos pozos
La curva de actividad recuperada se obtiene multiplicando los valores de ordenada
por el caudal del pozo productor e integrando la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo
numeacuterico tal como el de los trapecios o si se cuenta con un nuacutemero suficiente de
mediciones el de Simpson La aplicacioacuten de teacutecnicas maacutes complejas por lo general
no se justifica en razoacuten de la dispersioacuten estadiacutestica de los datos experimentales y de
las variaciones en los paraacutemetros de operacioacuten del arreglo
En la figura 210 se presenta un ejemplo real de las respuestas instantaacutenea y
acumulada de un pozo productor ante una inyeccioacuten de tritio
Respuesta del pozo Nordm 1
0
25000
50000
75000
100000
125000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
diacuteas
Con
cent
raci
oacuten
0
2000
4000
6000
8000
10000
Acu
mul
ada
Concentracioacuten de actividad Actividad recuperada
Figura 210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
42
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal
Como se dijo la informacioacuten maacutes importante a obtenerse de la representacioacuten de la
concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo es la funcioacuten de recuperacioacuten de
masa o actividad de trazador seguacuten se trabaje con trazadores quiacutemico o radiactivo
Esta nueva curva representa la cantidad de trazador recuperada en el pozo bajo
estudio en funcioacuten del tiempo
Para un instante dado ti la ordenada de la funcioacuten acumulativa estaacute dada por la
siguiente expresioacuten
int= it
i tdtCtqtA0
)()()( (Ec 22)
Siendo
A(ti) cantidad de trazador recuperada hasta ti (Kg o Bq)
Q(t) caudal de produccioacuten agua del pozo en funcioacuten del tiempo (m3 diacutea)
C(t) concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo (Kg m3 o Bq m3)
ti tiempo transcurrido desde la inyeccioacuten (diacuteas)
El caudal de produccioacuten de agua es un dato del que se dispone en el yacimiento
por lo general actualizado en forma mensual
De la curva de respuesta temporal puede extraerse faacutecilmente el tiempo de arribo
del trazador (conocido como breakthrough en ingleacutes) definido como el instante en el
que la concentracioacuten de trazador en el agua extraiacuteda del pozo productor supera el
liacutemite de deteccioacuten
Otro valor importante es el tiempo medio de residencia del agua de inyeccioacuten
definido en forma similar que para los estudios de procesos es decir como larelacioacuten
entre el volumen involucrado en el mismo (V) y el caudal que lo alimenta (Q)
(Ec 23)
A partir de los datos experimentales se obtiene de la siguiente manera
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
tdtC
tdtCtt (Ec 24)
Q
Vt =
43
Finalmente tambieacuten puede determinarse el tiempo final a partir del instante en el
que la respuesta cae por debajo del liacutemite de deteccioacuten Sin embargo el muestreo
suele ser interrumpido antes de que se alcance este punto y por ello se hace
necesario extrapolar la cola de la respuesta mediante una funcioacuten exponencial y a
partir de ella calcular el instante en que la respuesta finaliza
Conociendo la distancia entre los pozos inyector y productor y a partir de los tiempos
de arribo medio y final pueden obtenerse las velocidades maacutexima media y miacutenima
de desplazamiento del agua inyectada
La recuperacioacuten total de trazador en cada pozo se determina extrapolando a tiempo
infinito la respuesta acumulada tomando como base la aproximacioacuten exponencial
de la funcioacuten que representa la concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo
seguacuten se mencionoacute maacutes arriba El cociente entre la cantidad de trazador recuperada
en el pozo considerado y la inyectada representa la fraccioacuten de agua inyectada que
alcanza dicho pozo
La suma de estas fracciones deberiacutea de ser unitaria para todos los pozos de un
arreglo lo que implicariacutea una recuperacioacuten total del trazador inyectado y un perfecto
balance de masas Sin embargo la recuperacioacuten total suele oscilar entre el 30 y el
80 para el caso del tritio que es el trazador ideal para el agua debido a que el
mismo continuacutea su desplazamiento hacia puntos maacutes alejados del yacimiento y a
que en alguacuten momento su concentracioacuten cae bajo el liacutemite de deteccioacuten aunque
mantenga su presencia en miacutenimas concentraciones Para mejorar el balance de
masas y para obtener informacioacuten adicional es conveniente muestrear tambieacuten
pozos de segunda liacutenea
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA
Cuando se emplean trazadores para estudios de procesos industriales es comuacuten
representar la respuesta del sistema mediante un graacutefico que representa la
concentracioacuten del trazador de salida en funcioacuten del tiempo y calcular a partir de ella
el tiempo medio de residencia la varianza y otros paraacutemetros relacionados con la
respuesta temporal
44
Si bien la respuesta temporal tambieacuten es ampliamente utilizada cuando se trabaja
en estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos tal como se presentoacute en el punto
anterior adolece de algunos inconvenientes que limitan su utilidad En efecto
variaciones en el caudal de inyeccioacuten comunes en cualquier yacimiento producen
alteraciones en las curvas de respuesta Para evitar este inconveniente es una
alternativa interesante representar la concentracioacuten de salida en el productor en
funcioacuten del volumen inyectado acumulado siempre que se disponga de este dato
La funcioacuten asiacute obtenida seraacute insensible a las variaciones de caudal pero mantendraacute
la forma general de la respuesta temporal El volumen inyectado acumulado puede
calcularse a partir del caudal de inyeccioacuten En la figura 211 pueden observarse las
respuestas temporal y volumeacutetrica para un mismo pozo pudiendo comprobarse que
ambas son ideacutenticas formalmente
La respuesta volumeacutetrica en un pozo productor a un impulso de trazador en el pozo
inyector representa el volumen de poros barridos por el agua de inyeccioacuten en cada
instante El baricentro de la respuesta volumeacutetrica es una medida del volumen
medio de poros barrido para el arreglo considerado
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
VdVC
VdVCVV (Ec25)
La porcioacuten del volumen medio de poros barrido que afecta a un par inyector-
productor se obtiene multiplicando el valor anterior por la fraccioacuten de trazador
recuperada en el correspondiente productor
Respuesta temporal del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 100 200 300 400
tiempo (diacuteas)
Con
cent
raci
oacuten
Respuesta volumeacutetrica del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 10000 20000 30000 40000
volumen inyectado (m 3)
Con
cent
raci
oacuten
Figura 211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
45
La figura 212 muestra en forma cualitativa algunos casos tiacutepicos de respuesta de
pozos ante una inyeccioacuten puntual de trazador Ademaacutes se muestran valores propios
de los tiempos de residencia y de velocidad del agua e inyeccioacuten para cada uno de
los casos
En el primer caso se produce una canalizacioacuten al inicio del muestreo y luego se
observa el paso del trazador a traveacutes de otro estrato a partir de los 250 diacuteas maacutes o
menos El anexo 2 explica con maacutes claridad lo que sucede cuando se produce una
canalizacioacuten del agua de inyeccioacuten en el reservorio Cabe resaltar el alto valor de la
velocidad del agua que conlleva la canalizacioacuten de la misma
Figura 212 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
46
Para el segundo caso se observan dos curvas de paso del trazador la una a
continuacioacuten de la otra Esto muestra el arribo del trazador a traveacutes de dos patrones
de flujo el uno de alta dispersioacuten y el otro de baja dispersioacuten los cuales obedecen a
las propiedades intriacutensecas de dos estratos diferentes por los cuales se desplazoacute el
agua de inyeccioacuten
En el tercer caso se plantea el paso del trazador con una alteracioacuten en el flujo
causada por interferencia lo cual es muy comuacuten en el anaacutelisis de las curvas de
respuesta como se veraacute en el ensayo posterior
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS
Es importante intentar el ajuste de los datos experimentales por medio de
expresiones teoacutericas que respondan a un modelo matemaacutetico adecuado descriptivo
del arreglo bajo anaacutelisis Mediante la aplicacioacuten de estas funciones las curvas de
transferencia pueden descomponerse en varias respuestas elementales a partir de
las cuales pueden efectuarse caacutelculos comparativos tales como valores de
permeabilidad relativa entre diversos estratos
2361 Modelos Simples
Entre los modelos sencillos para ajuste de los valores experimentales algunas
funciones desarrolladas para interpretar el movimiento de trazadores en aguas
subterraacuteneas constituyen una buena alternativa He aquiacute un ejemplo
(Ec 26)
Siendo
C(xt) concentracioacuten del trazador en funcioacuten del tiempo y de la distancia
(Bq L)
TN tiempo normalizado calculado como el cociente entre el tiempo real y el
tiempo medio de residencia del trazador (adimensional)
D1 dispersividad intriacutenseca del medio (m2 diacutea)
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
47
v velocidad de desplazamiento (m diacutea)
x distancia desde el punto de inyeccioacuten (m)
La figura 213 muestra el comportamiento de la curva de paso del trazador respecto
a diferentes valores de dispersividad intriacutenseca Sin embargo se ha determinado
que los valores para D1 (m2 diacutea) referente a areniscas se estiman entre 03 y 0003
C u r v a n o r m a l i z a d a d e L e y e n d aA c t i v i d a d I n s t a n t a n e a
0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0 2 0 0
t t o
0 5
1
1 5
25
20 50 5
0 0 0 55
0 0 0 1
0 0 15
0 0 50 0 1
El factor CREF representa una concentracioacuten de referencia por lo general el cociente
entre la actividad inyectada y el volumen de agua marcada Para este caso este
volumen estaacute dado por la siguiente expresioacuten
V x h Sw= π φ2 (Ec 27)
Donde
h espesor de la capa inyectada (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
El ajuste se realiza seleccionando valores apropiados de D1 v x y del tiempo
medio de residencia Cuando la respuesta presenta varios picos esos paraacutemetros
deben establecerse para distintas curvas las que luego se suman afectadas por un
factor de peso para obtener la respuesta total del sistema Dicho factor puede
considerarse como una modificacioacuten del valor CREF para cada curva individual
Figura 213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
48
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR
Para un caacutelculo exacto de la actividad o masa a inyectar en un estudio de
interconexioacuten de pozos petroliacuteferos deberiacutea recurrirse a un modelo matemaacutetico que
permitiera simular la respuesta del arreglo tomando como base los paraacutemetros del
reservorio y luego considerando la sensibilidad de la teacutecnica de medicioacuten hiciera
posible determinar la actividad o masa necesaria para obtener una respuesta
representativa y con bajo error estadiacutestico
Por lo general los grupos que aplican trazadores no disponen de un modelo de estas
caracteriacutesticas y ademaacutes aunque contaran con eacutel deberiacutean plantear una serie de
suposiciones con respecto al comportamiento del arreglo las cuales no son faacuteciles
de establecer ldquoa priorirdquo especialmente si se tiene en cuenta que el estudio mediante
trazadores que estaacuten planificando se llevaraacute a cabo con el propoacutesito de lograr
informacioacuten acerca de la dinaacutemica de ese mismo arreglo
A efectos de tener una idea de al menos el orden de magnitud de la actividad
necesaria pueden hacerse algunas consideraciones En efecto a falta de mayor
informacioacuten puede suponerse que la concentracioacuten media de salida en el pozo
productor estaacute dada por el cociente entre la actividad inyectada y el volumen de
poros de un cilindro cuyo radio sea igual a la distancia entre pozos y cuya altura sea
el espesor de la capa Este volumen ya fue definido anteriormente (Ecuacioacuten 27)
por medio de la siguiente expresioacuten
wp ShxV φπ 2=
Siendo
h espesor de la capa inyectada (m)
x distancia entre pozos inyector y productor (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
La concentracioacuten media de salida deseada puede establecerse a partir del liacutemite de
deteccioacuten (Ld) del instrumental disponible el cual a su vez dependeraacute del fondo y del
49
tiempo de medicioacuten Si se elige una concentracioacuten igual a diez veces ese liacutemite la
actividad a inyectar estaraacute dada por la siguiente expresioacuten
pd VLA 100 = (Ec 28)
La experiencia acumulada luego de realizar un nuacutemero importante de operaciones
en reservorios de diversas caracteriacutesticas es una valiosa herramienta a la hora de
corregir los valores obtenidos a partir de los caacutelculos anteriores
50
CAPIacuteTULO 3
APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRAZADORES
EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS
Como se explicoacute anteriormente el estudio de interconexioacuten inicia con la
incorporacioacuten del radiotrazador al pozo conjuntamente con el agua de inyeccioacuten
Posteriormente en base a una planificada y ordenada frecuencia de muestreo se
procede a la recoleccioacuten de muestras en los pozos productores Ademaacutes para un
mejor control del paso del trazador se opta por tomar muestras en los pozos
inyectores y tanque de lavado
El proyecto se ejecutoacute inicialmente utilizando dos pozos inyectores en el campo
Auca para la arena ldquoTrdquo del yacimiento Napo Pozo inyector No 12 y el pozo
inyector No 41 sin embargo dos meses despueacutes el inyector Auca-41 sale de
operacioacuten debido a un problema de admisioacuten en la arena ldquoTrdquo quedando
uacutenicamente el inyector Auca-12 y sus respectivos productores
Asiacute en base a la distancia entre el pozo inyector y los productores se escogen los
pozos de monitoreo Los pozos de monitoreo para el inyector Auca-12 son el
Auca-19 Auca-21 y Auca-35 La figura 31 muestra las distancias entre pozos
para el arreglo PI-12 PP-19 PP-35 PP21
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE
El caacutelculo de la actividad de Tritio empleado en la inyeccioacuten se basoacute en los
paraacutemetros proporcionados por PETROPRODUCCCIOacuteN (principalmente
petrofiacutesicos) de varios pozos que producen de la arena ldquoTrdquo a partir de eacutestos se
determinoacute un promedio de porosidad espesor y saturacioacuten de agua con los
cuales se trabajoacute para dicho caacutelculo
Los principales criterios analizados para calcular la actividad a emplearse en la
investigacioacuten fueron los siguientes
51
a Determinacioacuten del volumen a marcarse
b Liacutemite de deteccioacuten
c Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse
El volumen de agua a marcar se estimoacute utilizando la ecuacioacuten 27
wp ShxV φπ 2=
Por ejemplo para el pozo PP-21 se tiene
x = Distancia media inyector - productor (2038 m)
h = Espesor de la capa productora (18 pies)
φ = Porosidad de la capa productora (16)
Figura 31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del Campo Auca
PP-AUCA 19
PP-AUCA 21
PP-AUCA 35
PI-AUCA 12
2974 m
1035 m
2038 m
52
wS = Saturacioacuten de agua (27)
Luego
= 2038 254
016027= 3`043937
Asiacute el volumen a marcarse para el pozo PP-21 fue de 3`043937 metros cuacutebicos
considerando un flujo radial al pozo inyector sin embargo debido a
caracteriacutesticas estructurales del campo y a la distribucioacuten de los pozos se puede
asumir que el flujo tiene una direccioacuten preferencial hacia el Este del inyector Auca-
12 La tabla 2 muestra los voluacutemenes a marcarse para cada uno de los pozos
productores
Tabla 2 VOLUacuteMEN A MARCARSE PARA CADA POZO PRODUCTO R
DISTANCIA AL POZO INYECTOR (PI-12) VOLUacuteMEN A MARCARS E
(metros) (metros cuacutebicos)
PP-35 1035 785069
PP-21 2038 3
ʹ
043937
PP-19 2974 4
ʹ
537402
En realidad este valor corresponde a 6
ʹ
482004 metros cuacutebicos sin embargo el ingeniero de trazadores de la CEEA tomoacute el 70 de dicho volumen debido a que consideroacute que la presencia de la falla occidental ocasionariacutea que el agua se desplace sin pasar por dicha barrera es decir marcando soacutelo los 4
ʹ
537402
POZO PRODUCTOR
3112 Liacutemite de deteccioacuten
Para este proyecto se utilizoacute un valor de 185 KBqm3 como liacutemite de deteccioacuten
de acuerdo a la concentracioacuten miacutenima detectable del equipo de medicioacuten
mostrado en la tabla 3
Como se explicoacute en el capiacutetulo dos la actividad a inyectarse tiene una
concentracioacuten aproximada a diez veces el liacutemite de deteccioacuten esto es 185 KBqmsup3
o 185000 Bqmsup3 este valor se multiplica por el volumen a marcarse que
corresponde al pozo maacutes lejano (Auca-19) cuyo valor es de 4`537402 metros
cuacutebicos
53
Actividad= 185000 Bqm3times4`537402 m3
Asiacute se obtiene una actividad de 8394 GBq (giga-bequerelios) que equivale a
2269 Ci (curios)
Tabla 3 CONCENTRACIOacuteN MIacuteNIMA DETECTABLE EN AGUA PARA LOS
RADIONUCLEIDOS MAacuteS COMUNMENTE USADOS COMO TRAZADORE S EN
HIDROLOGIacuteA
RADIONUCLIDE
(1) Direct measurement using a liquid scintillation detector(2) Liquid scintillation counting afterelectrolytic enrichment(3) Direct measurement using a NaI scintillation detector submerged in the water with saturation geometry(4) Measurement with NaI well-type scintillation detector afterprecipitation using from 10 liters of water(5) After concentration using activated charcoal as absorption material
DERIVED MAXIMUN CONCENTRATION (MBq )
ANNUAL LIMIT OF INTAKE (MBq year)
DERIVED TRIVIAL CONCENTRATION (MBq )
MINIMUN DETECTABLE CONCENTRATION (MBq )
50
62
746
148 (3) 15 (5)
100
125
1496
185 (1) 11 (2)
1
125 010 124
4
5
100 008
74 (3) 018 (4)
703 (3)148 (3) 037 (4)
129 (3)
60 1496 115 149
3m
3m
3m
( )lH3 Cr51 Br82 Tc99 I131 Au196
+Ag
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
Para obtener los datos de concentracioacuten de actividad (Ci) en funcioacuten del tiempo
(diacuteas) con los que se obtienen las curvas de paso de tritio por cada uno de los
pozos hay que realizar los siguientes caacutelculos
a Caacutelculo de la concentracioacuten referencial ( )
La concentracioacuten de referencia es por lo general el cociente entre la
actividad inyectada (valor asumido en la modelacioacuten matemaacutetica que se
54
encuentra por encima de los 2269 Ci) y el volumen de agua marcada que
corresponde a cada pozo
b Caacutelculo del tiempo de residencia ( TRESID)
Este tiempo es el cociente entre el volumen de agua marcada y el caudal de
inyeccioacuten (3iacute)
c Caacutelculo del tiempo normalizado (tN)
El tiempo normalizado es el cociente entre los diacuteas transcurridos despueacutes de
la inyeccioacuten (t) y el tiempo de residencia (tN) Es decir para cada valor de t
hay un valor de tN
Con los valores de y tN se calculan las concentraciones de actividad para
cada tiempo en un programa de Excel utilizando la expresioacuten del modelo
matemaacutetico simple
Para ello se seleccionan diferentes valores de D1vx (dispersividad intriacutenseca) los
cuales variacutean de acuerdo al tipo de roca presente en el yacimiento de anaacutelisis La
tabla 4 muestra el rango de valores de dispersividad para distintos tipos de roca
Tabla 4 VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSEC A
( )
arenas 0003 - 03
gravas 01 - 2
rocas fracturadas 1 - 200
TIPO DE ROCA
VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSECA
diacuteam2
xvD 1
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
55
El anexo 3 muestra las curvas de paso del tritio por cada pozo productor para dos
valores de dispersividad intriacutenseca de acuerdo a la modelacioacuten matemaacutetica
Para el valor de 03 se considera un flujo de mezcla completa lo cual quiere decir
que no se produce dispersioacuten longitudinal
Si se utiliza el valor de 0003 el flujo tiende a ser tipo pistoacuten pero el tiempo de
arribo del trazador se incrementa considerablemente como se observa en las
figuras del anexo antes mencionado
De este modo se calculoacute la cantidad de trazador a inyectarse que fue de 28
Curios de tritio la misma que puede ser detectable en el pozo maacutes lejano (Auca-
19) sin ninguacuten inconveniente
Cabe resaltar que maacutes allaacute de los caacutelculos realizados la experiencia adquirida en
el manejo de radiotrazadores es de gran ayuda para determinar la cantidad de
trazador a inyectarse en un yacimiento
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
La incorporacioacuten o inyeccioacuten del trazador se realizoacute el 11 de enero de 2007 en la
arena ldquoTrdquo de la formacioacuten Napo en el intervalo punzonado desde 9940 a 9976
pies Para esto se procedioacute a diluir los 200 ml (28 Ci) de tritio en un volumen de
un litro de agua con el fin de evitar peacuterdidas del trazador durante el proceso de
inyeccioacuten y para asegurar que la actividad llegue a la capa productora
Para la incorporacioacuten del trazador se procedioacute a destapar la vaacutelvula del toma
muestra luego se drenoacute la liacutenea hasta un nivel que permitioacute la incorporacioacuten del
trazador Una vez colocado el trazador en el cabezal se procedioacute al sellado de
eacuteste y se abrieron las vaacutelvulas a fin de que el trazador fuera arrastrado junto al
agua de inyeccioacuten La inyeccioacuten se realizoacute de un solo pulso (Inyeccioacuten
instantaacutenea)
56
Todo este proceso que dura alrededor de 30 minutos se realizoacute con operadores
de PETROPRODUCCIOacuteN La inyeccioacuten del trazador al PI-41 fue a las 1100 y al
PI-12 a las 1400
Luego de la inyeccioacuten los desechos radiactivos se guardaron en un recipiente
etiquetado los mismos que fueron llevados a un repositorio especial que se
encuentra en las instalaciones de la CEEA con el fin de cumplir con las normas
de seguridad radioloacutegica
Antes de la inyeccioacuten del trazador se tomaron muestras de fondo tanto del pozo
inyector PI-12 como de los productores PP-35 PP-19 PP-21 y del tanque de
lavado
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN
DEL TRAZADOR
Como se indicoacute anteriormente el buen desempentildeo de esta teacutecnica de trazadores
implica la inyeccioacuten de un caudal constante de agua en cada uno de los pozos
inyectores escogidos para este proyecto Esto se debe a que cuando el trazador
ha sido incorporado dentro del yacimiento necesita una fuerza de empuje
longitudinal a traveacutes de la arena a fin de que el trazador pueda aparecer en cada
pozo productor que se planifica muestrear Por tanto es el agua de inyeccioacuten la
que proporciona dicha fuerza de empuje
Figura 32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
57
Para la ejecucioacuten de este proyecto se convino en que la inyeccioacuten debe
mantenerse en un caudal de 4000 a 5000 bls de agua por diacutea en base al modelo
matemaacutetico realizado para la inyeccioacuten del trazador El anexo 4 muestra un
diagrama baacutesico de la Planta de inyeccioacuten de agua en el Campo Auca
Al inicio de la inyeccioacuten se utilizoacute agua del riacuteo lo cual presentoacute algunas
dificultades puesto que su utilizacioacuten depende de las condiciones climaacuteticas Asiacute
pues cuando llueve mucho se arrastra una gran cantidad de sedimentos los
cuales tapan el sistema de filtracioacuten de la estacioacuten Pero cuando no llueve el
nivel de agua para la succioacuten de las bombas es demasiado bajo por lo que el
bombeo podriacutea colapsar
Por lo cual en ambos casos hay que detener el bombeo lo que da como
resultado que la inyeccioacuten en los pozos de estudio sea muy irregular
Para los uacuteltimos diacuteas del mes de Junio de 2007 se empieza a utilizar el agua de
formacioacuten a maacutes del agua de riacuteo haciendo que la inyeccioacuten sea un poco maacutes
constante que en los meses anteriores
Desde la figura 33 a la 317 se muestran los caudales de inyeccioacuten diarios para
el Auca-12 empleados desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
Figura 33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
58
Figura 34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
Figura 35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
Figura 36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
59
Figura 38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
Figura 37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
Figura 39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
60
Figura 310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
Figura 311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
Figura 312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
61
Figura 313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
Figura 314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
Figura 315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
62
Al observar todas estas curvas mensuales de los voluacutemenes de agua de inyeccioacuten
se ratifica que en los seis primeros meses la inyeccioacuten fue muy irregular puesto
que se estaba utilizando uacutenicamente agua de riacuteo ademaacutes en ese tiempo se
estaban realizando pruebas de operacioacuten en la Planta de Inyeccioacuten de agua del
Auca debido a algunos ajustes que se hicieron en la misma
Para los nueve meses siguientes se observa que la inyeccioacuten es casi constante
en 5000 BPD
El anexo 5 muestra las tablas de los caudales diarios de inyeccioacuten desde enero
de 2007 hasta marzo de 2008 y el graacutefico que resume el promedio del volumen de
agua inyectada para cada mes Del cual se puede obtiene un promedio anual de
Figura 317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
Figura 316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
63
4049 bls de agua inyectada valor similar al utilizado en la modelacioacuten matemaacutetica
(4000 bls)
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES
331 MUESTREO
La recoleccioacuten de las muestras en los diferentes puntos de monitoreo se la
realizoacute basaacutendose en la frecuencia de muestreo planificada En vista de que los
pozos Auca-41 y Auca-33 salieron del proyecto quedaron a partir del mes de
abril de 2007 como puntos de muestreo los pozos Auca-12 (inyector) Auca-35
Auca-19 Auca-21 y el tanque de lavado
El tanque de lavado se toma como punto de muestreo debido a que podriacutea haber
presencia de trazador en el tanque proveniente de alguacuten otro pozo productor que
no sea parte de los puntos de monitoreo indicados En cuyo caso se detectariacutea
inmediatamente de que pozo se trata para poner especial atencioacuten en eacutel
Como se indicoacute anteriormente al inicio el plan de muestreo comprende una alta
frecuencia de toma de muestras para luego ir disminuyendo el ritmo conforme
transcurre el tiempo hasta llegar a una muestra mensual a partir del segundo
mes
En el anexo 6 se indica el calendario de muestreo para este proyecto asiacute desde
el mes de enero de 2007 a marzo de 2008 (mes en que se tomoacute la uacuteltima
muestra) se ha muestreado 65 veces que se distribuyen por meses del siguiente
modo (tabla 5)
Tabla 5 MUESTREOS REALIZADOS POR CADA MES
ANtildeO MES NUMERO DE MUESTREOS Enero 7 Febrero 8 Marzo 9 Abril 8 Mayo 10 Junio 5 Julio 5 Agosto 4 Septiembre 2
2007
Octubre 2
64
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR
Para tomar la muestra del pozo inyector soacutelo basta con acudir al cabezal del pozo
inyector Auca-12 (figura 318) y abrir la pequentildea vaacutelvula toma muestras que estaacute
alojada en la liacutenea de flujo del agua de inyeccioacuten (figura 319)
Noviembre 2
Diciembre 1 Enero 1 Febrero 1 2008
Marzo 1
Figura 318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
Figura 319 Muestra del pozo inyector Auca-12
65
La muestra tomada se rotula con ldquoPOZO INYECTOR 12rdquo y la fecha de muestreo
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD
Las muestras que corresponden a los pozos productores se toman en el manifold
de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca Sur para ello se utilizan recipientes de la
capacidad de un galoacuten puesto que de cada muestra de crudo hay que extraer el
agua que es lo que interesa en el anaacutelisis (figura 320)
Cabe resaltar que para poder realizar el anaacutelisis del agua de formacioacuten se
requieren 200 ml de agua de los cuales 100 ml se utilizan en el anaacutelisis y los
otros 100 ml se guardan en un archivo por si se quiere realizar otro anaacutelisis
posteriormente
Como es evidente la cantidad de agua de formacioacuten que se obtenga de una
muestra de crudo estaraacute en funcioacuten del BSW que corresponda a dicho pozo Esto
significa que si se tiene un BSW alto no se va a requerir tanto crudo para obtener
los 200 ml de agua pero si el BSW es bajo entonces se necesitaraacute un volumen
mayor de crudo para sacar los 200 ml de agua
En consecuencia al momento de tomar las primeras muestras la persona
encargada no conoce cuanto de crudo debe extraer para obtener los 200 ml de
agua razoacuten por la cual primero debe tomar una muestra pequentildea para
centrifugarla y observar cuanta agua de formacioacuten obtuvo Luego en base al
Figura 320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
66
volumen de agua obtenido y con una sencilla regla de tres puede conocer cuanto
crudo necesita para conseguir los 200 ml de agua Este procedimiento debe
realizarse pues es importante tratar de llevar al laboratorio de la CEEA los 200 ml
de agua para el anaacutelisis en el contador de centelleo Aquiacute un ejemplo praacutectico
sencillo
Se prepara una muestra de crudo para colocarla en la centriacutefuga dando como
resultado 4 ml de agua de formacioacuten y 96 ml de petroacuteleo Determinar cuaacutentos
galones de crudo se deberaacuten tomar de este pozo para obtener los 200 ml de agua
que se requieren
4 ml de agua 100 ml de crudo
200 ml de agua X
Luego do ml de cruX 50004
200100 =times=
Esto corresponde a 5 litros de crudo o 13 galones de crudo
En este caso con dos recipientes basta para obtener el agua requerida pero hay
casos en los que el BSW es muy bajo entonces se antildeaden unas gotas de
reactivo demulsificante para romper la emulsioacuten y que aumente el porcentaje de
agua Cabe sentildealar que este procedimiento de antildeadir demulsificante hay que
hacerlo de manera gradual puesto que no se trata de poner de golpe 10 o 15
gotas del reactivo En otras palabras se debe cuidar que la muestra de agua no
contenga demasiado demulsificante porque esto podriacutea afectar en el anaacutelisis de
laboratorio
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos
productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008
1 Se coloca una muestra de 100 ml de crudo (de cada uno de los pozos
productores) en un recipiente de vidrio agregar 100 ml de JP-1 y mezclar Se
deja reposar por 3 minutos para observar el volumen de la fase de agua (figura
321) La tabla 6 muestra los voluacutemenes de agua que se obtuvieron en este
paso
67
Tabla 6 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (SIN DEMUL SIFICANTE)
2 Se colocan 5 gotas de demulsificante para romper la emulsioacuten (figura 322)
Para los pozos PP-35 y PP-19 se consigue romper la emulsioacuten en su totalidad
lo que significa que ya no se puede extraer maacutes agua aunque se antildeada maacutes
reactivo (figura 323) La tabla 7 muestra los voluacutemenes de agua que se
obtuvieron en este paso
Tabla 7 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (CON 5 GOT AS DE
DEMULSIFICANTE)
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA SIN
DEMULSIFICANTE (ml)
005 25 02
Figura 321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin adicionar demulsificante
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA
CON 5 GOTAS DE DEMULSIFICANTE
(ml)
02 35 04
68
3 Se antildeaden 10 gotas de demulsificante en la muestra del PP-21 y se consigue
romper la emulsioacuten en su totalidad aumentando el volumen de agua a 55 ml
Se realizan los caacutelculos correspondientes para conocer cuantos galones de
crudo son necesarios para obtener los 200 ml de agua La tabla 8 muestra los
voluacutemenes de agua y los voluacutemenes de crudo que se obtuvieron en este paso
Figura 322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
Figura 323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
69
Tabla 8 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOMENTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML DE CRUDO Y VOLUacuteMENES
DE CRUDO NECESARIOS PARA OBTENER LOS 200 ML DE AGUA
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA POR CADA 100 ml DE
CRUDO (ml)
02 55 04
VOLUMEN NECESARIO DE CRUDO (galones)
2642 096 1321
4 Se tomaron 6 galones de crudo de los pozos PP-35 y PP-19 y 2 galones del
PP-21 (figura 324) puesto que seriacutea dificultoso manejar los 26 y 13 galones
que se necesita En todo caso se obtienen asiacute menos de los 200 ml de agua
para el anaacutelisis de laboratorio
Figura 324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
70
5 Se antildeaden unas 40 o 50 gotas de demulsificante en cada galoacuten de crudo y se
los coloca al reveacutes en una cubeta para que decante el agua (figura 325) Se
deja reposar hasta el otro diacutea para sacar el agua
6 Para sacar el agua que se encuentra en la parte inferior del galoacuten (que estaacute
boca abajo) se realiza una pequentildea abertura en la tapa y se deja fluir en un
vaso hasta que drene toda el agua (figura 326) Asiacute con todos los galones
con cuidado de no mezclar el agua de los tres pozos
7 Se coloca el volumen de agua de cada pozo en un recipiente para
centrifugarlo puesto que hay que retirar todas las impurezas de crudo
remanentes (figura 326)
8 Finalmente se extrae el agua con la ayuda de una jeringa (una por cada pozo
para prevenir la contaminacioacuten) como se muestra en la figura 327 y se la
Figura 325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una cubeta
Figura 326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para separar el crudo
71
deposita en cada frasco debidamente rotulado con el nombre del pozo y la
fecha Luego de extraer todas las muestras de agua necesarias se deposita el
crudo sobrante en los sumideros (figura 328)
Figura 327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
Figura 328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo sobrante en los sumideros
72
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO
Para tomar la muestra en el tanque de lavado basta con abrir una de las vaacutelvulas
que sale del colchoacuten de agua del mismo (figura 329) y depositar el agua en un
frasco rotulado ldquoTANQUE DE LAVADOrdquo y la fecha
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA
En los uacuteltimos cinco meses se ha tomado dos muestras en la Planta de inyeccioacuten
de agua la una del agua de riacuteo y la otra del agua de formacioacuten (figura 330) Maacutes
adelante se explica las razones de esta iniciativa
Figura 329 Muestra en el Tanque de lavado
Figura 330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
73
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZAD A EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
La preparacioacuten de las muestras se la realiza frasco por frasco siendo importante
recalcar que para cada muestra se utiliza una jeringa diferente con lo cual
evitamos la contaminacioacuten de las muestras entre siacute
1 Se filtra el agua del frasco con la ayuda de un embudo y papel filtro para
quitar toda impureza o residuos de crudo (figura 332)
2 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial de boro silicato con bajo contenido
de potasio como se muestra en la figura 333 (debe ser de bajo contenido de
potasio ya que asiacute evitamos que los isoacutetopos radiactivos que contiene el
potasio lleguen a influenciar en la lectura a realizarse en el contador de
Figura 331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
Figura 332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
74
centelleo liacutequido) Cada vial debe estar numerado de acuerdo a la secuencia
de lectura El resto de agua filtrada se la almacena en el mismo frasco y sirve
como respaldo para verificar en el futuro alguna medida
3 Sobre los 10 ml del agua se antildeade 10 ml de coctel centellador (ULTIMA GOLD
LLT) mediante un dispensador automaacutetico (figura 334) El coctel centellador
es una sustancia quiacutemica que reacciona con la radiacioacuten emitiendo fotones de
luz los mismos que seraacuten cuantificados con el contador de centelleo liacutequido
Figura 333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
75
4 Se tapa hermeacuteticamente y se agita el vial por un momento (figura 335) hasta
que se hayan homogeneizado los dos liacutequidos (agua filtrada y coctel
centellador)
5 Cada vial debe ser conservado en una caacutemara oscura de uno a cuatro diacuteas
antes de llevarlo al contador de centelleo liacutequido Esto es de mucha
importancia ya que la influencia de la luz en el vial podriacutea ocasionar una
lectura mayor a la correcta
6 Se introduce cada vial en el contador de centelleo liacutequido durante un tiempo
(generalmente 1 minuto) hasta medir el nuacutemero de cuentas Si el nuacutemero de
cuentas es un valor exagerado puede aumentarse el tiempo de medicioacuten del
vial en el contador de centelleo para obtener un valor maacutes efectivo
Figura 334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
Figura 335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
76
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CE NTELLEO LIacuteQUIDO
El equipo utilizado en el anaacutelisis de las muestras es un contador de centelleo
liacutequido Packard Tri-Carb 1000 ubicado en la sala de teacutecnicas nucleares del
laboratorio de Ecotoxicologiacutea (LEC) de la CEEA
Como procedimientos preliminares en el laboratorio se realizan los siguientes
pasos
bull Verificacioacuten de eficiencia de conteo Para esto se emplean estaacutendares de
tritio
bull Determinacioacuten del background Se determina el valor de fondo de los viales
a ser usados para eliminar el background del vial y del vial maacutes coacutectel y
maacutes agua sin trazador
bull Desarrollo del protocolo de conteo Usando datos de eficiencia y
background se determina la ventana de energiacutea maacutes oacuteptima para el conteo
Con miras a asegurar la estadiacutestica de conteo se determina el tiempo de conteo
para cada vial y el nuacutemero de ciclos
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido
bull Verificar que el equipo esteacute encendido (El LSC debe estar prendido todo el
tiempo)
bull Encender la impresora y revisar el flujo seguro del papel
bull Efectuar la auto-normalizacioacuten del equipo con el slide sample holder cover en
posicioacuten izquierda (posicioacuten usada para viales de 20 ml) colocar el vial
Figura 336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su correspondiente lectura
77
estaacutendar Packard H que contiene 240000 dpm en posicioacuten de conteo
Presionar la tecla SNC ubicada en el panel de control el mismo que se
encuentra en la parte frontal del equipo y esperar que la auto-normalizacioacuten se
lleve a cabo
bull Verificar que el protocolo No 5 (protocolo establecido para H) esteacute
correctamente programado en el equipo Usando las teclas (retroceder y
avanzar) se puede revisar que las condiciones del protocolo sean las que se
indican en la tabla 9
bull Presionar la tecla conversation
bull Introducir el vial de fondo (background) Packard Estaacutendar y presionar el botoacuten
count en el panel frontal El background se contaraacute por 10 minutos
bull Seguir con el conteo de las muestras Cada uno de los viales debe ser
colocado manualmente en el holder Posteriormente se presiona el botoacuten
count
Tabla 9 CONDICIONES DE PROTOCOLO PARA EL FUNCIONAM IENTO DEL
CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
PREGUNTA OPCION Conversation 1 Protocol (1-10) 5 End protocol 1 Copy protocol 1 Time (min) 2 Number counts per vial 1 Vial simple 1 Vial standard 1 Reference 0 Data mode (CPM) 1 Background (FV) 1 Label (single) 1 Region A Sigma 0 Region A Lown Cnt Reject 0 Region A divide factor 1 Region B Sigma 0 Region B Lown Cnt Reject 0 Region B divide factor 1 Region C lower level 0 Region C upper level 0 Half life 0 Printer format (short) 1 Computer output 0
78
34 CURVAS DE RESPUESTA
Los valores obtenidos al analizar cada vial en el contador de centelleo liacutequido
corresponden a la concentracioacuten de trazador en el pozo Estos datos se grafican
en funcioacuten del tiempo para obtener asiacute la Curva de paso del trazador o curva de
respuesta Es decir la curva de respuesta estaacute constituida por la representacioacuten
graacutefica de la concentracioacuten de actividad neta en funcioacuten del tiempo
El anexo 7 muestra las lecturas obtenidas del muestreo realizado en cada uno de
los puntos de monitoreo desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA
Al observar las curvas de respuesta correspondientes a los pozos productores
inyector y el tanque de lavado se puede concluir lo siguiente
bull Hasta la presente fecha se presume que auacuten no se efectuacutea el paso del
trazador por ninguno de los pozos productores del plan de muestreo Esto se
verifica en las lecturas correspondientes a cada pozo productor (Anexo)
puesto que todas estaacuten por debajo de las 50 cpm (cuentas por minuto)
Ademaacutes se observa una irregularidad de valores (en zigzag) en cada curva lo
que indica que no pasa del valor de background y por tanto no hay un
levantamiento de la curva que muestre el arribo del trazador
Tampoco se ha producido el arribo del trazador a ninguacuten otro pozo puesto que
las lecturas correspondientes al tanque de lavado estaacuten por debajo de las 50
cpm lo cual indica que no hay trazador en el tanque de lavado
bull Se produjo una contaminacioacuten involuntaria en los frascos pequentildeos utilizados
para el muestreo ya que fueron transportados al campo conjuntamente con el
trazador radiactivo el diacutea de la inyeccioacuten Esto provocoacute que las primeras dos
lecturas (inmediatamente luego de la inyeccioacuten) sean valores anoacutemalos
superiores a las 10000 cpm lo cual es fiacutesicamente imposible de explicar por
79
lo que se deduce la contaminacioacuten de los frascos de muestreo con el trazador
Este suceso se repitioacute en los tres pozos productores
Ademaacutes entre los veinte y veintidoacutes diacuteas de la inyeccioacuten del trazador se
obtienen dos lecturas mayores a las 100 cpm las cuales evidenciaron
inicialmente la presencia de una canalizacioacuten entre el pozo inyector al
productor Sin embargo se descartoacute esta posibilidad puesto que en los tres
pozos productores las curvas presentaron el mismo comportamiento y en los
mismos diacuteas lo cual es un absurdo Por lo que se dio como explicacioacuten al
asunto el problema de la contaminacioacuten en los frascos
bull A maacutes de estos problemas se produce un suceso inexplicable en el pozo
inyector Auca-12 puesto que a partir de abril se observa un levantamiento en
la curva la misma que asciende hasta valores de 2418 cpm en mayo de
2007 Estos valores son anoacutemalos puesto que suponen la aparicioacuten de
trazador lo cual es absurdo ya que se trata del pozo inyector La explicacioacuten
fiacutesica de este problema auacuten no ha sido resuelta pero se cree que puede
tratarse de una infiltracioacuten del trazador hacia el riacuteo (a traveacutes de alguna
fractura) de donde proviene el agua de inyeccioacuten razoacuten por la cual se decidioacute
tomar una muestra de agua en la Planta de Inyeccioacuten de agua para observar si
existe la presencia de trazador tanto en el agua de riacuteo como en la de
formacioacuten (estos valores se presentan en la uacuteltima hoja del Anexo 7)
Estas son las tres principales conclusiones que se deducen al observar las
diferentes curvas de paso Como se observa este proyecto presenta algunos
problemas e irregularidades que influiraacuten directamente de manera negativa en los
resultados de este estudio de aplicacioacuten de radiotrazadores en el yacimiento
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA
Una vez obtenidos todos los valores de concentracioacuten de actividad en funcioacuten del
tiempo desde el inicio de la inyeccioacuten del trazador hasta el tiempo final de
respuesta se procede a corregir cada valor por los siguientes motivos
80
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo
Las unidades de concentracioacuten reportadas a partir del anaacutelisis de cada vial en el
contador de centelleo liacutequido estaacuten dadas en cpm10 ml (cuentas por minuto por
cada 10 mililitros de agua) sin embargo para obtener el porcentaje de trazador
recuperado se debe trabajar en Cimsup3 (curios por metro cuacutebico) debido a que la
cantidad de trazador inyectado fue de 28 Ci Para esto se utiliza la siguiente
equivalencia
1 Ci = dps o
1 Ci = 37times1010 Bq
Donde Ci = Curio (unidad antigua de actividad)
dps = desintegraciones por segundo
Bq = Bequerelios (unidad moderna de actividad)
Ahora para pasar de cuentas a desintegraciones es necesario considerar la
eficiencia del detector (contador de centelleo liacutequido) la misma que es del orden
del 60 esto se debe a que el tritio es un emisor beta de energiacutea media
entonces al ser mediana la energiacutea que emite el contador de centelleo solo lee el
60 de dicha energiacutea En definitiva las cuentas por minuto es la actividad que lee
el aparato el cual depende de su eficiencia En cambio las desintegraciones por
minuto es la actividad real cuando la eficiencia es el 100
Es decir que un dato de 60 cpm en el contador de centelleo liacutequido (al 60)
corresponde a 100 dpm (al 100) Una regla de tres es suficiente para realizar
esta conversioacuten
Aquiacute un ejemplo real para convertir cpm10 ml en Cimsup3
Ejemplo
Transformar 400 cpm10 ml a Cimsup3
81
400 10 times100 60 times1
60 times1 37times1010 times106
13=3003times10minus5 3
3312 Correccioacuten por el background
Como es sabido al trabajar con trazadores radiactivos la lectura entregada por
cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta Esto
significa que a cada valor obtenido en el contador de centelleo liacutequido debe
restarse el fondo de radiacioacuten natural (background) para tener la actividad neta
Como se explicoacute anteriormente se puede obtener un valor representativo del
fondo (background) calculando la media aritmeacutetica de las primeras mediciones
antes de la aparicioacuten del trazador en el pozo En la praacutectica se lo puede realizar
con los valores de los dos o tres primeros meses dependiendo de la distancia
entre el pozo inyector y productor teniendo cuidado de observar que no se haya
producido una canalizacioacuten en este tiempo Asiacute la foacutermula para calcular el fondo
promedio es
=1 =0 iacute=60
iacute (Ec31)
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo
Es obvio que la actividad actual que tiene el tritio que fue incorporado en el
yacimiento no es la misma que teniacutea cuando se realizoacute la inyeccioacuten pues en el
transcurrir del tiempo se ha ido produciendo el fenoacutemeno de la desintegracioacuten lo
cual indica que la actividad del tritio ha decaiacutedo y por tanto cada dato actual que
se obtiene de la concentracioacuten de actividad hay que corregirlo mediante la
siguiente ecuacioacuten que modela el decaimiento radiactivo
0= ln2
∆ (Ec 32)
Donde
82
= actividad que se obtiene al tiempo actual
= actividad correspondiente al tiempo de la inyeccioacuten del trazador
= tiempo que ha transcurrido desde la inyeccioacuten del trazador (diacuteas)
= tiempo de vida media del tritio
(4498 diacuteas)
Esto significa que si hoy se mide una actividad de 50 cpm al llevar este valor al
tiempo de la inyeccioacuten del trazador da un actividad de 514 cpm
Es claro que esta correccioacuten no es de gran importancia puesto que depende del
periodo de semidesintegracioacuten ( ) del tritio cuyo valor es mucho mayor
al tiempo de anaacutelisis del trazador que generalmente es de dos antildeos Sin
embargo para el presente estudio siacute seraacute considerada esta correccioacuten en las
lecturas obtenidas
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA)
En vista de la tardanza en la aparicioacuten del trazador para el Proyecto de Auca ha
sido necesario realizar el presente ensayo con el objetivo de explicar el
procedimiento que se realiza luego de la obtencioacuten de las curvas de respuesta
para cada pozo para lo cual se ha seleccionado un arreglo real compuesto por
un pozo inyector rodeado de cinco productores ubicado en el Sur de la Repuacuteblica
Argentina
341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12
Este estudio se inicioacute el diacutea 15 de noviembre de 2003 mediante la inyeccioacuten de 15
Ci (555 GBq) de tritio bajo la forma de agua tritiada en la capa seleccionada del
pozo G-12 que corresponde al yacimiento ZX
El muestreo se realizoacute en los pozos K-124 K-119 K116 K-117 y K-113 La
ubicacioacuten de los pozos involucrados en el estudio puede observarse en la figura
337 y la distancia entre los productores y el inyector en la tabla 10
Tabla 10 DISTANCIAS RESPECTIVAS DESDE CADA PRODUCT OR AL
INYECTOR G-12
83
DISTANCIA AL POZO INYECTOR
(m)
K-124 178
K-119 189
K-116 282
K-117 291
K-113 309
POZO
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES
El Anexo 8 muestra las mediciones efectuadas en cada pozo para las distintas
fechas en que se realizoacute el muestreo Se incluye el valor de fondo con su
respectiva desviacioacuten estaacutendar y la concentracioacuten miacutenima detectable por sobre la
cual puede asegurarse la presencia de trazador en el pozo productor
Las tablas reflejan las concentraciones de actividad bruta neta y corregida por
decaimiento tomando como referencia la fecha en la que se realizoacute la inyeccioacuten
expresadas en Becquerel por litro (Bq L) Tambieacuten se tabula la masa de trazador
recuperada hasta el momento expresada en forma porcentual con respecto a la
cantidad inyectada
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
AREA DE TRABAJO
Figura 337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
84
A continuacioacuten se realiza una breve explicacioacuten de la manera como se obtienen
los datos para graficar la curva de concentracioacuten del trazador y la de actividad
recuperada a partir de las mediciones efectuadas en el muestreo
3421 Encabezado
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
3422 Fondo Promedio
Para este ensayo se procedioacute a calcular el fondo a partir del promedio de los
primeros datos de concentracioacuten de actividad bruta que corresponden a los dos
primeros meses luego de la inyeccioacuten (tabla 11) utilizando la ecuacioacuten 31
=17 =0 iacute=38
iacute Ec31
=461
De este modo para el pozo K-113 se obtiene un valor de 461 Bq L
Tabla 11 DATOS DE ACTIVIDAD BRUTA CON LOS QUE SE P ROCEDIO A
CALCULAR EL FONDO PROMEDIO PARA EL POZO K-113
TiempoFecha
15112003181120032311200302122003091220031612200323122003
Bruta Neta33 -1341 -538 -857 1155 946 053 7
Datos (BqL)
Figura 338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
85
3423 Desviacuteo del fondo
Este valor corresponde a la desviacioacuten estaacutendar de los mismos valores con los
que se calcula el fondo promedio pues esta desviacioacuten es la medida de la
dispersioacuten de dichos valores con respecto al valor promedio (de fondo)
Para este caso se obtiene un valor de desviacuteo de 85 Bq L para el K-113
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable
Este valor corresponde a la concentracioacuten miacutenima sobre la cual puede asegurarse
la presencia de trazador en el pozo productor Para su caacutelculo se considera que
el comportamiento radiactivo puede ser aproximado por la funcioacuten de Gauss y de
acuerdo a eacutesta para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones deben diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo sobre el
promedio
Este criterio se usa para determinar si el valor de concentracioacuten obtenido a partir
de la muestra corresponde a la aparicioacuten de trazador o se estaacute midiendo un valor
perteneciente a la banda de fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural De aquiacute
se concluye que una muestra contendriacutea restos de trazador cuando se diferencie
del fondo en maacutes de cinco desviaciones
Por este motivo el valor de la concentracioacuten miacutenima detectable se obtiene
sumando el valor de fondo con el valor de dispersioacuten multiplicado por cinco
Asiacute para el pozo K-113 se obtiene el valor de 888 Bq L
Por tanto cuando un valor en la tabla de actividad bruta supera la concentracioacuten
miacutenima detectable significa que el trazador ha empezado a aparecer en el pozo
productor
Este es el criterio de comparacioacuten que se utiliza en todo este ensayo Si el valor
de actividad bruta supera la concentracioacuten miacutenima detectable entonces se
procede a realizar las correcciones respectivas por background y por decaimiento
86
radiactivo caso contrario no se toma en cuenta este valor en la curva de paso y
se lo grafica como un valor de cero
3425 Actividad Neta
Una vez que se ha producido la aparicioacuten del trazador se calcula la actividad neta
correspondiente a cada lectura Este valor es simplemente el valor de actividad
bruta menos el fondo de radiacioacuten natural que fue calculado anteriormente
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo
Cada valor de actividad neta es corregido utilizando la foacutermula del decaimiento
radiactivo obtenieacutendose asiacute la respuesta final de concentracioacuten de trazador que
se expresa en (Bq L) Estos valores se grafican en funcioacuten del nuacutemero de diacuteas
que han transcurrido a partir de la inyeccioacuten del trazador dando como resultado la
Curva de paso del trazador Esta curva se levanta del eje horizontal cuando se
empieza a producir la aparicioacuten del trazador
3427 Caudal Producido
Para un estudio de este tipo es importante tener la informacioacuten respecto del
caudal de agua producido para cada pozo puesto que de esto tambieacuten depende
la cantidad de trazador recuperado (tabla 12) De este modo si se tienen dos
pozos cuya concentracioacuten de trazador por metro cuacutebico sea la misma se
obtendraacute mayor recuperacioacuten de trazador del pozo que produzca maacutes agua
En conclusioacuten la cantidad de trazador recuperada depende no soacutelo de la
concentracioacuten de actividad sino tambieacuten del caudal de agua que produce cada
pozo
La figura 339 muestra el caudal de produccioacuten promedio para cada uno de los
pozos de este ensayo
Tabla 12 CAUDALES PROMEDIO DE AGUA PRODUCIDA PARA CADA POZO
PRODUCTOR DEL ENSAYO ARGENTINA
87
CAUDAL DE AGUA PRODUCIDA(msup3diacutea)
K-124 6795
K-119 10279
K-116 10353
K-117 14472
K-113 5657
POZO
3428 Actividad Recuperada de trazador
Como se explicoacute en la teoriacutea la curva de actividad recuperada se obtiene
multiplicando cada valor de concentracioacuten por el caudal del pozo productor e
integrando respecto al tiempo la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo numeacuterico
Para este caso se utiliza el meacutetodo de los trapecios que consiste en tomar dos
puntos de la curva de paso del trazador y calcular el aacuterea del trapecio que se
forma bajo la liacutenea que une dichos puntos para luego multiplicar este valor por el
caudal de produccioacuten del pozo expresado en (msup3diacutea)
AREA DEL TRAPECIO
862 Bq L 976 Bq L
Figura 339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido por cada pozo del ensayo Argentina
88
=+2
(Ec 33)
=976 +862 27
iacute
6433 timesiacutetimes1000 13times1067
3iacutetimes1 37times1010=00186
Para el caso anterior el aacuterea del trapecio es 6433 valor que se
multiplica por el caudal de produccioacuten a los 166 diacuteas que es de para
asiacute obtener un valor de que corresponde al aacuterea del trapecio en Curios
Asiacute se repite este procedimiento tomando los dos puntos siguientes hasta
acumular toda el aacuterea bajo la curva de paso de trazador (figura 341) cuyo valor
representa la actividad recuperada de trazador
Figura 340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva de paso del trazador del pozo K-119
89
Este valor se puede expresar como porcentaje de actividad recuperada si se
divide para 15 Ci que fue la actividad inyectada al inicio del proyecto Asiacute fue el
procedimiento aplicado para cada uno de los pozos de este ensayo Las tablas de
los datos y curvas correspondientes a cada pozo se presentan en el Anexo 8
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA
3431 Pozo K-124
El trazador realiza su aparicioacuten a los 117 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es baja y apenas se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2000 Bq L Presenta algunas fluctuaciones
entre los 200 diacuteas para luego alcanzar su pico maacuteximo a los 335 diacuteas El
descenso de la curva es leve hasta que alcanza los 1500 Bq L desde donde
decrece con mayor pendiente hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas A pesar
de la amplitud de la curva se recupera el 72 de la actividad total (tabla 13)
Tabla 13 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-124
Figura 341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
90
Paraacutemetro (K-124) Valor
Tiempo de arribo 117 diacuteas
Tiempo medio 348 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 72
3432 Pozo K-119
El trazador comienza a responder a los 83 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3000 Bq L Desde la aparicioacuten del trazador la curva
presenta un ascenso uniforme hasta llegar a su pico maacuteximo a los 296 diacuteas El
descenso de la curva es paulatino hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas Se
recupera el 141 de la actividad total gracias a la buena amplitud de la curva
(tabla 14)
Tabla 14 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-119
Paraacutemetro (K-119) Valor
Tiempo de arribo 83 diacuteas
Tiempo medio 327 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 141
3433 Pozo K-116
La aparicioacuten del trazador se produce a los 152 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
curva de paso muestra una amplitud corta puesto que al inicio la concentracioacuten
del trazador se dispara con pequentildeas fluctuaciones hasta llegar a un pico largo de
2800 Bq L a los 322 diacuteas Luego se produce un descenso brusco a partir del
91
cual se presentan varias fluctuaciones pero con una tendencia promedio
decreciente de 500 Bq L lo cual termina con el fin de la respuesta a los 529
diacuteas Se recupera el 89 de la actividad total (tabla 15)
Tabla 15 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-116
Paraacutemetro (K-116) Valor
Tiempo de arribo 152 diacuteas
Tiempo medio 307 diacuteas
Tiempo final 529 diacuteas
Recuperacioacuten 89
3434 Pozo K-117
El trazador comienza a responder a los 126 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3300 Bq L Luego de la aparicioacuten del trazador la curva
presenta una fluctuacioacuten alrededor de los 170 diacuteas despueacutes de lo cual se dispara
hasta alcanzar los 2000 Bq L donde empieza un ascenso uniforme de baja
pendiente hasta alcanzar su pico maacuteximo a los 387 diacuteas El descenso de la curva
es raacutepido hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas La recuperacioacuten de trazador
es muy buena debido a que la mayoriacutea de los valores de concentracioacuten estaacuten por
arriba de los 2000 Bq L Asiacute se logra recuperar el 238 de la actividad total
(tabla 16)
Tabla 16 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-117
Paraacutemetro (K-117) Valor
92
Tiempo de arribo 126 diacuteas
Tiempo medio 351 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 238
3435 Pozo K-113
El trazador realiza su aparicioacuten a los 159 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras no es muy alta y se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2300 Bq L La curva de respuesta inicia con
una pequentildea curva alrededor de los 200 diacuteas y luego se extiende hacia arriba
hasta alcanzar sus pocos valores maacuteximos para luego descender con ciertas
fluctuaciones hasta llegar al fin de su respuesta a los 613 diacuteas Debido a la corta
amplitud de la curva principal se recupera el 64 de la actividad total (tabla 17)
Tabla 17 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-113
Paraacutemetro (K-113) Valor
Tiempo de arribo 159 diacuteas
Tiempo medio 394 diacuteas
Tiempo final 613 diacuteas
Recuperacioacuten 64
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado
Como se explicoacute en la parte teoacuterica es importante realizar la distribucioacuten de la
cantidad de trazador que se recuperoacute en cada pozo del ensayo puesto que el
93
reparto de agua de inyeccioacuten entre los pozos productores es similar a dicha
distribucioacuten La figura 342 que representa la distribucioacuten de trazador recuperado
para este ensayo se muestra a continuacioacuten
Cabe resaltar que la recuperacioacuten total para los cinco pozos alcanza uacutenicamente
el 604 de la cantidad inicialmente inyectada de tritio que fue de 15 Ci esto se
debe a que siempre hay un porcentaje de tritio que se pierde en la formacioacuten por
infiltracioacuten hacia otras capas inferiores o por fugas hacia otros pozos Es decir de
los 15 Ci inyectados solo se han recuperado 9 Ci cuya distribucioacuten hacia los
cinco pozos muestra claramente la direccioacuten preferencial del agua de inyeccioacuten
3437 Direcciones preferenciales de Flujo
Tomando en cuenta la disposicioacuten del arreglo de este ensayo se puede observar
que la direccioacuten preferencial del flujo se encuentra hacia los pozos K-119 y K-117
como lo indica la figura 343 (flechas rojas)
Esta informacioacuten es de gran valor para la perforacioacuten de nuevos pozos
productores cuya ubicacioacuten en la parte sureste del campo conseguiriacutea grandes
reacuteditos para este proyecto de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
Figura 342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos productores del ensayo Argentina
94
Ademaacutes de este modo se puede confirmar que no existen barreras sellantes
puesto que se realizoacute el paso del trazador hacia los cinco pozos del ensayo
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
CAPIacuteTULO 4
Figura 343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo Argentina
95
INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTENIDOS A
PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
En este capiacutetulo se pretende obtener las liacuteneas de corriente del agua de inyeccioacuten
a traveacutes del yacimiento en estudio con la ayuda de un programa sencillo que
simula el paso del trazador en base a ecuaciones del flujo de fluidos en medios
porosos y a la teacutecnica de los trazadores
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
Este programa permite obtener las curvas de paso del trazador para cada pozo
en cuestioacuten y un graacutefico esquemaacutetico de las liacuteneas de flujo (liacuteneas de corriente)
trazadas por el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento desde el inyector hacia
cada uno de los pozos productores
Cabe recalcar que la informacioacuten que brinda este programa se sujeta a discusioacuten
puesto que como es sabido es muy complejo modelar el comportamiento
dinaacutemico del agua que fluye por un medio poroso Ademaacutes se trata de un
software que auacuten estaacute siendo sometido probado y fue desarrollado por una
universidad argentina su nombre es PORO TracerSim 1 y el anexo 10 muestra
una explicacioacuten detallada respecto de las opciones e iacuteconos de este programa
411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA
En general las consideraciones del PORO TracerSim son
bull La formacioacuten es homogeacutenea de espesor y propiedades petrofiacutesicas
constantes en todo el yacimiento
bull El flujo del agua de inyeccioacuten es lineal hacia cada pozo productor
bull Tanto los pozos productores como el inyector estaacuten a un mismo nivel de
profundidad
bull Los caudales de produccioacuten e inyeccioacuten de cada pozo productor e inyector
respectivamente son constantes
bull Una falla no sellante se considera como si simplemente no existiera dicha
barrera en el yacimiento
96
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Las principales ventajas son
bull Brindar de una manera clara las curvas de paso de trazador hacia cada
uno de los pozos productores asiacute como el graacutefico de las liacuteneas de corriente
que traza el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento
bull Sencillez en el manejo del programa
bull Permitir el ingreso de un nuacutemero indeterminado de pozos productores y de
barreras sellantes que direccionen el flujo
bull Facilidad para poder delimitar el campo de trabajo
bull La configuracioacuten del trazado de las liacuteneas de corriente como nuacutemero de
liacuteneas el aacutengulo de desplazamiento de las mismas etc
Como desventajas estaacuten
bull No tener como opcioacuten el ingresar paraacutemetros de gran importancia como la
presioacuten de reservorio las profundidades de la arena de intereacutes en cada
pozo propiedades del crudo como la viscosidad grado API entre otras
bull Dificultad para trabajar con distancias entre pozos muy grandes
bull No considerar la presencia de gas en el yacimiento sino soacutelo la presencia
de la fase liacutequida
bull No proporcionar informacioacuten respecto de la cantidad de trazador que arriba
a cada pozo ni del volumen de agua inyectada que llega a cada productor
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO
Se dispuso a los pozos del estudio en base a las coordenadas rectangulares
correspondientes a cada uno tomando como origen el pozo inyector (Auca-12)
Asiacute las coordenadas de todos los pozos seriacutean
POZO INYECTOR Auca-12 (0 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-19 (1460 2591) m
POZO PRODUCTOR Auca-35 (1035 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-21 (951 -1803) m
97
El graacutefico 41 muestra la ubicacioacuten de los pozos y las coordenadas rectangulares
para cada uno (informacioacuten obtenida en base al GPS de la CEEA)
Asiacute la disposicioacuten de los pozos en el programa (de acuerdo a la escala
seleccionada) seriacutea la mostrada en la figura 42 Ademaacutes se ingresaron los
caudales de produccioacuten e inyeccioacuten para cada pozo respectivamente (tabla 16)
Tabla 16 CAUDALES DE PRODUCCIOacuteN E INYECCIOacuteN DE LOS POZOS
PRODUCTORES E INYECTOR RESPECTIVAMENTE
CAUDAL POZO
(BPD) (msup3diacutea)
PI-12 4000 651
PP-19 357 58
PP-35 418 68
PP-21 615 100
Figura 41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo productor respecto del pozo inyector
98
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO
Los paraacutemetros que se ingresaron fueron los petrofiacutesicos los demaacutes son valores
adecuados para el correcto funcionamiento del programa (figura 43)
Porosidad = 016
Saturacioacuten = 027
Espesor = 18 pies = 55 metros
Dispersividad = 7 m (valor correspondiente a las arenas)
Con estos datos el programa puede graficar las curvas de paso del trazador y las
liacuteneas de flujo del agua de inyeccioacuten
Para esta interpretacioacuten se probaron varios casos de acuerdo con la informacioacuten
obtenida a partir del mapa estructural (anexo 1)
Figura 42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador PORO TracerSim
99
431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
En este caso se supone que no existe ninguna barrera que obstaculice el paso
del agua de inyeccioacuten hacia los pozos productores Cabe sentildealar que este
programa considera a las barreras no sellantes como si en realidad no existiera
una barrera es decir el hecho de colocar una falla en el campo de trabajo
significa que esa falla ya es sellante como se veraacute maacutes adelante
Solo para este caso se procedioacute a graficar las curvas de paso puesto que para
los otros casos el programa tendiacutea a colapsar debido a que el arreglo no obedece
a una malla cerrada y las distancias entre pozos son muy grandes
Sin embargo se puede deducir que la presencia de una falla (la cual desde
antemano el programa la considera como sellante) impediriacutea la llegada del
trazador es decir sencillamente no se tendriacutea una curva de paso hacia ese pozo
productor
El anexo 9 muestra las curvas de paso del trazador para los pozos Auca-19
Auca-35 y Auca-21 ademaacutes el graacutefico de las liacuteneas de corriente del agua de
inyeccioacuten En este caso al no existir barreras sellantes se produce el paso del
trazador desde el inyector hacia los pozos productores lo que demuestra la
existencia de la interconexioacuten entre los pozos
Figura 43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para la simulacioacuten
100
Ademaacutes de acuerdo con las curvas de respuesta el trazador apareceriacutea en el
pozo maacutes cercano (Auca-35) aproximadamente a los 600 diacuteas (1 antildeo 8 meses) a
partir de la inyeccioacuten Si se considera que la inyeccioacuten se realizoacute en enero 2007
el trazador podriacutea empezar a llegar en septiembre 2008 Del mismo modo para los
otros dos pozos el Auca-21 muestra que la curva se levanta a los 1600 diacuteas (4
antildeos 5 meses) y ni hablar del Auca-19 que seguacuten este modelo el trazador
arriba a los 6000 diacuteas (16 antildeos 5 meses) lo cual es demasiado tiempo
Esto se explica debido a que el arreglo del proyecto Auca no obedece a una malla
cerrada pues si se observa la ubicacioacuten de pozos no presenta una geometriacutea
regular puesto que la malla es demasiado abierta y las distancias entre pozos es
muy grande Por tanto el trazador podriacutea llegar al pozo maacutes cercano a los 600
diacuteas en el mejor de los casos ya que es muy probable que el trazador no
aparezca por ninguacuten lado debido a los problemas que se han venido presentando
y a que la malla estaacute desconfigurada
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES
Para los siguientes casos de la simulacioacuten se ingresaron las coordenadas
correspondientes a tres fallas ubicadas de acuerdo a la informacioacuten del mapa
geoloacutegico Estas tres fallas son las que maacutes podriacutean influir en el flujo del agua de
inyeccioacuten La figura 44 muestra las tres fallas que se tomaron en cuenta para la
simulacioacuten
Los puntos tomados para cada una de ellas fueron
FALLA X P1 (-425 0) y P2 (-500 -1500)
FALLA Y P1 (750 -1800) y P2 (940 0)
FALLA Z P1 (1800 -1800) y P2 (1600 2200)
De este modo puede simularse la presencia de barreras sellantes en el programa
de simulacioacuten A partir de esto se tienen los siguientes casos que consisten
solamente en la combinacioacuten de las fallas
101
FALLA X
FALLA Y
FALLA Z
Figura 44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de simulacioacuten
102
441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
En este caso se considera que solo la falla X es sellante y a partir de esta
suposicioacuten se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo para lo cual se ingresan los
puntos de la falla X en el aacuterea de trabajo donde se encuentran ubicados los
pozos (figura 45)
El anexo 9 (caso 2) muestra el graacutefico de las liacuteneas de flujo donde se puede
observar que la barrera sellante hace que toda el agua inyectada se desplace
hacia el lado derecho del campo adquiriendo una buena interconexioacuten de los
pozos
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
Para este caso soacutelo la falla Y se considera como sellante y de este modo se
ubica esta falla en el campo de estudio del programa (figura 46)
Asiacute se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo que se muestra en el anexo 9 (caso
3) el cual indica el desplazamiento del agua de inyeccioacuten hacia la parte noreste y
oeste del campo La falla ldquoYrdquo impide la interconexioacuten con el pozo Auca-21 pues al
ser una barrera sellante no permite el paso del agua hacia ese pozo Sin
embargo esto no afecta la interconexioacuten con los otros pozos Auca-19 y Auca-35
Figura 45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 2
103
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE
Aquiacute se considera que ambas fallas son barreras sellantes (figura 47) y soacutelo la
falla X es no sellante Asiacute se obtienen las curvas de flujo como se muestra en el
anexo 9 (caso 4)
Figura 46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 3
Figura 47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 4
104
Este graacutefico presenta una tendencia similar de flujo que en el caso anterior soacutelo
que aquiacute la barrera sellante ldquoZrdquo disminuye auacuten maacutes el flujo del agua de inyeccioacuten
hacia la parte derecha y maacutes bien direcciona todo el agua hacia el norte y oeste
del campo
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo
Para este caso (figura 48) las fallas ldquoXrdquo y ldquoZrdquo se consideran sellantes y la falla ldquoYrdquo
es no sellante dando como resultado el graacutefico del anexo 9 (caso 5) en donde se
observa que la presencia de ambas fallas hace que el agua se desplace hacia el
costado noreste y por la parte el sur del campo que se delimita entre ambas fallas
Esta combinacioacuten de las barreras no perjudica la interconexioacuten de los pozos y
maacutes bien encierra gran parte del agua hacia los pozos Auca-21 y Auca-35
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo
Esta combinacioacuten de las fallas ldquoXrdquo y ldquoYrdquo (figura 49) da como resultado el graacutefico
de las liacuteneas de flujo del Anexo 9 (caso 6) en el cual se observa como el agua se
direcciona casi en su totalidad hacia la parte norte y este del campo por el efecto
Figura 48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 5
105
Figura 49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 6
que ocasiona la barrera longitudinal ldquoXrdquo Ademaacutes la barrera ldquoYrdquo impide por
completo el paso del agua de inyeccioacuten hacia el pozo Auca-21
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
Figura 410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 7
106
Este uacuteltimo caso (figura 410) muestra la influencia que produce la presencia de
las tres fallas en el desplazamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten El anexo 9
(caso 7) muestra una tendencia de flujo similar a la del caso anterior puesto que
como se observa el efecto de la falla ldquoYrdquo es casi el mismo que el de la
combinacioacuten de las fallas ldquoYrdquo y ldquoZrdquo con la uacutenica diferencia de que aquiacute hay menos
liacuteneas de flujo que se dirigen a la parte este del campo que en el caso anterior lo
cual corresponde a la incidencia de la falla ldquoZrdquo
La uacuteltima parte del Anexo 9 muestra las liacuteneas de corriente que corresponden al
arreglo de los pozos del Ensayo argentino
107
CAPIacuteTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
51 CONCLUSIONES
En la actualidad la teacutecnica de inyeccioacuten de trazadores radiactivos en el
yacimiento es una gran alternativa para comprender de mejor manera el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten puesto que el trazador
inyectado actuacutea como un espiacutea que brinda informacioacuten de mucho valor que
puede ser usada en subsiguientes proyectos de recuperacioacuten secundaria
que se desee realizar en un campo determinado
La adecuada interpretacioacuten de el anaacutelisis de esta teacutecnica permite a los
ingenieros de yacimientos encontrar las direcciones preferenciales de
desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el yacimiento confirmar la
existencia de fallas geoloacutegicas redefinir fallas como sellantes o no
sellantes detectar canalizaciones a lo largo de la distancia inyector-
productor entre otras
La aplicacioacuten de esta teacutecnica en el campo no produce una respuesta
inmediata sino que se requiere comuacutenmente entre un antildeo a dos o quizaacutes
maacutes tiempo dependiendo de la distancias entre pozos para obtener una
respuesta favorable
De todos los radiactivos empleados para un estudio de este tipo el tritio
constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten en razoacuten de dos ventajas
principales el tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en consecuencia
formar parte de la moleacutecula de agua y el ser un emisor beta de baja
energiacutea lo que hace praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
La cantidad de trazador a inyectarse depende directamente de la distancia
entre los pozos productores e inyector de las propiedades petrofiacutesicas del
yacimiento y del liacutemite de deteccioacuten del instrumental que se dispone
108
El buen desempentildeo de eacutesta teacutecnica requiere de la inyeccioacuten constante de
un caudal de agua que proporcione el empuje longitudinal al trazador a
traveacutes del reservorio para que asiacute eacuteste pueda arribar a los pozos
productores en los cuales se realiza el muestreo conforme al calendario
planificado
La medicioacuten de la cantidad de tritio en una muestra de agua se realiza en
base al principio de centelleo liacutequido que consiste en detectar la emisioacuten
de fotones luminosos que resulta de la interaccioacuten de las partiacuteculas beta
con los aacutetomos del coctel centellador que se antildeade a cada muestra de
agua Todo este proceso lo realiza el contador de centelleo liacutequido
Los datos de concentracioacuten de actividad correspondientes a cada muestra
realizada son de gran utilidad para la obtencioacuten de las curvas de paso del
trazador y las curvas de recuperacioacuten de trazador en cada uno de los
pozos productores El anaacutelisis de estas curvas permite obtener las
direcciones preferenciales de flujo en base al reparto de trazador entre los
distintos pozos
De acuerdo con los datos obtenidos del muestreo para cada pozo
productor y tanque de lavado del proyecto Auca (Anexo ) se observa
claramente que no se produce todaviacutea la aparicioacuten del trazador lo cual se
puede justificar por las siguientes razones
1 Las distancias entre los pozos productores y el inyector (1035 m 2038
m y 2974 m respectivamente) son demasiado grandes por lo que es
casi imposible definir lo que pueda ocurrir con el trazador en tales
condiciones de lejaniacutea
2 La existencia de barreras sellantes desconocidas ubicadas de manera
que impidan la interconexioacuten entre los pozos
3 La falta de una inyeccioacuten constante de agua que proporcione una fuerza
de empuje al trazador puesto que como se refleja en los reportes
(Anexo) la inyeccioacuten fue muy irregular sobretodo en el primer mes
luego de la inyeccioacuten donde la inyeccioacuten debioacute haber sido constante
109
Esto muestra una falta de diligencia en este proyecto pues en total
hubieron 10 diacuteas que se dejoacute de inyectar el agua en el mes de enero de
2007
4 La posibilidad de que el trazador se haya canalizado hacia otro sector
del reservorio o incluso pudo haberse producido una infiltracioacuten del
mismo hacia las capas inferiores esto debido a la mala inyeccioacuten del
agua
5 Una mala operacioacuten al momento de la inyeccioacuten del trazador en el pozo
Auca-12 o quizaacutes un error al inyectarse eacuteste en un estrato equivocado
6 La maacutes favorable de todas las razones que el trazador auacuten se esteacute
desplazando longitudinalmente en el yacimiento sin ninguacuten
inconveniente y se produzca una aparicioacuten posterior en alguno de los
pozos lo cual reflejariacutea un simple retardo en la respuesta del tritio tal
como lo reflejoacute la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim seguacuten
el cual el trazador arriba en 600 diacuteas al pozo maacutes cercano (Auca-35)
para lo cual habriacutea que seguir esperando su respuesta
Las lecturas de concentracioacuten de actividad que corresponden a las
muestras tomadas en el agua de riacuteo (Anexo) manifiestan que el trazador
no se ha infiltrado hacia el riacuteo como se supuso cuando se presentoacute la
anoacutemala presencia de trazador en el agua de inyeccioacuten Esto permite
concluir que la razoacuten de dicha anomaliacutea se debe a la contaminacioacuten de los
frascos del muestreo
De las curvas de respuesta para el ensayo Argentina se puede concluir
que
1 El paso del trazador hacia los pozos productores es un indicador de que
existe la interconexioacuten entre los pozos
2 El tiempo de respuesta del trazador es menor para los pozos
productores que estaacuten maacutes cerca del inyector obviamente dependiendo
de las propiedades del reservorio pues esto no se cumple en todos los
proyectos
110
3 La cantidad de trazador recuperado estaacute en funcioacuten de la concentracioacuten
de actividad neta obtenida en cada muestra y del caudal de produccioacuten
de agua del pozo
4 El reparto de agua inyectada entre los pozos productores es similar a la
distribucioacuten de trazador en cada uno de ellos
5 La recuperacioacuten total de trazador oscila entre el 30 y el 80 debido a
que hay una parte de tritio que se desplaza hacia puntos maacutes lejanos
del reservorio
El programa de simulacioacuten PORO TracerSim permite concluir que
1 Se prolonga auacuten maacutes el tiempo de respuesta del trazador en cada uno
de los pozos productores lo que significa que el proyecto de Auca no
puede concluir como estaba previsto para el final de 2008 sino que
habraacute que continuar monitoreando los pozos hasta obtener un
resultado
2 Si la barrera ldquoXrdquo es realmente sellante entonces ayuda en gran manera
a los trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
puesto que direcciona todo el flujo hacia los pozos productores de
intereacutes Incluso la falla ldquoZrdquo que actuacutea como un liacutemite del flujo evitando
que se pierda el agua hacia otros sectores puede ser de ayuda Pero la
barrera ldquoYrdquo no ayuda en nada sino todo lo contrario porque incide
directamente en la interconexioacuten de los pozos productores que al igual
que el Auca-21 estaacuten ubicados al este de dicha falla
Personalmente la mejor de las opciones es el caso 5 de todos los
analizados
52 RECOMENDACIONES
Se recomienda
Realizar un estudio maacutes exhaustivo de las propiedades petrofiacutesicas y
estratigrafiacutea del yacimiento ya que muchos de los datos con los que se
trabajoacute para este Proyecto estaban desactualizados
111
Realizar siacutesmica 3D de alta resolucioacuten para mejorar el conocimiento del
campo y de sus regiones obteniendo asiacute un esquema de fallas completo
para cada formacioacuten que nos ayude en la interpretacioacuten estructural
Prolongar en dos antildeos o maacutes el seguimiento de este Proyecto de
aplicacioacuten de trazadores en Auca pues hasta ahora no se tiene ninguna
respuesta significativa ya que no se ha producido la aparicioacuten del trazador
Aplicar esta misma teacutecnica de inyeccioacuten de tritio utilizando otros pozos del
mismo campo o en otros campos pero esta vez definiendo una malla
cerrada y con distancias razonables (maacuteximo de 400 o 500 metros) para lo
cual se propone que se perforen pozos inyectores y no que se utilice
pozos productores obsoletos o que han dejado de producir para hacerlos
inyectores En definitiva buscar la excelencia al realizar este tipo de
trabajos para que se puedan obtener muy buenos resultados
Instruir a los ingenieros en reservorios en esta teacutecnica de inyeccioacuten de
trazadores puesto que tiene un gran futuro en su aplicacioacuten ya que
muchas empresas operadoras estaacuten entrando en la fase de Recuperacioacuten
Secundaria para lo cual necesitan recabar informacioacuten del desplazamiento
de fluidos en el reservorio
Tener un mayor cuidado a la hora de manejar los frascos usados para el
muestreo para asiacute prevenir una contaminacioacuten involuntaria que produzca
resultados anoacutemalos en las curvas de respuesta
Realizar un tratamiento por calentamiento y destilacioacuten con cada muestra
de agua para corregir la irregularidad de los valores considerados como
ldquofondordquo o ldquobackgroundrdquo
Perfeccionar el programa de simulacioacuten PORO TracerSim para que
considere otros paraacutemetros importantes y genere resultados maacutes oacuteptimos
112
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS
bull BABY P RIVADENEIRA M R BARRAGAacuteN Editores Cientiacuteficos (Oct
2004) La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo
bull CISNEROS LOACHAMIacuteN Pablo G (Abr 2006) Modelo geoloacutegico para
probar la interconexioacuten de pozos en el Campo Sacha Tesis de grado
(EPN)
bull COMISIOacuteN ECUATORIANA DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA Archivos Teacutecnicos del
Proyecto de aplicacioacuten de radiotrazadores en el Cam po Auca (2007)
bull DELGADO ORTEGA Byron A (Dic 2005) Anaacutelisis teacutecnico econoacutemico para
incrementar la produccioacuten mediante recuperacioacuten sec undaria por
inyeccioacuten de agua en el Campo Auca Sur Tesis de grado (EPN)
bull MAGGIO Guillermo E Noldor SRL Recuperacioacuten asistida de petroacuteleo
httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesrecsechtm
bull ORGANISMO INTERNACIONAL DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA ndash PROYECTO
ARCAL XLIII (Dic 2000) Aplicaciones industriales de radiotrazadores y
fuentes selladas de radiacioacuten
bull PEREYRA Boliacutevar Radioisoacutetopos y sus aplicaciones bioloacutegicas
httpwwwcinvestavmxcgseuprmanualcaldishtml
bull SOMARUGA Carlos Noldor SRL Estudio de transferencia entre pozos
petroliacuteferos httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesyacimientozxpdf
bull UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO Facultad de Ingenieriacutea Curso
Regional de Capacitacioacuten Mecaacutenica de fluidos en yacimientos de
petroacuteleo y gas Argentina (2000)
113
ANEXOS
114
ANEXO 1
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENA ldquoTrdquo
115
ANEXO 2
CANALIZACIONES EN EL RESERVORIO
116
CANALIZACIONES
Cuando se realizan trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua es
muy posible que dicha agua inyectada no realice de manera eficaz el
desplazamiento de petroacuteleo sino que prefiera trasladarse a traveacutes de alguacuten
conducto que posea una gran permeabilidad A este conducto se lo conoce como
canalizacioacuten
La siguiente figura muestra como el agua de inyeccioacuten prefiere fluir a lo largo de
la canalizacioacuten sin efectuar el barrido por las capas saturadas de petroacuteleo
Esto representa un grave problema para los proyectos de inyeccioacuten de agua
puesto que no se estaacute cumpliendo el objetivo primordial que es el empuje del
petroacuteleo hacia los pozos productores Sin embargo con el uso de un radiotrazador
se puede determinar la presencia de canalizaciones en el reservorio
La presencia de una canalizacioacuten ocasionariacutea la aparicioacuten inmediata del trazador
en el pozo productor hacia el cual se dirige la canalizacioacuten Esta es la razoacuten de la
alta frecuencia de muestreo al inicio del proyecto puesto que se habla de pocos
117
diacuteas (de acuerdo a la distancia de los pozos) para que aparezca el trazador en el
pozo
Las figuras siguientes muestran el flujo del trazador en presencia de una
canalizacioacuten y sin ella
Ademaacutes es muy sencillo distinguir entre la curva de respuesta del paso de
trazador en presencia de una canalizacioacuten (figura)
118
0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000000
0002
0004
0006
0008
0010
0012
0014re
cupe
raci
on fr
acci
nal d
iaria
de
traz
ador
dias despues de la inyeccion
iquestCOacuteMO CORREGIR UN PROBLEMA DE CANALIZACIOacuteN
La manera mecaacutenica de hacerlo consiste en aislar la zona donde estaacute localizada la
canalizacioacuten para lo cual se debe instalar un packer adicional que cumpla con
dicha funcioacuten (figura)
El otro meacutetodo es realizar una inyeccioacuten de poliacutemeros para lo cual
Trazador canalizado
Trazador sin canalizar
119
bull Se inyecta agua al reservorio la cual se va a canalizar a lo largo de las capas
maacutes permeables
bull Luego se inyecta el poliacutemero requerido el cual tapona las capas sentildealadas por
el agua de inyeccioacuten
bull Finalmente el agua se desliza por las zonas que no habiacutean sido barridas
120
121
ANEXO 3
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DE TRAZADOR HACIA LOS POZOS PRODUCTORES
Curvas de paso de Trazador para valores de dispersividad de 03 m2 diacutea
y 0003 m2 diacutea
122
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-35
AUCA arena T PP-35Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 71331E-05 03 62175 dia1703413861
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 1035 1071225Volumen 392536 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
000001
000002
000003
000004
000005
000006
000007
000008
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 03
123
0
000005
00001
000015
00002
000025
00003
000035
00004
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 0003
124
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO PRODUCTOR AU-21
AUCA arena T PP-21Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 18397E-05 03 241069 dia660462002
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2038 4153444Volumen 1521972 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000002
0000004
0000006
0000008
000001
0000012
0000014
0000016
0000018
000002
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 03
125
0
000002
000004
000006
000008
00001
000012
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 0003
126
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-19
AUCA arena T PP-19Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 86393E-06 03 513351 dia1406440635
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2974 8844676Volumen 3241010 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000001
0000002
0000003
0000004
0000005
0000006
0000007
0000008
0000009
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacutebic
o)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 03
127
0
0000005
000001
0000015
000002
0000025
000003
0000035
000004
0000045
000005
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 0003
128
ANEXO 4
DIAGRAMA DE LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA DEL CAMPO AUCA
130
1 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE RIO
IacuteTEM CANTID DESCRIPCIOacuteN
1 1 Sistema de alimentacioacuten de hipoclorito
2 1 Sistema de alimentacioacuten de poliacutemero
3 3 Filtros flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)
4 1 Soplador de aire
5 1 Bomba de retrolavado
6 1 Torre de desoxigenacioacuten
7 2 Bombas de vaciacuteo
8 1 Bombas de transferencia de desoxigenacioacuten
9 1 Sistema de alimentacioacuten de biocida orgaacutenico
10 1 Sistema de alimentacioacuten eliminador de oxigeno
11 1 Tanque almacenamiento agua de riacuteo 1500 BBL
12 1 Sistema de alimentacioacuten de inhibidor de escala
13 1 Sistema control para agua formacioacuten y agua riacuteo 1500 BBL
2 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIOacuteN
IacuteTEM CANTIDAD DESCRIPCIOacuteN
1 1 Tanque de almacenamiento de agua formacioacuten 5000 BBL 2 1 Sistema de Bombas alimentacioacuten de quiacutemicos para flotacioacuten 3 1 Unidad de flotacioacuten (Hidrocelda USF modelo H-20D) 4 1 Bomba de transferencia 5 1 Bomba de recirculacioacuten 1 (En Hidrocelda)
6 1 Bomba de recirculacioacuten 2 (Tanque de retrolavado - tanque de almacenamiento) de agua de formacioacuten 5000 BBL
7 1 Filtro caacutescara de nuez (Filtro Autoshell modelo AWS-96) 8 1 Bomba de retrolavado 9 1 Tanque almacenamiento de agua de retrolavado 220 BBL 10 1 Tanque almacenamiento de agua tratada 5000 BBL
131
ANEXOS 5
CAUDALES DE AGUA INYECTADA MENSUALES DESDE ENERO 2007 A MARZO 2008
132
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 2700 2 4032 3 5357 4 0 5 2735 6 0 7 2243 8 0 9 3702 10 0 11 3269 12 4579 13 912 14 3487 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 3694 21 3277 22 0 23 891 24 0 25 3724 26 0 27 3928 28 0 29 1496 30 0
31 4846
PROMEDIO 1770
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 5010 3 480 4 5004 5 2243 6 4005 7 5265 8 4513 9 4622 10 2963 11 5890 12 5435 13 2576 14 1857 15 3227 16 4082 17 5160 18 5138 19 5140 20 5137 21 5467 22 5237 23 5306 24 5138 25 4573 26 5180 27 1423
28 2368
PROMEDIO 4016
133
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ABRIL 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5101 2 3689 3 2966 4 3503 5 4111 6 1124 7 931 8 3450 9 949 10 4001 11 5082 12 3668 13 4054 14 1786 15 4490 16 5050 17 4160 18 5200 19 5152 20 1427 21 2279 22 5012 23 5175 24 585 25 4268 26 2420 27 5181 28 5050 29 844
30 0
PROMEDIO 3357
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5775 2 4439 3 625 4 2334 5 737 6 5369 7 5047 8 3085 9 1378 10 4695 11 4849 12 4363 13 4450 14 5172 15 0 16 3366 17 4575 18 3810 19 5003 20 1195 21 2118 22 5120 23 1232 24 2753 25 5161 26 5128 27 5105 28 5188 29 5008 30 2008
31 4966
PROMEDIO 3679
134
BARRILES INYECTADOS
POR DIA (AUCA-12)
MAYO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 6135 3 5166 4 4070 5 1382 6 0 7 2336 8 1410 9 2328 10 0 11 2721 12 5154 13 5193 14 5134 15 4560 16 3117 17 1808 18 1808 19 1101 20 2700 21 5216 22 5084 23 3299 24 5099 25 5085 26 0 27 1870 28 5120 29 5240 30 5150
31 5500
PROMEDIO 3316
135
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JUNIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 5142 5142 2 5103 5103 3 2784 2784 4 2850 2850 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 1757 1757 9 6422 6422 10 5345 5345 11 2832 2832 12 1281 1281 13 820 820 14 2252 2252 15 1053 1053 16 2978 2978 17 5117 5117 18 5094 5094 19 5907 5907 20 1885 1885 21 2275 2275 22 0 0 23 0 0 24 3096 3096 25 1977 1566 3543 26 2606 1566 4172 27 2164 2035 4199 28 3184 1936 5120 29 4035 1860 5895 30 0 5528 5528
PROMEDIO 3082 Sin tren de agua de formacioacuten
136
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JULIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 5157 5157 2 4553 0 4553 3 3638 1603 5241 4 1801 3335 5136 5 0 5089 5089 6 0 4854 4854 7 2451 1975 4426 8 2906 1986 4892 9 2269 2851 5120 10 735 4425 5160 11 3557 886 4443 12 2709 2391 5100 13 1050 4113 5163 14 2826 2099 4925 15 2484 1896 4380 16 336 1902 2238 17 1146 0 1146 18 5095 0 5095 19 4338 0 4338 20 2141 0 2141 21 1519 1365 2884 22 3116 710 3826 23 3959 0 3959 24 1202 2895 4097 25 1995 2102 4097 26 2226 1906 4132 27 2467 1624 4091 28 1854 1993 3847 29 2660 1218 3878 30 4110 0 4110 31 658 3358 4016
PROMEDIO 4243
137
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
AGOSTO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1367 2659 4026 2 1890 2230 4120 3 4197 0 4197 4 2127 2048 4175 5 2165 1105 3270 6 1684 1830 3514 7 1055 2147 3202 8 1900 2200 4100 9 1348 1475 2823 10 2596 0 2596 11 4080 0 4080 12 2322 1778 4100 13 2990 0 2990 14 4100 0 4100 15 4100 0 4100 16 1600 0 1600 17 810 0 810 18 2400 0 2400 19 3800 760 4560 20 3233 1887 5120 21 5120 0 5120 22 5110 0 5110 23 4890 0 4890 24 5088 0 5088 25 4876 0 4876 26 3598 1525 5123 27 2138 2872 5010 28 0 2756 2756 29 2769 2312 5081 30 4547 0 4547 31 658 3358 4016
PROMEDIO 3919
138
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
SEPTIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 1660 0 1660 2 3800 1675 5475 3 3481 2332 5813 4 290 3981 4271 5 0 3721 3721 6 1625 3216 4841 7 2725 2620 5345 8 1458 3792 5250 9 4400 1574 5974 10 0 1996 1996 11 5600 0 5600 12 2660 0 2660 13 5540 0 5540 14 2489 1983 4472 15 4132 533 4665 16 4199 0 4199 17 3578 1860 5438 18 4175 1477 5652 19 5528 0 5528 20 3443 2155 5598 21 837 4542 5379 22 1269 4173 5442 23 1727 3422 5149 24 1714 3694 5408 25 3916 1687 5603 26 1101 4419 5520 27 3662 1875 5537 28 2010 3045 5055 29 4197 440 4637 30 0 2400 2400
PROMEDIO 4794
139
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
OCTUBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 3481 3481 2 0 5730 5730 3 4446 1264 5710 4 1767 3356 5123 5 1981 3375 5356 6 1675 3726 5401 7 1523 3926 5449 8 0 4051 4051 9 2283 3007 5290 10 494 4598 5092 11 1151 2867 4018 12 0 5066 5066 13 957 3629 4586 14 1899 3206 5105 15 0 5177 5177 16 4540 293 4833 17 4920 0 4920 18 5180 0 5180 19 3616 1574 5190 20 1797 3303 5100 21 1484 3646 5130 22 4302 818 5120 23 504 4606 5110 24 2312 2838 5150 25 1224 3698 4922 26 949 3925 4874 27 1497 3666 5163 28 875 4260 5135 29 1117 3955 5072 30 3698 1300 4998 31 0 3358 3358
PROMEDIO 4964
140
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
NOVIEMBRE 2007
DIA AGUA DE
RIO AGUA DE FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 4476 690 5166 2 1489 3554 5043 3 1478 3530 5008 4 1610 3534 5144 5 0 5110 5110 6 2989 2051 5040 7 2992 2474 5466 8 3869 1500 5369 9 2838 2178 5016 10 904 4133 5037 11 1741 3256 4997 12 1954 3064 5018 13 0 5110 5110 14 1607 3403 5010 15 3289 1778 5067 16 2273 0 2273 17 0 0 0 18 2566 0 2566 19 3231 0 3231 20 5073 0 5073 21 5160 0 5160 22 2863 2102 4965 23 2957 2220 5177 24 2562 2546 5108 25 2780 2203 4983 26 0 0 0 27 0 0 0 28 0 0 0 29 0 0 0 30 0 0 0
PROMEDIO 3838
141
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
DICIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 2820 2820 2 2100 3000 5100 3 4107 1020 5127 4 927 4173 5100 5 1755 3420 5175 6 1695 3489 5184 7 2966 2168 5134 8 2460 2633 5093 9 0 5090 5090 10 1799 3313 5112 11 2878 2243 5121 12 2012 3166 5178 13 2251 2742 4993 14 2035 3092 5127 15 3476 1744 5220 16 2126 2920 5046 17 1420 3597 5017 18 0 5168 5168 19 3110 1689 4799 20 1463 3740 5203 21 1241 3909 5150 22 0 5115 5115 23 0 4287 4287 24 2254 2784 5038 25 3620 1434 5054 26 1166 2540 3706 27 3440 1658 5098 28 157 4891 5048 29 423 4761 5184 30 1665 3474 5139 31 1821 3339 5160
PROMEDIO 4961
142
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 2398 2050 4448 2 933 4193 5126 3 2106 2953 5059 4 1460 3650 5110 5 3581 0 3581 6 2034 0 2034 7 5200 0 5200 8 1234 3876 5110 9 1690 3451 5141 10 3134 2008 5142 11 991 3315 4306 12 1661 3439 5100 13 3250 1874 5124 14 1832 3268 5100 15 558 3401 3959 16 2394 2396 4790 17 5250 786 6036 18 4473 698 5171 19 5163 0 5163 20 5120 0 5120 21 2168 2962 5130 22 2320 2639 4959 23 2035 2961 4996 24 3100 1894 4994 25 2912 2256 5168 26 3510 1533 5043 27 1288 3665 4953 28 2619 2475 5094 29 2635 2490 5125 30 1318 3843 5161 31 1434 3666 5100
PROMEDIO 4888
143
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1873 3215 5088 2 729 4083 4812 3 1764 3351 5115 4 2852 4413 7265 5 995 2694 3689 6 1276 3910 5186 7 2693 2447 5140 8 738 4269 5007 9 0 3777 3777 10 1318 3686 5004 11 298 3660 3958 12 0 5143 5143 13 1151 3352 4503 14 2376 2680 5056 15 3337 1779 5116 16 1197 3843 5040 17 2728 2301 5029 18 561 4613 5174 19 4668 433 5101 20 2916 1909 4825 21 900 4300 5200 22 0 5150 5150 23 1000 4100 5100 24 2522 2668 5190 25 1590 3610 5200 26 897 4239 5136 27 216 3957 4173 28 772 4412 5184 29 1761 3207 4968
PROMEDIO 4977
144
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 885 4275 5160 2 1435 3701 5136 3 1995 3147 5142 4 613 4550 5163 5 1046 4111 5157 6 1083 4049 5132 7 1266 3830 5096 8 911 4283 5194 9 611 3729 4340 10 2301 2859 5160 11 1763 3352 5115 12 1718 3407 5125 13 250 4042 4292 14 3903 1197 5100 15 3399 1711 5110 16 550 4569 5119 17 2444 2706 5150 18 1751 3365 5116 19 583 4529 5112 20 805 4331 5136 21 703 4193 4896 22 1872 3264 5136 23 1788 3352 5140 24 681 4467 5148 25 1456 3680 5136 26 2073 2969 5042 27 1923 3017 4940 28 1371 3653 5024 29 3933 1163 5096 30 3438 0 3438 31 0 2752 2752
PROMEDIO 4929
RESUMEN DE LOS BARRILES DE AGUA INYECTADA EN EL PER IODO ENERO 2007 A MARZO 2008
MES BARRILES DE AGUA
INYECTADA (PROMEDIO)
NUMERO DE DIAS SIN INYECTAR
Enero 1770 14 Febrero 4016 1 Marzo 3679 1 Abril 3357 0 Mayo 3316 4 Junio 3082 5 Julio 4243 0
Agosto 3919 0 Septiembre 4794 0
Octubre 4964 0 Noviembre 3838 6 Diciembre 4961 0
Enero 4888 0 Febrero 4977 0 Marzo 4929 0
PROMEDIO 4049
146
ANEXO 6
CALENDARIO DE MUESTREO DE ENERO 2007 A MARZO 2008
147
CALENDARIO DE MUESTREO
ANtildeO 2007
ENEROL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
FEBREROL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28
MARZOL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30 31
ABRILL M M J V S D30 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
MAYOL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
JUNIOL M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29 30
JULIOL M M J V S D30 31 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
AGOSTOL M M J V S D
1 2 3 4 56 7 8 9 10 11 1213 14 15 16 17 18 1920 21 22 23 24 25 2627 28 29 30 31
SEPTIEMBREL M M J V S D
1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
OCTUBREL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
NOVIEMBREL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30
DICIEMBREL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
ANtildeO 2008
ENEROL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
FEBRERO L M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29
MARZOL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
148
ANEXO 7
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO EN CADA PUNTO DE MONITOREO Y
CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR Y TANQUE DE LAVADO
PROYECTO ldquoAUCArdquo
149
FECHA VIAL No dias LECT10012007 6 0 1295712012007 13 2 1220716012007 20 6 sin inyeccioacuten18012007 27 8 sin inyeccioacuten23012007 34 13 sin inyeccioacuten25012007 41 15 sin inyeccioacuten30012007 48 20 14701022007 55 22 7706022007 62 27 sin inyeccioacuten08022007 69 29 sin inyeccioacuten13022007 76 34 sin inyeccioacuten15022007 83 36 10720022007 90 41 022022007 97 43 13727022007 104 48 4701032007 111 50 4706032007 118 55 7708032007 125 57 1713032007 132 62 sin inyeccioacuten15032007 139 64 020032007 146 69 3622032007 153 71 0627032007 160 76 2629032007 167 78 4603042007 173 83 0605042007 178 85 2610042007 183 90 012042007 188 92 017042007 193 97 51619042007 198 99 024042007 204 104 9926042007 209 106 001052007 214 111 187703052007 219 113 104808052007 224 118 sin inyeccioacuten10052007 229 120 sin inyeccioacuten15052007 234 125 180817052007 239 127 sin inyeccioacuten22052007 244 132 241824052007 249 134 103829052007 254 139 25231052007 259 141 49205062007 264 146 37207062007 269 148 44212062007 274 153 24219062007 279 160 sin inyeccioacuten26062007 284 167 11203072007 289 174 72210072007 294 181 sin inyeccioacuten17072007 299 188 112
CAMPO AUCA
POZO 12
150
FECHA VIAL No dias LECT24072007 304 195 8231072007 309 202 7207082007 314 209 14214082007 319 216 13221082007 324 223 25628082007 329 230 6605092007 334 238 14118092007 339 251 2109102007 344 272 15123102007 349 286 8106112007 354 300 11120112007 359 314 21111122007 364 335 18208012008 369 363 5512022007 374 398 65
151
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
152
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
153
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
154
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
155
FECHA VIAL No dias LECT10012007 2 0 18551712012007 9 2 49603716012007 16 6 213718012007 23 8 66723012007 30 13 28725012007 37 15 65730012007 44 20 413701022007 51 22 492706022007 58 27 34708022007 65 29 8713022007 72 34 31715022007 79 36 35720022007 86 41 107722022007 93 43 53727022007 100 48 46701032007 107 50 27706032007 114 55 2708032007 121 57 19713032007 128 62 21315032007 135 64 20620032007 142 69 28622032007 149 71 3627032007 156 76 11629032007 163 78 14603042007 169 83 8605042007 174 85 14610042007 179 90 17612042007 184 92 24617042007 189 97 55619042007 194 99 48624042007 200 104 10826042007 205 106 0801052007 210 111 7803052007 215 113 10808052007 220 118 010052007 225 120 8815052007 230 125 7817052007 235 127 12822052007 240 132 22824052007 245 134 3829052007 250 139 45231052007 255 141 25205062007 260 146 49207062007 265 148 37212062007 270 153 44219062007 275 160 24226062007 280 167 30203072007 285 174 42210072007 290 181 17217072007 295 188 282
CAMPO AUCA
POZO 35
156
FECHA VIAL No dias LECT24072007 300 195 8231072007 305 202 23207082007 310 209 14214082007 315 216 17221082007 320 223 21628082007 325 230 18605092007 330 238 15118092007 335 251 23109102007 340 272 12123102007 345 286 15106112007 350 300 28120112007 355 314 18111122007 360 335 19208012008 365 363 012022007 370 398 1311032008 375 426 201
157
FECHA VIAL No dias LECT10012007 4 0 30374712012007 11 2 21379716012007 18 6 40718012007 25 8 26723012007 32 13 8725012007 39 15 17730012007 46 20 137701022007 53 22 170706022007 60 27 21708022007 67 29 34713022007 74 34 13715022007 81 36 18720022007 88 41 18722022007 95 43 13727022007 102 48 25701032007 109 50 26706032007 116 55 12708032007 123 57 19713032007 130 62 10315032007 137 64 3620032007 144 69 14622032007 151 71 22627032007 158 76 10629032007 165 78 2603042007 171 83 5605042007 176 85 17610042007 181 90 13612042007 186 92 4617042007 191 97 18619042007 196 99 16624042007 202 104 16926042007 207 106 5901052007 212 111 23803052007 217 113 14808052007 222 118 8810052007 227 120 4815052007 232 125 28817052007 237 127 28822052007 242 132 6824052007 247 134 5829052007 252 139 19231052007 257 141 25205062007 262 146 8207062007 267 148 28212062007 272 153 29219062007 277 160 24226062007 282 167 43203072007 287 174 34210072007 292 181 27217072007 297 188 252
CAMPO AUCA
POZO 21
158
FECHA VIAL No dias LECT24072007 302 195 22231072007 307 202 26207082007 312 209 17214082007 317 216 14221082007 322 223 31628082007 327 230 26605092007 332 238 14118092007 337 251 26109102007 342 272 023102007 347 286 8106112007 352 300 22120112007 357 314 28111122007 362 335 25208012008 367 363 1412022007 372 398 5511032008 377 426 191
159
FECHA VIAL No dias LECT10012007 5 0 856712012007 12 2 406716012007 19 6 2718012007 26 8 14723012007 33 13 30725012007 40 15 14730012007 47 20 13701022007 54 22 6706022007 61 27 14708022007 68 29 4713022007 75 34 16715022007 82 36 14720022007 89 41 6722022007 96 43 11727022007 103 48 14701032007 110 50 15706032007 117 55 11708032007 124 57 14713032007 131 62 2015032007 138 64 5620032007 145 69 1622032007 152 71 11627032007 159 76 6629032007 166 78 9603042007 172 83 11605042007 177 85 5610042007 182 90 26612042007 187 92 1617042007 192 97 21619042007 197 99 10624042007 203 104 7726042007 208 106 001052007 213 111 7803052007 218 113 5808052007 223 118 13810052007 228 120 0815052007 233 125 8817052007 238 127 20822052007 243 132 5824052007 248 134 9829052007 253 139 24231052007 258 141 18205062007 263 146 24207062007 268 148 15212062007 273 153 13219062007 278 160 14226062007 283 167 27203072007 288 174 43210072007 293 181 7217072007 298 188 192
CAMPO AUCA
TANQUE DE LAVADO
160
FECHA VIAL No dias LECT24072007 303 195 10231072007 308 202 19207082007 313 209 7214082007 318 216 30221082007 323 223 19628082007 328 230 10605092007 333 238 13118092007 338 251 14109102007 343 272 9123102007 348 286 21106112007 353 300 12120112007 358 314 8111122007 363 335 15208012008 368 363 10512022007 373 398 10511032008 378 426 91
161
DATOS DE CONTROL EXTRA (cpm)
Fecha Agua de formacioacuten Agua de riacuteo 31072007 231 162 07082007 386 166 28082007 256 456 05092007 221 141 09102007 81 181 23102007 81 11 11122007 52 72 08012008 83 66 12022007 91 115 11032008 147 36
162
ANEXO 8
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO Y CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR
Curvas de paso del trazador
Curvas de trazador recuperado
ENSAYO ARGENTINA
163
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 6795 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 320 BqLDesviacuteo del fondo 68 BqLLiacutemite 658 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 27 -518112003 3 376 000 21 -1123112003 8 512 000 30 -202122003 17 273 000 32 009122003 24 199 000 37 516122003 31 355 000 33 123122003 38 432 000 44 1203012004 49 456 000 31 -112012004 58 378 000 39 719012004 65 516 000 51 1927012004 73 279 000 44 1206022004 83 391 000 57 2514022004 91 545 000 61 2925022004 102 545 000 54 2202032004 108 631 000 62 3011032004 117 476 000 66 3420032004 126 555 000 61 29
Datos (BqL)
0350
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL)Respuesta
00
00
164
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 000 79 4707042004 144 482 001 94 6215042004 152 544 001 112 8022042004 159 636 002 197 16529042004 166 712 004 243 21103052004 170 834 006 291 25911052004 178 758 009 374 34220052004 187 637 013 461 42927052004 194 817 018 517 48505062004 203 757 023 329 29713062004 211 698 027 465 43320062004 218 532 030 693 66103072004 231 724 043 817 78516072004 244 869 061 936 90429072004 257 553 074 1070 103811082004 270 768 094 1139 110724082004 283 913 121 1368 133606092004 296 1132 161 1538 150619092004 309 1194 209 1811 177902102004 322 1082 258 1947 191515102004 335 1037 309 2105 207328102004 348 932 356 2042 201010112004 361 893 399 1922 189023112004 374 910 440 1798 176606122004 387 887 479 1734 170219122004 400 772 511 1687 165501012005 413 788 543 1644 161214012005 426 798 574 1567 153527012005 439 762 604 1608 157610022005 453 731 633 1376 134424022005 467 785 657 948 91616032005 487 777 683 871 83930032005 501 763 698 643 611
Datos (BqL)Respuesta
1441984904660
21211998187118071760171816391686
1576186620122183
939108011541396
306447684813
266352442500
6382169216
48
Conc de trazador (BqL)
165
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 746 707 312 28027042005 529 750 713 276 24418052005 550 766 718 113 8108062005 571 743 720 82 5029062005 592 772 720 61 2920072005 613 813 720 53 2110082005 634 826 720 58 26
RespuestaConc de trazador (BqL)
5500
303265
Datos (BqL)
0
88
166
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-119 Produccioacuten promedio 10279 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 397 BqLDesviacuteo del fondo 41 BqLLiacutemite 604 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 545 000 32 -818112003 3 631 000 37 -323112003 8 476 000 43 302122003 17 555 000 41 109122003 24 634 000 39 -116122003 31 482 000 40 023122003 38 544 000 46 603012004 49 636 000 49 912012004 58 712 000 55 1519012004 65 834 000 58 1827012004 73 758 000 52 1206022004 83 637 000 71 3114022004 91 817 001 89 4925022004 102 545 001 105 6502032004 108 631 002 235 19511032004 117 476 004 387 34720032004 126 555 008 456 416
66199354424
003250
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
167
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 012 517 47707042004 144 714 019 670 63015042004 152 931 028 749 70922042004 159 1025 039 881 84129042004 166 1067 051 991 95103052004 170 1170 060 1156 111611052004 178 985 077 1307 126720052004 187 932 099 1567 152727052004 194 964 120 1840 180005062004 203 1041 152 1937 189713062004 211 1057 184 2154 211420062004 218 532 199 2263 222303072004 231 724 239 2401 236116072004 244 869 290 2514 247429072004 257 553 325 2739 269911082004 270 768 377 2929 288924082004 283 913 443 3006 296606092004 296 1132 525 3029 298919092004 309 1194 610 2842 280202102004 322 1082 682 2615 257515102004 335 1037 744 2371 233128102004 348 1245 813 2183 214310112004 361 1167 876 2271 223123112004 374 1346 945 1966 192606122004 387 1275 1002 1703 166319122004 400 1369 1054 1428 138801012005 413 1568 1108 1392 135214012005 426 1731 1164 1278 123827012005 439 1647 1212 1134 109410022005 453 1452 1251 915 87524022005 467 1573 1284 716 67616032005 487 1582 1323 651 61130032005 501 1561 1346 503 463
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
500
1171939727659
1765147714411322
2455226123592041
3099312929392706
2447256928083012
1855195821842299
976114613031572
487644726862
168
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1672 1365 429 38927042005 529 1635 1382 375 33518052005 550 1647 1402 294 25408062005 571 1651 1413 119 7929062005 592 1568 1413 37 -320072005 613 1682 1413 0 -4010082005 634 1426 1413 0 -40
Datos (BqL)Respuesta
87000
421364277
Conc de trazador (BqL)
169
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 10353 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 849 BqLDesviacuteo del fondo 67 BqLLiacutemite 1185 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 482 000 78 -718112003 3 544 000 73 -1223112003 8 636 000 91 602122003 17 712 000 87 209122003 24 834 000 83 -216122003 31 758 000 89 423122003 38 637 000 93 803012004 49 817 000 97 1212012004 58 545 000 112 2719012004 65 631 000 104 1927012004 73 476 000 92 706022004 83 555 000 78 -714022004 91 634 000 85 025022004 102 714 000 93 802032004 108 931 000 107 2211032004 117 1025 000 113 2820032004 126 1067 000 117 32
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
170
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1170 000 121 3607042004 144 985 000 112 2715042004 152 932 001 137 5222042004 159 964 003 381 29629042004 166 1041 008 525 44003052004 170 1057 011 429 34411052004 178 532 014 576 49120052004 187 724 021 678 59327052004 194 869 028 852 76705062004 203 553 036 968 88313062004 211 768 047 1045 96020062004 218 913 059 1240 115503072004 231 1132 093 1427 134216072004 244 1194 137 1781 169629072004 257 1082 186 2063 197811082004 270 1037 234 1879 179424082004 283 1245 295 2319 223406092004 296 1167 362 2571 248619092004 309 1346 447 2716 263102102004 322 1275 530 2783 269815102004 335 1369 613 2281 219628102004 348 1568 682 1470 138510112004 361 1731 732 1012 92723112004 374 1647 759 487 40206122004 387 1452 782 938 85319122004 400 1423 807 648 56301012005 413 1396 821 360 27514012005 426 1384 832 461 37627012005 439 1315 849 724 63910022005 453 1293 863 266 18124022005 467 1256 868 149 6416032005 487 1274 877 403 31830032005 501 1278 884 141 56
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
61
68419469343
906599293402
23121461980426
2334260227592835
1391176120581870
790911992
1195
452353505610
37053303
171
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1265 884 97 1227042005 529 1282 885 177 9218052005 550 1165 885 114 2908062005 571 1243 885 81 -429062005 592 1231 885 69 -1620072005 613 1273 885 37 -4810082005 634 1183 885 51 -34
Datos (BqL)Respuesta
0000
01000
Conc de trazador (BqL)
172
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 14472 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 236 BqLDesviacuteo del fondo 136 BqLLiacutemite 914 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 724 000 7 -1718112003 3 869 000 11 -1323112003 8 553 000 9 -1502122003 17 768 000 36 1209122003 24 913 000 43 1916122003 31 1132 000 25 123122003 38 1194 000 34 1003012004 49 1082 000 57 3312012004 58 1037 000 83 5919012004 65 1245 000 79 5527012004 73 1167 000 64 4006022004 83 1346 000 21 -314022004 91 1275 000 37 1325022004 102 1369 000 47 2302032004 108 1568 000 84 6011032004 117 1731 000 86 6220032004 126 1647 002 192 168
000
172
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
173
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1452 007 254 23107042004 144 1423 015 450 42615042004 152 1396 025 524 50122042004 159 1384 035 624 60029042004 166 1315 046 733 71003052004 170 1293 051 406 38211052004 178 1256 058 361 33720052004 187 1274 070 829 80527052004 194 1278 091 1747 172305062004 203 1265 130 2035 201113062004 211 1346 171 2091 206720062004 218 1275 207 2244 222003072004 231 1369 282 2367 234316072004 244 1568 374 2504 248029072004 257 1731 480 2551 252711082004 270 1647 578 2369 234524082004 283 1452 659 2245 222106092004 296 1573 748 2415 239119092004 309 1582 846 2672 264802102004 322 1561 947 2679 265515102004 335 1672 1059 2783 275928102004 348 1635 1171 2811 278710112004 361 1647 1285 2837 281323112004 374 1651 1401 2872 284806122004 387 1568 1517 3119 309519122004 400 1734 1649 3075 305101012005 413 1821 1785 2955 293114012005 426 1761 1907 2618 259427012005 439 1785 2017 2376 235210022005 453 1811 2117 1735 171124022005 467 1773 2191 1432 140816032005 487 1794 2274 993 96930032005 501 1803 2312 617 593
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
641
2517183515141045
3286324531242770
2906294129743017
2320250327782791
2428257526302445
1776207521362296
728393347829
235436512615
174
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1735 2337 457 43327042005 529 1784 2352 205 18118052005 550 1656 2361 119 9508062005 571 1735 2376 348 32429062005 592 1625 2376 78 5420072005 613 1782 2376 83 5910082005 634 1659 2376 29 5
Datos (BqL)Conc de trazador (BqL)
354000
469197104
Respuesta
175
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 33 -1318112003 3 276 000 41 -523112003 8 262 000 38 -802122003 17 314 000 57 1109122003 24 332 000 55 916122003 31 296 000 46 023122003 38 355 000 53 703012004 49 328 000 18 -2912012004 58 355 000 60 1419012004 65 279 000 34 -1227012004 73 245 000 50 306022004 83 264 000 21 -2514022004 91 332 000 33 -1325022004 102 371 000 81 3502032004 108 545 000 17 -2911032004 117 476 000 86 3920032004 126 434 000 72 26
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
176
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 471 000 37 -907042004 144 493 000 51 515042004 152 542 000 68 2222042004 159 544 000 113 6729042004 166 531 001 92 4603052004 170 526 001 85 3911052004 178 567 001 121 7520052004 187 517 002 259 21327052004 194 544 004 316 27005062004 203 532 007 472 42613062004 211 576 012 693 64720062004 218 531 016 684 63803072004 231 538 023 461 41516072004 244 546 028 359 31329072004 257 553 031 273 22711082004 270 632 037 511 46524082004 283 641 043 358 31206092004 296 673 051 687 64119092004 309 717 069 1468 142202102004 322 728 098 1914 186815102004 335 738 136 2281 223528102004 348 722 175 2201 215510112004 361 758 216 2319 227323112004 374 714 256 2254 220806122004 387 739 296 2176 213019122004 400 788 339 2359 231301012005 413 798 381 1905 185914012005 426 762 416 1862 181627012005 439 731 450 2031 198510022005 453 785 488 1626 158024022005 467 777 519 1432 138616032005 487 763 551 801 75530032005 501 746 566 721 675
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
729
212416941489814
2261246019811939
2353227424032339
32667114911963
430325236485
278439668660
47077219
00069
177
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 750 577 458 41227042005 529 766 589 824 77818052005 550 743 610 617 57108062005 571 772 626 472 42629062005 592 763 637 369 32320072005 613 721 643 115 6910082005 634 758 643 72 26
Datos (BqL)Respuesta
465354760
446844621
Conc de trazador (BqL)
178
ANEXO 9
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA CADA UNO DE LOS CASOS SUPUESTOS
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
179
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-35 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
180
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-21 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
181
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-19 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
182
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO UNO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
183
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO DOS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
184
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO TRES
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CUATRO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
185
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CINCO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
186
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SEIS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
187
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SIETE
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
188
K-116
G-12K-124
K-119 K-117
K-113
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
189
ANEXO 10
EXPLICACIOacuteN DEL PROGRAMA PORO TracerSim 10
190
iquestCUAacuteL ES SU ESPACIO DE TRABAJO
PORO TracerSim permite el uso de un espacio de trabajo que es el campo en el
cual estaacuten ubicados los pozos y las fallas La determinacioacuten de este espacio es
simple soacutelo hay que ingresar las coordenadas que limitan el aacuterea de trabajo en
los cuadros de texto
El aacuterea de trabajo puede ser modificada faacutecilmente cuando se requiera hacerlo
Otra manera de modificar el espacio de trabajo es haciendo click en el siguiente
iacutecono
Con lo cual se despliega el siguiente cuadro de diaacutelogo donde usted puede
cambiar los valores del espacio de trabajo
Xmax Xmin
Ymax
Ymin
191
iquestCOacuteMO SE INGRESAN LOS POZOS DEL ARREGLO
Para insertar un pozo sea PRODUCTOR o INYECTOR debe hacer click en el
iacutecono correspondiente de la barra de elementos a la izquierda de la pantalla
192
Con esto aparece un cuadro de diaacutelogo donde debe ingresar los siguientes datos
bull El caudal del pozo (dependiendo si el pozo es PRODUCTOR o
INYECTOR)
bull Posicioacuten en X
bull Posicioacuten en Y
No es necesario ingresar las posiciones en X y Y con el teclado usted puede
hacer click con el mouse en cualquier lugar del espacio de trabajo o campo y
cambiaraacuten automaacuteticamente los valores en el cuadro de diaacutelogo Usted puede
seguir las coordenadas en las que se encuentra el puntero del mouse con el
indicador de posicioacuten
Una vez escritos los valores debe hacer click en aceptar y asiacute seraacute insertado el
elemento Ademaacutes aparece una imagen en el lugar que le corresponde dentro del
espacio de trabajo o campo la misma que permite diferenciar si el pozo es
PRODUCTOR o INYECTOR
PRODUCTOR
INYECTOR
Indicador de posicioacuten
193
iquestCOacuteMO SE ELIMINAN LOS POZOS INSERTADOS
Usted debe hacer click derecho en la imagen que corresponde al pozo que desea
borrar con lo cual aparece el siguiente menuacute que permite eliminar el pozo
seleccionado
iquestCOacuteMO ENMENDAR LOS POZOS INSERTADOS
Para modificar un pozo ya insertado solo debe hacer click en la imagen del pozo
para abrir el mismo cuadro con el que se insertaron los pozos Asiacute puede
modificar aquellos valores que quiera corregir y luego hacer click en Aceptar
iquestCOacuteMO INSERTAR MODIFICAR Y REMOVER LAS FALLAS
Usted debe hacer click en el botoacuten Fallas y apareceraacute el siguiente cuadro
Este cuadro muestra una lista de las fallas insertadas en el campo o espacio de
trabajo hacienda click en el botoacuten Nueva falla aparece el siguiente cuadro
194
Las fallas se insertan de manera similar a los pozos escribiendo las coordenadas
de dos puntos que definan la liacutenea de la falla en el cuadro anterior Para utilizar el
mouse en lugar de ingresar las coordenadas en el cuadro debe hacer click en la
Posicioacuten X del Punto 1 y luego hacer click en la posicioacuten del campo o espacio de
trabajo Asiacute se escribiraacute automaacuteticamente los valores de X y Y
Para insertar el Punto 2 debe hacer click en la Posicioacuten X del punto 2 y luego
hacer lo mismo que para el primer punto Se puede cambiar los valores las veces
que sean necesarias hasta encontrar la posicioacuten correcta de la falla En el campo
o espacio de trabajo aparece la siguiente imagen
Para eliminar una falla ya insertada debe hacer click en la falla correspondiente
de la lista de fallas y luego en el botoacuten Eliminar del mismo cuadro
Para modificar una falla ya existente debe hacer doble click en la falla
correspondiente de la lista de fallas o seleccionar con un click la falla y luego el
botoacuten Modificar con el que apareceraacute el mismo cuadro que se utilizoacute para insertar
las fallas Soacutelo debe modificar las coordenadas de X y Y de ambos puntos que
definen la liacutenea de falla Tambieacuten puede usar el mouse en la misma manera que
se usa para insertar una nueva falla
PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO Y GRAacuteFICO
Haciendo click en el siguiente iacutecono
Falla insertada
Imagen de la falla mientras estaacute siendo insertada
195
Apareceraacute el siguiente cuadro que permite la modificacioacuten del color de las liacuteneas
de flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria ademaacutes desde aquiacute se
pueden poner nuevos liacutemites para el espacio de trabajo
Paraacutemetros del problema Aquiacute se deben ingresar los valores de dispersividad
porosidad y espesor Ademaacutes la masa de trazador inyectado y el tiempo
demorado en la inyeccioacuten
Caacutelculo de las liacuteneas de flujo Se requieren los valores para definir el nuacutemero de
liacuteneas de flujo del problema el aacutengulo barrido por las mismas y la distancia entre
dos puntos sucesivos de la liacutenea Tambieacuten se requiere ingresar el tope o liacutemite de
los puntos
Tiempo de respuesta Aquiacute se ingresan los rangos de tiempo que seraacuten
expuestos en la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
Menuacute de Frecuencia Estos valores son requeridos por el programa de caacutelculo
El meacutetodo de caacutelculo trabaja en el dominio de la frecuencia por lo cual son
necesarios estos valores Al ponerlos adecuadamente se puede encontrar
mejores soluciones de acuerdo al problema que se resuelve
196
iquestCOacuteMO CALCULAR LAS CURVAS DE RECUPERACIOacuteN FRACCIONA L
DIARIA
Una vez que han sido insertados todos los elementos (pozos productores
inyectores y fallas) se debe seleccionar un pozo PRODUCTOR y un INYECTOR
Un borde rojo en el siacutembolo del pozo significa que el elemento ha sido
seleccionado
(Observe la diferencia entre el cuadrado y el ciacuterculo para distinguir la seleccioacuten
de un PRODUCTOR y de un INYECTOR)
Verificar que los paraacutemetros de caacutelculo sean los correctos y hacer click en el
botoacuten de Caacutelculo y graacutefico el cual muestra un cuadro de diaacutelogo que le
preguntaraacute si desea continuar o no Haga click en Siacute De esta manera el programa
empezaraacute a calcular las liacuteneas de flujo y las curvas de recuperacioacuten fraccional
diaria Una vez completado el proceso se mostraraacute la pestantildea de las liacuteneas de
flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria
En la pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria apareceraacute algo como
el siguiente dibujo
Pestantildea de las liacuteneas de flujo
Pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
197
Note que en la barra de herramientas aparecen dos iacuteconos que permiten imprimir
y copiar la imagen mostrada en la pantalla
NUEVO ABRIR GUARDAR GUARDAR COMO IMPRIMIR
PORO TracerSim permite la creacioacuten de nuevos documentos guardarlos e
imprimirlos en la misma manera que se hace con otros programas que utilizan el
mismo sistema operativo Los archivos con los que PORO TracerSim trabaja
tienen la extensioacuten PORO
DEDICATORIA
A mi familia mis profesores mis compantildeeros de universidad mis amigos del
ministerio maacutes especial de todo el mundo
Al mejor amigo que puede existir te dedico no soacutelo este trabajo sino cada segundo
de mi vida de verdad mil gracias
VI
CONTENIDO
CAPIacuteTULO 1 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DI NAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 1
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO 1 111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO 1
112 LA ESTRUCTURA AUCA 1
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIOS 1
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS 5
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS 6
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO 6
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo 6
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo 7
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUCA 8
1171 Arenisca ldquoUrdquo 8
1172 Arenisca ldquoTrdquo 8
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 9
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS 9
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO 11
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO 12
1231 Porosidad 12
1232 Permeabilidad 13
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS 14
1241 Mojabilidad 14
1242 Tensioacuten Superficial 15
125 PRESIOacuteN CAPILAR 16
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN 18
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 19
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 20
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo 20
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua 21
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS 24
VII
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES 25
1211 CONCLUSIOacuteN 26
CAPIacuteTULO DOS TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADOR ES EN EL YACIMIENTO 27
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES 27 211 CONCEPTO DE TRAZADOR 27
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES 27
22 TRAZADORES RADIACTIVOS 29 221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTRAZADORES 30
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO 30
223 EL TRITIO 31
2231 Medicioacuten de tritio 33
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 33
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE INTERCONEXIOacuteN DE POZOS 35
231 INYECCIOacuteN 36
232 MUESTREO 38
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS 39
234 RESPUESTA TEMPORAL 41
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal 42
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA 43
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS 46
2361 Modelos Simples 46
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR 48
CAPIacuteTULO TRES APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRA ZADORES EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS 50
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 50 311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE 50
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse 51
3112 Liacutemite de deteccioacuten 52
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una distancia determinada 53
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 55
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN DEL TRAZADOR 56
VIII
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES 63 331 MUESTREO 63
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR 64
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD 65
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008 66
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO 72
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA 72
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZADA EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 73
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 76
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido 76
34 CURVAS DE RESPUESTA 78 341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA 78
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA 79
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo 80
3312 Correccioacuten por el background 81
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo 81
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA) 82 341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12 82
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES 83
3421 Encabezado 84
3422 Fondo Promedio 84
3423 Desviacuteo del fondo 85
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable 85
3425 Actividad Neta 86
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo 86
3427 Caudal Producido 86
3428 Actividad Recuperada de trazador 87
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA 89
3431 Pozo K-124 89
3432 Pozo K-119 90
3433 Pozo K-116 90
IX
3434 Pozo K-117 91
3435 Pozo K-113 92
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado 92
3437 Direcciones preferenciales de Flujo 93
CAPIacuteTULO CUATRO INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTEN IDOS A PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95 411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA 95
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS 96
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO 96
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO 98 431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES 99
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES 100 441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo 102
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo 102
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE 103
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo 104
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo104
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo 105
CAPIacuteTULO CINCO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 107
51 CONCLUSIONES 107
52 RECOMENDACIONES 110
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 112
ANEXOS 113
X
IacuteNDICE DE FIGURAS
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca 2
12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo 3
13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314 4
14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca 5
15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo 9
16 Estructura anticlinal 10
17 Falla Geoloacutegica 10
18 Porosidad efectiva no efectiva y total 13
19 Efecto del tamantildeo del grano sobre la permeabilidad
110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material
soacutelido y de las condiciones de su superficie
111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las
moleacuteculas de liacutequido
112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua
y mercurio en una superficie
113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de descenso del liacutequido
115 Drenaje e imbibicioacuten
116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los
canales porales de baja permeabilidad
120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el
diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que
permanecen atrapadas en los poros
122 Curvas de permeabilidad relativa
XI
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
21 Esquema de un experimento con trazador
22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
24 Esquema de desintegracioacuten de la partiacutecula de agua tritiada
25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de
inyeccioacuten
210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
212 Casos tiacutepicos de respuesta de pozos productores ante una
inyeccioacuten puntual de trazador
213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad
31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del
Campo Auca
32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
XII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
319 Muestra del pozo inyector Auca-12
320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin
adicionar demulsificante
322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de
demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una
cubeta
326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para
separar el crudo
327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo
sobrante en los sumideros
329 Muestra en el Tanque de lavado
330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su
correspondiente lectura
337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido
por cada pozo del ensayo Argentina
XIII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva
de paso del trazador del pozo K-119
341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos
productores del ensayo Argentina
343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo
Argentina
41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo
productor respecto del pozo inyector
42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador
PORO TracerSim
43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para
la simulacioacuten
44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de
simulacioacuten
45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 2
46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 3
47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 4
48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 5
49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 6
410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 7
XIV
RESUMEN DEL PROYECTO
El presente proyecto de titulacioacuten consiste en realizar un estudio de la teacutecnica de
radiotrazadores para analizar el comportamiento dinaacutemico que presenta el agua
de inyeccioacuten a traveacutes de un yacimiento en el que se planea implementar la
Recuperacioacuten Secundaria
El estudio comienza con la descripcioacuten geoloacutegica del yacimiento que proporciona
un conocimiento claro del reservorio con el que se estaacute trabajando y permite
conocer el arreglo que forman los pozos productores y el inyector Ademaacutes se
analizan brevemente los paraacutemetros que influyen en el desplazamiento del agua
de inyeccioacuten dentro del yacimiento y que intervienen por ende en la recuperacioacuten
de petroacuteleo
En el segundo capiacutetulo se presenta una breve descripcioacuten de los conceptos
baacutesicos de los trazadores y en especial se muestra de una manera maacutes amplia
todo el procedimiento efectuado al utilizar trazadores radiactivos asiacute como los
caacutelculos que se realizan en el mismo
El tercer capiacutetulo muestra los datos reales del seguimiento realizado al proyecto
que actualmente se lleva a cabo en el campo Auca Se explica claramente el
arreglo de pozos escogido los puntos de monitoreo el caacutelculo de la cantidad de
trazador a inyectarse y el procedimiento baacutesico de inyeccioacuten en el pozo Ademaacutes
se presentan los caudales del agua inyectada durante el tiempo transcurrido para
el proyecto real Tambieacuten se indica el plan de muestreo el procedimiento para
tomar las muestras de cada punto de monitoreo y separar el agua de las mismas
la preparacioacuten de cada muestra de agua para el anaacutelisis en el contador de
centelleo liacutequido el procedimiento baacutesico de operacioacuten del contador de centelleo
liacutequido Despueacutes se presentan las curvas de paso obtenidas hasta el momento
para cada punto de monitoreo y las conclusiones baacutesicas que se pueden deducir
de las mismas
A partir de estas conclusiones se observa que el proyecto real de campo ha
experimentado una serie de desavenencias siendo el principal problema que auacuten
XV
no ha aparecido el trazador en ninguno de los pozos lo cual es contradictorio con
el modelo matemaacutetico realizado
Se muestra las diferentes correcciones que se realizan a las curvas de respuesta
luego de las cuales se procede a analizar los porcentajes de trazador recuperado
en cada pozo para obtener las direcciones preferenciales de flujo En esta parte
del proyecto se presenta un ensayo ajeno al estudio del Campo Auca con el
objetivo de explicar el procedimiento subsiguiente a la obtencioacuten de las curvas de
paso del trazador La razoacuten de esta iniciativa es la demora en la culminacioacuten del
proyecto de Auca el cual se piensa prolongar en un antildeo o dos Este ensayo
explica el meacutetodo para determinar las direcciones preferenciales de flujo a partir
de la cantidad de trazador recuperado en cada pozo del arreglo
En el capiacutetulo cuatro se explica la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim
que es un simulador sencillo que modela las curvas de respuesta y permite
obtener de manera esquemaacutetica las liacuteneas de corriente trazadas por el agua de
inyeccioacuten desde el inyector hacia los pozos productores del proyecto Auca
El capiacutetulo cinco contempla las conclusiones y recomendaciones del Proyecto La
conclusioacuten general se refiere a la explicacioacuten de las posibles causas que se
atribuyen a la desaparicioacuten del trazador en el proyecto real de campo
XVI
PRESENTACIOacuteN
Los mecanismos naturales de produccioacuten y explotacioacuten conocidos como
produccioacuten primaria contribuyen a la extraccioacuten de alrededor del 25 del petroacuteleo
almacenado en el reservorio permaneciendo el 75 restante incluido en los
poros y fisuras de las rocas Como la mayoriacutea de los reservorios se encuentran en
zonas saturadas con gases diluidos los mencionados mecanismos naturales se
basan principalmente en la accioacuten del agua que desplaza el petroacuteleo hacia los
pozos productores y a la expansioacuten de los gases
Sin embargo todo reservorio llega a una etapa en la cual la produccioacuten de crudo
ya no se efectuacutea de manera espontaacutenea es decir no se puede extraer maacutes
petroacuteleo con la energiacutea propia del yacimiento Por lo cual es necesario
suministrar una energiacutea que proporcione un empuje al ldquobanco de petroacuteleordquo Este
proceso se conoce como Recuperacioacuten Secundaria y consiste en la inyeccioacuten de
agua a traveacutes de determinados pozos (inyectores) que obligue al desplazamiento
de petroacuteleo hacia el resto de pozos (productores)
La Recuperacioacuten secundaria o ldquoasistidardquo ha adquirido una importancia relevante
para incrementar la produccioacuten de crudo y se ha transformado en una praacutectica
corriente en la mayoriacutea de los yacimientos Por ello cualquier teacutecnica que permita
alcanzar un conocimiento maacutes acabado del comportamiento del fluido de inyeccioacuten
en cada arreglo tendraacute necesariamente un amplio campo de aplicacioacuten
Al respecto el empleo de trazadores brinda una informacioacuten de inestimable valor en
relacioacuten al comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y del petroacuteleo
recuperado en yacimientos que operan bajo asistencia hiacutedrica La informacioacuten que
surge de su aplicacioacuten no puede ser obtenida por medio de ninguna otra teacutecnica por
lo que constituyen la mejor opcioacuten cuando se trata de valorar fenoacutemenos tales como
la existencia de heterogeneidades en la roca reservorio comunicaciones verticales
entre estratos entre otros
XVII
Por esta razoacuten el presente proyecto estaacute encaminado a estudiar el uso de un
trazador radiactivo con el fin de obtener informacioacuten respecto del comportamiento
del agua de inyeccioacuten en un reservorio en el cual se preveacute realizar un proyecto de
recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
El estudio se realiza a partir del proyecto real que se lleva a cabo en el Campo Auca
con un arreglo de un pozo inyector y tres pozos productores los cuales describen
una malla abierta El trazador utilizado es una solucioacuten de agua tritiada de una
concentracioacuten de 28 Curios de tritio inyectada en la arena ldquoTrdquo en enero de 2007 A
lo cual sigue un plan de muestreo de cada pozo productor y la correspondiente
lectura de muestras a fin de obtener la concentracioacuten de actividad en cada una de
ellas Con la ayuda de un ensayo similar (cuyos datos provienen de un yacimiento
argentino) se explica los caacutelculos realizados para obtener las curvas de respuesta y
la recuperacioacuten de trazador en cada pozo y subsiguientemente se grafican las
liacuteneas de corriente trazadas por el agua de inyeccioacuten considerando las barreras
sellantes que contempla el mapa estructural del Campo Auca
En definitiva este proyecto detalla la aplicacioacuten de los radiotrazadores sus
fundamentos y procedimientos como una de las teacutecnicas maacutes empleadas para
recabar informacioacuten del comportamiento dinaacutemico de un fluido inyectado en el
yacimiento
CAPIacuteTULO 1
DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL
COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO
111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO
El Campo Auca estaacute ubicado en la cuenca oriental al nororiente de la Regioacuten
Amazoacutenica a unos 260 Km al este de Quito y aproximadamente 100 Km al Sur de
la frontera con Colombia Tiene una longitud aproximada de Norte a Sur de 23 Km
con una franja de territorio de aproximadamente 92 2Km (Figura 11)
Este campo fue descubierto con la perforacioacuten del pozo Auca 1 que se inicioacute el
16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970 alcanzando una
profundidad de 10578 pies Su produccioacuten fue de 3072 BPPD de los reservorios
Holliacuten (31ordm API) y ldquoTrdquo (27ordm API)
112 LA ESTRUCTURA AUCA
Es un anticlinal bastante simeacutetrico elongado en direccioacuten NNO-S de
aproximadamente 23 km de longitud que se ensancha en direccioacuten norte (figura
12) con muy poca alteracioacuten tectoacutenica al techo de la arenisca U principal Las
fallas observadas en las secciones siacutesmicas alcanzan solamente Holliacuten y Napo
Basal (figura 13)
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIO S
Los principales reservorios de la columna estratigraacutefica del Campo Auca (figura
14) son
Holliacuten Principal Es una arenisca masiva de cuarzo no pudieacutendose realizar una
descripcioacuten maacutes detallada por carecer de nuacutecleos
2
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca
3
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo
4
Holliacuten Superior Se trata de una arenisca cuarzosa de grano fino con contenido
alto a medio de glauconita e importante presencia de material carbonaacuteceo La
porosidad promedio es de 14
Arenisca ldquoTrdquo Consiste en una arenisca cuarzosa limpia de grano fino con
esporaacutedicas capas de arcilla Los poros en algunas muestras se encuentran
rellenas con illita y caolinita Su porosidad es del 12 en promedio Hacia arriba
(ldquoTrdquo Superior) se desarrolla una arenisca cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino en
partes con fuerte bioturbacioacuten
Arenisca ldquoUrdquo Arenisca cuarzosa limpia masiva Hacia el techo del cuerpo ldquoUrdquo
principal (el maacutes limpio y desarrollado ubicado en la parte inferior) se encuentran
limolitas en estratos delgados La arenisca ldquoUrdquo superior es una arenisca
cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino dispuesta en capas delgadas con importante
bioturbacioacuten En promedio presenta una porosidad del 13
Arenisca Tena Basal Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano
medio a grueso con un promedio de porosidad del 19
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314
5
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS
La arenisca Holliacuten se depositoacute en un ambiente fluvial evolucionando a un
ambiente platafoacutermico posiblemente estuarino con influencia mareal
Las areniscas ldquoTrdquo y ldquoUrdquo fueron depositadas luego de una importante regresioacuten
marina con un desplazamiento de la liacutenea de costa en direccioacuten Oeste a partir de
la cual y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con
ingresos fluviales afectados por mareas con facies menos desarrolladas de
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca
6
barras y litofacies de llanura lodosa y areniscas glauconiacuteticas de plataforma
marina somera
Al tiempo Tena Basal se describen rellenos de canal con clastos gruesos
conglomeraacuteticos a la base posiblemente de origen fluvial y en partes se observa
influencia mareal
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS
El crudo Holliacuten Inferior es de 27ordm- 30ordm el de Holliacuten Superior de 27ordm- 32ordm el de ldquoTrdquo y
ldquoUrdquo de 24ordm- 29ordm y el de Tena Basal de 20ordm- 22ordm
Una muestra de crudo Holliacuten dio un valor de 113 de azufre Dos muestras de
crudo ldquoTrdquo mostraron porcentajes de azufre de 117 y 138 dos muestras de
ldquoUrdquo de 157 y 216 y una muestra de crudo Tena Basal de 107
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo
El extremo norte del campo no se encuentra muy conectado con el resto del
reservorio sin embargo tiene un soporte de presioacuten dado por la presencia de un
acuiacutefero noroeste La falla entre AU-05 y AU-37 juega probablemente un papel de
barrera de permeabilidad
El grado de comunicacioacuten es muy bueno entre los pozos AU-10 AU-08 AU-31 y
AU-33 El pozo AU-10 que tiene un corte de agua de 55 se comunica con el
acuiacutefero del flanco oeste a traveacutes de la falla de direccioacuten norte-sur Los pozos AU-
09 y AU-29 parecen tener menos soporte de los acuiacuteferos y el pozo AU-29 estaacute
protegido del acuiacutefero Este por una falla sellante La ausencia de caracteriacutesticas
reservorio en los pozos AU-01 y AU-17 confirma que los pozos AU-09 y AU-29
son poco conectados
En la parte central del campo se observa el mantenimiento de la presioacuten desde
los flancos Este y Oeste El reacutegimen de presioacuten parece homogeacuteneo en el aacuterea con
la excepcioacuten del sector de los pozos AU-25 y AU-43 donde la presioacuten es menor
7
En la parte sur del campo no se tiene fallas principales Al sur el pozo AU-15
cuenta con un importante influjo de agua El acuiacutefero Oeste es maacutes deacutebil pero
tiene una comunicacioacuten con el aacuterea de produccioacuten a traveacutes de la falla de
orientacioacuten Norte-sur
Uacutenicamente el pozo AU-21 tiene un comportamiento particular con un alto corte
de agua pero un deacutebil soporte en presioacuten la ausencia de reservorio en AU-20
sugiere una barrera local entre AU-20 y AU-21 El Anexo 1 muestra el mapa
Estructural de la arena ldquoUrdquo
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo
El extremo norte del campo no es bien conectado con el resto del yacimiento
como lo reflejan las presiones iniciales de los pozos AU-04 y AU-40 con valores
de 2000 psia por arriba de la tendencia general El acuiacutefero asociado es deacutebil lo
que explica la importante caiacuteda de presioacuten que sigue el arranque de la
produccioacuten El frente de agua no llega al pozo AU-40 La ausencia de reservorio
en AU-05 puede jugar un papel de barrera de permeabilidad por degradacioacuten de
facies al Sur de eacutesta aacuterea
En el norte del campo los pozos AU-10 y AU-37 (con maacutes de 70 de agua) tienen
una comunicacioacuten con el acuiacutefero Oeste pero sin gran soporte de presioacuten La falla
Oeste de direccioacuten Norte Sur no es sellante Los pozos AU-10 AU-17 AU-19
AU-33 y AU-09 presentan la misma evolucioacuten de presioacuten y siguen la tendencia
general de presioacuten
En la parte central del campo se observa un soporte de presioacuten desde los flancos
Este y Oeste El pozo AU-18 con 3000 psia de presioacuten no estaacute bien conectado
con el aacuterea de produccioacuten principal que tiene 1500 psia en AU-11 al mismo
tiempo En el pozo AU-18 la declinacioacuten de presioacuten es maacutes raacutepida auacuten si estaacute
comunicado con el acuiacutefero localizado al Este como refleja su alto corte de agua
de 70 Una reduccioacuten de permeabilidad o transmisividad existe probablemente
entre los pozos AU-18 y AU-11
8
Tambieacuten el pozo AU-30 estaacute aislado con 3000 psia de presioacuten inicial respecto a
los 1300 psia de la tendencia principal Se supone una barrera de permeabilidad
entre los pozos AU-30 y los pozos AU-07 y AU-16
En el sur del campo el pozo AU-15 tiene un buen soporte de acuiacutefero sur En los
pozos AU-20 22 y 27 el corte de agua estaacute por debajo del 10 y los pozos AU-
13 14 y 15 tienen maacutes del 80 de agua Esto sugiere que la falla de direccioacuten
Norte Sur entre AU-27 y AU-15 es sellante
Los pozos AU-15 y AU-27 tienen la misma ubicacioacuten estructural y corte de agua
muy diferentes El pozo AU-03 ubicado entre AU-27 y AU-20 tiene 65 de corte
de agua mucho maacutes que estos pozos El Anexo 1 muestra el mapa Estructural de
la arena ldquoTrdquo
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUC A
1171 Arenisca ldquoUrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos
saturados de petroacuteleo que van de 4 a 50 pies la porosidad es de 9 a 21 y la
saturacioacuten inicial de agua estaacute en el rango de 13 a 49 su presioacuten inicial fue de
4141 psia y la presioacuten actual es 1450 psia La presioacuten al punto de burbuja es de
243 psia La saturacioacuten de agua actual es de 29 El mecanismo de produccioacuten
dominante es el empuje hidraacuteulico lateral no muy activo la produccioacuten acumulada
es de 3791 MM BN y el API estaacute en el orden de 18 a 22ordm
1172 Arenisca ldquoTrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados que
van de 1 a 80 pies concentrando los mejores espesores de pago entre 20 y 80
pies a lo largo del eje estructural de los pozos AU-26 hasta el AU-22 la porosidad
tiene un rango de 9 a 21 y las saturaciones de agua variacutean de 10 a 47 La
presioacuten inicial fue de 4213 psia y la actual es de 1585 psia La presioacuten de burbuja
es de 667 psia El mecanismo de produccioacuten dominante es el empuje hidraacuteulico
lateral no muy activo la produccioacuten acumulada es de 61942 MM BN con una
gravedad de 28ordm API
9
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO
DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
Como es sabido el agua de inyeccioacuten cumple la funcioacuten de empujar o desplazar
el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores a traveacutes del medio poroso
(Figura 15) Por tanto para entender el comportamiento dinaacutemico del agua
inyectada en el yacimiento es importante revisar las propiedades baacutesicas de la
roca y fluido que controlan el flujo de fluidos en dicho medio poroso ya que son
los paraacutemetros baacutesicos que influyen en su desplazamiento
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS
El reservorio es una acumulacioacuten de hidrocarburos en un medio poroso
permeable constituido por rocas sedimentarias En el momento del
descubrimiento esta acumulacioacuten de fluidos presenta valores de presioacuten y
temperatura de equilibrio en todo su volumen poral La presencia de un reservorio
implica la formacioacuten y migracioacuten de los hidrocarburos y su posterior acumulacioacuten
en una trampa geoloacutegica estructural-estratigraacutefica Un yacimiento o campo
petroliacutefero puede estar constituido por varios reservorios situados a diferentes
Figura 15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo
10
profundidades con distintas presiones y temperaturas Estos reservorios estaacuten
aislados a sus alrededores por rocas impermeables o tan poco permeables que
no permiten el paso de los fluidos Por eso se habla de ldquotrampa de hidrocarburosrdquo
Las trampas estructurales estaacuten limitadas por arriba mediante una roca
impermeable o ldquotechordquo El techo impide la migracioacuten del petroacuteleo y gas
La gran mayoriacutea de los reservorios estaacuten situados en trampas estructurales
selladas por rocas impermeables Estas se subdividen en anticlinales y fallas
Figura 16 Estructura anticlinal
Figura 17 Falla geoloacutegica
11
debido a la forma de los lechos sedimentarios y sus contactos con las rocas
impermeables como se muestra en las figuras 16 y 17 La estructura anticlinal
es el resultado de un pliegue de la roca que le dio origen La falla se produce
cuando el terreno se fractura ocasionando que los estratos que antes coincidiacutean
se separen
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO
La presioacuten del reservorio es la energiacutea disponible maacutes importante para la
explotacioacuten del mismo Esta presioacuten es la presioacuten de los fluidos confinados en los
poros de la roca-reservorio
En el proceso de recuperacioacuten primaria la produccioacuten de hidrocarburos se realiza
a expensas de la energiacutea natural del reservorio es decir sin inyectar masa ni
energiacutea Aquiacute el petroacuteleo se produce gracias a la expansioacuten de los fluidos y la
roca reservorio Los fluidos y la roca son capaces de expandirse ocupando el
lugar dejado por el petroacuteleo que se produce debido a su compresibilidad su
enorme volumen y la disminucioacuten de la presioacuten del reservorio a medida que
avanza la explotacioacuten
El caacutelculo del factor de recuperacioacuten en la recuperacioacuten primaria depende de
cuaacuteles son los mecanismos de drenaje imperantes Aunque en la mayoriacutea de
casos el petroacuteleo se produce por una combinacioacuten de estos mecanismos
En la recuperacioacuten secundaria el desplazamiento del agua de inyeccioacuten que
empujaraacute al banco de petroacuteleo depende directamente de la energiacutea con la que se
inyecta es decir de la presioacuten de inyeccioacuten Por tanto esta presioacuten determina
cuan efectivo seraacute el desplazamiento del petroacuteleo hacia el pozo productor pues
debe proporcionar la energiacutea necesaria para ocasionar el barrido sin detenerse
hasta lograr la produccioacuten del crudo Sin embargo el eacutexito de este mecanismo no
es inyectar a una presioacuten demasiado alta ya que se debe cuidar que el agua no
fracture la formacioacuten puesto que si la presioacuten de fracturamiento se excede el
agua fluiraacute a traveacutes de la fractura hacia el pozo de produccioacuten sin cumplir el
objetivo deseado
12
En definitiva la presioacuten de inyeccioacuten es de gran importancia al analizar el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten sin embargo existen muchos
paraacutemetros que tambieacuten deben tomarse en cuenta
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
Una roca sedimentaria constituye un reservorio de hidrocarburos comercialmente
explotable cuando presenta dos propiedades La primera es la capacidad para
acumular y almacenar fluidos definida como porosidad de la roca Esta es una
propiedad estaacutetica
Ademaacutes para poder extraer los fluidos almacenados en la roca debe ser posible
moverlos hacia los pozos productores bajo un pequentildeo gradiente de potencial La
segunda propiedad es entonces la capacidad para hacer mover (transferir) los
fluidos Se la define como permeabilidad de la roca y es una propiedad dinaacutemica
La porosidad requiere espacios vaciacuteos en la roca-reservorio La permeabilidad
necesita que dichos espacios vaciacuteos esteacuten interconectados
1231 Porosidad
La porosidad equivale a la fraccioacuten de vaciacuteos existentes en la unidad de volumen
de roca Puede ser medida en forma directa en el laboratorio utilizando una
muestra de roca denominada testigo corona (core sample) o indirectamente
mediante perfilaje de pozos (well logging)
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria La primaria se
debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio La secundaria se
debe a movimientos posteriores que desataron la presencia de fracturas
cavernas y otras discontinuidades en la matriz Estas discontinuidades no
aumentan mucho la porosidad pero siacute pueden influir grandemente en la
permeabilidad El incremento del flujo debido a la porosidad secundaria es de
gran intereacutes en la ingenieriacutea de reservorios
13
La porosidad tambieacuten puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos
interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados) La suma
de ambas constituye la porosidad total Figura 18
1232 Permeabilidad
La permeabilidad depende exclusivamente del medio poroso y es independiente
del fluido que lo inunda En un mismo reservorio pueden encontrarse diferentes
valores de permeabilidad desde 1 mD hasta 1 D
La geometriacutea de los poros de la roca determina el valor de la permeabilidad A su
vez dicha geometriacutea depende del tamantildeo y de la forma de los granos de la roca
y de la distribucioacuten del tamantildeo de granos
El tamantildeo de grano de la roca tiene una gran influencia en la permeabilidad
aunque su efecto es pequentildeo en la porosidad Dicho tamantildeo de grano estaacute
relacionado con la superficie mojada a menor tamantildeo de partiacutecula mayor
superficie de contacto soacutelido-fluido
Debido a la friccioacuten del fluido contra la superficie en el contacto soacutelido-fluido la
velocidad es nula y el esfuerzo de corte es maacuteximo Por eso se consume mayor
energiacutea (hay maacutes peacuterdidas por friccioacuten) para hacer pasar un fluido a traveacutes de un
lecho rocoso de grano fino que a traveacutes de un lecho de grano grueso (figura 19)
Figura 18 Porosidad efectiva no efectiva y total
14
En resumen la permeabilidad del medio poroso es de gran importancia al hablar
del desplazamiento del agua de inyeccioacuten puesto que el yacimiento debe permitir
que el banco de petroacuteleo (que es empujado por el agua) se movilice a lo largo de
eacuteste de la manera maacutes uniforme posible y es precisamente aquiacute donde interviene
la buena conectividad de los poros del medio que permitan esta movilidad
Ademaacutes es claro que el agua de inyeccioacuten optaraacute por desplazarse atravesando
aquellas zonas que presenten una mejor permeabilidad dentro de las cuales
pueden estar fracturas lo cual ocasionariacutea un desastre al no cumplirse el
objetivo Por esta razoacuten la permeabilidad y porosidad del la roca son
determinantes el comportamiento del agua de inyeccioacuten
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS
1241 Mojabilidad
Se define mojabilidad (o ldquohumectabilidadrdquo) como la capacidad de posee un liacutequido
para esparcirse sobre una superficie dada es una funcioacuten del tipo de fluido y de la
superficie soacutelida (figura 110) Un liacutequido moja a un soacutelido cuando la adhesioacuten del
liacutequido al soacutelido es mayor que la cohesioacuten de las partiacuteculas liacutequidas entre siacute (figura
110) El aacutengulo θ se denomina aacutengulo de contacto y sirve para cuantificar la
mojabilidad Cuando θ lt 90deg el fluido moja al soacutelido y se llama fluido mojante
Cuando θ gt 90deg el fluido se denomina fluido no mojante A siacute la mojabilidad tiene
soacutelo un significado relativo
Figura 19 Efecto del tamantildeo de grano sobre la permeabilidad
15
1242 Tensioacuten Superficial
Si sobre la superficie de un liacutequido se coloca con cuidado una aguja o laacutemina
delgada de metal eacutesta flota pese a ser maacutes pesada que el liacutequido Este
experimento demuestra la existencia de una aparente peliacutecula superficial
constituida por una o varias capas de moleacuteculas que actuacutean como una membrana
elaacutestica La aparente membrana se origina en la atraccioacuten que las moleacuteculas del
liacutequido ejercen entre siacute (figura 111) Asiacute en la superficie se crea una tensioacuten
denominada ldquotensioacuten superficialrdquo
Este concepto se extiende a la interfase entre dos fluidos donde se origina una
ldquotensioacuten interfacialrdquo La figura 112 muestra los efectos combinados de la
mojabilidad y la tensioacuten superficial
En un reservorio se encuentran hasta tres fases agua petroacuteleo y gas Soacutelo las
dos primeras pueden mojar la roca El gas es siempre no mojante Se considera
que la mayoriacutea de las rocas reservorio (arenas o calizas) son preferentemente
mojadas por agua (hidroacutefilas) Esta mojabilidad es natural considerando que las
rocas tienen un origen sedimentario y estuvieron depositadas originalmente en un
ambiente acuoso antes de que el petroacuteleo se formara y migrara hacia ellas
Figura 110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material soacutelido y de las condiciones de su superficie
16
Sin embargo numerosos estudios de laboratorio y observaciones del
comportamiento de reservorios permiten concluir que tambieacuten hay formaciones
preferentemente mojadas por petroacuteleo (oleoacutefilas) de mojabilidad intermedia y de
mojabilidad mixta
Esto uacuteltimo significa zonas mojadas por petroacuteleo y zonas mojadas por agua
dentro de un mismo reservorio
125 PRESIOacuteN CAPILAR
Otro ejemplo del efecto combinado de la mojabilidad y la tensioacuten interfacial es el
ascenso de un fluido mojante en un tubo capilar Si un tubo capilar se coloca en
Figura 111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las moleacuteculas de liacutequido
Figura 112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua y mercurio en una superficie
17
un recipiente con agua el agua es empujada hacia arriba por su mojabilidad y su
adhesioacuten al tubo de vidrio En cambio con el mercurio ocurre todo lo contrario
debido a su falta de mojabilidad y a su alta tensioacuten superficial (Figura 113)
El agua sube maacutes alto en tubos de menor diaacutemetro hasta que la fuerza de
ascenso es balanceada por el peso de la columna de agua Pero alliacute ocurre otro
efecto la fuerza de gravedad que empuja hacia abajo hace que la peliacutecula
superficial se curve
El petroacuteleo se comporta en forma similar pero su ascenso capilar es menor
(aunque sea maacutes liviano) porque su tensioacuten superficial es menor (figura 114)
De este modo la curvatura en la superficie de un liacutequido en un tubo capilar se
produce como resultado de una depresioacuten originada por el agua suspendida (que
la empuja hacia abajo) y la tensioacuten superficial (que resiste el descenso) La
presioacuten es menor en la parte convexa de abajo que en la parte coacutencava de arriba
Esta diferencia de presioacuten a traveacutes de la interfase es denominada presioacuten capilar
Los efectos combinados de la mojabilidad tamantildeo y forma de los poros y
tensiones superficiales e interfaciales producen las llamadas ldquofuerzas capilaresrdquo
en el reservorio las mismas que inciden en el barrido del petroacuteleo (por parte del
agua inyectada) ya que actuacutean como fuerzas retentivas del fluido De este modo
el agua inyectada proporciona una energiacutea que logre vencer dichas fuerzas por
Figura 113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
18
tanto las fuerzas capilares siacute intervienen en el comportamiento dinaacutemico del agua
de inyeccioacuten
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN
Se denomina drenaje al desplazamiento de un fluido mojante presente
originalmente en la muestra rocosa por un fluido no mojante La imbibicioacuten es el
desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante La figura 115
ilustra los procesos de drenaje e imbibicioacuten respectivamente
Cabe sentildealar que para introducir un fluido no mojante hay que vencer la presioacuten
capilar para lo cual se aplica una presioacuten de entrada que produzca el
desplazamiento En cambio el proceso de imbibicioacuten es espontaacuteneo pues la
presioacuten capilar introduce el fluido en la muestra
Dependiendo si la roca es oleoacutefila o hidroacutefila el desplazamiento del petroacuteleo por el
agua inyectada constituye un proceso de drenaje o imbibicioacuten respectivamente lo
cual significa que esto tambieacuten influye en el comportamiento dinaacutemico del agua de
inyeccioacuten De este modo si la roca es oleoacutefila el agua se desplazaraacute por los
canales porosos maacutes grandes empujando el petroacuteleo que pueda ya que el resto
de crudo se pegaraacute a los poros maacutes pequentildeos Pero si la roca es hidroacutefila el
Figura 114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de ascenso del liacutequido
19
Figura 115 Drenaje e imbibicioacuten
agua seraacute forzada a invadir los conductos maacutes estrechos desplazando al petroacuteleo
de los mismos y dejando gotas de crudo alojadas en los poros maacutes grandes
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
El movimiento del petroacuteleo hacia el pozo productor y su posterior extraccioacuten se
debe a dos procesos fiacutesicos que ocurren generalmente combinados
1 la expansioacuten de la roca el petroacuteleo el gas y el agua al disminuir la alta presioacuten
inicial del reservorio
2 el barrido del petroacuteleo hacia el pozo por las otras dos fases gas yo agua
20
Este segundo proceso puede ocurrir naturalmente durante la recuperacioacuten
primaria o artificialmente durante la recuperacioacuten secundaria Se lo cuantifica con
la eficiencia al desplazamiento (a nivel microscoacutepico) y con la eficiencia
volumeacutetrica de barrido (a nivel macroscoacutepico)
La eficiencia de desplazamiento se define como la fraccioacuten de petroacuteleo contactado
por las otras dos fases que es efectivamente movilizado por ellas
ED=Voluacutemen de petroacuteleo movilizado por gas yo aguavoluacutemen de petroacuteleo
contactado por gas yo agua
En los procesos de recuperacioacuten secundaria mediante la inyeccioacuten de agua o gas
se introduce el concepto de eficiencia volumeacutetrica Esta es una medida
tridimensional de la eficiencia del barrido Depende principalmente del esquema
de inyeccioacuten produccioacuten (o sea de la ubicacioacuten de los pozos inyectores y
productores) de la relacioacuten de movilidades entre la fase desplazante y
desplazada y tambieacuten de las heterogeneidades del reservorio Se la define como
la fraccioacuten del petroacuteleo ldquoin siturdquo que es contactado por el fluido inyectado
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo
La figura 116 es una representacioacuten de dos canales porosos en un reservorio
mojado por agua El agua connata tambieacuten denominada agua irreducible ocupa
una peliacutecula delgada adherida a los granos de la roca mientras que el petroacuteleo se
encuentra en el centro de los canales
La saturacioacuten de agua connata es mucho menor en las rocas reservorio mojadas
por petroacuteleo que en las mojadas por agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
21
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
Figura 116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
Figura 117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
22
Para un sistema con dos canales de distinto diaacutemetro (figura 119) el agua tiende
a penetrar por imbibicioacuten en el canal superior de menor permeabilidad gracias al
empuje adicional suministrado por la presioacuten capilar
En el canal inferior de mayor diaacutemetro el agua se mueve pegada a las paredes
de los granos mientras la saturacioacuten de petroacuteleo disminuye El petroacuteleo se ubica
como un filamento continuo a medida que su diaacutemetro decrece la tensioacuten
interfacial agua-petroacuteleo aumenta (figura 120)
Figura 118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
Figura 119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los canales porales de baja permeabilidad
23
El proceso continuacutea hasta que el filamento se quiebra formaacutendose gotas o
gloacutebulos de petroacuteleo (figura 121) Estas gotas adquieren formas
aproximadamente esfeacutericas debido a la alta tensioacuten interfacial y permanecen
atrapadas en los poros Para desentramparlas se necesitariacutea una diferencia de
presioacuten externa entre la parte de atraacutes y la de delante de la gota mayor que la
presioacuten capilar
Cabe sentildealar que el desplazamiento de petroacuteleo por gas o por agua deja
petroacuteleo sin barrer en el reservorio Su saturacioacuten se denomina saturacioacuten
residual de petroacuteleo En general la saturacioacuten residual de petroacuteleo al barrido por
Figura 120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
Figura 121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que permanecen atrapadas en los poros
24
gas es mucho mayor que al barrido por agua pues este uacuteltimo proceso de barrido
es maacutes eficiente
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS
Cuando en el reservorio fluyen dos o maacutes fluidos inmiscibles cada fluido interfiere
con el flujo de los otros Esta reduccioacuten en la posibilidad de desplazamiento se
cuantifica con el concepto de permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa de
cada uno de los fluidos inmiscibles
La permeabilidad efectiva es una medida de la conductancia del medio poroso
para cada fase fluida y debe ser determinada experimentalmente utilizando
muestras de roca y realizando ensayos de flujos bifaacutesicos ya sea agua-petroacuteleo o
gas-petroacuteleo Ademaacutes estaacute influenciada por varios factores la geometriacutea del
medio poroso la mojabilidad de la roca reservorio la distribucioacuten de los fluidos en
el medio poroso y la saturacioacuten de cada uno de los fluidos Para un determinado
sistema roca-fluidos es entonces funcioacuten exclusiva de la saturacioacuten y de la
direccioacuten del desplazamiento (drenaje o imbibicioacuten)
Del mismo modo que la permeabilidad absoluta la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad relativa son propiedades dinaacutemicas La permeabilidad absoluta por
definicioacuten se mide con un fluido que satura el 100 del espacio poral Es una
propiedad de la roca y no del fluido que se mueve a traveacutes de la misma
25
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES
La viscosidad del petroacuteleo es la mayor consideracioacuten para determinar el
comportamiento de la inyeccioacuten Si todos los otros factores son los mismos la
recuperacioacuten de petroacuteleo para un petroacuteleo ligero seraacute mayor que para un petroacuteleo
pesado La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relacioacuten de la
permeabilidad efectiva a la viscosidad La movilidad del petroacuteleo es calculada por
(Ec 11)
Donde es la permeabilidad efectiva al petroacuteleo que depende de la saturacioacuten
del fluido y es la viscosidad del petroacuteleo a condiciones de reservorio De igual
manera la movilidad para el agua es
(Ec 12)
La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petroacuteleo
es influenciado fuertemente por la relacioacuten de movilidad M definido como la
relacioacuten de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido
desplazado Esta relacioacuten es
(Ec 13)
El comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y en general la eficiencia de
barrido depende directamente de la relacioacuten de movilidad puesto que un M =1
significa que tanto el agua como el petroacuteleo encuentran la misma resistencia a
fluir dentro del reservorio Si M lt1 el petroacuteleo fluye mejor que el agua y por ende
es faacutecil para el agua desplazar al petroacuteleo lo cual resulta en un buen recobro de
petroacuteleo Pero si M gt1 el agua tendraacute el comportamiento de fluir maacutes que el
petroacuteleo sin desplazarlo eficazmente
Figura 122 Curvas de permeabilidad relativa
26
1211 CONCLUSIOacuteN
El comportamiento dinaacutemico del fluido de inyeccioacuten estaacute determinado por el efecto
combinado de varios paraacutemetros inherentes a las condiciones de reservorio y del
fluido mismo Las heterogeneidades del reservorio (presencia de fallas o capas
impermeables) influyen directamente en el desplazamiento del agua puesto que
eacutesta atravesaraacute aquellos conductos tortuosos que le permitan fluir con facilidad
Por esta razoacuten la magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son
consideraciones importantes Si la permeabilidad es muy baja no seraacute posible
inyectar agua a altas tasas en cambio capas con alta permeabilidad y que son
continuas entre el pozo inyector y productor causaraacuten temprana irrupcioacuten del
frente de agua en los pozos de produccioacuten y dejaraacuten de lado petroacuteleo en zonas de
baja permeabilidad
La presioacuten de inyeccioacuten constituye la energiacutea brindada al agua para que logre
empujar el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores de ahiacute que el alcance
longitudinal desplazado depende de esta fuerza
Las fuerzas capilares de la roca asiacute como su preferencia de humectabilidad
tambieacuten inciden directamente en la manera de comportarse del agua inyectada
De aquiacute se infiere que la recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua es maacutes
eficaz para el reservorio predominantemente hidroacutefilo puesto que el agua es
atraiacuteda hacia los poros maacutes estrechos y desplaza con facilidad el petroacuteleo
entrampado Todo esto estaacute iacutentimamente relacionado con las curvas de
permeabilidad relativa la saturacioacuten de los fluidos en la roca y a la vez con la
relacioacuten de movilidades Por tanto todos estos son los paraacutemetros fundamentales
que intervienen en el desplazamiento del agua de inyeccioacuten y por ende en el
barrido de petroacuteleo
27
CAPIacuteTULO 2
TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN
EL YACIMIENTO
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES
211 CONCEPTO DE TRAZADOR
El meacutetodo de trazadores es una teacutecnica para obtener informacioacuten de un sistema o
parte de un sistema mediante la observacioacuten del comportamiento de una
sustancia especiacutefica (el trazador) que ha sido agregada al proceso
Esto implica marcar con el trazador una fase o parte determinada del sistema
denominada material marcado hacieacutendola asiacute faacutecilmente identificable
A partir de esta afirmacioacuten es posible establecer un concepto de trazador
ldquoEl trazador es una sustancia especiacutefica que sirve para marcar o
hacer maacutes faacutecilmente identificable una fase especiacutefica o parte de
un sistema denominado material marcadordquo
En otras palabras el principio baacutesico del meacutetodo de los trazadores es marcar una
sustancia un objeto o una fase y despueacutes seguirlo a traveacutes del sistema o llevar a
cabo la determinacioacuten cuantitativa del mismo despueacutes que ha abandonado el
sistema
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES
En general un experimento con trazadores consiste en inyectar en un punto Pi
del sistema entre ti y ti + Dti cierta actividad Ai incorporada a un volumen Vi de
producto marcado y observar la aparicioacuten y concentracioacuten de la actividad en
funcioacuten del tiempo en un punto Po Esta situacioacuten se representa en la figura 21
En general para que un trazador pueda ser utilizado en un estudio de cualquier
iacutendole debe
bull Comportarse de la misma forma que el material sujeto a investigacioacuten
28
bull Ser faacutecilmente detectable en bajas concentraciones
bull La deteccioacuten debe ser inequiacutevoca
bull La inyeccioacuten deteccioacuten y muestreo debe realizarse sin introducir
perturbaciones en el sistema
Estos requerimientos lo satisfacen tres tipos de trazadores
bull los trazadores estables (colorantes o sales quiacutemicas)
bull los trazadores activables (compuestos estables que se transforman en
radiactivos por irradiacioacuten) y
bull los trazadores radiactivos
S I S T E M A
Entrada
Salida
Inyeccioacuten deltrazador
Trazador
Figura 21 Esquema de un experimento con trazador
Figura 22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
29
22 TRAZADORES RADIACTIVOS
Si se agrega un colorante al tanque de agua de una casa y se abre una canilla en
un extremo de la instalacioacuten se puede medir el tiempo que tarda en observarse su
aparicioacuten de esta manera se infiere el largo de la cantildeeriacutea y otros paraacutemetros El
colorante de esta manera se comportoacute como un trazador Si en lugar de un
colorante se hubiese agregado un radioisoacutetopo no soacutelo seriacutea posible realizar la
misma experiencia sino tambieacuten seguir la trayectoria dentro de la cantildeeriacutea desde
el exterior de la pared puesto que la radiacioacuten emitida puede atravesarla y ser
detectada con facilidad de este modo se tendriacutea un trazador radiactivo
En general los trazadores radiactivos o radiotrazadores son sustancias
radiactivas que incorporadas al sistema en estudio proporcionan informacioacuten
sobre su comportamiento la que se obtiene mediante la deteccioacuten y el anaacutelisis de
la radiacioacuten emitida Asiacute los radiotrazadores se usan eficientemente para
monitorear el curso de muchos procesos industriales sin interrumpir la produccioacuten
ya que se comportan como verdaderos ldquoespiacuteasrdquo introducieacutendose en un sistema
en forma praacutecticamente desapercibida (debido a su utilizacioacuten en pequentildeas
cantidades) brindando luego informacioacuten acerca del mismo a un observador
externo
Con la utilizacioacuten de los radiotrazadores se pueden determinar paraacutemetros de
transporte de material como por ejemplo flujos volumeacutetricos y maacutesicos
distribucioacuten de tiempos de residencia coeficientes de dispersioacuten ubicar o
cuantificar fugas y filtraciones y realizar balances de masa entre otras
aplicaciones
En la prospeccioacuten petroliacutefera se utilizan equipos que determinan el perfil de las
propiedades del terreno a grandes profundidades permitiendo inferir cuales son
las posibilidades existentes de que un medio geoloacutegico dado albergue petroacuteleo
En las mediciones de caudal de agua para la recuperacioacuten secundaria de
petroacuteleo se utilizan soluciones de iodo 131 con actividades menores de 1 TBq
diluidas en el agua de inyeccioacuten Se agrega agua tritiada (marcada con tritio) en
30
un pozo A lo largo de los meses se obtienen muestras de los pozos adyacentes
y midiendo el tritio por centelleo liacutequido se establece la conexioacuten entre los pozos
221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTR AZADORES
Las ventajas maacutes notables son
bull Alta sensibilidad de deteccioacuten
bull La gran diversificacioacuten de los radioisoacutetopos hace factible que casi siempre
se pueda encontrar al menos uno que sea el adecuado para la
investigacioacuten a realizar
bull Pueden ser utilizados para el marcaje fiacutesico o quiacutemico
bull Posibilidades de deteccioacuten ldquoin siturdquo sin necesidad de llevar a cabo el
muestreo
bull Independencia de su deteccioacuten de condiciones imperantes como la
temperatura presioacuten etc
bull En ocasiones es la uacutenica viacutea para diferenciar el comportamiento de un
elemento en diferentes fases o estados quiacutemicos
Las desventajas maacutes significativas son
bull La principal sin duda alguna la relacionada con la propia presencia de la
radiactividad y por los efectos y riesgos que conlleva su manipulacioacuten si no
se extreman los cuidados exigidos por las normas de seguridad y de
proteccioacuten radioloacutegica
bull Los efectos radiacionales que pueden introducir cambios en los sistemas
bioloacutegicos alterando los resultados de las experiencias
bull La formacioacuten de radiocoloides que pueden llevar a la adsorcioacuten y peacuterdidas
en ocasiones completas del radiotrazador
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO
Dada la gran diversidad de los isoacutetopos radiactivos (principalmente los artificiales)
siempre existe la posibilidad de que maacutes de un radioisoacutetopo satisfaga los
requerimientos de la investigacioacuten a realizar En estos casos los factores maacutes
importantes a tener en cuenta son
31
bull el periodo de semidesintegracioacuten
bull la actividad especiacutefica
bull tipo de radiacioacuten
bull la energiacutea de la radiacioacuten
bull el tipo de trazador (fiacutesico o quiacutemico)
El orden de estos factores no indica prioridad alguna y puede darse el caso de
que las restricciones de uno de eacutestos invaliden a los restantes y por tanto limite
el empleo del trazador previamente seleccionado
223 EL TRITIO
El hidroacutegeno natural estaacute constituido en un 99985 por un isoacutetopo (1H)
caracterizado por poseer un uacutenico protoacuten en su nuacutecleo mientras que la fraccioacuten
restante estaacute integrada por otro isoacutetopo (2H) llamado deuterio cuyo nuacutecleo posee
un protoacuten y un neutroacuten Ambos son estables
Por medio de ciertas reacciones nucleares es factible producir un tercer isoacutetopo
del hidroacutegeno (3H) conocido como tritio con un protoacuten y dos neutrones en su
nuacutecleo atoacutemico
En este caso el exceso de neutrones hace que dicho nuacutecleo sea inestable
(isoacutetopo radiactivo) y que entonces busque la estabilidad a traveacutes de la emisioacuten
de una partiacutecula beta para transformarse en un isoacutetopo del helio
El tritio (Hidroacutegeno-3) tiene un tiempo de vida media de 123 antildeos y es producido
naturalmente por la accioacuten de rayos coacutesmicos sobre gases atmosfeacutericos Tambieacuten
puede ser manufacturado artificialmente Es un gas incoloro e inodoro maacutes
liviano que el aire Estaacute presente en el aire y en el agua formando el compuesto
conocido como agua tritiada en todo el mundo y es habitualmente ingerido e
inspirado por todos Todos los seres humanos tenemos trazas de tritio asiacute como
32
otros isoacutetopos radiactivos que ocurren naturalmente Tambieacuten puede aparecer en
los reservorios de agua subterraacutenea gracias a la infiltracioacuten del agua de
precipitacioacuten
Las emisiones beta del tritio son de baja energiacutea no emitiendo ninguna otra
radiacioacuten primaria De hecho el tritio emite el nivel maacutes bajo de energiacutea por
radiacioacuten beta de todos los isoacutetopos (en la praacutectica implica que sus partiacuteculas beta
son faacutecilmente detenidas por finas capas de cualquier material soacutelido)
Figura 24 Esquema de desintegracioacuten de la moleacutecula de agua tritiada
Figura 23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
33
2231 Medicioacuten de tritio
La particularidad del tritio de ser un emisor beta puro de baja energiacutea hace que su
medicioacuten con alta eficiencia soacutelo sea posible en laboratorio mediante la teacutecnica
conocida como centelleo liacutequido
Las muestras de agua tritiada se limpian filtran y fraccionan en voluacutemenes del
orden de los 8 a 10 ml Luego se mezclan con una sustancia denominada coacutectel
centelleador que se caracteriza por la propiedad de emitir fotones luminosos
cuando las partiacuteculas beta provenientes de la desintegracioacuten del tritio
interaccionan con sus aacutetomos Los fotones son detectados por vaacutelvulas
denominadas fotomultiplicadores que entregan pulsos con amplitud proporcional a
la energiacutea de la partiacutecula y frecuencia proporcional a la actividad presente en la
muestra Estos pulsos son procesados y contados por la unidad electroacutenica
La respuesta es expresada en pulsos o cuentas por unidad de tiempo (cuentas
por minuto) o bien si se considera la eficiencia del sistema de medicioacuten
directamente en desintegraciones por unidad de tiempo (desintegraciones por
minuto)
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
Cuando se desea medir la actividad de un isoacutetopo emisor de partiacuteculas beta de
poca energiacutea puede utilizarse el principio de la excitacioacuten de los aacutetomos de un
cristal de yoduro de sodio cuando una partiacutecula pasa a traveacutes del mismo Asiacute es
como los cristales y sustancias fluorescentes asociados a un fototubo sensible a
la luz han permitido idear aparatos que permiten analizar una muestra de
radioisoacutetopos con gran eficiencia ya que cada vez que ocurre un centelleo de la
sustancia fluorescente (usualmente yoduro de sodio) el fototubo hace una sentildeal
eleacutectrica que una vez amplificada varias miles de veces es capaz de ser
registrada (figura 25) Estos aparatos se conocen como contadores de centelleo
Del mismo modo para determinar radiaciones beta de baja energiacutea como las del
tritio (3H) y las del 14C se emplean con excelentes resultados los llamados
contadores de centelleo liacutequido
34
En ellos el material fluorescente estaacute formado por ciertas moleacuteculas que se
disuelven en un solvente apropiado La muestra que contiene el material
radioactivo se sumerge en este liacutequido (coctel) centelleador y origina en eacutel
pequentildeos destellos luminosos que pueden ser reconocidos y contados mediante
un sistema apropiado que comprende fototubos y amplificadores de sentildeal como
se muestra en la figura 26
Figura 26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
Figura 25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
35
Figura 27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE
INTERCONEXIOacuteN DE POZOS
El empleo de trazadores radiactivos constituye la mejor teacutecnica para alcanzar un
conocimiento maacutes claro del comportamiento del fluido de inyeccioacuten en el
yacimiento y por ende su utilidad es muy amplia en los estudios de interconexioacuten
entre pozos
Un estudio de este tipo se inicia con la incorporacioacuten al pozo en forma conjunta con
el agua de inyeccioacuten de una solucioacuten acuosa en la que se encuentra el trazador
bajo una forma quiacutemica apropiada Posteriormente una planificada y ordenada
extraccioacuten de muestras en los pozos productores posibilita la generacioacuten de graacuteficos
representativos de las curvas de respuesta o funciones de transferencia
La adecuada interpretacioacuten de las funciones de transferencia inyector-productor
obtenida mediante trazadores ha permitido a los ingenieros de reservorio reunir
valiosa informacioacuten y tomar importantes decisiones tales como confirmar la
36
existencia de fallas geoloacutegicas modificar el trazado de algunas de esas fallas
redefinir fallas como sellantes o no sellantes encontrar direcciones preferenciales
de desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el aacutembito de todo el yacimiento
cerrar capas en algunos productores por presencia de canalizaciones desde el
inyector determinar conexiones verticales entre distintos estratos productores
reasignar productores a distintos inyectores (es decir reorganizar la composicioacuten
de los arreglos) modificar el caudal de inyeccioacuten en ciertos pozos evaluar la
eficiencia de recuperacioacuten secundaria confirmar o modificar anaacutelisis volumeacutetricos
previos y estimar la permeabilidad media de los distintos arreglos
En los estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos la seleccioacuten de tritio como
trazador es la uacutenica opcioacuten factible para llevar a cabo este trabajo
El tritio es un radioisoacutetopo emisor beta puro y constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten
a nivel mundial en razoacuten de las siguientes ventajas
Posibilidad de marcar grandes voluacutemenes del medio con una pequentildea masa de
trazador (propiedad comuacuten a cualquier radioisoacutetopo)
Ser un emisor beta puro de baja energiacutea lo que hace innecesario el empleo de
grandes blindajes y praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
Facilidad para ser medido con gran sensibilidad lo que permite su deteccioacuten en
concentraciones sumamente bajas
Comportamiento ideal por tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en
consecuencia formar parte de la moleacutecula de agua
231 INYECCIOacuteN
Se han propuesto y empleado diversas teacutecnicas destinadas a la incorporacioacuten del
trazador a la capa en estudio En todos los casos debe asegurarse que la inyeccioacuten
se efectuacutee en forma instantaacutenea condicioacuten que se cumple cuando el tiempo que
demora el trazador en ingresar es despreciable comparado con su tiempo de
traacutensito entre pozos
37
Este requerimiento se cumple faacutecilmente cuando se emplean radiotrazadores debido
a los pequentildeos voluacutemenes involucrados
El empleo de una bomba dosificadora es una de las posibles alternativas para lograr
una correcta inyeccioacuten cuando la presioacuten en la boca del pozo productor es superior
a la atmosfeacuterica La bomba se alimenta de un recipiente en el que se encuentra la
solucioacuten marcadora acoplaacutendose su salida al caudal principal de inyeccioacuten de agua
de formacioacuten Si la presioacuten en la boca del pozo productor es inferior a la atmosfeacuterica
la inyeccioacuten puede efectuarse en forma directa por medio de una pequentildea bomba
peristaacuteltica La figura 28 muestra los esquemas de ambas alternativas
Otra posibilidad consiste en tomar una derivacioacuten del caudal normal de inyeccioacuten y
hacerla pasar por el recipiente que almacena el trazador Accionando vaacutelvulas
adecuadamente dispuestas se logra arrastrar el fluido en forma efectiva Esta
alternativa que es tal vez la maacutes barata y eficaz ha sido aplicada exitosamente en
numerosos estudios La figura 29 presenta un esquema representativo de esta
teacutecnica de inyeccioacuten
Finalmente tambieacuten puede utilizarse alguna herramienta especial de inyeccioacuten que
permita cargar el trazador en superficie y luego ser llevada hasta el nivel de
inyeccioacuten para luego ser accionada en forma remota
Por supuesto que en todos casos la capa a estudiar debe encontrase aislada de
las restantes por medio de mandriles u otros elementos apropiados
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Pequentildea bomba
Pozo sin presioacuten
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Abierto
Bomba dosificadora
Pozo bajo presioacuten
Figura 28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
38
232 MUESTREO
El muestreo es una operacioacuten simple que normalmente la realiza el personal del
yacimiento sin ninguna dificultad Es importante rotular los frascos que almacenan
las muestras con alguacuten medio indeleble escribiendo sobre ellos una referencia
alfanumeacuterica faacutecilmente identificable Cada enviacuteo de muestras debe acompantildearse
de una planilla que indique el nuacutemero de pozo al que pertenece cada una de ellas y
la fecha de extraccioacuten Cuando se toma maacutes de una muestra diaria debe indicarse
tambieacuten la hora El volumen de la muestra dependeraacute del trazador utilizado y de la
teacutecnica de medicioacuten seleccionada
El plan de muestreo debe comprender una alta frecuencia de toma de muestras
durante los diacuteas inmediatamente posteriores a la inyeccioacuten para luego ir
disminuyendo el ritmo a medida que transcurre el tiempo Dos muestras diarias los
primeros dos o tres diacuteas una por diacutea la semana siguiente y asiacute sucesivamente hasta
llegar a una muestra semanal cuando hayan pasado algunos meses suele ser un
plan racional Muchas veces la respuesta del pozo suele aparecer en forma tardiacutea y
extenderse durante muchos meses y hasta antildeos En estos casos luego del primer
antildeo de muestreo una muestra mensual resulta suficiente
El motivo de la alta frecuencia inicial es la posibilidad de presencia de una
canalizacioacuten a traveacutes de la cual el trazador emerja en el pozo productor muy
raacutepidamente antes de haberse dispersado longitudinalmente produciendo en
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Abierto
Figura 29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de inyeccioacuten
39
respuesta corta pero de gran amplitud que soacutelo es posible reconstituir si se tiene un
nuacutemero suficiente de muestras La tabla 1 indica la frecuencia de muestreo
usualmente utilizada Ademaacutes debe recordarse que antes de la inyeccioacuten es
necesario extraer una muestra de cada productor para poder cuantificar el fondo
que corresponde a la concentracioacuten de tritio innata del reservorio
Tabla 1 FRECUENCIA DE MUESTREO
MES MUESTRAS POR CADA POZO PRODUCTOR
1Una antes de la inyeccioacuten Una muestra cada uno de los primeros
tres diacuteas posteriores a los de la inyeccioacuten Tres muestras semanales el resto del mes
2 Tres por semana
3 a 5 Dos por semana
6 a 8 Una por semana
9 a 11 Dos por mes
12+ Una por mes
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS
En caso de trabajar con trazadores radiactivos es sabido que la lectura entregada
por cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta
Para transformarla en actividad neta es necesario obviamente restar el fondo de
radiacioacuten natural el cual se obtiene a partir de la medicioacuten de la muestra extraiacuteda del
respectivo pozo antes de la inyeccioacuten Sin embargo si el trazador demora en
aparecer es decir si no se estaacute en presencia de una canalizacioacuten puede obtenerse
un valor maacutes representativo del fondo calculando la media aritmeacutetica de las
primeras mediciones teniendo en cuenta que cuantos maacutes puntos se tomen menor
seraacute su coeficiente de variacioacuten
Al respecto es bueno recordar que la desintegracioacuten radiactiva es un fenoacutemeno
estadiacutestico que responde a la distribucioacuten binomial y que puede ser aproximado por
las funciones de distribucioacuten de Poisson y de Gauss Aplicando esta uacuteltima puede
considerarse que la totalidad de los valores de una serie de mediciones estaacute
40
comprendida en un intervalo de cinco desviaciones estaacutendar centrado en el valor
medio Por lo tanto para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones las mismas deberiacutean diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo
Ese criterio se utiliza tambieacuten para determinar si una muestra de baja actividad es
realmente activa o si se estaacute midiendo un valor perteneciente a la banda de
fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural Es decir que una muestra contendriacutea
restos de trazador cuando se diferencie del fondo en maacutes de cinco desviaciones De
aquiacute se derivan los conceptos de liacutemite de deteccioacuten y de concentracioacuten miacutenima
detectable Si se desea trabajar cuantitativamente con los resultados de esas
mediciones es mejor adoptar un criterio maacutes seguro y definir la concentracioacuten
miacutenima medible como aquella cuya lectura de actividad se diferencia de la
correspondiente al fondo en diez o maacutes desviaciones estaacutendar
El liacutemite de deteccioacuten puede ser calculado mediante la siguiente expresioacuten
m
Fd Vte
NL
82=
(Ec 21)
Siendo
Ld Liacutemite de deteccioacuten (Bq L)
NF Nuacutemero de cuentas de fondo acumuladas durante un tiempo t
t Tiempo de medicioacuten (s)
e Eficiencia (cuentas desintegracioacuten)
Vm Volumen de la muestra (L)
Otra consecuencia de las variaciones estadiacutesticas es la dificultad de establecer
funciones de ajuste debido a la dispersioacuten de los datos originales A efectos de
suavizar algo las curvas de respuesta puede aplicarse a los valores de actividad o
concentracioacuten neta alguacuten procedimiento de alisado por ejemplo el reemplazo de
cada valor por el promedio de los tres o cuatro anteriores
Por uacuteltimo para poder comparar mediciones pertenecientes a muestras extraiacutedas en
distintos diacuteas se requiere corregir los resultados por decaimiento radiactivo Si bien
41
en el caso del tritio el periacuteodo es lo suficientemente largo como para que sean
innecesarias las correcciones cuando las diferencias son de algunos diacuteas en el
caso de que el muestreo se prolongue durante meses es conveniente efectuar esta
correccioacuten que implica una modificacioacuten en los datos de 046 mensual
234 RESPUESTA TEMPORAL
La respuesta temporal de cada pozo estaacute constituida por la representacioacuten graacutefica
de la concentracioacuten de actividad neta corregida por decaimiento en funcioacuten del
tiempo Tal como se dijo los datos originales pueden haber sido sometidos a un
procedimiento de alisado
Como consecuencia de esto resulta importante el trazado de la curva de actividad
total recuperada en funcioacuten del tiempo ya que ella permite determinar los factores de
reparto del trazador entre los distintos pozos
La curva de actividad recuperada se obtiene multiplicando los valores de ordenada
por el caudal del pozo productor e integrando la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo
numeacuterico tal como el de los trapecios o si se cuenta con un nuacutemero suficiente de
mediciones el de Simpson La aplicacioacuten de teacutecnicas maacutes complejas por lo general
no se justifica en razoacuten de la dispersioacuten estadiacutestica de los datos experimentales y de
las variaciones en los paraacutemetros de operacioacuten del arreglo
En la figura 210 se presenta un ejemplo real de las respuestas instantaacutenea y
acumulada de un pozo productor ante una inyeccioacuten de tritio
Respuesta del pozo Nordm 1
0
25000
50000
75000
100000
125000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
diacuteas
Con
cent
raci
oacuten
0
2000
4000
6000
8000
10000
Acu
mul
ada
Concentracioacuten de actividad Actividad recuperada
Figura 210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
42
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal
Como se dijo la informacioacuten maacutes importante a obtenerse de la representacioacuten de la
concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo es la funcioacuten de recuperacioacuten de
masa o actividad de trazador seguacuten se trabaje con trazadores quiacutemico o radiactivo
Esta nueva curva representa la cantidad de trazador recuperada en el pozo bajo
estudio en funcioacuten del tiempo
Para un instante dado ti la ordenada de la funcioacuten acumulativa estaacute dada por la
siguiente expresioacuten
int= it
i tdtCtqtA0
)()()( (Ec 22)
Siendo
A(ti) cantidad de trazador recuperada hasta ti (Kg o Bq)
Q(t) caudal de produccioacuten agua del pozo en funcioacuten del tiempo (m3 diacutea)
C(t) concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo (Kg m3 o Bq m3)
ti tiempo transcurrido desde la inyeccioacuten (diacuteas)
El caudal de produccioacuten de agua es un dato del que se dispone en el yacimiento
por lo general actualizado en forma mensual
De la curva de respuesta temporal puede extraerse faacutecilmente el tiempo de arribo
del trazador (conocido como breakthrough en ingleacutes) definido como el instante en el
que la concentracioacuten de trazador en el agua extraiacuteda del pozo productor supera el
liacutemite de deteccioacuten
Otro valor importante es el tiempo medio de residencia del agua de inyeccioacuten
definido en forma similar que para los estudios de procesos es decir como larelacioacuten
entre el volumen involucrado en el mismo (V) y el caudal que lo alimenta (Q)
(Ec 23)
A partir de los datos experimentales se obtiene de la siguiente manera
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
tdtC
tdtCtt (Ec 24)
Q
Vt =
43
Finalmente tambieacuten puede determinarse el tiempo final a partir del instante en el
que la respuesta cae por debajo del liacutemite de deteccioacuten Sin embargo el muestreo
suele ser interrumpido antes de que se alcance este punto y por ello se hace
necesario extrapolar la cola de la respuesta mediante una funcioacuten exponencial y a
partir de ella calcular el instante en que la respuesta finaliza
Conociendo la distancia entre los pozos inyector y productor y a partir de los tiempos
de arribo medio y final pueden obtenerse las velocidades maacutexima media y miacutenima
de desplazamiento del agua inyectada
La recuperacioacuten total de trazador en cada pozo se determina extrapolando a tiempo
infinito la respuesta acumulada tomando como base la aproximacioacuten exponencial
de la funcioacuten que representa la concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo
seguacuten se mencionoacute maacutes arriba El cociente entre la cantidad de trazador recuperada
en el pozo considerado y la inyectada representa la fraccioacuten de agua inyectada que
alcanza dicho pozo
La suma de estas fracciones deberiacutea de ser unitaria para todos los pozos de un
arreglo lo que implicariacutea una recuperacioacuten total del trazador inyectado y un perfecto
balance de masas Sin embargo la recuperacioacuten total suele oscilar entre el 30 y el
80 para el caso del tritio que es el trazador ideal para el agua debido a que el
mismo continuacutea su desplazamiento hacia puntos maacutes alejados del yacimiento y a
que en alguacuten momento su concentracioacuten cae bajo el liacutemite de deteccioacuten aunque
mantenga su presencia en miacutenimas concentraciones Para mejorar el balance de
masas y para obtener informacioacuten adicional es conveniente muestrear tambieacuten
pozos de segunda liacutenea
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA
Cuando se emplean trazadores para estudios de procesos industriales es comuacuten
representar la respuesta del sistema mediante un graacutefico que representa la
concentracioacuten del trazador de salida en funcioacuten del tiempo y calcular a partir de ella
el tiempo medio de residencia la varianza y otros paraacutemetros relacionados con la
respuesta temporal
44
Si bien la respuesta temporal tambieacuten es ampliamente utilizada cuando se trabaja
en estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos tal como se presentoacute en el punto
anterior adolece de algunos inconvenientes que limitan su utilidad En efecto
variaciones en el caudal de inyeccioacuten comunes en cualquier yacimiento producen
alteraciones en las curvas de respuesta Para evitar este inconveniente es una
alternativa interesante representar la concentracioacuten de salida en el productor en
funcioacuten del volumen inyectado acumulado siempre que se disponga de este dato
La funcioacuten asiacute obtenida seraacute insensible a las variaciones de caudal pero mantendraacute
la forma general de la respuesta temporal El volumen inyectado acumulado puede
calcularse a partir del caudal de inyeccioacuten En la figura 211 pueden observarse las
respuestas temporal y volumeacutetrica para un mismo pozo pudiendo comprobarse que
ambas son ideacutenticas formalmente
La respuesta volumeacutetrica en un pozo productor a un impulso de trazador en el pozo
inyector representa el volumen de poros barridos por el agua de inyeccioacuten en cada
instante El baricentro de la respuesta volumeacutetrica es una medida del volumen
medio de poros barrido para el arreglo considerado
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
VdVC
VdVCVV (Ec25)
La porcioacuten del volumen medio de poros barrido que afecta a un par inyector-
productor se obtiene multiplicando el valor anterior por la fraccioacuten de trazador
recuperada en el correspondiente productor
Respuesta temporal del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 100 200 300 400
tiempo (diacuteas)
Con
cent
raci
oacuten
Respuesta volumeacutetrica del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 10000 20000 30000 40000
volumen inyectado (m 3)
Con
cent
raci
oacuten
Figura 211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
45
La figura 212 muestra en forma cualitativa algunos casos tiacutepicos de respuesta de
pozos ante una inyeccioacuten puntual de trazador Ademaacutes se muestran valores propios
de los tiempos de residencia y de velocidad del agua e inyeccioacuten para cada uno de
los casos
En el primer caso se produce una canalizacioacuten al inicio del muestreo y luego se
observa el paso del trazador a traveacutes de otro estrato a partir de los 250 diacuteas maacutes o
menos El anexo 2 explica con maacutes claridad lo que sucede cuando se produce una
canalizacioacuten del agua de inyeccioacuten en el reservorio Cabe resaltar el alto valor de la
velocidad del agua que conlleva la canalizacioacuten de la misma
Figura 212 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
46
Para el segundo caso se observan dos curvas de paso del trazador la una a
continuacioacuten de la otra Esto muestra el arribo del trazador a traveacutes de dos patrones
de flujo el uno de alta dispersioacuten y el otro de baja dispersioacuten los cuales obedecen a
las propiedades intriacutensecas de dos estratos diferentes por los cuales se desplazoacute el
agua de inyeccioacuten
En el tercer caso se plantea el paso del trazador con una alteracioacuten en el flujo
causada por interferencia lo cual es muy comuacuten en el anaacutelisis de las curvas de
respuesta como se veraacute en el ensayo posterior
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS
Es importante intentar el ajuste de los datos experimentales por medio de
expresiones teoacutericas que respondan a un modelo matemaacutetico adecuado descriptivo
del arreglo bajo anaacutelisis Mediante la aplicacioacuten de estas funciones las curvas de
transferencia pueden descomponerse en varias respuestas elementales a partir de
las cuales pueden efectuarse caacutelculos comparativos tales como valores de
permeabilidad relativa entre diversos estratos
2361 Modelos Simples
Entre los modelos sencillos para ajuste de los valores experimentales algunas
funciones desarrolladas para interpretar el movimiento de trazadores en aguas
subterraacuteneas constituyen una buena alternativa He aquiacute un ejemplo
(Ec 26)
Siendo
C(xt) concentracioacuten del trazador en funcioacuten del tiempo y de la distancia
(Bq L)
TN tiempo normalizado calculado como el cociente entre el tiempo real y el
tiempo medio de residencia del trazador (adimensional)
D1 dispersividad intriacutenseca del medio (m2 diacutea)
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
47
v velocidad de desplazamiento (m diacutea)
x distancia desde el punto de inyeccioacuten (m)
La figura 213 muestra el comportamiento de la curva de paso del trazador respecto
a diferentes valores de dispersividad intriacutenseca Sin embargo se ha determinado
que los valores para D1 (m2 diacutea) referente a areniscas se estiman entre 03 y 0003
C u r v a n o r m a l i z a d a d e L e y e n d aA c t i v i d a d I n s t a n t a n e a
0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0 2 0 0
t t o
0 5
1
1 5
25
20 50 5
0 0 0 55
0 0 0 1
0 0 15
0 0 50 0 1
El factor CREF representa una concentracioacuten de referencia por lo general el cociente
entre la actividad inyectada y el volumen de agua marcada Para este caso este
volumen estaacute dado por la siguiente expresioacuten
V x h Sw= π φ2 (Ec 27)
Donde
h espesor de la capa inyectada (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
El ajuste se realiza seleccionando valores apropiados de D1 v x y del tiempo
medio de residencia Cuando la respuesta presenta varios picos esos paraacutemetros
deben establecerse para distintas curvas las que luego se suman afectadas por un
factor de peso para obtener la respuesta total del sistema Dicho factor puede
considerarse como una modificacioacuten del valor CREF para cada curva individual
Figura 213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
48
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR
Para un caacutelculo exacto de la actividad o masa a inyectar en un estudio de
interconexioacuten de pozos petroliacuteferos deberiacutea recurrirse a un modelo matemaacutetico que
permitiera simular la respuesta del arreglo tomando como base los paraacutemetros del
reservorio y luego considerando la sensibilidad de la teacutecnica de medicioacuten hiciera
posible determinar la actividad o masa necesaria para obtener una respuesta
representativa y con bajo error estadiacutestico
Por lo general los grupos que aplican trazadores no disponen de un modelo de estas
caracteriacutesticas y ademaacutes aunque contaran con eacutel deberiacutean plantear una serie de
suposiciones con respecto al comportamiento del arreglo las cuales no son faacuteciles
de establecer ldquoa priorirdquo especialmente si se tiene en cuenta que el estudio mediante
trazadores que estaacuten planificando se llevaraacute a cabo con el propoacutesito de lograr
informacioacuten acerca de la dinaacutemica de ese mismo arreglo
A efectos de tener una idea de al menos el orden de magnitud de la actividad
necesaria pueden hacerse algunas consideraciones En efecto a falta de mayor
informacioacuten puede suponerse que la concentracioacuten media de salida en el pozo
productor estaacute dada por el cociente entre la actividad inyectada y el volumen de
poros de un cilindro cuyo radio sea igual a la distancia entre pozos y cuya altura sea
el espesor de la capa Este volumen ya fue definido anteriormente (Ecuacioacuten 27)
por medio de la siguiente expresioacuten
wp ShxV φπ 2=
Siendo
h espesor de la capa inyectada (m)
x distancia entre pozos inyector y productor (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
La concentracioacuten media de salida deseada puede establecerse a partir del liacutemite de
deteccioacuten (Ld) del instrumental disponible el cual a su vez dependeraacute del fondo y del
49
tiempo de medicioacuten Si se elige una concentracioacuten igual a diez veces ese liacutemite la
actividad a inyectar estaraacute dada por la siguiente expresioacuten
pd VLA 100 = (Ec 28)
La experiencia acumulada luego de realizar un nuacutemero importante de operaciones
en reservorios de diversas caracteriacutesticas es una valiosa herramienta a la hora de
corregir los valores obtenidos a partir de los caacutelculos anteriores
50
CAPIacuteTULO 3
APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRAZADORES
EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS
Como se explicoacute anteriormente el estudio de interconexioacuten inicia con la
incorporacioacuten del radiotrazador al pozo conjuntamente con el agua de inyeccioacuten
Posteriormente en base a una planificada y ordenada frecuencia de muestreo se
procede a la recoleccioacuten de muestras en los pozos productores Ademaacutes para un
mejor control del paso del trazador se opta por tomar muestras en los pozos
inyectores y tanque de lavado
El proyecto se ejecutoacute inicialmente utilizando dos pozos inyectores en el campo
Auca para la arena ldquoTrdquo del yacimiento Napo Pozo inyector No 12 y el pozo
inyector No 41 sin embargo dos meses despueacutes el inyector Auca-41 sale de
operacioacuten debido a un problema de admisioacuten en la arena ldquoTrdquo quedando
uacutenicamente el inyector Auca-12 y sus respectivos productores
Asiacute en base a la distancia entre el pozo inyector y los productores se escogen los
pozos de monitoreo Los pozos de monitoreo para el inyector Auca-12 son el
Auca-19 Auca-21 y Auca-35 La figura 31 muestra las distancias entre pozos
para el arreglo PI-12 PP-19 PP-35 PP21
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE
El caacutelculo de la actividad de Tritio empleado en la inyeccioacuten se basoacute en los
paraacutemetros proporcionados por PETROPRODUCCCIOacuteN (principalmente
petrofiacutesicos) de varios pozos que producen de la arena ldquoTrdquo a partir de eacutestos se
determinoacute un promedio de porosidad espesor y saturacioacuten de agua con los
cuales se trabajoacute para dicho caacutelculo
Los principales criterios analizados para calcular la actividad a emplearse en la
investigacioacuten fueron los siguientes
51
a Determinacioacuten del volumen a marcarse
b Liacutemite de deteccioacuten
c Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse
El volumen de agua a marcar se estimoacute utilizando la ecuacioacuten 27
wp ShxV φπ 2=
Por ejemplo para el pozo PP-21 se tiene
x = Distancia media inyector - productor (2038 m)
h = Espesor de la capa productora (18 pies)
φ = Porosidad de la capa productora (16)
Figura 31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del Campo Auca
PP-AUCA 19
PP-AUCA 21
PP-AUCA 35
PI-AUCA 12
2974 m
1035 m
2038 m
52
wS = Saturacioacuten de agua (27)
Luego
= 2038 254
016027= 3`043937
Asiacute el volumen a marcarse para el pozo PP-21 fue de 3`043937 metros cuacutebicos
considerando un flujo radial al pozo inyector sin embargo debido a
caracteriacutesticas estructurales del campo y a la distribucioacuten de los pozos se puede
asumir que el flujo tiene una direccioacuten preferencial hacia el Este del inyector Auca-
12 La tabla 2 muestra los voluacutemenes a marcarse para cada uno de los pozos
productores
Tabla 2 VOLUacuteMEN A MARCARSE PARA CADA POZO PRODUCTO R
DISTANCIA AL POZO INYECTOR (PI-12) VOLUacuteMEN A MARCARS E
(metros) (metros cuacutebicos)
PP-35 1035 785069
PP-21 2038 3
ʹ
043937
PP-19 2974 4
ʹ
537402
En realidad este valor corresponde a 6
ʹ
482004 metros cuacutebicos sin embargo el ingeniero de trazadores de la CEEA tomoacute el 70 de dicho volumen debido a que consideroacute que la presencia de la falla occidental ocasionariacutea que el agua se desplace sin pasar por dicha barrera es decir marcando soacutelo los 4
ʹ
537402
POZO PRODUCTOR
3112 Liacutemite de deteccioacuten
Para este proyecto se utilizoacute un valor de 185 KBqm3 como liacutemite de deteccioacuten
de acuerdo a la concentracioacuten miacutenima detectable del equipo de medicioacuten
mostrado en la tabla 3
Como se explicoacute en el capiacutetulo dos la actividad a inyectarse tiene una
concentracioacuten aproximada a diez veces el liacutemite de deteccioacuten esto es 185 KBqmsup3
o 185000 Bqmsup3 este valor se multiplica por el volumen a marcarse que
corresponde al pozo maacutes lejano (Auca-19) cuyo valor es de 4`537402 metros
cuacutebicos
53
Actividad= 185000 Bqm3times4`537402 m3
Asiacute se obtiene una actividad de 8394 GBq (giga-bequerelios) que equivale a
2269 Ci (curios)
Tabla 3 CONCENTRACIOacuteN MIacuteNIMA DETECTABLE EN AGUA PARA LOS
RADIONUCLEIDOS MAacuteS COMUNMENTE USADOS COMO TRAZADORE S EN
HIDROLOGIacuteA
RADIONUCLIDE
(1) Direct measurement using a liquid scintillation detector(2) Liquid scintillation counting afterelectrolytic enrichment(3) Direct measurement using a NaI scintillation detector submerged in the water with saturation geometry(4) Measurement with NaI well-type scintillation detector afterprecipitation using from 10 liters of water(5) After concentration using activated charcoal as absorption material
DERIVED MAXIMUN CONCENTRATION (MBq )
ANNUAL LIMIT OF INTAKE (MBq year)
DERIVED TRIVIAL CONCENTRATION (MBq )
MINIMUN DETECTABLE CONCENTRATION (MBq )
50
62
746
148 (3) 15 (5)
100
125
1496
185 (1) 11 (2)
1
125 010 124
4
5
100 008
74 (3) 018 (4)
703 (3)148 (3) 037 (4)
129 (3)
60 1496 115 149
3m
3m
3m
( )lH3 Cr51 Br82 Tc99 I131 Au196
+Ag
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
Para obtener los datos de concentracioacuten de actividad (Ci) en funcioacuten del tiempo
(diacuteas) con los que se obtienen las curvas de paso de tritio por cada uno de los
pozos hay que realizar los siguientes caacutelculos
a Caacutelculo de la concentracioacuten referencial ( )
La concentracioacuten de referencia es por lo general el cociente entre la
actividad inyectada (valor asumido en la modelacioacuten matemaacutetica que se
54
encuentra por encima de los 2269 Ci) y el volumen de agua marcada que
corresponde a cada pozo
b Caacutelculo del tiempo de residencia ( TRESID)
Este tiempo es el cociente entre el volumen de agua marcada y el caudal de
inyeccioacuten (3iacute)
c Caacutelculo del tiempo normalizado (tN)
El tiempo normalizado es el cociente entre los diacuteas transcurridos despueacutes de
la inyeccioacuten (t) y el tiempo de residencia (tN) Es decir para cada valor de t
hay un valor de tN
Con los valores de y tN se calculan las concentraciones de actividad para
cada tiempo en un programa de Excel utilizando la expresioacuten del modelo
matemaacutetico simple
Para ello se seleccionan diferentes valores de D1vx (dispersividad intriacutenseca) los
cuales variacutean de acuerdo al tipo de roca presente en el yacimiento de anaacutelisis La
tabla 4 muestra el rango de valores de dispersividad para distintos tipos de roca
Tabla 4 VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSEC A
( )
arenas 0003 - 03
gravas 01 - 2
rocas fracturadas 1 - 200
TIPO DE ROCA
VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSECA
diacuteam2
xvD 1
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
55
El anexo 3 muestra las curvas de paso del tritio por cada pozo productor para dos
valores de dispersividad intriacutenseca de acuerdo a la modelacioacuten matemaacutetica
Para el valor de 03 se considera un flujo de mezcla completa lo cual quiere decir
que no se produce dispersioacuten longitudinal
Si se utiliza el valor de 0003 el flujo tiende a ser tipo pistoacuten pero el tiempo de
arribo del trazador se incrementa considerablemente como se observa en las
figuras del anexo antes mencionado
De este modo se calculoacute la cantidad de trazador a inyectarse que fue de 28
Curios de tritio la misma que puede ser detectable en el pozo maacutes lejano (Auca-
19) sin ninguacuten inconveniente
Cabe resaltar que maacutes allaacute de los caacutelculos realizados la experiencia adquirida en
el manejo de radiotrazadores es de gran ayuda para determinar la cantidad de
trazador a inyectarse en un yacimiento
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
La incorporacioacuten o inyeccioacuten del trazador se realizoacute el 11 de enero de 2007 en la
arena ldquoTrdquo de la formacioacuten Napo en el intervalo punzonado desde 9940 a 9976
pies Para esto se procedioacute a diluir los 200 ml (28 Ci) de tritio en un volumen de
un litro de agua con el fin de evitar peacuterdidas del trazador durante el proceso de
inyeccioacuten y para asegurar que la actividad llegue a la capa productora
Para la incorporacioacuten del trazador se procedioacute a destapar la vaacutelvula del toma
muestra luego se drenoacute la liacutenea hasta un nivel que permitioacute la incorporacioacuten del
trazador Una vez colocado el trazador en el cabezal se procedioacute al sellado de
eacuteste y se abrieron las vaacutelvulas a fin de que el trazador fuera arrastrado junto al
agua de inyeccioacuten La inyeccioacuten se realizoacute de un solo pulso (Inyeccioacuten
instantaacutenea)
56
Todo este proceso que dura alrededor de 30 minutos se realizoacute con operadores
de PETROPRODUCCIOacuteN La inyeccioacuten del trazador al PI-41 fue a las 1100 y al
PI-12 a las 1400
Luego de la inyeccioacuten los desechos radiactivos se guardaron en un recipiente
etiquetado los mismos que fueron llevados a un repositorio especial que se
encuentra en las instalaciones de la CEEA con el fin de cumplir con las normas
de seguridad radioloacutegica
Antes de la inyeccioacuten del trazador se tomaron muestras de fondo tanto del pozo
inyector PI-12 como de los productores PP-35 PP-19 PP-21 y del tanque de
lavado
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN
DEL TRAZADOR
Como se indicoacute anteriormente el buen desempentildeo de esta teacutecnica de trazadores
implica la inyeccioacuten de un caudal constante de agua en cada uno de los pozos
inyectores escogidos para este proyecto Esto se debe a que cuando el trazador
ha sido incorporado dentro del yacimiento necesita una fuerza de empuje
longitudinal a traveacutes de la arena a fin de que el trazador pueda aparecer en cada
pozo productor que se planifica muestrear Por tanto es el agua de inyeccioacuten la
que proporciona dicha fuerza de empuje
Figura 32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
57
Para la ejecucioacuten de este proyecto se convino en que la inyeccioacuten debe
mantenerse en un caudal de 4000 a 5000 bls de agua por diacutea en base al modelo
matemaacutetico realizado para la inyeccioacuten del trazador El anexo 4 muestra un
diagrama baacutesico de la Planta de inyeccioacuten de agua en el Campo Auca
Al inicio de la inyeccioacuten se utilizoacute agua del riacuteo lo cual presentoacute algunas
dificultades puesto que su utilizacioacuten depende de las condiciones climaacuteticas Asiacute
pues cuando llueve mucho se arrastra una gran cantidad de sedimentos los
cuales tapan el sistema de filtracioacuten de la estacioacuten Pero cuando no llueve el
nivel de agua para la succioacuten de las bombas es demasiado bajo por lo que el
bombeo podriacutea colapsar
Por lo cual en ambos casos hay que detener el bombeo lo que da como
resultado que la inyeccioacuten en los pozos de estudio sea muy irregular
Para los uacuteltimos diacuteas del mes de Junio de 2007 se empieza a utilizar el agua de
formacioacuten a maacutes del agua de riacuteo haciendo que la inyeccioacuten sea un poco maacutes
constante que en los meses anteriores
Desde la figura 33 a la 317 se muestran los caudales de inyeccioacuten diarios para
el Auca-12 empleados desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
Figura 33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
58
Figura 34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
Figura 35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
Figura 36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
59
Figura 38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
Figura 37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
Figura 39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
60
Figura 310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
Figura 311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
Figura 312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
61
Figura 313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
Figura 314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
Figura 315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
62
Al observar todas estas curvas mensuales de los voluacutemenes de agua de inyeccioacuten
se ratifica que en los seis primeros meses la inyeccioacuten fue muy irregular puesto
que se estaba utilizando uacutenicamente agua de riacuteo ademaacutes en ese tiempo se
estaban realizando pruebas de operacioacuten en la Planta de Inyeccioacuten de agua del
Auca debido a algunos ajustes que se hicieron en la misma
Para los nueve meses siguientes se observa que la inyeccioacuten es casi constante
en 5000 BPD
El anexo 5 muestra las tablas de los caudales diarios de inyeccioacuten desde enero
de 2007 hasta marzo de 2008 y el graacutefico que resume el promedio del volumen de
agua inyectada para cada mes Del cual se puede obtiene un promedio anual de
Figura 317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
Figura 316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
63
4049 bls de agua inyectada valor similar al utilizado en la modelacioacuten matemaacutetica
(4000 bls)
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES
331 MUESTREO
La recoleccioacuten de las muestras en los diferentes puntos de monitoreo se la
realizoacute basaacutendose en la frecuencia de muestreo planificada En vista de que los
pozos Auca-41 y Auca-33 salieron del proyecto quedaron a partir del mes de
abril de 2007 como puntos de muestreo los pozos Auca-12 (inyector) Auca-35
Auca-19 Auca-21 y el tanque de lavado
El tanque de lavado se toma como punto de muestreo debido a que podriacutea haber
presencia de trazador en el tanque proveniente de alguacuten otro pozo productor que
no sea parte de los puntos de monitoreo indicados En cuyo caso se detectariacutea
inmediatamente de que pozo se trata para poner especial atencioacuten en eacutel
Como se indicoacute anteriormente al inicio el plan de muestreo comprende una alta
frecuencia de toma de muestras para luego ir disminuyendo el ritmo conforme
transcurre el tiempo hasta llegar a una muestra mensual a partir del segundo
mes
En el anexo 6 se indica el calendario de muestreo para este proyecto asiacute desde
el mes de enero de 2007 a marzo de 2008 (mes en que se tomoacute la uacuteltima
muestra) se ha muestreado 65 veces que se distribuyen por meses del siguiente
modo (tabla 5)
Tabla 5 MUESTREOS REALIZADOS POR CADA MES
ANtildeO MES NUMERO DE MUESTREOS Enero 7 Febrero 8 Marzo 9 Abril 8 Mayo 10 Junio 5 Julio 5 Agosto 4 Septiembre 2
2007
Octubre 2
64
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR
Para tomar la muestra del pozo inyector soacutelo basta con acudir al cabezal del pozo
inyector Auca-12 (figura 318) y abrir la pequentildea vaacutelvula toma muestras que estaacute
alojada en la liacutenea de flujo del agua de inyeccioacuten (figura 319)
Noviembre 2
Diciembre 1 Enero 1 Febrero 1 2008
Marzo 1
Figura 318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
Figura 319 Muestra del pozo inyector Auca-12
65
La muestra tomada se rotula con ldquoPOZO INYECTOR 12rdquo y la fecha de muestreo
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD
Las muestras que corresponden a los pozos productores se toman en el manifold
de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca Sur para ello se utilizan recipientes de la
capacidad de un galoacuten puesto que de cada muestra de crudo hay que extraer el
agua que es lo que interesa en el anaacutelisis (figura 320)
Cabe resaltar que para poder realizar el anaacutelisis del agua de formacioacuten se
requieren 200 ml de agua de los cuales 100 ml se utilizan en el anaacutelisis y los
otros 100 ml se guardan en un archivo por si se quiere realizar otro anaacutelisis
posteriormente
Como es evidente la cantidad de agua de formacioacuten que se obtenga de una
muestra de crudo estaraacute en funcioacuten del BSW que corresponda a dicho pozo Esto
significa que si se tiene un BSW alto no se va a requerir tanto crudo para obtener
los 200 ml de agua pero si el BSW es bajo entonces se necesitaraacute un volumen
mayor de crudo para sacar los 200 ml de agua
En consecuencia al momento de tomar las primeras muestras la persona
encargada no conoce cuanto de crudo debe extraer para obtener los 200 ml de
agua razoacuten por la cual primero debe tomar una muestra pequentildea para
centrifugarla y observar cuanta agua de formacioacuten obtuvo Luego en base al
Figura 320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
66
volumen de agua obtenido y con una sencilla regla de tres puede conocer cuanto
crudo necesita para conseguir los 200 ml de agua Este procedimiento debe
realizarse pues es importante tratar de llevar al laboratorio de la CEEA los 200 ml
de agua para el anaacutelisis en el contador de centelleo Aquiacute un ejemplo praacutectico
sencillo
Se prepara una muestra de crudo para colocarla en la centriacutefuga dando como
resultado 4 ml de agua de formacioacuten y 96 ml de petroacuteleo Determinar cuaacutentos
galones de crudo se deberaacuten tomar de este pozo para obtener los 200 ml de agua
que se requieren
4 ml de agua 100 ml de crudo
200 ml de agua X
Luego do ml de cruX 50004
200100 =times=
Esto corresponde a 5 litros de crudo o 13 galones de crudo
En este caso con dos recipientes basta para obtener el agua requerida pero hay
casos en los que el BSW es muy bajo entonces se antildeaden unas gotas de
reactivo demulsificante para romper la emulsioacuten y que aumente el porcentaje de
agua Cabe sentildealar que este procedimiento de antildeadir demulsificante hay que
hacerlo de manera gradual puesto que no se trata de poner de golpe 10 o 15
gotas del reactivo En otras palabras se debe cuidar que la muestra de agua no
contenga demasiado demulsificante porque esto podriacutea afectar en el anaacutelisis de
laboratorio
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos
productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008
1 Se coloca una muestra de 100 ml de crudo (de cada uno de los pozos
productores) en un recipiente de vidrio agregar 100 ml de JP-1 y mezclar Se
deja reposar por 3 minutos para observar el volumen de la fase de agua (figura
321) La tabla 6 muestra los voluacutemenes de agua que se obtuvieron en este
paso
67
Tabla 6 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (SIN DEMUL SIFICANTE)
2 Se colocan 5 gotas de demulsificante para romper la emulsioacuten (figura 322)
Para los pozos PP-35 y PP-19 se consigue romper la emulsioacuten en su totalidad
lo que significa que ya no se puede extraer maacutes agua aunque se antildeada maacutes
reactivo (figura 323) La tabla 7 muestra los voluacutemenes de agua que se
obtuvieron en este paso
Tabla 7 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (CON 5 GOT AS DE
DEMULSIFICANTE)
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA SIN
DEMULSIFICANTE (ml)
005 25 02
Figura 321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin adicionar demulsificante
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA
CON 5 GOTAS DE DEMULSIFICANTE
(ml)
02 35 04
68
3 Se antildeaden 10 gotas de demulsificante en la muestra del PP-21 y se consigue
romper la emulsioacuten en su totalidad aumentando el volumen de agua a 55 ml
Se realizan los caacutelculos correspondientes para conocer cuantos galones de
crudo son necesarios para obtener los 200 ml de agua La tabla 8 muestra los
voluacutemenes de agua y los voluacutemenes de crudo que se obtuvieron en este paso
Figura 322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
Figura 323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
69
Tabla 8 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOMENTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML DE CRUDO Y VOLUacuteMENES
DE CRUDO NECESARIOS PARA OBTENER LOS 200 ML DE AGUA
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA POR CADA 100 ml DE
CRUDO (ml)
02 55 04
VOLUMEN NECESARIO DE CRUDO (galones)
2642 096 1321
4 Se tomaron 6 galones de crudo de los pozos PP-35 y PP-19 y 2 galones del
PP-21 (figura 324) puesto que seriacutea dificultoso manejar los 26 y 13 galones
que se necesita En todo caso se obtienen asiacute menos de los 200 ml de agua
para el anaacutelisis de laboratorio
Figura 324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
70
5 Se antildeaden unas 40 o 50 gotas de demulsificante en cada galoacuten de crudo y se
los coloca al reveacutes en una cubeta para que decante el agua (figura 325) Se
deja reposar hasta el otro diacutea para sacar el agua
6 Para sacar el agua que se encuentra en la parte inferior del galoacuten (que estaacute
boca abajo) se realiza una pequentildea abertura en la tapa y se deja fluir en un
vaso hasta que drene toda el agua (figura 326) Asiacute con todos los galones
con cuidado de no mezclar el agua de los tres pozos
7 Se coloca el volumen de agua de cada pozo en un recipiente para
centrifugarlo puesto que hay que retirar todas las impurezas de crudo
remanentes (figura 326)
8 Finalmente se extrae el agua con la ayuda de una jeringa (una por cada pozo
para prevenir la contaminacioacuten) como se muestra en la figura 327 y se la
Figura 325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una cubeta
Figura 326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para separar el crudo
71
deposita en cada frasco debidamente rotulado con el nombre del pozo y la
fecha Luego de extraer todas las muestras de agua necesarias se deposita el
crudo sobrante en los sumideros (figura 328)
Figura 327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
Figura 328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo sobrante en los sumideros
72
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO
Para tomar la muestra en el tanque de lavado basta con abrir una de las vaacutelvulas
que sale del colchoacuten de agua del mismo (figura 329) y depositar el agua en un
frasco rotulado ldquoTANQUE DE LAVADOrdquo y la fecha
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA
En los uacuteltimos cinco meses se ha tomado dos muestras en la Planta de inyeccioacuten
de agua la una del agua de riacuteo y la otra del agua de formacioacuten (figura 330) Maacutes
adelante se explica las razones de esta iniciativa
Figura 329 Muestra en el Tanque de lavado
Figura 330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
73
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZAD A EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
La preparacioacuten de las muestras se la realiza frasco por frasco siendo importante
recalcar que para cada muestra se utiliza una jeringa diferente con lo cual
evitamos la contaminacioacuten de las muestras entre siacute
1 Se filtra el agua del frasco con la ayuda de un embudo y papel filtro para
quitar toda impureza o residuos de crudo (figura 332)
2 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial de boro silicato con bajo contenido
de potasio como se muestra en la figura 333 (debe ser de bajo contenido de
potasio ya que asiacute evitamos que los isoacutetopos radiactivos que contiene el
potasio lleguen a influenciar en la lectura a realizarse en el contador de
Figura 331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
Figura 332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
74
centelleo liacutequido) Cada vial debe estar numerado de acuerdo a la secuencia
de lectura El resto de agua filtrada se la almacena en el mismo frasco y sirve
como respaldo para verificar en el futuro alguna medida
3 Sobre los 10 ml del agua se antildeade 10 ml de coctel centellador (ULTIMA GOLD
LLT) mediante un dispensador automaacutetico (figura 334) El coctel centellador
es una sustancia quiacutemica que reacciona con la radiacioacuten emitiendo fotones de
luz los mismos que seraacuten cuantificados con el contador de centelleo liacutequido
Figura 333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
75
4 Se tapa hermeacuteticamente y se agita el vial por un momento (figura 335) hasta
que se hayan homogeneizado los dos liacutequidos (agua filtrada y coctel
centellador)
5 Cada vial debe ser conservado en una caacutemara oscura de uno a cuatro diacuteas
antes de llevarlo al contador de centelleo liacutequido Esto es de mucha
importancia ya que la influencia de la luz en el vial podriacutea ocasionar una
lectura mayor a la correcta
6 Se introduce cada vial en el contador de centelleo liacutequido durante un tiempo
(generalmente 1 minuto) hasta medir el nuacutemero de cuentas Si el nuacutemero de
cuentas es un valor exagerado puede aumentarse el tiempo de medicioacuten del
vial en el contador de centelleo para obtener un valor maacutes efectivo
Figura 334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
Figura 335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
76
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CE NTELLEO LIacuteQUIDO
El equipo utilizado en el anaacutelisis de las muestras es un contador de centelleo
liacutequido Packard Tri-Carb 1000 ubicado en la sala de teacutecnicas nucleares del
laboratorio de Ecotoxicologiacutea (LEC) de la CEEA
Como procedimientos preliminares en el laboratorio se realizan los siguientes
pasos
bull Verificacioacuten de eficiencia de conteo Para esto se emplean estaacutendares de
tritio
bull Determinacioacuten del background Se determina el valor de fondo de los viales
a ser usados para eliminar el background del vial y del vial maacutes coacutectel y
maacutes agua sin trazador
bull Desarrollo del protocolo de conteo Usando datos de eficiencia y
background se determina la ventana de energiacutea maacutes oacuteptima para el conteo
Con miras a asegurar la estadiacutestica de conteo se determina el tiempo de conteo
para cada vial y el nuacutemero de ciclos
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido
bull Verificar que el equipo esteacute encendido (El LSC debe estar prendido todo el
tiempo)
bull Encender la impresora y revisar el flujo seguro del papel
bull Efectuar la auto-normalizacioacuten del equipo con el slide sample holder cover en
posicioacuten izquierda (posicioacuten usada para viales de 20 ml) colocar el vial
Figura 336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su correspondiente lectura
77
estaacutendar Packard H que contiene 240000 dpm en posicioacuten de conteo
Presionar la tecla SNC ubicada en el panel de control el mismo que se
encuentra en la parte frontal del equipo y esperar que la auto-normalizacioacuten se
lleve a cabo
bull Verificar que el protocolo No 5 (protocolo establecido para H) esteacute
correctamente programado en el equipo Usando las teclas (retroceder y
avanzar) se puede revisar que las condiciones del protocolo sean las que se
indican en la tabla 9
bull Presionar la tecla conversation
bull Introducir el vial de fondo (background) Packard Estaacutendar y presionar el botoacuten
count en el panel frontal El background se contaraacute por 10 minutos
bull Seguir con el conteo de las muestras Cada uno de los viales debe ser
colocado manualmente en el holder Posteriormente se presiona el botoacuten
count
Tabla 9 CONDICIONES DE PROTOCOLO PARA EL FUNCIONAM IENTO DEL
CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
PREGUNTA OPCION Conversation 1 Protocol (1-10) 5 End protocol 1 Copy protocol 1 Time (min) 2 Number counts per vial 1 Vial simple 1 Vial standard 1 Reference 0 Data mode (CPM) 1 Background (FV) 1 Label (single) 1 Region A Sigma 0 Region A Lown Cnt Reject 0 Region A divide factor 1 Region B Sigma 0 Region B Lown Cnt Reject 0 Region B divide factor 1 Region C lower level 0 Region C upper level 0 Half life 0 Printer format (short) 1 Computer output 0
78
34 CURVAS DE RESPUESTA
Los valores obtenidos al analizar cada vial en el contador de centelleo liacutequido
corresponden a la concentracioacuten de trazador en el pozo Estos datos se grafican
en funcioacuten del tiempo para obtener asiacute la Curva de paso del trazador o curva de
respuesta Es decir la curva de respuesta estaacute constituida por la representacioacuten
graacutefica de la concentracioacuten de actividad neta en funcioacuten del tiempo
El anexo 7 muestra las lecturas obtenidas del muestreo realizado en cada uno de
los puntos de monitoreo desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA
Al observar las curvas de respuesta correspondientes a los pozos productores
inyector y el tanque de lavado se puede concluir lo siguiente
bull Hasta la presente fecha se presume que auacuten no se efectuacutea el paso del
trazador por ninguno de los pozos productores del plan de muestreo Esto se
verifica en las lecturas correspondientes a cada pozo productor (Anexo)
puesto que todas estaacuten por debajo de las 50 cpm (cuentas por minuto)
Ademaacutes se observa una irregularidad de valores (en zigzag) en cada curva lo
que indica que no pasa del valor de background y por tanto no hay un
levantamiento de la curva que muestre el arribo del trazador
Tampoco se ha producido el arribo del trazador a ninguacuten otro pozo puesto que
las lecturas correspondientes al tanque de lavado estaacuten por debajo de las 50
cpm lo cual indica que no hay trazador en el tanque de lavado
bull Se produjo una contaminacioacuten involuntaria en los frascos pequentildeos utilizados
para el muestreo ya que fueron transportados al campo conjuntamente con el
trazador radiactivo el diacutea de la inyeccioacuten Esto provocoacute que las primeras dos
lecturas (inmediatamente luego de la inyeccioacuten) sean valores anoacutemalos
superiores a las 10000 cpm lo cual es fiacutesicamente imposible de explicar por
79
lo que se deduce la contaminacioacuten de los frascos de muestreo con el trazador
Este suceso se repitioacute en los tres pozos productores
Ademaacutes entre los veinte y veintidoacutes diacuteas de la inyeccioacuten del trazador se
obtienen dos lecturas mayores a las 100 cpm las cuales evidenciaron
inicialmente la presencia de una canalizacioacuten entre el pozo inyector al
productor Sin embargo se descartoacute esta posibilidad puesto que en los tres
pozos productores las curvas presentaron el mismo comportamiento y en los
mismos diacuteas lo cual es un absurdo Por lo que se dio como explicacioacuten al
asunto el problema de la contaminacioacuten en los frascos
bull A maacutes de estos problemas se produce un suceso inexplicable en el pozo
inyector Auca-12 puesto que a partir de abril se observa un levantamiento en
la curva la misma que asciende hasta valores de 2418 cpm en mayo de
2007 Estos valores son anoacutemalos puesto que suponen la aparicioacuten de
trazador lo cual es absurdo ya que se trata del pozo inyector La explicacioacuten
fiacutesica de este problema auacuten no ha sido resuelta pero se cree que puede
tratarse de una infiltracioacuten del trazador hacia el riacuteo (a traveacutes de alguna
fractura) de donde proviene el agua de inyeccioacuten razoacuten por la cual se decidioacute
tomar una muestra de agua en la Planta de Inyeccioacuten de agua para observar si
existe la presencia de trazador tanto en el agua de riacuteo como en la de
formacioacuten (estos valores se presentan en la uacuteltima hoja del Anexo 7)
Estas son las tres principales conclusiones que se deducen al observar las
diferentes curvas de paso Como se observa este proyecto presenta algunos
problemas e irregularidades que influiraacuten directamente de manera negativa en los
resultados de este estudio de aplicacioacuten de radiotrazadores en el yacimiento
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA
Una vez obtenidos todos los valores de concentracioacuten de actividad en funcioacuten del
tiempo desde el inicio de la inyeccioacuten del trazador hasta el tiempo final de
respuesta se procede a corregir cada valor por los siguientes motivos
80
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo
Las unidades de concentracioacuten reportadas a partir del anaacutelisis de cada vial en el
contador de centelleo liacutequido estaacuten dadas en cpm10 ml (cuentas por minuto por
cada 10 mililitros de agua) sin embargo para obtener el porcentaje de trazador
recuperado se debe trabajar en Cimsup3 (curios por metro cuacutebico) debido a que la
cantidad de trazador inyectado fue de 28 Ci Para esto se utiliza la siguiente
equivalencia
1 Ci = dps o
1 Ci = 37times1010 Bq
Donde Ci = Curio (unidad antigua de actividad)
dps = desintegraciones por segundo
Bq = Bequerelios (unidad moderna de actividad)
Ahora para pasar de cuentas a desintegraciones es necesario considerar la
eficiencia del detector (contador de centelleo liacutequido) la misma que es del orden
del 60 esto se debe a que el tritio es un emisor beta de energiacutea media
entonces al ser mediana la energiacutea que emite el contador de centelleo solo lee el
60 de dicha energiacutea En definitiva las cuentas por minuto es la actividad que lee
el aparato el cual depende de su eficiencia En cambio las desintegraciones por
minuto es la actividad real cuando la eficiencia es el 100
Es decir que un dato de 60 cpm en el contador de centelleo liacutequido (al 60)
corresponde a 100 dpm (al 100) Una regla de tres es suficiente para realizar
esta conversioacuten
Aquiacute un ejemplo real para convertir cpm10 ml en Cimsup3
Ejemplo
Transformar 400 cpm10 ml a Cimsup3
81
400 10 times100 60 times1
60 times1 37times1010 times106
13=3003times10minus5 3
3312 Correccioacuten por el background
Como es sabido al trabajar con trazadores radiactivos la lectura entregada por
cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta Esto
significa que a cada valor obtenido en el contador de centelleo liacutequido debe
restarse el fondo de radiacioacuten natural (background) para tener la actividad neta
Como se explicoacute anteriormente se puede obtener un valor representativo del
fondo (background) calculando la media aritmeacutetica de las primeras mediciones
antes de la aparicioacuten del trazador en el pozo En la praacutectica se lo puede realizar
con los valores de los dos o tres primeros meses dependiendo de la distancia
entre el pozo inyector y productor teniendo cuidado de observar que no se haya
producido una canalizacioacuten en este tiempo Asiacute la foacutermula para calcular el fondo
promedio es
=1 =0 iacute=60
iacute (Ec31)
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo
Es obvio que la actividad actual que tiene el tritio que fue incorporado en el
yacimiento no es la misma que teniacutea cuando se realizoacute la inyeccioacuten pues en el
transcurrir del tiempo se ha ido produciendo el fenoacutemeno de la desintegracioacuten lo
cual indica que la actividad del tritio ha decaiacutedo y por tanto cada dato actual que
se obtiene de la concentracioacuten de actividad hay que corregirlo mediante la
siguiente ecuacioacuten que modela el decaimiento radiactivo
0= ln2
∆ (Ec 32)
Donde
82
= actividad que se obtiene al tiempo actual
= actividad correspondiente al tiempo de la inyeccioacuten del trazador
= tiempo que ha transcurrido desde la inyeccioacuten del trazador (diacuteas)
= tiempo de vida media del tritio
(4498 diacuteas)
Esto significa que si hoy se mide una actividad de 50 cpm al llevar este valor al
tiempo de la inyeccioacuten del trazador da un actividad de 514 cpm
Es claro que esta correccioacuten no es de gran importancia puesto que depende del
periodo de semidesintegracioacuten ( ) del tritio cuyo valor es mucho mayor
al tiempo de anaacutelisis del trazador que generalmente es de dos antildeos Sin
embargo para el presente estudio siacute seraacute considerada esta correccioacuten en las
lecturas obtenidas
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA)
En vista de la tardanza en la aparicioacuten del trazador para el Proyecto de Auca ha
sido necesario realizar el presente ensayo con el objetivo de explicar el
procedimiento que se realiza luego de la obtencioacuten de las curvas de respuesta
para cada pozo para lo cual se ha seleccionado un arreglo real compuesto por
un pozo inyector rodeado de cinco productores ubicado en el Sur de la Repuacuteblica
Argentina
341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12
Este estudio se inicioacute el diacutea 15 de noviembre de 2003 mediante la inyeccioacuten de 15
Ci (555 GBq) de tritio bajo la forma de agua tritiada en la capa seleccionada del
pozo G-12 que corresponde al yacimiento ZX
El muestreo se realizoacute en los pozos K-124 K-119 K116 K-117 y K-113 La
ubicacioacuten de los pozos involucrados en el estudio puede observarse en la figura
337 y la distancia entre los productores y el inyector en la tabla 10
Tabla 10 DISTANCIAS RESPECTIVAS DESDE CADA PRODUCT OR AL
INYECTOR G-12
83
DISTANCIA AL POZO INYECTOR
(m)
K-124 178
K-119 189
K-116 282
K-117 291
K-113 309
POZO
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES
El Anexo 8 muestra las mediciones efectuadas en cada pozo para las distintas
fechas en que se realizoacute el muestreo Se incluye el valor de fondo con su
respectiva desviacioacuten estaacutendar y la concentracioacuten miacutenima detectable por sobre la
cual puede asegurarse la presencia de trazador en el pozo productor
Las tablas reflejan las concentraciones de actividad bruta neta y corregida por
decaimiento tomando como referencia la fecha en la que se realizoacute la inyeccioacuten
expresadas en Becquerel por litro (Bq L) Tambieacuten se tabula la masa de trazador
recuperada hasta el momento expresada en forma porcentual con respecto a la
cantidad inyectada
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
AREA DE TRABAJO
Figura 337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
84
A continuacioacuten se realiza una breve explicacioacuten de la manera como se obtienen
los datos para graficar la curva de concentracioacuten del trazador y la de actividad
recuperada a partir de las mediciones efectuadas en el muestreo
3421 Encabezado
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
3422 Fondo Promedio
Para este ensayo se procedioacute a calcular el fondo a partir del promedio de los
primeros datos de concentracioacuten de actividad bruta que corresponden a los dos
primeros meses luego de la inyeccioacuten (tabla 11) utilizando la ecuacioacuten 31
=17 =0 iacute=38
iacute Ec31
=461
De este modo para el pozo K-113 se obtiene un valor de 461 Bq L
Tabla 11 DATOS DE ACTIVIDAD BRUTA CON LOS QUE SE P ROCEDIO A
CALCULAR EL FONDO PROMEDIO PARA EL POZO K-113
TiempoFecha
15112003181120032311200302122003091220031612200323122003
Bruta Neta33 -1341 -538 -857 1155 946 053 7
Datos (BqL)
Figura 338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
85
3423 Desviacuteo del fondo
Este valor corresponde a la desviacioacuten estaacutendar de los mismos valores con los
que se calcula el fondo promedio pues esta desviacioacuten es la medida de la
dispersioacuten de dichos valores con respecto al valor promedio (de fondo)
Para este caso se obtiene un valor de desviacuteo de 85 Bq L para el K-113
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable
Este valor corresponde a la concentracioacuten miacutenima sobre la cual puede asegurarse
la presencia de trazador en el pozo productor Para su caacutelculo se considera que
el comportamiento radiactivo puede ser aproximado por la funcioacuten de Gauss y de
acuerdo a eacutesta para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones deben diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo sobre el
promedio
Este criterio se usa para determinar si el valor de concentracioacuten obtenido a partir
de la muestra corresponde a la aparicioacuten de trazador o se estaacute midiendo un valor
perteneciente a la banda de fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural De aquiacute
se concluye que una muestra contendriacutea restos de trazador cuando se diferencie
del fondo en maacutes de cinco desviaciones
Por este motivo el valor de la concentracioacuten miacutenima detectable se obtiene
sumando el valor de fondo con el valor de dispersioacuten multiplicado por cinco
Asiacute para el pozo K-113 se obtiene el valor de 888 Bq L
Por tanto cuando un valor en la tabla de actividad bruta supera la concentracioacuten
miacutenima detectable significa que el trazador ha empezado a aparecer en el pozo
productor
Este es el criterio de comparacioacuten que se utiliza en todo este ensayo Si el valor
de actividad bruta supera la concentracioacuten miacutenima detectable entonces se
procede a realizar las correcciones respectivas por background y por decaimiento
86
radiactivo caso contrario no se toma en cuenta este valor en la curva de paso y
se lo grafica como un valor de cero
3425 Actividad Neta
Una vez que se ha producido la aparicioacuten del trazador se calcula la actividad neta
correspondiente a cada lectura Este valor es simplemente el valor de actividad
bruta menos el fondo de radiacioacuten natural que fue calculado anteriormente
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo
Cada valor de actividad neta es corregido utilizando la foacutermula del decaimiento
radiactivo obtenieacutendose asiacute la respuesta final de concentracioacuten de trazador que
se expresa en (Bq L) Estos valores se grafican en funcioacuten del nuacutemero de diacuteas
que han transcurrido a partir de la inyeccioacuten del trazador dando como resultado la
Curva de paso del trazador Esta curva se levanta del eje horizontal cuando se
empieza a producir la aparicioacuten del trazador
3427 Caudal Producido
Para un estudio de este tipo es importante tener la informacioacuten respecto del
caudal de agua producido para cada pozo puesto que de esto tambieacuten depende
la cantidad de trazador recuperado (tabla 12) De este modo si se tienen dos
pozos cuya concentracioacuten de trazador por metro cuacutebico sea la misma se
obtendraacute mayor recuperacioacuten de trazador del pozo que produzca maacutes agua
En conclusioacuten la cantidad de trazador recuperada depende no soacutelo de la
concentracioacuten de actividad sino tambieacuten del caudal de agua que produce cada
pozo
La figura 339 muestra el caudal de produccioacuten promedio para cada uno de los
pozos de este ensayo
Tabla 12 CAUDALES PROMEDIO DE AGUA PRODUCIDA PARA CADA POZO
PRODUCTOR DEL ENSAYO ARGENTINA
87
CAUDAL DE AGUA PRODUCIDA(msup3diacutea)
K-124 6795
K-119 10279
K-116 10353
K-117 14472
K-113 5657
POZO
3428 Actividad Recuperada de trazador
Como se explicoacute en la teoriacutea la curva de actividad recuperada se obtiene
multiplicando cada valor de concentracioacuten por el caudal del pozo productor e
integrando respecto al tiempo la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo numeacuterico
Para este caso se utiliza el meacutetodo de los trapecios que consiste en tomar dos
puntos de la curva de paso del trazador y calcular el aacuterea del trapecio que se
forma bajo la liacutenea que une dichos puntos para luego multiplicar este valor por el
caudal de produccioacuten del pozo expresado en (msup3diacutea)
AREA DEL TRAPECIO
862 Bq L 976 Bq L
Figura 339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido por cada pozo del ensayo Argentina
88
=+2
(Ec 33)
=976 +862 27
iacute
6433 timesiacutetimes1000 13times1067
3iacutetimes1 37times1010=00186
Para el caso anterior el aacuterea del trapecio es 6433 valor que se
multiplica por el caudal de produccioacuten a los 166 diacuteas que es de para
asiacute obtener un valor de que corresponde al aacuterea del trapecio en Curios
Asiacute se repite este procedimiento tomando los dos puntos siguientes hasta
acumular toda el aacuterea bajo la curva de paso de trazador (figura 341) cuyo valor
representa la actividad recuperada de trazador
Figura 340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva de paso del trazador del pozo K-119
89
Este valor se puede expresar como porcentaje de actividad recuperada si se
divide para 15 Ci que fue la actividad inyectada al inicio del proyecto Asiacute fue el
procedimiento aplicado para cada uno de los pozos de este ensayo Las tablas de
los datos y curvas correspondientes a cada pozo se presentan en el Anexo 8
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA
3431 Pozo K-124
El trazador realiza su aparicioacuten a los 117 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es baja y apenas se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2000 Bq L Presenta algunas fluctuaciones
entre los 200 diacuteas para luego alcanzar su pico maacuteximo a los 335 diacuteas El
descenso de la curva es leve hasta que alcanza los 1500 Bq L desde donde
decrece con mayor pendiente hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas A pesar
de la amplitud de la curva se recupera el 72 de la actividad total (tabla 13)
Tabla 13 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-124
Figura 341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
90
Paraacutemetro (K-124) Valor
Tiempo de arribo 117 diacuteas
Tiempo medio 348 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 72
3432 Pozo K-119
El trazador comienza a responder a los 83 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3000 Bq L Desde la aparicioacuten del trazador la curva
presenta un ascenso uniforme hasta llegar a su pico maacuteximo a los 296 diacuteas El
descenso de la curva es paulatino hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas Se
recupera el 141 de la actividad total gracias a la buena amplitud de la curva
(tabla 14)
Tabla 14 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-119
Paraacutemetro (K-119) Valor
Tiempo de arribo 83 diacuteas
Tiempo medio 327 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 141
3433 Pozo K-116
La aparicioacuten del trazador se produce a los 152 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
curva de paso muestra una amplitud corta puesto que al inicio la concentracioacuten
del trazador se dispara con pequentildeas fluctuaciones hasta llegar a un pico largo de
2800 Bq L a los 322 diacuteas Luego se produce un descenso brusco a partir del
91
cual se presentan varias fluctuaciones pero con una tendencia promedio
decreciente de 500 Bq L lo cual termina con el fin de la respuesta a los 529
diacuteas Se recupera el 89 de la actividad total (tabla 15)
Tabla 15 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-116
Paraacutemetro (K-116) Valor
Tiempo de arribo 152 diacuteas
Tiempo medio 307 diacuteas
Tiempo final 529 diacuteas
Recuperacioacuten 89
3434 Pozo K-117
El trazador comienza a responder a los 126 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3300 Bq L Luego de la aparicioacuten del trazador la curva
presenta una fluctuacioacuten alrededor de los 170 diacuteas despueacutes de lo cual se dispara
hasta alcanzar los 2000 Bq L donde empieza un ascenso uniforme de baja
pendiente hasta alcanzar su pico maacuteximo a los 387 diacuteas El descenso de la curva
es raacutepido hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas La recuperacioacuten de trazador
es muy buena debido a que la mayoriacutea de los valores de concentracioacuten estaacuten por
arriba de los 2000 Bq L Asiacute se logra recuperar el 238 de la actividad total
(tabla 16)
Tabla 16 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-117
Paraacutemetro (K-117) Valor
92
Tiempo de arribo 126 diacuteas
Tiempo medio 351 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 238
3435 Pozo K-113
El trazador realiza su aparicioacuten a los 159 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras no es muy alta y se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2300 Bq L La curva de respuesta inicia con
una pequentildea curva alrededor de los 200 diacuteas y luego se extiende hacia arriba
hasta alcanzar sus pocos valores maacuteximos para luego descender con ciertas
fluctuaciones hasta llegar al fin de su respuesta a los 613 diacuteas Debido a la corta
amplitud de la curva principal se recupera el 64 de la actividad total (tabla 17)
Tabla 17 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-113
Paraacutemetro (K-113) Valor
Tiempo de arribo 159 diacuteas
Tiempo medio 394 diacuteas
Tiempo final 613 diacuteas
Recuperacioacuten 64
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado
Como se explicoacute en la parte teoacuterica es importante realizar la distribucioacuten de la
cantidad de trazador que se recuperoacute en cada pozo del ensayo puesto que el
93
reparto de agua de inyeccioacuten entre los pozos productores es similar a dicha
distribucioacuten La figura 342 que representa la distribucioacuten de trazador recuperado
para este ensayo se muestra a continuacioacuten
Cabe resaltar que la recuperacioacuten total para los cinco pozos alcanza uacutenicamente
el 604 de la cantidad inicialmente inyectada de tritio que fue de 15 Ci esto se
debe a que siempre hay un porcentaje de tritio que se pierde en la formacioacuten por
infiltracioacuten hacia otras capas inferiores o por fugas hacia otros pozos Es decir de
los 15 Ci inyectados solo se han recuperado 9 Ci cuya distribucioacuten hacia los
cinco pozos muestra claramente la direccioacuten preferencial del agua de inyeccioacuten
3437 Direcciones preferenciales de Flujo
Tomando en cuenta la disposicioacuten del arreglo de este ensayo se puede observar
que la direccioacuten preferencial del flujo se encuentra hacia los pozos K-119 y K-117
como lo indica la figura 343 (flechas rojas)
Esta informacioacuten es de gran valor para la perforacioacuten de nuevos pozos
productores cuya ubicacioacuten en la parte sureste del campo conseguiriacutea grandes
reacuteditos para este proyecto de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
Figura 342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos productores del ensayo Argentina
94
Ademaacutes de este modo se puede confirmar que no existen barreras sellantes
puesto que se realizoacute el paso del trazador hacia los cinco pozos del ensayo
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
CAPIacuteTULO 4
Figura 343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo Argentina
95
INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTENIDOS A
PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
En este capiacutetulo se pretende obtener las liacuteneas de corriente del agua de inyeccioacuten
a traveacutes del yacimiento en estudio con la ayuda de un programa sencillo que
simula el paso del trazador en base a ecuaciones del flujo de fluidos en medios
porosos y a la teacutecnica de los trazadores
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
Este programa permite obtener las curvas de paso del trazador para cada pozo
en cuestioacuten y un graacutefico esquemaacutetico de las liacuteneas de flujo (liacuteneas de corriente)
trazadas por el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento desde el inyector hacia
cada uno de los pozos productores
Cabe recalcar que la informacioacuten que brinda este programa se sujeta a discusioacuten
puesto que como es sabido es muy complejo modelar el comportamiento
dinaacutemico del agua que fluye por un medio poroso Ademaacutes se trata de un
software que auacuten estaacute siendo sometido probado y fue desarrollado por una
universidad argentina su nombre es PORO TracerSim 1 y el anexo 10 muestra
una explicacioacuten detallada respecto de las opciones e iacuteconos de este programa
411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA
En general las consideraciones del PORO TracerSim son
bull La formacioacuten es homogeacutenea de espesor y propiedades petrofiacutesicas
constantes en todo el yacimiento
bull El flujo del agua de inyeccioacuten es lineal hacia cada pozo productor
bull Tanto los pozos productores como el inyector estaacuten a un mismo nivel de
profundidad
bull Los caudales de produccioacuten e inyeccioacuten de cada pozo productor e inyector
respectivamente son constantes
bull Una falla no sellante se considera como si simplemente no existiera dicha
barrera en el yacimiento
96
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Las principales ventajas son
bull Brindar de una manera clara las curvas de paso de trazador hacia cada
uno de los pozos productores asiacute como el graacutefico de las liacuteneas de corriente
que traza el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento
bull Sencillez en el manejo del programa
bull Permitir el ingreso de un nuacutemero indeterminado de pozos productores y de
barreras sellantes que direccionen el flujo
bull Facilidad para poder delimitar el campo de trabajo
bull La configuracioacuten del trazado de las liacuteneas de corriente como nuacutemero de
liacuteneas el aacutengulo de desplazamiento de las mismas etc
Como desventajas estaacuten
bull No tener como opcioacuten el ingresar paraacutemetros de gran importancia como la
presioacuten de reservorio las profundidades de la arena de intereacutes en cada
pozo propiedades del crudo como la viscosidad grado API entre otras
bull Dificultad para trabajar con distancias entre pozos muy grandes
bull No considerar la presencia de gas en el yacimiento sino soacutelo la presencia
de la fase liacutequida
bull No proporcionar informacioacuten respecto de la cantidad de trazador que arriba
a cada pozo ni del volumen de agua inyectada que llega a cada productor
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO
Se dispuso a los pozos del estudio en base a las coordenadas rectangulares
correspondientes a cada uno tomando como origen el pozo inyector (Auca-12)
Asiacute las coordenadas de todos los pozos seriacutean
POZO INYECTOR Auca-12 (0 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-19 (1460 2591) m
POZO PRODUCTOR Auca-35 (1035 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-21 (951 -1803) m
97
El graacutefico 41 muestra la ubicacioacuten de los pozos y las coordenadas rectangulares
para cada uno (informacioacuten obtenida en base al GPS de la CEEA)
Asiacute la disposicioacuten de los pozos en el programa (de acuerdo a la escala
seleccionada) seriacutea la mostrada en la figura 42 Ademaacutes se ingresaron los
caudales de produccioacuten e inyeccioacuten para cada pozo respectivamente (tabla 16)
Tabla 16 CAUDALES DE PRODUCCIOacuteN E INYECCIOacuteN DE LOS POZOS
PRODUCTORES E INYECTOR RESPECTIVAMENTE
CAUDAL POZO
(BPD) (msup3diacutea)
PI-12 4000 651
PP-19 357 58
PP-35 418 68
PP-21 615 100
Figura 41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo productor respecto del pozo inyector
98
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO
Los paraacutemetros que se ingresaron fueron los petrofiacutesicos los demaacutes son valores
adecuados para el correcto funcionamiento del programa (figura 43)
Porosidad = 016
Saturacioacuten = 027
Espesor = 18 pies = 55 metros
Dispersividad = 7 m (valor correspondiente a las arenas)
Con estos datos el programa puede graficar las curvas de paso del trazador y las
liacuteneas de flujo del agua de inyeccioacuten
Para esta interpretacioacuten se probaron varios casos de acuerdo con la informacioacuten
obtenida a partir del mapa estructural (anexo 1)
Figura 42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador PORO TracerSim
99
431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
En este caso se supone que no existe ninguna barrera que obstaculice el paso
del agua de inyeccioacuten hacia los pozos productores Cabe sentildealar que este
programa considera a las barreras no sellantes como si en realidad no existiera
una barrera es decir el hecho de colocar una falla en el campo de trabajo
significa que esa falla ya es sellante como se veraacute maacutes adelante
Solo para este caso se procedioacute a graficar las curvas de paso puesto que para
los otros casos el programa tendiacutea a colapsar debido a que el arreglo no obedece
a una malla cerrada y las distancias entre pozos son muy grandes
Sin embargo se puede deducir que la presencia de una falla (la cual desde
antemano el programa la considera como sellante) impediriacutea la llegada del
trazador es decir sencillamente no se tendriacutea una curva de paso hacia ese pozo
productor
El anexo 9 muestra las curvas de paso del trazador para los pozos Auca-19
Auca-35 y Auca-21 ademaacutes el graacutefico de las liacuteneas de corriente del agua de
inyeccioacuten En este caso al no existir barreras sellantes se produce el paso del
trazador desde el inyector hacia los pozos productores lo que demuestra la
existencia de la interconexioacuten entre los pozos
Figura 43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para la simulacioacuten
100
Ademaacutes de acuerdo con las curvas de respuesta el trazador apareceriacutea en el
pozo maacutes cercano (Auca-35) aproximadamente a los 600 diacuteas (1 antildeo 8 meses) a
partir de la inyeccioacuten Si se considera que la inyeccioacuten se realizoacute en enero 2007
el trazador podriacutea empezar a llegar en septiembre 2008 Del mismo modo para los
otros dos pozos el Auca-21 muestra que la curva se levanta a los 1600 diacuteas (4
antildeos 5 meses) y ni hablar del Auca-19 que seguacuten este modelo el trazador
arriba a los 6000 diacuteas (16 antildeos 5 meses) lo cual es demasiado tiempo
Esto se explica debido a que el arreglo del proyecto Auca no obedece a una malla
cerrada pues si se observa la ubicacioacuten de pozos no presenta una geometriacutea
regular puesto que la malla es demasiado abierta y las distancias entre pozos es
muy grande Por tanto el trazador podriacutea llegar al pozo maacutes cercano a los 600
diacuteas en el mejor de los casos ya que es muy probable que el trazador no
aparezca por ninguacuten lado debido a los problemas que se han venido presentando
y a que la malla estaacute desconfigurada
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES
Para los siguientes casos de la simulacioacuten se ingresaron las coordenadas
correspondientes a tres fallas ubicadas de acuerdo a la informacioacuten del mapa
geoloacutegico Estas tres fallas son las que maacutes podriacutean influir en el flujo del agua de
inyeccioacuten La figura 44 muestra las tres fallas que se tomaron en cuenta para la
simulacioacuten
Los puntos tomados para cada una de ellas fueron
FALLA X P1 (-425 0) y P2 (-500 -1500)
FALLA Y P1 (750 -1800) y P2 (940 0)
FALLA Z P1 (1800 -1800) y P2 (1600 2200)
De este modo puede simularse la presencia de barreras sellantes en el programa
de simulacioacuten A partir de esto se tienen los siguientes casos que consisten
solamente en la combinacioacuten de las fallas
101
FALLA X
FALLA Y
FALLA Z
Figura 44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de simulacioacuten
102
441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
En este caso se considera que solo la falla X es sellante y a partir de esta
suposicioacuten se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo para lo cual se ingresan los
puntos de la falla X en el aacuterea de trabajo donde se encuentran ubicados los
pozos (figura 45)
El anexo 9 (caso 2) muestra el graacutefico de las liacuteneas de flujo donde se puede
observar que la barrera sellante hace que toda el agua inyectada se desplace
hacia el lado derecho del campo adquiriendo una buena interconexioacuten de los
pozos
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
Para este caso soacutelo la falla Y se considera como sellante y de este modo se
ubica esta falla en el campo de estudio del programa (figura 46)
Asiacute se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo que se muestra en el anexo 9 (caso
3) el cual indica el desplazamiento del agua de inyeccioacuten hacia la parte noreste y
oeste del campo La falla ldquoYrdquo impide la interconexioacuten con el pozo Auca-21 pues al
ser una barrera sellante no permite el paso del agua hacia ese pozo Sin
embargo esto no afecta la interconexioacuten con los otros pozos Auca-19 y Auca-35
Figura 45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 2
103
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE
Aquiacute se considera que ambas fallas son barreras sellantes (figura 47) y soacutelo la
falla X es no sellante Asiacute se obtienen las curvas de flujo como se muestra en el
anexo 9 (caso 4)
Figura 46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 3
Figura 47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 4
104
Este graacutefico presenta una tendencia similar de flujo que en el caso anterior soacutelo
que aquiacute la barrera sellante ldquoZrdquo disminuye auacuten maacutes el flujo del agua de inyeccioacuten
hacia la parte derecha y maacutes bien direcciona todo el agua hacia el norte y oeste
del campo
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo
Para este caso (figura 48) las fallas ldquoXrdquo y ldquoZrdquo se consideran sellantes y la falla ldquoYrdquo
es no sellante dando como resultado el graacutefico del anexo 9 (caso 5) en donde se
observa que la presencia de ambas fallas hace que el agua se desplace hacia el
costado noreste y por la parte el sur del campo que se delimita entre ambas fallas
Esta combinacioacuten de las barreras no perjudica la interconexioacuten de los pozos y
maacutes bien encierra gran parte del agua hacia los pozos Auca-21 y Auca-35
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo
Esta combinacioacuten de las fallas ldquoXrdquo y ldquoYrdquo (figura 49) da como resultado el graacutefico
de las liacuteneas de flujo del Anexo 9 (caso 6) en el cual se observa como el agua se
direcciona casi en su totalidad hacia la parte norte y este del campo por el efecto
Figura 48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 5
105
Figura 49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 6
que ocasiona la barrera longitudinal ldquoXrdquo Ademaacutes la barrera ldquoYrdquo impide por
completo el paso del agua de inyeccioacuten hacia el pozo Auca-21
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
Figura 410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 7
106
Este uacuteltimo caso (figura 410) muestra la influencia que produce la presencia de
las tres fallas en el desplazamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten El anexo 9
(caso 7) muestra una tendencia de flujo similar a la del caso anterior puesto que
como se observa el efecto de la falla ldquoYrdquo es casi el mismo que el de la
combinacioacuten de las fallas ldquoYrdquo y ldquoZrdquo con la uacutenica diferencia de que aquiacute hay menos
liacuteneas de flujo que se dirigen a la parte este del campo que en el caso anterior lo
cual corresponde a la incidencia de la falla ldquoZrdquo
La uacuteltima parte del Anexo 9 muestra las liacuteneas de corriente que corresponden al
arreglo de los pozos del Ensayo argentino
107
CAPIacuteTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
51 CONCLUSIONES
En la actualidad la teacutecnica de inyeccioacuten de trazadores radiactivos en el
yacimiento es una gran alternativa para comprender de mejor manera el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten puesto que el trazador
inyectado actuacutea como un espiacutea que brinda informacioacuten de mucho valor que
puede ser usada en subsiguientes proyectos de recuperacioacuten secundaria
que se desee realizar en un campo determinado
La adecuada interpretacioacuten de el anaacutelisis de esta teacutecnica permite a los
ingenieros de yacimientos encontrar las direcciones preferenciales de
desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el yacimiento confirmar la
existencia de fallas geoloacutegicas redefinir fallas como sellantes o no
sellantes detectar canalizaciones a lo largo de la distancia inyector-
productor entre otras
La aplicacioacuten de esta teacutecnica en el campo no produce una respuesta
inmediata sino que se requiere comuacutenmente entre un antildeo a dos o quizaacutes
maacutes tiempo dependiendo de la distancias entre pozos para obtener una
respuesta favorable
De todos los radiactivos empleados para un estudio de este tipo el tritio
constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten en razoacuten de dos ventajas
principales el tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en consecuencia
formar parte de la moleacutecula de agua y el ser un emisor beta de baja
energiacutea lo que hace praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
La cantidad de trazador a inyectarse depende directamente de la distancia
entre los pozos productores e inyector de las propiedades petrofiacutesicas del
yacimiento y del liacutemite de deteccioacuten del instrumental que se dispone
108
El buen desempentildeo de eacutesta teacutecnica requiere de la inyeccioacuten constante de
un caudal de agua que proporcione el empuje longitudinal al trazador a
traveacutes del reservorio para que asiacute eacuteste pueda arribar a los pozos
productores en los cuales se realiza el muestreo conforme al calendario
planificado
La medicioacuten de la cantidad de tritio en una muestra de agua se realiza en
base al principio de centelleo liacutequido que consiste en detectar la emisioacuten
de fotones luminosos que resulta de la interaccioacuten de las partiacuteculas beta
con los aacutetomos del coctel centellador que se antildeade a cada muestra de
agua Todo este proceso lo realiza el contador de centelleo liacutequido
Los datos de concentracioacuten de actividad correspondientes a cada muestra
realizada son de gran utilidad para la obtencioacuten de las curvas de paso del
trazador y las curvas de recuperacioacuten de trazador en cada uno de los
pozos productores El anaacutelisis de estas curvas permite obtener las
direcciones preferenciales de flujo en base al reparto de trazador entre los
distintos pozos
De acuerdo con los datos obtenidos del muestreo para cada pozo
productor y tanque de lavado del proyecto Auca (Anexo ) se observa
claramente que no se produce todaviacutea la aparicioacuten del trazador lo cual se
puede justificar por las siguientes razones
1 Las distancias entre los pozos productores y el inyector (1035 m 2038
m y 2974 m respectivamente) son demasiado grandes por lo que es
casi imposible definir lo que pueda ocurrir con el trazador en tales
condiciones de lejaniacutea
2 La existencia de barreras sellantes desconocidas ubicadas de manera
que impidan la interconexioacuten entre los pozos
3 La falta de una inyeccioacuten constante de agua que proporcione una fuerza
de empuje al trazador puesto que como se refleja en los reportes
(Anexo) la inyeccioacuten fue muy irregular sobretodo en el primer mes
luego de la inyeccioacuten donde la inyeccioacuten debioacute haber sido constante
109
Esto muestra una falta de diligencia en este proyecto pues en total
hubieron 10 diacuteas que se dejoacute de inyectar el agua en el mes de enero de
2007
4 La posibilidad de que el trazador se haya canalizado hacia otro sector
del reservorio o incluso pudo haberse producido una infiltracioacuten del
mismo hacia las capas inferiores esto debido a la mala inyeccioacuten del
agua
5 Una mala operacioacuten al momento de la inyeccioacuten del trazador en el pozo
Auca-12 o quizaacutes un error al inyectarse eacuteste en un estrato equivocado
6 La maacutes favorable de todas las razones que el trazador auacuten se esteacute
desplazando longitudinalmente en el yacimiento sin ninguacuten
inconveniente y se produzca una aparicioacuten posterior en alguno de los
pozos lo cual reflejariacutea un simple retardo en la respuesta del tritio tal
como lo reflejoacute la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim seguacuten
el cual el trazador arriba en 600 diacuteas al pozo maacutes cercano (Auca-35)
para lo cual habriacutea que seguir esperando su respuesta
Las lecturas de concentracioacuten de actividad que corresponden a las
muestras tomadas en el agua de riacuteo (Anexo) manifiestan que el trazador
no se ha infiltrado hacia el riacuteo como se supuso cuando se presentoacute la
anoacutemala presencia de trazador en el agua de inyeccioacuten Esto permite
concluir que la razoacuten de dicha anomaliacutea se debe a la contaminacioacuten de los
frascos del muestreo
De las curvas de respuesta para el ensayo Argentina se puede concluir
que
1 El paso del trazador hacia los pozos productores es un indicador de que
existe la interconexioacuten entre los pozos
2 El tiempo de respuesta del trazador es menor para los pozos
productores que estaacuten maacutes cerca del inyector obviamente dependiendo
de las propiedades del reservorio pues esto no se cumple en todos los
proyectos
110
3 La cantidad de trazador recuperado estaacute en funcioacuten de la concentracioacuten
de actividad neta obtenida en cada muestra y del caudal de produccioacuten
de agua del pozo
4 El reparto de agua inyectada entre los pozos productores es similar a la
distribucioacuten de trazador en cada uno de ellos
5 La recuperacioacuten total de trazador oscila entre el 30 y el 80 debido a
que hay una parte de tritio que se desplaza hacia puntos maacutes lejanos
del reservorio
El programa de simulacioacuten PORO TracerSim permite concluir que
1 Se prolonga auacuten maacutes el tiempo de respuesta del trazador en cada uno
de los pozos productores lo que significa que el proyecto de Auca no
puede concluir como estaba previsto para el final de 2008 sino que
habraacute que continuar monitoreando los pozos hasta obtener un
resultado
2 Si la barrera ldquoXrdquo es realmente sellante entonces ayuda en gran manera
a los trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
puesto que direcciona todo el flujo hacia los pozos productores de
intereacutes Incluso la falla ldquoZrdquo que actuacutea como un liacutemite del flujo evitando
que se pierda el agua hacia otros sectores puede ser de ayuda Pero la
barrera ldquoYrdquo no ayuda en nada sino todo lo contrario porque incide
directamente en la interconexioacuten de los pozos productores que al igual
que el Auca-21 estaacuten ubicados al este de dicha falla
Personalmente la mejor de las opciones es el caso 5 de todos los
analizados
52 RECOMENDACIONES
Se recomienda
Realizar un estudio maacutes exhaustivo de las propiedades petrofiacutesicas y
estratigrafiacutea del yacimiento ya que muchos de los datos con los que se
trabajoacute para este Proyecto estaban desactualizados
111
Realizar siacutesmica 3D de alta resolucioacuten para mejorar el conocimiento del
campo y de sus regiones obteniendo asiacute un esquema de fallas completo
para cada formacioacuten que nos ayude en la interpretacioacuten estructural
Prolongar en dos antildeos o maacutes el seguimiento de este Proyecto de
aplicacioacuten de trazadores en Auca pues hasta ahora no se tiene ninguna
respuesta significativa ya que no se ha producido la aparicioacuten del trazador
Aplicar esta misma teacutecnica de inyeccioacuten de tritio utilizando otros pozos del
mismo campo o en otros campos pero esta vez definiendo una malla
cerrada y con distancias razonables (maacuteximo de 400 o 500 metros) para lo
cual se propone que se perforen pozos inyectores y no que se utilice
pozos productores obsoletos o que han dejado de producir para hacerlos
inyectores En definitiva buscar la excelencia al realizar este tipo de
trabajos para que se puedan obtener muy buenos resultados
Instruir a los ingenieros en reservorios en esta teacutecnica de inyeccioacuten de
trazadores puesto que tiene un gran futuro en su aplicacioacuten ya que
muchas empresas operadoras estaacuten entrando en la fase de Recuperacioacuten
Secundaria para lo cual necesitan recabar informacioacuten del desplazamiento
de fluidos en el reservorio
Tener un mayor cuidado a la hora de manejar los frascos usados para el
muestreo para asiacute prevenir una contaminacioacuten involuntaria que produzca
resultados anoacutemalos en las curvas de respuesta
Realizar un tratamiento por calentamiento y destilacioacuten con cada muestra
de agua para corregir la irregularidad de los valores considerados como
ldquofondordquo o ldquobackgroundrdquo
Perfeccionar el programa de simulacioacuten PORO TracerSim para que
considere otros paraacutemetros importantes y genere resultados maacutes oacuteptimos
112
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS
bull BABY P RIVADENEIRA M R BARRAGAacuteN Editores Cientiacuteficos (Oct
2004) La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo
bull CISNEROS LOACHAMIacuteN Pablo G (Abr 2006) Modelo geoloacutegico para
probar la interconexioacuten de pozos en el Campo Sacha Tesis de grado
(EPN)
bull COMISIOacuteN ECUATORIANA DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA Archivos Teacutecnicos del
Proyecto de aplicacioacuten de radiotrazadores en el Cam po Auca (2007)
bull DELGADO ORTEGA Byron A (Dic 2005) Anaacutelisis teacutecnico econoacutemico para
incrementar la produccioacuten mediante recuperacioacuten sec undaria por
inyeccioacuten de agua en el Campo Auca Sur Tesis de grado (EPN)
bull MAGGIO Guillermo E Noldor SRL Recuperacioacuten asistida de petroacuteleo
httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesrecsechtm
bull ORGANISMO INTERNACIONAL DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA ndash PROYECTO
ARCAL XLIII (Dic 2000) Aplicaciones industriales de radiotrazadores y
fuentes selladas de radiacioacuten
bull PEREYRA Boliacutevar Radioisoacutetopos y sus aplicaciones bioloacutegicas
httpwwwcinvestavmxcgseuprmanualcaldishtml
bull SOMARUGA Carlos Noldor SRL Estudio de transferencia entre pozos
petroliacuteferos httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesyacimientozxpdf
bull UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO Facultad de Ingenieriacutea Curso
Regional de Capacitacioacuten Mecaacutenica de fluidos en yacimientos de
petroacuteleo y gas Argentina (2000)
113
ANEXOS
114
ANEXO 1
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENA ldquoTrdquo
115
ANEXO 2
CANALIZACIONES EN EL RESERVORIO
116
CANALIZACIONES
Cuando se realizan trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua es
muy posible que dicha agua inyectada no realice de manera eficaz el
desplazamiento de petroacuteleo sino que prefiera trasladarse a traveacutes de alguacuten
conducto que posea una gran permeabilidad A este conducto se lo conoce como
canalizacioacuten
La siguiente figura muestra como el agua de inyeccioacuten prefiere fluir a lo largo de
la canalizacioacuten sin efectuar el barrido por las capas saturadas de petroacuteleo
Esto representa un grave problema para los proyectos de inyeccioacuten de agua
puesto que no se estaacute cumpliendo el objetivo primordial que es el empuje del
petroacuteleo hacia los pozos productores Sin embargo con el uso de un radiotrazador
se puede determinar la presencia de canalizaciones en el reservorio
La presencia de una canalizacioacuten ocasionariacutea la aparicioacuten inmediata del trazador
en el pozo productor hacia el cual se dirige la canalizacioacuten Esta es la razoacuten de la
alta frecuencia de muestreo al inicio del proyecto puesto que se habla de pocos
117
diacuteas (de acuerdo a la distancia de los pozos) para que aparezca el trazador en el
pozo
Las figuras siguientes muestran el flujo del trazador en presencia de una
canalizacioacuten y sin ella
Ademaacutes es muy sencillo distinguir entre la curva de respuesta del paso de
trazador en presencia de una canalizacioacuten (figura)
118
0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000000
0002
0004
0006
0008
0010
0012
0014re
cupe
raci
on fr
acci
nal d
iaria
de
traz
ador
dias despues de la inyeccion
iquestCOacuteMO CORREGIR UN PROBLEMA DE CANALIZACIOacuteN
La manera mecaacutenica de hacerlo consiste en aislar la zona donde estaacute localizada la
canalizacioacuten para lo cual se debe instalar un packer adicional que cumpla con
dicha funcioacuten (figura)
El otro meacutetodo es realizar una inyeccioacuten de poliacutemeros para lo cual
Trazador canalizado
Trazador sin canalizar
119
bull Se inyecta agua al reservorio la cual se va a canalizar a lo largo de las capas
maacutes permeables
bull Luego se inyecta el poliacutemero requerido el cual tapona las capas sentildealadas por
el agua de inyeccioacuten
bull Finalmente el agua se desliza por las zonas que no habiacutean sido barridas
120
121
ANEXO 3
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DE TRAZADOR HACIA LOS POZOS PRODUCTORES
Curvas de paso de Trazador para valores de dispersividad de 03 m2 diacutea
y 0003 m2 diacutea
122
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-35
AUCA arena T PP-35Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 71331E-05 03 62175 dia1703413861
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 1035 1071225Volumen 392536 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
000001
000002
000003
000004
000005
000006
000007
000008
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 03
123
0
000005
00001
000015
00002
000025
00003
000035
00004
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 0003
124
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO PRODUCTOR AU-21
AUCA arena T PP-21Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 18397E-05 03 241069 dia660462002
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2038 4153444Volumen 1521972 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000002
0000004
0000006
0000008
000001
0000012
0000014
0000016
0000018
000002
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 03
125
0
000002
000004
000006
000008
00001
000012
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 0003
126
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-19
AUCA arena T PP-19Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 86393E-06 03 513351 dia1406440635
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2974 8844676Volumen 3241010 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000001
0000002
0000003
0000004
0000005
0000006
0000007
0000008
0000009
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacutebic
o)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 03
127
0
0000005
000001
0000015
000002
0000025
000003
0000035
000004
0000045
000005
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 0003
128
ANEXO 4
DIAGRAMA DE LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA DEL CAMPO AUCA
130
1 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE RIO
IacuteTEM CANTID DESCRIPCIOacuteN
1 1 Sistema de alimentacioacuten de hipoclorito
2 1 Sistema de alimentacioacuten de poliacutemero
3 3 Filtros flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)
4 1 Soplador de aire
5 1 Bomba de retrolavado
6 1 Torre de desoxigenacioacuten
7 2 Bombas de vaciacuteo
8 1 Bombas de transferencia de desoxigenacioacuten
9 1 Sistema de alimentacioacuten de biocida orgaacutenico
10 1 Sistema de alimentacioacuten eliminador de oxigeno
11 1 Tanque almacenamiento agua de riacuteo 1500 BBL
12 1 Sistema de alimentacioacuten de inhibidor de escala
13 1 Sistema control para agua formacioacuten y agua riacuteo 1500 BBL
2 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIOacuteN
IacuteTEM CANTIDAD DESCRIPCIOacuteN
1 1 Tanque de almacenamiento de agua formacioacuten 5000 BBL 2 1 Sistema de Bombas alimentacioacuten de quiacutemicos para flotacioacuten 3 1 Unidad de flotacioacuten (Hidrocelda USF modelo H-20D) 4 1 Bomba de transferencia 5 1 Bomba de recirculacioacuten 1 (En Hidrocelda)
6 1 Bomba de recirculacioacuten 2 (Tanque de retrolavado - tanque de almacenamiento) de agua de formacioacuten 5000 BBL
7 1 Filtro caacutescara de nuez (Filtro Autoshell modelo AWS-96) 8 1 Bomba de retrolavado 9 1 Tanque almacenamiento de agua de retrolavado 220 BBL 10 1 Tanque almacenamiento de agua tratada 5000 BBL
131
ANEXOS 5
CAUDALES DE AGUA INYECTADA MENSUALES DESDE ENERO 2007 A MARZO 2008
132
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 2700 2 4032 3 5357 4 0 5 2735 6 0 7 2243 8 0 9 3702 10 0 11 3269 12 4579 13 912 14 3487 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 3694 21 3277 22 0 23 891 24 0 25 3724 26 0 27 3928 28 0 29 1496 30 0
31 4846
PROMEDIO 1770
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 5010 3 480 4 5004 5 2243 6 4005 7 5265 8 4513 9 4622 10 2963 11 5890 12 5435 13 2576 14 1857 15 3227 16 4082 17 5160 18 5138 19 5140 20 5137 21 5467 22 5237 23 5306 24 5138 25 4573 26 5180 27 1423
28 2368
PROMEDIO 4016
133
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ABRIL 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5101 2 3689 3 2966 4 3503 5 4111 6 1124 7 931 8 3450 9 949 10 4001 11 5082 12 3668 13 4054 14 1786 15 4490 16 5050 17 4160 18 5200 19 5152 20 1427 21 2279 22 5012 23 5175 24 585 25 4268 26 2420 27 5181 28 5050 29 844
30 0
PROMEDIO 3357
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5775 2 4439 3 625 4 2334 5 737 6 5369 7 5047 8 3085 9 1378 10 4695 11 4849 12 4363 13 4450 14 5172 15 0 16 3366 17 4575 18 3810 19 5003 20 1195 21 2118 22 5120 23 1232 24 2753 25 5161 26 5128 27 5105 28 5188 29 5008 30 2008
31 4966
PROMEDIO 3679
134
BARRILES INYECTADOS
POR DIA (AUCA-12)
MAYO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 6135 3 5166 4 4070 5 1382 6 0 7 2336 8 1410 9 2328 10 0 11 2721 12 5154 13 5193 14 5134 15 4560 16 3117 17 1808 18 1808 19 1101 20 2700 21 5216 22 5084 23 3299 24 5099 25 5085 26 0 27 1870 28 5120 29 5240 30 5150
31 5500
PROMEDIO 3316
135
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JUNIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 5142 5142 2 5103 5103 3 2784 2784 4 2850 2850 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 1757 1757 9 6422 6422 10 5345 5345 11 2832 2832 12 1281 1281 13 820 820 14 2252 2252 15 1053 1053 16 2978 2978 17 5117 5117 18 5094 5094 19 5907 5907 20 1885 1885 21 2275 2275 22 0 0 23 0 0 24 3096 3096 25 1977 1566 3543 26 2606 1566 4172 27 2164 2035 4199 28 3184 1936 5120 29 4035 1860 5895 30 0 5528 5528
PROMEDIO 3082 Sin tren de agua de formacioacuten
136
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JULIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 5157 5157 2 4553 0 4553 3 3638 1603 5241 4 1801 3335 5136 5 0 5089 5089 6 0 4854 4854 7 2451 1975 4426 8 2906 1986 4892 9 2269 2851 5120 10 735 4425 5160 11 3557 886 4443 12 2709 2391 5100 13 1050 4113 5163 14 2826 2099 4925 15 2484 1896 4380 16 336 1902 2238 17 1146 0 1146 18 5095 0 5095 19 4338 0 4338 20 2141 0 2141 21 1519 1365 2884 22 3116 710 3826 23 3959 0 3959 24 1202 2895 4097 25 1995 2102 4097 26 2226 1906 4132 27 2467 1624 4091 28 1854 1993 3847 29 2660 1218 3878 30 4110 0 4110 31 658 3358 4016
PROMEDIO 4243
137
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
AGOSTO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1367 2659 4026 2 1890 2230 4120 3 4197 0 4197 4 2127 2048 4175 5 2165 1105 3270 6 1684 1830 3514 7 1055 2147 3202 8 1900 2200 4100 9 1348 1475 2823 10 2596 0 2596 11 4080 0 4080 12 2322 1778 4100 13 2990 0 2990 14 4100 0 4100 15 4100 0 4100 16 1600 0 1600 17 810 0 810 18 2400 0 2400 19 3800 760 4560 20 3233 1887 5120 21 5120 0 5120 22 5110 0 5110 23 4890 0 4890 24 5088 0 5088 25 4876 0 4876 26 3598 1525 5123 27 2138 2872 5010 28 0 2756 2756 29 2769 2312 5081 30 4547 0 4547 31 658 3358 4016
PROMEDIO 3919
138
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
SEPTIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 1660 0 1660 2 3800 1675 5475 3 3481 2332 5813 4 290 3981 4271 5 0 3721 3721 6 1625 3216 4841 7 2725 2620 5345 8 1458 3792 5250 9 4400 1574 5974 10 0 1996 1996 11 5600 0 5600 12 2660 0 2660 13 5540 0 5540 14 2489 1983 4472 15 4132 533 4665 16 4199 0 4199 17 3578 1860 5438 18 4175 1477 5652 19 5528 0 5528 20 3443 2155 5598 21 837 4542 5379 22 1269 4173 5442 23 1727 3422 5149 24 1714 3694 5408 25 3916 1687 5603 26 1101 4419 5520 27 3662 1875 5537 28 2010 3045 5055 29 4197 440 4637 30 0 2400 2400
PROMEDIO 4794
139
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
OCTUBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 3481 3481 2 0 5730 5730 3 4446 1264 5710 4 1767 3356 5123 5 1981 3375 5356 6 1675 3726 5401 7 1523 3926 5449 8 0 4051 4051 9 2283 3007 5290 10 494 4598 5092 11 1151 2867 4018 12 0 5066 5066 13 957 3629 4586 14 1899 3206 5105 15 0 5177 5177 16 4540 293 4833 17 4920 0 4920 18 5180 0 5180 19 3616 1574 5190 20 1797 3303 5100 21 1484 3646 5130 22 4302 818 5120 23 504 4606 5110 24 2312 2838 5150 25 1224 3698 4922 26 949 3925 4874 27 1497 3666 5163 28 875 4260 5135 29 1117 3955 5072 30 3698 1300 4998 31 0 3358 3358
PROMEDIO 4964
140
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
NOVIEMBRE 2007
DIA AGUA DE
RIO AGUA DE FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 4476 690 5166 2 1489 3554 5043 3 1478 3530 5008 4 1610 3534 5144 5 0 5110 5110 6 2989 2051 5040 7 2992 2474 5466 8 3869 1500 5369 9 2838 2178 5016 10 904 4133 5037 11 1741 3256 4997 12 1954 3064 5018 13 0 5110 5110 14 1607 3403 5010 15 3289 1778 5067 16 2273 0 2273 17 0 0 0 18 2566 0 2566 19 3231 0 3231 20 5073 0 5073 21 5160 0 5160 22 2863 2102 4965 23 2957 2220 5177 24 2562 2546 5108 25 2780 2203 4983 26 0 0 0 27 0 0 0 28 0 0 0 29 0 0 0 30 0 0 0
PROMEDIO 3838
141
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
DICIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 2820 2820 2 2100 3000 5100 3 4107 1020 5127 4 927 4173 5100 5 1755 3420 5175 6 1695 3489 5184 7 2966 2168 5134 8 2460 2633 5093 9 0 5090 5090 10 1799 3313 5112 11 2878 2243 5121 12 2012 3166 5178 13 2251 2742 4993 14 2035 3092 5127 15 3476 1744 5220 16 2126 2920 5046 17 1420 3597 5017 18 0 5168 5168 19 3110 1689 4799 20 1463 3740 5203 21 1241 3909 5150 22 0 5115 5115 23 0 4287 4287 24 2254 2784 5038 25 3620 1434 5054 26 1166 2540 3706 27 3440 1658 5098 28 157 4891 5048 29 423 4761 5184 30 1665 3474 5139 31 1821 3339 5160
PROMEDIO 4961
142
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 2398 2050 4448 2 933 4193 5126 3 2106 2953 5059 4 1460 3650 5110 5 3581 0 3581 6 2034 0 2034 7 5200 0 5200 8 1234 3876 5110 9 1690 3451 5141 10 3134 2008 5142 11 991 3315 4306 12 1661 3439 5100 13 3250 1874 5124 14 1832 3268 5100 15 558 3401 3959 16 2394 2396 4790 17 5250 786 6036 18 4473 698 5171 19 5163 0 5163 20 5120 0 5120 21 2168 2962 5130 22 2320 2639 4959 23 2035 2961 4996 24 3100 1894 4994 25 2912 2256 5168 26 3510 1533 5043 27 1288 3665 4953 28 2619 2475 5094 29 2635 2490 5125 30 1318 3843 5161 31 1434 3666 5100
PROMEDIO 4888
143
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1873 3215 5088 2 729 4083 4812 3 1764 3351 5115 4 2852 4413 7265 5 995 2694 3689 6 1276 3910 5186 7 2693 2447 5140 8 738 4269 5007 9 0 3777 3777 10 1318 3686 5004 11 298 3660 3958 12 0 5143 5143 13 1151 3352 4503 14 2376 2680 5056 15 3337 1779 5116 16 1197 3843 5040 17 2728 2301 5029 18 561 4613 5174 19 4668 433 5101 20 2916 1909 4825 21 900 4300 5200 22 0 5150 5150 23 1000 4100 5100 24 2522 2668 5190 25 1590 3610 5200 26 897 4239 5136 27 216 3957 4173 28 772 4412 5184 29 1761 3207 4968
PROMEDIO 4977
144
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 885 4275 5160 2 1435 3701 5136 3 1995 3147 5142 4 613 4550 5163 5 1046 4111 5157 6 1083 4049 5132 7 1266 3830 5096 8 911 4283 5194 9 611 3729 4340 10 2301 2859 5160 11 1763 3352 5115 12 1718 3407 5125 13 250 4042 4292 14 3903 1197 5100 15 3399 1711 5110 16 550 4569 5119 17 2444 2706 5150 18 1751 3365 5116 19 583 4529 5112 20 805 4331 5136 21 703 4193 4896 22 1872 3264 5136 23 1788 3352 5140 24 681 4467 5148 25 1456 3680 5136 26 2073 2969 5042 27 1923 3017 4940 28 1371 3653 5024 29 3933 1163 5096 30 3438 0 3438 31 0 2752 2752
PROMEDIO 4929
RESUMEN DE LOS BARRILES DE AGUA INYECTADA EN EL PER IODO ENERO 2007 A MARZO 2008
MES BARRILES DE AGUA
INYECTADA (PROMEDIO)
NUMERO DE DIAS SIN INYECTAR
Enero 1770 14 Febrero 4016 1 Marzo 3679 1 Abril 3357 0 Mayo 3316 4 Junio 3082 5 Julio 4243 0
Agosto 3919 0 Septiembre 4794 0
Octubre 4964 0 Noviembre 3838 6 Diciembre 4961 0
Enero 4888 0 Febrero 4977 0 Marzo 4929 0
PROMEDIO 4049
146
ANEXO 6
CALENDARIO DE MUESTREO DE ENERO 2007 A MARZO 2008
147
CALENDARIO DE MUESTREO
ANtildeO 2007
ENEROL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
FEBREROL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28
MARZOL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30 31
ABRILL M M J V S D30 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
MAYOL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
JUNIOL M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29 30
JULIOL M M J V S D30 31 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
AGOSTOL M M J V S D
1 2 3 4 56 7 8 9 10 11 1213 14 15 16 17 18 1920 21 22 23 24 25 2627 28 29 30 31
SEPTIEMBREL M M J V S D
1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
OCTUBREL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
NOVIEMBREL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30
DICIEMBREL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
ANtildeO 2008
ENEROL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
FEBRERO L M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29
MARZOL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
148
ANEXO 7
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO EN CADA PUNTO DE MONITOREO Y
CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR Y TANQUE DE LAVADO
PROYECTO ldquoAUCArdquo
149
FECHA VIAL No dias LECT10012007 6 0 1295712012007 13 2 1220716012007 20 6 sin inyeccioacuten18012007 27 8 sin inyeccioacuten23012007 34 13 sin inyeccioacuten25012007 41 15 sin inyeccioacuten30012007 48 20 14701022007 55 22 7706022007 62 27 sin inyeccioacuten08022007 69 29 sin inyeccioacuten13022007 76 34 sin inyeccioacuten15022007 83 36 10720022007 90 41 022022007 97 43 13727022007 104 48 4701032007 111 50 4706032007 118 55 7708032007 125 57 1713032007 132 62 sin inyeccioacuten15032007 139 64 020032007 146 69 3622032007 153 71 0627032007 160 76 2629032007 167 78 4603042007 173 83 0605042007 178 85 2610042007 183 90 012042007 188 92 017042007 193 97 51619042007 198 99 024042007 204 104 9926042007 209 106 001052007 214 111 187703052007 219 113 104808052007 224 118 sin inyeccioacuten10052007 229 120 sin inyeccioacuten15052007 234 125 180817052007 239 127 sin inyeccioacuten22052007 244 132 241824052007 249 134 103829052007 254 139 25231052007 259 141 49205062007 264 146 37207062007 269 148 44212062007 274 153 24219062007 279 160 sin inyeccioacuten26062007 284 167 11203072007 289 174 72210072007 294 181 sin inyeccioacuten17072007 299 188 112
CAMPO AUCA
POZO 12
150
FECHA VIAL No dias LECT24072007 304 195 8231072007 309 202 7207082007 314 209 14214082007 319 216 13221082007 324 223 25628082007 329 230 6605092007 334 238 14118092007 339 251 2109102007 344 272 15123102007 349 286 8106112007 354 300 11120112007 359 314 21111122007 364 335 18208012008 369 363 5512022007 374 398 65
151
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
152
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
153
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
154
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
155
FECHA VIAL No dias LECT10012007 2 0 18551712012007 9 2 49603716012007 16 6 213718012007 23 8 66723012007 30 13 28725012007 37 15 65730012007 44 20 413701022007 51 22 492706022007 58 27 34708022007 65 29 8713022007 72 34 31715022007 79 36 35720022007 86 41 107722022007 93 43 53727022007 100 48 46701032007 107 50 27706032007 114 55 2708032007 121 57 19713032007 128 62 21315032007 135 64 20620032007 142 69 28622032007 149 71 3627032007 156 76 11629032007 163 78 14603042007 169 83 8605042007 174 85 14610042007 179 90 17612042007 184 92 24617042007 189 97 55619042007 194 99 48624042007 200 104 10826042007 205 106 0801052007 210 111 7803052007 215 113 10808052007 220 118 010052007 225 120 8815052007 230 125 7817052007 235 127 12822052007 240 132 22824052007 245 134 3829052007 250 139 45231052007 255 141 25205062007 260 146 49207062007 265 148 37212062007 270 153 44219062007 275 160 24226062007 280 167 30203072007 285 174 42210072007 290 181 17217072007 295 188 282
CAMPO AUCA
POZO 35
156
FECHA VIAL No dias LECT24072007 300 195 8231072007 305 202 23207082007 310 209 14214082007 315 216 17221082007 320 223 21628082007 325 230 18605092007 330 238 15118092007 335 251 23109102007 340 272 12123102007 345 286 15106112007 350 300 28120112007 355 314 18111122007 360 335 19208012008 365 363 012022007 370 398 1311032008 375 426 201
157
FECHA VIAL No dias LECT10012007 4 0 30374712012007 11 2 21379716012007 18 6 40718012007 25 8 26723012007 32 13 8725012007 39 15 17730012007 46 20 137701022007 53 22 170706022007 60 27 21708022007 67 29 34713022007 74 34 13715022007 81 36 18720022007 88 41 18722022007 95 43 13727022007 102 48 25701032007 109 50 26706032007 116 55 12708032007 123 57 19713032007 130 62 10315032007 137 64 3620032007 144 69 14622032007 151 71 22627032007 158 76 10629032007 165 78 2603042007 171 83 5605042007 176 85 17610042007 181 90 13612042007 186 92 4617042007 191 97 18619042007 196 99 16624042007 202 104 16926042007 207 106 5901052007 212 111 23803052007 217 113 14808052007 222 118 8810052007 227 120 4815052007 232 125 28817052007 237 127 28822052007 242 132 6824052007 247 134 5829052007 252 139 19231052007 257 141 25205062007 262 146 8207062007 267 148 28212062007 272 153 29219062007 277 160 24226062007 282 167 43203072007 287 174 34210072007 292 181 27217072007 297 188 252
CAMPO AUCA
POZO 21
158
FECHA VIAL No dias LECT24072007 302 195 22231072007 307 202 26207082007 312 209 17214082007 317 216 14221082007 322 223 31628082007 327 230 26605092007 332 238 14118092007 337 251 26109102007 342 272 023102007 347 286 8106112007 352 300 22120112007 357 314 28111122007 362 335 25208012008 367 363 1412022007 372 398 5511032008 377 426 191
159
FECHA VIAL No dias LECT10012007 5 0 856712012007 12 2 406716012007 19 6 2718012007 26 8 14723012007 33 13 30725012007 40 15 14730012007 47 20 13701022007 54 22 6706022007 61 27 14708022007 68 29 4713022007 75 34 16715022007 82 36 14720022007 89 41 6722022007 96 43 11727022007 103 48 14701032007 110 50 15706032007 117 55 11708032007 124 57 14713032007 131 62 2015032007 138 64 5620032007 145 69 1622032007 152 71 11627032007 159 76 6629032007 166 78 9603042007 172 83 11605042007 177 85 5610042007 182 90 26612042007 187 92 1617042007 192 97 21619042007 197 99 10624042007 203 104 7726042007 208 106 001052007 213 111 7803052007 218 113 5808052007 223 118 13810052007 228 120 0815052007 233 125 8817052007 238 127 20822052007 243 132 5824052007 248 134 9829052007 253 139 24231052007 258 141 18205062007 263 146 24207062007 268 148 15212062007 273 153 13219062007 278 160 14226062007 283 167 27203072007 288 174 43210072007 293 181 7217072007 298 188 192
CAMPO AUCA
TANQUE DE LAVADO
160
FECHA VIAL No dias LECT24072007 303 195 10231072007 308 202 19207082007 313 209 7214082007 318 216 30221082007 323 223 19628082007 328 230 10605092007 333 238 13118092007 338 251 14109102007 343 272 9123102007 348 286 21106112007 353 300 12120112007 358 314 8111122007 363 335 15208012008 368 363 10512022007 373 398 10511032008 378 426 91
161
DATOS DE CONTROL EXTRA (cpm)
Fecha Agua de formacioacuten Agua de riacuteo 31072007 231 162 07082007 386 166 28082007 256 456 05092007 221 141 09102007 81 181 23102007 81 11 11122007 52 72 08012008 83 66 12022007 91 115 11032008 147 36
162
ANEXO 8
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO Y CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR
Curvas de paso del trazador
Curvas de trazador recuperado
ENSAYO ARGENTINA
163
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 6795 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 320 BqLDesviacuteo del fondo 68 BqLLiacutemite 658 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 27 -518112003 3 376 000 21 -1123112003 8 512 000 30 -202122003 17 273 000 32 009122003 24 199 000 37 516122003 31 355 000 33 123122003 38 432 000 44 1203012004 49 456 000 31 -112012004 58 378 000 39 719012004 65 516 000 51 1927012004 73 279 000 44 1206022004 83 391 000 57 2514022004 91 545 000 61 2925022004 102 545 000 54 2202032004 108 631 000 62 3011032004 117 476 000 66 3420032004 126 555 000 61 29
Datos (BqL)
0350
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL)Respuesta
00
00
164
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 000 79 4707042004 144 482 001 94 6215042004 152 544 001 112 8022042004 159 636 002 197 16529042004 166 712 004 243 21103052004 170 834 006 291 25911052004 178 758 009 374 34220052004 187 637 013 461 42927052004 194 817 018 517 48505062004 203 757 023 329 29713062004 211 698 027 465 43320062004 218 532 030 693 66103072004 231 724 043 817 78516072004 244 869 061 936 90429072004 257 553 074 1070 103811082004 270 768 094 1139 110724082004 283 913 121 1368 133606092004 296 1132 161 1538 150619092004 309 1194 209 1811 177902102004 322 1082 258 1947 191515102004 335 1037 309 2105 207328102004 348 932 356 2042 201010112004 361 893 399 1922 189023112004 374 910 440 1798 176606122004 387 887 479 1734 170219122004 400 772 511 1687 165501012005 413 788 543 1644 161214012005 426 798 574 1567 153527012005 439 762 604 1608 157610022005 453 731 633 1376 134424022005 467 785 657 948 91616032005 487 777 683 871 83930032005 501 763 698 643 611
Datos (BqL)Respuesta
1441984904660
21211998187118071760171816391686
1576186620122183
939108011541396
306447684813
266352442500
6382169216
48
Conc de trazador (BqL)
165
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 746 707 312 28027042005 529 750 713 276 24418052005 550 766 718 113 8108062005 571 743 720 82 5029062005 592 772 720 61 2920072005 613 813 720 53 2110082005 634 826 720 58 26
RespuestaConc de trazador (BqL)
5500
303265
Datos (BqL)
0
88
166
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-119 Produccioacuten promedio 10279 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 397 BqLDesviacuteo del fondo 41 BqLLiacutemite 604 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 545 000 32 -818112003 3 631 000 37 -323112003 8 476 000 43 302122003 17 555 000 41 109122003 24 634 000 39 -116122003 31 482 000 40 023122003 38 544 000 46 603012004 49 636 000 49 912012004 58 712 000 55 1519012004 65 834 000 58 1827012004 73 758 000 52 1206022004 83 637 000 71 3114022004 91 817 001 89 4925022004 102 545 001 105 6502032004 108 631 002 235 19511032004 117 476 004 387 34720032004 126 555 008 456 416
66199354424
003250
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
167
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 012 517 47707042004 144 714 019 670 63015042004 152 931 028 749 70922042004 159 1025 039 881 84129042004 166 1067 051 991 95103052004 170 1170 060 1156 111611052004 178 985 077 1307 126720052004 187 932 099 1567 152727052004 194 964 120 1840 180005062004 203 1041 152 1937 189713062004 211 1057 184 2154 211420062004 218 532 199 2263 222303072004 231 724 239 2401 236116072004 244 869 290 2514 247429072004 257 553 325 2739 269911082004 270 768 377 2929 288924082004 283 913 443 3006 296606092004 296 1132 525 3029 298919092004 309 1194 610 2842 280202102004 322 1082 682 2615 257515102004 335 1037 744 2371 233128102004 348 1245 813 2183 214310112004 361 1167 876 2271 223123112004 374 1346 945 1966 192606122004 387 1275 1002 1703 166319122004 400 1369 1054 1428 138801012005 413 1568 1108 1392 135214012005 426 1731 1164 1278 123827012005 439 1647 1212 1134 109410022005 453 1452 1251 915 87524022005 467 1573 1284 716 67616032005 487 1582 1323 651 61130032005 501 1561 1346 503 463
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
500
1171939727659
1765147714411322
2455226123592041
3099312929392706
2447256928083012
1855195821842299
976114613031572
487644726862
168
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1672 1365 429 38927042005 529 1635 1382 375 33518052005 550 1647 1402 294 25408062005 571 1651 1413 119 7929062005 592 1568 1413 37 -320072005 613 1682 1413 0 -4010082005 634 1426 1413 0 -40
Datos (BqL)Respuesta
87000
421364277
Conc de trazador (BqL)
169
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 10353 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 849 BqLDesviacuteo del fondo 67 BqLLiacutemite 1185 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 482 000 78 -718112003 3 544 000 73 -1223112003 8 636 000 91 602122003 17 712 000 87 209122003 24 834 000 83 -216122003 31 758 000 89 423122003 38 637 000 93 803012004 49 817 000 97 1212012004 58 545 000 112 2719012004 65 631 000 104 1927012004 73 476 000 92 706022004 83 555 000 78 -714022004 91 634 000 85 025022004 102 714 000 93 802032004 108 931 000 107 2211032004 117 1025 000 113 2820032004 126 1067 000 117 32
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
170
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1170 000 121 3607042004 144 985 000 112 2715042004 152 932 001 137 5222042004 159 964 003 381 29629042004 166 1041 008 525 44003052004 170 1057 011 429 34411052004 178 532 014 576 49120052004 187 724 021 678 59327052004 194 869 028 852 76705062004 203 553 036 968 88313062004 211 768 047 1045 96020062004 218 913 059 1240 115503072004 231 1132 093 1427 134216072004 244 1194 137 1781 169629072004 257 1082 186 2063 197811082004 270 1037 234 1879 179424082004 283 1245 295 2319 223406092004 296 1167 362 2571 248619092004 309 1346 447 2716 263102102004 322 1275 530 2783 269815102004 335 1369 613 2281 219628102004 348 1568 682 1470 138510112004 361 1731 732 1012 92723112004 374 1647 759 487 40206122004 387 1452 782 938 85319122004 400 1423 807 648 56301012005 413 1396 821 360 27514012005 426 1384 832 461 37627012005 439 1315 849 724 63910022005 453 1293 863 266 18124022005 467 1256 868 149 6416032005 487 1274 877 403 31830032005 501 1278 884 141 56
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
61
68419469343
906599293402
23121461980426
2334260227592835
1391176120581870
790911992
1195
452353505610
37053303
171
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1265 884 97 1227042005 529 1282 885 177 9218052005 550 1165 885 114 2908062005 571 1243 885 81 -429062005 592 1231 885 69 -1620072005 613 1273 885 37 -4810082005 634 1183 885 51 -34
Datos (BqL)Respuesta
0000
01000
Conc de trazador (BqL)
172
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 14472 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 236 BqLDesviacuteo del fondo 136 BqLLiacutemite 914 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 724 000 7 -1718112003 3 869 000 11 -1323112003 8 553 000 9 -1502122003 17 768 000 36 1209122003 24 913 000 43 1916122003 31 1132 000 25 123122003 38 1194 000 34 1003012004 49 1082 000 57 3312012004 58 1037 000 83 5919012004 65 1245 000 79 5527012004 73 1167 000 64 4006022004 83 1346 000 21 -314022004 91 1275 000 37 1325022004 102 1369 000 47 2302032004 108 1568 000 84 6011032004 117 1731 000 86 6220032004 126 1647 002 192 168
000
172
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
173
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1452 007 254 23107042004 144 1423 015 450 42615042004 152 1396 025 524 50122042004 159 1384 035 624 60029042004 166 1315 046 733 71003052004 170 1293 051 406 38211052004 178 1256 058 361 33720052004 187 1274 070 829 80527052004 194 1278 091 1747 172305062004 203 1265 130 2035 201113062004 211 1346 171 2091 206720062004 218 1275 207 2244 222003072004 231 1369 282 2367 234316072004 244 1568 374 2504 248029072004 257 1731 480 2551 252711082004 270 1647 578 2369 234524082004 283 1452 659 2245 222106092004 296 1573 748 2415 239119092004 309 1582 846 2672 264802102004 322 1561 947 2679 265515102004 335 1672 1059 2783 275928102004 348 1635 1171 2811 278710112004 361 1647 1285 2837 281323112004 374 1651 1401 2872 284806122004 387 1568 1517 3119 309519122004 400 1734 1649 3075 305101012005 413 1821 1785 2955 293114012005 426 1761 1907 2618 259427012005 439 1785 2017 2376 235210022005 453 1811 2117 1735 171124022005 467 1773 2191 1432 140816032005 487 1794 2274 993 96930032005 501 1803 2312 617 593
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
641
2517183515141045
3286324531242770
2906294129743017
2320250327782791
2428257526302445
1776207521362296
728393347829
235436512615
174
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1735 2337 457 43327042005 529 1784 2352 205 18118052005 550 1656 2361 119 9508062005 571 1735 2376 348 32429062005 592 1625 2376 78 5420072005 613 1782 2376 83 5910082005 634 1659 2376 29 5
Datos (BqL)Conc de trazador (BqL)
354000
469197104
Respuesta
175
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 33 -1318112003 3 276 000 41 -523112003 8 262 000 38 -802122003 17 314 000 57 1109122003 24 332 000 55 916122003 31 296 000 46 023122003 38 355 000 53 703012004 49 328 000 18 -2912012004 58 355 000 60 1419012004 65 279 000 34 -1227012004 73 245 000 50 306022004 83 264 000 21 -2514022004 91 332 000 33 -1325022004 102 371 000 81 3502032004 108 545 000 17 -2911032004 117 476 000 86 3920032004 126 434 000 72 26
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
176
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 471 000 37 -907042004 144 493 000 51 515042004 152 542 000 68 2222042004 159 544 000 113 6729042004 166 531 001 92 4603052004 170 526 001 85 3911052004 178 567 001 121 7520052004 187 517 002 259 21327052004 194 544 004 316 27005062004 203 532 007 472 42613062004 211 576 012 693 64720062004 218 531 016 684 63803072004 231 538 023 461 41516072004 244 546 028 359 31329072004 257 553 031 273 22711082004 270 632 037 511 46524082004 283 641 043 358 31206092004 296 673 051 687 64119092004 309 717 069 1468 142202102004 322 728 098 1914 186815102004 335 738 136 2281 223528102004 348 722 175 2201 215510112004 361 758 216 2319 227323112004 374 714 256 2254 220806122004 387 739 296 2176 213019122004 400 788 339 2359 231301012005 413 798 381 1905 185914012005 426 762 416 1862 181627012005 439 731 450 2031 198510022005 453 785 488 1626 158024022005 467 777 519 1432 138616032005 487 763 551 801 75530032005 501 746 566 721 675
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
729
212416941489814
2261246019811939
2353227424032339
32667114911963
430325236485
278439668660
47077219
00069
177
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 750 577 458 41227042005 529 766 589 824 77818052005 550 743 610 617 57108062005 571 772 626 472 42629062005 592 763 637 369 32320072005 613 721 643 115 6910082005 634 758 643 72 26
Datos (BqL)Respuesta
465354760
446844621
Conc de trazador (BqL)
178
ANEXO 9
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA CADA UNO DE LOS CASOS SUPUESTOS
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
179
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-35 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
180
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-21 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
181
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-19 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
182
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO UNO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
183
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO DOS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
184
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO TRES
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CUATRO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
185
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CINCO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
186
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SEIS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
187
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SIETE
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
188
K-116
G-12K-124
K-119 K-117
K-113
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
189
ANEXO 10
EXPLICACIOacuteN DEL PROGRAMA PORO TracerSim 10
190
iquestCUAacuteL ES SU ESPACIO DE TRABAJO
PORO TracerSim permite el uso de un espacio de trabajo que es el campo en el
cual estaacuten ubicados los pozos y las fallas La determinacioacuten de este espacio es
simple soacutelo hay que ingresar las coordenadas que limitan el aacuterea de trabajo en
los cuadros de texto
El aacuterea de trabajo puede ser modificada faacutecilmente cuando se requiera hacerlo
Otra manera de modificar el espacio de trabajo es haciendo click en el siguiente
iacutecono
Con lo cual se despliega el siguiente cuadro de diaacutelogo donde usted puede
cambiar los valores del espacio de trabajo
Xmax Xmin
Ymax
Ymin
191
iquestCOacuteMO SE INGRESAN LOS POZOS DEL ARREGLO
Para insertar un pozo sea PRODUCTOR o INYECTOR debe hacer click en el
iacutecono correspondiente de la barra de elementos a la izquierda de la pantalla
192
Con esto aparece un cuadro de diaacutelogo donde debe ingresar los siguientes datos
bull El caudal del pozo (dependiendo si el pozo es PRODUCTOR o
INYECTOR)
bull Posicioacuten en X
bull Posicioacuten en Y
No es necesario ingresar las posiciones en X y Y con el teclado usted puede
hacer click con el mouse en cualquier lugar del espacio de trabajo o campo y
cambiaraacuten automaacuteticamente los valores en el cuadro de diaacutelogo Usted puede
seguir las coordenadas en las que se encuentra el puntero del mouse con el
indicador de posicioacuten
Una vez escritos los valores debe hacer click en aceptar y asiacute seraacute insertado el
elemento Ademaacutes aparece una imagen en el lugar que le corresponde dentro del
espacio de trabajo o campo la misma que permite diferenciar si el pozo es
PRODUCTOR o INYECTOR
PRODUCTOR
INYECTOR
Indicador de posicioacuten
193
iquestCOacuteMO SE ELIMINAN LOS POZOS INSERTADOS
Usted debe hacer click derecho en la imagen que corresponde al pozo que desea
borrar con lo cual aparece el siguiente menuacute que permite eliminar el pozo
seleccionado
iquestCOacuteMO ENMENDAR LOS POZOS INSERTADOS
Para modificar un pozo ya insertado solo debe hacer click en la imagen del pozo
para abrir el mismo cuadro con el que se insertaron los pozos Asiacute puede
modificar aquellos valores que quiera corregir y luego hacer click en Aceptar
iquestCOacuteMO INSERTAR MODIFICAR Y REMOVER LAS FALLAS
Usted debe hacer click en el botoacuten Fallas y apareceraacute el siguiente cuadro
Este cuadro muestra una lista de las fallas insertadas en el campo o espacio de
trabajo hacienda click en el botoacuten Nueva falla aparece el siguiente cuadro
194
Las fallas se insertan de manera similar a los pozos escribiendo las coordenadas
de dos puntos que definan la liacutenea de la falla en el cuadro anterior Para utilizar el
mouse en lugar de ingresar las coordenadas en el cuadro debe hacer click en la
Posicioacuten X del Punto 1 y luego hacer click en la posicioacuten del campo o espacio de
trabajo Asiacute se escribiraacute automaacuteticamente los valores de X y Y
Para insertar el Punto 2 debe hacer click en la Posicioacuten X del punto 2 y luego
hacer lo mismo que para el primer punto Se puede cambiar los valores las veces
que sean necesarias hasta encontrar la posicioacuten correcta de la falla En el campo
o espacio de trabajo aparece la siguiente imagen
Para eliminar una falla ya insertada debe hacer click en la falla correspondiente
de la lista de fallas y luego en el botoacuten Eliminar del mismo cuadro
Para modificar una falla ya existente debe hacer doble click en la falla
correspondiente de la lista de fallas o seleccionar con un click la falla y luego el
botoacuten Modificar con el que apareceraacute el mismo cuadro que se utilizoacute para insertar
las fallas Soacutelo debe modificar las coordenadas de X y Y de ambos puntos que
definen la liacutenea de falla Tambieacuten puede usar el mouse en la misma manera que
se usa para insertar una nueva falla
PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO Y GRAacuteFICO
Haciendo click en el siguiente iacutecono
Falla insertada
Imagen de la falla mientras estaacute siendo insertada
195
Apareceraacute el siguiente cuadro que permite la modificacioacuten del color de las liacuteneas
de flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria ademaacutes desde aquiacute se
pueden poner nuevos liacutemites para el espacio de trabajo
Paraacutemetros del problema Aquiacute se deben ingresar los valores de dispersividad
porosidad y espesor Ademaacutes la masa de trazador inyectado y el tiempo
demorado en la inyeccioacuten
Caacutelculo de las liacuteneas de flujo Se requieren los valores para definir el nuacutemero de
liacuteneas de flujo del problema el aacutengulo barrido por las mismas y la distancia entre
dos puntos sucesivos de la liacutenea Tambieacuten se requiere ingresar el tope o liacutemite de
los puntos
Tiempo de respuesta Aquiacute se ingresan los rangos de tiempo que seraacuten
expuestos en la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
Menuacute de Frecuencia Estos valores son requeridos por el programa de caacutelculo
El meacutetodo de caacutelculo trabaja en el dominio de la frecuencia por lo cual son
necesarios estos valores Al ponerlos adecuadamente se puede encontrar
mejores soluciones de acuerdo al problema que se resuelve
196
iquestCOacuteMO CALCULAR LAS CURVAS DE RECUPERACIOacuteN FRACCIONA L
DIARIA
Una vez que han sido insertados todos los elementos (pozos productores
inyectores y fallas) se debe seleccionar un pozo PRODUCTOR y un INYECTOR
Un borde rojo en el siacutembolo del pozo significa que el elemento ha sido
seleccionado
(Observe la diferencia entre el cuadrado y el ciacuterculo para distinguir la seleccioacuten
de un PRODUCTOR y de un INYECTOR)
Verificar que los paraacutemetros de caacutelculo sean los correctos y hacer click en el
botoacuten de Caacutelculo y graacutefico el cual muestra un cuadro de diaacutelogo que le
preguntaraacute si desea continuar o no Haga click en Siacute De esta manera el programa
empezaraacute a calcular las liacuteneas de flujo y las curvas de recuperacioacuten fraccional
diaria Una vez completado el proceso se mostraraacute la pestantildea de las liacuteneas de
flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria
En la pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria apareceraacute algo como
el siguiente dibujo
Pestantildea de las liacuteneas de flujo
Pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
197
Note que en la barra de herramientas aparecen dos iacuteconos que permiten imprimir
y copiar la imagen mostrada en la pantalla
NUEVO ABRIR GUARDAR GUARDAR COMO IMPRIMIR
PORO TracerSim permite la creacioacuten de nuevos documentos guardarlos e
imprimirlos en la misma manera que se hace con otros programas que utilizan el
mismo sistema operativo Los archivos con los que PORO TracerSim trabaja
tienen la extensioacuten PORO
VI
CONTENIDO
CAPIacuteTULO 1 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DI NAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 1
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO 1 111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO 1
112 LA ESTRUCTURA AUCA 1
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIOS 1
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS 5
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS 6
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO 6
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo 6
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo 7
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUCA 8
1171 Arenisca ldquoUrdquo 8
1172 Arenisca ldquoTrdquo 8
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO 9
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS 9
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO 11
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO 12
1231 Porosidad 12
1232 Permeabilidad 13
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS 14
1241 Mojabilidad 14
1242 Tensioacuten Superficial 15
125 PRESIOacuteN CAPILAR 16
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN 18
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 19
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO 20
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo 20
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua 21
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS 24
VII
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES 25
1211 CONCLUSIOacuteN 26
CAPIacuteTULO DOS TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADOR ES EN EL YACIMIENTO 27
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES 27 211 CONCEPTO DE TRAZADOR 27
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES 27
22 TRAZADORES RADIACTIVOS 29 221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTRAZADORES 30
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO 30
223 EL TRITIO 31
2231 Medicioacuten de tritio 33
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 33
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE INTERCONEXIOacuteN DE POZOS 35
231 INYECCIOacuteN 36
232 MUESTREO 38
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS 39
234 RESPUESTA TEMPORAL 41
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal 42
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA 43
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS 46
2361 Modelos Simples 46
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR 48
CAPIacuteTULO TRES APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRA ZADORES EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS 50
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 50 311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE 50
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse 51
3112 Liacutemite de deteccioacuten 52
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una distancia determinada 53
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 55
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN DEL TRAZADOR 56
VIII
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES 63 331 MUESTREO 63
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR 64
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD 65
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008 66
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO 72
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA 72
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZADA EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 73
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 76
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido 76
34 CURVAS DE RESPUESTA 78 341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA 78
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA 79
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo 80
3312 Correccioacuten por el background 81
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo 81
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA) 82 341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12 82
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES 83
3421 Encabezado 84
3422 Fondo Promedio 84
3423 Desviacuteo del fondo 85
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable 85
3425 Actividad Neta 86
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo 86
3427 Caudal Producido 86
3428 Actividad Recuperada de trazador 87
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA 89
3431 Pozo K-124 89
3432 Pozo K-119 90
3433 Pozo K-116 90
IX
3434 Pozo K-117 91
3435 Pozo K-113 92
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado 92
3437 Direcciones preferenciales de Flujo 93
CAPIacuteTULO CUATRO INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTEN IDOS A PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95 411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA 95
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS 96
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO 96
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO 98 431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES 99
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES 100 441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo 102
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo 102
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE 103
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo 104
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo104
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo 105
CAPIacuteTULO CINCO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 107
51 CONCLUSIONES 107
52 RECOMENDACIONES 110
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 112
ANEXOS 113
X
IacuteNDICE DE FIGURAS
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca 2
12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo 3
13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314 4
14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca 5
15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo 9
16 Estructura anticlinal 10
17 Falla Geoloacutegica 10
18 Porosidad efectiva no efectiva y total 13
19 Efecto del tamantildeo del grano sobre la permeabilidad
110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material
soacutelido y de las condiciones de su superficie
111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las
moleacuteculas de liacutequido
112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua
y mercurio en una superficie
113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de descenso del liacutequido
115 Drenaje e imbibicioacuten
116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los
canales porales de baja permeabilidad
120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el
diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que
permanecen atrapadas en los poros
122 Curvas de permeabilidad relativa
XI
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
21 Esquema de un experimento con trazador
22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
24 Esquema de desintegracioacuten de la partiacutecula de agua tritiada
25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de
inyeccioacuten
210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
212 Casos tiacutepicos de respuesta de pozos productores ante una
inyeccioacuten puntual de trazador
213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad
31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del
Campo Auca
32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
XII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
319 Muestra del pozo inyector Auca-12
320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin
adicionar demulsificante
322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de
demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una
cubeta
326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para
separar el crudo
327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo
sobrante en los sumideros
329 Muestra en el Tanque de lavado
330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su
correspondiente lectura
337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido
por cada pozo del ensayo Argentina
XIII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva
de paso del trazador del pozo K-119
341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos
productores del ensayo Argentina
343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo
Argentina
41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo
productor respecto del pozo inyector
42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador
PORO TracerSim
43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para
la simulacioacuten
44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de
simulacioacuten
45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 2
46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 3
47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 4
48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 5
49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 6
410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 7
XIV
RESUMEN DEL PROYECTO
El presente proyecto de titulacioacuten consiste en realizar un estudio de la teacutecnica de
radiotrazadores para analizar el comportamiento dinaacutemico que presenta el agua
de inyeccioacuten a traveacutes de un yacimiento en el que se planea implementar la
Recuperacioacuten Secundaria
El estudio comienza con la descripcioacuten geoloacutegica del yacimiento que proporciona
un conocimiento claro del reservorio con el que se estaacute trabajando y permite
conocer el arreglo que forman los pozos productores y el inyector Ademaacutes se
analizan brevemente los paraacutemetros que influyen en el desplazamiento del agua
de inyeccioacuten dentro del yacimiento y que intervienen por ende en la recuperacioacuten
de petroacuteleo
En el segundo capiacutetulo se presenta una breve descripcioacuten de los conceptos
baacutesicos de los trazadores y en especial se muestra de una manera maacutes amplia
todo el procedimiento efectuado al utilizar trazadores radiactivos asiacute como los
caacutelculos que se realizan en el mismo
El tercer capiacutetulo muestra los datos reales del seguimiento realizado al proyecto
que actualmente se lleva a cabo en el campo Auca Se explica claramente el
arreglo de pozos escogido los puntos de monitoreo el caacutelculo de la cantidad de
trazador a inyectarse y el procedimiento baacutesico de inyeccioacuten en el pozo Ademaacutes
se presentan los caudales del agua inyectada durante el tiempo transcurrido para
el proyecto real Tambieacuten se indica el plan de muestreo el procedimiento para
tomar las muestras de cada punto de monitoreo y separar el agua de las mismas
la preparacioacuten de cada muestra de agua para el anaacutelisis en el contador de
centelleo liacutequido el procedimiento baacutesico de operacioacuten del contador de centelleo
liacutequido Despueacutes se presentan las curvas de paso obtenidas hasta el momento
para cada punto de monitoreo y las conclusiones baacutesicas que se pueden deducir
de las mismas
A partir de estas conclusiones se observa que el proyecto real de campo ha
experimentado una serie de desavenencias siendo el principal problema que auacuten
XV
no ha aparecido el trazador en ninguno de los pozos lo cual es contradictorio con
el modelo matemaacutetico realizado
Se muestra las diferentes correcciones que se realizan a las curvas de respuesta
luego de las cuales se procede a analizar los porcentajes de trazador recuperado
en cada pozo para obtener las direcciones preferenciales de flujo En esta parte
del proyecto se presenta un ensayo ajeno al estudio del Campo Auca con el
objetivo de explicar el procedimiento subsiguiente a la obtencioacuten de las curvas de
paso del trazador La razoacuten de esta iniciativa es la demora en la culminacioacuten del
proyecto de Auca el cual se piensa prolongar en un antildeo o dos Este ensayo
explica el meacutetodo para determinar las direcciones preferenciales de flujo a partir
de la cantidad de trazador recuperado en cada pozo del arreglo
En el capiacutetulo cuatro se explica la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim
que es un simulador sencillo que modela las curvas de respuesta y permite
obtener de manera esquemaacutetica las liacuteneas de corriente trazadas por el agua de
inyeccioacuten desde el inyector hacia los pozos productores del proyecto Auca
El capiacutetulo cinco contempla las conclusiones y recomendaciones del Proyecto La
conclusioacuten general se refiere a la explicacioacuten de las posibles causas que se
atribuyen a la desaparicioacuten del trazador en el proyecto real de campo
XVI
PRESENTACIOacuteN
Los mecanismos naturales de produccioacuten y explotacioacuten conocidos como
produccioacuten primaria contribuyen a la extraccioacuten de alrededor del 25 del petroacuteleo
almacenado en el reservorio permaneciendo el 75 restante incluido en los
poros y fisuras de las rocas Como la mayoriacutea de los reservorios se encuentran en
zonas saturadas con gases diluidos los mencionados mecanismos naturales se
basan principalmente en la accioacuten del agua que desplaza el petroacuteleo hacia los
pozos productores y a la expansioacuten de los gases
Sin embargo todo reservorio llega a una etapa en la cual la produccioacuten de crudo
ya no se efectuacutea de manera espontaacutenea es decir no se puede extraer maacutes
petroacuteleo con la energiacutea propia del yacimiento Por lo cual es necesario
suministrar una energiacutea que proporcione un empuje al ldquobanco de petroacuteleordquo Este
proceso se conoce como Recuperacioacuten Secundaria y consiste en la inyeccioacuten de
agua a traveacutes de determinados pozos (inyectores) que obligue al desplazamiento
de petroacuteleo hacia el resto de pozos (productores)
La Recuperacioacuten secundaria o ldquoasistidardquo ha adquirido una importancia relevante
para incrementar la produccioacuten de crudo y se ha transformado en una praacutectica
corriente en la mayoriacutea de los yacimientos Por ello cualquier teacutecnica que permita
alcanzar un conocimiento maacutes acabado del comportamiento del fluido de inyeccioacuten
en cada arreglo tendraacute necesariamente un amplio campo de aplicacioacuten
Al respecto el empleo de trazadores brinda una informacioacuten de inestimable valor en
relacioacuten al comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y del petroacuteleo
recuperado en yacimientos que operan bajo asistencia hiacutedrica La informacioacuten que
surge de su aplicacioacuten no puede ser obtenida por medio de ninguna otra teacutecnica por
lo que constituyen la mejor opcioacuten cuando se trata de valorar fenoacutemenos tales como
la existencia de heterogeneidades en la roca reservorio comunicaciones verticales
entre estratos entre otros
XVII
Por esta razoacuten el presente proyecto estaacute encaminado a estudiar el uso de un
trazador radiactivo con el fin de obtener informacioacuten respecto del comportamiento
del agua de inyeccioacuten en un reservorio en el cual se preveacute realizar un proyecto de
recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
El estudio se realiza a partir del proyecto real que se lleva a cabo en el Campo Auca
con un arreglo de un pozo inyector y tres pozos productores los cuales describen
una malla abierta El trazador utilizado es una solucioacuten de agua tritiada de una
concentracioacuten de 28 Curios de tritio inyectada en la arena ldquoTrdquo en enero de 2007 A
lo cual sigue un plan de muestreo de cada pozo productor y la correspondiente
lectura de muestras a fin de obtener la concentracioacuten de actividad en cada una de
ellas Con la ayuda de un ensayo similar (cuyos datos provienen de un yacimiento
argentino) se explica los caacutelculos realizados para obtener las curvas de respuesta y
la recuperacioacuten de trazador en cada pozo y subsiguientemente se grafican las
liacuteneas de corriente trazadas por el agua de inyeccioacuten considerando las barreras
sellantes que contempla el mapa estructural del Campo Auca
En definitiva este proyecto detalla la aplicacioacuten de los radiotrazadores sus
fundamentos y procedimientos como una de las teacutecnicas maacutes empleadas para
recabar informacioacuten del comportamiento dinaacutemico de un fluido inyectado en el
yacimiento
CAPIacuteTULO 1
DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL
COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO
111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO
El Campo Auca estaacute ubicado en la cuenca oriental al nororiente de la Regioacuten
Amazoacutenica a unos 260 Km al este de Quito y aproximadamente 100 Km al Sur de
la frontera con Colombia Tiene una longitud aproximada de Norte a Sur de 23 Km
con una franja de territorio de aproximadamente 92 2Km (Figura 11)
Este campo fue descubierto con la perforacioacuten del pozo Auca 1 que se inicioacute el
16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970 alcanzando una
profundidad de 10578 pies Su produccioacuten fue de 3072 BPPD de los reservorios
Holliacuten (31ordm API) y ldquoTrdquo (27ordm API)
112 LA ESTRUCTURA AUCA
Es un anticlinal bastante simeacutetrico elongado en direccioacuten NNO-S de
aproximadamente 23 km de longitud que se ensancha en direccioacuten norte (figura
12) con muy poca alteracioacuten tectoacutenica al techo de la arenisca U principal Las
fallas observadas en las secciones siacutesmicas alcanzan solamente Holliacuten y Napo
Basal (figura 13)
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIO S
Los principales reservorios de la columna estratigraacutefica del Campo Auca (figura
14) son
Holliacuten Principal Es una arenisca masiva de cuarzo no pudieacutendose realizar una
descripcioacuten maacutes detallada por carecer de nuacutecleos
2
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca
3
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo
4
Holliacuten Superior Se trata de una arenisca cuarzosa de grano fino con contenido
alto a medio de glauconita e importante presencia de material carbonaacuteceo La
porosidad promedio es de 14
Arenisca ldquoTrdquo Consiste en una arenisca cuarzosa limpia de grano fino con
esporaacutedicas capas de arcilla Los poros en algunas muestras se encuentran
rellenas con illita y caolinita Su porosidad es del 12 en promedio Hacia arriba
(ldquoTrdquo Superior) se desarrolla una arenisca cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino en
partes con fuerte bioturbacioacuten
Arenisca ldquoUrdquo Arenisca cuarzosa limpia masiva Hacia el techo del cuerpo ldquoUrdquo
principal (el maacutes limpio y desarrollado ubicado en la parte inferior) se encuentran
limolitas en estratos delgados La arenisca ldquoUrdquo superior es una arenisca
cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino dispuesta en capas delgadas con importante
bioturbacioacuten En promedio presenta una porosidad del 13
Arenisca Tena Basal Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano
medio a grueso con un promedio de porosidad del 19
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314
5
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS
La arenisca Holliacuten se depositoacute en un ambiente fluvial evolucionando a un
ambiente platafoacutermico posiblemente estuarino con influencia mareal
Las areniscas ldquoTrdquo y ldquoUrdquo fueron depositadas luego de una importante regresioacuten
marina con un desplazamiento de la liacutenea de costa en direccioacuten Oeste a partir de
la cual y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con
ingresos fluviales afectados por mareas con facies menos desarrolladas de
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca
6
barras y litofacies de llanura lodosa y areniscas glauconiacuteticas de plataforma
marina somera
Al tiempo Tena Basal se describen rellenos de canal con clastos gruesos
conglomeraacuteticos a la base posiblemente de origen fluvial y en partes se observa
influencia mareal
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS
El crudo Holliacuten Inferior es de 27ordm- 30ordm el de Holliacuten Superior de 27ordm- 32ordm el de ldquoTrdquo y
ldquoUrdquo de 24ordm- 29ordm y el de Tena Basal de 20ordm- 22ordm
Una muestra de crudo Holliacuten dio un valor de 113 de azufre Dos muestras de
crudo ldquoTrdquo mostraron porcentajes de azufre de 117 y 138 dos muestras de
ldquoUrdquo de 157 y 216 y una muestra de crudo Tena Basal de 107
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo
El extremo norte del campo no se encuentra muy conectado con el resto del
reservorio sin embargo tiene un soporte de presioacuten dado por la presencia de un
acuiacutefero noroeste La falla entre AU-05 y AU-37 juega probablemente un papel de
barrera de permeabilidad
El grado de comunicacioacuten es muy bueno entre los pozos AU-10 AU-08 AU-31 y
AU-33 El pozo AU-10 que tiene un corte de agua de 55 se comunica con el
acuiacutefero del flanco oeste a traveacutes de la falla de direccioacuten norte-sur Los pozos AU-
09 y AU-29 parecen tener menos soporte de los acuiacuteferos y el pozo AU-29 estaacute
protegido del acuiacutefero Este por una falla sellante La ausencia de caracteriacutesticas
reservorio en los pozos AU-01 y AU-17 confirma que los pozos AU-09 y AU-29
son poco conectados
En la parte central del campo se observa el mantenimiento de la presioacuten desde
los flancos Este y Oeste El reacutegimen de presioacuten parece homogeacuteneo en el aacuterea con
la excepcioacuten del sector de los pozos AU-25 y AU-43 donde la presioacuten es menor
7
En la parte sur del campo no se tiene fallas principales Al sur el pozo AU-15
cuenta con un importante influjo de agua El acuiacutefero Oeste es maacutes deacutebil pero
tiene una comunicacioacuten con el aacuterea de produccioacuten a traveacutes de la falla de
orientacioacuten Norte-sur
Uacutenicamente el pozo AU-21 tiene un comportamiento particular con un alto corte
de agua pero un deacutebil soporte en presioacuten la ausencia de reservorio en AU-20
sugiere una barrera local entre AU-20 y AU-21 El Anexo 1 muestra el mapa
Estructural de la arena ldquoUrdquo
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo
El extremo norte del campo no es bien conectado con el resto del yacimiento
como lo reflejan las presiones iniciales de los pozos AU-04 y AU-40 con valores
de 2000 psia por arriba de la tendencia general El acuiacutefero asociado es deacutebil lo
que explica la importante caiacuteda de presioacuten que sigue el arranque de la
produccioacuten El frente de agua no llega al pozo AU-40 La ausencia de reservorio
en AU-05 puede jugar un papel de barrera de permeabilidad por degradacioacuten de
facies al Sur de eacutesta aacuterea
En el norte del campo los pozos AU-10 y AU-37 (con maacutes de 70 de agua) tienen
una comunicacioacuten con el acuiacutefero Oeste pero sin gran soporte de presioacuten La falla
Oeste de direccioacuten Norte Sur no es sellante Los pozos AU-10 AU-17 AU-19
AU-33 y AU-09 presentan la misma evolucioacuten de presioacuten y siguen la tendencia
general de presioacuten
En la parte central del campo se observa un soporte de presioacuten desde los flancos
Este y Oeste El pozo AU-18 con 3000 psia de presioacuten no estaacute bien conectado
con el aacuterea de produccioacuten principal que tiene 1500 psia en AU-11 al mismo
tiempo En el pozo AU-18 la declinacioacuten de presioacuten es maacutes raacutepida auacuten si estaacute
comunicado con el acuiacutefero localizado al Este como refleja su alto corte de agua
de 70 Una reduccioacuten de permeabilidad o transmisividad existe probablemente
entre los pozos AU-18 y AU-11
8
Tambieacuten el pozo AU-30 estaacute aislado con 3000 psia de presioacuten inicial respecto a
los 1300 psia de la tendencia principal Se supone una barrera de permeabilidad
entre los pozos AU-30 y los pozos AU-07 y AU-16
En el sur del campo el pozo AU-15 tiene un buen soporte de acuiacutefero sur En los
pozos AU-20 22 y 27 el corte de agua estaacute por debajo del 10 y los pozos AU-
13 14 y 15 tienen maacutes del 80 de agua Esto sugiere que la falla de direccioacuten
Norte Sur entre AU-27 y AU-15 es sellante
Los pozos AU-15 y AU-27 tienen la misma ubicacioacuten estructural y corte de agua
muy diferentes El pozo AU-03 ubicado entre AU-27 y AU-20 tiene 65 de corte
de agua mucho maacutes que estos pozos El Anexo 1 muestra el mapa Estructural de
la arena ldquoTrdquo
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUC A
1171 Arenisca ldquoUrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos
saturados de petroacuteleo que van de 4 a 50 pies la porosidad es de 9 a 21 y la
saturacioacuten inicial de agua estaacute en el rango de 13 a 49 su presioacuten inicial fue de
4141 psia y la presioacuten actual es 1450 psia La presioacuten al punto de burbuja es de
243 psia La saturacioacuten de agua actual es de 29 El mecanismo de produccioacuten
dominante es el empuje hidraacuteulico lateral no muy activo la produccioacuten acumulada
es de 3791 MM BN y el API estaacute en el orden de 18 a 22ordm
1172 Arenisca ldquoTrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados que
van de 1 a 80 pies concentrando los mejores espesores de pago entre 20 y 80
pies a lo largo del eje estructural de los pozos AU-26 hasta el AU-22 la porosidad
tiene un rango de 9 a 21 y las saturaciones de agua variacutean de 10 a 47 La
presioacuten inicial fue de 4213 psia y la actual es de 1585 psia La presioacuten de burbuja
es de 667 psia El mecanismo de produccioacuten dominante es el empuje hidraacuteulico
lateral no muy activo la produccioacuten acumulada es de 61942 MM BN con una
gravedad de 28ordm API
9
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO
DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
Como es sabido el agua de inyeccioacuten cumple la funcioacuten de empujar o desplazar
el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores a traveacutes del medio poroso
(Figura 15) Por tanto para entender el comportamiento dinaacutemico del agua
inyectada en el yacimiento es importante revisar las propiedades baacutesicas de la
roca y fluido que controlan el flujo de fluidos en dicho medio poroso ya que son
los paraacutemetros baacutesicos que influyen en su desplazamiento
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS
El reservorio es una acumulacioacuten de hidrocarburos en un medio poroso
permeable constituido por rocas sedimentarias En el momento del
descubrimiento esta acumulacioacuten de fluidos presenta valores de presioacuten y
temperatura de equilibrio en todo su volumen poral La presencia de un reservorio
implica la formacioacuten y migracioacuten de los hidrocarburos y su posterior acumulacioacuten
en una trampa geoloacutegica estructural-estratigraacutefica Un yacimiento o campo
petroliacutefero puede estar constituido por varios reservorios situados a diferentes
Figura 15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo
10
profundidades con distintas presiones y temperaturas Estos reservorios estaacuten
aislados a sus alrededores por rocas impermeables o tan poco permeables que
no permiten el paso de los fluidos Por eso se habla de ldquotrampa de hidrocarburosrdquo
Las trampas estructurales estaacuten limitadas por arriba mediante una roca
impermeable o ldquotechordquo El techo impide la migracioacuten del petroacuteleo y gas
La gran mayoriacutea de los reservorios estaacuten situados en trampas estructurales
selladas por rocas impermeables Estas se subdividen en anticlinales y fallas
Figura 16 Estructura anticlinal
Figura 17 Falla geoloacutegica
11
debido a la forma de los lechos sedimentarios y sus contactos con las rocas
impermeables como se muestra en las figuras 16 y 17 La estructura anticlinal
es el resultado de un pliegue de la roca que le dio origen La falla se produce
cuando el terreno se fractura ocasionando que los estratos que antes coincidiacutean
se separen
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO
La presioacuten del reservorio es la energiacutea disponible maacutes importante para la
explotacioacuten del mismo Esta presioacuten es la presioacuten de los fluidos confinados en los
poros de la roca-reservorio
En el proceso de recuperacioacuten primaria la produccioacuten de hidrocarburos se realiza
a expensas de la energiacutea natural del reservorio es decir sin inyectar masa ni
energiacutea Aquiacute el petroacuteleo se produce gracias a la expansioacuten de los fluidos y la
roca reservorio Los fluidos y la roca son capaces de expandirse ocupando el
lugar dejado por el petroacuteleo que se produce debido a su compresibilidad su
enorme volumen y la disminucioacuten de la presioacuten del reservorio a medida que
avanza la explotacioacuten
El caacutelculo del factor de recuperacioacuten en la recuperacioacuten primaria depende de
cuaacuteles son los mecanismos de drenaje imperantes Aunque en la mayoriacutea de
casos el petroacuteleo se produce por una combinacioacuten de estos mecanismos
En la recuperacioacuten secundaria el desplazamiento del agua de inyeccioacuten que
empujaraacute al banco de petroacuteleo depende directamente de la energiacutea con la que se
inyecta es decir de la presioacuten de inyeccioacuten Por tanto esta presioacuten determina
cuan efectivo seraacute el desplazamiento del petroacuteleo hacia el pozo productor pues
debe proporcionar la energiacutea necesaria para ocasionar el barrido sin detenerse
hasta lograr la produccioacuten del crudo Sin embargo el eacutexito de este mecanismo no
es inyectar a una presioacuten demasiado alta ya que se debe cuidar que el agua no
fracture la formacioacuten puesto que si la presioacuten de fracturamiento se excede el
agua fluiraacute a traveacutes de la fractura hacia el pozo de produccioacuten sin cumplir el
objetivo deseado
12
En definitiva la presioacuten de inyeccioacuten es de gran importancia al analizar el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten sin embargo existen muchos
paraacutemetros que tambieacuten deben tomarse en cuenta
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
Una roca sedimentaria constituye un reservorio de hidrocarburos comercialmente
explotable cuando presenta dos propiedades La primera es la capacidad para
acumular y almacenar fluidos definida como porosidad de la roca Esta es una
propiedad estaacutetica
Ademaacutes para poder extraer los fluidos almacenados en la roca debe ser posible
moverlos hacia los pozos productores bajo un pequentildeo gradiente de potencial La
segunda propiedad es entonces la capacidad para hacer mover (transferir) los
fluidos Se la define como permeabilidad de la roca y es una propiedad dinaacutemica
La porosidad requiere espacios vaciacuteos en la roca-reservorio La permeabilidad
necesita que dichos espacios vaciacuteos esteacuten interconectados
1231 Porosidad
La porosidad equivale a la fraccioacuten de vaciacuteos existentes en la unidad de volumen
de roca Puede ser medida en forma directa en el laboratorio utilizando una
muestra de roca denominada testigo corona (core sample) o indirectamente
mediante perfilaje de pozos (well logging)
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria La primaria se
debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio La secundaria se
debe a movimientos posteriores que desataron la presencia de fracturas
cavernas y otras discontinuidades en la matriz Estas discontinuidades no
aumentan mucho la porosidad pero siacute pueden influir grandemente en la
permeabilidad El incremento del flujo debido a la porosidad secundaria es de
gran intereacutes en la ingenieriacutea de reservorios
13
La porosidad tambieacuten puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos
interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados) La suma
de ambas constituye la porosidad total Figura 18
1232 Permeabilidad
La permeabilidad depende exclusivamente del medio poroso y es independiente
del fluido que lo inunda En un mismo reservorio pueden encontrarse diferentes
valores de permeabilidad desde 1 mD hasta 1 D
La geometriacutea de los poros de la roca determina el valor de la permeabilidad A su
vez dicha geometriacutea depende del tamantildeo y de la forma de los granos de la roca
y de la distribucioacuten del tamantildeo de granos
El tamantildeo de grano de la roca tiene una gran influencia en la permeabilidad
aunque su efecto es pequentildeo en la porosidad Dicho tamantildeo de grano estaacute
relacionado con la superficie mojada a menor tamantildeo de partiacutecula mayor
superficie de contacto soacutelido-fluido
Debido a la friccioacuten del fluido contra la superficie en el contacto soacutelido-fluido la
velocidad es nula y el esfuerzo de corte es maacuteximo Por eso se consume mayor
energiacutea (hay maacutes peacuterdidas por friccioacuten) para hacer pasar un fluido a traveacutes de un
lecho rocoso de grano fino que a traveacutes de un lecho de grano grueso (figura 19)
Figura 18 Porosidad efectiva no efectiva y total
14
En resumen la permeabilidad del medio poroso es de gran importancia al hablar
del desplazamiento del agua de inyeccioacuten puesto que el yacimiento debe permitir
que el banco de petroacuteleo (que es empujado por el agua) se movilice a lo largo de
eacuteste de la manera maacutes uniforme posible y es precisamente aquiacute donde interviene
la buena conectividad de los poros del medio que permitan esta movilidad
Ademaacutes es claro que el agua de inyeccioacuten optaraacute por desplazarse atravesando
aquellas zonas que presenten una mejor permeabilidad dentro de las cuales
pueden estar fracturas lo cual ocasionariacutea un desastre al no cumplirse el
objetivo Por esta razoacuten la permeabilidad y porosidad del la roca son
determinantes el comportamiento del agua de inyeccioacuten
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS
1241 Mojabilidad
Se define mojabilidad (o ldquohumectabilidadrdquo) como la capacidad de posee un liacutequido
para esparcirse sobre una superficie dada es una funcioacuten del tipo de fluido y de la
superficie soacutelida (figura 110) Un liacutequido moja a un soacutelido cuando la adhesioacuten del
liacutequido al soacutelido es mayor que la cohesioacuten de las partiacuteculas liacutequidas entre siacute (figura
110) El aacutengulo θ se denomina aacutengulo de contacto y sirve para cuantificar la
mojabilidad Cuando θ lt 90deg el fluido moja al soacutelido y se llama fluido mojante
Cuando θ gt 90deg el fluido se denomina fluido no mojante A siacute la mojabilidad tiene
soacutelo un significado relativo
Figura 19 Efecto del tamantildeo de grano sobre la permeabilidad
15
1242 Tensioacuten Superficial
Si sobre la superficie de un liacutequido se coloca con cuidado una aguja o laacutemina
delgada de metal eacutesta flota pese a ser maacutes pesada que el liacutequido Este
experimento demuestra la existencia de una aparente peliacutecula superficial
constituida por una o varias capas de moleacuteculas que actuacutean como una membrana
elaacutestica La aparente membrana se origina en la atraccioacuten que las moleacuteculas del
liacutequido ejercen entre siacute (figura 111) Asiacute en la superficie se crea una tensioacuten
denominada ldquotensioacuten superficialrdquo
Este concepto se extiende a la interfase entre dos fluidos donde se origina una
ldquotensioacuten interfacialrdquo La figura 112 muestra los efectos combinados de la
mojabilidad y la tensioacuten superficial
En un reservorio se encuentran hasta tres fases agua petroacuteleo y gas Soacutelo las
dos primeras pueden mojar la roca El gas es siempre no mojante Se considera
que la mayoriacutea de las rocas reservorio (arenas o calizas) son preferentemente
mojadas por agua (hidroacutefilas) Esta mojabilidad es natural considerando que las
rocas tienen un origen sedimentario y estuvieron depositadas originalmente en un
ambiente acuoso antes de que el petroacuteleo se formara y migrara hacia ellas
Figura 110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material soacutelido y de las condiciones de su superficie
16
Sin embargo numerosos estudios de laboratorio y observaciones del
comportamiento de reservorios permiten concluir que tambieacuten hay formaciones
preferentemente mojadas por petroacuteleo (oleoacutefilas) de mojabilidad intermedia y de
mojabilidad mixta
Esto uacuteltimo significa zonas mojadas por petroacuteleo y zonas mojadas por agua
dentro de un mismo reservorio
125 PRESIOacuteN CAPILAR
Otro ejemplo del efecto combinado de la mojabilidad y la tensioacuten interfacial es el
ascenso de un fluido mojante en un tubo capilar Si un tubo capilar se coloca en
Figura 111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las moleacuteculas de liacutequido
Figura 112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua y mercurio en una superficie
17
un recipiente con agua el agua es empujada hacia arriba por su mojabilidad y su
adhesioacuten al tubo de vidrio En cambio con el mercurio ocurre todo lo contrario
debido a su falta de mojabilidad y a su alta tensioacuten superficial (Figura 113)
El agua sube maacutes alto en tubos de menor diaacutemetro hasta que la fuerza de
ascenso es balanceada por el peso de la columna de agua Pero alliacute ocurre otro
efecto la fuerza de gravedad que empuja hacia abajo hace que la peliacutecula
superficial se curve
El petroacuteleo se comporta en forma similar pero su ascenso capilar es menor
(aunque sea maacutes liviano) porque su tensioacuten superficial es menor (figura 114)
De este modo la curvatura en la superficie de un liacutequido en un tubo capilar se
produce como resultado de una depresioacuten originada por el agua suspendida (que
la empuja hacia abajo) y la tensioacuten superficial (que resiste el descenso) La
presioacuten es menor en la parte convexa de abajo que en la parte coacutencava de arriba
Esta diferencia de presioacuten a traveacutes de la interfase es denominada presioacuten capilar
Los efectos combinados de la mojabilidad tamantildeo y forma de los poros y
tensiones superficiales e interfaciales producen las llamadas ldquofuerzas capilaresrdquo
en el reservorio las mismas que inciden en el barrido del petroacuteleo (por parte del
agua inyectada) ya que actuacutean como fuerzas retentivas del fluido De este modo
el agua inyectada proporciona una energiacutea que logre vencer dichas fuerzas por
Figura 113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
18
tanto las fuerzas capilares siacute intervienen en el comportamiento dinaacutemico del agua
de inyeccioacuten
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN
Se denomina drenaje al desplazamiento de un fluido mojante presente
originalmente en la muestra rocosa por un fluido no mojante La imbibicioacuten es el
desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante La figura 115
ilustra los procesos de drenaje e imbibicioacuten respectivamente
Cabe sentildealar que para introducir un fluido no mojante hay que vencer la presioacuten
capilar para lo cual se aplica una presioacuten de entrada que produzca el
desplazamiento En cambio el proceso de imbibicioacuten es espontaacuteneo pues la
presioacuten capilar introduce el fluido en la muestra
Dependiendo si la roca es oleoacutefila o hidroacutefila el desplazamiento del petroacuteleo por el
agua inyectada constituye un proceso de drenaje o imbibicioacuten respectivamente lo
cual significa que esto tambieacuten influye en el comportamiento dinaacutemico del agua de
inyeccioacuten De este modo si la roca es oleoacutefila el agua se desplazaraacute por los
canales porosos maacutes grandes empujando el petroacuteleo que pueda ya que el resto
de crudo se pegaraacute a los poros maacutes pequentildeos Pero si la roca es hidroacutefila el
Figura 114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de ascenso del liacutequido
19
Figura 115 Drenaje e imbibicioacuten
agua seraacute forzada a invadir los conductos maacutes estrechos desplazando al petroacuteleo
de los mismos y dejando gotas de crudo alojadas en los poros maacutes grandes
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
El movimiento del petroacuteleo hacia el pozo productor y su posterior extraccioacuten se
debe a dos procesos fiacutesicos que ocurren generalmente combinados
1 la expansioacuten de la roca el petroacuteleo el gas y el agua al disminuir la alta presioacuten
inicial del reservorio
2 el barrido del petroacuteleo hacia el pozo por las otras dos fases gas yo agua
20
Este segundo proceso puede ocurrir naturalmente durante la recuperacioacuten
primaria o artificialmente durante la recuperacioacuten secundaria Se lo cuantifica con
la eficiencia al desplazamiento (a nivel microscoacutepico) y con la eficiencia
volumeacutetrica de barrido (a nivel macroscoacutepico)
La eficiencia de desplazamiento se define como la fraccioacuten de petroacuteleo contactado
por las otras dos fases que es efectivamente movilizado por ellas
ED=Voluacutemen de petroacuteleo movilizado por gas yo aguavoluacutemen de petroacuteleo
contactado por gas yo agua
En los procesos de recuperacioacuten secundaria mediante la inyeccioacuten de agua o gas
se introduce el concepto de eficiencia volumeacutetrica Esta es una medida
tridimensional de la eficiencia del barrido Depende principalmente del esquema
de inyeccioacuten produccioacuten (o sea de la ubicacioacuten de los pozos inyectores y
productores) de la relacioacuten de movilidades entre la fase desplazante y
desplazada y tambieacuten de las heterogeneidades del reservorio Se la define como
la fraccioacuten del petroacuteleo ldquoin siturdquo que es contactado por el fluido inyectado
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo
La figura 116 es una representacioacuten de dos canales porosos en un reservorio
mojado por agua El agua connata tambieacuten denominada agua irreducible ocupa
una peliacutecula delgada adherida a los granos de la roca mientras que el petroacuteleo se
encuentra en el centro de los canales
La saturacioacuten de agua connata es mucho menor en las rocas reservorio mojadas
por petroacuteleo que en las mojadas por agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
21
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
Figura 116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
Figura 117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
22
Para un sistema con dos canales de distinto diaacutemetro (figura 119) el agua tiende
a penetrar por imbibicioacuten en el canal superior de menor permeabilidad gracias al
empuje adicional suministrado por la presioacuten capilar
En el canal inferior de mayor diaacutemetro el agua se mueve pegada a las paredes
de los granos mientras la saturacioacuten de petroacuteleo disminuye El petroacuteleo se ubica
como un filamento continuo a medida que su diaacutemetro decrece la tensioacuten
interfacial agua-petroacuteleo aumenta (figura 120)
Figura 118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
Figura 119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los canales porales de baja permeabilidad
23
El proceso continuacutea hasta que el filamento se quiebra formaacutendose gotas o
gloacutebulos de petroacuteleo (figura 121) Estas gotas adquieren formas
aproximadamente esfeacutericas debido a la alta tensioacuten interfacial y permanecen
atrapadas en los poros Para desentramparlas se necesitariacutea una diferencia de
presioacuten externa entre la parte de atraacutes y la de delante de la gota mayor que la
presioacuten capilar
Cabe sentildealar que el desplazamiento de petroacuteleo por gas o por agua deja
petroacuteleo sin barrer en el reservorio Su saturacioacuten se denomina saturacioacuten
residual de petroacuteleo En general la saturacioacuten residual de petroacuteleo al barrido por
Figura 120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
Figura 121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que permanecen atrapadas en los poros
24
gas es mucho mayor que al barrido por agua pues este uacuteltimo proceso de barrido
es maacutes eficiente
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS
Cuando en el reservorio fluyen dos o maacutes fluidos inmiscibles cada fluido interfiere
con el flujo de los otros Esta reduccioacuten en la posibilidad de desplazamiento se
cuantifica con el concepto de permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa de
cada uno de los fluidos inmiscibles
La permeabilidad efectiva es una medida de la conductancia del medio poroso
para cada fase fluida y debe ser determinada experimentalmente utilizando
muestras de roca y realizando ensayos de flujos bifaacutesicos ya sea agua-petroacuteleo o
gas-petroacuteleo Ademaacutes estaacute influenciada por varios factores la geometriacutea del
medio poroso la mojabilidad de la roca reservorio la distribucioacuten de los fluidos en
el medio poroso y la saturacioacuten de cada uno de los fluidos Para un determinado
sistema roca-fluidos es entonces funcioacuten exclusiva de la saturacioacuten y de la
direccioacuten del desplazamiento (drenaje o imbibicioacuten)
Del mismo modo que la permeabilidad absoluta la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad relativa son propiedades dinaacutemicas La permeabilidad absoluta por
definicioacuten se mide con un fluido que satura el 100 del espacio poral Es una
propiedad de la roca y no del fluido que se mueve a traveacutes de la misma
25
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES
La viscosidad del petroacuteleo es la mayor consideracioacuten para determinar el
comportamiento de la inyeccioacuten Si todos los otros factores son los mismos la
recuperacioacuten de petroacuteleo para un petroacuteleo ligero seraacute mayor que para un petroacuteleo
pesado La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relacioacuten de la
permeabilidad efectiva a la viscosidad La movilidad del petroacuteleo es calculada por
(Ec 11)
Donde es la permeabilidad efectiva al petroacuteleo que depende de la saturacioacuten
del fluido y es la viscosidad del petroacuteleo a condiciones de reservorio De igual
manera la movilidad para el agua es
(Ec 12)
La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petroacuteleo
es influenciado fuertemente por la relacioacuten de movilidad M definido como la
relacioacuten de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido
desplazado Esta relacioacuten es
(Ec 13)
El comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y en general la eficiencia de
barrido depende directamente de la relacioacuten de movilidad puesto que un M =1
significa que tanto el agua como el petroacuteleo encuentran la misma resistencia a
fluir dentro del reservorio Si M lt1 el petroacuteleo fluye mejor que el agua y por ende
es faacutecil para el agua desplazar al petroacuteleo lo cual resulta en un buen recobro de
petroacuteleo Pero si M gt1 el agua tendraacute el comportamiento de fluir maacutes que el
petroacuteleo sin desplazarlo eficazmente
Figura 122 Curvas de permeabilidad relativa
26
1211 CONCLUSIOacuteN
El comportamiento dinaacutemico del fluido de inyeccioacuten estaacute determinado por el efecto
combinado de varios paraacutemetros inherentes a las condiciones de reservorio y del
fluido mismo Las heterogeneidades del reservorio (presencia de fallas o capas
impermeables) influyen directamente en el desplazamiento del agua puesto que
eacutesta atravesaraacute aquellos conductos tortuosos que le permitan fluir con facilidad
Por esta razoacuten la magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son
consideraciones importantes Si la permeabilidad es muy baja no seraacute posible
inyectar agua a altas tasas en cambio capas con alta permeabilidad y que son
continuas entre el pozo inyector y productor causaraacuten temprana irrupcioacuten del
frente de agua en los pozos de produccioacuten y dejaraacuten de lado petroacuteleo en zonas de
baja permeabilidad
La presioacuten de inyeccioacuten constituye la energiacutea brindada al agua para que logre
empujar el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores de ahiacute que el alcance
longitudinal desplazado depende de esta fuerza
Las fuerzas capilares de la roca asiacute como su preferencia de humectabilidad
tambieacuten inciden directamente en la manera de comportarse del agua inyectada
De aquiacute se infiere que la recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua es maacutes
eficaz para el reservorio predominantemente hidroacutefilo puesto que el agua es
atraiacuteda hacia los poros maacutes estrechos y desplaza con facilidad el petroacuteleo
entrampado Todo esto estaacute iacutentimamente relacionado con las curvas de
permeabilidad relativa la saturacioacuten de los fluidos en la roca y a la vez con la
relacioacuten de movilidades Por tanto todos estos son los paraacutemetros fundamentales
que intervienen en el desplazamiento del agua de inyeccioacuten y por ende en el
barrido de petroacuteleo
27
CAPIacuteTULO 2
TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN
EL YACIMIENTO
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES
211 CONCEPTO DE TRAZADOR
El meacutetodo de trazadores es una teacutecnica para obtener informacioacuten de un sistema o
parte de un sistema mediante la observacioacuten del comportamiento de una
sustancia especiacutefica (el trazador) que ha sido agregada al proceso
Esto implica marcar con el trazador una fase o parte determinada del sistema
denominada material marcado hacieacutendola asiacute faacutecilmente identificable
A partir de esta afirmacioacuten es posible establecer un concepto de trazador
ldquoEl trazador es una sustancia especiacutefica que sirve para marcar o
hacer maacutes faacutecilmente identificable una fase especiacutefica o parte de
un sistema denominado material marcadordquo
En otras palabras el principio baacutesico del meacutetodo de los trazadores es marcar una
sustancia un objeto o una fase y despueacutes seguirlo a traveacutes del sistema o llevar a
cabo la determinacioacuten cuantitativa del mismo despueacutes que ha abandonado el
sistema
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES
En general un experimento con trazadores consiste en inyectar en un punto Pi
del sistema entre ti y ti + Dti cierta actividad Ai incorporada a un volumen Vi de
producto marcado y observar la aparicioacuten y concentracioacuten de la actividad en
funcioacuten del tiempo en un punto Po Esta situacioacuten se representa en la figura 21
En general para que un trazador pueda ser utilizado en un estudio de cualquier
iacutendole debe
bull Comportarse de la misma forma que el material sujeto a investigacioacuten
28
bull Ser faacutecilmente detectable en bajas concentraciones
bull La deteccioacuten debe ser inequiacutevoca
bull La inyeccioacuten deteccioacuten y muestreo debe realizarse sin introducir
perturbaciones en el sistema
Estos requerimientos lo satisfacen tres tipos de trazadores
bull los trazadores estables (colorantes o sales quiacutemicas)
bull los trazadores activables (compuestos estables que se transforman en
radiactivos por irradiacioacuten) y
bull los trazadores radiactivos
S I S T E M A
Entrada
Salida
Inyeccioacuten deltrazador
Trazador
Figura 21 Esquema de un experimento con trazador
Figura 22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
29
22 TRAZADORES RADIACTIVOS
Si se agrega un colorante al tanque de agua de una casa y se abre una canilla en
un extremo de la instalacioacuten se puede medir el tiempo que tarda en observarse su
aparicioacuten de esta manera se infiere el largo de la cantildeeriacutea y otros paraacutemetros El
colorante de esta manera se comportoacute como un trazador Si en lugar de un
colorante se hubiese agregado un radioisoacutetopo no soacutelo seriacutea posible realizar la
misma experiencia sino tambieacuten seguir la trayectoria dentro de la cantildeeriacutea desde
el exterior de la pared puesto que la radiacioacuten emitida puede atravesarla y ser
detectada con facilidad de este modo se tendriacutea un trazador radiactivo
En general los trazadores radiactivos o radiotrazadores son sustancias
radiactivas que incorporadas al sistema en estudio proporcionan informacioacuten
sobre su comportamiento la que se obtiene mediante la deteccioacuten y el anaacutelisis de
la radiacioacuten emitida Asiacute los radiotrazadores se usan eficientemente para
monitorear el curso de muchos procesos industriales sin interrumpir la produccioacuten
ya que se comportan como verdaderos ldquoespiacuteasrdquo introducieacutendose en un sistema
en forma praacutecticamente desapercibida (debido a su utilizacioacuten en pequentildeas
cantidades) brindando luego informacioacuten acerca del mismo a un observador
externo
Con la utilizacioacuten de los radiotrazadores se pueden determinar paraacutemetros de
transporte de material como por ejemplo flujos volumeacutetricos y maacutesicos
distribucioacuten de tiempos de residencia coeficientes de dispersioacuten ubicar o
cuantificar fugas y filtraciones y realizar balances de masa entre otras
aplicaciones
En la prospeccioacuten petroliacutefera se utilizan equipos que determinan el perfil de las
propiedades del terreno a grandes profundidades permitiendo inferir cuales son
las posibilidades existentes de que un medio geoloacutegico dado albergue petroacuteleo
En las mediciones de caudal de agua para la recuperacioacuten secundaria de
petroacuteleo se utilizan soluciones de iodo 131 con actividades menores de 1 TBq
diluidas en el agua de inyeccioacuten Se agrega agua tritiada (marcada con tritio) en
30
un pozo A lo largo de los meses se obtienen muestras de los pozos adyacentes
y midiendo el tritio por centelleo liacutequido se establece la conexioacuten entre los pozos
221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTR AZADORES
Las ventajas maacutes notables son
bull Alta sensibilidad de deteccioacuten
bull La gran diversificacioacuten de los radioisoacutetopos hace factible que casi siempre
se pueda encontrar al menos uno que sea el adecuado para la
investigacioacuten a realizar
bull Pueden ser utilizados para el marcaje fiacutesico o quiacutemico
bull Posibilidades de deteccioacuten ldquoin siturdquo sin necesidad de llevar a cabo el
muestreo
bull Independencia de su deteccioacuten de condiciones imperantes como la
temperatura presioacuten etc
bull En ocasiones es la uacutenica viacutea para diferenciar el comportamiento de un
elemento en diferentes fases o estados quiacutemicos
Las desventajas maacutes significativas son
bull La principal sin duda alguna la relacionada con la propia presencia de la
radiactividad y por los efectos y riesgos que conlleva su manipulacioacuten si no
se extreman los cuidados exigidos por las normas de seguridad y de
proteccioacuten radioloacutegica
bull Los efectos radiacionales que pueden introducir cambios en los sistemas
bioloacutegicos alterando los resultados de las experiencias
bull La formacioacuten de radiocoloides que pueden llevar a la adsorcioacuten y peacuterdidas
en ocasiones completas del radiotrazador
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO
Dada la gran diversidad de los isoacutetopos radiactivos (principalmente los artificiales)
siempre existe la posibilidad de que maacutes de un radioisoacutetopo satisfaga los
requerimientos de la investigacioacuten a realizar En estos casos los factores maacutes
importantes a tener en cuenta son
31
bull el periodo de semidesintegracioacuten
bull la actividad especiacutefica
bull tipo de radiacioacuten
bull la energiacutea de la radiacioacuten
bull el tipo de trazador (fiacutesico o quiacutemico)
El orden de estos factores no indica prioridad alguna y puede darse el caso de
que las restricciones de uno de eacutestos invaliden a los restantes y por tanto limite
el empleo del trazador previamente seleccionado
223 EL TRITIO
El hidroacutegeno natural estaacute constituido en un 99985 por un isoacutetopo (1H)
caracterizado por poseer un uacutenico protoacuten en su nuacutecleo mientras que la fraccioacuten
restante estaacute integrada por otro isoacutetopo (2H) llamado deuterio cuyo nuacutecleo posee
un protoacuten y un neutroacuten Ambos son estables
Por medio de ciertas reacciones nucleares es factible producir un tercer isoacutetopo
del hidroacutegeno (3H) conocido como tritio con un protoacuten y dos neutrones en su
nuacutecleo atoacutemico
En este caso el exceso de neutrones hace que dicho nuacutecleo sea inestable
(isoacutetopo radiactivo) y que entonces busque la estabilidad a traveacutes de la emisioacuten
de una partiacutecula beta para transformarse en un isoacutetopo del helio
El tritio (Hidroacutegeno-3) tiene un tiempo de vida media de 123 antildeos y es producido
naturalmente por la accioacuten de rayos coacutesmicos sobre gases atmosfeacutericos Tambieacuten
puede ser manufacturado artificialmente Es un gas incoloro e inodoro maacutes
liviano que el aire Estaacute presente en el aire y en el agua formando el compuesto
conocido como agua tritiada en todo el mundo y es habitualmente ingerido e
inspirado por todos Todos los seres humanos tenemos trazas de tritio asiacute como
32
otros isoacutetopos radiactivos que ocurren naturalmente Tambieacuten puede aparecer en
los reservorios de agua subterraacutenea gracias a la infiltracioacuten del agua de
precipitacioacuten
Las emisiones beta del tritio son de baja energiacutea no emitiendo ninguna otra
radiacioacuten primaria De hecho el tritio emite el nivel maacutes bajo de energiacutea por
radiacioacuten beta de todos los isoacutetopos (en la praacutectica implica que sus partiacuteculas beta
son faacutecilmente detenidas por finas capas de cualquier material soacutelido)
Figura 24 Esquema de desintegracioacuten de la moleacutecula de agua tritiada
Figura 23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
33
2231 Medicioacuten de tritio
La particularidad del tritio de ser un emisor beta puro de baja energiacutea hace que su
medicioacuten con alta eficiencia soacutelo sea posible en laboratorio mediante la teacutecnica
conocida como centelleo liacutequido
Las muestras de agua tritiada se limpian filtran y fraccionan en voluacutemenes del
orden de los 8 a 10 ml Luego se mezclan con una sustancia denominada coacutectel
centelleador que se caracteriza por la propiedad de emitir fotones luminosos
cuando las partiacuteculas beta provenientes de la desintegracioacuten del tritio
interaccionan con sus aacutetomos Los fotones son detectados por vaacutelvulas
denominadas fotomultiplicadores que entregan pulsos con amplitud proporcional a
la energiacutea de la partiacutecula y frecuencia proporcional a la actividad presente en la
muestra Estos pulsos son procesados y contados por la unidad electroacutenica
La respuesta es expresada en pulsos o cuentas por unidad de tiempo (cuentas
por minuto) o bien si se considera la eficiencia del sistema de medicioacuten
directamente en desintegraciones por unidad de tiempo (desintegraciones por
minuto)
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
Cuando se desea medir la actividad de un isoacutetopo emisor de partiacuteculas beta de
poca energiacutea puede utilizarse el principio de la excitacioacuten de los aacutetomos de un
cristal de yoduro de sodio cuando una partiacutecula pasa a traveacutes del mismo Asiacute es
como los cristales y sustancias fluorescentes asociados a un fototubo sensible a
la luz han permitido idear aparatos que permiten analizar una muestra de
radioisoacutetopos con gran eficiencia ya que cada vez que ocurre un centelleo de la
sustancia fluorescente (usualmente yoduro de sodio) el fototubo hace una sentildeal
eleacutectrica que una vez amplificada varias miles de veces es capaz de ser
registrada (figura 25) Estos aparatos se conocen como contadores de centelleo
Del mismo modo para determinar radiaciones beta de baja energiacutea como las del
tritio (3H) y las del 14C se emplean con excelentes resultados los llamados
contadores de centelleo liacutequido
34
En ellos el material fluorescente estaacute formado por ciertas moleacuteculas que se
disuelven en un solvente apropiado La muestra que contiene el material
radioactivo se sumerge en este liacutequido (coctel) centelleador y origina en eacutel
pequentildeos destellos luminosos que pueden ser reconocidos y contados mediante
un sistema apropiado que comprende fototubos y amplificadores de sentildeal como
se muestra en la figura 26
Figura 26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
Figura 25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
35
Figura 27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE
INTERCONEXIOacuteN DE POZOS
El empleo de trazadores radiactivos constituye la mejor teacutecnica para alcanzar un
conocimiento maacutes claro del comportamiento del fluido de inyeccioacuten en el
yacimiento y por ende su utilidad es muy amplia en los estudios de interconexioacuten
entre pozos
Un estudio de este tipo se inicia con la incorporacioacuten al pozo en forma conjunta con
el agua de inyeccioacuten de una solucioacuten acuosa en la que se encuentra el trazador
bajo una forma quiacutemica apropiada Posteriormente una planificada y ordenada
extraccioacuten de muestras en los pozos productores posibilita la generacioacuten de graacuteficos
representativos de las curvas de respuesta o funciones de transferencia
La adecuada interpretacioacuten de las funciones de transferencia inyector-productor
obtenida mediante trazadores ha permitido a los ingenieros de reservorio reunir
valiosa informacioacuten y tomar importantes decisiones tales como confirmar la
36
existencia de fallas geoloacutegicas modificar el trazado de algunas de esas fallas
redefinir fallas como sellantes o no sellantes encontrar direcciones preferenciales
de desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el aacutembito de todo el yacimiento
cerrar capas en algunos productores por presencia de canalizaciones desde el
inyector determinar conexiones verticales entre distintos estratos productores
reasignar productores a distintos inyectores (es decir reorganizar la composicioacuten
de los arreglos) modificar el caudal de inyeccioacuten en ciertos pozos evaluar la
eficiencia de recuperacioacuten secundaria confirmar o modificar anaacutelisis volumeacutetricos
previos y estimar la permeabilidad media de los distintos arreglos
En los estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos la seleccioacuten de tritio como
trazador es la uacutenica opcioacuten factible para llevar a cabo este trabajo
El tritio es un radioisoacutetopo emisor beta puro y constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten
a nivel mundial en razoacuten de las siguientes ventajas
Posibilidad de marcar grandes voluacutemenes del medio con una pequentildea masa de
trazador (propiedad comuacuten a cualquier radioisoacutetopo)
Ser un emisor beta puro de baja energiacutea lo que hace innecesario el empleo de
grandes blindajes y praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
Facilidad para ser medido con gran sensibilidad lo que permite su deteccioacuten en
concentraciones sumamente bajas
Comportamiento ideal por tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en
consecuencia formar parte de la moleacutecula de agua
231 INYECCIOacuteN
Se han propuesto y empleado diversas teacutecnicas destinadas a la incorporacioacuten del
trazador a la capa en estudio En todos los casos debe asegurarse que la inyeccioacuten
se efectuacutee en forma instantaacutenea condicioacuten que se cumple cuando el tiempo que
demora el trazador en ingresar es despreciable comparado con su tiempo de
traacutensito entre pozos
37
Este requerimiento se cumple faacutecilmente cuando se emplean radiotrazadores debido
a los pequentildeos voluacutemenes involucrados
El empleo de una bomba dosificadora es una de las posibles alternativas para lograr
una correcta inyeccioacuten cuando la presioacuten en la boca del pozo productor es superior
a la atmosfeacuterica La bomba se alimenta de un recipiente en el que se encuentra la
solucioacuten marcadora acoplaacutendose su salida al caudal principal de inyeccioacuten de agua
de formacioacuten Si la presioacuten en la boca del pozo productor es inferior a la atmosfeacuterica
la inyeccioacuten puede efectuarse en forma directa por medio de una pequentildea bomba
peristaacuteltica La figura 28 muestra los esquemas de ambas alternativas
Otra posibilidad consiste en tomar una derivacioacuten del caudal normal de inyeccioacuten y
hacerla pasar por el recipiente que almacena el trazador Accionando vaacutelvulas
adecuadamente dispuestas se logra arrastrar el fluido en forma efectiva Esta
alternativa que es tal vez la maacutes barata y eficaz ha sido aplicada exitosamente en
numerosos estudios La figura 29 presenta un esquema representativo de esta
teacutecnica de inyeccioacuten
Finalmente tambieacuten puede utilizarse alguna herramienta especial de inyeccioacuten que
permita cargar el trazador en superficie y luego ser llevada hasta el nivel de
inyeccioacuten para luego ser accionada en forma remota
Por supuesto que en todos casos la capa a estudiar debe encontrase aislada de
las restantes por medio de mandriles u otros elementos apropiados
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Pequentildea bomba
Pozo sin presioacuten
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Abierto
Bomba dosificadora
Pozo bajo presioacuten
Figura 28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
38
232 MUESTREO
El muestreo es una operacioacuten simple que normalmente la realiza el personal del
yacimiento sin ninguna dificultad Es importante rotular los frascos que almacenan
las muestras con alguacuten medio indeleble escribiendo sobre ellos una referencia
alfanumeacuterica faacutecilmente identificable Cada enviacuteo de muestras debe acompantildearse
de una planilla que indique el nuacutemero de pozo al que pertenece cada una de ellas y
la fecha de extraccioacuten Cuando se toma maacutes de una muestra diaria debe indicarse
tambieacuten la hora El volumen de la muestra dependeraacute del trazador utilizado y de la
teacutecnica de medicioacuten seleccionada
El plan de muestreo debe comprender una alta frecuencia de toma de muestras
durante los diacuteas inmediatamente posteriores a la inyeccioacuten para luego ir
disminuyendo el ritmo a medida que transcurre el tiempo Dos muestras diarias los
primeros dos o tres diacuteas una por diacutea la semana siguiente y asiacute sucesivamente hasta
llegar a una muestra semanal cuando hayan pasado algunos meses suele ser un
plan racional Muchas veces la respuesta del pozo suele aparecer en forma tardiacutea y
extenderse durante muchos meses y hasta antildeos En estos casos luego del primer
antildeo de muestreo una muestra mensual resulta suficiente
El motivo de la alta frecuencia inicial es la posibilidad de presencia de una
canalizacioacuten a traveacutes de la cual el trazador emerja en el pozo productor muy
raacutepidamente antes de haberse dispersado longitudinalmente produciendo en
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Abierto
Figura 29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de inyeccioacuten
39
respuesta corta pero de gran amplitud que soacutelo es posible reconstituir si se tiene un
nuacutemero suficiente de muestras La tabla 1 indica la frecuencia de muestreo
usualmente utilizada Ademaacutes debe recordarse que antes de la inyeccioacuten es
necesario extraer una muestra de cada productor para poder cuantificar el fondo
que corresponde a la concentracioacuten de tritio innata del reservorio
Tabla 1 FRECUENCIA DE MUESTREO
MES MUESTRAS POR CADA POZO PRODUCTOR
1Una antes de la inyeccioacuten Una muestra cada uno de los primeros
tres diacuteas posteriores a los de la inyeccioacuten Tres muestras semanales el resto del mes
2 Tres por semana
3 a 5 Dos por semana
6 a 8 Una por semana
9 a 11 Dos por mes
12+ Una por mes
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS
En caso de trabajar con trazadores radiactivos es sabido que la lectura entregada
por cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta
Para transformarla en actividad neta es necesario obviamente restar el fondo de
radiacioacuten natural el cual se obtiene a partir de la medicioacuten de la muestra extraiacuteda del
respectivo pozo antes de la inyeccioacuten Sin embargo si el trazador demora en
aparecer es decir si no se estaacute en presencia de una canalizacioacuten puede obtenerse
un valor maacutes representativo del fondo calculando la media aritmeacutetica de las
primeras mediciones teniendo en cuenta que cuantos maacutes puntos se tomen menor
seraacute su coeficiente de variacioacuten
Al respecto es bueno recordar que la desintegracioacuten radiactiva es un fenoacutemeno
estadiacutestico que responde a la distribucioacuten binomial y que puede ser aproximado por
las funciones de distribucioacuten de Poisson y de Gauss Aplicando esta uacuteltima puede
considerarse que la totalidad de los valores de una serie de mediciones estaacute
40
comprendida en un intervalo de cinco desviaciones estaacutendar centrado en el valor
medio Por lo tanto para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones las mismas deberiacutean diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo
Ese criterio se utiliza tambieacuten para determinar si una muestra de baja actividad es
realmente activa o si se estaacute midiendo un valor perteneciente a la banda de
fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural Es decir que una muestra contendriacutea
restos de trazador cuando se diferencie del fondo en maacutes de cinco desviaciones De
aquiacute se derivan los conceptos de liacutemite de deteccioacuten y de concentracioacuten miacutenima
detectable Si se desea trabajar cuantitativamente con los resultados de esas
mediciones es mejor adoptar un criterio maacutes seguro y definir la concentracioacuten
miacutenima medible como aquella cuya lectura de actividad se diferencia de la
correspondiente al fondo en diez o maacutes desviaciones estaacutendar
El liacutemite de deteccioacuten puede ser calculado mediante la siguiente expresioacuten
m
Fd Vte
NL
82=
(Ec 21)
Siendo
Ld Liacutemite de deteccioacuten (Bq L)
NF Nuacutemero de cuentas de fondo acumuladas durante un tiempo t
t Tiempo de medicioacuten (s)
e Eficiencia (cuentas desintegracioacuten)
Vm Volumen de la muestra (L)
Otra consecuencia de las variaciones estadiacutesticas es la dificultad de establecer
funciones de ajuste debido a la dispersioacuten de los datos originales A efectos de
suavizar algo las curvas de respuesta puede aplicarse a los valores de actividad o
concentracioacuten neta alguacuten procedimiento de alisado por ejemplo el reemplazo de
cada valor por el promedio de los tres o cuatro anteriores
Por uacuteltimo para poder comparar mediciones pertenecientes a muestras extraiacutedas en
distintos diacuteas se requiere corregir los resultados por decaimiento radiactivo Si bien
41
en el caso del tritio el periacuteodo es lo suficientemente largo como para que sean
innecesarias las correcciones cuando las diferencias son de algunos diacuteas en el
caso de que el muestreo se prolongue durante meses es conveniente efectuar esta
correccioacuten que implica una modificacioacuten en los datos de 046 mensual
234 RESPUESTA TEMPORAL
La respuesta temporal de cada pozo estaacute constituida por la representacioacuten graacutefica
de la concentracioacuten de actividad neta corregida por decaimiento en funcioacuten del
tiempo Tal como se dijo los datos originales pueden haber sido sometidos a un
procedimiento de alisado
Como consecuencia de esto resulta importante el trazado de la curva de actividad
total recuperada en funcioacuten del tiempo ya que ella permite determinar los factores de
reparto del trazador entre los distintos pozos
La curva de actividad recuperada se obtiene multiplicando los valores de ordenada
por el caudal del pozo productor e integrando la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo
numeacuterico tal como el de los trapecios o si se cuenta con un nuacutemero suficiente de
mediciones el de Simpson La aplicacioacuten de teacutecnicas maacutes complejas por lo general
no se justifica en razoacuten de la dispersioacuten estadiacutestica de los datos experimentales y de
las variaciones en los paraacutemetros de operacioacuten del arreglo
En la figura 210 se presenta un ejemplo real de las respuestas instantaacutenea y
acumulada de un pozo productor ante una inyeccioacuten de tritio
Respuesta del pozo Nordm 1
0
25000
50000
75000
100000
125000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
diacuteas
Con
cent
raci
oacuten
0
2000
4000
6000
8000
10000
Acu
mul
ada
Concentracioacuten de actividad Actividad recuperada
Figura 210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
42
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal
Como se dijo la informacioacuten maacutes importante a obtenerse de la representacioacuten de la
concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo es la funcioacuten de recuperacioacuten de
masa o actividad de trazador seguacuten se trabaje con trazadores quiacutemico o radiactivo
Esta nueva curva representa la cantidad de trazador recuperada en el pozo bajo
estudio en funcioacuten del tiempo
Para un instante dado ti la ordenada de la funcioacuten acumulativa estaacute dada por la
siguiente expresioacuten
int= it
i tdtCtqtA0
)()()( (Ec 22)
Siendo
A(ti) cantidad de trazador recuperada hasta ti (Kg o Bq)
Q(t) caudal de produccioacuten agua del pozo en funcioacuten del tiempo (m3 diacutea)
C(t) concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo (Kg m3 o Bq m3)
ti tiempo transcurrido desde la inyeccioacuten (diacuteas)
El caudal de produccioacuten de agua es un dato del que se dispone en el yacimiento
por lo general actualizado en forma mensual
De la curva de respuesta temporal puede extraerse faacutecilmente el tiempo de arribo
del trazador (conocido como breakthrough en ingleacutes) definido como el instante en el
que la concentracioacuten de trazador en el agua extraiacuteda del pozo productor supera el
liacutemite de deteccioacuten
Otro valor importante es el tiempo medio de residencia del agua de inyeccioacuten
definido en forma similar que para los estudios de procesos es decir como larelacioacuten
entre el volumen involucrado en el mismo (V) y el caudal que lo alimenta (Q)
(Ec 23)
A partir de los datos experimentales se obtiene de la siguiente manera
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
tdtC
tdtCtt (Ec 24)
Q
Vt =
43
Finalmente tambieacuten puede determinarse el tiempo final a partir del instante en el
que la respuesta cae por debajo del liacutemite de deteccioacuten Sin embargo el muestreo
suele ser interrumpido antes de que se alcance este punto y por ello se hace
necesario extrapolar la cola de la respuesta mediante una funcioacuten exponencial y a
partir de ella calcular el instante en que la respuesta finaliza
Conociendo la distancia entre los pozos inyector y productor y a partir de los tiempos
de arribo medio y final pueden obtenerse las velocidades maacutexima media y miacutenima
de desplazamiento del agua inyectada
La recuperacioacuten total de trazador en cada pozo se determina extrapolando a tiempo
infinito la respuesta acumulada tomando como base la aproximacioacuten exponencial
de la funcioacuten que representa la concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo
seguacuten se mencionoacute maacutes arriba El cociente entre la cantidad de trazador recuperada
en el pozo considerado y la inyectada representa la fraccioacuten de agua inyectada que
alcanza dicho pozo
La suma de estas fracciones deberiacutea de ser unitaria para todos los pozos de un
arreglo lo que implicariacutea una recuperacioacuten total del trazador inyectado y un perfecto
balance de masas Sin embargo la recuperacioacuten total suele oscilar entre el 30 y el
80 para el caso del tritio que es el trazador ideal para el agua debido a que el
mismo continuacutea su desplazamiento hacia puntos maacutes alejados del yacimiento y a
que en alguacuten momento su concentracioacuten cae bajo el liacutemite de deteccioacuten aunque
mantenga su presencia en miacutenimas concentraciones Para mejorar el balance de
masas y para obtener informacioacuten adicional es conveniente muestrear tambieacuten
pozos de segunda liacutenea
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA
Cuando se emplean trazadores para estudios de procesos industriales es comuacuten
representar la respuesta del sistema mediante un graacutefico que representa la
concentracioacuten del trazador de salida en funcioacuten del tiempo y calcular a partir de ella
el tiempo medio de residencia la varianza y otros paraacutemetros relacionados con la
respuesta temporal
44
Si bien la respuesta temporal tambieacuten es ampliamente utilizada cuando se trabaja
en estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos tal como se presentoacute en el punto
anterior adolece de algunos inconvenientes que limitan su utilidad En efecto
variaciones en el caudal de inyeccioacuten comunes en cualquier yacimiento producen
alteraciones en las curvas de respuesta Para evitar este inconveniente es una
alternativa interesante representar la concentracioacuten de salida en el productor en
funcioacuten del volumen inyectado acumulado siempre que se disponga de este dato
La funcioacuten asiacute obtenida seraacute insensible a las variaciones de caudal pero mantendraacute
la forma general de la respuesta temporal El volumen inyectado acumulado puede
calcularse a partir del caudal de inyeccioacuten En la figura 211 pueden observarse las
respuestas temporal y volumeacutetrica para un mismo pozo pudiendo comprobarse que
ambas son ideacutenticas formalmente
La respuesta volumeacutetrica en un pozo productor a un impulso de trazador en el pozo
inyector representa el volumen de poros barridos por el agua de inyeccioacuten en cada
instante El baricentro de la respuesta volumeacutetrica es una medida del volumen
medio de poros barrido para el arreglo considerado
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
VdVC
VdVCVV (Ec25)
La porcioacuten del volumen medio de poros barrido que afecta a un par inyector-
productor se obtiene multiplicando el valor anterior por la fraccioacuten de trazador
recuperada en el correspondiente productor
Respuesta temporal del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 100 200 300 400
tiempo (diacuteas)
Con
cent
raci
oacuten
Respuesta volumeacutetrica del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 10000 20000 30000 40000
volumen inyectado (m 3)
Con
cent
raci
oacuten
Figura 211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
45
La figura 212 muestra en forma cualitativa algunos casos tiacutepicos de respuesta de
pozos ante una inyeccioacuten puntual de trazador Ademaacutes se muestran valores propios
de los tiempos de residencia y de velocidad del agua e inyeccioacuten para cada uno de
los casos
En el primer caso se produce una canalizacioacuten al inicio del muestreo y luego se
observa el paso del trazador a traveacutes de otro estrato a partir de los 250 diacuteas maacutes o
menos El anexo 2 explica con maacutes claridad lo que sucede cuando se produce una
canalizacioacuten del agua de inyeccioacuten en el reservorio Cabe resaltar el alto valor de la
velocidad del agua que conlleva la canalizacioacuten de la misma
Figura 212 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
46
Para el segundo caso se observan dos curvas de paso del trazador la una a
continuacioacuten de la otra Esto muestra el arribo del trazador a traveacutes de dos patrones
de flujo el uno de alta dispersioacuten y el otro de baja dispersioacuten los cuales obedecen a
las propiedades intriacutensecas de dos estratos diferentes por los cuales se desplazoacute el
agua de inyeccioacuten
En el tercer caso se plantea el paso del trazador con una alteracioacuten en el flujo
causada por interferencia lo cual es muy comuacuten en el anaacutelisis de las curvas de
respuesta como se veraacute en el ensayo posterior
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS
Es importante intentar el ajuste de los datos experimentales por medio de
expresiones teoacutericas que respondan a un modelo matemaacutetico adecuado descriptivo
del arreglo bajo anaacutelisis Mediante la aplicacioacuten de estas funciones las curvas de
transferencia pueden descomponerse en varias respuestas elementales a partir de
las cuales pueden efectuarse caacutelculos comparativos tales como valores de
permeabilidad relativa entre diversos estratos
2361 Modelos Simples
Entre los modelos sencillos para ajuste de los valores experimentales algunas
funciones desarrolladas para interpretar el movimiento de trazadores en aguas
subterraacuteneas constituyen una buena alternativa He aquiacute un ejemplo
(Ec 26)
Siendo
C(xt) concentracioacuten del trazador en funcioacuten del tiempo y de la distancia
(Bq L)
TN tiempo normalizado calculado como el cociente entre el tiempo real y el
tiempo medio de residencia del trazador (adimensional)
D1 dispersividad intriacutenseca del medio (m2 diacutea)
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
47
v velocidad de desplazamiento (m diacutea)
x distancia desde el punto de inyeccioacuten (m)
La figura 213 muestra el comportamiento de la curva de paso del trazador respecto
a diferentes valores de dispersividad intriacutenseca Sin embargo se ha determinado
que los valores para D1 (m2 diacutea) referente a areniscas se estiman entre 03 y 0003
C u r v a n o r m a l i z a d a d e L e y e n d aA c t i v i d a d I n s t a n t a n e a
0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0 2 0 0
t t o
0 5
1
1 5
25
20 50 5
0 0 0 55
0 0 0 1
0 0 15
0 0 50 0 1
El factor CREF representa una concentracioacuten de referencia por lo general el cociente
entre la actividad inyectada y el volumen de agua marcada Para este caso este
volumen estaacute dado por la siguiente expresioacuten
V x h Sw= π φ2 (Ec 27)
Donde
h espesor de la capa inyectada (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
El ajuste se realiza seleccionando valores apropiados de D1 v x y del tiempo
medio de residencia Cuando la respuesta presenta varios picos esos paraacutemetros
deben establecerse para distintas curvas las que luego se suman afectadas por un
factor de peso para obtener la respuesta total del sistema Dicho factor puede
considerarse como una modificacioacuten del valor CREF para cada curva individual
Figura 213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
48
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR
Para un caacutelculo exacto de la actividad o masa a inyectar en un estudio de
interconexioacuten de pozos petroliacuteferos deberiacutea recurrirse a un modelo matemaacutetico que
permitiera simular la respuesta del arreglo tomando como base los paraacutemetros del
reservorio y luego considerando la sensibilidad de la teacutecnica de medicioacuten hiciera
posible determinar la actividad o masa necesaria para obtener una respuesta
representativa y con bajo error estadiacutestico
Por lo general los grupos que aplican trazadores no disponen de un modelo de estas
caracteriacutesticas y ademaacutes aunque contaran con eacutel deberiacutean plantear una serie de
suposiciones con respecto al comportamiento del arreglo las cuales no son faacuteciles
de establecer ldquoa priorirdquo especialmente si se tiene en cuenta que el estudio mediante
trazadores que estaacuten planificando se llevaraacute a cabo con el propoacutesito de lograr
informacioacuten acerca de la dinaacutemica de ese mismo arreglo
A efectos de tener una idea de al menos el orden de magnitud de la actividad
necesaria pueden hacerse algunas consideraciones En efecto a falta de mayor
informacioacuten puede suponerse que la concentracioacuten media de salida en el pozo
productor estaacute dada por el cociente entre la actividad inyectada y el volumen de
poros de un cilindro cuyo radio sea igual a la distancia entre pozos y cuya altura sea
el espesor de la capa Este volumen ya fue definido anteriormente (Ecuacioacuten 27)
por medio de la siguiente expresioacuten
wp ShxV φπ 2=
Siendo
h espesor de la capa inyectada (m)
x distancia entre pozos inyector y productor (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
La concentracioacuten media de salida deseada puede establecerse a partir del liacutemite de
deteccioacuten (Ld) del instrumental disponible el cual a su vez dependeraacute del fondo y del
49
tiempo de medicioacuten Si se elige una concentracioacuten igual a diez veces ese liacutemite la
actividad a inyectar estaraacute dada por la siguiente expresioacuten
pd VLA 100 = (Ec 28)
La experiencia acumulada luego de realizar un nuacutemero importante de operaciones
en reservorios de diversas caracteriacutesticas es una valiosa herramienta a la hora de
corregir los valores obtenidos a partir de los caacutelculos anteriores
50
CAPIacuteTULO 3
APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRAZADORES
EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS
Como se explicoacute anteriormente el estudio de interconexioacuten inicia con la
incorporacioacuten del radiotrazador al pozo conjuntamente con el agua de inyeccioacuten
Posteriormente en base a una planificada y ordenada frecuencia de muestreo se
procede a la recoleccioacuten de muestras en los pozos productores Ademaacutes para un
mejor control del paso del trazador se opta por tomar muestras en los pozos
inyectores y tanque de lavado
El proyecto se ejecutoacute inicialmente utilizando dos pozos inyectores en el campo
Auca para la arena ldquoTrdquo del yacimiento Napo Pozo inyector No 12 y el pozo
inyector No 41 sin embargo dos meses despueacutes el inyector Auca-41 sale de
operacioacuten debido a un problema de admisioacuten en la arena ldquoTrdquo quedando
uacutenicamente el inyector Auca-12 y sus respectivos productores
Asiacute en base a la distancia entre el pozo inyector y los productores se escogen los
pozos de monitoreo Los pozos de monitoreo para el inyector Auca-12 son el
Auca-19 Auca-21 y Auca-35 La figura 31 muestra las distancias entre pozos
para el arreglo PI-12 PP-19 PP-35 PP21
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE
El caacutelculo de la actividad de Tritio empleado en la inyeccioacuten se basoacute en los
paraacutemetros proporcionados por PETROPRODUCCCIOacuteN (principalmente
petrofiacutesicos) de varios pozos que producen de la arena ldquoTrdquo a partir de eacutestos se
determinoacute un promedio de porosidad espesor y saturacioacuten de agua con los
cuales se trabajoacute para dicho caacutelculo
Los principales criterios analizados para calcular la actividad a emplearse en la
investigacioacuten fueron los siguientes
51
a Determinacioacuten del volumen a marcarse
b Liacutemite de deteccioacuten
c Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse
El volumen de agua a marcar se estimoacute utilizando la ecuacioacuten 27
wp ShxV φπ 2=
Por ejemplo para el pozo PP-21 se tiene
x = Distancia media inyector - productor (2038 m)
h = Espesor de la capa productora (18 pies)
φ = Porosidad de la capa productora (16)
Figura 31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del Campo Auca
PP-AUCA 19
PP-AUCA 21
PP-AUCA 35
PI-AUCA 12
2974 m
1035 m
2038 m
52
wS = Saturacioacuten de agua (27)
Luego
= 2038 254
016027= 3`043937
Asiacute el volumen a marcarse para el pozo PP-21 fue de 3`043937 metros cuacutebicos
considerando un flujo radial al pozo inyector sin embargo debido a
caracteriacutesticas estructurales del campo y a la distribucioacuten de los pozos se puede
asumir que el flujo tiene una direccioacuten preferencial hacia el Este del inyector Auca-
12 La tabla 2 muestra los voluacutemenes a marcarse para cada uno de los pozos
productores
Tabla 2 VOLUacuteMEN A MARCARSE PARA CADA POZO PRODUCTO R
DISTANCIA AL POZO INYECTOR (PI-12) VOLUacuteMEN A MARCARS E
(metros) (metros cuacutebicos)
PP-35 1035 785069
PP-21 2038 3
ʹ
043937
PP-19 2974 4
ʹ
537402
En realidad este valor corresponde a 6
ʹ
482004 metros cuacutebicos sin embargo el ingeniero de trazadores de la CEEA tomoacute el 70 de dicho volumen debido a que consideroacute que la presencia de la falla occidental ocasionariacutea que el agua se desplace sin pasar por dicha barrera es decir marcando soacutelo los 4
ʹ
537402
POZO PRODUCTOR
3112 Liacutemite de deteccioacuten
Para este proyecto se utilizoacute un valor de 185 KBqm3 como liacutemite de deteccioacuten
de acuerdo a la concentracioacuten miacutenima detectable del equipo de medicioacuten
mostrado en la tabla 3
Como se explicoacute en el capiacutetulo dos la actividad a inyectarse tiene una
concentracioacuten aproximada a diez veces el liacutemite de deteccioacuten esto es 185 KBqmsup3
o 185000 Bqmsup3 este valor se multiplica por el volumen a marcarse que
corresponde al pozo maacutes lejano (Auca-19) cuyo valor es de 4`537402 metros
cuacutebicos
53
Actividad= 185000 Bqm3times4`537402 m3
Asiacute se obtiene una actividad de 8394 GBq (giga-bequerelios) que equivale a
2269 Ci (curios)
Tabla 3 CONCENTRACIOacuteN MIacuteNIMA DETECTABLE EN AGUA PARA LOS
RADIONUCLEIDOS MAacuteS COMUNMENTE USADOS COMO TRAZADORE S EN
HIDROLOGIacuteA
RADIONUCLIDE
(1) Direct measurement using a liquid scintillation detector(2) Liquid scintillation counting afterelectrolytic enrichment(3) Direct measurement using a NaI scintillation detector submerged in the water with saturation geometry(4) Measurement with NaI well-type scintillation detector afterprecipitation using from 10 liters of water(5) After concentration using activated charcoal as absorption material
DERIVED MAXIMUN CONCENTRATION (MBq )
ANNUAL LIMIT OF INTAKE (MBq year)
DERIVED TRIVIAL CONCENTRATION (MBq )
MINIMUN DETECTABLE CONCENTRATION (MBq )
50
62
746
148 (3) 15 (5)
100
125
1496
185 (1) 11 (2)
1
125 010 124
4
5
100 008
74 (3) 018 (4)
703 (3)148 (3) 037 (4)
129 (3)
60 1496 115 149
3m
3m
3m
( )lH3 Cr51 Br82 Tc99 I131 Au196
+Ag
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
Para obtener los datos de concentracioacuten de actividad (Ci) en funcioacuten del tiempo
(diacuteas) con los que se obtienen las curvas de paso de tritio por cada uno de los
pozos hay que realizar los siguientes caacutelculos
a Caacutelculo de la concentracioacuten referencial ( )
La concentracioacuten de referencia es por lo general el cociente entre la
actividad inyectada (valor asumido en la modelacioacuten matemaacutetica que se
54
encuentra por encima de los 2269 Ci) y el volumen de agua marcada que
corresponde a cada pozo
b Caacutelculo del tiempo de residencia ( TRESID)
Este tiempo es el cociente entre el volumen de agua marcada y el caudal de
inyeccioacuten (3iacute)
c Caacutelculo del tiempo normalizado (tN)
El tiempo normalizado es el cociente entre los diacuteas transcurridos despueacutes de
la inyeccioacuten (t) y el tiempo de residencia (tN) Es decir para cada valor de t
hay un valor de tN
Con los valores de y tN se calculan las concentraciones de actividad para
cada tiempo en un programa de Excel utilizando la expresioacuten del modelo
matemaacutetico simple
Para ello se seleccionan diferentes valores de D1vx (dispersividad intriacutenseca) los
cuales variacutean de acuerdo al tipo de roca presente en el yacimiento de anaacutelisis La
tabla 4 muestra el rango de valores de dispersividad para distintos tipos de roca
Tabla 4 VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSEC A
( )
arenas 0003 - 03
gravas 01 - 2
rocas fracturadas 1 - 200
TIPO DE ROCA
VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSECA
diacuteam2
xvD 1
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
55
El anexo 3 muestra las curvas de paso del tritio por cada pozo productor para dos
valores de dispersividad intriacutenseca de acuerdo a la modelacioacuten matemaacutetica
Para el valor de 03 se considera un flujo de mezcla completa lo cual quiere decir
que no se produce dispersioacuten longitudinal
Si se utiliza el valor de 0003 el flujo tiende a ser tipo pistoacuten pero el tiempo de
arribo del trazador se incrementa considerablemente como se observa en las
figuras del anexo antes mencionado
De este modo se calculoacute la cantidad de trazador a inyectarse que fue de 28
Curios de tritio la misma que puede ser detectable en el pozo maacutes lejano (Auca-
19) sin ninguacuten inconveniente
Cabe resaltar que maacutes allaacute de los caacutelculos realizados la experiencia adquirida en
el manejo de radiotrazadores es de gran ayuda para determinar la cantidad de
trazador a inyectarse en un yacimiento
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
La incorporacioacuten o inyeccioacuten del trazador se realizoacute el 11 de enero de 2007 en la
arena ldquoTrdquo de la formacioacuten Napo en el intervalo punzonado desde 9940 a 9976
pies Para esto se procedioacute a diluir los 200 ml (28 Ci) de tritio en un volumen de
un litro de agua con el fin de evitar peacuterdidas del trazador durante el proceso de
inyeccioacuten y para asegurar que la actividad llegue a la capa productora
Para la incorporacioacuten del trazador se procedioacute a destapar la vaacutelvula del toma
muestra luego se drenoacute la liacutenea hasta un nivel que permitioacute la incorporacioacuten del
trazador Una vez colocado el trazador en el cabezal se procedioacute al sellado de
eacuteste y se abrieron las vaacutelvulas a fin de que el trazador fuera arrastrado junto al
agua de inyeccioacuten La inyeccioacuten se realizoacute de un solo pulso (Inyeccioacuten
instantaacutenea)
56
Todo este proceso que dura alrededor de 30 minutos se realizoacute con operadores
de PETROPRODUCCIOacuteN La inyeccioacuten del trazador al PI-41 fue a las 1100 y al
PI-12 a las 1400
Luego de la inyeccioacuten los desechos radiactivos se guardaron en un recipiente
etiquetado los mismos que fueron llevados a un repositorio especial que se
encuentra en las instalaciones de la CEEA con el fin de cumplir con las normas
de seguridad radioloacutegica
Antes de la inyeccioacuten del trazador se tomaron muestras de fondo tanto del pozo
inyector PI-12 como de los productores PP-35 PP-19 PP-21 y del tanque de
lavado
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN
DEL TRAZADOR
Como se indicoacute anteriormente el buen desempentildeo de esta teacutecnica de trazadores
implica la inyeccioacuten de un caudal constante de agua en cada uno de los pozos
inyectores escogidos para este proyecto Esto se debe a que cuando el trazador
ha sido incorporado dentro del yacimiento necesita una fuerza de empuje
longitudinal a traveacutes de la arena a fin de que el trazador pueda aparecer en cada
pozo productor que se planifica muestrear Por tanto es el agua de inyeccioacuten la
que proporciona dicha fuerza de empuje
Figura 32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
57
Para la ejecucioacuten de este proyecto se convino en que la inyeccioacuten debe
mantenerse en un caudal de 4000 a 5000 bls de agua por diacutea en base al modelo
matemaacutetico realizado para la inyeccioacuten del trazador El anexo 4 muestra un
diagrama baacutesico de la Planta de inyeccioacuten de agua en el Campo Auca
Al inicio de la inyeccioacuten se utilizoacute agua del riacuteo lo cual presentoacute algunas
dificultades puesto que su utilizacioacuten depende de las condiciones climaacuteticas Asiacute
pues cuando llueve mucho se arrastra una gran cantidad de sedimentos los
cuales tapan el sistema de filtracioacuten de la estacioacuten Pero cuando no llueve el
nivel de agua para la succioacuten de las bombas es demasiado bajo por lo que el
bombeo podriacutea colapsar
Por lo cual en ambos casos hay que detener el bombeo lo que da como
resultado que la inyeccioacuten en los pozos de estudio sea muy irregular
Para los uacuteltimos diacuteas del mes de Junio de 2007 se empieza a utilizar el agua de
formacioacuten a maacutes del agua de riacuteo haciendo que la inyeccioacuten sea un poco maacutes
constante que en los meses anteriores
Desde la figura 33 a la 317 se muestran los caudales de inyeccioacuten diarios para
el Auca-12 empleados desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
Figura 33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
58
Figura 34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
Figura 35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
Figura 36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
59
Figura 38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
Figura 37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
Figura 39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
60
Figura 310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
Figura 311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
Figura 312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
61
Figura 313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
Figura 314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
Figura 315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
62
Al observar todas estas curvas mensuales de los voluacutemenes de agua de inyeccioacuten
se ratifica que en los seis primeros meses la inyeccioacuten fue muy irregular puesto
que se estaba utilizando uacutenicamente agua de riacuteo ademaacutes en ese tiempo se
estaban realizando pruebas de operacioacuten en la Planta de Inyeccioacuten de agua del
Auca debido a algunos ajustes que se hicieron en la misma
Para los nueve meses siguientes se observa que la inyeccioacuten es casi constante
en 5000 BPD
El anexo 5 muestra las tablas de los caudales diarios de inyeccioacuten desde enero
de 2007 hasta marzo de 2008 y el graacutefico que resume el promedio del volumen de
agua inyectada para cada mes Del cual se puede obtiene un promedio anual de
Figura 317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
Figura 316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
63
4049 bls de agua inyectada valor similar al utilizado en la modelacioacuten matemaacutetica
(4000 bls)
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES
331 MUESTREO
La recoleccioacuten de las muestras en los diferentes puntos de monitoreo se la
realizoacute basaacutendose en la frecuencia de muestreo planificada En vista de que los
pozos Auca-41 y Auca-33 salieron del proyecto quedaron a partir del mes de
abril de 2007 como puntos de muestreo los pozos Auca-12 (inyector) Auca-35
Auca-19 Auca-21 y el tanque de lavado
El tanque de lavado se toma como punto de muestreo debido a que podriacutea haber
presencia de trazador en el tanque proveniente de alguacuten otro pozo productor que
no sea parte de los puntos de monitoreo indicados En cuyo caso se detectariacutea
inmediatamente de que pozo se trata para poner especial atencioacuten en eacutel
Como se indicoacute anteriormente al inicio el plan de muestreo comprende una alta
frecuencia de toma de muestras para luego ir disminuyendo el ritmo conforme
transcurre el tiempo hasta llegar a una muestra mensual a partir del segundo
mes
En el anexo 6 se indica el calendario de muestreo para este proyecto asiacute desde
el mes de enero de 2007 a marzo de 2008 (mes en que se tomoacute la uacuteltima
muestra) se ha muestreado 65 veces que se distribuyen por meses del siguiente
modo (tabla 5)
Tabla 5 MUESTREOS REALIZADOS POR CADA MES
ANtildeO MES NUMERO DE MUESTREOS Enero 7 Febrero 8 Marzo 9 Abril 8 Mayo 10 Junio 5 Julio 5 Agosto 4 Septiembre 2
2007
Octubre 2
64
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR
Para tomar la muestra del pozo inyector soacutelo basta con acudir al cabezal del pozo
inyector Auca-12 (figura 318) y abrir la pequentildea vaacutelvula toma muestras que estaacute
alojada en la liacutenea de flujo del agua de inyeccioacuten (figura 319)
Noviembre 2
Diciembre 1 Enero 1 Febrero 1 2008
Marzo 1
Figura 318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
Figura 319 Muestra del pozo inyector Auca-12
65
La muestra tomada se rotula con ldquoPOZO INYECTOR 12rdquo y la fecha de muestreo
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD
Las muestras que corresponden a los pozos productores se toman en el manifold
de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca Sur para ello se utilizan recipientes de la
capacidad de un galoacuten puesto que de cada muestra de crudo hay que extraer el
agua que es lo que interesa en el anaacutelisis (figura 320)
Cabe resaltar que para poder realizar el anaacutelisis del agua de formacioacuten se
requieren 200 ml de agua de los cuales 100 ml se utilizan en el anaacutelisis y los
otros 100 ml se guardan en un archivo por si se quiere realizar otro anaacutelisis
posteriormente
Como es evidente la cantidad de agua de formacioacuten que se obtenga de una
muestra de crudo estaraacute en funcioacuten del BSW que corresponda a dicho pozo Esto
significa que si se tiene un BSW alto no se va a requerir tanto crudo para obtener
los 200 ml de agua pero si el BSW es bajo entonces se necesitaraacute un volumen
mayor de crudo para sacar los 200 ml de agua
En consecuencia al momento de tomar las primeras muestras la persona
encargada no conoce cuanto de crudo debe extraer para obtener los 200 ml de
agua razoacuten por la cual primero debe tomar una muestra pequentildea para
centrifugarla y observar cuanta agua de formacioacuten obtuvo Luego en base al
Figura 320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
66
volumen de agua obtenido y con una sencilla regla de tres puede conocer cuanto
crudo necesita para conseguir los 200 ml de agua Este procedimiento debe
realizarse pues es importante tratar de llevar al laboratorio de la CEEA los 200 ml
de agua para el anaacutelisis en el contador de centelleo Aquiacute un ejemplo praacutectico
sencillo
Se prepara una muestra de crudo para colocarla en la centriacutefuga dando como
resultado 4 ml de agua de formacioacuten y 96 ml de petroacuteleo Determinar cuaacutentos
galones de crudo se deberaacuten tomar de este pozo para obtener los 200 ml de agua
que se requieren
4 ml de agua 100 ml de crudo
200 ml de agua X
Luego do ml de cruX 50004
200100 =times=
Esto corresponde a 5 litros de crudo o 13 galones de crudo
En este caso con dos recipientes basta para obtener el agua requerida pero hay
casos en los que el BSW es muy bajo entonces se antildeaden unas gotas de
reactivo demulsificante para romper la emulsioacuten y que aumente el porcentaje de
agua Cabe sentildealar que este procedimiento de antildeadir demulsificante hay que
hacerlo de manera gradual puesto que no se trata de poner de golpe 10 o 15
gotas del reactivo En otras palabras se debe cuidar que la muestra de agua no
contenga demasiado demulsificante porque esto podriacutea afectar en el anaacutelisis de
laboratorio
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos
productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008
1 Se coloca una muestra de 100 ml de crudo (de cada uno de los pozos
productores) en un recipiente de vidrio agregar 100 ml de JP-1 y mezclar Se
deja reposar por 3 minutos para observar el volumen de la fase de agua (figura
321) La tabla 6 muestra los voluacutemenes de agua que se obtuvieron en este
paso
67
Tabla 6 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (SIN DEMUL SIFICANTE)
2 Se colocan 5 gotas de demulsificante para romper la emulsioacuten (figura 322)
Para los pozos PP-35 y PP-19 se consigue romper la emulsioacuten en su totalidad
lo que significa que ya no se puede extraer maacutes agua aunque se antildeada maacutes
reactivo (figura 323) La tabla 7 muestra los voluacutemenes de agua que se
obtuvieron en este paso
Tabla 7 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (CON 5 GOT AS DE
DEMULSIFICANTE)
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA SIN
DEMULSIFICANTE (ml)
005 25 02
Figura 321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin adicionar demulsificante
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA
CON 5 GOTAS DE DEMULSIFICANTE
(ml)
02 35 04
68
3 Se antildeaden 10 gotas de demulsificante en la muestra del PP-21 y se consigue
romper la emulsioacuten en su totalidad aumentando el volumen de agua a 55 ml
Se realizan los caacutelculos correspondientes para conocer cuantos galones de
crudo son necesarios para obtener los 200 ml de agua La tabla 8 muestra los
voluacutemenes de agua y los voluacutemenes de crudo que se obtuvieron en este paso
Figura 322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
Figura 323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
69
Tabla 8 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOMENTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML DE CRUDO Y VOLUacuteMENES
DE CRUDO NECESARIOS PARA OBTENER LOS 200 ML DE AGUA
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA POR CADA 100 ml DE
CRUDO (ml)
02 55 04
VOLUMEN NECESARIO DE CRUDO (galones)
2642 096 1321
4 Se tomaron 6 galones de crudo de los pozos PP-35 y PP-19 y 2 galones del
PP-21 (figura 324) puesto que seriacutea dificultoso manejar los 26 y 13 galones
que se necesita En todo caso se obtienen asiacute menos de los 200 ml de agua
para el anaacutelisis de laboratorio
Figura 324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
70
5 Se antildeaden unas 40 o 50 gotas de demulsificante en cada galoacuten de crudo y se
los coloca al reveacutes en una cubeta para que decante el agua (figura 325) Se
deja reposar hasta el otro diacutea para sacar el agua
6 Para sacar el agua que se encuentra en la parte inferior del galoacuten (que estaacute
boca abajo) se realiza una pequentildea abertura en la tapa y se deja fluir en un
vaso hasta que drene toda el agua (figura 326) Asiacute con todos los galones
con cuidado de no mezclar el agua de los tres pozos
7 Se coloca el volumen de agua de cada pozo en un recipiente para
centrifugarlo puesto que hay que retirar todas las impurezas de crudo
remanentes (figura 326)
8 Finalmente se extrae el agua con la ayuda de una jeringa (una por cada pozo
para prevenir la contaminacioacuten) como se muestra en la figura 327 y se la
Figura 325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una cubeta
Figura 326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para separar el crudo
71
deposita en cada frasco debidamente rotulado con el nombre del pozo y la
fecha Luego de extraer todas las muestras de agua necesarias se deposita el
crudo sobrante en los sumideros (figura 328)
Figura 327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
Figura 328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo sobrante en los sumideros
72
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO
Para tomar la muestra en el tanque de lavado basta con abrir una de las vaacutelvulas
que sale del colchoacuten de agua del mismo (figura 329) y depositar el agua en un
frasco rotulado ldquoTANQUE DE LAVADOrdquo y la fecha
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA
En los uacuteltimos cinco meses se ha tomado dos muestras en la Planta de inyeccioacuten
de agua la una del agua de riacuteo y la otra del agua de formacioacuten (figura 330) Maacutes
adelante se explica las razones de esta iniciativa
Figura 329 Muestra en el Tanque de lavado
Figura 330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
73
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZAD A EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
La preparacioacuten de las muestras se la realiza frasco por frasco siendo importante
recalcar que para cada muestra se utiliza una jeringa diferente con lo cual
evitamos la contaminacioacuten de las muestras entre siacute
1 Se filtra el agua del frasco con la ayuda de un embudo y papel filtro para
quitar toda impureza o residuos de crudo (figura 332)
2 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial de boro silicato con bajo contenido
de potasio como se muestra en la figura 333 (debe ser de bajo contenido de
potasio ya que asiacute evitamos que los isoacutetopos radiactivos que contiene el
potasio lleguen a influenciar en la lectura a realizarse en el contador de
Figura 331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
Figura 332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
74
centelleo liacutequido) Cada vial debe estar numerado de acuerdo a la secuencia
de lectura El resto de agua filtrada se la almacena en el mismo frasco y sirve
como respaldo para verificar en el futuro alguna medida
3 Sobre los 10 ml del agua se antildeade 10 ml de coctel centellador (ULTIMA GOLD
LLT) mediante un dispensador automaacutetico (figura 334) El coctel centellador
es una sustancia quiacutemica que reacciona con la radiacioacuten emitiendo fotones de
luz los mismos que seraacuten cuantificados con el contador de centelleo liacutequido
Figura 333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
75
4 Se tapa hermeacuteticamente y se agita el vial por un momento (figura 335) hasta
que se hayan homogeneizado los dos liacutequidos (agua filtrada y coctel
centellador)
5 Cada vial debe ser conservado en una caacutemara oscura de uno a cuatro diacuteas
antes de llevarlo al contador de centelleo liacutequido Esto es de mucha
importancia ya que la influencia de la luz en el vial podriacutea ocasionar una
lectura mayor a la correcta
6 Se introduce cada vial en el contador de centelleo liacutequido durante un tiempo
(generalmente 1 minuto) hasta medir el nuacutemero de cuentas Si el nuacutemero de
cuentas es un valor exagerado puede aumentarse el tiempo de medicioacuten del
vial en el contador de centelleo para obtener un valor maacutes efectivo
Figura 334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
Figura 335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
76
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CE NTELLEO LIacuteQUIDO
El equipo utilizado en el anaacutelisis de las muestras es un contador de centelleo
liacutequido Packard Tri-Carb 1000 ubicado en la sala de teacutecnicas nucleares del
laboratorio de Ecotoxicologiacutea (LEC) de la CEEA
Como procedimientos preliminares en el laboratorio se realizan los siguientes
pasos
bull Verificacioacuten de eficiencia de conteo Para esto se emplean estaacutendares de
tritio
bull Determinacioacuten del background Se determina el valor de fondo de los viales
a ser usados para eliminar el background del vial y del vial maacutes coacutectel y
maacutes agua sin trazador
bull Desarrollo del protocolo de conteo Usando datos de eficiencia y
background se determina la ventana de energiacutea maacutes oacuteptima para el conteo
Con miras a asegurar la estadiacutestica de conteo se determina el tiempo de conteo
para cada vial y el nuacutemero de ciclos
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido
bull Verificar que el equipo esteacute encendido (El LSC debe estar prendido todo el
tiempo)
bull Encender la impresora y revisar el flujo seguro del papel
bull Efectuar la auto-normalizacioacuten del equipo con el slide sample holder cover en
posicioacuten izquierda (posicioacuten usada para viales de 20 ml) colocar el vial
Figura 336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su correspondiente lectura
77
estaacutendar Packard H que contiene 240000 dpm en posicioacuten de conteo
Presionar la tecla SNC ubicada en el panel de control el mismo que se
encuentra en la parte frontal del equipo y esperar que la auto-normalizacioacuten se
lleve a cabo
bull Verificar que el protocolo No 5 (protocolo establecido para H) esteacute
correctamente programado en el equipo Usando las teclas (retroceder y
avanzar) se puede revisar que las condiciones del protocolo sean las que se
indican en la tabla 9
bull Presionar la tecla conversation
bull Introducir el vial de fondo (background) Packard Estaacutendar y presionar el botoacuten
count en el panel frontal El background se contaraacute por 10 minutos
bull Seguir con el conteo de las muestras Cada uno de los viales debe ser
colocado manualmente en el holder Posteriormente se presiona el botoacuten
count
Tabla 9 CONDICIONES DE PROTOCOLO PARA EL FUNCIONAM IENTO DEL
CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
PREGUNTA OPCION Conversation 1 Protocol (1-10) 5 End protocol 1 Copy protocol 1 Time (min) 2 Number counts per vial 1 Vial simple 1 Vial standard 1 Reference 0 Data mode (CPM) 1 Background (FV) 1 Label (single) 1 Region A Sigma 0 Region A Lown Cnt Reject 0 Region A divide factor 1 Region B Sigma 0 Region B Lown Cnt Reject 0 Region B divide factor 1 Region C lower level 0 Region C upper level 0 Half life 0 Printer format (short) 1 Computer output 0
78
34 CURVAS DE RESPUESTA
Los valores obtenidos al analizar cada vial en el contador de centelleo liacutequido
corresponden a la concentracioacuten de trazador en el pozo Estos datos se grafican
en funcioacuten del tiempo para obtener asiacute la Curva de paso del trazador o curva de
respuesta Es decir la curva de respuesta estaacute constituida por la representacioacuten
graacutefica de la concentracioacuten de actividad neta en funcioacuten del tiempo
El anexo 7 muestra las lecturas obtenidas del muestreo realizado en cada uno de
los puntos de monitoreo desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA
Al observar las curvas de respuesta correspondientes a los pozos productores
inyector y el tanque de lavado se puede concluir lo siguiente
bull Hasta la presente fecha se presume que auacuten no se efectuacutea el paso del
trazador por ninguno de los pozos productores del plan de muestreo Esto se
verifica en las lecturas correspondientes a cada pozo productor (Anexo)
puesto que todas estaacuten por debajo de las 50 cpm (cuentas por minuto)
Ademaacutes se observa una irregularidad de valores (en zigzag) en cada curva lo
que indica que no pasa del valor de background y por tanto no hay un
levantamiento de la curva que muestre el arribo del trazador
Tampoco se ha producido el arribo del trazador a ninguacuten otro pozo puesto que
las lecturas correspondientes al tanque de lavado estaacuten por debajo de las 50
cpm lo cual indica que no hay trazador en el tanque de lavado
bull Se produjo una contaminacioacuten involuntaria en los frascos pequentildeos utilizados
para el muestreo ya que fueron transportados al campo conjuntamente con el
trazador radiactivo el diacutea de la inyeccioacuten Esto provocoacute que las primeras dos
lecturas (inmediatamente luego de la inyeccioacuten) sean valores anoacutemalos
superiores a las 10000 cpm lo cual es fiacutesicamente imposible de explicar por
79
lo que se deduce la contaminacioacuten de los frascos de muestreo con el trazador
Este suceso se repitioacute en los tres pozos productores
Ademaacutes entre los veinte y veintidoacutes diacuteas de la inyeccioacuten del trazador se
obtienen dos lecturas mayores a las 100 cpm las cuales evidenciaron
inicialmente la presencia de una canalizacioacuten entre el pozo inyector al
productor Sin embargo se descartoacute esta posibilidad puesto que en los tres
pozos productores las curvas presentaron el mismo comportamiento y en los
mismos diacuteas lo cual es un absurdo Por lo que se dio como explicacioacuten al
asunto el problema de la contaminacioacuten en los frascos
bull A maacutes de estos problemas se produce un suceso inexplicable en el pozo
inyector Auca-12 puesto que a partir de abril se observa un levantamiento en
la curva la misma que asciende hasta valores de 2418 cpm en mayo de
2007 Estos valores son anoacutemalos puesto que suponen la aparicioacuten de
trazador lo cual es absurdo ya que se trata del pozo inyector La explicacioacuten
fiacutesica de este problema auacuten no ha sido resuelta pero se cree que puede
tratarse de una infiltracioacuten del trazador hacia el riacuteo (a traveacutes de alguna
fractura) de donde proviene el agua de inyeccioacuten razoacuten por la cual se decidioacute
tomar una muestra de agua en la Planta de Inyeccioacuten de agua para observar si
existe la presencia de trazador tanto en el agua de riacuteo como en la de
formacioacuten (estos valores se presentan en la uacuteltima hoja del Anexo 7)
Estas son las tres principales conclusiones que se deducen al observar las
diferentes curvas de paso Como se observa este proyecto presenta algunos
problemas e irregularidades que influiraacuten directamente de manera negativa en los
resultados de este estudio de aplicacioacuten de radiotrazadores en el yacimiento
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA
Una vez obtenidos todos los valores de concentracioacuten de actividad en funcioacuten del
tiempo desde el inicio de la inyeccioacuten del trazador hasta el tiempo final de
respuesta se procede a corregir cada valor por los siguientes motivos
80
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo
Las unidades de concentracioacuten reportadas a partir del anaacutelisis de cada vial en el
contador de centelleo liacutequido estaacuten dadas en cpm10 ml (cuentas por minuto por
cada 10 mililitros de agua) sin embargo para obtener el porcentaje de trazador
recuperado se debe trabajar en Cimsup3 (curios por metro cuacutebico) debido a que la
cantidad de trazador inyectado fue de 28 Ci Para esto se utiliza la siguiente
equivalencia
1 Ci = dps o
1 Ci = 37times1010 Bq
Donde Ci = Curio (unidad antigua de actividad)
dps = desintegraciones por segundo
Bq = Bequerelios (unidad moderna de actividad)
Ahora para pasar de cuentas a desintegraciones es necesario considerar la
eficiencia del detector (contador de centelleo liacutequido) la misma que es del orden
del 60 esto se debe a que el tritio es un emisor beta de energiacutea media
entonces al ser mediana la energiacutea que emite el contador de centelleo solo lee el
60 de dicha energiacutea En definitiva las cuentas por minuto es la actividad que lee
el aparato el cual depende de su eficiencia En cambio las desintegraciones por
minuto es la actividad real cuando la eficiencia es el 100
Es decir que un dato de 60 cpm en el contador de centelleo liacutequido (al 60)
corresponde a 100 dpm (al 100) Una regla de tres es suficiente para realizar
esta conversioacuten
Aquiacute un ejemplo real para convertir cpm10 ml en Cimsup3
Ejemplo
Transformar 400 cpm10 ml a Cimsup3
81
400 10 times100 60 times1
60 times1 37times1010 times106
13=3003times10minus5 3
3312 Correccioacuten por el background
Como es sabido al trabajar con trazadores radiactivos la lectura entregada por
cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta Esto
significa que a cada valor obtenido en el contador de centelleo liacutequido debe
restarse el fondo de radiacioacuten natural (background) para tener la actividad neta
Como se explicoacute anteriormente se puede obtener un valor representativo del
fondo (background) calculando la media aritmeacutetica de las primeras mediciones
antes de la aparicioacuten del trazador en el pozo En la praacutectica se lo puede realizar
con los valores de los dos o tres primeros meses dependiendo de la distancia
entre el pozo inyector y productor teniendo cuidado de observar que no se haya
producido una canalizacioacuten en este tiempo Asiacute la foacutermula para calcular el fondo
promedio es
=1 =0 iacute=60
iacute (Ec31)
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo
Es obvio que la actividad actual que tiene el tritio que fue incorporado en el
yacimiento no es la misma que teniacutea cuando se realizoacute la inyeccioacuten pues en el
transcurrir del tiempo se ha ido produciendo el fenoacutemeno de la desintegracioacuten lo
cual indica que la actividad del tritio ha decaiacutedo y por tanto cada dato actual que
se obtiene de la concentracioacuten de actividad hay que corregirlo mediante la
siguiente ecuacioacuten que modela el decaimiento radiactivo
0= ln2
∆ (Ec 32)
Donde
82
= actividad que se obtiene al tiempo actual
= actividad correspondiente al tiempo de la inyeccioacuten del trazador
= tiempo que ha transcurrido desde la inyeccioacuten del trazador (diacuteas)
= tiempo de vida media del tritio
(4498 diacuteas)
Esto significa que si hoy se mide una actividad de 50 cpm al llevar este valor al
tiempo de la inyeccioacuten del trazador da un actividad de 514 cpm
Es claro que esta correccioacuten no es de gran importancia puesto que depende del
periodo de semidesintegracioacuten ( ) del tritio cuyo valor es mucho mayor
al tiempo de anaacutelisis del trazador que generalmente es de dos antildeos Sin
embargo para el presente estudio siacute seraacute considerada esta correccioacuten en las
lecturas obtenidas
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA)
En vista de la tardanza en la aparicioacuten del trazador para el Proyecto de Auca ha
sido necesario realizar el presente ensayo con el objetivo de explicar el
procedimiento que se realiza luego de la obtencioacuten de las curvas de respuesta
para cada pozo para lo cual se ha seleccionado un arreglo real compuesto por
un pozo inyector rodeado de cinco productores ubicado en el Sur de la Repuacuteblica
Argentina
341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12
Este estudio se inicioacute el diacutea 15 de noviembre de 2003 mediante la inyeccioacuten de 15
Ci (555 GBq) de tritio bajo la forma de agua tritiada en la capa seleccionada del
pozo G-12 que corresponde al yacimiento ZX
El muestreo se realizoacute en los pozos K-124 K-119 K116 K-117 y K-113 La
ubicacioacuten de los pozos involucrados en el estudio puede observarse en la figura
337 y la distancia entre los productores y el inyector en la tabla 10
Tabla 10 DISTANCIAS RESPECTIVAS DESDE CADA PRODUCT OR AL
INYECTOR G-12
83
DISTANCIA AL POZO INYECTOR
(m)
K-124 178
K-119 189
K-116 282
K-117 291
K-113 309
POZO
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES
El Anexo 8 muestra las mediciones efectuadas en cada pozo para las distintas
fechas en que se realizoacute el muestreo Se incluye el valor de fondo con su
respectiva desviacioacuten estaacutendar y la concentracioacuten miacutenima detectable por sobre la
cual puede asegurarse la presencia de trazador en el pozo productor
Las tablas reflejan las concentraciones de actividad bruta neta y corregida por
decaimiento tomando como referencia la fecha en la que se realizoacute la inyeccioacuten
expresadas en Becquerel por litro (Bq L) Tambieacuten se tabula la masa de trazador
recuperada hasta el momento expresada en forma porcentual con respecto a la
cantidad inyectada
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
AREA DE TRABAJO
Figura 337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
84
A continuacioacuten se realiza una breve explicacioacuten de la manera como se obtienen
los datos para graficar la curva de concentracioacuten del trazador y la de actividad
recuperada a partir de las mediciones efectuadas en el muestreo
3421 Encabezado
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
3422 Fondo Promedio
Para este ensayo se procedioacute a calcular el fondo a partir del promedio de los
primeros datos de concentracioacuten de actividad bruta que corresponden a los dos
primeros meses luego de la inyeccioacuten (tabla 11) utilizando la ecuacioacuten 31
=17 =0 iacute=38
iacute Ec31
=461
De este modo para el pozo K-113 se obtiene un valor de 461 Bq L
Tabla 11 DATOS DE ACTIVIDAD BRUTA CON LOS QUE SE P ROCEDIO A
CALCULAR EL FONDO PROMEDIO PARA EL POZO K-113
TiempoFecha
15112003181120032311200302122003091220031612200323122003
Bruta Neta33 -1341 -538 -857 1155 946 053 7
Datos (BqL)
Figura 338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
85
3423 Desviacuteo del fondo
Este valor corresponde a la desviacioacuten estaacutendar de los mismos valores con los
que se calcula el fondo promedio pues esta desviacioacuten es la medida de la
dispersioacuten de dichos valores con respecto al valor promedio (de fondo)
Para este caso se obtiene un valor de desviacuteo de 85 Bq L para el K-113
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable
Este valor corresponde a la concentracioacuten miacutenima sobre la cual puede asegurarse
la presencia de trazador en el pozo productor Para su caacutelculo se considera que
el comportamiento radiactivo puede ser aproximado por la funcioacuten de Gauss y de
acuerdo a eacutesta para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones deben diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo sobre el
promedio
Este criterio se usa para determinar si el valor de concentracioacuten obtenido a partir
de la muestra corresponde a la aparicioacuten de trazador o se estaacute midiendo un valor
perteneciente a la banda de fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural De aquiacute
se concluye que una muestra contendriacutea restos de trazador cuando se diferencie
del fondo en maacutes de cinco desviaciones
Por este motivo el valor de la concentracioacuten miacutenima detectable se obtiene
sumando el valor de fondo con el valor de dispersioacuten multiplicado por cinco
Asiacute para el pozo K-113 se obtiene el valor de 888 Bq L
Por tanto cuando un valor en la tabla de actividad bruta supera la concentracioacuten
miacutenima detectable significa que el trazador ha empezado a aparecer en el pozo
productor
Este es el criterio de comparacioacuten que se utiliza en todo este ensayo Si el valor
de actividad bruta supera la concentracioacuten miacutenima detectable entonces se
procede a realizar las correcciones respectivas por background y por decaimiento
86
radiactivo caso contrario no se toma en cuenta este valor en la curva de paso y
se lo grafica como un valor de cero
3425 Actividad Neta
Una vez que se ha producido la aparicioacuten del trazador se calcula la actividad neta
correspondiente a cada lectura Este valor es simplemente el valor de actividad
bruta menos el fondo de radiacioacuten natural que fue calculado anteriormente
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo
Cada valor de actividad neta es corregido utilizando la foacutermula del decaimiento
radiactivo obtenieacutendose asiacute la respuesta final de concentracioacuten de trazador que
se expresa en (Bq L) Estos valores se grafican en funcioacuten del nuacutemero de diacuteas
que han transcurrido a partir de la inyeccioacuten del trazador dando como resultado la
Curva de paso del trazador Esta curva se levanta del eje horizontal cuando se
empieza a producir la aparicioacuten del trazador
3427 Caudal Producido
Para un estudio de este tipo es importante tener la informacioacuten respecto del
caudal de agua producido para cada pozo puesto que de esto tambieacuten depende
la cantidad de trazador recuperado (tabla 12) De este modo si se tienen dos
pozos cuya concentracioacuten de trazador por metro cuacutebico sea la misma se
obtendraacute mayor recuperacioacuten de trazador del pozo que produzca maacutes agua
En conclusioacuten la cantidad de trazador recuperada depende no soacutelo de la
concentracioacuten de actividad sino tambieacuten del caudal de agua que produce cada
pozo
La figura 339 muestra el caudal de produccioacuten promedio para cada uno de los
pozos de este ensayo
Tabla 12 CAUDALES PROMEDIO DE AGUA PRODUCIDA PARA CADA POZO
PRODUCTOR DEL ENSAYO ARGENTINA
87
CAUDAL DE AGUA PRODUCIDA(msup3diacutea)
K-124 6795
K-119 10279
K-116 10353
K-117 14472
K-113 5657
POZO
3428 Actividad Recuperada de trazador
Como se explicoacute en la teoriacutea la curva de actividad recuperada se obtiene
multiplicando cada valor de concentracioacuten por el caudal del pozo productor e
integrando respecto al tiempo la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo numeacuterico
Para este caso se utiliza el meacutetodo de los trapecios que consiste en tomar dos
puntos de la curva de paso del trazador y calcular el aacuterea del trapecio que se
forma bajo la liacutenea que une dichos puntos para luego multiplicar este valor por el
caudal de produccioacuten del pozo expresado en (msup3diacutea)
AREA DEL TRAPECIO
862 Bq L 976 Bq L
Figura 339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido por cada pozo del ensayo Argentina
88
=+2
(Ec 33)
=976 +862 27
iacute
6433 timesiacutetimes1000 13times1067
3iacutetimes1 37times1010=00186
Para el caso anterior el aacuterea del trapecio es 6433 valor que se
multiplica por el caudal de produccioacuten a los 166 diacuteas que es de para
asiacute obtener un valor de que corresponde al aacuterea del trapecio en Curios
Asiacute se repite este procedimiento tomando los dos puntos siguientes hasta
acumular toda el aacuterea bajo la curva de paso de trazador (figura 341) cuyo valor
representa la actividad recuperada de trazador
Figura 340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva de paso del trazador del pozo K-119
89
Este valor se puede expresar como porcentaje de actividad recuperada si se
divide para 15 Ci que fue la actividad inyectada al inicio del proyecto Asiacute fue el
procedimiento aplicado para cada uno de los pozos de este ensayo Las tablas de
los datos y curvas correspondientes a cada pozo se presentan en el Anexo 8
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA
3431 Pozo K-124
El trazador realiza su aparicioacuten a los 117 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es baja y apenas se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2000 Bq L Presenta algunas fluctuaciones
entre los 200 diacuteas para luego alcanzar su pico maacuteximo a los 335 diacuteas El
descenso de la curva es leve hasta que alcanza los 1500 Bq L desde donde
decrece con mayor pendiente hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas A pesar
de la amplitud de la curva se recupera el 72 de la actividad total (tabla 13)
Tabla 13 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-124
Figura 341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
90
Paraacutemetro (K-124) Valor
Tiempo de arribo 117 diacuteas
Tiempo medio 348 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 72
3432 Pozo K-119
El trazador comienza a responder a los 83 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3000 Bq L Desde la aparicioacuten del trazador la curva
presenta un ascenso uniforme hasta llegar a su pico maacuteximo a los 296 diacuteas El
descenso de la curva es paulatino hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas Se
recupera el 141 de la actividad total gracias a la buena amplitud de la curva
(tabla 14)
Tabla 14 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-119
Paraacutemetro (K-119) Valor
Tiempo de arribo 83 diacuteas
Tiempo medio 327 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 141
3433 Pozo K-116
La aparicioacuten del trazador se produce a los 152 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
curva de paso muestra una amplitud corta puesto que al inicio la concentracioacuten
del trazador se dispara con pequentildeas fluctuaciones hasta llegar a un pico largo de
2800 Bq L a los 322 diacuteas Luego se produce un descenso brusco a partir del
91
cual se presentan varias fluctuaciones pero con una tendencia promedio
decreciente de 500 Bq L lo cual termina con el fin de la respuesta a los 529
diacuteas Se recupera el 89 de la actividad total (tabla 15)
Tabla 15 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-116
Paraacutemetro (K-116) Valor
Tiempo de arribo 152 diacuteas
Tiempo medio 307 diacuteas
Tiempo final 529 diacuteas
Recuperacioacuten 89
3434 Pozo K-117
El trazador comienza a responder a los 126 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3300 Bq L Luego de la aparicioacuten del trazador la curva
presenta una fluctuacioacuten alrededor de los 170 diacuteas despueacutes de lo cual se dispara
hasta alcanzar los 2000 Bq L donde empieza un ascenso uniforme de baja
pendiente hasta alcanzar su pico maacuteximo a los 387 diacuteas El descenso de la curva
es raacutepido hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas La recuperacioacuten de trazador
es muy buena debido a que la mayoriacutea de los valores de concentracioacuten estaacuten por
arriba de los 2000 Bq L Asiacute se logra recuperar el 238 de la actividad total
(tabla 16)
Tabla 16 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-117
Paraacutemetro (K-117) Valor
92
Tiempo de arribo 126 diacuteas
Tiempo medio 351 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 238
3435 Pozo K-113
El trazador realiza su aparicioacuten a los 159 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras no es muy alta y se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2300 Bq L La curva de respuesta inicia con
una pequentildea curva alrededor de los 200 diacuteas y luego se extiende hacia arriba
hasta alcanzar sus pocos valores maacuteximos para luego descender con ciertas
fluctuaciones hasta llegar al fin de su respuesta a los 613 diacuteas Debido a la corta
amplitud de la curva principal se recupera el 64 de la actividad total (tabla 17)
Tabla 17 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-113
Paraacutemetro (K-113) Valor
Tiempo de arribo 159 diacuteas
Tiempo medio 394 diacuteas
Tiempo final 613 diacuteas
Recuperacioacuten 64
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado
Como se explicoacute en la parte teoacuterica es importante realizar la distribucioacuten de la
cantidad de trazador que se recuperoacute en cada pozo del ensayo puesto que el
93
reparto de agua de inyeccioacuten entre los pozos productores es similar a dicha
distribucioacuten La figura 342 que representa la distribucioacuten de trazador recuperado
para este ensayo se muestra a continuacioacuten
Cabe resaltar que la recuperacioacuten total para los cinco pozos alcanza uacutenicamente
el 604 de la cantidad inicialmente inyectada de tritio que fue de 15 Ci esto se
debe a que siempre hay un porcentaje de tritio que se pierde en la formacioacuten por
infiltracioacuten hacia otras capas inferiores o por fugas hacia otros pozos Es decir de
los 15 Ci inyectados solo se han recuperado 9 Ci cuya distribucioacuten hacia los
cinco pozos muestra claramente la direccioacuten preferencial del agua de inyeccioacuten
3437 Direcciones preferenciales de Flujo
Tomando en cuenta la disposicioacuten del arreglo de este ensayo se puede observar
que la direccioacuten preferencial del flujo se encuentra hacia los pozos K-119 y K-117
como lo indica la figura 343 (flechas rojas)
Esta informacioacuten es de gran valor para la perforacioacuten de nuevos pozos
productores cuya ubicacioacuten en la parte sureste del campo conseguiriacutea grandes
reacuteditos para este proyecto de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
Figura 342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos productores del ensayo Argentina
94
Ademaacutes de este modo se puede confirmar que no existen barreras sellantes
puesto que se realizoacute el paso del trazador hacia los cinco pozos del ensayo
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
CAPIacuteTULO 4
Figura 343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo Argentina
95
INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTENIDOS A
PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
En este capiacutetulo se pretende obtener las liacuteneas de corriente del agua de inyeccioacuten
a traveacutes del yacimiento en estudio con la ayuda de un programa sencillo que
simula el paso del trazador en base a ecuaciones del flujo de fluidos en medios
porosos y a la teacutecnica de los trazadores
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
Este programa permite obtener las curvas de paso del trazador para cada pozo
en cuestioacuten y un graacutefico esquemaacutetico de las liacuteneas de flujo (liacuteneas de corriente)
trazadas por el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento desde el inyector hacia
cada uno de los pozos productores
Cabe recalcar que la informacioacuten que brinda este programa se sujeta a discusioacuten
puesto que como es sabido es muy complejo modelar el comportamiento
dinaacutemico del agua que fluye por un medio poroso Ademaacutes se trata de un
software que auacuten estaacute siendo sometido probado y fue desarrollado por una
universidad argentina su nombre es PORO TracerSim 1 y el anexo 10 muestra
una explicacioacuten detallada respecto de las opciones e iacuteconos de este programa
411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA
En general las consideraciones del PORO TracerSim son
bull La formacioacuten es homogeacutenea de espesor y propiedades petrofiacutesicas
constantes en todo el yacimiento
bull El flujo del agua de inyeccioacuten es lineal hacia cada pozo productor
bull Tanto los pozos productores como el inyector estaacuten a un mismo nivel de
profundidad
bull Los caudales de produccioacuten e inyeccioacuten de cada pozo productor e inyector
respectivamente son constantes
bull Una falla no sellante se considera como si simplemente no existiera dicha
barrera en el yacimiento
96
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Las principales ventajas son
bull Brindar de una manera clara las curvas de paso de trazador hacia cada
uno de los pozos productores asiacute como el graacutefico de las liacuteneas de corriente
que traza el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento
bull Sencillez en el manejo del programa
bull Permitir el ingreso de un nuacutemero indeterminado de pozos productores y de
barreras sellantes que direccionen el flujo
bull Facilidad para poder delimitar el campo de trabajo
bull La configuracioacuten del trazado de las liacuteneas de corriente como nuacutemero de
liacuteneas el aacutengulo de desplazamiento de las mismas etc
Como desventajas estaacuten
bull No tener como opcioacuten el ingresar paraacutemetros de gran importancia como la
presioacuten de reservorio las profundidades de la arena de intereacutes en cada
pozo propiedades del crudo como la viscosidad grado API entre otras
bull Dificultad para trabajar con distancias entre pozos muy grandes
bull No considerar la presencia de gas en el yacimiento sino soacutelo la presencia
de la fase liacutequida
bull No proporcionar informacioacuten respecto de la cantidad de trazador que arriba
a cada pozo ni del volumen de agua inyectada que llega a cada productor
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO
Se dispuso a los pozos del estudio en base a las coordenadas rectangulares
correspondientes a cada uno tomando como origen el pozo inyector (Auca-12)
Asiacute las coordenadas de todos los pozos seriacutean
POZO INYECTOR Auca-12 (0 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-19 (1460 2591) m
POZO PRODUCTOR Auca-35 (1035 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-21 (951 -1803) m
97
El graacutefico 41 muestra la ubicacioacuten de los pozos y las coordenadas rectangulares
para cada uno (informacioacuten obtenida en base al GPS de la CEEA)
Asiacute la disposicioacuten de los pozos en el programa (de acuerdo a la escala
seleccionada) seriacutea la mostrada en la figura 42 Ademaacutes se ingresaron los
caudales de produccioacuten e inyeccioacuten para cada pozo respectivamente (tabla 16)
Tabla 16 CAUDALES DE PRODUCCIOacuteN E INYECCIOacuteN DE LOS POZOS
PRODUCTORES E INYECTOR RESPECTIVAMENTE
CAUDAL POZO
(BPD) (msup3diacutea)
PI-12 4000 651
PP-19 357 58
PP-35 418 68
PP-21 615 100
Figura 41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo productor respecto del pozo inyector
98
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO
Los paraacutemetros que se ingresaron fueron los petrofiacutesicos los demaacutes son valores
adecuados para el correcto funcionamiento del programa (figura 43)
Porosidad = 016
Saturacioacuten = 027
Espesor = 18 pies = 55 metros
Dispersividad = 7 m (valor correspondiente a las arenas)
Con estos datos el programa puede graficar las curvas de paso del trazador y las
liacuteneas de flujo del agua de inyeccioacuten
Para esta interpretacioacuten se probaron varios casos de acuerdo con la informacioacuten
obtenida a partir del mapa estructural (anexo 1)
Figura 42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador PORO TracerSim
99
431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
En este caso se supone que no existe ninguna barrera que obstaculice el paso
del agua de inyeccioacuten hacia los pozos productores Cabe sentildealar que este
programa considera a las barreras no sellantes como si en realidad no existiera
una barrera es decir el hecho de colocar una falla en el campo de trabajo
significa que esa falla ya es sellante como se veraacute maacutes adelante
Solo para este caso se procedioacute a graficar las curvas de paso puesto que para
los otros casos el programa tendiacutea a colapsar debido a que el arreglo no obedece
a una malla cerrada y las distancias entre pozos son muy grandes
Sin embargo se puede deducir que la presencia de una falla (la cual desde
antemano el programa la considera como sellante) impediriacutea la llegada del
trazador es decir sencillamente no se tendriacutea una curva de paso hacia ese pozo
productor
El anexo 9 muestra las curvas de paso del trazador para los pozos Auca-19
Auca-35 y Auca-21 ademaacutes el graacutefico de las liacuteneas de corriente del agua de
inyeccioacuten En este caso al no existir barreras sellantes se produce el paso del
trazador desde el inyector hacia los pozos productores lo que demuestra la
existencia de la interconexioacuten entre los pozos
Figura 43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para la simulacioacuten
100
Ademaacutes de acuerdo con las curvas de respuesta el trazador apareceriacutea en el
pozo maacutes cercano (Auca-35) aproximadamente a los 600 diacuteas (1 antildeo 8 meses) a
partir de la inyeccioacuten Si se considera que la inyeccioacuten se realizoacute en enero 2007
el trazador podriacutea empezar a llegar en septiembre 2008 Del mismo modo para los
otros dos pozos el Auca-21 muestra que la curva se levanta a los 1600 diacuteas (4
antildeos 5 meses) y ni hablar del Auca-19 que seguacuten este modelo el trazador
arriba a los 6000 diacuteas (16 antildeos 5 meses) lo cual es demasiado tiempo
Esto se explica debido a que el arreglo del proyecto Auca no obedece a una malla
cerrada pues si se observa la ubicacioacuten de pozos no presenta una geometriacutea
regular puesto que la malla es demasiado abierta y las distancias entre pozos es
muy grande Por tanto el trazador podriacutea llegar al pozo maacutes cercano a los 600
diacuteas en el mejor de los casos ya que es muy probable que el trazador no
aparezca por ninguacuten lado debido a los problemas que se han venido presentando
y a que la malla estaacute desconfigurada
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES
Para los siguientes casos de la simulacioacuten se ingresaron las coordenadas
correspondientes a tres fallas ubicadas de acuerdo a la informacioacuten del mapa
geoloacutegico Estas tres fallas son las que maacutes podriacutean influir en el flujo del agua de
inyeccioacuten La figura 44 muestra las tres fallas que se tomaron en cuenta para la
simulacioacuten
Los puntos tomados para cada una de ellas fueron
FALLA X P1 (-425 0) y P2 (-500 -1500)
FALLA Y P1 (750 -1800) y P2 (940 0)
FALLA Z P1 (1800 -1800) y P2 (1600 2200)
De este modo puede simularse la presencia de barreras sellantes en el programa
de simulacioacuten A partir de esto se tienen los siguientes casos que consisten
solamente en la combinacioacuten de las fallas
101
FALLA X
FALLA Y
FALLA Z
Figura 44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de simulacioacuten
102
441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
En este caso se considera que solo la falla X es sellante y a partir de esta
suposicioacuten se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo para lo cual se ingresan los
puntos de la falla X en el aacuterea de trabajo donde se encuentran ubicados los
pozos (figura 45)
El anexo 9 (caso 2) muestra el graacutefico de las liacuteneas de flujo donde se puede
observar que la barrera sellante hace que toda el agua inyectada se desplace
hacia el lado derecho del campo adquiriendo una buena interconexioacuten de los
pozos
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
Para este caso soacutelo la falla Y se considera como sellante y de este modo se
ubica esta falla en el campo de estudio del programa (figura 46)
Asiacute se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo que se muestra en el anexo 9 (caso
3) el cual indica el desplazamiento del agua de inyeccioacuten hacia la parte noreste y
oeste del campo La falla ldquoYrdquo impide la interconexioacuten con el pozo Auca-21 pues al
ser una barrera sellante no permite el paso del agua hacia ese pozo Sin
embargo esto no afecta la interconexioacuten con los otros pozos Auca-19 y Auca-35
Figura 45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 2
103
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE
Aquiacute se considera que ambas fallas son barreras sellantes (figura 47) y soacutelo la
falla X es no sellante Asiacute se obtienen las curvas de flujo como se muestra en el
anexo 9 (caso 4)
Figura 46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 3
Figura 47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 4
104
Este graacutefico presenta una tendencia similar de flujo que en el caso anterior soacutelo
que aquiacute la barrera sellante ldquoZrdquo disminuye auacuten maacutes el flujo del agua de inyeccioacuten
hacia la parte derecha y maacutes bien direcciona todo el agua hacia el norte y oeste
del campo
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo
Para este caso (figura 48) las fallas ldquoXrdquo y ldquoZrdquo se consideran sellantes y la falla ldquoYrdquo
es no sellante dando como resultado el graacutefico del anexo 9 (caso 5) en donde se
observa que la presencia de ambas fallas hace que el agua se desplace hacia el
costado noreste y por la parte el sur del campo que se delimita entre ambas fallas
Esta combinacioacuten de las barreras no perjudica la interconexioacuten de los pozos y
maacutes bien encierra gran parte del agua hacia los pozos Auca-21 y Auca-35
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo
Esta combinacioacuten de las fallas ldquoXrdquo y ldquoYrdquo (figura 49) da como resultado el graacutefico
de las liacuteneas de flujo del Anexo 9 (caso 6) en el cual se observa como el agua se
direcciona casi en su totalidad hacia la parte norte y este del campo por el efecto
Figura 48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 5
105
Figura 49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 6
que ocasiona la barrera longitudinal ldquoXrdquo Ademaacutes la barrera ldquoYrdquo impide por
completo el paso del agua de inyeccioacuten hacia el pozo Auca-21
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
Figura 410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 7
106
Este uacuteltimo caso (figura 410) muestra la influencia que produce la presencia de
las tres fallas en el desplazamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten El anexo 9
(caso 7) muestra una tendencia de flujo similar a la del caso anterior puesto que
como se observa el efecto de la falla ldquoYrdquo es casi el mismo que el de la
combinacioacuten de las fallas ldquoYrdquo y ldquoZrdquo con la uacutenica diferencia de que aquiacute hay menos
liacuteneas de flujo que se dirigen a la parte este del campo que en el caso anterior lo
cual corresponde a la incidencia de la falla ldquoZrdquo
La uacuteltima parte del Anexo 9 muestra las liacuteneas de corriente que corresponden al
arreglo de los pozos del Ensayo argentino
107
CAPIacuteTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
51 CONCLUSIONES
En la actualidad la teacutecnica de inyeccioacuten de trazadores radiactivos en el
yacimiento es una gran alternativa para comprender de mejor manera el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten puesto que el trazador
inyectado actuacutea como un espiacutea que brinda informacioacuten de mucho valor que
puede ser usada en subsiguientes proyectos de recuperacioacuten secundaria
que se desee realizar en un campo determinado
La adecuada interpretacioacuten de el anaacutelisis de esta teacutecnica permite a los
ingenieros de yacimientos encontrar las direcciones preferenciales de
desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el yacimiento confirmar la
existencia de fallas geoloacutegicas redefinir fallas como sellantes o no
sellantes detectar canalizaciones a lo largo de la distancia inyector-
productor entre otras
La aplicacioacuten de esta teacutecnica en el campo no produce una respuesta
inmediata sino que se requiere comuacutenmente entre un antildeo a dos o quizaacutes
maacutes tiempo dependiendo de la distancias entre pozos para obtener una
respuesta favorable
De todos los radiactivos empleados para un estudio de este tipo el tritio
constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten en razoacuten de dos ventajas
principales el tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en consecuencia
formar parte de la moleacutecula de agua y el ser un emisor beta de baja
energiacutea lo que hace praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
La cantidad de trazador a inyectarse depende directamente de la distancia
entre los pozos productores e inyector de las propiedades petrofiacutesicas del
yacimiento y del liacutemite de deteccioacuten del instrumental que se dispone
108
El buen desempentildeo de eacutesta teacutecnica requiere de la inyeccioacuten constante de
un caudal de agua que proporcione el empuje longitudinal al trazador a
traveacutes del reservorio para que asiacute eacuteste pueda arribar a los pozos
productores en los cuales se realiza el muestreo conforme al calendario
planificado
La medicioacuten de la cantidad de tritio en una muestra de agua se realiza en
base al principio de centelleo liacutequido que consiste en detectar la emisioacuten
de fotones luminosos que resulta de la interaccioacuten de las partiacuteculas beta
con los aacutetomos del coctel centellador que se antildeade a cada muestra de
agua Todo este proceso lo realiza el contador de centelleo liacutequido
Los datos de concentracioacuten de actividad correspondientes a cada muestra
realizada son de gran utilidad para la obtencioacuten de las curvas de paso del
trazador y las curvas de recuperacioacuten de trazador en cada uno de los
pozos productores El anaacutelisis de estas curvas permite obtener las
direcciones preferenciales de flujo en base al reparto de trazador entre los
distintos pozos
De acuerdo con los datos obtenidos del muestreo para cada pozo
productor y tanque de lavado del proyecto Auca (Anexo ) se observa
claramente que no se produce todaviacutea la aparicioacuten del trazador lo cual se
puede justificar por las siguientes razones
1 Las distancias entre los pozos productores y el inyector (1035 m 2038
m y 2974 m respectivamente) son demasiado grandes por lo que es
casi imposible definir lo que pueda ocurrir con el trazador en tales
condiciones de lejaniacutea
2 La existencia de barreras sellantes desconocidas ubicadas de manera
que impidan la interconexioacuten entre los pozos
3 La falta de una inyeccioacuten constante de agua que proporcione una fuerza
de empuje al trazador puesto que como se refleja en los reportes
(Anexo) la inyeccioacuten fue muy irregular sobretodo en el primer mes
luego de la inyeccioacuten donde la inyeccioacuten debioacute haber sido constante
109
Esto muestra una falta de diligencia en este proyecto pues en total
hubieron 10 diacuteas que se dejoacute de inyectar el agua en el mes de enero de
2007
4 La posibilidad de que el trazador se haya canalizado hacia otro sector
del reservorio o incluso pudo haberse producido una infiltracioacuten del
mismo hacia las capas inferiores esto debido a la mala inyeccioacuten del
agua
5 Una mala operacioacuten al momento de la inyeccioacuten del trazador en el pozo
Auca-12 o quizaacutes un error al inyectarse eacuteste en un estrato equivocado
6 La maacutes favorable de todas las razones que el trazador auacuten se esteacute
desplazando longitudinalmente en el yacimiento sin ninguacuten
inconveniente y se produzca una aparicioacuten posterior en alguno de los
pozos lo cual reflejariacutea un simple retardo en la respuesta del tritio tal
como lo reflejoacute la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim seguacuten
el cual el trazador arriba en 600 diacuteas al pozo maacutes cercano (Auca-35)
para lo cual habriacutea que seguir esperando su respuesta
Las lecturas de concentracioacuten de actividad que corresponden a las
muestras tomadas en el agua de riacuteo (Anexo) manifiestan que el trazador
no se ha infiltrado hacia el riacuteo como se supuso cuando se presentoacute la
anoacutemala presencia de trazador en el agua de inyeccioacuten Esto permite
concluir que la razoacuten de dicha anomaliacutea se debe a la contaminacioacuten de los
frascos del muestreo
De las curvas de respuesta para el ensayo Argentina se puede concluir
que
1 El paso del trazador hacia los pozos productores es un indicador de que
existe la interconexioacuten entre los pozos
2 El tiempo de respuesta del trazador es menor para los pozos
productores que estaacuten maacutes cerca del inyector obviamente dependiendo
de las propiedades del reservorio pues esto no se cumple en todos los
proyectos
110
3 La cantidad de trazador recuperado estaacute en funcioacuten de la concentracioacuten
de actividad neta obtenida en cada muestra y del caudal de produccioacuten
de agua del pozo
4 El reparto de agua inyectada entre los pozos productores es similar a la
distribucioacuten de trazador en cada uno de ellos
5 La recuperacioacuten total de trazador oscila entre el 30 y el 80 debido a
que hay una parte de tritio que se desplaza hacia puntos maacutes lejanos
del reservorio
El programa de simulacioacuten PORO TracerSim permite concluir que
1 Se prolonga auacuten maacutes el tiempo de respuesta del trazador en cada uno
de los pozos productores lo que significa que el proyecto de Auca no
puede concluir como estaba previsto para el final de 2008 sino que
habraacute que continuar monitoreando los pozos hasta obtener un
resultado
2 Si la barrera ldquoXrdquo es realmente sellante entonces ayuda en gran manera
a los trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
puesto que direcciona todo el flujo hacia los pozos productores de
intereacutes Incluso la falla ldquoZrdquo que actuacutea como un liacutemite del flujo evitando
que se pierda el agua hacia otros sectores puede ser de ayuda Pero la
barrera ldquoYrdquo no ayuda en nada sino todo lo contrario porque incide
directamente en la interconexioacuten de los pozos productores que al igual
que el Auca-21 estaacuten ubicados al este de dicha falla
Personalmente la mejor de las opciones es el caso 5 de todos los
analizados
52 RECOMENDACIONES
Se recomienda
Realizar un estudio maacutes exhaustivo de las propiedades petrofiacutesicas y
estratigrafiacutea del yacimiento ya que muchos de los datos con los que se
trabajoacute para este Proyecto estaban desactualizados
111
Realizar siacutesmica 3D de alta resolucioacuten para mejorar el conocimiento del
campo y de sus regiones obteniendo asiacute un esquema de fallas completo
para cada formacioacuten que nos ayude en la interpretacioacuten estructural
Prolongar en dos antildeos o maacutes el seguimiento de este Proyecto de
aplicacioacuten de trazadores en Auca pues hasta ahora no se tiene ninguna
respuesta significativa ya que no se ha producido la aparicioacuten del trazador
Aplicar esta misma teacutecnica de inyeccioacuten de tritio utilizando otros pozos del
mismo campo o en otros campos pero esta vez definiendo una malla
cerrada y con distancias razonables (maacuteximo de 400 o 500 metros) para lo
cual se propone que se perforen pozos inyectores y no que se utilice
pozos productores obsoletos o que han dejado de producir para hacerlos
inyectores En definitiva buscar la excelencia al realizar este tipo de
trabajos para que se puedan obtener muy buenos resultados
Instruir a los ingenieros en reservorios en esta teacutecnica de inyeccioacuten de
trazadores puesto que tiene un gran futuro en su aplicacioacuten ya que
muchas empresas operadoras estaacuten entrando en la fase de Recuperacioacuten
Secundaria para lo cual necesitan recabar informacioacuten del desplazamiento
de fluidos en el reservorio
Tener un mayor cuidado a la hora de manejar los frascos usados para el
muestreo para asiacute prevenir una contaminacioacuten involuntaria que produzca
resultados anoacutemalos en las curvas de respuesta
Realizar un tratamiento por calentamiento y destilacioacuten con cada muestra
de agua para corregir la irregularidad de los valores considerados como
ldquofondordquo o ldquobackgroundrdquo
Perfeccionar el programa de simulacioacuten PORO TracerSim para que
considere otros paraacutemetros importantes y genere resultados maacutes oacuteptimos
112
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS
bull BABY P RIVADENEIRA M R BARRAGAacuteN Editores Cientiacuteficos (Oct
2004) La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo
bull CISNEROS LOACHAMIacuteN Pablo G (Abr 2006) Modelo geoloacutegico para
probar la interconexioacuten de pozos en el Campo Sacha Tesis de grado
(EPN)
bull COMISIOacuteN ECUATORIANA DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA Archivos Teacutecnicos del
Proyecto de aplicacioacuten de radiotrazadores en el Cam po Auca (2007)
bull DELGADO ORTEGA Byron A (Dic 2005) Anaacutelisis teacutecnico econoacutemico para
incrementar la produccioacuten mediante recuperacioacuten sec undaria por
inyeccioacuten de agua en el Campo Auca Sur Tesis de grado (EPN)
bull MAGGIO Guillermo E Noldor SRL Recuperacioacuten asistida de petroacuteleo
httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesrecsechtm
bull ORGANISMO INTERNACIONAL DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA ndash PROYECTO
ARCAL XLIII (Dic 2000) Aplicaciones industriales de radiotrazadores y
fuentes selladas de radiacioacuten
bull PEREYRA Boliacutevar Radioisoacutetopos y sus aplicaciones bioloacutegicas
httpwwwcinvestavmxcgseuprmanualcaldishtml
bull SOMARUGA Carlos Noldor SRL Estudio de transferencia entre pozos
petroliacuteferos httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesyacimientozxpdf
bull UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO Facultad de Ingenieriacutea Curso
Regional de Capacitacioacuten Mecaacutenica de fluidos en yacimientos de
petroacuteleo y gas Argentina (2000)
113
ANEXOS
114
ANEXO 1
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENA ldquoTrdquo
115
ANEXO 2
CANALIZACIONES EN EL RESERVORIO
116
CANALIZACIONES
Cuando se realizan trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua es
muy posible que dicha agua inyectada no realice de manera eficaz el
desplazamiento de petroacuteleo sino que prefiera trasladarse a traveacutes de alguacuten
conducto que posea una gran permeabilidad A este conducto se lo conoce como
canalizacioacuten
La siguiente figura muestra como el agua de inyeccioacuten prefiere fluir a lo largo de
la canalizacioacuten sin efectuar el barrido por las capas saturadas de petroacuteleo
Esto representa un grave problema para los proyectos de inyeccioacuten de agua
puesto que no se estaacute cumpliendo el objetivo primordial que es el empuje del
petroacuteleo hacia los pozos productores Sin embargo con el uso de un radiotrazador
se puede determinar la presencia de canalizaciones en el reservorio
La presencia de una canalizacioacuten ocasionariacutea la aparicioacuten inmediata del trazador
en el pozo productor hacia el cual se dirige la canalizacioacuten Esta es la razoacuten de la
alta frecuencia de muestreo al inicio del proyecto puesto que se habla de pocos
117
diacuteas (de acuerdo a la distancia de los pozos) para que aparezca el trazador en el
pozo
Las figuras siguientes muestran el flujo del trazador en presencia de una
canalizacioacuten y sin ella
Ademaacutes es muy sencillo distinguir entre la curva de respuesta del paso de
trazador en presencia de una canalizacioacuten (figura)
118
0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000000
0002
0004
0006
0008
0010
0012
0014re
cupe
raci
on fr
acci
nal d
iaria
de
traz
ador
dias despues de la inyeccion
iquestCOacuteMO CORREGIR UN PROBLEMA DE CANALIZACIOacuteN
La manera mecaacutenica de hacerlo consiste en aislar la zona donde estaacute localizada la
canalizacioacuten para lo cual se debe instalar un packer adicional que cumpla con
dicha funcioacuten (figura)
El otro meacutetodo es realizar una inyeccioacuten de poliacutemeros para lo cual
Trazador canalizado
Trazador sin canalizar
119
bull Se inyecta agua al reservorio la cual se va a canalizar a lo largo de las capas
maacutes permeables
bull Luego se inyecta el poliacutemero requerido el cual tapona las capas sentildealadas por
el agua de inyeccioacuten
bull Finalmente el agua se desliza por las zonas que no habiacutean sido barridas
120
121
ANEXO 3
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DE TRAZADOR HACIA LOS POZOS PRODUCTORES
Curvas de paso de Trazador para valores de dispersividad de 03 m2 diacutea
y 0003 m2 diacutea
122
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-35
AUCA arena T PP-35Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 71331E-05 03 62175 dia1703413861
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 1035 1071225Volumen 392536 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
000001
000002
000003
000004
000005
000006
000007
000008
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 03
123
0
000005
00001
000015
00002
000025
00003
000035
00004
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 0003
124
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO PRODUCTOR AU-21
AUCA arena T PP-21Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 18397E-05 03 241069 dia660462002
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2038 4153444Volumen 1521972 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000002
0000004
0000006
0000008
000001
0000012
0000014
0000016
0000018
000002
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 03
125
0
000002
000004
000006
000008
00001
000012
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 0003
126
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-19
AUCA arena T PP-19Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 86393E-06 03 513351 dia1406440635
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2974 8844676Volumen 3241010 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000001
0000002
0000003
0000004
0000005
0000006
0000007
0000008
0000009
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacutebic
o)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 03
127
0
0000005
000001
0000015
000002
0000025
000003
0000035
000004
0000045
000005
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 0003
128
ANEXO 4
DIAGRAMA DE LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA DEL CAMPO AUCA
130
1 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE RIO
IacuteTEM CANTID DESCRIPCIOacuteN
1 1 Sistema de alimentacioacuten de hipoclorito
2 1 Sistema de alimentacioacuten de poliacutemero
3 3 Filtros flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)
4 1 Soplador de aire
5 1 Bomba de retrolavado
6 1 Torre de desoxigenacioacuten
7 2 Bombas de vaciacuteo
8 1 Bombas de transferencia de desoxigenacioacuten
9 1 Sistema de alimentacioacuten de biocida orgaacutenico
10 1 Sistema de alimentacioacuten eliminador de oxigeno
11 1 Tanque almacenamiento agua de riacuteo 1500 BBL
12 1 Sistema de alimentacioacuten de inhibidor de escala
13 1 Sistema control para agua formacioacuten y agua riacuteo 1500 BBL
2 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIOacuteN
IacuteTEM CANTIDAD DESCRIPCIOacuteN
1 1 Tanque de almacenamiento de agua formacioacuten 5000 BBL 2 1 Sistema de Bombas alimentacioacuten de quiacutemicos para flotacioacuten 3 1 Unidad de flotacioacuten (Hidrocelda USF modelo H-20D) 4 1 Bomba de transferencia 5 1 Bomba de recirculacioacuten 1 (En Hidrocelda)
6 1 Bomba de recirculacioacuten 2 (Tanque de retrolavado - tanque de almacenamiento) de agua de formacioacuten 5000 BBL
7 1 Filtro caacutescara de nuez (Filtro Autoshell modelo AWS-96) 8 1 Bomba de retrolavado 9 1 Tanque almacenamiento de agua de retrolavado 220 BBL 10 1 Tanque almacenamiento de agua tratada 5000 BBL
131
ANEXOS 5
CAUDALES DE AGUA INYECTADA MENSUALES DESDE ENERO 2007 A MARZO 2008
132
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 2700 2 4032 3 5357 4 0 5 2735 6 0 7 2243 8 0 9 3702 10 0 11 3269 12 4579 13 912 14 3487 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 3694 21 3277 22 0 23 891 24 0 25 3724 26 0 27 3928 28 0 29 1496 30 0
31 4846
PROMEDIO 1770
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 5010 3 480 4 5004 5 2243 6 4005 7 5265 8 4513 9 4622 10 2963 11 5890 12 5435 13 2576 14 1857 15 3227 16 4082 17 5160 18 5138 19 5140 20 5137 21 5467 22 5237 23 5306 24 5138 25 4573 26 5180 27 1423
28 2368
PROMEDIO 4016
133
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ABRIL 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5101 2 3689 3 2966 4 3503 5 4111 6 1124 7 931 8 3450 9 949 10 4001 11 5082 12 3668 13 4054 14 1786 15 4490 16 5050 17 4160 18 5200 19 5152 20 1427 21 2279 22 5012 23 5175 24 585 25 4268 26 2420 27 5181 28 5050 29 844
30 0
PROMEDIO 3357
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5775 2 4439 3 625 4 2334 5 737 6 5369 7 5047 8 3085 9 1378 10 4695 11 4849 12 4363 13 4450 14 5172 15 0 16 3366 17 4575 18 3810 19 5003 20 1195 21 2118 22 5120 23 1232 24 2753 25 5161 26 5128 27 5105 28 5188 29 5008 30 2008
31 4966
PROMEDIO 3679
134
BARRILES INYECTADOS
POR DIA (AUCA-12)
MAYO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 6135 3 5166 4 4070 5 1382 6 0 7 2336 8 1410 9 2328 10 0 11 2721 12 5154 13 5193 14 5134 15 4560 16 3117 17 1808 18 1808 19 1101 20 2700 21 5216 22 5084 23 3299 24 5099 25 5085 26 0 27 1870 28 5120 29 5240 30 5150
31 5500
PROMEDIO 3316
135
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JUNIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 5142 5142 2 5103 5103 3 2784 2784 4 2850 2850 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 1757 1757 9 6422 6422 10 5345 5345 11 2832 2832 12 1281 1281 13 820 820 14 2252 2252 15 1053 1053 16 2978 2978 17 5117 5117 18 5094 5094 19 5907 5907 20 1885 1885 21 2275 2275 22 0 0 23 0 0 24 3096 3096 25 1977 1566 3543 26 2606 1566 4172 27 2164 2035 4199 28 3184 1936 5120 29 4035 1860 5895 30 0 5528 5528
PROMEDIO 3082 Sin tren de agua de formacioacuten
136
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JULIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 5157 5157 2 4553 0 4553 3 3638 1603 5241 4 1801 3335 5136 5 0 5089 5089 6 0 4854 4854 7 2451 1975 4426 8 2906 1986 4892 9 2269 2851 5120 10 735 4425 5160 11 3557 886 4443 12 2709 2391 5100 13 1050 4113 5163 14 2826 2099 4925 15 2484 1896 4380 16 336 1902 2238 17 1146 0 1146 18 5095 0 5095 19 4338 0 4338 20 2141 0 2141 21 1519 1365 2884 22 3116 710 3826 23 3959 0 3959 24 1202 2895 4097 25 1995 2102 4097 26 2226 1906 4132 27 2467 1624 4091 28 1854 1993 3847 29 2660 1218 3878 30 4110 0 4110 31 658 3358 4016
PROMEDIO 4243
137
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
AGOSTO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1367 2659 4026 2 1890 2230 4120 3 4197 0 4197 4 2127 2048 4175 5 2165 1105 3270 6 1684 1830 3514 7 1055 2147 3202 8 1900 2200 4100 9 1348 1475 2823 10 2596 0 2596 11 4080 0 4080 12 2322 1778 4100 13 2990 0 2990 14 4100 0 4100 15 4100 0 4100 16 1600 0 1600 17 810 0 810 18 2400 0 2400 19 3800 760 4560 20 3233 1887 5120 21 5120 0 5120 22 5110 0 5110 23 4890 0 4890 24 5088 0 5088 25 4876 0 4876 26 3598 1525 5123 27 2138 2872 5010 28 0 2756 2756 29 2769 2312 5081 30 4547 0 4547 31 658 3358 4016
PROMEDIO 3919
138
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
SEPTIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 1660 0 1660 2 3800 1675 5475 3 3481 2332 5813 4 290 3981 4271 5 0 3721 3721 6 1625 3216 4841 7 2725 2620 5345 8 1458 3792 5250 9 4400 1574 5974 10 0 1996 1996 11 5600 0 5600 12 2660 0 2660 13 5540 0 5540 14 2489 1983 4472 15 4132 533 4665 16 4199 0 4199 17 3578 1860 5438 18 4175 1477 5652 19 5528 0 5528 20 3443 2155 5598 21 837 4542 5379 22 1269 4173 5442 23 1727 3422 5149 24 1714 3694 5408 25 3916 1687 5603 26 1101 4419 5520 27 3662 1875 5537 28 2010 3045 5055 29 4197 440 4637 30 0 2400 2400
PROMEDIO 4794
139
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
OCTUBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 3481 3481 2 0 5730 5730 3 4446 1264 5710 4 1767 3356 5123 5 1981 3375 5356 6 1675 3726 5401 7 1523 3926 5449 8 0 4051 4051 9 2283 3007 5290 10 494 4598 5092 11 1151 2867 4018 12 0 5066 5066 13 957 3629 4586 14 1899 3206 5105 15 0 5177 5177 16 4540 293 4833 17 4920 0 4920 18 5180 0 5180 19 3616 1574 5190 20 1797 3303 5100 21 1484 3646 5130 22 4302 818 5120 23 504 4606 5110 24 2312 2838 5150 25 1224 3698 4922 26 949 3925 4874 27 1497 3666 5163 28 875 4260 5135 29 1117 3955 5072 30 3698 1300 4998 31 0 3358 3358
PROMEDIO 4964
140
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
NOVIEMBRE 2007
DIA AGUA DE
RIO AGUA DE FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 4476 690 5166 2 1489 3554 5043 3 1478 3530 5008 4 1610 3534 5144 5 0 5110 5110 6 2989 2051 5040 7 2992 2474 5466 8 3869 1500 5369 9 2838 2178 5016 10 904 4133 5037 11 1741 3256 4997 12 1954 3064 5018 13 0 5110 5110 14 1607 3403 5010 15 3289 1778 5067 16 2273 0 2273 17 0 0 0 18 2566 0 2566 19 3231 0 3231 20 5073 0 5073 21 5160 0 5160 22 2863 2102 4965 23 2957 2220 5177 24 2562 2546 5108 25 2780 2203 4983 26 0 0 0 27 0 0 0 28 0 0 0 29 0 0 0 30 0 0 0
PROMEDIO 3838
141
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
DICIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 2820 2820 2 2100 3000 5100 3 4107 1020 5127 4 927 4173 5100 5 1755 3420 5175 6 1695 3489 5184 7 2966 2168 5134 8 2460 2633 5093 9 0 5090 5090 10 1799 3313 5112 11 2878 2243 5121 12 2012 3166 5178 13 2251 2742 4993 14 2035 3092 5127 15 3476 1744 5220 16 2126 2920 5046 17 1420 3597 5017 18 0 5168 5168 19 3110 1689 4799 20 1463 3740 5203 21 1241 3909 5150 22 0 5115 5115 23 0 4287 4287 24 2254 2784 5038 25 3620 1434 5054 26 1166 2540 3706 27 3440 1658 5098 28 157 4891 5048 29 423 4761 5184 30 1665 3474 5139 31 1821 3339 5160
PROMEDIO 4961
142
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 2398 2050 4448 2 933 4193 5126 3 2106 2953 5059 4 1460 3650 5110 5 3581 0 3581 6 2034 0 2034 7 5200 0 5200 8 1234 3876 5110 9 1690 3451 5141 10 3134 2008 5142 11 991 3315 4306 12 1661 3439 5100 13 3250 1874 5124 14 1832 3268 5100 15 558 3401 3959 16 2394 2396 4790 17 5250 786 6036 18 4473 698 5171 19 5163 0 5163 20 5120 0 5120 21 2168 2962 5130 22 2320 2639 4959 23 2035 2961 4996 24 3100 1894 4994 25 2912 2256 5168 26 3510 1533 5043 27 1288 3665 4953 28 2619 2475 5094 29 2635 2490 5125 30 1318 3843 5161 31 1434 3666 5100
PROMEDIO 4888
143
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1873 3215 5088 2 729 4083 4812 3 1764 3351 5115 4 2852 4413 7265 5 995 2694 3689 6 1276 3910 5186 7 2693 2447 5140 8 738 4269 5007 9 0 3777 3777 10 1318 3686 5004 11 298 3660 3958 12 0 5143 5143 13 1151 3352 4503 14 2376 2680 5056 15 3337 1779 5116 16 1197 3843 5040 17 2728 2301 5029 18 561 4613 5174 19 4668 433 5101 20 2916 1909 4825 21 900 4300 5200 22 0 5150 5150 23 1000 4100 5100 24 2522 2668 5190 25 1590 3610 5200 26 897 4239 5136 27 216 3957 4173 28 772 4412 5184 29 1761 3207 4968
PROMEDIO 4977
144
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 885 4275 5160 2 1435 3701 5136 3 1995 3147 5142 4 613 4550 5163 5 1046 4111 5157 6 1083 4049 5132 7 1266 3830 5096 8 911 4283 5194 9 611 3729 4340 10 2301 2859 5160 11 1763 3352 5115 12 1718 3407 5125 13 250 4042 4292 14 3903 1197 5100 15 3399 1711 5110 16 550 4569 5119 17 2444 2706 5150 18 1751 3365 5116 19 583 4529 5112 20 805 4331 5136 21 703 4193 4896 22 1872 3264 5136 23 1788 3352 5140 24 681 4467 5148 25 1456 3680 5136 26 2073 2969 5042 27 1923 3017 4940 28 1371 3653 5024 29 3933 1163 5096 30 3438 0 3438 31 0 2752 2752
PROMEDIO 4929
RESUMEN DE LOS BARRILES DE AGUA INYECTADA EN EL PER IODO ENERO 2007 A MARZO 2008
MES BARRILES DE AGUA
INYECTADA (PROMEDIO)
NUMERO DE DIAS SIN INYECTAR
Enero 1770 14 Febrero 4016 1 Marzo 3679 1 Abril 3357 0 Mayo 3316 4 Junio 3082 5 Julio 4243 0
Agosto 3919 0 Septiembre 4794 0
Octubre 4964 0 Noviembre 3838 6 Diciembre 4961 0
Enero 4888 0 Febrero 4977 0 Marzo 4929 0
PROMEDIO 4049
146
ANEXO 6
CALENDARIO DE MUESTREO DE ENERO 2007 A MARZO 2008
147
CALENDARIO DE MUESTREO
ANtildeO 2007
ENEROL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
FEBREROL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28
MARZOL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30 31
ABRILL M M J V S D30 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
MAYOL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
JUNIOL M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29 30
JULIOL M M J V S D30 31 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
AGOSTOL M M J V S D
1 2 3 4 56 7 8 9 10 11 1213 14 15 16 17 18 1920 21 22 23 24 25 2627 28 29 30 31
SEPTIEMBREL M M J V S D
1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
OCTUBREL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
NOVIEMBREL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30
DICIEMBREL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
ANtildeO 2008
ENEROL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
FEBRERO L M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29
MARZOL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
148
ANEXO 7
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO EN CADA PUNTO DE MONITOREO Y
CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR Y TANQUE DE LAVADO
PROYECTO ldquoAUCArdquo
149
FECHA VIAL No dias LECT10012007 6 0 1295712012007 13 2 1220716012007 20 6 sin inyeccioacuten18012007 27 8 sin inyeccioacuten23012007 34 13 sin inyeccioacuten25012007 41 15 sin inyeccioacuten30012007 48 20 14701022007 55 22 7706022007 62 27 sin inyeccioacuten08022007 69 29 sin inyeccioacuten13022007 76 34 sin inyeccioacuten15022007 83 36 10720022007 90 41 022022007 97 43 13727022007 104 48 4701032007 111 50 4706032007 118 55 7708032007 125 57 1713032007 132 62 sin inyeccioacuten15032007 139 64 020032007 146 69 3622032007 153 71 0627032007 160 76 2629032007 167 78 4603042007 173 83 0605042007 178 85 2610042007 183 90 012042007 188 92 017042007 193 97 51619042007 198 99 024042007 204 104 9926042007 209 106 001052007 214 111 187703052007 219 113 104808052007 224 118 sin inyeccioacuten10052007 229 120 sin inyeccioacuten15052007 234 125 180817052007 239 127 sin inyeccioacuten22052007 244 132 241824052007 249 134 103829052007 254 139 25231052007 259 141 49205062007 264 146 37207062007 269 148 44212062007 274 153 24219062007 279 160 sin inyeccioacuten26062007 284 167 11203072007 289 174 72210072007 294 181 sin inyeccioacuten17072007 299 188 112
CAMPO AUCA
POZO 12
150
FECHA VIAL No dias LECT24072007 304 195 8231072007 309 202 7207082007 314 209 14214082007 319 216 13221082007 324 223 25628082007 329 230 6605092007 334 238 14118092007 339 251 2109102007 344 272 15123102007 349 286 8106112007 354 300 11120112007 359 314 21111122007 364 335 18208012008 369 363 5512022007 374 398 65
151
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
152
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
153
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
154
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
155
FECHA VIAL No dias LECT10012007 2 0 18551712012007 9 2 49603716012007 16 6 213718012007 23 8 66723012007 30 13 28725012007 37 15 65730012007 44 20 413701022007 51 22 492706022007 58 27 34708022007 65 29 8713022007 72 34 31715022007 79 36 35720022007 86 41 107722022007 93 43 53727022007 100 48 46701032007 107 50 27706032007 114 55 2708032007 121 57 19713032007 128 62 21315032007 135 64 20620032007 142 69 28622032007 149 71 3627032007 156 76 11629032007 163 78 14603042007 169 83 8605042007 174 85 14610042007 179 90 17612042007 184 92 24617042007 189 97 55619042007 194 99 48624042007 200 104 10826042007 205 106 0801052007 210 111 7803052007 215 113 10808052007 220 118 010052007 225 120 8815052007 230 125 7817052007 235 127 12822052007 240 132 22824052007 245 134 3829052007 250 139 45231052007 255 141 25205062007 260 146 49207062007 265 148 37212062007 270 153 44219062007 275 160 24226062007 280 167 30203072007 285 174 42210072007 290 181 17217072007 295 188 282
CAMPO AUCA
POZO 35
156
FECHA VIAL No dias LECT24072007 300 195 8231072007 305 202 23207082007 310 209 14214082007 315 216 17221082007 320 223 21628082007 325 230 18605092007 330 238 15118092007 335 251 23109102007 340 272 12123102007 345 286 15106112007 350 300 28120112007 355 314 18111122007 360 335 19208012008 365 363 012022007 370 398 1311032008 375 426 201
157
FECHA VIAL No dias LECT10012007 4 0 30374712012007 11 2 21379716012007 18 6 40718012007 25 8 26723012007 32 13 8725012007 39 15 17730012007 46 20 137701022007 53 22 170706022007 60 27 21708022007 67 29 34713022007 74 34 13715022007 81 36 18720022007 88 41 18722022007 95 43 13727022007 102 48 25701032007 109 50 26706032007 116 55 12708032007 123 57 19713032007 130 62 10315032007 137 64 3620032007 144 69 14622032007 151 71 22627032007 158 76 10629032007 165 78 2603042007 171 83 5605042007 176 85 17610042007 181 90 13612042007 186 92 4617042007 191 97 18619042007 196 99 16624042007 202 104 16926042007 207 106 5901052007 212 111 23803052007 217 113 14808052007 222 118 8810052007 227 120 4815052007 232 125 28817052007 237 127 28822052007 242 132 6824052007 247 134 5829052007 252 139 19231052007 257 141 25205062007 262 146 8207062007 267 148 28212062007 272 153 29219062007 277 160 24226062007 282 167 43203072007 287 174 34210072007 292 181 27217072007 297 188 252
CAMPO AUCA
POZO 21
158
FECHA VIAL No dias LECT24072007 302 195 22231072007 307 202 26207082007 312 209 17214082007 317 216 14221082007 322 223 31628082007 327 230 26605092007 332 238 14118092007 337 251 26109102007 342 272 023102007 347 286 8106112007 352 300 22120112007 357 314 28111122007 362 335 25208012008 367 363 1412022007 372 398 5511032008 377 426 191
159
FECHA VIAL No dias LECT10012007 5 0 856712012007 12 2 406716012007 19 6 2718012007 26 8 14723012007 33 13 30725012007 40 15 14730012007 47 20 13701022007 54 22 6706022007 61 27 14708022007 68 29 4713022007 75 34 16715022007 82 36 14720022007 89 41 6722022007 96 43 11727022007 103 48 14701032007 110 50 15706032007 117 55 11708032007 124 57 14713032007 131 62 2015032007 138 64 5620032007 145 69 1622032007 152 71 11627032007 159 76 6629032007 166 78 9603042007 172 83 11605042007 177 85 5610042007 182 90 26612042007 187 92 1617042007 192 97 21619042007 197 99 10624042007 203 104 7726042007 208 106 001052007 213 111 7803052007 218 113 5808052007 223 118 13810052007 228 120 0815052007 233 125 8817052007 238 127 20822052007 243 132 5824052007 248 134 9829052007 253 139 24231052007 258 141 18205062007 263 146 24207062007 268 148 15212062007 273 153 13219062007 278 160 14226062007 283 167 27203072007 288 174 43210072007 293 181 7217072007 298 188 192
CAMPO AUCA
TANQUE DE LAVADO
160
FECHA VIAL No dias LECT24072007 303 195 10231072007 308 202 19207082007 313 209 7214082007 318 216 30221082007 323 223 19628082007 328 230 10605092007 333 238 13118092007 338 251 14109102007 343 272 9123102007 348 286 21106112007 353 300 12120112007 358 314 8111122007 363 335 15208012008 368 363 10512022007 373 398 10511032008 378 426 91
161
DATOS DE CONTROL EXTRA (cpm)
Fecha Agua de formacioacuten Agua de riacuteo 31072007 231 162 07082007 386 166 28082007 256 456 05092007 221 141 09102007 81 181 23102007 81 11 11122007 52 72 08012008 83 66 12022007 91 115 11032008 147 36
162
ANEXO 8
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO Y CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR
Curvas de paso del trazador
Curvas de trazador recuperado
ENSAYO ARGENTINA
163
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 6795 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 320 BqLDesviacuteo del fondo 68 BqLLiacutemite 658 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 27 -518112003 3 376 000 21 -1123112003 8 512 000 30 -202122003 17 273 000 32 009122003 24 199 000 37 516122003 31 355 000 33 123122003 38 432 000 44 1203012004 49 456 000 31 -112012004 58 378 000 39 719012004 65 516 000 51 1927012004 73 279 000 44 1206022004 83 391 000 57 2514022004 91 545 000 61 2925022004 102 545 000 54 2202032004 108 631 000 62 3011032004 117 476 000 66 3420032004 126 555 000 61 29
Datos (BqL)
0350
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL)Respuesta
00
00
164
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 000 79 4707042004 144 482 001 94 6215042004 152 544 001 112 8022042004 159 636 002 197 16529042004 166 712 004 243 21103052004 170 834 006 291 25911052004 178 758 009 374 34220052004 187 637 013 461 42927052004 194 817 018 517 48505062004 203 757 023 329 29713062004 211 698 027 465 43320062004 218 532 030 693 66103072004 231 724 043 817 78516072004 244 869 061 936 90429072004 257 553 074 1070 103811082004 270 768 094 1139 110724082004 283 913 121 1368 133606092004 296 1132 161 1538 150619092004 309 1194 209 1811 177902102004 322 1082 258 1947 191515102004 335 1037 309 2105 207328102004 348 932 356 2042 201010112004 361 893 399 1922 189023112004 374 910 440 1798 176606122004 387 887 479 1734 170219122004 400 772 511 1687 165501012005 413 788 543 1644 161214012005 426 798 574 1567 153527012005 439 762 604 1608 157610022005 453 731 633 1376 134424022005 467 785 657 948 91616032005 487 777 683 871 83930032005 501 763 698 643 611
Datos (BqL)Respuesta
1441984904660
21211998187118071760171816391686
1576186620122183
939108011541396
306447684813
266352442500
6382169216
48
Conc de trazador (BqL)
165
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 746 707 312 28027042005 529 750 713 276 24418052005 550 766 718 113 8108062005 571 743 720 82 5029062005 592 772 720 61 2920072005 613 813 720 53 2110082005 634 826 720 58 26
RespuestaConc de trazador (BqL)
5500
303265
Datos (BqL)
0
88
166
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-119 Produccioacuten promedio 10279 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 397 BqLDesviacuteo del fondo 41 BqLLiacutemite 604 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 545 000 32 -818112003 3 631 000 37 -323112003 8 476 000 43 302122003 17 555 000 41 109122003 24 634 000 39 -116122003 31 482 000 40 023122003 38 544 000 46 603012004 49 636 000 49 912012004 58 712 000 55 1519012004 65 834 000 58 1827012004 73 758 000 52 1206022004 83 637 000 71 3114022004 91 817 001 89 4925022004 102 545 001 105 6502032004 108 631 002 235 19511032004 117 476 004 387 34720032004 126 555 008 456 416
66199354424
003250
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
167
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 012 517 47707042004 144 714 019 670 63015042004 152 931 028 749 70922042004 159 1025 039 881 84129042004 166 1067 051 991 95103052004 170 1170 060 1156 111611052004 178 985 077 1307 126720052004 187 932 099 1567 152727052004 194 964 120 1840 180005062004 203 1041 152 1937 189713062004 211 1057 184 2154 211420062004 218 532 199 2263 222303072004 231 724 239 2401 236116072004 244 869 290 2514 247429072004 257 553 325 2739 269911082004 270 768 377 2929 288924082004 283 913 443 3006 296606092004 296 1132 525 3029 298919092004 309 1194 610 2842 280202102004 322 1082 682 2615 257515102004 335 1037 744 2371 233128102004 348 1245 813 2183 214310112004 361 1167 876 2271 223123112004 374 1346 945 1966 192606122004 387 1275 1002 1703 166319122004 400 1369 1054 1428 138801012005 413 1568 1108 1392 135214012005 426 1731 1164 1278 123827012005 439 1647 1212 1134 109410022005 453 1452 1251 915 87524022005 467 1573 1284 716 67616032005 487 1582 1323 651 61130032005 501 1561 1346 503 463
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
500
1171939727659
1765147714411322
2455226123592041
3099312929392706
2447256928083012
1855195821842299
976114613031572
487644726862
168
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1672 1365 429 38927042005 529 1635 1382 375 33518052005 550 1647 1402 294 25408062005 571 1651 1413 119 7929062005 592 1568 1413 37 -320072005 613 1682 1413 0 -4010082005 634 1426 1413 0 -40
Datos (BqL)Respuesta
87000
421364277
Conc de trazador (BqL)
169
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 10353 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 849 BqLDesviacuteo del fondo 67 BqLLiacutemite 1185 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 482 000 78 -718112003 3 544 000 73 -1223112003 8 636 000 91 602122003 17 712 000 87 209122003 24 834 000 83 -216122003 31 758 000 89 423122003 38 637 000 93 803012004 49 817 000 97 1212012004 58 545 000 112 2719012004 65 631 000 104 1927012004 73 476 000 92 706022004 83 555 000 78 -714022004 91 634 000 85 025022004 102 714 000 93 802032004 108 931 000 107 2211032004 117 1025 000 113 2820032004 126 1067 000 117 32
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
170
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1170 000 121 3607042004 144 985 000 112 2715042004 152 932 001 137 5222042004 159 964 003 381 29629042004 166 1041 008 525 44003052004 170 1057 011 429 34411052004 178 532 014 576 49120052004 187 724 021 678 59327052004 194 869 028 852 76705062004 203 553 036 968 88313062004 211 768 047 1045 96020062004 218 913 059 1240 115503072004 231 1132 093 1427 134216072004 244 1194 137 1781 169629072004 257 1082 186 2063 197811082004 270 1037 234 1879 179424082004 283 1245 295 2319 223406092004 296 1167 362 2571 248619092004 309 1346 447 2716 263102102004 322 1275 530 2783 269815102004 335 1369 613 2281 219628102004 348 1568 682 1470 138510112004 361 1731 732 1012 92723112004 374 1647 759 487 40206122004 387 1452 782 938 85319122004 400 1423 807 648 56301012005 413 1396 821 360 27514012005 426 1384 832 461 37627012005 439 1315 849 724 63910022005 453 1293 863 266 18124022005 467 1256 868 149 6416032005 487 1274 877 403 31830032005 501 1278 884 141 56
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
61
68419469343
906599293402
23121461980426
2334260227592835
1391176120581870
790911992
1195
452353505610
37053303
171
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1265 884 97 1227042005 529 1282 885 177 9218052005 550 1165 885 114 2908062005 571 1243 885 81 -429062005 592 1231 885 69 -1620072005 613 1273 885 37 -4810082005 634 1183 885 51 -34
Datos (BqL)Respuesta
0000
01000
Conc de trazador (BqL)
172
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 14472 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 236 BqLDesviacuteo del fondo 136 BqLLiacutemite 914 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 724 000 7 -1718112003 3 869 000 11 -1323112003 8 553 000 9 -1502122003 17 768 000 36 1209122003 24 913 000 43 1916122003 31 1132 000 25 123122003 38 1194 000 34 1003012004 49 1082 000 57 3312012004 58 1037 000 83 5919012004 65 1245 000 79 5527012004 73 1167 000 64 4006022004 83 1346 000 21 -314022004 91 1275 000 37 1325022004 102 1369 000 47 2302032004 108 1568 000 84 6011032004 117 1731 000 86 6220032004 126 1647 002 192 168
000
172
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
173
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1452 007 254 23107042004 144 1423 015 450 42615042004 152 1396 025 524 50122042004 159 1384 035 624 60029042004 166 1315 046 733 71003052004 170 1293 051 406 38211052004 178 1256 058 361 33720052004 187 1274 070 829 80527052004 194 1278 091 1747 172305062004 203 1265 130 2035 201113062004 211 1346 171 2091 206720062004 218 1275 207 2244 222003072004 231 1369 282 2367 234316072004 244 1568 374 2504 248029072004 257 1731 480 2551 252711082004 270 1647 578 2369 234524082004 283 1452 659 2245 222106092004 296 1573 748 2415 239119092004 309 1582 846 2672 264802102004 322 1561 947 2679 265515102004 335 1672 1059 2783 275928102004 348 1635 1171 2811 278710112004 361 1647 1285 2837 281323112004 374 1651 1401 2872 284806122004 387 1568 1517 3119 309519122004 400 1734 1649 3075 305101012005 413 1821 1785 2955 293114012005 426 1761 1907 2618 259427012005 439 1785 2017 2376 235210022005 453 1811 2117 1735 171124022005 467 1773 2191 1432 140816032005 487 1794 2274 993 96930032005 501 1803 2312 617 593
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
641
2517183515141045
3286324531242770
2906294129743017
2320250327782791
2428257526302445
1776207521362296
728393347829
235436512615
174
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1735 2337 457 43327042005 529 1784 2352 205 18118052005 550 1656 2361 119 9508062005 571 1735 2376 348 32429062005 592 1625 2376 78 5420072005 613 1782 2376 83 5910082005 634 1659 2376 29 5
Datos (BqL)Conc de trazador (BqL)
354000
469197104
Respuesta
175
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 33 -1318112003 3 276 000 41 -523112003 8 262 000 38 -802122003 17 314 000 57 1109122003 24 332 000 55 916122003 31 296 000 46 023122003 38 355 000 53 703012004 49 328 000 18 -2912012004 58 355 000 60 1419012004 65 279 000 34 -1227012004 73 245 000 50 306022004 83 264 000 21 -2514022004 91 332 000 33 -1325022004 102 371 000 81 3502032004 108 545 000 17 -2911032004 117 476 000 86 3920032004 126 434 000 72 26
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
176
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 471 000 37 -907042004 144 493 000 51 515042004 152 542 000 68 2222042004 159 544 000 113 6729042004 166 531 001 92 4603052004 170 526 001 85 3911052004 178 567 001 121 7520052004 187 517 002 259 21327052004 194 544 004 316 27005062004 203 532 007 472 42613062004 211 576 012 693 64720062004 218 531 016 684 63803072004 231 538 023 461 41516072004 244 546 028 359 31329072004 257 553 031 273 22711082004 270 632 037 511 46524082004 283 641 043 358 31206092004 296 673 051 687 64119092004 309 717 069 1468 142202102004 322 728 098 1914 186815102004 335 738 136 2281 223528102004 348 722 175 2201 215510112004 361 758 216 2319 227323112004 374 714 256 2254 220806122004 387 739 296 2176 213019122004 400 788 339 2359 231301012005 413 798 381 1905 185914012005 426 762 416 1862 181627012005 439 731 450 2031 198510022005 453 785 488 1626 158024022005 467 777 519 1432 138616032005 487 763 551 801 75530032005 501 746 566 721 675
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
729
212416941489814
2261246019811939
2353227424032339
32667114911963
430325236485
278439668660
47077219
00069
177
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 750 577 458 41227042005 529 766 589 824 77818052005 550 743 610 617 57108062005 571 772 626 472 42629062005 592 763 637 369 32320072005 613 721 643 115 6910082005 634 758 643 72 26
Datos (BqL)Respuesta
465354760
446844621
Conc de trazador (BqL)
178
ANEXO 9
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA CADA UNO DE LOS CASOS SUPUESTOS
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
179
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-35 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
180
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-21 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
181
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-19 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
182
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO UNO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
183
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO DOS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
184
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO TRES
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CUATRO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
185
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CINCO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
186
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SEIS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
187
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SIETE
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
188
K-116
G-12K-124
K-119 K-117
K-113
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
189
ANEXO 10
EXPLICACIOacuteN DEL PROGRAMA PORO TracerSim 10
190
iquestCUAacuteL ES SU ESPACIO DE TRABAJO
PORO TracerSim permite el uso de un espacio de trabajo que es el campo en el
cual estaacuten ubicados los pozos y las fallas La determinacioacuten de este espacio es
simple soacutelo hay que ingresar las coordenadas que limitan el aacuterea de trabajo en
los cuadros de texto
El aacuterea de trabajo puede ser modificada faacutecilmente cuando se requiera hacerlo
Otra manera de modificar el espacio de trabajo es haciendo click en el siguiente
iacutecono
Con lo cual se despliega el siguiente cuadro de diaacutelogo donde usted puede
cambiar los valores del espacio de trabajo
Xmax Xmin
Ymax
Ymin
191
iquestCOacuteMO SE INGRESAN LOS POZOS DEL ARREGLO
Para insertar un pozo sea PRODUCTOR o INYECTOR debe hacer click en el
iacutecono correspondiente de la barra de elementos a la izquierda de la pantalla
192
Con esto aparece un cuadro de diaacutelogo donde debe ingresar los siguientes datos
bull El caudal del pozo (dependiendo si el pozo es PRODUCTOR o
INYECTOR)
bull Posicioacuten en X
bull Posicioacuten en Y
No es necesario ingresar las posiciones en X y Y con el teclado usted puede
hacer click con el mouse en cualquier lugar del espacio de trabajo o campo y
cambiaraacuten automaacuteticamente los valores en el cuadro de diaacutelogo Usted puede
seguir las coordenadas en las que se encuentra el puntero del mouse con el
indicador de posicioacuten
Una vez escritos los valores debe hacer click en aceptar y asiacute seraacute insertado el
elemento Ademaacutes aparece una imagen en el lugar que le corresponde dentro del
espacio de trabajo o campo la misma que permite diferenciar si el pozo es
PRODUCTOR o INYECTOR
PRODUCTOR
INYECTOR
Indicador de posicioacuten
193
iquestCOacuteMO SE ELIMINAN LOS POZOS INSERTADOS
Usted debe hacer click derecho en la imagen que corresponde al pozo que desea
borrar con lo cual aparece el siguiente menuacute que permite eliminar el pozo
seleccionado
iquestCOacuteMO ENMENDAR LOS POZOS INSERTADOS
Para modificar un pozo ya insertado solo debe hacer click en la imagen del pozo
para abrir el mismo cuadro con el que se insertaron los pozos Asiacute puede
modificar aquellos valores que quiera corregir y luego hacer click en Aceptar
iquestCOacuteMO INSERTAR MODIFICAR Y REMOVER LAS FALLAS
Usted debe hacer click en el botoacuten Fallas y apareceraacute el siguiente cuadro
Este cuadro muestra una lista de las fallas insertadas en el campo o espacio de
trabajo hacienda click en el botoacuten Nueva falla aparece el siguiente cuadro
194
Las fallas se insertan de manera similar a los pozos escribiendo las coordenadas
de dos puntos que definan la liacutenea de la falla en el cuadro anterior Para utilizar el
mouse en lugar de ingresar las coordenadas en el cuadro debe hacer click en la
Posicioacuten X del Punto 1 y luego hacer click en la posicioacuten del campo o espacio de
trabajo Asiacute se escribiraacute automaacuteticamente los valores de X y Y
Para insertar el Punto 2 debe hacer click en la Posicioacuten X del punto 2 y luego
hacer lo mismo que para el primer punto Se puede cambiar los valores las veces
que sean necesarias hasta encontrar la posicioacuten correcta de la falla En el campo
o espacio de trabajo aparece la siguiente imagen
Para eliminar una falla ya insertada debe hacer click en la falla correspondiente
de la lista de fallas y luego en el botoacuten Eliminar del mismo cuadro
Para modificar una falla ya existente debe hacer doble click en la falla
correspondiente de la lista de fallas o seleccionar con un click la falla y luego el
botoacuten Modificar con el que apareceraacute el mismo cuadro que se utilizoacute para insertar
las fallas Soacutelo debe modificar las coordenadas de X y Y de ambos puntos que
definen la liacutenea de falla Tambieacuten puede usar el mouse en la misma manera que
se usa para insertar una nueva falla
PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO Y GRAacuteFICO
Haciendo click en el siguiente iacutecono
Falla insertada
Imagen de la falla mientras estaacute siendo insertada
195
Apareceraacute el siguiente cuadro que permite la modificacioacuten del color de las liacuteneas
de flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria ademaacutes desde aquiacute se
pueden poner nuevos liacutemites para el espacio de trabajo
Paraacutemetros del problema Aquiacute se deben ingresar los valores de dispersividad
porosidad y espesor Ademaacutes la masa de trazador inyectado y el tiempo
demorado en la inyeccioacuten
Caacutelculo de las liacuteneas de flujo Se requieren los valores para definir el nuacutemero de
liacuteneas de flujo del problema el aacutengulo barrido por las mismas y la distancia entre
dos puntos sucesivos de la liacutenea Tambieacuten se requiere ingresar el tope o liacutemite de
los puntos
Tiempo de respuesta Aquiacute se ingresan los rangos de tiempo que seraacuten
expuestos en la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
Menuacute de Frecuencia Estos valores son requeridos por el programa de caacutelculo
El meacutetodo de caacutelculo trabaja en el dominio de la frecuencia por lo cual son
necesarios estos valores Al ponerlos adecuadamente se puede encontrar
mejores soluciones de acuerdo al problema que se resuelve
196
iquestCOacuteMO CALCULAR LAS CURVAS DE RECUPERACIOacuteN FRACCIONA L
DIARIA
Una vez que han sido insertados todos los elementos (pozos productores
inyectores y fallas) se debe seleccionar un pozo PRODUCTOR y un INYECTOR
Un borde rojo en el siacutembolo del pozo significa que el elemento ha sido
seleccionado
(Observe la diferencia entre el cuadrado y el ciacuterculo para distinguir la seleccioacuten
de un PRODUCTOR y de un INYECTOR)
Verificar que los paraacutemetros de caacutelculo sean los correctos y hacer click en el
botoacuten de Caacutelculo y graacutefico el cual muestra un cuadro de diaacutelogo que le
preguntaraacute si desea continuar o no Haga click en Siacute De esta manera el programa
empezaraacute a calcular las liacuteneas de flujo y las curvas de recuperacioacuten fraccional
diaria Una vez completado el proceso se mostraraacute la pestantildea de las liacuteneas de
flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria
En la pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria apareceraacute algo como
el siguiente dibujo
Pestantildea de las liacuteneas de flujo
Pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
197
Note que en la barra de herramientas aparecen dos iacuteconos que permiten imprimir
y copiar la imagen mostrada en la pantalla
NUEVO ABRIR GUARDAR GUARDAR COMO IMPRIMIR
PORO TracerSim permite la creacioacuten de nuevos documentos guardarlos e
imprimirlos en la misma manera que se hace con otros programas que utilizan el
mismo sistema operativo Los archivos con los que PORO TracerSim trabaja
tienen la extensioacuten PORO
VII
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES 25
1211 CONCLUSIOacuteN 26
CAPIacuteTULO DOS TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADOR ES EN EL YACIMIENTO 27
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES 27 211 CONCEPTO DE TRAZADOR 27
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES 27
22 TRAZADORES RADIACTIVOS 29 221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTRAZADORES 30
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO 30
223 EL TRITIO 31
2231 Medicioacuten de tritio 33
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 33
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE INTERCONEXIOacuteN DE POZOS 35
231 INYECCIOacuteN 36
232 MUESTREO 38
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS 39
234 RESPUESTA TEMPORAL 41
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal 42
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA 43
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS 46
2361 Modelos Simples 46
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR 48
CAPIacuteTULO TRES APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRA ZADORES EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS 50
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 50 311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE 50
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse 51
3112 Liacutemite de deteccioacuten 52
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una distancia determinada 53
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR 55
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN DEL TRAZADOR 56
VIII
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES 63 331 MUESTREO 63
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR 64
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD 65
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008 66
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO 72
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA 72
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZADA EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 73
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 76
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido 76
34 CURVAS DE RESPUESTA 78 341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA 78
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA 79
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo 80
3312 Correccioacuten por el background 81
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo 81
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA) 82 341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12 82
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES 83
3421 Encabezado 84
3422 Fondo Promedio 84
3423 Desviacuteo del fondo 85
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable 85
3425 Actividad Neta 86
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo 86
3427 Caudal Producido 86
3428 Actividad Recuperada de trazador 87
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA 89
3431 Pozo K-124 89
3432 Pozo K-119 90
3433 Pozo K-116 90
IX
3434 Pozo K-117 91
3435 Pozo K-113 92
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado 92
3437 Direcciones preferenciales de Flujo 93
CAPIacuteTULO CUATRO INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTEN IDOS A PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95 411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA 95
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS 96
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO 96
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO 98 431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES 99
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES 100 441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo 102
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo 102
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE 103
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo 104
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo104
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo 105
CAPIacuteTULO CINCO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 107
51 CONCLUSIONES 107
52 RECOMENDACIONES 110
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 112
ANEXOS 113
X
IacuteNDICE DE FIGURAS
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca 2
12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo 3
13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314 4
14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca 5
15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo 9
16 Estructura anticlinal 10
17 Falla Geoloacutegica 10
18 Porosidad efectiva no efectiva y total 13
19 Efecto del tamantildeo del grano sobre la permeabilidad
110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material
soacutelido y de las condiciones de su superficie
111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las
moleacuteculas de liacutequido
112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua
y mercurio en una superficie
113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de descenso del liacutequido
115 Drenaje e imbibicioacuten
116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los
canales porales de baja permeabilidad
120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el
diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que
permanecen atrapadas en los poros
122 Curvas de permeabilidad relativa
XI
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
21 Esquema de un experimento con trazador
22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
24 Esquema de desintegracioacuten de la partiacutecula de agua tritiada
25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de
inyeccioacuten
210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
212 Casos tiacutepicos de respuesta de pozos productores ante una
inyeccioacuten puntual de trazador
213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad
31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del
Campo Auca
32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
XII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
319 Muestra del pozo inyector Auca-12
320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin
adicionar demulsificante
322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de
demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una
cubeta
326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para
separar el crudo
327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo
sobrante en los sumideros
329 Muestra en el Tanque de lavado
330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su
correspondiente lectura
337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido
por cada pozo del ensayo Argentina
XIII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva
de paso del trazador del pozo K-119
341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos
productores del ensayo Argentina
343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo
Argentina
41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo
productor respecto del pozo inyector
42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador
PORO TracerSim
43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para
la simulacioacuten
44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de
simulacioacuten
45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 2
46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 3
47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 4
48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 5
49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 6
410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 7
XIV
RESUMEN DEL PROYECTO
El presente proyecto de titulacioacuten consiste en realizar un estudio de la teacutecnica de
radiotrazadores para analizar el comportamiento dinaacutemico que presenta el agua
de inyeccioacuten a traveacutes de un yacimiento en el que se planea implementar la
Recuperacioacuten Secundaria
El estudio comienza con la descripcioacuten geoloacutegica del yacimiento que proporciona
un conocimiento claro del reservorio con el que se estaacute trabajando y permite
conocer el arreglo que forman los pozos productores y el inyector Ademaacutes se
analizan brevemente los paraacutemetros que influyen en el desplazamiento del agua
de inyeccioacuten dentro del yacimiento y que intervienen por ende en la recuperacioacuten
de petroacuteleo
En el segundo capiacutetulo se presenta una breve descripcioacuten de los conceptos
baacutesicos de los trazadores y en especial se muestra de una manera maacutes amplia
todo el procedimiento efectuado al utilizar trazadores radiactivos asiacute como los
caacutelculos que se realizan en el mismo
El tercer capiacutetulo muestra los datos reales del seguimiento realizado al proyecto
que actualmente se lleva a cabo en el campo Auca Se explica claramente el
arreglo de pozos escogido los puntos de monitoreo el caacutelculo de la cantidad de
trazador a inyectarse y el procedimiento baacutesico de inyeccioacuten en el pozo Ademaacutes
se presentan los caudales del agua inyectada durante el tiempo transcurrido para
el proyecto real Tambieacuten se indica el plan de muestreo el procedimiento para
tomar las muestras de cada punto de monitoreo y separar el agua de las mismas
la preparacioacuten de cada muestra de agua para el anaacutelisis en el contador de
centelleo liacutequido el procedimiento baacutesico de operacioacuten del contador de centelleo
liacutequido Despueacutes se presentan las curvas de paso obtenidas hasta el momento
para cada punto de monitoreo y las conclusiones baacutesicas que se pueden deducir
de las mismas
A partir de estas conclusiones se observa que el proyecto real de campo ha
experimentado una serie de desavenencias siendo el principal problema que auacuten
XV
no ha aparecido el trazador en ninguno de los pozos lo cual es contradictorio con
el modelo matemaacutetico realizado
Se muestra las diferentes correcciones que se realizan a las curvas de respuesta
luego de las cuales se procede a analizar los porcentajes de trazador recuperado
en cada pozo para obtener las direcciones preferenciales de flujo En esta parte
del proyecto se presenta un ensayo ajeno al estudio del Campo Auca con el
objetivo de explicar el procedimiento subsiguiente a la obtencioacuten de las curvas de
paso del trazador La razoacuten de esta iniciativa es la demora en la culminacioacuten del
proyecto de Auca el cual se piensa prolongar en un antildeo o dos Este ensayo
explica el meacutetodo para determinar las direcciones preferenciales de flujo a partir
de la cantidad de trazador recuperado en cada pozo del arreglo
En el capiacutetulo cuatro se explica la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim
que es un simulador sencillo que modela las curvas de respuesta y permite
obtener de manera esquemaacutetica las liacuteneas de corriente trazadas por el agua de
inyeccioacuten desde el inyector hacia los pozos productores del proyecto Auca
El capiacutetulo cinco contempla las conclusiones y recomendaciones del Proyecto La
conclusioacuten general se refiere a la explicacioacuten de las posibles causas que se
atribuyen a la desaparicioacuten del trazador en el proyecto real de campo
XVI
PRESENTACIOacuteN
Los mecanismos naturales de produccioacuten y explotacioacuten conocidos como
produccioacuten primaria contribuyen a la extraccioacuten de alrededor del 25 del petroacuteleo
almacenado en el reservorio permaneciendo el 75 restante incluido en los
poros y fisuras de las rocas Como la mayoriacutea de los reservorios se encuentran en
zonas saturadas con gases diluidos los mencionados mecanismos naturales se
basan principalmente en la accioacuten del agua que desplaza el petroacuteleo hacia los
pozos productores y a la expansioacuten de los gases
Sin embargo todo reservorio llega a una etapa en la cual la produccioacuten de crudo
ya no se efectuacutea de manera espontaacutenea es decir no se puede extraer maacutes
petroacuteleo con la energiacutea propia del yacimiento Por lo cual es necesario
suministrar una energiacutea que proporcione un empuje al ldquobanco de petroacuteleordquo Este
proceso se conoce como Recuperacioacuten Secundaria y consiste en la inyeccioacuten de
agua a traveacutes de determinados pozos (inyectores) que obligue al desplazamiento
de petroacuteleo hacia el resto de pozos (productores)
La Recuperacioacuten secundaria o ldquoasistidardquo ha adquirido una importancia relevante
para incrementar la produccioacuten de crudo y se ha transformado en una praacutectica
corriente en la mayoriacutea de los yacimientos Por ello cualquier teacutecnica que permita
alcanzar un conocimiento maacutes acabado del comportamiento del fluido de inyeccioacuten
en cada arreglo tendraacute necesariamente un amplio campo de aplicacioacuten
Al respecto el empleo de trazadores brinda una informacioacuten de inestimable valor en
relacioacuten al comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y del petroacuteleo
recuperado en yacimientos que operan bajo asistencia hiacutedrica La informacioacuten que
surge de su aplicacioacuten no puede ser obtenida por medio de ninguna otra teacutecnica por
lo que constituyen la mejor opcioacuten cuando se trata de valorar fenoacutemenos tales como
la existencia de heterogeneidades en la roca reservorio comunicaciones verticales
entre estratos entre otros
XVII
Por esta razoacuten el presente proyecto estaacute encaminado a estudiar el uso de un
trazador radiactivo con el fin de obtener informacioacuten respecto del comportamiento
del agua de inyeccioacuten en un reservorio en el cual se preveacute realizar un proyecto de
recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
El estudio se realiza a partir del proyecto real que se lleva a cabo en el Campo Auca
con un arreglo de un pozo inyector y tres pozos productores los cuales describen
una malla abierta El trazador utilizado es una solucioacuten de agua tritiada de una
concentracioacuten de 28 Curios de tritio inyectada en la arena ldquoTrdquo en enero de 2007 A
lo cual sigue un plan de muestreo de cada pozo productor y la correspondiente
lectura de muestras a fin de obtener la concentracioacuten de actividad en cada una de
ellas Con la ayuda de un ensayo similar (cuyos datos provienen de un yacimiento
argentino) se explica los caacutelculos realizados para obtener las curvas de respuesta y
la recuperacioacuten de trazador en cada pozo y subsiguientemente se grafican las
liacuteneas de corriente trazadas por el agua de inyeccioacuten considerando las barreras
sellantes que contempla el mapa estructural del Campo Auca
En definitiva este proyecto detalla la aplicacioacuten de los radiotrazadores sus
fundamentos y procedimientos como una de las teacutecnicas maacutes empleadas para
recabar informacioacuten del comportamiento dinaacutemico de un fluido inyectado en el
yacimiento
CAPIacuteTULO 1
DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL
COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO
111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO
El Campo Auca estaacute ubicado en la cuenca oriental al nororiente de la Regioacuten
Amazoacutenica a unos 260 Km al este de Quito y aproximadamente 100 Km al Sur de
la frontera con Colombia Tiene una longitud aproximada de Norte a Sur de 23 Km
con una franja de territorio de aproximadamente 92 2Km (Figura 11)
Este campo fue descubierto con la perforacioacuten del pozo Auca 1 que se inicioacute el
16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970 alcanzando una
profundidad de 10578 pies Su produccioacuten fue de 3072 BPPD de los reservorios
Holliacuten (31ordm API) y ldquoTrdquo (27ordm API)
112 LA ESTRUCTURA AUCA
Es un anticlinal bastante simeacutetrico elongado en direccioacuten NNO-S de
aproximadamente 23 km de longitud que se ensancha en direccioacuten norte (figura
12) con muy poca alteracioacuten tectoacutenica al techo de la arenisca U principal Las
fallas observadas en las secciones siacutesmicas alcanzan solamente Holliacuten y Napo
Basal (figura 13)
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIO S
Los principales reservorios de la columna estratigraacutefica del Campo Auca (figura
14) son
Holliacuten Principal Es una arenisca masiva de cuarzo no pudieacutendose realizar una
descripcioacuten maacutes detallada por carecer de nuacutecleos
2
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca
3
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo
4
Holliacuten Superior Se trata de una arenisca cuarzosa de grano fino con contenido
alto a medio de glauconita e importante presencia de material carbonaacuteceo La
porosidad promedio es de 14
Arenisca ldquoTrdquo Consiste en una arenisca cuarzosa limpia de grano fino con
esporaacutedicas capas de arcilla Los poros en algunas muestras se encuentran
rellenas con illita y caolinita Su porosidad es del 12 en promedio Hacia arriba
(ldquoTrdquo Superior) se desarrolla una arenisca cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino en
partes con fuerte bioturbacioacuten
Arenisca ldquoUrdquo Arenisca cuarzosa limpia masiva Hacia el techo del cuerpo ldquoUrdquo
principal (el maacutes limpio y desarrollado ubicado en la parte inferior) se encuentran
limolitas en estratos delgados La arenisca ldquoUrdquo superior es una arenisca
cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino dispuesta en capas delgadas con importante
bioturbacioacuten En promedio presenta una porosidad del 13
Arenisca Tena Basal Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano
medio a grueso con un promedio de porosidad del 19
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314
5
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS
La arenisca Holliacuten se depositoacute en un ambiente fluvial evolucionando a un
ambiente platafoacutermico posiblemente estuarino con influencia mareal
Las areniscas ldquoTrdquo y ldquoUrdquo fueron depositadas luego de una importante regresioacuten
marina con un desplazamiento de la liacutenea de costa en direccioacuten Oeste a partir de
la cual y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con
ingresos fluviales afectados por mareas con facies menos desarrolladas de
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca
6
barras y litofacies de llanura lodosa y areniscas glauconiacuteticas de plataforma
marina somera
Al tiempo Tena Basal se describen rellenos de canal con clastos gruesos
conglomeraacuteticos a la base posiblemente de origen fluvial y en partes se observa
influencia mareal
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS
El crudo Holliacuten Inferior es de 27ordm- 30ordm el de Holliacuten Superior de 27ordm- 32ordm el de ldquoTrdquo y
ldquoUrdquo de 24ordm- 29ordm y el de Tena Basal de 20ordm- 22ordm
Una muestra de crudo Holliacuten dio un valor de 113 de azufre Dos muestras de
crudo ldquoTrdquo mostraron porcentajes de azufre de 117 y 138 dos muestras de
ldquoUrdquo de 157 y 216 y una muestra de crudo Tena Basal de 107
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo
El extremo norte del campo no se encuentra muy conectado con el resto del
reservorio sin embargo tiene un soporte de presioacuten dado por la presencia de un
acuiacutefero noroeste La falla entre AU-05 y AU-37 juega probablemente un papel de
barrera de permeabilidad
El grado de comunicacioacuten es muy bueno entre los pozos AU-10 AU-08 AU-31 y
AU-33 El pozo AU-10 que tiene un corte de agua de 55 se comunica con el
acuiacutefero del flanco oeste a traveacutes de la falla de direccioacuten norte-sur Los pozos AU-
09 y AU-29 parecen tener menos soporte de los acuiacuteferos y el pozo AU-29 estaacute
protegido del acuiacutefero Este por una falla sellante La ausencia de caracteriacutesticas
reservorio en los pozos AU-01 y AU-17 confirma que los pozos AU-09 y AU-29
son poco conectados
En la parte central del campo se observa el mantenimiento de la presioacuten desde
los flancos Este y Oeste El reacutegimen de presioacuten parece homogeacuteneo en el aacuterea con
la excepcioacuten del sector de los pozos AU-25 y AU-43 donde la presioacuten es menor
7
En la parte sur del campo no se tiene fallas principales Al sur el pozo AU-15
cuenta con un importante influjo de agua El acuiacutefero Oeste es maacutes deacutebil pero
tiene una comunicacioacuten con el aacuterea de produccioacuten a traveacutes de la falla de
orientacioacuten Norte-sur
Uacutenicamente el pozo AU-21 tiene un comportamiento particular con un alto corte
de agua pero un deacutebil soporte en presioacuten la ausencia de reservorio en AU-20
sugiere una barrera local entre AU-20 y AU-21 El Anexo 1 muestra el mapa
Estructural de la arena ldquoUrdquo
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo
El extremo norte del campo no es bien conectado con el resto del yacimiento
como lo reflejan las presiones iniciales de los pozos AU-04 y AU-40 con valores
de 2000 psia por arriba de la tendencia general El acuiacutefero asociado es deacutebil lo
que explica la importante caiacuteda de presioacuten que sigue el arranque de la
produccioacuten El frente de agua no llega al pozo AU-40 La ausencia de reservorio
en AU-05 puede jugar un papel de barrera de permeabilidad por degradacioacuten de
facies al Sur de eacutesta aacuterea
En el norte del campo los pozos AU-10 y AU-37 (con maacutes de 70 de agua) tienen
una comunicacioacuten con el acuiacutefero Oeste pero sin gran soporte de presioacuten La falla
Oeste de direccioacuten Norte Sur no es sellante Los pozos AU-10 AU-17 AU-19
AU-33 y AU-09 presentan la misma evolucioacuten de presioacuten y siguen la tendencia
general de presioacuten
En la parte central del campo se observa un soporte de presioacuten desde los flancos
Este y Oeste El pozo AU-18 con 3000 psia de presioacuten no estaacute bien conectado
con el aacuterea de produccioacuten principal que tiene 1500 psia en AU-11 al mismo
tiempo En el pozo AU-18 la declinacioacuten de presioacuten es maacutes raacutepida auacuten si estaacute
comunicado con el acuiacutefero localizado al Este como refleja su alto corte de agua
de 70 Una reduccioacuten de permeabilidad o transmisividad existe probablemente
entre los pozos AU-18 y AU-11
8
Tambieacuten el pozo AU-30 estaacute aislado con 3000 psia de presioacuten inicial respecto a
los 1300 psia de la tendencia principal Se supone una barrera de permeabilidad
entre los pozos AU-30 y los pozos AU-07 y AU-16
En el sur del campo el pozo AU-15 tiene un buen soporte de acuiacutefero sur En los
pozos AU-20 22 y 27 el corte de agua estaacute por debajo del 10 y los pozos AU-
13 14 y 15 tienen maacutes del 80 de agua Esto sugiere que la falla de direccioacuten
Norte Sur entre AU-27 y AU-15 es sellante
Los pozos AU-15 y AU-27 tienen la misma ubicacioacuten estructural y corte de agua
muy diferentes El pozo AU-03 ubicado entre AU-27 y AU-20 tiene 65 de corte
de agua mucho maacutes que estos pozos El Anexo 1 muestra el mapa Estructural de
la arena ldquoTrdquo
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUC A
1171 Arenisca ldquoUrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos
saturados de petroacuteleo que van de 4 a 50 pies la porosidad es de 9 a 21 y la
saturacioacuten inicial de agua estaacute en el rango de 13 a 49 su presioacuten inicial fue de
4141 psia y la presioacuten actual es 1450 psia La presioacuten al punto de burbuja es de
243 psia La saturacioacuten de agua actual es de 29 El mecanismo de produccioacuten
dominante es el empuje hidraacuteulico lateral no muy activo la produccioacuten acumulada
es de 3791 MM BN y el API estaacute en el orden de 18 a 22ordm
1172 Arenisca ldquoTrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados que
van de 1 a 80 pies concentrando los mejores espesores de pago entre 20 y 80
pies a lo largo del eje estructural de los pozos AU-26 hasta el AU-22 la porosidad
tiene un rango de 9 a 21 y las saturaciones de agua variacutean de 10 a 47 La
presioacuten inicial fue de 4213 psia y la actual es de 1585 psia La presioacuten de burbuja
es de 667 psia El mecanismo de produccioacuten dominante es el empuje hidraacuteulico
lateral no muy activo la produccioacuten acumulada es de 61942 MM BN con una
gravedad de 28ordm API
9
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO
DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
Como es sabido el agua de inyeccioacuten cumple la funcioacuten de empujar o desplazar
el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores a traveacutes del medio poroso
(Figura 15) Por tanto para entender el comportamiento dinaacutemico del agua
inyectada en el yacimiento es importante revisar las propiedades baacutesicas de la
roca y fluido que controlan el flujo de fluidos en dicho medio poroso ya que son
los paraacutemetros baacutesicos que influyen en su desplazamiento
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS
El reservorio es una acumulacioacuten de hidrocarburos en un medio poroso
permeable constituido por rocas sedimentarias En el momento del
descubrimiento esta acumulacioacuten de fluidos presenta valores de presioacuten y
temperatura de equilibrio en todo su volumen poral La presencia de un reservorio
implica la formacioacuten y migracioacuten de los hidrocarburos y su posterior acumulacioacuten
en una trampa geoloacutegica estructural-estratigraacutefica Un yacimiento o campo
petroliacutefero puede estar constituido por varios reservorios situados a diferentes
Figura 15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo
10
profundidades con distintas presiones y temperaturas Estos reservorios estaacuten
aislados a sus alrededores por rocas impermeables o tan poco permeables que
no permiten el paso de los fluidos Por eso se habla de ldquotrampa de hidrocarburosrdquo
Las trampas estructurales estaacuten limitadas por arriba mediante una roca
impermeable o ldquotechordquo El techo impide la migracioacuten del petroacuteleo y gas
La gran mayoriacutea de los reservorios estaacuten situados en trampas estructurales
selladas por rocas impermeables Estas se subdividen en anticlinales y fallas
Figura 16 Estructura anticlinal
Figura 17 Falla geoloacutegica
11
debido a la forma de los lechos sedimentarios y sus contactos con las rocas
impermeables como se muestra en las figuras 16 y 17 La estructura anticlinal
es el resultado de un pliegue de la roca que le dio origen La falla se produce
cuando el terreno se fractura ocasionando que los estratos que antes coincidiacutean
se separen
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO
La presioacuten del reservorio es la energiacutea disponible maacutes importante para la
explotacioacuten del mismo Esta presioacuten es la presioacuten de los fluidos confinados en los
poros de la roca-reservorio
En el proceso de recuperacioacuten primaria la produccioacuten de hidrocarburos se realiza
a expensas de la energiacutea natural del reservorio es decir sin inyectar masa ni
energiacutea Aquiacute el petroacuteleo se produce gracias a la expansioacuten de los fluidos y la
roca reservorio Los fluidos y la roca son capaces de expandirse ocupando el
lugar dejado por el petroacuteleo que se produce debido a su compresibilidad su
enorme volumen y la disminucioacuten de la presioacuten del reservorio a medida que
avanza la explotacioacuten
El caacutelculo del factor de recuperacioacuten en la recuperacioacuten primaria depende de
cuaacuteles son los mecanismos de drenaje imperantes Aunque en la mayoriacutea de
casos el petroacuteleo se produce por una combinacioacuten de estos mecanismos
En la recuperacioacuten secundaria el desplazamiento del agua de inyeccioacuten que
empujaraacute al banco de petroacuteleo depende directamente de la energiacutea con la que se
inyecta es decir de la presioacuten de inyeccioacuten Por tanto esta presioacuten determina
cuan efectivo seraacute el desplazamiento del petroacuteleo hacia el pozo productor pues
debe proporcionar la energiacutea necesaria para ocasionar el barrido sin detenerse
hasta lograr la produccioacuten del crudo Sin embargo el eacutexito de este mecanismo no
es inyectar a una presioacuten demasiado alta ya que se debe cuidar que el agua no
fracture la formacioacuten puesto que si la presioacuten de fracturamiento se excede el
agua fluiraacute a traveacutes de la fractura hacia el pozo de produccioacuten sin cumplir el
objetivo deseado
12
En definitiva la presioacuten de inyeccioacuten es de gran importancia al analizar el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten sin embargo existen muchos
paraacutemetros que tambieacuten deben tomarse en cuenta
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
Una roca sedimentaria constituye un reservorio de hidrocarburos comercialmente
explotable cuando presenta dos propiedades La primera es la capacidad para
acumular y almacenar fluidos definida como porosidad de la roca Esta es una
propiedad estaacutetica
Ademaacutes para poder extraer los fluidos almacenados en la roca debe ser posible
moverlos hacia los pozos productores bajo un pequentildeo gradiente de potencial La
segunda propiedad es entonces la capacidad para hacer mover (transferir) los
fluidos Se la define como permeabilidad de la roca y es una propiedad dinaacutemica
La porosidad requiere espacios vaciacuteos en la roca-reservorio La permeabilidad
necesita que dichos espacios vaciacuteos esteacuten interconectados
1231 Porosidad
La porosidad equivale a la fraccioacuten de vaciacuteos existentes en la unidad de volumen
de roca Puede ser medida en forma directa en el laboratorio utilizando una
muestra de roca denominada testigo corona (core sample) o indirectamente
mediante perfilaje de pozos (well logging)
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria La primaria se
debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio La secundaria se
debe a movimientos posteriores que desataron la presencia de fracturas
cavernas y otras discontinuidades en la matriz Estas discontinuidades no
aumentan mucho la porosidad pero siacute pueden influir grandemente en la
permeabilidad El incremento del flujo debido a la porosidad secundaria es de
gran intereacutes en la ingenieriacutea de reservorios
13
La porosidad tambieacuten puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos
interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados) La suma
de ambas constituye la porosidad total Figura 18
1232 Permeabilidad
La permeabilidad depende exclusivamente del medio poroso y es independiente
del fluido que lo inunda En un mismo reservorio pueden encontrarse diferentes
valores de permeabilidad desde 1 mD hasta 1 D
La geometriacutea de los poros de la roca determina el valor de la permeabilidad A su
vez dicha geometriacutea depende del tamantildeo y de la forma de los granos de la roca
y de la distribucioacuten del tamantildeo de granos
El tamantildeo de grano de la roca tiene una gran influencia en la permeabilidad
aunque su efecto es pequentildeo en la porosidad Dicho tamantildeo de grano estaacute
relacionado con la superficie mojada a menor tamantildeo de partiacutecula mayor
superficie de contacto soacutelido-fluido
Debido a la friccioacuten del fluido contra la superficie en el contacto soacutelido-fluido la
velocidad es nula y el esfuerzo de corte es maacuteximo Por eso se consume mayor
energiacutea (hay maacutes peacuterdidas por friccioacuten) para hacer pasar un fluido a traveacutes de un
lecho rocoso de grano fino que a traveacutes de un lecho de grano grueso (figura 19)
Figura 18 Porosidad efectiva no efectiva y total
14
En resumen la permeabilidad del medio poroso es de gran importancia al hablar
del desplazamiento del agua de inyeccioacuten puesto que el yacimiento debe permitir
que el banco de petroacuteleo (que es empujado por el agua) se movilice a lo largo de
eacuteste de la manera maacutes uniforme posible y es precisamente aquiacute donde interviene
la buena conectividad de los poros del medio que permitan esta movilidad
Ademaacutes es claro que el agua de inyeccioacuten optaraacute por desplazarse atravesando
aquellas zonas que presenten una mejor permeabilidad dentro de las cuales
pueden estar fracturas lo cual ocasionariacutea un desastre al no cumplirse el
objetivo Por esta razoacuten la permeabilidad y porosidad del la roca son
determinantes el comportamiento del agua de inyeccioacuten
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS
1241 Mojabilidad
Se define mojabilidad (o ldquohumectabilidadrdquo) como la capacidad de posee un liacutequido
para esparcirse sobre una superficie dada es una funcioacuten del tipo de fluido y de la
superficie soacutelida (figura 110) Un liacutequido moja a un soacutelido cuando la adhesioacuten del
liacutequido al soacutelido es mayor que la cohesioacuten de las partiacuteculas liacutequidas entre siacute (figura
110) El aacutengulo θ se denomina aacutengulo de contacto y sirve para cuantificar la
mojabilidad Cuando θ lt 90deg el fluido moja al soacutelido y se llama fluido mojante
Cuando θ gt 90deg el fluido se denomina fluido no mojante A siacute la mojabilidad tiene
soacutelo un significado relativo
Figura 19 Efecto del tamantildeo de grano sobre la permeabilidad
15
1242 Tensioacuten Superficial
Si sobre la superficie de un liacutequido se coloca con cuidado una aguja o laacutemina
delgada de metal eacutesta flota pese a ser maacutes pesada que el liacutequido Este
experimento demuestra la existencia de una aparente peliacutecula superficial
constituida por una o varias capas de moleacuteculas que actuacutean como una membrana
elaacutestica La aparente membrana se origina en la atraccioacuten que las moleacuteculas del
liacutequido ejercen entre siacute (figura 111) Asiacute en la superficie se crea una tensioacuten
denominada ldquotensioacuten superficialrdquo
Este concepto se extiende a la interfase entre dos fluidos donde se origina una
ldquotensioacuten interfacialrdquo La figura 112 muestra los efectos combinados de la
mojabilidad y la tensioacuten superficial
En un reservorio se encuentran hasta tres fases agua petroacuteleo y gas Soacutelo las
dos primeras pueden mojar la roca El gas es siempre no mojante Se considera
que la mayoriacutea de las rocas reservorio (arenas o calizas) son preferentemente
mojadas por agua (hidroacutefilas) Esta mojabilidad es natural considerando que las
rocas tienen un origen sedimentario y estuvieron depositadas originalmente en un
ambiente acuoso antes de que el petroacuteleo se formara y migrara hacia ellas
Figura 110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material soacutelido y de las condiciones de su superficie
16
Sin embargo numerosos estudios de laboratorio y observaciones del
comportamiento de reservorios permiten concluir que tambieacuten hay formaciones
preferentemente mojadas por petroacuteleo (oleoacutefilas) de mojabilidad intermedia y de
mojabilidad mixta
Esto uacuteltimo significa zonas mojadas por petroacuteleo y zonas mojadas por agua
dentro de un mismo reservorio
125 PRESIOacuteN CAPILAR
Otro ejemplo del efecto combinado de la mojabilidad y la tensioacuten interfacial es el
ascenso de un fluido mojante en un tubo capilar Si un tubo capilar se coloca en
Figura 111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las moleacuteculas de liacutequido
Figura 112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua y mercurio en una superficie
17
un recipiente con agua el agua es empujada hacia arriba por su mojabilidad y su
adhesioacuten al tubo de vidrio En cambio con el mercurio ocurre todo lo contrario
debido a su falta de mojabilidad y a su alta tensioacuten superficial (Figura 113)
El agua sube maacutes alto en tubos de menor diaacutemetro hasta que la fuerza de
ascenso es balanceada por el peso de la columna de agua Pero alliacute ocurre otro
efecto la fuerza de gravedad que empuja hacia abajo hace que la peliacutecula
superficial se curve
El petroacuteleo se comporta en forma similar pero su ascenso capilar es menor
(aunque sea maacutes liviano) porque su tensioacuten superficial es menor (figura 114)
De este modo la curvatura en la superficie de un liacutequido en un tubo capilar se
produce como resultado de una depresioacuten originada por el agua suspendida (que
la empuja hacia abajo) y la tensioacuten superficial (que resiste el descenso) La
presioacuten es menor en la parte convexa de abajo que en la parte coacutencava de arriba
Esta diferencia de presioacuten a traveacutes de la interfase es denominada presioacuten capilar
Los efectos combinados de la mojabilidad tamantildeo y forma de los poros y
tensiones superficiales e interfaciales producen las llamadas ldquofuerzas capilaresrdquo
en el reservorio las mismas que inciden en el barrido del petroacuteleo (por parte del
agua inyectada) ya que actuacutean como fuerzas retentivas del fluido De este modo
el agua inyectada proporciona una energiacutea que logre vencer dichas fuerzas por
Figura 113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
18
tanto las fuerzas capilares siacute intervienen en el comportamiento dinaacutemico del agua
de inyeccioacuten
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN
Se denomina drenaje al desplazamiento de un fluido mojante presente
originalmente en la muestra rocosa por un fluido no mojante La imbibicioacuten es el
desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante La figura 115
ilustra los procesos de drenaje e imbibicioacuten respectivamente
Cabe sentildealar que para introducir un fluido no mojante hay que vencer la presioacuten
capilar para lo cual se aplica una presioacuten de entrada que produzca el
desplazamiento En cambio el proceso de imbibicioacuten es espontaacuteneo pues la
presioacuten capilar introduce el fluido en la muestra
Dependiendo si la roca es oleoacutefila o hidroacutefila el desplazamiento del petroacuteleo por el
agua inyectada constituye un proceso de drenaje o imbibicioacuten respectivamente lo
cual significa que esto tambieacuten influye en el comportamiento dinaacutemico del agua de
inyeccioacuten De este modo si la roca es oleoacutefila el agua se desplazaraacute por los
canales porosos maacutes grandes empujando el petroacuteleo que pueda ya que el resto
de crudo se pegaraacute a los poros maacutes pequentildeos Pero si la roca es hidroacutefila el
Figura 114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de ascenso del liacutequido
19
Figura 115 Drenaje e imbibicioacuten
agua seraacute forzada a invadir los conductos maacutes estrechos desplazando al petroacuteleo
de los mismos y dejando gotas de crudo alojadas en los poros maacutes grandes
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
El movimiento del petroacuteleo hacia el pozo productor y su posterior extraccioacuten se
debe a dos procesos fiacutesicos que ocurren generalmente combinados
1 la expansioacuten de la roca el petroacuteleo el gas y el agua al disminuir la alta presioacuten
inicial del reservorio
2 el barrido del petroacuteleo hacia el pozo por las otras dos fases gas yo agua
20
Este segundo proceso puede ocurrir naturalmente durante la recuperacioacuten
primaria o artificialmente durante la recuperacioacuten secundaria Se lo cuantifica con
la eficiencia al desplazamiento (a nivel microscoacutepico) y con la eficiencia
volumeacutetrica de barrido (a nivel macroscoacutepico)
La eficiencia de desplazamiento se define como la fraccioacuten de petroacuteleo contactado
por las otras dos fases que es efectivamente movilizado por ellas
ED=Voluacutemen de petroacuteleo movilizado por gas yo aguavoluacutemen de petroacuteleo
contactado por gas yo agua
En los procesos de recuperacioacuten secundaria mediante la inyeccioacuten de agua o gas
se introduce el concepto de eficiencia volumeacutetrica Esta es una medida
tridimensional de la eficiencia del barrido Depende principalmente del esquema
de inyeccioacuten produccioacuten (o sea de la ubicacioacuten de los pozos inyectores y
productores) de la relacioacuten de movilidades entre la fase desplazante y
desplazada y tambieacuten de las heterogeneidades del reservorio Se la define como
la fraccioacuten del petroacuteleo ldquoin siturdquo que es contactado por el fluido inyectado
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo
La figura 116 es una representacioacuten de dos canales porosos en un reservorio
mojado por agua El agua connata tambieacuten denominada agua irreducible ocupa
una peliacutecula delgada adherida a los granos de la roca mientras que el petroacuteleo se
encuentra en el centro de los canales
La saturacioacuten de agua connata es mucho menor en las rocas reservorio mojadas
por petroacuteleo que en las mojadas por agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
21
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
Figura 116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
Figura 117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
22
Para un sistema con dos canales de distinto diaacutemetro (figura 119) el agua tiende
a penetrar por imbibicioacuten en el canal superior de menor permeabilidad gracias al
empuje adicional suministrado por la presioacuten capilar
En el canal inferior de mayor diaacutemetro el agua se mueve pegada a las paredes
de los granos mientras la saturacioacuten de petroacuteleo disminuye El petroacuteleo se ubica
como un filamento continuo a medida que su diaacutemetro decrece la tensioacuten
interfacial agua-petroacuteleo aumenta (figura 120)
Figura 118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
Figura 119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los canales porales de baja permeabilidad
23
El proceso continuacutea hasta que el filamento se quiebra formaacutendose gotas o
gloacutebulos de petroacuteleo (figura 121) Estas gotas adquieren formas
aproximadamente esfeacutericas debido a la alta tensioacuten interfacial y permanecen
atrapadas en los poros Para desentramparlas se necesitariacutea una diferencia de
presioacuten externa entre la parte de atraacutes y la de delante de la gota mayor que la
presioacuten capilar
Cabe sentildealar que el desplazamiento de petroacuteleo por gas o por agua deja
petroacuteleo sin barrer en el reservorio Su saturacioacuten se denomina saturacioacuten
residual de petroacuteleo En general la saturacioacuten residual de petroacuteleo al barrido por
Figura 120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
Figura 121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que permanecen atrapadas en los poros
24
gas es mucho mayor que al barrido por agua pues este uacuteltimo proceso de barrido
es maacutes eficiente
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS
Cuando en el reservorio fluyen dos o maacutes fluidos inmiscibles cada fluido interfiere
con el flujo de los otros Esta reduccioacuten en la posibilidad de desplazamiento se
cuantifica con el concepto de permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa de
cada uno de los fluidos inmiscibles
La permeabilidad efectiva es una medida de la conductancia del medio poroso
para cada fase fluida y debe ser determinada experimentalmente utilizando
muestras de roca y realizando ensayos de flujos bifaacutesicos ya sea agua-petroacuteleo o
gas-petroacuteleo Ademaacutes estaacute influenciada por varios factores la geometriacutea del
medio poroso la mojabilidad de la roca reservorio la distribucioacuten de los fluidos en
el medio poroso y la saturacioacuten de cada uno de los fluidos Para un determinado
sistema roca-fluidos es entonces funcioacuten exclusiva de la saturacioacuten y de la
direccioacuten del desplazamiento (drenaje o imbibicioacuten)
Del mismo modo que la permeabilidad absoluta la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad relativa son propiedades dinaacutemicas La permeabilidad absoluta por
definicioacuten se mide con un fluido que satura el 100 del espacio poral Es una
propiedad de la roca y no del fluido que se mueve a traveacutes de la misma
25
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES
La viscosidad del petroacuteleo es la mayor consideracioacuten para determinar el
comportamiento de la inyeccioacuten Si todos los otros factores son los mismos la
recuperacioacuten de petroacuteleo para un petroacuteleo ligero seraacute mayor que para un petroacuteleo
pesado La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relacioacuten de la
permeabilidad efectiva a la viscosidad La movilidad del petroacuteleo es calculada por
(Ec 11)
Donde es la permeabilidad efectiva al petroacuteleo que depende de la saturacioacuten
del fluido y es la viscosidad del petroacuteleo a condiciones de reservorio De igual
manera la movilidad para el agua es
(Ec 12)
La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petroacuteleo
es influenciado fuertemente por la relacioacuten de movilidad M definido como la
relacioacuten de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido
desplazado Esta relacioacuten es
(Ec 13)
El comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y en general la eficiencia de
barrido depende directamente de la relacioacuten de movilidad puesto que un M =1
significa que tanto el agua como el petroacuteleo encuentran la misma resistencia a
fluir dentro del reservorio Si M lt1 el petroacuteleo fluye mejor que el agua y por ende
es faacutecil para el agua desplazar al petroacuteleo lo cual resulta en un buen recobro de
petroacuteleo Pero si M gt1 el agua tendraacute el comportamiento de fluir maacutes que el
petroacuteleo sin desplazarlo eficazmente
Figura 122 Curvas de permeabilidad relativa
26
1211 CONCLUSIOacuteN
El comportamiento dinaacutemico del fluido de inyeccioacuten estaacute determinado por el efecto
combinado de varios paraacutemetros inherentes a las condiciones de reservorio y del
fluido mismo Las heterogeneidades del reservorio (presencia de fallas o capas
impermeables) influyen directamente en el desplazamiento del agua puesto que
eacutesta atravesaraacute aquellos conductos tortuosos que le permitan fluir con facilidad
Por esta razoacuten la magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son
consideraciones importantes Si la permeabilidad es muy baja no seraacute posible
inyectar agua a altas tasas en cambio capas con alta permeabilidad y que son
continuas entre el pozo inyector y productor causaraacuten temprana irrupcioacuten del
frente de agua en los pozos de produccioacuten y dejaraacuten de lado petroacuteleo en zonas de
baja permeabilidad
La presioacuten de inyeccioacuten constituye la energiacutea brindada al agua para que logre
empujar el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores de ahiacute que el alcance
longitudinal desplazado depende de esta fuerza
Las fuerzas capilares de la roca asiacute como su preferencia de humectabilidad
tambieacuten inciden directamente en la manera de comportarse del agua inyectada
De aquiacute se infiere que la recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua es maacutes
eficaz para el reservorio predominantemente hidroacutefilo puesto que el agua es
atraiacuteda hacia los poros maacutes estrechos y desplaza con facilidad el petroacuteleo
entrampado Todo esto estaacute iacutentimamente relacionado con las curvas de
permeabilidad relativa la saturacioacuten de los fluidos en la roca y a la vez con la
relacioacuten de movilidades Por tanto todos estos son los paraacutemetros fundamentales
que intervienen en el desplazamiento del agua de inyeccioacuten y por ende en el
barrido de petroacuteleo
27
CAPIacuteTULO 2
TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN
EL YACIMIENTO
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES
211 CONCEPTO DE TRAZADOR
El meacutetodo de trazadores es una teacutecnica para obtener informacioacuten de un sistema o
parte de un sistema mediante la observacioacuten del comportamiento de una
sustancia especiacutefica (el trazador) que ha sido agregada al proceso
Esto implica marcar con el trazador una fase o parte determinada del sistema
denominada material marcado hacieacutendola asiacute faacutecilmente identificable
A partir de esta afirmacioacuten es posible establecer un concepto de trazador
ldquoEl trazador es una sustancia especiacutefica que sirve para marcar o
hacer maacutes faacutecilmente identificable una fase especiacutefica o parte de
un sistema denominado material marcadordquo
En otras palabras el principio baacutesico del meacutetodo de los trazadores es marcar una
sustancia un objeto o una fase y despueacutes seguirlo a traveacutes del sistema o llevar a
cabo la determinacioacuten cuantitativa del mismo despueacutes que ha abandonado el
sistema
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES
En general un experimento con trazadores consiste en inyectar en un punto Pi
del sistema entre ti y ti + Dti cierta actividad Ai incorporada a un volumen Vi de
producto marcado y observar la aparicioacuten y concentracioacuten de la actividad en
funcioacuten del tiempo en un punto Po Esta situacioacuten se representa en la figura 21
En general para que un trazador pueda ser utilizado en un estudio de cualquier
iacutendole debe
bull Comportarse de la misma forma que el material sujeto a investigacioacuten
28
bull Ser faacutecilmente detectable en bajas concentraciones
bull La deteccioacuten debe ser inequiacutevoca
bull La inyeccioacuten deteccioacuten y muestreo debe realizarse sin introducir
perturbaciones en el sistema
Estos requerimientos lo satisfacen tres tipos de trazadores
bull los trazadores estables (colorantes o sales quiacutemicas)
bull los trazadores activables (compuestos estables que se transforman en
radiactivos por irradiacioacuten) y
bull los trazadores radiactivos
S I S T E M A
Entrada
Salida
Inyeccioacuten deltrazador
Trazador
Figura 21 Esquema de un experimento con trazador
Figura 22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
29
22 TRAZADORES RADIACTIVOS
Si se agrega un colorante al tanque de agua de una casa y se abre una canilla en
un extremo de la instalacioacuten se puede medir el tiempo que tarda en observarse su
aparicioacuten de esta manera se infiere el largo de la cantildeeriacutea y otros paraacutemetros El
colorante de esta manera se comportoacute como un trazador Si en lugar de un
colorante se hubiese agregado un radioisoacutetopo no soacutelo seriacutea posible realizar la
misma experiencia sino tambieacuten seguir la trayectoria dentro de la cantildeeriacutea desde
el exterior de la pared puesto que la radiacioacuten emitida puede atravesarla y ser
detectada con facilidad de este modo se tendriacutea un trazador radiactivo
En general los trazadores radiactivos o radiotrazadores son sustancias
radiactivas que incorporadas al sistema en estudio proporcionan informacioacuten
sobre su comportamiento la que se obtiene mediante la deteccioacuten y el anaacutelisis de
la radiacioacuten emitida Asiacute los radiotrazadores se usan eficientemente para
monitorear el curso de muchos procesos industriales sin interrumpir la produccioacuten
ya que se comportan como verdaderos ldquoespiacuteasrdquo introducieacutendose en un sistema
en forma praacutecticamente desapercibida (debido a su utilizacioacuten en pequentildeas
cantidades) brindando luego informacioacuten acerca del mismo a un observador
externo
Con la utilizacioacuten de los radiotrazadores se pueden determinar paraacutemetros de
transporte de material como por ejemplo flujos volumeacutetricos y maacutesicos
distribucioacuten de tiempos de residencia coeficientes de dispersioacuten ubicar o
cuantificar fugas y filtraciones y realizar balances de masa entre otras
aplicaciones
En la prospeccioacuten petroliacutefera se utilizan equipos que determinan el perfil de las
propiedades del terreno a grandes profundidades permitiendo inferir cuales son
las posibilidades existentes de que un medio geoloacutegico dado albergue petroacuteleo
En las mediciones de caudal de agua para la recuperacioacuten secundaria de
petroacuteleo se utilizan soluciones de iodo 131 con actividades menores de 1 TBq
diluidas en el agua de inyeccioacuten Se agrega agua tritiada (marcada con tritio) en
30
un pozo A lo largo de los meses se obtienen muestras de los pozos adyacentes
y midiendo el tritio por centelleo liacutequido se establece la conexioacuten entre los pozos
221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTR AZADORES
Las ventajas maacutes notables son
bull Alta sensibilidad de deteccioacuten
bull La gran diversificacioacuten de los radioisoacutetopos hace factible que casi siempre
se pueda encontrar al menos uno que sea el adecuado para la
investigacioacuten a realizar
bull Pueden ser utilizados para el marcaje fiacutesico o quiacutemico
bull Posibilidades de deteccioacuten ldquoin siturdquo sin necesidad de llevar a cabo el
muestreo
bull Independencia de su deteccioacuten de condiciones imperantes como la
temperatura presioacuten etc
bull En ocasiones es la uacutenica viacutea para diferenciar el comportamiento de un
elemento en diferentes fases o estados quiacutemicos
Las desventajas maacutes significativas son
bull La principal sin duda alguna la relacionada con la propia presencia de la
radiactividad y por los efectos y riesgos que conlleva su manipulacioacuten si no
se extreman los cuidados exigidos por las normas de seguridad y de
proteccioacuten radioloacutegica
bull Los efectos radiacionales que pueden introducir cambios en los sistemas
bioloacutegicos alterando los resultados de las experiencias
bull La formacioacuten de radiocoloides que pueden llevar a la adsorcioacuten y peacuterdidas
en ocasiones completas del radiotrazador
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO
Dada la gran diversidad de los isoacutetopos radiactivos (principalmente los artificiales)
siempre existe la posibilidad de que maacutes de un radioisoacutetopo satisfaga los
requerimientos de la investigacioacuten a realizar En estos casos los factores maacutes
importantes a tener en cuenta son
31
bull el periodo de semidesintegracioacuten
bull la actividad especiacutefica
bull tipo de radiacioacuten
bull la energiacutea de la radiacioacuten
bull el tipo de trazador (fiacutesico o quiacutemico)
El orden de estos factores no indica prioridad alguna y puede darse el caso de
que las restricciones de uno de eacutestos invaliden a los restantes y por tanto limite
el empleo del trazador previamente seleccionado
223 EL TRITIO
El hidroacutegeno natural estaacute constituido en un 99985 por un isoacutetopo (1H)
caracterizado por poseer un uacutenico protoacuten en su nuacutecleo mientras que la fraccioacuten
restante estaacute integrada por otro isoacutetopo (2H) llamado deuterio cuyo nuacutecleo posee
un protoacuten y un neutroacuten Ambos son estables
Por medio de ciertas reacciones nucleares es factible producir un tercer isoacutetopo
del hidroacutegeno (3H) conocido como tritio con un protoacuten y dos neutrones en su
nuacutecleo atoacutemico
En este caso el exceso de neutrones hace que dicho nuacutecleo sea inestable
(isoacutetopo radiactivo) y que entonces busque la estabilidad a traveacutes de la emisioacuten
de una partiacutecula beta para transformarse en un isoacutetopo del helio
El tritio (Hidroacutegeno-3) tiene un tiempo de vida media de 123 antildeos y es producido
naturalmente por la accioacuten de rayos coacutesmicos sobre gases atmosfeacutericos Tambieacuten
puede ser manufacturado artificialmente Es un gas incoloro e inodoro maacutes
liviano que el aire Estaacute presente en el aire y en el agua formando el compuesto
conocido como agua tritiada en todo el mundo y es habitualmente ingerido e
inspirado por todos Todos los seres humanos tenemos trazas de tritio asiacute como
32
otros isoacutetopos radiactivos que ocurren naturalmente Tambieacuten puede aparecer en
los reservorios de agua subterraacutenea gracias a la infiltracioacuten del agua de
precipitacioacuten
Las emisiones beta del tritio son de baja energiacutea no emitiendo ninguna otra
radiacioacuten primaria De hecho el tritio emite el nivel maacutes bajo de energiacutea por
radiacioacuten beta de todos los isoacutetopos (en la praacutectica implica que sus partiacuteculas beta
son faacutecilmente detenidas por finas capas de cualquier material soacutelido)
Figura 24 Esquema de desintegracioacuten de la moleacutecula de agua tritiada
Figura 23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
33
2231 Medicioacuten de tritio
La particularidad del tritio de ser un emisor beta puro de baja energiacutea hace que su
medicioacuten con alta eficiencia soacutelo sea posible en laboratorio mediante la teacutecnica
conocida como centelleo liacutequido
Las muestras de agua tritiada se limpian filtran y fraccionan en voluacutemenes del
orden de los 8 a 10 ml Luego se mezclan con una sustancia denominada coacutectel
centelleador que se caracteriza por la propiedad de emitir fotones luminosos
cuando las partiacuteculas beta provenientes de la desintegracioacuten del tritio
interaccionan con sus aacutetomos Los fotones son detectados por vaacutelvulas
denominadas fotomultiplicadores que entregan pulsos con amplitud proporcional a
la energiacutea de la partiacutecula y frecuencia proporcional a la actividad presente en la
muestra Estos pulsos son procesados y contados por la unidad electroacutenica
La respuesta es expresada en pulsos o cuentas por unidad de tiempo (cuentas
por minuto) o bien si se considera la eficiencia del sistema de medicioacuten
directamente en desintegraciones por unidad de tiempo (desintegraciones por
minuto)
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
Cuando se desea medir la actividad de un isoacutetopo emisor de partiacuteculas beta de
poca energiacutea puede utilizarse el principio de la excitacioacuten de los aacutetomos de un
cristal de yoduro de sodio cuando una partiacutecula pasa a traveacutes del mismo Asiacute es
como los cristales y sustancias fluorescentes asociados a un fototubo sensible a
la luz han permitido idear aparatos que permiten analizar una muestra de
radioisoacutetopos con gran eficiencia ya que cada vez que ocurre un centelleo de la
sustancia fluorescente (usualmente yoduro de sodio) el fototubo hace una sentildeal
eleacutectrica que una vez amplificada varias miles de veces es capaz de ser
registrada (figura 25) Estos aparatos se conocen como contadores de centelleo
Del mismo modo para determinar radiaciones beta de baja energiacutea como las del
tritio (3H) y las del 14C se emplean con excelentes resultados los llamados
contadores de centelleo liacutequido
34
En ellos el material fluorescente estaacute formado por ciertas moleacuteculas que se
disuelven en un solvente apropiado La muestra que contiene el material
radioactivo se sumerge en este liacutequido (coctel) centelleador y origina en eacutel
pequentildeos destellos luminosos que pueden ser reconocidos y contados mediante
un sistema apropiado que comprende fototubos y amplificadores de sentildeal como
se muestra en la figura 26
Figura 26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
Figura 25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
35
Figura 27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE
INTERCONEXIOacuteN DE POZOS
El empleo de trazadores radiactivos constituye la mejor teacutecnica para alcanzar un
conocimiento maacutes claro del comportamiento del fluido de inyeccioacuten en el
yacimiento y por ende su utilidad es muy amplia en los estudios de interconexioacuten
entre pozos
Un estudio de este tipo se inicia con la incorporacioacuten al pozo en forma conjunta con
el agua de inyeccioacuten de una solucioacuten acuosa en la que se encuentra el trazador
bajo una forma quiacutemica apropiada Posteriormente una planificada y ordenada
extraccioacuten de muestras en los pozos productores posibilita la generacioacuten de graacuteficos
representativos de las curvas de respuesta o funciones de transferencia
La adecuada interpretacioacuten de las funciones de transferencia inyector-productor
obtenida mediante trazadores ha permitido a los ingenieros de reservorio reunir
valiosa informacioacuten y tomar importantes decisiones tales como confirmar la
36
existencia de fallas geoloacutegicas modificar el trazado de algunas de esas fallas
redefinir fallas como sellantes o no sellantes encontrar direcciones preferenciales
de desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el aacutembito de todo el yacimiento
cerrar capas en algunos productores por presencia de canalizaciones desde el
inyector determinar conexiones verticales entre distintos estratos productores
reasignar productores a distintos inyectores (es decir reorganizar la composicioacuten
de los arreglos) modificar el caudal de inyeccioacuten en ciertos pozos evaluar la
eficiencia de recuperacioacuten secundaria confirmar o modificar anaacutelisis volumeacutetricos
previos y estimar la permeabilidad media de los distintos arreglos
En los estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos la seleccioacuten de tritio como
trazador es la uacutenica opcioacuten factible para llevar a cabo este trabajo
El tritio es un radioisoacutetopo emisor beta puro y constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten
a nivel mundial en razoacuten de las siguientes ventajas
Posibilidad de marcar grandes voluacutemenes del medio con una pequentildea masa de
trazador (propiedad comuacuten a cualquier radioisoacutetopo)
Ser un emisor beta puro de baja energiacutea lo que hace innecesario el empleo de
grandes blindajes y praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
Facilidad para ser medido con gran sensibilidad lo que permite su deteccioacuten en
concentraciones sumamente bajas
Comportamiento ideal por tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en
consecuencia formar parte de la moleacutecula de agua
231 INYECCIOacuteN
Se han propuesto y empleado diversas teacutecnicas destinadas a la incorporacioacuten del
trazador a la capa en estudio En todos los casos debe asegurarse que la inyeccioacuten
se efectuacutee en forma instantaacutenea condicioacuten que se cumple cuando el tiempo que
demora el trazador en ingresar es despreciable comparado con su tiempo de
traacutensito entre pozos
37
Este requerimiento se cumple faacutecilmente cuando se emplean radiotrazadores debido
a los pequentildeos voluacutemenes involucrados
El empleo de una bomba dosificadora es una de las posibles alternativas para lograr
una correcta inyeccioacuten cuando la presioacuten en la boca del pozo productor es superior
a la atmosfeacuterica La bomba se alimenta de un recipiente en el que se encuentra la
solucioacuten marcadora acoplaacutendose su salida al caudal principal de inyeccioacuten de agua
de formacioacuten Si la presioacuten en la boca del pozo productor es inferior a la atmosfeacuterica
la inyeccioacuten puede efectuarse en forma directa por medio de una pequentildea bomba
peristaacuteltica La figura 28 muestra los esquemas de ambas alternativas
Otra posibilidad consiste en tomar una derivacioacuten del caudal normal de inyeccioacuten y
hacerla pasar por el recipiente que almacena el trazador Accionando vaacutelvulas
adecuadamente dispuestas se logra arrastrar el fluido en forma efectiva Esta
alternativa que es tal vez la maacutes barata y eficaz ha sido aplicada exitosamente en
numerosos estudios La figura 29 presenta un esquema representativo de esta
teacutecnica de inyeccioacuten
Finalmente tambieacuten puede utilizarse alguna herramienta especial de inyeccioacuten que
permita cargar el trazador en superficie y luego ser llevada hasta el nivel de
inyeccioacuten para luego ser accionada en forma remota
Por supuesto que en todos casos la capa a estudiar debe encontrase aislada de
las restantes por medio de mandriles u otros elementos apropiados
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Pequentildea bomba
Pozo sin presioacuten
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Abierto
Bomba dosificadora
Pozo bajo presioacuten
Figura 28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
38
232 MUESTREO
El muestreo es una operacioacuten simple que normalmente la realiza el personal del
yacimiento sin ninguna dificultad Es importante rotular los frascos que almacenan
las muestras con alguacuten medio indeleble escribiendo sobre ellos una referencia
alfanumeacuterica faacutecilmente identificable Cada enviacuteo de muestras debe acompantildearse
de una planilla que indique el nuacutemero de pozo al que pertenece cada una de ellas y
la fecha de extraccioacuten Cuando se toma maacutes de una muestra diaria debe indicarse
tambieacuten la hora El volumen de la muestra dependeraacute del trazador utilizado y de la
teacutecnica de medicioacuten seleccionada
El plan de muestreo debe comprender una alta frecuencia de toma de muestras
durante los diacuteas inmediatamente posteriores a la inyeccioacuten para luego ir
disminuyendo el ritmo a medida que transcurre el tiempo Dos muestras diarias los
primeros dos o tres diacuteas una por diacutea la semana siguiente y asiacute sucesivamente hasta
llegar a una muestra semanal cuando hayan pasado algunos meses suele ser un
plan racional Muchas veces la respuesta del pozo suele aparecer en forma tardiacutea y
extenderse durante muchos meses y hasta antildeos En estos casos luego del primer
antildeo de muestreo una muestra mensual resulta suficiente
El motivo de la alta frecuencia inicial es la posibilidad de presencia de una
canalizacioacuten a traveacutes de la cual el trazador emerja en el pozo productor muy
raacutepidamente antes de haberse dispersado longitudinalmente produciendo en
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Abierto
Figura 29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de inyeccioacuten
39
respuesta corta pero de gran amplitud que soacutelo es posible reconstituir si se tiene un
nuacutemero suficiente de muestras La tabla 1 indica la frecuencia de muestreo
usualmente utilizada Ademaacutes debe recordarse que antes de la inyeccioacuten es
necesario extraer una muestra de cada productor para poder cuantificar el fondo
que corresponde a la concentracioacuten de tritio innata del reservorio
Tabla 1 FRECUENCIA DE MUESTREO
MES MUESTRAS POR CADA POZO PRODUCTOR
1Una antes de la inyeccioacuten Una muestra cada uno de los primeros
tres diacuteas posteriores a los de la inyeccioacuten Tres muestras semanales el resto del mes
2 Tres por semana
3 a 5 Dos por semana
6 a 8 Una por semana
9 a 11 Dos por mes
12+ Una por mes
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS
En caso de trabajar con trazadores radiactivos es sabido que la lectura entregada
por cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta
Para transformarla en actividad neta es necesario obviamente restar el fondo de
radiacioacuten natural el cual se obtiene a partir de la medicioacuten de la muestra extraiacuteda del
respectivo pozo antes de la inyeccioacuten Sin embargo si el trazador demora en
aparecer es decir si no se estaacute en presencia de una canalizacioacuten puede obtenerse
un valor maacutes representativo del fondo calculando la media aritmeacutetica de las
primeras mediciones teniendo en cuenta que cuantos maacutes puntos se tomen menor
seraacute su coeficiente de variacioacuten
Al respecto es bueno recordar que la desintegracioacuten radiactiva es un fenoacutemeno
estadiacutestico que responde a la distribucioacuten binomial y que puede ser aproximado por
las funciones de distribucioacuten de Poisson y de Gauss Aplicando esta uacuteltima puede
considerarse que la totalidad de los valores de una serie de mediciones estaacute
40
comprendida en un intervalo de cinco desviaciones estaacutendar centrado en el valor
medio Por lo tanto para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones las mismas deberiacutean diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo
Ese criterio se utiliza tambieacuten para determinar si una muestra de baja actividad es
realmente activa o si se estaacute midiendo un valor perteneciente a la banda de
fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural Es decir que una muestra contendriacutea
restos de trazador cuando se diferencie del fondo en maacutes de cinco desviaciones De
aquiacute se derivan los conceptos de liacutemite de deteccioacuten y de concentracioacuten miacutenima
detectable Si se desea trabajar cuantitativamente con los resultados de esas
mediciones es mejor adoptar un criterio maacutes seguro y definir la concentracioacuten
miacutenima medible como aquella cuya lectura de actividad se diferencia de la
correspondiente al fondo en diez o maacutes desviaciones estaacutendar
El liacutemite de deteccioacuten puede ser calculado mediante la siguiente expresioacuten
m
Fd Vte
NL
82=
(Ec 21)
Siendo
Ld Liacutemite de deteccioacuten (Bq L)
NF Nuacutemero de cuentas de fondo acumuladas durante un tiempo t
t Tiempo de medicioacuten (s)
e Eficiencia (cuentas desintegracioacuten)
Vm Volumen de la muestra (L)
Otra consecuencia de las variaciones estadiacutesticas es la dificultad de establecer
funciones de ajuste debido a la dispersioacuten de los datos originales A efectos de
suavizar algo las curvas de respuesta puede aplicarse a los valores de actividad o
concentracioacuten neta alguacuten procedimiento de alisado por ejemplo el reemplazo de
cada valor por el promedio de los tres o cuatro anteriores
Por uacuteltimo para poder comparar mediciones pertenecientes a muestras extraiacutedas en
distintos diacuteas se requiere corregir los resultados por decaimiento radiactivo Si bien
41
en el caso del tritio el periacuteodo es lo suficientemente largo como para que sean
innecesarias las correcciones cuando las diferencias son de algunos diacuteas en el
caso de que el muestreo se prolongue durante meses es conveniente efectuar esta
correccioacuten que implica una modificacioacuten en los datos de 046 mensual
234 RESPUESTA TEMPORAL
La respuesta temporal de cada pozo estaacute constituida por la representacioacuten graacutefica
de la concentracioacuten de actividad neta corregida por decaimiento en funcioacuten del
tiempo Tal como se dijo los datos originales pueden haber sido sometidos a un
procedimiento de alisado
Como consecuencia de esto resulta importante el trazado de la curva de actividad
total recuperada en funcioacuten del tiempo ya que ella permite determinar los factores de
reparto del trazador entre los distintos pozos
La curva de actividad recuperada se obtiene multiplicando los valores de ordenada
por el caudal del pozo productor e integrando la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo
numeacuterico tal como el de los trapecios o si se cuenta con un nuacutemero suficiente de
mediciones el de Simpson La aplicacioacuten de teacutecnicas maacutes complejas por lo general
no se justifica en razoacuten de la dispersioacuten estadiacutestica de los datos experimentales y de
las variaciones en los paraacutemetros de operacioacuten del arreglo
En la figura 210 se presenta un ejemplo real de las respuestas instantaacutenea y
acumulada de un pozo productor ante una inyeccioacuten de tritio
Respuesta del pozo Nordm 1
0
25000
50000
75000
100000
125000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
diacuteas
Con
cent
raci
oacuten
0
2000
4000
6000
8000
10000
Acu
mul
ada
Concentracioacuten de actividad Actividad recuperada
Figura 210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
42
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal
Como se dijo la informacioacuten maacutes importante a obtenerse de la representacioacuten de la
concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo es la funcioacuten de recuperacioacuten de
masa o actividad de trazador seguacuten se trabaje con trazadores quiacutemico o radiactivo
Esta nueva curva representa la cantidad de trazador recuperada en el pozo bajo
estudio en funcioacuten del tiempo
Para un instante dado ti la ordenada de la funcioacuten acumulativa estaacute dada por la
siguiente expresioacuten
int= it
i tdtCtqtA0
)()()( (Ec 22)
Siendo
A(ti) cantidad de trazador recuperada hasta ti (Kg o Bq)
Q(t) caudal de produccioacuten agua del pozo en funcioacuten del tiempo (m3 diacutea)
C(t) concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo (Kg m3 o Bq m3)
ti tiempo transcurrido desde la inyeccioacuten (diacuteas)
El caudal de produccioacuten de agua es un dato del que se dispone en el yacimiento
por lo general actualizado en forma mensual
De la curva de respuesta temporal puede extraerse faacutecilmente el tiempo de arribo
del trazador (conocido como breakthrough en ingleacutes) definido como el instante en el
que la concentracioacuten de trazador en el agua extraiacuteda del pozo productor supera el
liacutemite de deteccioacuten
Otro valor importante es el tiempo medio de residencia del agua de inyeccioacuten
definido en forma similar que para los estudios de procesos es decir como larelacioacuten
entre el volumen involucrado en el mismo (V) y el caudal que lo alimenta (Q)
(Ec 23)
A partir de los datos experimentales se obtiene de la siguiente manera
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
tdtC
tdtCtt (Ec 24)
Q
Vt =
43
Finalmente tambieacuten puede determinarse el tiempo final a partir del instante en el
que la respuesta cae por debajo del liacutemite de deteccioacuten Sin embargo el muestreo
suele ser interrumpido antes de que se alcance este punto y por ello se hace
necesario extrapolar la cola de la respuesta mediante una funcioacuten exponencial y a
partir de ella calcular el instante en que la respuesta finaliza
Conociendo la distancia entre los pozos inyector y productor y a partir de los tiempos
de arribo medio y final pueden obtenerse las velocidades maacutexima media y miacutenima
de desplazamiento del agua inyectada
La recuperacioacuten total de trazador en cada pozo se determina extrapolando a tiempo
infinito la respuesta acumulada tomando como base la aproximacioacuten exponencial
de la funcioacuten que representa la concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo
seguacuten se mencionoacute maacutes arriba El cociente entre la cantidad de trazador recuperada
en el pozo considerado y la inyectada representa la fraccioacuten de agua inyectada que
alcanza dicho pozo
La suma de estas fracciones deberiacutea de ser unitaria para todos los pozos de un
arreglo lo que implicariacutea una recuperacioacuten total del trazador inyectado y un perfecto
balance de masas Sin embargo la recuperacioacuten total suele oscilar entre el 30 y el
80 para el caso del tritio que es el trazador ideal para el agua debido a que el
mismo continuacutea su desplazamiento hacia puntos maacutes alejados del yacimiento y a
que en alguacuten momento su concentracioacuten cae bajo el liacutemite de deteccioacuten aunque
mantenga su presencia en miacutenimas concentraciones Para mejorar el balance de
masas y para obtener informacioacuten adicional es conveniente muestrear tambieacuten
pozos de segunda liacutenea
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA
Cuando se emplean trazadores para estudios de procesos industriales es comuacuten
representar la respuesta del sistema mediante un graacutefico que representa la
concentracioacuten del trazador de salida en funcioacuten del tiempo y calcular a partir de ella
el tiempo medio de residencia la varianza y otros paraacutemetros relacionados con la
respuesta temporal
44
Si bien la respuesta temporal tambieacuten es ampliamente utilizada cuando se trabaja
en estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos tal como se presentoacute en el punto
anterior adolece de algunos inconvenientes que limitan su utilidad En efecto
variaciones en el caudal de inyeccioacuten comunes en cualquier yacimiento producen
alteraciones en las curvas de respuesta Para evitar este inconveniente es una
alternativa interesante representar la concentracioacuten de salida en el productor en
funcioacuten del volumen inyectado acumulado siempre que se disponga de este dato
La funcioacuten asiacute obtenida seraacute insensible a las variaciones de caudal pero mantendraacute
la forma general de la respuesta temporal El volumen inyectado acumulado puede
calcularse a partir del caudal de inyeccioacuten En la figura 211 pueden observarse las
respuestas temporal y volumeacutetrica para un mismo pozo pudiendo comprobarse que
ambas son ideacutenticas formalmente
La respuesta volumeacutetrica en un pozo productor a un impulso de trazador en el pozo
inyector representa el volumen de poros barridos por el agua de inyeccioacuten en cada
instante El baricentro de la respuesta volumeacutetrica es una medida del volumen
medio de poros barrido para el arreglo considerado
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
VdVC
VdVCVV (Ec25)
La porcioacuten del volumen medio de poros barrido que afecta a un par inyector-
productor se obtiene multiplicando el valor anterior por la fraccioacuten de trazador
recuperada en el correspondiente productor
Respuesta temporal del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 100 200 300 400
tiempo (diacuteas)
Con
cent
raci
oacuten
Respuesta volumeacutetrica del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 10000 20000 30000 40000
volumen inyectado (m 3)
Con
cent
raci
oacuten
Figura 211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
45
La figura 212 muestra en forma cualitativa algunos casos tiacutepicos de respuesta de
pozos ante una inyeccioacuten puntual de trazador Ademaacutes se muestran valores propios
de los tiempos de residencia y de velocidad del agua e inyeccioacuten para cada uno de
los casos
En el primer caso se produce una canalizacioacuten al inicio del muestreo y luego se
observa el paso del trazador a traveacutes de otro estrato a partir de los 250 diacuteas maacutes o
menos El anexo 2 explica con maacutes claridad lo que sucede cuando se produce una
canalizacioacuten del agua de inyeccioacuten en el reservorio Cabe resaltar el alto valor de la
velocidad del agua que conlleva la canalizacioacuten de la misma
Figura 212 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
46
Para el segundo caso se observan dos curvas de paso del trazador la una a
continuacioacuten de la otra Esto muestra el arribo del trazador a traveacutes de dos patrones
de flujo el uno de alta dispersioacuten y el otro de baja dispersioacuten los cuales obedecen a
las propiedades intriacutensecas de dos estratos diferentes por los cuales se desplazoacute el
agua de inyeccioacuten
En el tercer caso se plantea el paso del trazador con una alteracioacuten en el flujo
causada por interferencia lo cual es muy comuacuten en el anaacutelisis de las curvas de
respuesta como se veraacute en el ensayo posterior
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS
Es importante intentar el ajuste de los datos experimentales por medio de
expresiones teoacutericas que respondan a un modelo matemaacutetico adecuado descriptivo
del arreglo bajo anaacutelisis Mediante la aplicacioacuten de estas funciones las curvas de
transferencia pueden descomponerse en varias respuestas elementales a partir de
las cuales pueden efectuarse caacutelculos comparativos tales como valores de
permeabilidad relativa entre diversos estratos
2361 Modelos Simples
Entre los modelos sencillos para ajuste de los valores experimentales algunas
funciones desarrolladas para interpretar el movimiento de trazadores en aguas
subterraacuteneas constituyen una buena alternativa He aquiacute un ejemplo
(Ec 26)
Siendo
C(xt) concentracioacuten del trazador en funcioacuten del tiempo y de la distancia
(Bq L)
TN tiempo normalizado calculado como el cociente entre el tiempo real y el
tiempo medio de residencia del trazador (adimensional)
D1 dispersividad intriacutenseca del medio (m2 diacutea)
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
47
v velocidad de desplazamiento (m diacutea)
x distancia desde el punto de inyeccioacuten (m)
La figura 213 muestra el comportamiento de la curva de paso del trazador respecto
a diferentes valores de dispersividad intriacutenseca Sin embargo se ha determinado
que los valores para D1 (m2 diacutea) referente a areniscas se estiman entre 03 y 0003
C u r v a n o r m a l i z a d a d e L e y e n d aA c t i v i d a d I n s t a n t a n e a
0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0 2 0 0
t t o
0 5
1
1 5
25
20 50 5
0 0 0 55
0 0 0 1
0 0 15
0 0 50 0 1
El factor CREF representa una concentracioacuten de referencia por lo general el cociente
entre la actividad inyectada y el volumen de agua marcada Para este caso este
volumen estaacute dado por la siguiente expresioacuten
V x h Sw= π φ2 (Ec 27)
Donde
h espesor de la capa inyectada (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
El ajuste se realiza seleccionando valores apropiados de D1 v x y del tiempo
medio de residencia Cuando la respuesta presenta varios picos esos paraacutemetros
deben establecerse para distintas curvas las que luego se suman afectadas por un
factor de peso para obtener la respuesta total del sistema Dicho factor puede
considerarse como una modificacioacuten del valor CREF para cada curva individual
Figura 213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
48
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR
Para un caacutelculo exacto de la actividad o masa a inyectar en un estudio de
interconexioacuten de pozos petroliacuteferos deberiacutea recurrirse a un modelo matemaacutetico que
permitiera simular la respuesta del arreglo tomando como base los paraacutemetros del
reservorio y luego considerando la sensibilidad de la teacutecnica de medicioacuten hiciera
posible determinar la actividad o masa necesaria para obtener una respuesta
representativa y con bajo error estadiacutestico
Por lo general los grupos que aplican trazadores no disponen de un modelo de estas
caracteriacutesticas y ademaacutes aunque contaran con eacutel deberiacutean plantear una serie de
suposiciones con respecto al comportamiento del arreglo las cuales no son faacuteciles
de establecer ldquoa priorirdquo especialmente si se tiene en cuenta que el estudio mediante
trazadores que estaacuten planificando se llevaraacute a cabo con el propoacutesito de lograr
informacioacuten acerca de la dinaacutemica de ese mismo arreglo
A efectos de tener una idea de al menos el orden de magnitud de la actividad
necesaria pueden hacerse algunas consideraciones En efecto a falta de mayor
informacioacuten puede suponerse que la concentracioacuten media de salida en el pozo
productor estaacute dada por el cociente entre la actividad inyectada y el volumen de
poros de un cilindro cuyo radio sea igual a la distancia entre pozos y cuya altura sea
el espesor de la capa Este volumen ya fue definido anteriormente (Ecuacioacuten 27)
por medio de la siguiente expresioacuten
wp ShxV φπ 2=
Siendo
h espesor de la capa inyectada (m)
x distancia entre pozos inyector y productor (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
La concentracioacuten media de salida deseada puede establecerse a partir del liacutemite de
deteccioacuten (Ld) del instrumental disponible el cual a su vez dependeraacute del fondo y del
49
tiempo de medicioacuten Si se elige una concentracioacuten igual a diez veces ese liacutemite la
actividad a inyectar estaraacute dada por la siguiente expresioacuten
pd VLA 100 = (Ec 28)
La experiencia acumulada luego de realizar un nuacutemero importante de operaciones
en reservorios de diversas caracteriacutesticas es una valiosa herramienta a la hora de
corregir los valores obtenidos a partir de los caacutelculos anteriores
50
CAPIacuteTULO 3
APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRAZADORES
EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS
Como se explicoacute anteriormente el estudio de interconexioacuten inicia con la
incorporacioacuten del radiotrazador al pozo conjuntamente con el agua de inyeccioacuten
Posteriormente en base a una planificada y ordenada frecuencia de muestreo se
procede a la recoleccioacuten de muestras en los pozos productores Ademaacutes para un
mejor control del paso del trazador se opta por tomar muestras en los pozos
inyectores y tanque de lavado
El proyecto se ejecutoacute inicialmente utilizando dos pozos inyectores en el campo
Auca para la arena ldquoTrdquo del yacimiento Napo Pozo inyector No 12 y el pozo
inyector No 41 sin embargo dos meses despueacutes el inyector Auca-41 sale de
operacioacuten debido a un problema de admisioacuten en la arena ldquoTrdquo quedando
uacutenicamente el inyector Auca-12 y sus respectivos productores
Asiacute en base a la distancia entre el pozo inyector y los productores se escogen los
pozos de monitoreo Los pozos de monitoreo para el inyector Auca-12 son el
Auca-19 Auca-21 y Auca-35 La figura 31 muestra las distancias entre pozos
para el arreglo PI-12 PP-19 PP-35 PP21
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE
El caacutelculo de la actividad de Tritio empleado en la inyeccioacuten se basoacute en los
paraacutemetros proporcionados por PETROPRODUCCCIOacuteN (principalmente
petrofiacutesicos) de varios pozos que producen de la arena ldquoTrdquo a partir de eacutestos se
determinoacute un promedio de porosidad espesor y saturacioacuten de agua con los
cuales se trabajoacute para dicho caacutelculo
Los principales criterios analizados para calcular la actividad a emplearse en la
investigacioacuten fueron los siguientes
51
a Determinacioacuten del volumen a marcarse
b Liacutemite de deteccioacuten
c Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse
El volumen de agua a marcar se estimoacute utilizando la ecuacioacuten 27
wp ShxV φπ 2=
Por ejemplo para el pozo PP-21 se tiene
x = Distancia media inyector - productor (2038 m)
h = Espesor de la capa productora (18 pies)
φ = Porosidad de la capa productora (16)
Figura 31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del Campo Auca
PP-AUCA 19
PP-AUCA 21
PP-AUCA 35
PI-AUCA 12
2974 m
1035 m
2038 m
52
wS = Saturacioacuten de agua (27)
Luego
= 2038 254
016027= 3`043937
Asiacute el volumen a marcarse para el pozo PP-21 fue de 3`043937 metros cuacutebicos
considerando un flujo radial al pozo inyector sin embargo debido a
caracteriacutesticas estructurales del campo y a la distribucioacuten de los pozos se puede
asumir que el flujo tiene una direccioacuten preferencial hacia el Este del inyector Auca-
12 La tabla 2 muestra los voluacutemenes a marcarse para cada uno de los pozos
productores
Tabla 2 VOLUacuteMEN A MARCARSE PARA CADA POZO PRODUCTO R
DISTANCIA AL POZO INYECTOR (PI-12) VOLUacuteMEN A MARCARS E
(metros) (metros cuacutebicos)
PP-35 1035 785069
PP-21 2038 3
ʹ
043937
PP-19 2974 4
ʹ
537402
En realidad este valor corresponde a 6
ʹ
482004 metros cuacutebicos sin embargo el ingeniero de trazadores de la CEEA tomoacute el 70 de dicho volumen debido a que consideroacute que la presencia de la falla occidental ocasionariacutea que el agua se desplace sin pasar por dicha barrera es decir marcando soacutelo los 4
ʹ
537402
POZO PRODUCTOR
3112 Liacutemite de deteccioacuten
Para este proyecto se utilizoacute un valor de 185 KBqm3 como liacutemite de deteccioacuten
de acuerdo a la concentracioacuten miacutenima detectable del equipo de medicioacuten
mostrado en la tabla 3
Como se explicoacute en el capiacutetulo dos la actividad a inyectarse tiene una
concentracioacuten aproximada a diez veces el liacutemite de deteccioacuten esto es 185 KBqmsup3
o 185000 Bqmsup3 este valor se multiplica por el volumen a marcarse que
corresponde al pozo maacutes lejano (Auca-19) cuyo valor es de 4`537402 metros
cuacutebicos
53
Actividad= 185000 Bqm3times4`537402 m3
Asiacute se obtiene una actividad de 8394 GBq (giga-bequerelios) que equivale a
2269 Ci (curios)
Tabla 3 CONCENTRACIOacuteN MIacuteNIMA DETECTABLE EN AGUA PARA LOS
RADIONUCLEIDOS MAacuteS COMUNMENTE USADOS COMO TRAZADORE S EN
HIDROLOGIacuteA
RADIONUCLIDE
(1) Direct measurement using a liquid scintillation detector(2) Liquid scintillation counting afterelectrolytic enrichment(3) Direct measurement using a NaI scintillation detector submerged in the water with saturation geometry(4) Measurement with NaI well-type scintillation detector afterprecipitation using from 10 liters of water(5) After concentration using activated charcoal as absorption material
DERIVED MAXIMUN CONCENTRATION (MBq )
ANNUAL LIMIT OF INTAKE (MBq year)
DERIVED TRIVIAL CONCENTRATION (MBq )
MINIMUN DETECTABLE CONCENTRATION (MBq )
50
62
746
148 (3) 15 (5)
100
125
1496
185 (1) 11 (2)
1
125 010 124
4
5
100 008
74 (3) 018 (4)
703 (3)148 (3) 037 (4)
129 (3)
60 1496 115 149
3m
3m
3m
( )lH3 Cr51 Br82 Tc99 I131 Au196
+Ag
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
Para obtener los datos de concentracioacuten de actividad (Ci) en funcioacuten del tiempo
(diacuteas) con los que se obtienen las curvas de paso de tritio por cada uno de los
pozos hay que realizar los siguientes caacutelculos
a Caacutelculo de la concentracioacuten referencial ( )
La concentracioacuten de referencia es por lo general el cociente entre la
actividad inyectada (valor asumido en la modelacioacuten matemaacutetica que se
54
encuentra por encima de los 2269 Ci) y el volumen de agua marcada que
corresponde a cada pozo
b Caacutelculo del tiempo de residencia ( TRESID)
Este tiempo es el cociente entre el volumen de agua marcada y el caudal de
inyeccioacuten (3iacute)
c Caacutelculo del tiempo normalizado (tN)
El tiempo normalizado es el cociente entre los diacuteas transcurridos despueacutes de
la inyeccioacuten (t) y el tiempo de residencia (tN) Es decir para cada valor de t
hay un valor de tN
Con los valores de y tN se calculan las concentraciones de actividad para
cada tiempo en un programa de Excel utilizando la expresioacuten del modelo
matemaacutetico simple
Para ello se seleccionan diferentes valores de D1vx (dispersividad intriacutenseca) los
cuales variacutean de acuerdo al tipo de roca presente en el yacimiento de anaacutelisis La
tabla 4 muestra el rango de valores de dispersividad para distintos tipos de roca
Tabla 4 VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSEC A
( )
arenas 0003 - 03
gravas 01 - 2
rocas fracturadas 1 - 200
TIPO DE ROCA
VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSECA
diacuteam2
xvD 1
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
55
El anexo 3 muestra las curvas de paso del tritio por cada pozo productor para dos
valores de dispersividad intriacutenseca de acuerdo a la modelacioacuten matemaacutetica
Para el valor de 03 se considera un flujo de mezcla completa lo cual quiere decir
que no se produce dispersioacuten longitudinal
Si se utiliza el valor de 0003 el flujo tiende a ser tipo pistoacuten pero el tiempo de
arribo del trazador se incrementa considerablemente como se observa en las
figuras del anexo antes mencionado
De este modo se calculoacute la cantidad de trazador a inyectarse que fue de 28
Curios de tritio la misma que puede ser detectable en el pozo maacutes lejano (Auca-
19) sin ninguacuten inconveniente
Cabe resaltar que maacutes allaacute de los caacutelculos realizados la experiencia adquirida en
el manejo de radiotrazadores es de gran ayuda para determinar la cantidad de
trazador a inyectarse en un yacimiento
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
La incorporacioacuten o inyeccioacuten del trazador se realizoacute el 11 de enero de 2007 en la
arena ldquoTrdquo de la formacioacuten Napo en el intervalo punzonado desde 9940 a 9976
pies Para esto se procedioacute a diluir los 200 ml (28 Ci) de tritio en un volumen de
un litro de agua con el fin de evitar peacuterdidas del trazador durante el proceso de
inyeccioacuten y para asegurar que la actividad llegue a la capa productora
Para la incorporacioacuten del trazador se procedioacute a destapar la vaacutelvula del toma
muestra luego se drenoacute la liacutenea hasta un nivel que permitioacute la incorporacioacuten del
trazador Una vez colocado el trazador en el cabezal se procedioacute al sellado de
eacuteste y se abrieron las vaacutelvulas a fin de que el trazador fuera arrastrado junto al
agua de inyeccioacuten La inyeccioacuten se realizoacute de un solo pulso (Inyeccioacuten
instantaacutenea)
56
Todo este proceso que dura alrededor de 30 minutos se realizoacute con operadores
de PETROPRODUCCIOacuteN La inyeccioacuten del trazador al PI-41 fue a las 1100 y al
PI-12 a las 1400
Luego de la inyeccioacuten los desechos radiactivos se guardaron en un recipiente
etiquetado los mismos que fueron llevados a un repositorio especial que se
encuentra en las instalaciones de la CEEA con el fin de cumplir con las normas
de seguridad radioloacutegica
Antes de la inyeccioacuten del trazador se tomaron muestras de fondo tanto del pozo
inyector PI-12 como de los productores PP-35 PP-19 PP-21 y del tanque de
lavado
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN
DEL TRAZADOR
Como se indicoacute anteriormente el buen desempentildeo de esta teacutecnica de trazadores
implica la inyeccioacuten de un caudal constante de agua en cada uno de los pozos
inyectores escogidos para este proyecto Esto se debe a que cuando el trazador
ha sido incorporado dentro del yacimiento necesita una fuerza de empuje
longitudinal a traveacutes de la arena a fin de que el trazador pueda aparecer en cada
pozo productor que se planifica muestrear Por tanto es el agua de inyeccioacuten la
que proporciona dicha fuerza de empuje
Figura 32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
57
Para la ejecucioacuten de este proyecto se convino en que la inyeccioacuten debe
mantenerse en un caudal de 4000 a 5000 bls de agua por diacutea en base al modelo
matemaacutetico realizado para la inyeccioacuten del trazador El anexo 4 muestra un
diagrama baacutesico de la Planta de inyeccioacuten de agua en el Campo Auca
Al inicio de la inyeccioacuten se utilizoacute agua del riacuteo lo cual presentoacute algunas
dificultades puesto que su utilizacioacuten depende de las condiciones climaacuteticas Asiacute
pues cuando llueve mucho se arrastra una gran cantidad de sedimentos los
cuales tapan el sistema de filtracioacuten de la estacioacuten Pero cuando no llueve el
nivel de agua para la succioacuten de las bombas es demasiado bajo por lo que el
bombeo podriacutea colapsar
Por lo cual en ambos casos hay que detener el bombeo lo que da como
resultado que la inyeccioacuten en los pozos de estudio sea muy irregular
Para los uacuteltimos diacuteas del mes de Junio de 2007 se empieza a utilizar el agua de
formacioacuten a maacutes del agua de riacuteo haciendo que la inyeccioacuten sea un poco maacutes
constante que en los meses anteriores
Desde la figura 33 a la 317 se muestran los caudales de inyeccioacuten diarios para
el Auca-12 empleados desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
Figura 33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
58
Figura 34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
Figura 35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
Figura 36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
59
Figura 38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
Figura 37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
Figura 39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
60
Figura 310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
Figura 311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
Figura 312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
61
Figura 313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
Figura 314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
Figura 315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
62
Al observar todas estas curvas mensuales de los voluacutemenes de agua de inyeccioacuten
se ratifica que en los seis primeros meses la inyeccioacuten fue muy irregular puesto
que se estaba utilizando uacutenicamente agua de riacuteo ademaacutes en ese tiempo se
estaban realizando pruebas de operacioacuten en la Planta de Inyeccioacuten de agua del
Auca debido a algunos ajustes que se hicieron en la misma
Para los nueve meses siguientes se observa que la inyeccioacuten es casi constante
en 5000 BPD
El anexo 5 muestra las tablas de los caudales diarios de inyeccioacuten desde enero
de 2007 hasta marzo de 2008 y el graacutefico que resume el promedio del volumen de
agua inyectada para cada mes Del cual se puede obtiene un promedio anual de
Figura 317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
Figura 316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
63
4049 bls de agua inyectada valor similar al utilizado en la modelacioacuten matemaacutetica
(4000 bls)
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES
331 MUESTREO
La recoleccioacuten de las muestras en los diferentes puntos de monitoreo se la
realizoacute basaacutendose en la frecuencia de muestreo planificada En vista de que los
pozos Auca-41 y Auca-33 salieron del proyecto quedaron a partir del mes de
abril de 2007 como puntos de muestreo los pozos Auca-12 (inyector) Auca-35
Auca-19 Auca-21 y el tanque de lavado
El tanque de lavado se toma como punto de muestreo debido a que podriacutea haber
presencia de trazador en el tanque proveniente de alguacuten otro pozo productor que
no sea parte de los puntos de monitoreo indicados En cuyo caso se detectariacutea
inmediatamente de que pozo se trata para poner especial atencioacuten en eacutel
Como se indicoacute anteriormente al inicio el plan de muestreo comprende una alta
frecuencia de toma de muestras para luego ir disminuyendo el ritmo conforme
transcurre el tiempo hasta llegar a una muestra mensual a partir del segundo
mes
En el anexo 6 se indica el calendario de muestreo para este proyecto asiacute desde
el mes de enero de 2007 a marzo de 2008 (mes en que se tomoacute la uacuteltima
muestra) se ha muestreado 65 veces que se distribuyen por meses del siguiente
modo (tabla 5)
Tabla 5 MUESTREOS REALIZADOS POR CADA MES
ANtildeO MES NUMERO DE MUESTREOS Enero 7 Febrero 8 Marzo 9 Abril 8 Mayo 10 Junio 5 Julio 5 Agosto 4 Septiembre 2
2007
Octubre 2
64
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR
Para tomar la muestra del pozo inyector soacutelo basta con acudir al cabezal del pozo
inyector Auca-12 (figura 318) y abrir la pequentildea vaacutelvula toma muestras que estaacute
alojada en la liacutenea de flujo del agua de inyeccioacuten (figura 319)
Noviembre 2
Diciembre 1 Enero 1 Febrero 1 2008
Marzo 1
Figura 318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
Figura 319 Muestra del pozo inyector Auca-12
65
La muestra tomada se rotula con ldquoPOZO INYECTOR 12rdquo y la fecha de muestreo
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD
Las muestras que corresponden a los pozos productores se toman en el manifold
de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca Sur para ello se utilizan recipientes de la
capacidad de un galoacuten puesto que de cada muestra de crudo hay que extraer el
agua que es lo que interesa en el anaacutelisis (figura 320)
Cabe resaltar que para poder realizar el anaacutelisis del agua de formacioacuten se
requieren 200 ml de agua de los cuales 100 ml se utilizan en el anaacutelisis y los
otros 100 ml se guardan en un archivo por si se quiere realizar otro anaacutelisis
posteriormente
Como es evidente la cantidad de agua de formacioacuten que se obtenga de una
muestra de crudo estaraacute en funcioacuten del BSW que corresponda a dicho pozo Esto
significa que si se tiene un BSW alto no se va a requerir tanto crudo para obtener
los 200 ml de agua pero si el BSW es bajo entonces se necesitaraacute un volumen
mayor de crudo para sacar los 200 ml de agua
En consecuencia al momento de tomar las primeras muestras la persona
encargada no conoce cuanto de crudo debe extraer para obtener los 200 ml de
agua razoacuten por la cual primero debe tomar una muestra pequentildea para
centrifugarla y observar cuanta agua de formacioacuten obtuvo Luego en base al
Figura 320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
66
volumen de agua obtenido y con una sencilla regla de tres puede conocer cuanto
crudo necesita para conseguir los 200 ml de agua Este procedimiento debe
realizarse pues es importante tratar de llevar al laboratorio de la CEEA los 200 ml
de agua para el anaacutelisis en el contador de centelleo Aquiacute un ejemplo praacutectico
sencillo
Se prepara una muestra de crudo para colocarla en la centriacutefuga dando como
resultado 4 ml de agua de formacioacuten y 96 ml de petroacuteleo Determinar cuaacutentos
galones de crudo se deberaacuten tomar de este pozo para obtener los 200 ml de agua
que se requieren
4 ml de agua 100 ml de crudo
200 ml de agua X
Luego do ml de cruX 50004
200100 =times=
Esto corresponde a 5 litros de crudo o 13 galones de crudo
En este caso con dos recipientes basta para obtener el agua requerida pero hay
casos en los que el BSW es muy bajo entonces se antildeaden unas gotas de
reactivo demulsificante para romper la emulsioacuten y que aumente el porcentaje de
agua Cabe sentildealar que este procedimiento de antildeadir demulsificante hay que
hacerlo de manera gradual puesto que no se trata de poner de golpe 10 o 15
gotas del reactivo En otras palabras se debe cuidar que la muestra de agua no
contenga demasiado demulsificante porque esto podriacutea afectar en el anaacutelisis de
laboratorio
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos
productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008
1 Se coloca una muestra de 100 ml de crudo (de cada uno de los pozos
productores) en un recipiente de vidrio agregar 100 ml de JP-1 y mezclar Se
deja reposar por 3 minutos para observar el volumen de la fase de agua (figura
321) La tabla 6 muestra los voluacutemenes de agua que se obtuvieron en este
paso
67
Tabla 6 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (SIN DEMUL SIFICANTE)
2 Se colocan 5 gotas de demulsificante para romper la emulsioacuten (figura 322)
Para los pozos PP-35 y PP-19 se consigue romper la emulsioacuten en su totalidad
lo que significa que ya no se puede extraer maacutes agua aunque se antildeada maacutes
reactivo (figura 323) La tabla 7 muestra los voluacutemenes de agua que se
obtuvieron en este paso
Tabla 7 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (CON 5 GOT AS DE
DEMULSIFICANTE)
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA SIN
DEMULSIFICANTE (ml)
005 25 02
Figura 321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin adicionar demulsificante
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA
CON 5 GOTAS DE DEMULSIFICANTE
(ml)
02 35 04
68
3 Se antildeaden 10 gotas de demulsificante en la muestra del PP-21 y se consigue
romper la emulsioacuten en su totalidad aumentando el volumen de agua a 55 ml
Se realizan los caacutelculos correspondientes para conocer cuantos galones de
crudo son necesarios para obtener los 200 ml de agua La tabla 8 muestra los
voluacutemenes de agua y los voluacutemenes de crudo que se obtuvieron en este paso
Figura 322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
Figura 323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
69
Tabla 8 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOMENTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML DE CRUDO Y VOLUacuteMENES
DE CRUDO NECESARIOS PARA OBTENER LOS 200 ML DE AGUA
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA POR CADA 100 ml DE
CRUDO (ml)
02 55 04
VOLUMEN NECESARIO DE CRUDO (galones)
2642 096 1321
4 Se tomaron 6 galones de crudo de los pozos PP-35 y PP-19 y 2 galones del
PP-21 (figura 324) puesto que seriacutea dificultoso manejar los 26 y 13 galones
que se necesita En todo caso se obtienen asiacute menos de los 200 ml de agua
para el anaacutelisis de laboratorio
Figura 324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
70
5 Se antildeaden unas 40 o 50 gotas de demulsificante en cada galoacuten de crudo y se
los coloca al reveacutes en una cubeta para que decante el agua (figura 325) Se
deja reposar hasta el otro diacutea para sacar el agua
6 Para sacar el agua que se encuentra en la parte inferior del galoacuten (que estaacute
boca abajo) se realiza una pequentildea abertura en la tapa y se deja fluir en un
vaso hasta que drene toda el agua (figura 326) Asiacute con todos los galones
con cuidado de no mezclar el agua de los tres pozos
7 Se coloca el volumen de agua de cada pozo en un recipiente para
centrifugarlo puesto que hay que retirar todas las impurezas de crudo
remanentes (figura 326)
8 Finalmente se extrae el agua con la ayuda de una jeringa (una por cada pozo
para prevenir la contaminacioacuten) como se muestra en la figura 327 y se la
Figura 325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una cubeta
Figura 326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para separar el crudo
71
deposita en cada frasco debidamente rotulado con el nombre del pozo y la
fecha Luego de extraer todas las muestras de agua necesarias se deposita el
crudo sobrante en los sumideros (figura 328)
Figura 327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
Figura 328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo sobrante en los sumideros
72
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO
Para tomar la muestra en el tanque de lavado basta con abrir una de las vaacutelvulas
que sale del colchoacuten de agua del mismo (figura 329) y depositar el agua en un
frasco rotulado ldquoTANQUE DE LAVADOrdquo y la fecha
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA
En los uacuteltimos cinco meses se ha tomado dos muestras en la Planta de inyeccioacuten
de agua la una del agua de riacuteo y la otra del agua de formacioacuten (figura 330) Maacutes
adelante se explica las razones de esta iniciativa
Figura 329 Muestra en el Tanque de lavado
Figura 330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
73
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZAD A EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
La preparacioacuten de las muestras se la realiza frasco por frasco siendo importante
recalcar que para cada muestra se utiliza una jeringa diferente con lo cual
evitamos la contaminacioacuten de las muestras entre siacute
1 Se filtra el agua del frasco con la ayuda de un embudo y papel filtro para
quitar toda impureza o residuos de crudo (figura 332)
2 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial de boro silicato con bajo contenido
de potasio como se muestra en la figura 333 (debe ser de bajo contenido de
potasio ya que asiacute evitamos que los isoacutetopos radiactivos que contiene el
potasio lleguen a influenciar en la lectura a realizarse en el contador de
Figura 331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
Figura 332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
74
centelleo liacutequido) Cada vial debe estar numerado de acuerdo a la secuencia
de lectura El resto de agua filtrada se la almacena en el mismo frasco y sirve
como respaldo para verificar en el futuro alguna medida
3 Sobre los 10 ml del agua se antildeade 10 ml de coctel centellador (ULTIMA GOLD
LLT) mediante un dispensador automaacutetico (figura 334) El coctel centellador
es una sustancia quiacutemica que reacciona con la radiacioacuten emitiendo fotones de
luz los mismos que seraacuten cuantificados con el contador de centelleo liacutequido
Figura 333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
75
4 Se tapa hermeacuteticamente y se agita el vial por un momento (figura 335) hasta
que se hayan homogeneizado los dos liacutequidos (agua filtrada y coctel
centellador)
5 Cada vial debe ser conservado en una caacutemara oscura de uno a cuatro diacuteas
antes de llevarlo al contador de centelleo liacutequido Esto es de mucha
importancia ya que la influencia de la luz en el vial podriacutea ocasionar una
lectura mayor a la correcta
6 Se introduce cada vial en el contador de centelleo liacutequido durante un tiempo
(generalmente 1 minuto) hasta medir el nuacutemero de cuentas Si el nuacutemero de
cuentas es un valor exagerado puede aumentarse el tiempo de medicioacuten del
vial en el contador de centelleo para obtener un valor maacutes efectivo
Figura 334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
Figura 335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
76
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CE NTELLEO LIacuteQUIDO
El equipo utilizado en el anaacutelisis de las muestras es un contador de centelleo
liacutequido Packard Tri-Carb 1000 ubicado en la sala de teacutecnicas nucleares del
laboratorio de Ecotoxicologiacutea (LEC) de la CEEA
Como procedimientos preliminares en el laboratorio se realizan los siguientes
pasos
bull Verificacioacuten de eficiencia de conteo Para esto se emplean estaacutendares de
tritio
bull Determinacioacuten del background Se determina el valor de fondo de los viales
a ser usados para eliminar el background del vial y del vial maacutes coacutectel y
maacutes agua sin trazador
bull Desarrollo del protocolo de conteo Usando datos de eficiencia y
background se determina la ventana de energiacutea maacutes oacuteptima para el conteo
Con miras a asegurar la estadiacutestica de conteo se determina el tiempo de conteo
para cada vial y el nuacutemero de ciclos
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido
bull Verificar que el equipo esteacute encendido (El LSC debe estar prendido todo el
tiempo)
bull Encender la impresora y revisar el flujo seguro del papel
bull Efectuar la auto-normalizacioacuten del equipo con el slide sample holder cover en
posicioacuten izquierda (posicioacuten usada para viales de 20 ml) colocar el vial
Figura 336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su correspondiente lectura
77
estaacutendar Packard H que contiene 240000 dpm en posicioacuten de conteo
Presionar la tecla SNC ubicada en el panel de control el mismo que se
encuentra en la parte frontal del equipo y esperar que la auto-normalizacioacuten se
lleve a cabo
bull Verificar que el protocolo No 5 (protocolo establecido para H) esteacute
correctamente programado en el equipo Usando las teclas (retroceder y
avanzar) se puede revisar que las condiciones del protocolo sean las que se
indican en la tabla 9
bull Presionar la tecla conversation
bull Introducir el vial de fondo (background) Packard Estaacutendar y presionar el botoacuten
count en el panel frontal El background se contaraacute por 10 minutos
bull Seguir con el conteo de las muestras Cada uno de los viales debe ser
colocado manualmente en el holder Posteriormente se presiona el botoacuten
count
Tabla 9 CONDICIONES DE PROTOCOLO PARA EL FUNCIONAM IENTO DEL
CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
PREGUNTA OPCION Conversation 1 Protocol (1-10) 5 End protocol 1 Copy protocol 1 Time (min) 2 Number counts per vial 1 Vial simple 1 Vial standard 1 Reference 0 Data mode (CPM) 1 Background (FV) 1 Label (single) 1 Region A Sigma 0 Region A Lown Cnt Reject 0 Region A divide factor 1 Region B Sigma 0 Region B Lown Cnt Reject 0 Region B divide factor 1 Region C lower level 0 Region C upper level 0 Half life 0 Printer format (short) 1 Computer output 0
78
34 CURVAS DE RESPUESTA
Los valores obtenidos al analizar cada vial en el contador de centelleo liacutequido
corresponden a la concentracioacuten de trazador en el pozo Estos datos se grafican
en funcioacuten del tiempo para obtener asiacute la Curva de paso del trazador o curva de
respuesta Es decir la curva de respuesta estaacute constituida por la representacioacuten
graacutefica de la concentracioacuten de actividad neta en funcioacuten del tiempo
El anexo 7 muestra las lecturas obtenidas del muestreo realizado en cada uno de
los puntos de monitoreo desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA
Al observar las curvas de respuesta correspondientes a los pozos productores
inyector y el tanque de lavado se puede concluir lo siguiente
bull Hasta la presente fecha se presume que auacuten no se efectuacutea el paso del
trazador por ninguno de los pozos productores del plan de muestreo Esto se
verifica en las lecturas correspondientes a cada pozo productor (Anexo)
puesto que todas estaacuten por debajo de las 50 cpm (cuentas por minuto)
Ademaacutes se observa una irregularidad de valores (en zigzag) en cada curva lo
que indica que no pasa del valor de background y por tanto no hay un
levantamiento de la curva que muestre el arribo del trazador
Tampoco se ha producido el arribo del trazador a ninguacuten otro pozo puesto que
las lecturas correspondientes al tanque de lavado estaacuten por debajo de las 50
cpm lo cual indica que no hay trazador en el tanque de lavado
bull Se produjo una contaminacioacuten involuntaria en los frascos pequentildeos utilizados
para el muestreo ya que fueron transportados al campo conjuntamente con el
trazador radiactivo el diacutea de la inyeccioacuten Esto provocoacute que las primeras dos
lecturas (inmediatamente luego de la inyeccioacuten) sean valores anoacutemalos
superiores a las 10000 cpm lo cual es fiacutesicamente imposible de explicar por
79
lo que se deduce la contaminacioacuten de los frascos de muestreo con el trazador
Este suceso se repitioacute en los tres pozos productores
Ademaacutes entre los veinte y veintidoacutes diacuteas de la inyeccioacuten del trazador se
obtienen dos lecturas mayores a las 100 cpm las cuales evidenciaron
inicialmente la presencia de una canalizacioacuten entre el pozo inyector al
productor Sin embargo se descartoacute esta posibilidad puesto que en los tres
pozos productores las curvas presentaron el mismo comportamiento y en los
mismos diacuteas lo cual es un absurdo Por lo que se dio como explicacioacuten al
asunto el problema de la contaminacioacuten en los frascos
bull A maacutes de estos problemas se produce un suceso inexplicable en el pozo
inyector Auca-12 puesto que a partir de abril se observa un levantamiento en
la curva la misma que asciende hasta valores de 2418 cpm en mayo de
2007 Estos valores son anoacutemalos puesto que suponen la aparicioacuten de
trazador lo cual es absurdo ya que se trata del pozo inyector La explicacioacuten
fiacutesica de este problema auacuten no ha sido resuelta pero se cree que puede
tratarse de una infiltracioacuten del trazador hacia el riacuteo (a traveacutes de alguna
fractura) de donde proviene el agua de inyeccioacuten razoacuten por la cual se decidioacute
tomar una muestra de agua en la Planta de Inyeccioacuten de agua para observar si
existe la presencia de trazador tanto en el agua de riacuteo como en la de
formacioacuten (estos valores se presentan en la uacuteltima hoja del Anexo 7)
Estas son las tres principales conclusiones que se deducen al observar las
diferentes curvas de paso Como se observa este proyecto presenta algunos
problemas e irregularidades que influiraacuten directamente de manera negativa en los
resultados de este estudio de aplicacioacuten de radiotrazadores en el yacimiento
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA
Una vez obtenidos todos los valores de concentracioacuten de actividad en funcioacuten del
tiempo desde el inicio de la inyeccioacuten del trazador hasta el tiempo final de
respuesta se procede a corregir cada valor por los siguientes motivos
80
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo
Las unidades de concentracioacuten reportadas a partir del anaacutelisis de cada vial en el
contador de centelleo liacutequido estaacuten dadas en cpm10 ml (cuentas por minuto por
cada 10 mililitros de agua) sin embargo para obtener el porcentaje de trazador
recuperado se debe trabajar en Cimsup3 (curios por metro cuacutebico) debido a que la
cantidad de trazador inyectado fue de 28 Ci Para esto se utiliza la siguiente
equivalencia
1 Ci = dps o
1 Ci = 37times1010 Bq
Donde Ci = Curio (unidad antigua de actividad)
dps = desintegraciones por segundo
Bq = Bequerelios (unidad moderna de actividad)
Ahora para pasar de cuentas a desintegraciones es necesario considerar la
eficiencia del detector (contador de centelleo liacutequido) la misma que es del orden
del 60 esto se debe a que el tritio es un emisor beta de energiacutea media
entonces al ser mediana la energiacutea que emite el contador de centelleo solo lee el
60 de dicha energiacutea En definitiva las cuentas por minuto es la actividad que lee
el aparato el cual depende de su eficiencia En cambio las desintegraciones por
minuto es la actividad real cuando la eficiencia es el 100
Es decir que un dato de 60 cpm en el contador de centelleo liacutequido (al 60)
corresponde a 100 dpm (al 100) Una regla de tres es suficiente para realizar
esta conversioacuten
Aquiacute un ejemplo real para convertir cpm10 ml en Cimsup3
Ejemplo
Transformar 400 cpm10 ml a Cimsup3
81
400 10 times100 60 times1
60 times1 37times1010 times106
13=3003times10minus5 3
3312 Correccioacuten por el background
Como es sabido al trabajar con trazadores radiactivos la lectura entregada por
cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta Esto
significa que a cada valor obtenido en el contador de centelleo liacutequido debe
restarse el fondo de radiacioacuten natural (background) para tener la actividad neta
Como se explicoacute anteriormente se puede obtener un valor representativo del
fondo (background) calculando la media aritmeacutetica de las primeras mediciones
antes de la aparicioacuten del trazador en el pozo En la praacutectica se lo puede realizar
con los valores de los dos o tres primeros meses dependiendo de la distancia
entre el pozo inyector y productor teniendo cuidado de observar que no se haya
producido una canalizacioacuten en este tiempo Asiacute la foacutermula para calcular el fondo
promedio es
=1 =0 iacute=60
iacute (Ec31)
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo
Es obvio que la actividad actual que tiene el tritio que fue incorporado en el
yacimiento no es la misma que teniacutea cuando se realizoacute la inyeccioacuten pues en el
transcurrir del tiempo se ha ido produciendo el fenoacutemeno de la desintegracioacuten lo
cual indica que la actividad del tritio ha decaiacutedo y por tanto cada dato actual que
se obtiene de la concentracioacuten de actividad hay que corregirlo mediante la
siguiente ecuacioacuten que modela el decaimiento radiactivo
0= ln2
∆ (Ec 32)
Donde
82
= actividad que se obtiene al tiempo actual
= actividad correspondiente al tiempo de la inyeccioacuten del trazador
= tiempo que ha transcurrido desde la inyeccioacuten del trazador (diacuteas)
= tiempo de vida media del tritio
(4498 diacuteas)
Esto significa que si hoy se mide una actividad de 50 cpm al llevar este valor al
tiempo de la inyeccioacuten del trazador da un actividad de 514 cpm
Es claro que esta correccioacuten no es de gran importancia puesto que depende del
periodo de semidesintegracioacuten ( ) del tritio cuyo valor es mucho mayor
al tiempo de anaacutelisis del trazador que generalmente es de dos antildeos Sin
embargo para el presente estudio siacute seraacute considerada esta correccioacuten en las
lecturas obtenidas
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA)
En vista de la tardanza en la aparicioacuten del trazador para el Proyecto de Auca ha
sido necesario realizar el presente ensayo con el objetivo de explicar el
procedimiento que se realiza luego de la obtencioacuten de las curvas de respuesta
para cada pozo para lo cual se ha seleccionado un arreglo real compuesto por
un pozo inyector rodeado de cinco productores ubicado en el Sur de la Repuacuteblica
Argentina
341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12
Este estudio se inicioacute el diacutea 15 de noviembre de 2003 mediante la inyeccioacuten de 15
Ci (555 GBq) de tritio bajo la forma de agua tritiada en la capa seleccionada del
pozo G-12 que corresponde al yacimiento ZX
El muestreo se realizoacute en los pozos K-124 K-119 K116 K-117 y K-113 La
ubicacioacuten de los pozos involucrados en el estudio puede observarse en la figura
337 y la distancia entre los productores y el inyector en la tabla 10
Tabla 10 DISTANCIAS RESPECTIVAS DESDE CADA PRODUCT OR AL
INYECTOR G-12
83
DISTANCIA AL POZO INYECTOR
(m)
K-124 178
K-119 189
K-116 282
K-117 291
K-113 309
POZO
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES
El Anexo 8 muestra las mediciones efectuadas en cada pozo para las distintas
fechas en que se realizoacute el muestreo Se incluye el valor de fondo con su
respectiva desviacioacuten estaacutendar y la concentracioacuten miacutenima detectable por sobre la
cual puede asegurarse la presencia de trazador en el pozo productor
Las tablas reflejan las concentraciones de actividad bruta neta y corregida por
decaimiento tomando como referencia la fecha en la que se realizoacute la inyeccioacuten
expresadas en Becquerel por litro (Bq L) Tambieacuten se tabula la masa de trazador
recuperada hasta el momento expresada en forma porcentual con respecto a la
cantidad inyectada
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
AREA DE TRABAJO
Figura 337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
84
A continuacioacuten se realiza una breve explicacioacuten de la manera como se obtienen
los datos para graficar la curva de concentracioacuten del trazador y la de actividad
recuperada a partir de las mediciones efectuadas en el muestreo
3421 Encabezado
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
3422 Fondo Promedio
Para este ensayo se procedioacute a calcular el fondo a partir del promedio de los
primeros datos de concentracioacuten de actividad bruta que corresponden a los dos
primeros meses luego de la inyeccioacuten (tabla 11) utilizando la ecuacioacuten 31
=17 =0 iacute=38
iacute Ec31
=461
De este modo para el pozo K-113 se obtiene un valor de 461 Bq L
Tabla 11 DATOS DE ACTIVIDAD BRUTA CON LOS QUE SE P ROCEDIO A
CALCULAR EL FONDO PROMEDIO PARA EL POZO K-113
TiempoFecha
15112003181120032311200302122003091220031612200323122003
Bruta Neta33 -1341 -538 -857 1155 946 053 7
Datos (BqL)
Figura 338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
85
3423 Desviacuteo del fondo
Este valor corresponde a la desviacioacuten estaacutendar de los mismos valores con los
que se calcula el fondo promedio pues esta desviacioacuten es la medida de la
dispersioacuten de dichos valores con respecto al valor promedio (de fondo)
Para este caso se obtiene un valor de desviacuteo de 85 Bq L para el K-113
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable
Este valor corresponde a la concentracioacuten miacutenima sobre la cual puede asegurarse
la presencia de trazador en el pozo productor Para su caacutelculo se considera que
el comportamiento radiactivo puede ser aproximado por la funcioacuten de Gauss y de
acuerdo a eacutesta para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones deben diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo sobre el
promedio
Este criterio se usa para determinar si el valor de concentracioacuten obtenido a partir
de la muestra corresponde a la aparicioacuten de trazador o se estaacute midiendo un valor
perteneciente a la banda de fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural De aquiacute
se concluye que una muestra contendriacutea restos de trazador cuando se diferencie
del fondo en maacutes de cinco desviaciones
Por este motivo el valor de la concentracioacuten miacutenima detectable se obtiene
sumando el valor de fondo con el valor de dispersioacuten multiplicado por cinco
Asiacute para el pozo K-113 se obtiene el valor de 888 Bq L
Por tanto cuando un valor en la tabla de actividad bruta supera la concentracioacuten
miacutenima detectable significa que el trazador ha empezado a aparecer en el pozo
productor
Este es el criterio de comparacioacuten que se utiliza en todo este ensayo Si el valor
de actividad bruta supera la concentracioacuten miacutenima detectable entonces se
procede a realizar las correcciones respectivas por background y por decaimiento
86
radiactivo caso contrario no se toma en cuenta este valor en la curva de paso y
se lo grafica como un valor de cero
3425 Actividad Neta
Una vez que se ha producido la aparicioacuten del trazador se calcula la actividad neta
correspondiente a cada lectura Este valor es simplemente el valor de actividad
bruta menos el fondo de radiacioacuten natural que fue calculado anteriormente
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo
Cada valor de actividad neta es corregido utilizando la foacutermula del decaimiento
radiactivo obtenieacutendose asiacute la respuesta final de concentracioacuten de trazador que
se expresa en (Bq L) Estos valores se grafican en funcioacuten del nuacutemero de diacuteas
que han transcurrido a partir de la inyeccioacuten del trazador dando como resultado la
Curva de paso del trazador Esta curva se levanta del eje horizontal cuando se
empieza a producir la aparicioacuten del trazador
3427 Caudal Producido
Para un estudio de este tipo es importante tener la informacioacuten respecto del
caudal de agua producido para cada pozo puesto que de esto tambieacuten depende
la cantidad de trazador recuperado (tabla 12) De este modo si se tienen dos
pozos cuya concentracioacuten de trazador por metro cuacutebico sea la misma se
obtendraacute mayor recuperacioacuten de trazador del pozo que produzca maacutes agua
En conclusioacuten la cantidad de trazador recuperada depende no soacutelo de la
concentracioacuten de actividad sino tambieacuten del caudal de agua que produce cada
pozo
La figura 339 muestra el caudal de produccioacuten promedio para cada uno de los
pozos de este ensayo
Tabla 12 CAUDALES PROMEDIO DE AGUA PRODUCIDA PARA CADA POZO
PRODUCTOR DEL ENSAYO ARGENTINA
87
CAUDAL DE AGUA PRODUCIDA(msup3diacutea)
K-124 6795
K-119 10279
K-116 10353
K-117 14472
K-113 5657
POZO
3428 Actividad Recuperada de trazador
Como se explicoacute en la teoriacutea la curva de actividad recuperada se obtiene
multiplicando cada valor de concentracioacuten por el caudal del pozo productor e
integrando respecto al tiempo la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo numeacuterico
Para este caso se utiliza el meacutetodo de los trapecios que consiste en tomar dos
puntos de la curva de paso del trazador y calcular el aacuterea del trapecio que se
forma bajo la liacutenea que une dichos puntos para luego multiplicar este valor por el
caudal de produccioacuten del pozo expresado en (msup3diacutea)
AREA DEL TRAPECIO
862 Bq L 976 Bq L
Figura 339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido por cada pozo del ensayo Argentina
88
=+2
(Ec 33)
=976 +862 27
iacute
6433 timesiacutetimes1000 13times1067
3iacutetimes1 37times1010=00186
Para el caso anterior el aacuterea del trapecio es 6433 valor que se
multiplica por el caudal de produccioacuten a los 166 diacuteas que es de para
asiacute obtener un valor de que corresponde al aacuterea del trapecio en Curios
Asiacute se repite este procedimiento tomando los dos puntos siguientes hasta
acumular toda el aacuterea bajo la curva de paso de trazador (figura 341) cuyo valor
representa la actividad recuperada de trazador
Figura 340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva de paso del trazador del pozo K-119
89
Este valor se puede expresar como porcentaje de actividad recuperada si se
divide para 15 Ci que fue la actividad inyectada al inicio del proyecto Asiacute fue el
procedimiento aplicado para cada uno de los pozos de este ensayo Las tablas de
los datos y curvas correspondientes a cada pozo se presentan en el Anexo 8
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA
3431 Pozo K-124
El trazador realiza su aparicioacuten a los 117 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es baja y apenas se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2000 Bq L Presenta algunas fluctuaciones
entre los 200 diacuteas para luego alcanzar su pico maacuteximo a los 335 diacuteas El
descenso de la curva es leve hasta que alcanza los 1500 Bq L desde donde
decrece con mayor pendiente hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas A pesar
de la amplitud de la curva se recupera el 72 de la actividad total (tabla 13)
Tabla 13 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-124
Figura 341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
90
Paraacutemetro (K-124) Valor
Tiempo de arribo 117 diacuteas
Tiempo medio 348 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 72
3432 Pozo K-119
El trazador comienza a responder a los 83 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3000 Bq L Desde la aparicioacuten del trazador la curva
presenta un ascenso uniforme hasta llegar a su pico maacuteximo a los 296 diacuteas El
descenso de la curva es paulatino hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas Se
recupera el 141 de la actividad total gracias a la buena amplitud de la curva
(tabla 14)
Tabla 14 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-119
Paraacutemetro (K-119) Valor
Tiempo de arribo 83 diacuteas
Tiempo medio 327 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 141
3433 Pozo K-116
La aparicioacuten del trazador se produce a los 152 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
curva de paso muestra una amplitud corta puesto que al inicio la concentracioacuten
del trazador se dispara con pequentildeas fluctuaciones hasta llegar a un pico largo de
2800 Bq L a los 322 diacuteas Luego se produce un descenso brusco a partir del
91
cual se presentan varias fluctuaciones pero con una tendencia promedio
decreciente de 500 Bq L lo cual termina con el fin de la respuesta a los 529
diacuteas Se recupera el 89 de la actividad total (tabla 15)
Tabla 15 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-116
Paraacutemetro (K-116) Valor
Tiempo de arribo 152 diacuteas
Tiempo medio 307 diacuteas
Tiempo final 529 diacuteas
Recuperacioacuten 89
3434 Pozo K-117
El trazador comienza a responder a los 126 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3300 Bq L Luego de la aparicioacuten del trazador la curva
presenta una fluctuacioacuten alrededor de los 170 diacuteas despueacutes de lo cual se dispara
hasta alcanzar los 2000 Bq L donde empieza un ascenso uniforme de baja
pendiente hasta alcanzar su pico maacuteximo a los 387 diacuteas El descenso de la curva
es raacutepido hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas La recuperacioacuten de trazador
es muy buena debido a que la mayoriacutea de los valores de concentracioacuten estaacuten por
arriba de los 2000 Bq L Asiacute se logra recuperar el 238 de la actividad total
(tabla 16)
Tabla 16 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-117
Paraacutemetro (K-117) Valor
92
Tiempo de arribo 126 diacuteas
Tiempo medio 351 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 238
3435 Pozo K-113
El trazador realiza su aparicioacuten a los 159 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras no es muy alta y se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2300 Bq L La curva de respuesta inicia con
una pequentildea curva alrededor de los 200 diacuteas y luego se extiende hacia arriba
hasta alcanzar sus pocos valores maacuteximos para luego descender con ciertas
fluctuaciones hasta llegar al fin de su respuesta a los 613 diacuteas Debido a la corta
amplitud de la curva principal se recupera el 64 de la actividad total (tabla 17)
Tabla 17 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-113
Paraacutemetro (K-113) Valor
Tiempo de arribo 159 diacuteas
Tiempo medio 394 diacuteas
Tiempo final 613 diacuteas
Recuperacioacuten 64
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado
Como se explicoacute en la parte teoacuterica es importante realizar la distribucioacuten de la
cantidad de trazador que se recuperoacute en cada pozo del ensayo puesto que el
93
reparto de agua de inyeccioacuten entre los pozos productores es similar a dicha
distribucioacuten La figura 342 que representa la distribucioacuten de trazador recuperado
para este ensayo se muestra a continuacioacuten
Cabe resaltar que la recuperacioacuten total para los cinco pozos alcanza uacutenicamente
el 604 de la cantidad inicialmente inyectada de tritio que fue de 15 Ci esto se
debe a que siempre hay un porcentaje de tritio que se pierde en la formacioacuten por
infiltracioacuten hacia otras capas inferiores o por fugas hacia otros pozos Es decir de
los 15 Ci inyectados solo se han recuperado 9 Ci cuya distribucioacuten hacia los
cinco pozos muestra claramente la direccioacuten preferencial del agua de inyeccioacuten
3437 Direcciones preferenciales de Flujo
Tomando en cuenta la disposicioacuten del arreglo de este ensayo se puede observar
que la direccioacuten preferencial del flujo se encuentra hacia los pozos K-119 y K-117
como lo indica la figura 343 (flechas rojas)
Esta informacioacuten es de gran valor para la perforacioacuten de nuevos pozos
productores cuya ubicacioacuten en la parte sureste del campo conseguiriacutea grandes
reacuteditos para este proyecto de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
Figura 342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos productores del ensayo Argentina
94
Ademaacutes de este modo se puede confirmar que no existen barreras sellantes
puesto que se realizoacute el paso del trazador hacia los cinco pozos del ensayo
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
CAPIacuteTULO 4
Figura 343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo Argentina
95
INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTENIDOS A
PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
En este capiacutetulo se pretende obtener las liacuteneas de corriente del agua de inyeccioacuten
a traveacutes del yacimiento en estudio con la ayuda de un programa sencillo que
simula el paso del trazador en base a ecuaciones del flujo de fluidos en medios
porosos y a la teacutecnica de los trazadores
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
Este programa permite obtener las curvas de paso del trazador para cada pozo
en cuestioacuten y un graacutefico esquemaacutetico de las liacuteneas de flujo (liacuteneas de corriente)
trazadas por el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento desde el inyector hacia
cada uno de los pozos productores
Cabe recalcar que la informacioacuten que brinda este programa se sujeta a discusioacuten
puesto que como es sabido es muy complejo modelar el comportamiento
dinaacutemico del agua que fluye por un medio poroso Ademaacutes se trata de un
software que auacuten estaacute siendo sometido probado y fue desarrollado por una
universidad argentina su nombre es PORO TracerSim 1 y el anexo 10 muestra
una explicacioacuten detallada respecto de las opciones e iacuteconos de este programa
411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA
En general las consideraciones del PORO TracerSim son
bull La formacioacuten es homogeacutenea de espesor y propiedades petrofiacutesicas
constantes en todo el yacimiento
bull El flujo del agua de inyeccioacuten es lineal hacia cada pozo productor
bull Tanto los pozos productores como el inyector estaacuten a un mismo nivel de
profundidad
bull Los caudales de produccioacuten e inyeccioacuten de cada pozo productor e inyector
respectivamente son constantes
bull Una falla no sellante se considera como si simplemente no existiera dicha
barrera en el yacimiento
96
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Las principales ventajas son
bull Brindar de una manera clara las curvas de paso de trazador hacia cada
uno de los pozos productores asiacute como el graacutefico de las liacuteneas de corriente
que traza el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento
bull Sencillez en el manejo del programa
bull Permitir el ingreso de un nuacutemero indeterminado de pozos productores y de
barreras sellantes que direccionen el flujo
bull Facilidad para poder delimitar el campo de trabajo
bull La configuracioacuten del trazado de las liacuteneas de corriente como nuacutemero de
liacuteneas el aacutengulo de desplazamiento de las mismas etc
Como desventajas estaacuten
bull No tener como opcioacuten el ingresar paraacutemetros de gran importancia como la
presioacuten de reservorio las profundidades de la arena de intereacutes en cada
pozo propiedades del crudo como la viscosidad grado API entre otras
bull Dificultad para trabajar con distancias entre pozos muy grandes
bull No considerar la presencia de gas en el yacimiento sino soacutelo la presencia
de la fase liacutequida
bull No proporcionar informacioacuten respecto de la cantidad de trazador que arriba
a cada pozo ni del volumen de agua inyectada que llega a cada productor
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO
Se dispuso a los pozos del estudio en base a las coordenadas rectangulares
correspondientes a cada uno tomando como origen el pozo inyector (Auca-12)
Asiacute las coordenadas de todos los pozos seriacutean
POZO INYECTOR Auca-12 (0 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-19 (1460 2591) m
POZO PRODUCTOR Auca-35 (1035 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-21 (951 -1803) m
97
El graacutefico 41 muestra la ubicacioacuten de los pozos y las coordenadas rectangulares
para cada uno (informacioacuten obtenida en base al GPS de la CEEA)
Asiacute la disposicioacuten de los pozos en el programa (de acuerdo a la escala
seleccionada) seriacutea la mostrada en la figura 42 Ademaacutes se ingresaron los
caudales de produccioacuten e inyeccioacuten para cada pozo respectivamente (tabla 16)
Tabla 16 CAUDALES DE PRODUCCIOacuteN E INYECCIOacuteN DE LOS POZOS
PRODUCTORES E INYECTOR RESPECTIVAMENTE
CAUDAL POZO
(BPD) (msup3diacutea)
PI-12 4000 651
PP-19 357 58
PP-35 418 68
PP-21 615 100
Figura 41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo productor respecto del pozo inyector
98
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO
Los paraacutemetros que se ingresaron fueron los petrofiacutesicos los demaacutes son valores
adecuados para el correcto funcionamiento del programa (figura 43)
Porosidad = 016
Saturacioacuten = 027
Espesor = 18 pies = 55 metros
Dispersividad = 7 m (valor correspondiente a las arenas)
Con estos datos el programa puede graficar las curvas de paso del trazador y las
liacuteneas de flujo del agua de inyeccioacuten
Para esta interpretacioacuten se probaron varios casos de acuerdo con la informacioacuten
obtenida a partir del mapa estructural (anexo 1)
Figura 42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador PORO TracerSim
99
431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
En este caso se supone que no existe ninguna barrera que obstaculice el paso
del agua de inyeccioacuten hacia los pozos productores Cabe sentildealar que este
programa considera a las barreras no sellantes como si en realidad no existiera
una barrera es decir el hecho de colocar una falla en el campo de trabajo
significa que esa falla ya es sellante como se veraacute maacutes adelante
Solo para este caso se procedioacute a graficar las curvas de paso puesto que para
los otros casos el programa tendiacutea a colapsar debido a que el arreglo no obedece
a una malla cerrada y las distancias entre pozos son muy grandes
Sin embargo se puede deducir que la presencia de una falla (la cual desde
antemano el programa la considera como sellante) impediriacutea la llegada del
trazador es decir sencillamente no se tendriacutea una curva de paso hacia ese pozo
productor
El anexo 9 muestra las curvas de paso del trazador para los pozos Auca-19
Auca-35 y Auca-21 ademaacutes el graacutefico de las liacuteneas de corriente del agua de
inyeccioacuten En este caso al no existir barreras sellantes se produce el paso del
trazador desde el inyector hacia los pozos productores lo que demuestra la
existencia de la interconexioacuten entre los pozos
Figura 43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para la simulacioacuten
100
Ademaacutes de acuerdo con las curvas de respuesta el trazador apareceriacutea en el
pozo maacutes cercano (Auca-35) aproximadamente a los 600 diacuteas (1 antildeo 8 meses) a
partir de la inyeccioacuten Si se considera que la inyeccioacuten se realizoacute en enero 2007
el trazador podriacutea empezar a llegar en septiembre 2008 Del mismo modo para los
otros dos pozos el Auca-21 muestra que la curva se levanta a los 1600 diacuteas (4
antildeos 5 meses) y ni hablar del Auca-19 que seguacuten este modelo el trazador
arriba a los 6000 diacuteas (16 antildeos 5 meses) lo cual es demasiado tiempo
Esto se explica debido a que el arreglo del proyecto Auca no obedece a una malla
cerrada pues si se observa la ubicacioacuten de pozos no presenta una geometriacutea
regular puesto que la malla es demasiado abierta y las distancias entre pozos es
muy grande Por tanto el trazador podriacutea llegar al pozo maacutes cercano a los 600
diacuteas en el mejor de los casos ya que es muy probable que el trazador no
aparezca por ninguacuten lado debido a los problemas que se han venido presentando
y a que la malla estaacute desconfigurada
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES
Para los siguientes casos de la simulacioacuten se ingresaron las coordenadas
correspondientes a tres fallas ubicadas de acuerdo a la informacioacuten del mapa
geoloacutegico Estas tres fallas son las que maacutes podriacutean influir en el flujo del agua de
inyeccioacuten La figura 44 muestra las tres fallas que se tomaron en cuenta para la
simulacioacuten
Los puntos tomados para cada una de ellas fueron
FALLA X P1 (-425 0) y P2 (-500 -1500)
FALLA Y P1 (750 -1800) y P2 (940 0)
FALLA Z P1 (1800 -1800) y P2 (1600 2200)
De este modo puede simularse la presencia de barreras sellantes en el programa
de simulacioacuten A partir de esto se tienen los siguientes casos que consisten
solamente en la combinacioacuten de las fallas
101
FALLA X
FALLA Y
FALLA Z
Figura 44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de simulacioacuten
102
441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
En este caso se considera que solo la falla X es sellante y a partir de esta
suposicioacuten se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo para lo cual se ingresan los
puntos de la falla X en el aacuterea de trabajo donde se encuentran ubicados los
pozos (figura 45)
El anexo 9 (caso 2) muestra el graacutefico de las liacuteneas de flujo donde se puede
observar que la barrera sellante hace que toda el agua inyectada se desplace
hacia el lado derecho del campo adquiriendo una buena interconexioacuten de los
pozos
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
Para este caso soacutelo la falla Y se considera como sellante y de este modo se
ubica esta falla en el campo de estudio del programa (figura 46)
Asiacute se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo que se muestra en el anexo 9 (caso
3) el cual indica el desplazamiento del agua de inyeccioacuten hacia la parte noreste y
oeste del campo La falla ldquoYrdquo impide la interconexioacuten con el pozo Auca-21 pues al
ser una barrera sellante no permite el paso del agua hacia ese pozo Sin
embargo esto no afecta la interconexioacuten con los otros pozos Auca-19 y Auca-35
Figura 45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 2
103
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE
Aquiacute se considera que ambas fallas son barreras sellantes (figura 47) y soacutelo la
falla X es no sellante Asiacute se obtienen las curvas de flujo como se muestra en el
anexo 9 (caso 4)
Figura 46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 3
Figura 47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 4
104
Este graacutefico presenta una tendencia similar de flujo que en el caso anterior soacutelo
que aquiacute la barrera sellante ldquoZrdquo disminuye auacuten maacutes el flujo del agua de inyeccioacuten
hacia la parte derecha y maacutes bien direcciona todo el agua hacia el norte y oeste
del campo
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo
Para este caso (figura 48) las fallas ldquoXrdquo y ldquoZrdquo se consideran sellantes y la falla ldquoYrdquo
es no sellante dando como resultado el graacutefico del anexo 9 (caso 5) en donde se
observa que la presencia de ambas fallas hace que el agua se desplace hacia el
costado noreste y por la parte el sur del campo que se delimita entre ambas fallas
Esta combinacioacuten de las barreras no perjudica la interconexioacuten de los pozos y
maacutes bien encierra gran parte del agua hacia los pozos Auca-21 y Auca-35
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo
Esta combinacioacuten de las fallas ldquoXrdquo y ldquoYrdquo (figura 49) da como resultado el graacutefico
de las liacuteneas de flujo del Anexo 9 (caso 6) en el cual se observa como el agua se
direcciona casi en su totalidad hacia la parte norte y este del campo por el efecto
Figura 48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 5
105
Figura 49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 6
que ocasiona la barrera longitudinal ldquoXrdquo Ademaacutes la barrera ldquoYrdquo impide por
completo el paso del agua de inyeccioacuten hacia el pozo Auca-21
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
Figura 410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 7
106
Este uacuteltimo caso (figura 410) muestra la influencia que produce la presencia de
las tres fallas en el desplazamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten El anexo 9
(caso 7) muestra una tendencia de flujo similar a la del caso anterior puesto que
como se observa el efecto de la falla ldquoYrdquo es casi el mismo que el de la
combinacioacuten de las fallas ldquoYrdquo y ldquoZrdquo con la uacutenica diferencia de que aquiacute hay menos
liacuteneas de flujo que se dirigen a la parte este del campo que en el caso anterior lo
cual corresponde a la incidencia de la falla ldquoZrdquo
La uacuteltima parte del Anexo 9 muestra las liacuteneas de corriente que corresponden al
arreglo de los pozos del Ensayo argentino
107
CAPIacuteTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
51 CONCLUSIONES
En la actualidad la teacutecnica de inyeccioacuten de trazadores radiactivos en el
yacimiento es una gran alternativa para comprender de mejor manera el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten puesto que el trazador
inyectado actuacutea como un espiacutea que brinda informacioacuten de mucho valor que
puede ser usada en subsiguientes proyectos de recuperacioacuten secundaria
que se desee realizar en un campo determinado
La adecuada interpretacioacuten de el anaacutelisis de esta teacutecnica permite a los
ingenieros de yacimientos encontrar las direcciones preferenciales de
desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el yacimiento confirmar la
existencia de fallas geoloacutegicas redefinir fallas como sellantes o no
sellantes detectar canalizaciones a lo largo de la distancia inyector-
productor entre otras
La aplicacioacuten de esta teacutecnica en el campo no produce una respuesta
inmediata sino que se requiere comuacutenmente entre un antildeo a dos o quizaacutes
maacutes tiempo dependiendo de la distancias entre pozos para obtener una
respuesta favorable
De todos los radiactivos empleados para un estudio de este tipo el tritio
constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten en razoacuten de dos ventajas
principales el tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en consecuencia
formar parte de la moleacutecula de agua y el ser un emisor beta de baja
energiacutea lo que hace praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
La cantidad de trazador a inyectarse depende directamente de la distancia
entre los pozos productores e inyector de las propiedades petrofiacutesicas del
yacimiento y del liacutemite de deteccioacuten del instrumental que se dispone
108
El buen desempentildeo de eacutesta teacutecnica requiere de la inyeccioacuten constante de
un caudal de agua que proporcione el empuje longitudinal al trazador a
traveacutes del reservorio para que asiacute eacuteste pueda arribar a los pozos
productores en los cuales se realiza el muestreo conforme al calendario
planificado
La medicioacuten de la cantidad de tritio en una muestra de agua se realiza en
base al principio de centelleo liacutequido que consiste en detectar la emisioacuten
de fotones luminosos que resulta de la interaccioacuten de las partiacuteculas beta
con los aacutetomos del coctel centellador que se antildeade a cada muestra de
agua Todo este proceso lo realiza el contador de centelleo liacutequido
Los datos de concentracioacuten de actividad correspondientes a cada muestra
realizada son de gran utilidad para la obtencioacuten de las curvas de paso del
trazador y las curvas de recuperacioacuten de trazador en cada uno de los
pozos productores El anaacutelisis de estas curvas permite obtener las
direcciones preferenciales de flujo en base al reparto de trazador entre los
distintos pozos
De acuerdo con los datos obtenidos del muestreo para cada pozo
productor y tanque de lavado del proyecto Auca (Anexo ) se observa
claramente que no se produce todaviacutea la aparicioacuten del trazador lo cual se
puede justificar por las siguientes razones
1 Las distancias entre los pozos productores y el inyector (1035 m 2038
m y 2974 m respectivamente) son demasiado grandes por lo que es
casi imposible definir lo que pueda ocurrir con el trazador en tales
condiciones de lejaniacutea
2 La existencia de barreras sellantes desconocidas ubicadas de manera
que impidan la interconexioacuten entre los pozos
3 La falta de una inyeccioacuten constante de agua que proporcione una fuerza
de empuje al trazador puesto que como se refleja en los reportes
(Anexo) la inyeccioacuten fue muy irregular sobretodo en el primer mes
luego de la inyeccioacuten donde la inyeccioacuten debioacute haber sido constante
109
Esto muestra una falta de diligencia en este proyecto pues en total
hubieron 10 diacuteas que se dejoacute de inyectar el agua en el mes de enero de
2007
4 La posibilidad de que el trazador se haya canalizado hacia otro sector
del reservorio o incluso pudo haberse producido una infiltracioacuten del
mismo hacia las capas inferiores esto debido a la mala inyeccioacuten del
agua
5 Una mala operacioacuten al momento de la inyeccioacuten del trazador en el pozo
Auca-12 o quizaacutes un error al inyectarse eacuteste en un estrato equivocado
6 La maacutes favorable de todas las razones que el trazador auacuten se esteacute
desplazando longitudinalmente en el yacimiento sin ninguacuten
inconveniente y se produzca una aparicioacuten posterior en alguno de los
pozos lo cual reflejariacutea un simple retardo en la respuesta del tritio tal
como lo reflejoacute la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim seguacuten
el cual el trazador arriba en 600 diacuteas al pozo maacutes cercano (Auca-35)
para lo cual habriacutea que seguir esperando su respuesta
Las lecturas de concentracioacuten de actividad que corresponden a las
muestras tomadas en el agua de riacuteo (Anexo) manifiestan que el trazador
no se ha infiltrado hacia el riacuteo como se supuso cuando se presentoacute la
anoacutemala presencia de trazador en el agua de inyeccioacuten Esto permite
concluir que la razoacuten de dicha anomaliacutea se debe a la contaminacioacuten de los
frascos del muestreo
De las curvas de respuesta para el ensayo Argentina se puede concluir
que
1 El paso del trazador hacia los pozos productores es un indicador de que
existe la interconexioacuten entre los pozos
2 El tiempo de respuesta del trazador es menor para los pozos
productores que estaacuten maacutes cerca del inyector obviamente dependiendo
de las propiedades del reservorio pues esto no se cumple en todos los
proyectos
110
3 La cantidad de trazador recuperado estaacute en funcioacuten de la concentracioacuten
de actividad neta obtenida en cada muestra y del caudal de produccioacuten
de agua del pozo
4 El reparto de agua inyectada entre los pozos productores es similar a la
distribucioacuten de trazador en cada uno de ellos
5 La recuperacioacuten total de trazador oscila entre el 30 y el 80 debido a
que hay una parte de tritio que se desplaza hacia puntos maacutes lejanos
del reservorio
El programa de simulacioacuten PORO TracerSim permite concluir que
1 Se prolonga auacuten maacutes el tiempo de respuesta del trazador en cada uno
de los pozos productores lo que significa que el proyecto de Auca no
puede concluir como estaba previsto para el final de 2008 sino que
habraacute que continuar monitoreando los pozos hasta obtener un
resultado
2 Si la barrera ldquoXrdquo es realmente sellante entonces ayuda en gran manera
a los trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
puesto que direcciona todo el flujo hacia los pozos productores de
intereacutes Incluso la falla ldquoZrdquo que actuacutea como un liacutemite del flujo evitando
que se pierda el agua hacia otros sectores puede ser de ayuda Pero la
barrera ldquoYrdquo no ayuda en nada sino todo lo contrario porque incide
directamente en la interconexioacuten de los pozos productores que al igual
que el Auca-21 estaacuten ubicados al este de dicha falla
Personalmente la mejor de las opciones es el caso 5 de todos los
analizados
52 RECOMENDACIONES
Se recomienda
Realizar un estudio maacutes exhaustivo de las propiedades petrofiacutesicas y
estratigrafiacutea del yacimiento ya que muchos de los datos con los que se
trabajoacute para este Proyecto estaban desactualizados
111
Realizar siacutesmica 3D de alta resolucioacuten para mejorar el conocimiento del
campo y de sus regiones obteniendo asiacute un esquema de fallas completo
para cada formacioacuten que nos ayude en la interpretacioacuten estructural
Prolongar en dos antildeos o maacutes el seguimiento de este Proyecto de
aplicacioacuten de trazadores en Auca pues hasta ahora no se tiene ninguna
respuesta significativa ya que no se ha producido la aparicioacuten del trazador
Aplicar esta misma teacutecnica de inyeccioacuten de tritio utilizando otros pozos del
mismo campo o en otros campos pero esta vez definiendo una malla
cerrada y con distancias razonables (maacuteximo de 400 o 500 metros) para lo
cual se propone que se perforen pozos inyectores y no que se utilice
pozos productores obsoletos o que han dejado de producir para hacerlos
inyectores En definitiva buscar la excelencia al realizar este tipo de
trabajos para que se puedan obtener muy buenos resultados
Instruir a los ingenieros en reservorios en esta teacutecnica de inyeccioacuten de
trazadores puesto que tiene un gran futuro en su aplicacioacuten ya que
muchas empresas operadoras estaacuten entrando en la fase de Recuperacioacuten
Secundaria para lo cual necesitan recabar informacioacuten del desplazamiento
de fluidos en el reservorio
Tener un mayor cuidado a la hora de manejar los frascos usados para el
muestreo para asiacute prevenir una contaminacioacuten involuntaria que produzca
resultados anoacutemalos en las curvas de respuesta
Realizar un tratamiento por calentamiento y destilacioacuten con cada muestra
de agua para corregir la irregularidad de los valores considerados como
ldquofondordquo o ldquobackgroundrdquo
Perfeccionar el programa de simulacioacuten PORO TracerSim para que
considere otros paraacutemetros importantes y genere resultados maacutes oacuteptimos
112
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS
bull BABY P RIVADENEIRA M R BARRAGAacuteN Editores Cientiacuteficos (Oct
2004) La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo
bull CISNEROS LOACHAMIacuteN Pablo G (Abr 2006) Modelo geoloacutegico para
probar la interconexioacuten de pozos en el Campo Sacha Tesis de grado
(EPN)
bull COMISIOacuteN ECUATORIANA DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA Archivos Teacutecnicos del
Proyecto de aplicacioacuten de radiotrazadores en el Cam po Auca (2007)
bull DELGADO ORTEGA Byron A (Dic 2005) Anaacutelisis teacutecnico econoacutemico para
incrementar la produccioacuten mediante recuperacioacuten sec undaria por
inyeccioacuten de agua en el Campo Auca Sur Tesis de grado (EPN)
bull MAGGIO Guillermo E Noldor SRL Recuperacioacuten asistida de petroacuteleo
httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesrecsechtm
bull ORGANISMO INTERNACIONAL DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA ndash PROYECTO
ARCAL XLIII (Dic 2000) Aplicaciones industriales de radiotrazadores y
fuentes selladas de radiacioacuten
bull PEREYRA Boliacutevar Radioisoacutetopos y sus aplicaciones bioloacutegicas
httpwwwcinvestavmxcgseuprmanualcaldishtml
bull SOMARUGA Carlos Noldor SRL Estudio de transferencia entre pozos
petroliacuteferos httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesyacimientozxpdf
bull UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO Facultad de Ingenieriacutea Curso
Regional de Capacitacioacuten Mecaacutenica de fluidos en yacimientos de
petroacuteleo y gas Argentina (2000)
113
ANEXOS
114
ANEXO 1
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENA ldquoTrdquo
115
ANEXO 2
CANALIZACIONES EN EL RESERVORIO
116
CANALIZACIONES
Cuando se realizan trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua es
muy posible que dicha agua inyectada no realice de manera eficaz el
desplazamiento de petroacuteleo sino que prefiera trasladarse a traveacutes de alguacuten
conducto que posea una gran permeabilidad A este conducto se lo conoce como
canalizacioacuten
La siguiente figura muestra como el agua de inyeccioacuten prefiere fluir a lo largo de
la canalizacioacuten sin efectuar el barrido por las capas saturadas de petroacuteleo
Esto representa un grave problema para los proyectos de inyeccioacuten de agua
puesto que no se estaacute cumpliendo el objetivo primordial que es el empuje del
petroacuteleo hacia los pozos productores Sin embargo con el uso de un radiotrazador
se puede determinar la presencia de canalizaciones en el reservorio
La presencia de una canalizacioacuten ocasionariacutea la aparicioacuten inmediata del trazador
en el pozo productor hacia el cual se dirige la canalizacioacuten Esta es la razoacuten de la
alta frecuencia de muestreo al inicio del proyecto puesto que se habla de pocos
117
diacuteas (de acuerdo a la distancia de los pozos) para que aparezca el trazador en el
pozo
Las figuras siguientes muestran el flujo del trazador en presencia de una
canalizacioacuten y sin ella
Ademaacutes es muy sencillo distinguir entre la curva de respuesta del paso de
trazador en presencia de una canalizacioacuten (figura)
118
0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000000
0002
0004
0006
0008
0010
0012
0014re
cupe
raci
on fr
acci
nal d
iaria
de
traz
ador
dias despues de la inyeccion
iquestCOacuteMO CORREGIR UN PROBLEMA DE CANALIZACIOacuteN
La manera mecaacutenica de hacerlo consiste en aislar la zona donde estaacute localizada la
canalizacioacuten para lo cual se debe instalar un packer adicional que cumpla con
dicha funcioacuten (figura)
El otro meacutetodo es realizar una inyeccioacuten de poliacutemeros para lo cual
Trazador canalizado
Trazador sin canalizar
119
bull Se inyecta agua al reservorio la cual se va a canalizar a lo largo de las capas
maacutes permeables
bull Luego se inyecta el poliacutemero requerido el cual tapona las capas sentildealadas por
el agua de inyeccioacuten
bull Finalmente el agua se desliza por las zonas que no habiacutean sido barridas
120
121
ANEXO 3
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DE TRAZADOR HACIA LOS POZOS PRODUCTORES
Curvas de paso de Trazador para valores de dispersividad de 03 m2 diacutea
y 0003 m2 diacutea
122
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-35
AUCA arena T PP-35Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 71331E-05 03 62175 dia1703413861
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 1035 1071225Volumen 392536 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
000001
000002
000003
000004
000005
000006
000007
000008
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 03
123
0
000005
00001
000015
00002
000025
00003
000035
00004
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 0003
124
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO PRODUCTOR AU-21
AUCA arena T PP-21Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 18397E-05 03 241069 dia660462002
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2038 4153444Volumen 1521972 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000002
0000004
0000006
0000008
000001
0000012
0000014
0000016
0000018
000002
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 03
125
0
000002
000004
000006
000008
00001
000012
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 0003
126
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-19
AUCA arena T PP-19Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 86393E-06 03 513351 dia1406440635
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2974 8844676Volumen 3241010 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000001
0000002
0000003
0000004
0000005
0000006
0000007
0000008
0000009
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacutebic
o)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 03
127
0
0000005
000001
0000015
000002
0000025
000003
0000035
000004
0000045
000005
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 0003
128
ANEXO 4
DIAGRAMA DE LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA DEL CAMPO AUCA
130
1 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE RIO
IacuteTEM CANTID DESCRIPCIOacuteN
1 1 Sistema de alimentacioacuten de hipoclorito
2 1 Sistema de alimentacioacuten de poliacutemero
3 3 Filtros flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)
4 1 Soplador de aire
5 1 Bomba de retrolavado
6 1 Torre de desoxigenacioacuten
7 2 Bombas de vaciacuteo
8 1 Bombas de transferencia de desoxigenacioacuten
9 1 Sistema de alimentacioacuten de biocida orgaacutenico
10 1 Sistema de alimentacioacuten eliminador de oxigeno
11 1 Tanque almacenamiento agua de riacuteo 1500 BBL
12 1 Sistema de alimentacioacuten de inhibidor de escala
13 1 Sistema control para agua formacioacuten y agua riacuteo 1500 BBL
2 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIOacuteN
IacuteTEM CANTIDAD DESCRIPCIOacuteN
1 1 Tanque de almacenamiento de agua formacioacuten 5000 BBL 2 1 Sistema de Bombas alimentacioacuten de quiacutemicos para flotacioacuten 3 1 Unidad de flotacioacuten (Hidrocelda USF modelo H-20D) 4 1 Bomba de transferencia 5 1 Bomba de recirculacioacuten 1 (En Hidrocelda)
6 1 Bomba de recirculacioacuten 2 (Tanque de retrolavado - tanque de almacenamiento) de agua de formacioacuten 5000 BBL
7 1 Filtro caacutescara de nuez (Filtro Autoshell modelo AWS-96) 8 1 Bomba de retrolavado 9 1 Tanque almacenamiento de agua de retrolavado 220 BBL 10 1 Tanque almacenamiento de agua tratada 5000 BBL
131
ANEXOS 5
CAUDALES DE AGUA INYECTADA MENSUALES DESDE ENERO 2007 A MARZO 2008
132
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 2700 2 4032 3 5357 4 0 5 2735 6 0 7 2243 8 0 9 3702 10 0 11 3269 12 4579 13 912 14 3487 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 3694 21 3277 22 0 23 891 24 0 25 3724 26 0 27 3928 28 0 29 1496 30 0
31 4846
PROMEDIO 1770
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 5010 3 480 4 5004 5 2243 6 4005 7 5265 8 4513 9 4622 10 2963 11 5890 12 5435 13 2576 14 1857 15 3227 16 4082 17 5160 18 5138 19 5140 20 5137 21 5467 22 5237 23 5306 24 5138 25 4573 26 5180 27 1423
28 2368
PROMEDIO 4016
133
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ABRIL 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5101 2 3689 3 2966 4 3503 5 4111 6 1124 7 931 8 3450 9 949 10 4001 11 5082 12 3668 13 4054 14 1786 15 4490 16 5050 17 4160 18 5200 19 5152 20 1427 21 2279 22 5012 23 5175 24 585 25 4268 26 2420 27 5181 28 5050 29 844
30 0
PROMEDIO 3357
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5775 2 4439 3 625 4 2334 5 737 6 5369 7 5047 8 3085 9 1378 10 4695 11 4849 12 4363 13 4450 14 5172 15 0 16 3366 17 4575 18 3810 19 5003 20 1195 21 2118 22 5120 23 1232 24 2753 25 5161 26 5128 27 5105 28 5188 29 5008 30 2008
31 4966
PROMEDIO 3679
134
BARRILES INYECTADOS
POR DIA (AUCA-12)
MAYO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 6135 3 5166 4 4070 5 1382 6 0 7 2336 8 1410 9 2328 10 0 11 2721 12 5154 13 5193 14 5134 15 4560 16 3117 17 1808 18 1808 19 1101 20 2700 21 5216 22 5084 23 3299 24 5099 25 5085 26 0 27 1870 28 5120 29 5240 30 5150
31 5500
PROMEDIO 3316
135
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JUNIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 5142 5142 2 5103 5103 3 2784 2784 4 2850 2850 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 1757 1757 9 6422 6422 10 5345 5345 11 2832 2832 12 1281 1281 13 820 820 14 2252 2252 15 1053 1053 16 2978 2978 17 5117 5117 18 5094 5094 19 5907 5907 20 1885 1885 21 2275 2275 22 0 0 23 0 0 24 3096 3096 25 1977 1566 3543 26 2606 1566 4172 27 2164 2035 4199 28 3184 1936 5120 29 4035 1860 5895 30 0 5528 5528
PROMEDIO 3082 Sin tren de agua de formacioacuten
136
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JULIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 5157 5157 2 4553 0 4553 3 3638 1603 5241 4 1801 3335 5136 5 0 5089 5089 6 0 4854 4854 7 2451 1975 4426 8 2906 1986 4892 9 2269 2851 5120 10 735 4425 5160 11 3557 886 4443 12 2709 2391 5100 13 1050 4113 5163 14 2826 2099 4925 15 2484 1896 4380 16 336 1902 2238 17 1146 0 1146 18 5095 0 5095 19 4338 0 4338 20 2141 0 2141 21 1519 1365 2884 22 3116 710 3826 23 3959 0 3959 24 1202 2895 4097 25 1995 2102 4097 26 2226 1906 4132 27 2467 1624 4091 28 1854 1993 3847 29 2660 1218 3878 30 4110 0 4110 31 658 3358 4016
PROMEDIO 4243
137
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
AGOSTO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1367 2659 4026 2 1890 2230 4120 3 4197 0 4197 4 2127 2048 4175 5 2165 1105 3270 6 1684 1830 3514 7 1055 2147 3202 8 1900 2200 4100 9 1348 1475 2823 10 2596 0 2596 11 4080 0 4080 12 2322 1778 4100 13 2990 0 2990 14 4100 0 4100 15 4100 0 4100 16 1600 0 1600 17 810 0 810 18 2400 0 2400 19 3800 760 4560 20 3233 1887 5120 21 5120 0 5120 22 5110 0 5110 23 4890 0 4890 24 5088 0 5088 25 4876 0 4876 26 3598 1525 5123 27 2138 2872 5010 28 0 2756 2756 29 2769 2312 5081 30 4547 0 4547 31 658 3358 4016
PROMEDIO 3919
138
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
SEPTIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 1660 0 1660 2 3800 1675 5475 3 3481 2332 5813 4 290 3981 4271 5 0 3721 3721 6 1625 3216 4841 7 2725 2620 5345 8 1458 3792 5250 9 4400 1574 5974 10 0 1996 1996 11 5600 0 5600 12 2660 0 2660 13 5540 0 5540 14 2489 1983 4472 15 4132 533 4665 16 4199 0 4199 17 3578 1860 5438 18 4175 1477 5652 19 5528 0 5528 20 3443 2155 5598 21 837 4542 5379 22 1269 4173 5442 23 1727 3422 5149 24 1714 3694 5408 25 3916 1687 5603 26 1101 4419 5520 27 3662 1875 5537 28 2010 3045 5055 29 4197 440 4637 30 0 2400 2400
PROMEDIO 4794
139
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
OCTUBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 3481 3481 2 0 5730 5730 3 4446 1264 5710 4 1767 3356 5123 5 1981 3375 5356 6 1675 3726 5401 7 1523 3926 5449 8 0 4051 4051 9 2283 3007 5290 10 494 4598 5092 11 1151 2867 4018 12 0 5066 5066 13 957 3629 4586 14 1899 3206 5105 15 0 5177 5177 16 4540 293 4833 17 4920 0 4920 18 5180 0 5180 19 3616 1574 5190 20 1797 3303 5100 21 1484 3646 5130 22 4302 818 5120 23 504 4606 5110 24 2312 2838 5150 25 1224 3698 4922 26 949 3925 4874 27 1497 3666 5163 28 875 4260 5135 29 1117 3955 5072 30 3698 1300 4998 31 0 3358 3358
PROMEDIO 4964
140
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
NOVIEMBRE 2007
DIA AGUA DE
RIO AGUA DE FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 4476 690 5166 2 1489 3554 5043 3 1478 3530 5008 4 1610 3534 5144 5 0 5110 5110 6 2989 2051 5040 7 2992 2474 5466 8 3869 1500 5369 9 2838 2178 5016 10 904 4133 5037 11 1741 3256 4997 12 1954 3064 5018 13 0 5110 5110 14 1607 3403 5010 15 3289 1778 5067 16 2273 0 2273 17 0 0 0 18 2566 0 2566 19 3231 0 3231 20 5073 0 5073 21 5160 0 5160 22 2863 2102 4965 23 2957 2220 5177 24 2562 2546 5108 25 2780 2203 4983 26 0 0 0 27 0 0 0 28 0 0 0 29 0 0 0 30 0 0 0
PROMEDIO 3838
141
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
DICIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 2820 2820 2 2100 3000 5100 3 4107 1020 5127 4 927 4173 5100 5 1755 3420 5175 6 1695 3489 5184 7 2966 2168 5134 8 2460 2633 5093 9 0 5090 5090 10 1799 3313 5112 11 2878 2243 5121 12 2012 3166 5178 13 2251 2742 4993 14 2035 3092 5127 15 3476 1744 5220 16 2126 2920 5046 17 1420 3597 5017 18 0 5168 5168 19 3110 1689 4799 20 1463 3740 5203 21 1241 3909 5150 22 0 5115 5115 23 0 4287 4287 24 2254 2784 5038 25 3620 1434 5054 26 1166 2540 3706 27 3440 1658 5098 28 157 4891 5048 29 423 4761 5184 30 1665 3474 5139 31 1821 3339 5160
PROMEDIO 4961
142
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 2398 2050 4448 2 933 4193 5126 3 2106 2953 5059 4 1460 3650 5110 5 3581 0 3581 6 2034 0 2034 7 5200 0 5200 8 1234 3876 5110 9 1690 3451 5141 10 3134 2008 5142 11 991 3315 4306 12 1661 3439 5100 13 3250 1874 5124 14 1832 3268 5100 15 558 3401 3959 16 2394 2396 4790 17 5250 786 6036 18 4473 698 5171 19 5163 0 5163 20 5120 0 5120 21 2168 2962 5130 22 2320 2639 4959 23 2035 2961 4996 24 3100 1894 4994 25 2912 2256 5168 26 3510 1533 5043 27 1288 3665 4953 28 2619 2475 5094 29 2635 2490 5125 30 1318 3843 5161 31 1434 3666 5100
PROMEDIO 4888
143
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1873 3215 5088 2 729 4083 4812 3 1764 3351 5115 4 2852 4413 7265 5 995 2694 3689 6 1276 3910 5186 7 2693 2447 5140 8 738 4269 5007 9 0 3777 3777 10 1318 3686 5004 11 298 3660 3958 12 0 5143 5143 13 1151 3352 4503 14 2376 2680 5056 15 3337 1779 5116 16 1197 3843 5040 17 2728 2301 5029 18 561 4613 5174 19 4668 433 5101 20 2916 1909 4825 21 900 4300 5200 22 0 5150 5150 23 1000 4100 5100 24 2522 2668 5190 25 1590 3610 5200 26 897 4239 5136 27 216 3957 4173 28 772 4412 5184 29 1761 3207 4968
PROMEDIO 4977
144
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 885 4275 5160 2 1435 3701 5136 3 1995 3147 5142 4 613 4550 5163 5 1046 4111 5157 6 1083 4049 5132 7 1266 3830 5096 8 911 4283 5194 9 611 3729 4340 10 2301 2859 5160 11 1763 3352 5115 12 1718 3407 5125 13 250 4042 4292 14 3903 1197 5100 15 3399 1711 5110 16 550 4569 5119 17 2444 2706 5150 18 1751 3365 5116 19 583 4529 5112 20 805 4331 5136 21 703 4193 4896 22 1872 3264 5136 23 1788 3352 5140 24 681 4467 5148 25 1456 3680 5136 26 2073 2969 5042 27 1923 3017 4940 28 1371 3653 5024 29 3933 1163 5096 30 3438 0 3438 31 0 2752 2752
PROMEDIO 4929
RESUMEN DE LOS BARRILES DE AGUA INYECTADA EN EL PER IODO ENERO 2007 A MARZO 2008
MES BARRILES DE AGUA
INYECTADA (PROMEDIO)
NUMERO DE DIAS SIN INYECTAR
Enero 1770 14 Febrero 4016 1 Marzo 3679 1 Abril 3357 0 Mayo 3316 4 Junio 3082 5 Julio 4243 0
Agosto 3919 0 Septiembre 4794 0
Octubre 4964 0 Noviembre 3838 6 Diciembre 4961 0
Enero 4888 0 Febrero 4977 0 Marzo 4929 0
PROMEDIO 4049
146
ANEXO 6
CALENDARIO DE MUESTREO DE ENERO 2007 A MARZO 2008
147
CALENDARIO DE MUESTREO
ANtildeO 2007
ENEROL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
FEBREROL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28
MARZOL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30 31
ABRILL M M J V S D30 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
MAYOL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
JUNIOL M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29 30
JULIOL M M J V S D30 31 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
AGOSTOL M M J V S D
1 2 3 4 56 7 8 9 10 11 1213 14 15 16 17 18 1920 21 22 23 24 25 2627 28 29 30 31
SEPTIEMBREL M M J V S D
1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
OCTUBREL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
NOVIEMBREL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30
DICIEMBREL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
ANtildeO 2008
ENEROL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
FEBRERO L M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29
MARZOL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
148
ANEXO 7
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO EN CADA PUNTO DE MONITOREO Y
CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR Y TANQUE DE LAVADO
PROYECTO ldquoAUCArdquo
149
FECHA VIAL No dias LECT10012007 6 0 1295712012007 13 2 1220716012007 20 6 sin inyeccioacuten18012007 27 8 sin inyeccioacuten23012007 34 13 sin inyeccioacuten25012007 41 15 sin inyeccioacuten30012007 48 20 14701022007 55 22 7706022007 62 27 sin inyeccioacuten08022007 69 29 sin inyeccioacuten13022007 76 34 sin inyeccioacuten15022007 83 36 10720022007 90 41 022022007 97 43 13727022007 104 48 4701032007 111 50 4706032007 118 55 7708032007 125 57 1713032007 132 62 sin inyeccioacuten15032007 139 64 020032007 146 69 3622032007 153 71 0627032007 160 76 2629032007 167 78 4603042007 173 83 0605042007 178 85 2610042007 183 90 012042007 188 92 017042007 193 97 51619042007 198 99 024042007 204 104 9926042007 209 106 001052007 214 111 187703052007 219 113 104808052007 224 118 sin inyeccioacuten10052007 229 120 sin inyeccioacuten15052007 234 125 180817052007 239 127 sin inyeccioacuten22052007 244 132 241824052007 249 134 103829052007 254 139 25231052007 259 141 49205062007 264 146 37207062007 269 148 44212062007 274 153 24219062007 279 160 sin inyeccioacuten26062007 284 167 11203072007 289 174 72210072007 294 181 sin inyeccioacuten17072007 299 188 112
CAMPO AUCA
POZO 12
150
FECHA VIAL No dias LECT24072007 304 195 8231072007 309 202 7207082007 314 209 14214082007 319 216 13221082007 324 223 25628082007 329 230 6605092007 334 238 14118092007 339 251 2109102007 344 272 15123102007 349 286 8106112007 354 300 11120112007 359 314 21111122007 364 335 18208012008 369 363 5512022007 374 398 65
151
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
152
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
153
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
154
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
155
FECHA VIAL No dias LECT10012007 2 0 18551712012007 9 2 49603716012007 16 6 213718012007 23 8 66723012007 30 13 28725012007 37 15 65730012007 44 20 413701022007 51 22 492706022007 58 27 34708022007 65 29 8713022007 72 34 31715022007 79 36 35720022007 86 41 107722022007 93 43 53727022007 100 48 46701032007 107 50 27706032007 114 55 2708032007 121 57 19713032007 128 62 21315032007 135 64 20620032007 142 69 28622032007 149 71 3627032007 156 76 11629032007 163 78 14603042007 169 83 8605042007 174 85 14610042007 179 90 17612042007 184 92 24617042007 189 97 55619042007 194 99 48624042007 200 104 10826042007 205 106 0801052007 210 111 7803052007 215 113 10808052007 220 118 010052007 225 120 8815052007 230 125 7817052007 235 127 12822052007 240 132 22824052007 245 134 3829052007 250 139 45231052007 255 141 25205062007 260 146 49207062007 265 148 37212062007 270 153 44219062007 275 160 24226062007 280 167 30203072007 285 174 42210072007 290 181 17217072007 295 188 282
CAMPO AUCA
POZO 35
156
FECHA VIAL No dias LECT24072007 300 195 8231072007 305 202 23207082007 310 209 14214082007 315 216 17221082007 320 223 21628082007 325 230 18605092007 330 238 15118092007 335 251 23109102007 340 272 12123102007 345 286 15106112007 350 300 28120112007 355 314 18111122007 360 335 19208012008 365 363 012022007 370 398 1311032008 375 426 201
157
FECHA VIAL No dias LECT10012007 4 0 30374712012007 11 2 21379716012007 18 6 40718012007 25 8 26723012007 32 13 8725012007 39 15 17730012007 46 20 137701022007 53 22 170706022007 60 27 21708022007 67 29 34713022007 74 34 13715022007 81 36 18720022007 88 41 18722022007 95 43 13727022007 102 48 25701032007 109 50 26706032007 116 55 12708032007 123 57 19713032007 130 62 10315032007 137 64 3620032007 144 69 14622032007 151 71 22627032007 158 76 10629032007 165 78 2603042007 171 83 5605042007 176 85 17610042007 181 90 13612042007 186 92 4617042007 191 97 18619042007 196 99 16624042007 202 104 16926042007 207 106 5901052007 212 111 23803052007 217 113 14808052007 222 118 8810052007 227 120 4815052007 232 125 28817052007 237 127 28822052007 242 132 6824052007 247 134 5829052007 252 139 19231052007 257 141 25205062007 262 146 8207062007 267 148 28212062007 272 153 29219062007 277 160 24226062007 282 167 43203072007 287 174 34210072007 292 181 27217072007 297 188 252
CAMPO AUCA
POZO 21
158
FECHA VIAL No dias LECT24072007 302 195 22231072007 307 202 26207082007 312 209 17214082007 317 216 14221082007 322 223 31628082007 327 230 26605092007 332 238 14118092007 337 251 26109102007 342 272 023102007 347 286 8106112007 352 300 22120112007 357 314 28111122007 362 335 25208012008 367 363 1412022007 372 398 5511032008 377 426 191
159
FECHA VIAL No dias LECT10012007 5 0 856712012007 12 2 406716012007 19 6 2718012007 26 8 14723012007 33 13 30725012007 40 15 14730012007 47 20 13701022007 54 22 6706022007 61 27 14708022007 68 29 4713022007 75 34 16715022007 82 36 14720022007 89 41 6722022007 96 43 11727022007 103 48 14701032007 110 50 15706032007 117 55 11708032007 124 57 14713032007 131 62 2015032007 138 64 5620032007 145 69 1622032007 152 71 11627032007 159 76 6629032007 166 78 9603042007 172 83 11605042007 177 85 5610042007 182 90 26612042007 187 92 1617042007 192 97 21619042007 197 99 10624042007 203 104 7726042007 208 106 001052007 213 111 7803052007 218 113 5808052007 223 118 13810052007 228 120 0815052007 233 125 8817052007 238 127 20822052007 243 132 5824052007 248 134 9829052007 253 139 24231052007 258 141 18205062007 263 146 24207062007 268 148 15212062007 273 153 13219062007 278 160 14226062007 283 167 27203072007 288 174 43210072007 293 181 7217072007 298 188 192
CAMPO AUCA
TANQUE DE LAVADO
160
FECHA VIAL No dias LECT24072007 303 195 10231072007 308 202 19207082007 313 209 7214082007 318 216 30221082007 323 223 19628082007 328 230 10605092007 333 238 13118092007 338 251 14109102007 343 272 9123102007 348 286 21106112007 353 300 12120112007 358 314 8111122007 363 335 15208012008 368 363 10512022007 373 398 10511032008 378 426 91
161
DATOS DE CONTROL EXTRA (cpm)
Fecha Agua de formacioacuten Agua de riacuteo 31072007 231 162 07082007 386 166 28082007 256 456 05092007 221 141 09102007 81 181 23102007 81 11 11122007 52 72 08012008 83 66 12022007 91 115 11032008 147 36
162
ANEXO 8
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO Y CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR
Curvas de paso del trazador
Curvas de trazador recuperado
ENSAYO ARGENTINA
163
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 6795 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 320 BqLDesviacuteo del fondo 68 BqLLiacutemite 658 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 27 -518112003 3 376 000 21 -1123112003 8 512 000 30 -202122003 17 273 000 32 009122003 24 199 000 37 516122003 31 355 000 33 123122003 38 432 000 44 1203012004 49 456 000 31 -112012004 58 378 000 39 719012004 65 516 000 51 1927012004 73 279 000 44 1206022004 83 391 000 57 2514022004 91 545 000 61 2925022004 102 545 000 54 2202032004 108 631 000 62 3011032004 117 476 000 66 3420032004 126 555 000 61 29
Datos (BqL)
0350
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL)Respuesta
00
00
164
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 000 79 4707042004 144 482 001 94 6215042004 152 544 001 112 8022042004 159 636 002 197 16529042004 166 712 004 243 21103052004 170 834 006 291 25911052004 178 758 009 374 34220052004 187 637 013 461 42927052004 194 817 018 517 48505062004 203 757 023 329 29713062004 211 698 027 465 43320062004 218 532 030 693 66103072004 231 724 043 817 78516072004 244 869 061 936 90429072004 257 553 074 1070 103811082004 270 768 094 1139 110724082004 283 913 121 1368 133606092004 296 1132 161 1538 150619092004 309 1194 209 1811 177902102004 322 1082 258 1947 191515102004 335 1037 309 2105 207328102004 348 932 356 2042 201010112004 361 893 399 1922 189023112004 374 910 440 1798 176606122004 387 887 479 1734 170219122004 400 772 511 1687 165501012005 413 788 543 1644 161214012005 426 798 574 1567 153527012005 439 762 604 1608 157610022005 453 731 633 1376 134424022005 467 785 657 948 91616032005 487 777 683 871 83930032005 501 763 698 643 611
Datos (BqL)Respuesta
1441984904660
21211998187118071760171816391686
1576186620122183
939108011541396
306447684813
266352442500
6382169216
48
Conc de trazador (BqL)
165
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 746 707 312 28027042005 529 750 713 276 24418052005 550 766 718 113 8108062005 571 743 720 82 5029062005 592 772 720 61 2920072005 613 813 720 53 2110082005 634 826 720 58 26
RespuestaConc de trazador (BqL)
5500
303265
Datos (BqL)
0
88
166
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-119 Produccioacuten promedio 10279 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 397 BqLDesviacuteo del fondo 41 BqLLiacutemite 604 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 545 000 32 -818112003 3 631 000 37 -323112003 8 476 000 43 302122003 17 555 000 41 109122003 24 634 000 39 -116122003 31 482 000 40 023122003 38 544 000 46 603012004 49 636 000 49 912012004 58 712 000 55 1519012004 65 834 000 58 1827012004 73 758 000 52 1206022004 83 637 000 71 3114022004 91 817 001 89 4925022004 102 545 001 105 6502032004 108 631 002 235 19511032004 117 476 004 387 34720032004 126 555 008 456 416
66199354424
003250
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
167
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 012 517 47707042004 144 714 019 670 63015042004 152 931 028 749 70922042004 159 1025 039 881 84129042004 166 1067 051 991 95103052004 170 1170 060 1156 111611052004 178 985 077 1307 126720052004 187 932 099 1567 152727052004 194 964 120 1840 180005062004 203 1041 152 1937 189713062004 211 1057 184 2154 211420062004 218 532 199 2263 222303072004 231 724 239 2401 236116072004 244 869 290 2514 247429072004 257 553 325 2739 269911082004 270 768 377 2929 288924082004 283 913 443 3006 296606092004 296 1132 525 3029 298919092004 309 1194 610 2842 280202102004 322 1082 682 2615 257515102004 335 1037 744 2371 233128102004 348 1245 813 2183 214310112004 361 1167 876 2271 223123112004 374 1346 945 1966 192606122004 387 1275 1002 1703 166319122004 400 1369 1054 1428 138801012005 413 1568 1108 1392 135214012005 426 1731 1164 1278 123827012005 439 1647 1212 1134 109410022005 453 1452 1251 915 87524022005 467 1573 1284 716 67616032005 487 1582 1323 651 61130032005 501 1561 1346 503 463
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
500
1171939727659
1765147714411322
2455226123592041
3099312929392706
2447256928083012
1855195821842299
976114613031572
487644726862
168
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1672 1365 429 38927042005 529 1635 1382 375 33518052005 550 1647 1402 294 25408062005 571 1651 1413 119 7929062005 592 1568 1413 37 -320072005 613 1682 1413 0 -4010082005 634 1426 1413 0 -40
Datos (BqL)Respuesta
87000
421364277
Conc de trazador (BqL)
169
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 10353 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 849 BqLDesviacuteo del fondo 67 BqLLiacutemite 1185 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 482 000 78 -718112003 3 544 000 73 -1223112003 8 636 000 91 602122003 17 712 000 87 209122003 24 834 000 83 -216122003 31 758 000 89 423122003 38 637 000 93 803012004 49 817 000 97 1212012004 58 545 000 112 2719012004 65 631 000 104 1927012004 73 476 000 92 706022004 83 555 000 78 -714022004 91 634 000 85 025022004 102 714 000 93 802032004 108 931 000 107 2211032004 117 1025 000 113 2820032004 126 1067 000 117 32
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
170
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1170 000 121 3607042004 144 985 000 112 2715042004 152 932 001 137 5222042004 159 964 003 381 29629042004 166 1041 008 525 44003052004 170 1057 011 429 34411052004 178 532 014 576 49120052004 187 724 021 678 59327052004 194 869 028 852 76705062004 203 553 036 968 88313062004 211 768 047 1045 96020062004 218 913 059 1240 115503072004 231 1132 093 1427 134216072004 244 1194 137 1781 169629072004 257 1082 186 2063 197811082004 270 1037 234 1879 179424082004 283 1245 295 2319 223406092004 296 1167 362 2571 248619092004 309 1346 447 2716 263102102004 322 1275 530 2783 269815102004 335 1369 613 2281 219628102004 348 1568 682 1470 138510112004 361 1731 732 1012 92723112004 374 1647 759 487 40206122004 387 1452 782 938 85319122004 400 1423 807 648 56301012005 413 1396 821 360 27514012005 426 1384 832 461 37627012005 439 1315 849 724 63910022005 453 1293 863 266 18124022005 467 1256 868 149 6416032005 487 1274 877 403 31830032005 501 1278 884 141 56
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
61
68419469343
906599293402
23121461980426
2334260227592835
1391176120581870
790911992
1195
452353505610
37053303
171
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1265 884 97 1227042005 529 1282 885 177 9218052005 550 1165 885 114 2908062005 571 1243 885 81 -429062005 592 1231 885 69 -1620072005 613 1273 885 37 -4810082005 634 1183 885 51 -34
Datos (BqL)Respuesta
0000
01000
Conc de trazador (BqL)
172
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 14472 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 236 BqLDesviacuteo del fondo 136 BqLLiacutemite 914 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 724 000 7 -1718112003 3 869 000 11 -1323112003 8 553 000 9 -1502122003 17 768 000 36 1209122003 24 913 000 43 1916122003 31 1132 000 25 123122003 38 1194 000 34 1003012004 49 1082 000 57 3312012004 58 1037 000 83 5919012004 65 1245 000 79 5527012004 73 1167 000 64 4006022004 83 1346 000 21 -314022004 91 1275 000 37 1325022004 102 1369 000 47 2302032004 108 1568 000 84 6011032004 117 1731 000 86 6220032004 126 1647 002 192 168
000
172
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
173
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1452 007 254 23107042004 144 1423 015 450 42615042004 152 1396 025 524 50122042004 159 1384 035 624 60029042004 166 1315 046 733 71003052004 170 1293 051 406 38211052004 178 1256 058 361 33720052004 187 1274 070 829 80527052004 194 1278 091 1747 172305062004 203 1265 130 2035 201113062004 211 1346 171 2091 206720062004 218 1275 207 2244 222003072004 231 1369 282 2367 234316072004 244 1568 374 2504 248029072004 257 1731 480 2551 252711082004 270 1647 578 2369 234524082004 283 1452 659 2245 222106092004 296 1573 748 2415 239119092004 309 1582 846 2672 264802102004 322 1561 947 2679 265515102004 335 1672 1059 2783 275928102004 348 1635 1171 2811 278710112004 361 1647 1285 2837 281323112004 374 1651 1401 2872 284806122004 387 1568 1517 3119 309519122004 400 1734 1649 3075 305101012005 413 1821 1785 2955 293114012005 426 1761 1907 2618 259427012005 439 1785 2017 2376 235210022005 453 1811 2117 1735 171124022005 467 1773 2191 1432 140816032005 487 1794 2274 993 96930032005 501 1803 2312 617 593
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
641
2517183515141045
3286324531242770
2906294129743017
2320250327782791
2428257526302445
1776207521362296
728393347829
235436512615
174
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1735 2337 457 43327042005 529 1784 2352 205 18118052005 550 1656 2361 119 9508062005 571 1735 2376 348 32429062005 592 1625 2376 78 5420072005 613 1782 2376 83 5910082005 634 1659 2376 29 5
Datos (BqL)Conc de trazador (BqL)
354000
469197104
Respuesta
175
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 33 -1318112003 3 276 000 41 -523112003 8 262 000 38 -802122003 17 314 000 57 1109122003 24 332 000 55 916122003 31 296 000 46 023122003 38 355 000 53 703012004 49 328 000 18 -2912012004 58 355 000 60 1419012004 65 279 000 34 -1227012004 73 245 000 50 306022004 83 264 000 21 -2514022004 91 332 000 33 -1325022004 102 371 000 81 3502032004 108 545 000 17 -2911032004 117 476 000 86 3920032004 126 434 000 72 26
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
176
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 471 000 37 -907042004 144 493 000 51 515042004 152 542 000 68 2222042004 159 544 000 113 6729042004 166 531 001 92 4603052004 170 526 001 85 3911052004 178 567 001 121 7520052004 187 517 002 259 21327052004 194 544 004 316 27005062004 203 532 007 472 42613062004 211 576 012 693 64720062004 218 531 016 684 63803072004 231 538 023 461 41516072004 244 546 028 359 31329072004 257 553 031 273 22711082004 270 632 037 511 46524082004 283 641 043 358 31206092004 296 673 051 687 64119092004 309 717 069 1468 142202102004 322 728 098 1914 186815102004 335 738 136 2281 223528102004 348 722 175 2201 215510112004 361 758 216 2319 227323112004 374 714 256 2254 220806122004 387 739 296 2176 213019122004 400 788 339 2359 231301012005 413 798 381 1905 185914012005 426 762 416 1862 181627012005 439 731 450 2031 198510022005 453 785 488 1626 158024022005 467 777 519 1432 138616032005 487 763 551 801 75530032005 501 746 566 721 675
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
729
212416941489814
2261246019811939
2353227424032339
32667114911963
430325236485
278439668660
47077219
00069
177
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 750 577 458 41227042005 529 766 589 824 77818052005 550 743 610 617 57108062005 571 772 626 472 42629062005 592 763 637 369 32320072005 613 721 643 115 6910082005 634 758 643 72 26
Datos (BqL)Respuesta
465354760
446844621
Conc de trazador (BqL)
178
ANEXO 9
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA CADA UNO DE LOS CASOS SUPUESTOS
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
179
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-35 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
180
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-21 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
181
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-19 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
182
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO UNO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
183
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO DOS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
184
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO TRES
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CUATRO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
185
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CINCO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
186
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SEIS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
187
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SIETE
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
188
K-116
G-12K-124
K-119 K-117
K-113
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
189
ANEXO 10
EXPLICACIOacuteN DEL PROGRAMA PORO TracerSim 10
190
iquestCUAacuteL ES SU ESPACIO DE TRABAJO
PORO TracerSim permite el uso de un espacio de trabajo que es el campo en el
cual estaacuten ubicados los pozos y las fallas La determinacioacuten de este espacio es
simple soacutelo hay que ingresar las coordenadas que limitan el aacuterea de trabajo en
los cuadros de texto
El aacuterea de trabajo puede ser modificada faacutecilmente cuando se requiera hacerlo
Otra manera de modificar el espacio de trabajo es haciendo click en el siguiente
iacutecono
Con lo cual se despliega el siguiente cuadro de diaacutelogo donde usted puede
cambiar los valores del espacio de trabajo
Xmax Xmin
Ymax
Ymin
191
iquestCOacuteMO SE INGRESAN LOS POZOS DEL ARREGLO
Para insertar un pozo sea PRODUCTOR o INYECTOR debe hacer click en el
iacutecono correspondiente de la barra de elementos a la izquierda de la pantalla
192
Con esto aparece un cuadro de diaacutelogo donde debe ingresar los siguientes datos
bull El caudal del pozo (dependiendo si el pozo es PRODUCTOR o
INYECTOR)
bull Posicioacuten en X
bull Posicioacuten en Y
No es necesario ingresar las posiciones en X y Y con el teclado usted puede
hacer click con el mouse en cualquier lugar del espacio de trabajo o campo y
cambiaraacuten automaacuteticamente los valores en el cuadro de diaacutelogo Usted puede
seguir las coordenadas en las que se encuentra el puntero del mouse con el
indicador de posicioacuten
Una vez escritos los valores debe hacer click en aceptar y asiacute seraacute insertado el
elemento Ademaacutes aparece una imagen en el lugar que le corresponde dentro del
espacio de trabajo o campo la misma que permite diferenciar si el pozo es
PRODUCTOR o INYECTOR
PRODUCTOR
INYECTOR
Indicador de posicioacuten
193
iquestCOacuteMO SE ELIMINAN LOS POZOS INSERTADOS
Usted debe hacer click derecho en la imagen que corresponde al pozo que desea
borrar con lo cual aparece el siguiente menuacute que permite eliminar el pozo
seleccionado
iquestCOacuteMO ENMENDAR LOS POZOS INSERTADOS
Para modificar un pozo ya insertado solo debe hacer click en la imagen del pozo
para abrir el mismo cuadro con el que se insertaron los pozos Asiacute puede
modificar aquellos valores que quiera corregir y luego hacer click en Aceptar
iquestCOacuteMO INSERTAR MODIFICAR Y REMOVER LAS FALLAS
Usted debe hacer click en el botoacuten Fallas y apareceraacute el siguiente cuadro
Este cuadro muestra una lista de las fallas insertadas en el campo o espacio de
trabajo hacienda click en el botoacuten Nueva falla aparece el siguiente cuadro
194
Las fallas se insertan de manera similar a los pozos escribiendo las coordenadas
de dos puntos que definan la liacutenea de la falla en el cuadro anterior Para utilizar el
mouse en lugar de ingresar las coordenadas en el cuadro debe hacer click en la
Posicioacuten X del Punto 1 y luego hacer click en la posicioacuten del campo o espacio de
trabajo Asiacute se escribiraacute automaacuteticamente los valores de X y Y
Para insertar el Punto 2 debe hacer click en la Posicioacuten X del punto 2 y luego
hacer lo mismo que para el primer punto Se puede cambiar los valores las veces
que sean necesarias hasta encontrar la posicioacuten correcta de la falla En el campo
o espacio de trabajo aparece la siguiente imagen
Para eliminar una falla ya insertada debe hacer click en la falla correspondiente
de la lista de fallas y luego en el botoacuten Eliminar del mismo cuadro
Para modificar una falla ya existente debe hacer doble click en la falla
correspondiente de la lista de fallas o seleccionar con un click la falla y luego el
botoacuten Modificar con el que apareceraacute el mismo cuadro que se utilizoacute para insertar
las fallas Soacutelo debe modificar las coordenadas de X y Y de ambos puntos que
definen la liacutenea de falla Tambieacuten puede usar el mouse en la misma manera que
se usa para insertar una nueva falla
PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO Y GRAacuteFICO
Haciendo click en el siguiente iacutecono
Falla insertada
Imagen de la falla mientras estaacute siendo insertada
195
Apareceraacute el siguiente cuadro que permite la modificacioacuten del color de las liacuteneas
de flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria ademaacutes desde aquiacute se
pueden poner nuevos liacutemites para el espacio de trabajo
Paraacutemetros del problema Aquiacute se deben ingresar los valores de dispersividad
porosidad y espesor Ademaacutes la masa de trazador inyectado y el tiempo
demorado en la inyeccioacuten
Caacutelculo de las liacuteneas de flujo Se requieren los valores para definir el nuacutemero de
liacuteneas de flujo del problema el aacutengulo barrido por las mismas y la distancia entre
dos puntos sucesivos de la liacutenea Tambieacuten se requiere ingresar el tope o liacutemite de
los puntos
Tiempo de respuesta Aquiacute se ingresan los rangos de tiempo que seraacuten
expuestos en la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
Menuacute de Frecuencia Estos valores son requeridos por el programa de caacutelculo
El meacutetodo de caacutelculo trabaja en el dominio de la frecuencia por lo cual son
necesarios estos valores Al ponerlos adecuadamente se puede encontrar
mejores soluciones de acuerdo al problema que se resuelve
196
iquestCOacuteMO CALCULAR LAS CURVAS DE RECUPERACIOacuteN FRACCIONA L
DIARIA
Una vez que han sido insertados todos los elementos (pozos productores
inyectores y fallas) se debe seleccionar un pozo PRODUCTOR y un INYECTOR
Un borde rojo en el siacutembolo del pozo significa que el elemento ha sido
seleccionado
(Observe la diferencia entre el cuadrado y el ciacuterculo para distinguir la seleccioacuten
de un PRODUCTOR y de un INYECTOR)
Verificar que los paraacutemetros de caacutelculo sean los correctos y hacer click en el
botoacuten de Caacutelculo y graacutefico el cual muestra un cuadro de diaacutelogo que le
preguntaraacute si desea continuar o no Haga click en Siacute De esta manera el programa
empezaraacute a calcular las liacuteneas de flujo y las curvas de recuperacioacuten fraccional
diaria Una vez completado el proceso se mostraraacute la pestantildea de las liacuteneas de
flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria
En la pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria apareceraacute algo como
el siguiente dibujo
Pestantildea de las liacuteneas de flujo
Pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
197
Note que en la barra de herramientas aparecen dos iacuteconos que permiten imprimir
y copiar la imagen mostrada en la pantalla
NUEVO ABRIR GUARDAR GUARDAR COMO IMPRIMIR
PORO TracerSim permite la creacioacuten de nuevos documentos guardarlos e
imprimirlos en la misma manera que se hace con otros programas que utilizan el
mismo sistema operativo Los archivos con los que PORO TracerSim trabaja
tienen la extensioacuten PORO
VIII
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES 63 331 MUESTREO 63
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR 64
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD 65
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008 66
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO 72
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA 72
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZADA EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 73
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO 76
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido 76
34 CURVAS DE RESPUESTA 78 341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA 78
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA 79
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo 80
3312 Correccioacuten por el background 81
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo 81
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA) 82 341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12 82
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES 83
3421 Encabezado 84
3422 Fondo Promedio 84
3423 Desviacuteo del fondo 85
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable 85
3425 Actividad Neta 86
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo 86
3427 Caudal Producido 86
3428 Actividad Recuperada de trazador 87
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA 89
3431 Pozo K-124 89
3432 Pozo K-119 90
3433 Pozo K-116 90
IX
3434 Pozo K-117 91
3435 Pozo K-113 92
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado 92
3437 Direcciones preferenciales de Flujo 93
CAPIacuteTULO CUATRO INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTEN IDOS A PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95 411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA 95
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS 96
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO 96
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO 98 431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES 99
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES 100 441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo 102
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo 102
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE 103
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo 104
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo104
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo 105
CAPIacuteTULO CINCO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 107
51 CONCLUSIONES 107
52 RECOMENDACIONES 110
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 112
ANEXOS 113
X
IacuteNDICE DE FIGURAS
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca 2
12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo 3
13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314 4
14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca 5
15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo 9
16 Estructura anticlinal 10
17 Falla Geoloacutegica 10
18 Porosidad efectiva no efectiva y total 13
19 Efecto del tamantildeo del grano sobre la permeabilidad
110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material
soacutelido y de las condiciones de su superficie
111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las
moleacuteculas de liacutequido
112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua
y mercurio en una superficie
113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de descenso del liacutequido
115 Drenaje e imbibicioacuten
116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los
canales porales de baja permeabilidad
120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el
diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que
permanecen atrapadas en los poros
122 Curvas de permeabilidad relativa
XI
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
21 Esquema de un experimento con trazador
22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
24 Esquema de desintegracioacuten de la partiacutecula de agua tritiada
25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de
inyeccioacuten
210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
212 Casos tiacutepicos de respuesta de pozos productores ante una
inyeccioacuten puntual de trazador
213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad
31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del
Campo Auca
32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
XII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
319 Muestra del pozo inyector Auca-12
320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin
adicionar demulsificante
322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de
demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una
cubeta
326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para
separar el crudo
327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo
sobrante en los sumideros
329 Muestra en el Tanque de lavado
330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su
correspondiente lectura
337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido
por cada pozo del ensayo Argentina
XIII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva
de paso del trazador del pozo K-119
341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos
productores del ensayo Argentina
343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo
Argentina
41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo
productor respecto del pozo inyector
42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador
PORO TracerSim
43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para
la simulacioacuten
44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de
simulacioacuten
45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 2
46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 3
47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 4
48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 5
49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 6
410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 7
XIV
RESUMEN DEL PROYECTO
El presente proyecto de titulacioacuten consiste en realizar un estudio de la teacutecnica de
radiotrazadores para analizar el comportamiento dinaacutemico que presenta el agua
de inyeccioacuten a traveacutes de un yacimiento en el que se planea implementar la
Recuperacioacuten Secundaria
El estudio comienza con la descripcioacuten geoloacutegica del yacimiento que proporciona
un conocimiento claro del reservorio con el que se estaacute trabajando y permite
conocer el arreglo que forman los pozos productores y el inyector Ademaacutes se
analizan brevemente los paraacutemetros que influyen en el desplazamiento del agua
de inyeccioacuten dentro del yacimiento y que intervienen por ende en la recuperacioacuten
de petroacuteleo
En el segundo capiacutetulo se presenta una breve descripcioacuten de los conceptos
baacutesicos de los trazadores y en especial se muestra de una manera maacutes amplia
todo el procedimiento efectuado al utilizar trazadores radiactivos asiacute como los
caacutelculos que se realizan en el mismo
El tercer capiacutetulo muestra los datos reales del seguimiento realizado al proyecto
que actualmente se lleva a cabo en el campo Auca Se explica claramente el
arreglo de pozos escogido los puntos de monitoreo el caacutelculo de la cantidad de
trazador a inyectarse y el procedimiento baacutesico de inyeccioacuten en el pozo Ademaacutes
se presentan los caudales del agua inyectada durante el tiempo transcurrido para
el proyecto real Tambieacuten se indica el plan de muestreo el procedimiento para
tomar las muestras de cada punto de monitoreo y separar el agua de las mismas
la preparacioacuten de cada muestra de agua para el anaacutelisis en el contador de
centelleo liacutequido el procedimiento baacutesico de operacioacuten del contador de centelleo
liacutequido Despueacutes se presentan las curvas de paso obtenidas hasta el momento
para cada punto de monitoreo y las conclusiones baacutesicas que se pueden deducir
de las mismas
A partir de estas conclusiones se observa que el proyecto real de campo ha
experimentado una serie de desavenencias siendo el principal problema que auacuten
XV
no ha aparecido el trazador en ninguno de los pozos lo cual es contradictorio con
el modelo matemaacutetico realizado
Se muestra las diferentes correcciones que se realizan a las curvas de respuesta
luego de las cuales se procede a analizar los porcentajes de trazador recuperado
en cada pozo para obtener las direcciones preferenciales de flujo En esta parte
del proyecto se presenta un ensayo ajeno al estudio del Campo Auca con el
objetivo de explicar el procedimiento subsiguiente a la obtencioacuten de las curvas de
paso del trazador La razoacuten de esta iniciativa es la demora en la culminacioacuten del
proyecto de Auca el cual se piensa prolongar en un antildeo o dos Este ensayo
explica el meacutetodo para determinar las direcciones preferenciales de flujo a partir
de la cantidad de trazador recuperado en cada pozo del arreglo
En el capiacutetulo cuatro se explica la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim
que es un simulador sencillo que modela las curvas de respuesta y permite
obtener de manera esquemaacutetica las liacuteneas de corriente trazadas por el agua de
inyeccioacuten desde el inyector hacia los pozos productores del proyecto Auca
El capiacutetulo cinco contempla las conclusiones y recomendaciones del Proyecto La
conclusioacuten general se refiere a la explicacioacuten de las posibles causas que se
atribuyen a la desaparicioacuten del trazador en el proyecto real de campo
XVI
PRESENTACIOacuteN
Los mecanismos naturales de produccioacuten y explotacioacuten conocidos como
produccioacuten primaria contribuyen a la extraccioacuten de alrededor del 25 del petroacuteleo
almacenado en el reservorio permaneciendo el 75 restante incluido en los
poros y fisuras de las rocas Como la mayoriacutea de los reservorios se encuentran en
zonas saturadas con gases diluidos los mencionados mecanismos naturales se
basan principalmente en la accioacuten del agua que desplaza el petroacuteleo hacia los
pozos productores y a la expansioacuten de los gases
Sin embargo todo reservorio llega a una etapa en la cual la produccioacuten de crudo
ya no se efectuacutea de manera espontaacutenea es decir no se puede extraer maacutes
petroacuteleo con la energiacutea propia del yacimiento Por lo cual es necesario
suministrar una energiacutea que proporcione un empuje al ldquobanco de petroacuteleordquo Este
proceso se conoce como Recuperacioacuten Secundaria y consiste en la inyeccioacuten de
agua a traveacutes de determinados pozos (inyectores) que obligue al desplazamiento
de petroacuteleo hacia el resto de pozos (productores)
La Recuperacioacuten secundaria o ldquoasistidardquo ha adquirido una importancia relevante
para incrementar la produccioacuten de crudo y se ha transformado en una praacutectica
corriente en la mayoriacutea de los yacimientos Por ello cualquier teacutecnica que permita
alcanzar un conocimiento maacutes acabado del comportamiento del fluido de inyeccioacuten
en cada arreglo tendraacute necesariamente un amplio campo de aplicacioacuten
Al respecto el empleo de trazadores brinda una informacioacuten de inestimable valor en
relacioacuten al comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y del petroacuteleo
recuperado en yacimientos que operan bajo asistencia hiacutedrica La informacioacuten que
surge de su aplicacioacuten no puede ser obtenida por medio de ninguna otra teacutecnica por
lo que constituyen la mejor opcioacuten cuando se trata de valorar fenoacutemenos tales como
la existencia de heterogeneidades en la roca reservorio comunicaciones verticales
entre estratos entre otros
XVII
Por esta razoacuten el presente proyecto estaacute encaminado a estudiar el uso de un
trazador radiactivo con el fin de obtener informacioacuten respecto del comportamiento
del agua de inyeccioacuten en un reservorio en el cual se preveacute realizar un proyecto de
recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
El estudio se realiza a partir del proyecto real que se lleva a cabo en el Campo Auca
con un arreglo de un pozo inyector y tres pozos productores los cuales describen
una malla abierta El trazador utilizado es una solucioacuten de agua tritiada de una
concentracioacuten de 28 Curios de tritio inyectada en la arena ldquoTrdquo en enero de 2007 A
lo cual sigue un plan de muestreo de cada pozo productor y la correspondiente
lectura de muestras a fin de obtener la concentracioacuten de actividad en cada una de
ellas Con la ayuda de un ensayo similar (cuyos datos provienen de un yacimiento
argentino) se explica los caacutelculos realizados para obtener las curvas de respuesta y
la recuperacioacuten de trazador en cada pozo y subsiguientemente se grafican las
liacuteneas de corriente trazadas por el agua de inyeccioacuten considerando las barreras
sellantes que contempla el mapa estructural del Campo Auca
En definitiva este proyecto detalla la aplicacioacuten de los radiotrazadores sus
fundamentos y procedimientos como una de las teacutecnicas maacutes empleadas para
recabar informacioacuten del comportamiento dinaacutemico de un fluido inyectado en el
yacimiento
CAPIacuteTULO 1
DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL
COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO
111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO
El Campo Auca estaacute ubicado en la cuenca oriental al nororiente de la Regioacuten
Amazoacutenica a unos 260 Km al este de Quito y aproximadamente 100 Km al Sur de
la frontera con Colombia Tiene una longitud aproximada de Norte a Sur de 23 Km
con una franja de territorio de aproximadamente 92 2Km (Figura 11)
Este campo fue descubierto con la perforacioacuten del pozo Auca 1 que se inicioacute el
16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970 alcanzando una
profundidad de 10578 pies Su produccioacuten fue de 3072 BPPD de los reservorios
Holliacuten (31ordm API) y ldquoTrdquo (27ordm API)
112 LA ESTRUCTURA AUCA
Es un anticlinal bastante simeacutetrico elongado en direccioacuten NNO-S de
aproximadamente 23 km de longitud que se ensancha en direccioacuten norte (figura
12) con muy poca alteracioacuten tectoacutenica al techo de la arenisca U principal Las
fallas observadas en las secciones siacutesmicas alcanzan solamente Holliacuten y Napo
Basal (figura 13)
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIO S
Los principales reservorios de la columna estratigraacutefica del Campo Auca (figura
14) son
Holliacuten Principal Es una arenisca masiva de cuarzo no pudieacutendose realizar una
descripcioacuten maacutes detallada por carecer de nuacutecleos
2
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca
3
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo
4
Holliacuten Superior Se trata de una arenisca cuarzosa de grano fino con contenido
alto a medio de glauconita e importante presencia de material carbonaacuteceo La
porosidad promedio es de 14
Arenisca ldquoTrdquo Consiste en una arenisca cuarzosa limpia de grano fino con
esporaacutedicas capas de arcilla Los poros en algunas muestras se encuentran
rellenas con illita y caolinita Su porosidad es del 12 en promedio Hacia arriba
(ldquoTrdquo Superior) se desarrolla una arenisca cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino en
partes con fuerte bioturbacioacuten
Arenisca ldquoUrdquo Arenisca cuarzosa limpia masiva Hacia el techo del cuerpo ldquoUrdquo
principal (el maacutes limpio y desarrollado ubicado en la parte inferior) se encuentran
limolitas en estratos delgados La arenisca ldquoUrdquo superior es una arenisca
cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino dispuesta en capas delgadas con importante
bioturbacioacuten En promedio presenta una porosidad del 13
Arenisca Tena Basal Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano
medio a grueso con un promedio de porosidad del 19
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314
5
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS
La arenisca Holliacuten se depositoacute en un ambiente fluvial evolucionando a un
ambiente platafoacutermico posiblemente estuarino con influencia mareal
Las areniscas ldquoTrdquo y ldquoUrdquo fueron depositadas luego de una importante regresioacuten
marina con un desplazamiento de la liacutenea de costa en direccioacuten Oeste a partir de
la cual y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con
ingresos fluviales afectados por mareas con facies menos desarrolladas de
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca
6
barras y litofacies de llanura lodosa y areniscas glauconiacuteticas de plataforma
marina somera
Al tiempo Tena Basal se describen rellenos de canal con clastos gruesos
conglomeraacuteticos a la base posiblemente de origen fluvial y en partes se observa
influencia mareal
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS
El crudo Holliacuten Inferior es de 27ordm- 30ordm el de Holliacuten Superior de 27ordm- 32ordm el de ldquoTrdquo y
ldquoUrdquo de 24ordm- 29ordm y el de Tena Basal de 20ordm- 22ordm
Una muestra de crudo Holliacuten dio un valor de 113 de azufre Dos muestras de
crudo ldquoTrdquo mostraron porcentajes de azufre de 117 y 138 dos muestras de
ldquoUrdquo de 157 y 216 y una muestra de crudo Tena Basal de 107
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo
El extremo norte del campo no se encuentra muy conectado con el resto del
reservorio sin embargo tiene un soporte de presioacuten dado por la presencia de un
acuiacutefero noroeste La falla entre AU-05 y AU-37 juega probablemente un papel de
barrera de permeabilidad
El grado de comunicacioacuten es muy bueno entre los pozos AU-10 AU-08 AU-31 y
AU-33 El pozo AU-10 que tiene un corte de agua de 55 se comunica con el
acuiacutefero del flanco oeste a traveacutes de la falla de direccioacuten norte-sur Los pozos AU-
09 y AU-29 parecen tener menos soporte de los acuiacuteferos y el pozo AU-29 estaacute
protegido del acuiacutefero Este por una falla sellante La ausencia de caracteriacutesticas
reservorio en los pozos AU-01 y AU-17 confirma que los pozos AU-09 y AU-29
son poco conectados
En la parte central del campo se observa el mantenimiento de la presioacuten desde
los flancos Este y Oeste El reacutegimen de presioacuten parece homogeacuteneo en el aacuterea con
la excepcioacuten del sector de los pozos AU-25 y AU-43 donde la presioacuten es menor
7
En la parte sur del campo no se tiene fallas principales Al sur el pozo AU-15
cuenta con un importante influjo de agua El acuiacutefero Oeste es maacutes deacutebil pero
tiene una comunicacioacuten con el aacuterea de produccioacuten a traveacutes de la falla de
orientacioacuten Norte-sur
Uacutenicamente el pozo AU-21 tiene un comportamiento particular con un alto corte
de agua pero un deacutebil soporte en presioacuten la ausencia de reservorio en AU-20
sugiere una barrera local entre AU-20 y AU-21 El Anexo 1 muestra el mapa
Estructural de la arena ldquoUrdquo
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo
El extremo norte del campo no es bien conectado con el resto del yacimiento
como lo reflejan las presiones iniciales de los pozos AU-04 y AU-40 con valores
de 2000 psia por arriba de la tendencia general El acuiacutefero asociado es deacutebil lo
que explica la importante caiacuteda de presioacuten que sigue el arranque de la
produccioacuten El frente de agua no llega al pozo AU-40 La ausencia de reservorio
en AU-05 puede jugar un papel de barrera de permeabilidad por degradacioacuten de
facies al Sur de eacutesta aacuterea
En el norte del campo los pozos AU-10 y AU-37 (con maacutes de 70 de agua) tienen
una comunicacioacuten con el acuiacutefero Oeste pero sin gran soporte de presioacuten La falla
Oeste de direccioacuten Norte Sur no es sellante Los pozos AU-10 AU-17 AU-19
AU-33 y AU-09 presentan la misma evolucioacuten de presioacuten y siguen la tendencia
general de presioacuten
En la parte central del campo se observa un soporte de presioacuten desde los flancos
Este y Oeste El pozo AU-18 con 3000 psia de presioacuten no estaacute bien conectado
con el aacuterea de produccioacuten principal que tiene 1500 psia en AU-11 al mismo
tiempo En el pozo AU-18 la declinacioacuten de presioacuten es maacutes raacutepida auacuten si estaacute
comunicado con el acuiacutefero localizado al Este como refleja su alto corte de agua
de 70 Una reduccioacuten de permeabilidad o transmisividad existe probablemente
entre los pozos AU-18 y AU-11
8
Tambieacuten el pozo AU-30 estaacute aislado con 3000 psia de presioacuten inicial respecto a
los 1300 psia de la tendencia principal Se supone una barrera de permeabilidad
entre los pozos AU-30 y los pozos AU-07 y AU-16
En el sur del campo el pozo AU-15 tiene un buen soporte de acuiacutefero sur En los
pozos AU-20 22 y 27 el corte de agua estaacute por debajo del 10 y los pozos AU-
13 14 y 15 tienen maacutes del 80 de agua Esto sugiere que la falla de direccioacuten
Norte Sur entre AU-27 y AU-15 es sellante
Los pozos AU-15 y AU-27 tienen la misma ubicacioacuten estructural y corte de agua
muy diferentes El pozo AU-03 ubicado entre AU-27 y AU-20 tiene 65 de corte
de agua mucho maacutes que estos pozos El Anexo 1 muestra el mapa Estructural de
la arena ldquoTrdquo
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUC A
1171 Arenisca ldquoUrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos
saturados de petroacuteleo que van de 4 a 50 pies la porosidad es de 9 a 21 y la
saturacioacuten inicial de agua estaacute en el rango de 13 a 49 su presioacuten inicial fue de
4141 psia y la presioacuten actual es 1450 psia La presioacuten al punto de burbuja es de
243 psia La saturacioacuten de agua actual es de 29 El mecanismo de produccioacuten
dominante es el empuje hidraacuteulico lateral no muy activo la produccioacuten acumulada
es de 3791 MM BN y el API estaacute en el orden de 18 a 22ordm
1172 Arenisca ldquoTrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados que
van de 1 a 80 pies concentrando los mejores espesores de pago entre 20 y 80
pies a lo largo del eje estructural de los pozos AU-26 hasta el AU-22 la porosidad
tiene un rango de 9 a 21 y las saturaciones de agua variacutean de 10 a 47 La
presioacuten inicial fue de 4213 psia y la actual es de 1585 psia La presioacuten de burbuja
es de 667 psia El mecanismo de produccioacuten dominante es el empuje hidraacuteulico
lateral no muy activo la produccioacuten acumulada es de 61942 MM BN con una
gravedad de 28ordm API
9
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO
DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
Como es sabido el agua de inyeccioacuten cumple la funcioacuten de empujar o desplazar
el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores a traveacutes del medio poroso
(Figura 15) Por tanto para entender el comportamiento dinaacutemico del agua
inyectada en el yacimiento es importante revisar las propiedades baacutesicas de la
roca y fluido que controlan el flujo de fluidos en dicho medio poroso ya que son
los paraacutemetros baacutesicos que influyen en su desplazamiento
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS
El reservorio es una acumulacioacuten de hidrocarburos en un medio poroso
permeable constituido por rocas sedimentarias En el momento del
descubrimiento esta acumulacioacuten de fluidos presenta valores de presioacuten y
temperatura de equilibrio en todo su volumen poral La presencia de un reservorio
implica la formacioacuten y migracioacuten de los hidrocarburos y su posterior acumulacioacuten
en una trampa geoloacutegica estructural-estratigraacutefica Un yacimiento o campo
petroliacutefero puede estar constituido por varios reservorios situados a diferentes
Figura 15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo
10
profundidades con distintas presiones y temperaturas Estos reservorios estaacuten
aislados a sus alrededores por rocas impermeables o tan poco permeables que
no permiten el paso de los fluidos Por eso se habla de ldquotrampa de hidrocarburosrdquo
Las trampas estructurales estaacuten limitadas por arriba mediante una roca
impermeable o ldquotechordquo El techo impide la migracioacuten del petroacuteleo y gas
La gran mayoriacutea de los reservorios estaacuten situados en trampas estructurales
selladas por rocas impermeables Estas se subdividen en anticlinales y fallas
Figura 16 Estructura anticlinal
Figura 17 Falla geoloacutegica
11
debido a la forma de los lechos sedimentarios y sus contactos con las rocas
impermeables como se muestra en las figuras 16 y 17 La estructura anticlinal
es el resultado de un pliegue de la roca que le dio origen La falla se produce
cuando el terreno se fractura ocasionando que los estratos que antes coincidiacutean
se separen
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO
La presioacuten del reservorio es la energiacutea disponible maacutes importante para la
explotacioacuten del mismo Esta presioacuten es la presioacuten de los fluidos confinados en los
poros de la roca-reservorio
En el proceso de recuperacioacuten primaria la produccioacuten de hidrocarburos se realiza
a expensas de la energiacutea natural del reservorio es decir sin inyectar masa ni
energiacutea Aquiacute el petroacuteleo se produce gracias a la expansioacuten de los fluidos y la
roca reservorio Los fluidos y la roca son capaces de expandirse ocupando el
lugar dejado por el petroacuteleo que se produce debido a su compresibilidad su
enorme volumen y la disminucioacuten de la presioacuten del reservorio a medida que
avanza la explotacioacuten
El caacutelculo del factor de recuperacioacuten en la recuperacioacuten primaria depende de
cuaacuteles son los mecanismos de drenaje imperantes Aunque en la mayoriacutea de
casos el petroacuteleo se produce por una combinacioacuten de estos mecanismos
En la recuperacioacuten secundaria el desplazamiento del agua de inyeccioacuten que
empujaraacute al banco de petroacuteleo depende directamente de la energiacutea con la que se
inyecta es decir de la presioacuten de inyeccioacuten Por tanto esta presioacuten determina
cuan efectivo seraacute el desplazamiento del petroacuteleo hacia el pozo productor pues
debe proporcionar la energiacutea necesaria para ocasionar el barrido sin detenerse
hasta lograr la produccioacuten del crudo Sin embargo el eacutexito de este mecanismo no
es inyectar a una presioacuten demasiado alta ya que se debe cuidar que el agua no
fracture la formacioacuten puesto que si la presioacuten de fracturamiento se excede el
agua fluiraacute a traveacutes de la fractura hacia el pozo de produccioacuten sin cumplir el
objetivo deseado
12
En definitiva la presioacuten de inyeccioacuten es de gran importancia al analizar el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten sin embargo existen muchos
paraacutemetros que tambieacuten deben tomarse en cuenta
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
Una roca sedimentaria constituye un reservorio de hidrocarburos comercialmente
explotable cuando presenta dos propiedades La primera es la capacidad para
acumular y almacenar fluidos definida como porosidad de la roca Esta es una
propiedad estaacutetica
Ademaacutes para poder extraer los fluidos almacenados en la roca debe ser posible
moverlos hacia los pozos productores bajo un pequentildeo gradiente de potencial La
segunda propiedad es entonces la capacidad para hacer mover (transferir) los
fluidos Se la define como permeabilidad de la roca y es una propiedad dinaacutemica
La porosidad requiere espacios vaciacuteos en la roca-reservorio La permeabilidad
necesita que dichos espacios vaciacuteos esteacuten interconectados
1231 Porosidad
La porosidad equivale a la fraccioacuten de vaciacuteos existentes en la unidad de volumen
de roca Puede ser medida en forma directa en el laboratorio utilizando una
muestra de roca denominada testigo corona (core sample) o indirectamente
mediante perfilaje de pozos (well logging)
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria La primaria se
debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio La secundaria se
debe a movimientos posteriores que desataron la presencia de fracturas
cavernas y otras discontinuidades en la matriz Estas discontinuidades no
aumentan mucho la porosidad pero siacute pueden influir grandemente en la
permeabilidad El incremento del flujo debido a la porosidad secundaria es de
gran intereacutes en la ingenieriacutea de reservorios
13
La porosidad tambieacuten puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos
interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados) La suma
de ambas constituye la porosidad total Figura 18
1232 Permeabilidad
La permeabilidad depende exclusivamente del medio poroso y es independiente
del fluido que lo inunda En un mismo reservorio pueden encontrarse diferentes
valores de permeabilidad desde 1 mD hasta 1 D
La geometriacutea de los poros de la roca determina el valor de la permeabilidad A su
vez dicha geometriacutea depende del tamantildeo y de la forma de los granos de la roca
y de la distribucioacuten del tamantildeo de granos
El tamantildeo de grano de la roca tiene una gran influencia en la permeabilidad
aunque su efecto es pequentildeo en la porosidad Dicho tamantildeo de grano estaacute
relacionado con la superficie mojada a menor tamantildeo de partiacutecula mayor
superficie de contacto soacutelido-fluido
Debido a la friccioacuten del fluido contra la superficie en el contacto soacutelido-fluido la
velocidad es nula y el esfuerzo de corte es maacuteximo Por eso se consume mayor
energiacutea (hay maacutes peacuterdidas por friccioacuten) para hacer pasar un fluido a traveacutes de un
lecho rocoso de grano fino que a traveacutes de un lecho de grano grueso (figura 19)
Figura 18 Porosidad efectiva no efectiva y total
14
En resumen la permeabilidad del medio poroso es de gran importancia al hablar
del desplazamiento del agua de inyeccioacuten puesto que el yacimiento debe permitir
que el banco de petroacuteleo (que es empujado por el agua) se movilice a lo largo de
eacuteste de la manera maacutes uniforme posible y es precisamente aquiacute donde interviene
la buena conectividad de los poros del medio que permitan esta movilidad
Ademaacutes es claro que el agua de inyeccioacuten optaraacute por desplazarse atravesando
aquellas zonas que presenten una mejor permeabilidad dentro de las cuales
pueden estar fracturas lo cual ocasionariacutea un desastre al no cumplirse el
objetivo Por esta razoacuten la permeabilidad y porosidad del la roca son
determinantes el comportamiento del agua de inyeccioacuten
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS
1241 Mojabilidad
Se define mojabilidad (o ldquohumectabilidadrdquo) como la capacidad de posee un liacutequido
para esparcirse sobre una superficie dada es una funcioacuten del tipo de fluido y de la
superficie soacutelida (figura 110) Un liacutequido moja a un soacutelido cuando la adhesioacuten del
liacutequido al soacutelido es mayor que la cohesioacuten de las partiacuteculas liacutequidas entre siacute (figura
110) El aacutengulo θ se denomina aacutengulo de contacto y sirve para cuantificar la
mojabilidad Cuando θ lt 90deg el fluido moja al soacutelido y se llama fluido mojante
Cuando θ gt 90deg el fluido se denomina fluido no mojante A siacute la mojabilidad tiene
soacutelo un significado relativo
Figura 19 Efecto del tamantildeo de grano sobre la permeabilidad
15
1242 Tensioacuten Superficial
Si sobre la superficie de un liacutequido se coloca con cuidado una aguja o laacutemina
delgada de metal eacutesta flota pese a ser maacutes pesada que el liacutequido Este
experimento demuestra la existencia de una aparente peliacutecula superficial
constituida por una o varias capas de moleacuteculas que actuacutean como una membrana
elaacutestica La aparente membrana se origina en la atraccioacuten que las moleacuteculas del
liacutequido ejercen entre siacute (figura 111) Asiacute en la superficie se crea una tensioacuten
denominada ldquotensioacuten superficialrdquo
Este concepto se extiende a la interfase entre dos fluidos donde se origina una
ldquotensioacuten interfacialrdquo La figura 112 muestra los efectos combinados de la
mojabilidad y la tensioacuten superficial
En un reservorio se encuentran hasta tres fases agua petroacuteleo y gas Soacutelo las
dos primeras pueden mojar la roca El gas es siempre no mojante Se considera
que la mayoriacutea de las rocas reservorio (arenas o calizas) son preferentemente
mojadas por agua (hidroacutefilas) Esta mojabilidad es natural considerando que las
rocas tienen un origen sedimentario y estuvieron depositadas originalmente en un
ambiente acuoso antes de que el petroacuteleo se formara y migrara hacia ellas
Figura 110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material soacutelido y de las condiciones de su superficie
16
Sin embargo numerosos estudios de laboratorio y observaciones del
comportamiento de reservorios permiten concluir que tambieacuten hay formaciones
preferentemente mojadas por petroacuteleo (oleoacutefilas) de mojabilidad intermedia y de
mojabilidad mixta
Esto uacuteltimo significa zonas mojadas por petroacuteleo y zonas mojadas por agua
dentro de un mismo reservorio
125 PRESIOacuteN CAPILAR
Otro ejemplo del efecto combinado de la mojabilidad y la tensioacuten interfacial es el
ascenso de un fluido mojante en un tubo capilar Si un tubo capilar se coloca en
Figura 111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las moleacuteculas de liacutequido
Figura 112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua y mercurio en una superficie
17
un recipiente con agua el agua es empujada hacia arriba por su mojabilidad y su
adhesioacuten al tubo de vidrio En cambio con el mercurio ocurre todo lo contrario
debido a su falta de mojabilidad y a su alta tensioacuten superficial (Figura 113)
El agua sube maacutes alto en tubos de menor diaacutemetro hasta que la fuerza de
ascenso es balanceada por el peso de la columna de agua Pero alliacute ocurre otro
efecto la fuerza de gravedad que empuja hacia abajo hace que la peliacutecula
superficial se curve
El petroacuteleo se comporta en forma similar pero su ascenso capilar es menor
(aunque sea maacutes liviano) porque su tensioacuten superficial es menor (figura 114)
De este modo la curvatura en la superficie de un liacutequido en un tubo capilar se
produce como resultado de una depresioacuten originada por el agua suspendida (que
la empuja hacia abajo) y la tensioacuten superficial (que resiste el descenso) La
presioacuten es menor en la parte convexa de abajo que en la parte coacutencava de arriba
Esta diferencia de presioacuten a traveacutes de la interfase es denominada presioacuten capilar
Los efectos combinados de la mojabilidad tamantildeo y forma de los poros y
tensiones superficiales e interfaciales producen las llamadas ldquofuerzas capilaresrdquo
en el reservorio las mismas que inciden en el barrido del petroacuteleo (por parte del
agua inyectada) ya que actuacutean como fuerzas retentivas del fluido De este modo
el agua inyectada proporciona una energiacutea que logre vencer dichas fuerzas por
Figura 113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
18
tanto las fuerzas capilares siacute intervienen en el comportamiento dinaacutemico del agua
de inyeccioacuten
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN
Se denomina drenaje al desplazamiento de un fluido mojante presente
originalmente en la muestra rocosa por un fluido no mojante La imbibicioacuten es el
desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante La figura 115
ilustra los procesos de drenaje e imbibicioacuten respectivamente
Cabe sentildealar que para introducir un fluido no mojante hay que vencer la presioacuten
capilar para lo cual se aplica una presioacuten de entrada que produzca el
desplazamiento En cambio el proceso de imbibicioacuten es espontaacuteneo pues la
presioacuten capilar introduce el fluido en la muestra
Dependiendo si la roca es oleoacutefila o hidroacutefila el desplazamiento del petroacuteleo por el
agua inyectada constituye un proceso de drenaje o imbibicioacuten respectivamente lo
cual significa que esto tambieacuten influye en el comportamiento dinaacutemico del agua de
inyeccioacuten De este modo si la roca es oleoacutefila el agua se desplazaraacute por los
canales porosos maacutes grandes empujando el petroacuteleo que pueda ya que el resto
de crudo se pegaraacute a los poros maacutes pequentildeos Pero si la roca es hidroacutefila el
Figura 114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de ascenso del liacutequido
19
Figura 115 Drenaje e imbibicioacuten
agua seraacute forzada a invadir los conductos maacutes estrechos desplazando al petroacuteleo
de los mismos y dejando gotas de crudo alojadas en los poros maacutes grandes
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
El movimiento del petroacuteleo hacia el pozo productor y su posterior extraccioacuten se
debe a dos procesos fiacutesicos que ocurren generalmente combinados
1 la expansioacuten de la roca el petroacuteleo el gas y el agua al disminuir la alta presioacuten
inicial del reservorio
2 el barrido del petroacuteleo hacia el pozo por las otras dos fases gas yo agua
20
Este segundo proceso puede ocurrir naturalmente durante la recuperacioacuten
primaria o artificialmente durante la recuperacioacuten secundaria Se lo cuantifica con
la eficiencia al desplazamiento (a nivel microscoacutepico) y con la eficiencia
volumeacutetrica de barrido (a nivel macroscoacutepico)
La eficiencia de desplazamiento se define como la fraccioacuten de petroacuteleo contactado
por las otras dos fases que es efectivamente movilizado por ellas
ED=Voluacutemen de petroacuteleo movilizado por gas yo aguavoluacutemen de petroacuteleo
contactado por gas yo agua
En los procesos de recuperacioacuten secundaria mediante la inyeccioacuten de agua o gas
se introduce el concepto de eficiencia volumeacutetrica Esta es una medida
tridimensional de la eficiencia del barrido Depende principalmente del esquema
de inyeccioacuten produccioacuten (o sea de la ubicacioacuten de los pozos inyectores y
productores) de la relacioacuten de movilidades entre la fase desplazante y
desplazada y tambieacuten de las heterogeneidades del reservorio Se la define como
la fraccioacuten del petroacuteleo ldquoin siturdquo que es contactado por el fluido inyectado
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo
La figura 116 es una representacioacuten de dos canales porosos en un reservorio
mojado por agua El agua connata tambieacuten denominada agua irreducible ocupa
una peliacutecula delgada adherida a los granos de la roca mientras que el petroacuteleo se
encuentra en el centro de los canales
La saturacioacuten de agua connata es mucho menor en las rocas reservorio mojadas
por petroacuteleo que en las mojadas por agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
21
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
Figura 116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
Figura 117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
22
Para un sistema con dos canales de distinto diaacutemetro (figura 119) el agua tiende
a penetrar por imbibicioacuten en el canal superior de menor permeabilidad gracias al
empuje adicional suministrado por la presioacuten capilar
En el canal inferior de mayor diaacutemetro el agua se mueve pegada a las paredes
de los granos mientras la saturacioacuten de petroacuteleo disminuye El petroacuteleo se ubica
como un filamento continuo a medida que su diaacutemetro decrece la tensioacuten
interfacial agua-petroacuteleo aumenta (figura 120)
Figura 118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
Figura 119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los canales porales de baja permeabilidad
23
El proceso continuacutea hasta que el filamento se quiebra formaacutendose gotas o
gloacutebulos de petroacuteleo (figura 121) Estas gotas adquieren formas
aproximadamente esfeacutericas debido a la alta tensioacuten interfacial y permanecen
atrapadas en los poros Para desentramparlas se necesitariacutea una diferencia de
presioacuten externa entre la parte de atraacutes y la de delante de la gota mayor que la
presioacuten capilar
Cabe sentildealar que el desplazamiento de petroacuteleo por gas o por agua deja
petroacuteleo sin barrer en el reservorio Su saturacioacuten se denomina saturacioacuten
residual de petroacuteleo En general la saturacioacuten residual de petroacuteleo al barrido por
Figura 120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
Figura 121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que permanecen atrapadas en los poros
24
gas es mucho mayor que al barrido por agua pues este uacuteltimo proceso de barrido
es maacutes eficiente
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS
Cuando en el reservorio fluyen dos o maacutes fluidos inmiscibles cada fluido interfiere
con el flujo de los otros Esta reduccioacuten en la posibilidad de desplazamiento se
cuantifica con el concepto de permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa de
cada uno de los fluidos inmiscibles
La permeabilidad efectiva es una medida de la conductancia del medio poroso
para cada fase fluida y debe ser determinada experimentalmente utilizando
muestras de roca y realizando ensayos de flujos bifaacutesicos ya sea agua-petroacuteleo o
gas-petroacuteleo Ademaacutes estaacute influenciada por varios factores la geometriacutea del
medio poroso la mojabilidad de la roca reservorio la distribucioacuten de los fluidos en
el medio poroso y la saturacioacuten de cada uno de los fluidos Para un determinado
sistema roca-fluidos es entonces funcioacuten exclusiva de la saturacioacuten y de la
direccioacuten del desplazamiento (drenaje o imbibicioacuten)
Del mismo modo que la permeabilidad absoluta la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad relativa son propiedades dinaacutemicas La permeabilidad absoluta por
definicioacuten se mide con un fluido que satura el 100 del espacio poral Es una
propiedad de la roca y no del fluido que se mueve a traveacutes de la misma
25
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES
La viscosidad del petroacuteleo es la mayor consideracioacuten para determinar el
comportamiento de la inyeccioacuten Si todos los otros factores son los mismos la
recuperacioacuten de petroacuteleo para un petroacuteleo ligero seraacute mayor que para un petroacuteleo
pesado La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relacioacuten de la
permeabilidad efectiva a la viscosidad La movilidad del petroacuteleo es calculada por
(Ec 11)
Donde es la permeabilidad efectiva al petroacuteleo que depende de la saturacioacuten
del fluido y es la viscosidad del petroacuteleo a condiciones de reservorio De igual
manera la movilidad para el agua es
(Ec 12)
La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petroacuteleo
es influenciado fuertemente por la relacioacuten de movilidad M definido como la
relacioacuten de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido
desplazado Esta relacioacuten es
(Ec 13)
El comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y en general la eficiencia de
barrido depende directamente de la relacioacuten de movilidad puesto que un M =1
significa que tanto el agua como el petroacuteleo encuentran la misma resistencia a
fluir dentro del reservorio Si M lt1 el petroacuteleo fluye mejor que el agua y por ende
es faacutecil para el agua desplazar al petroacuteleo lo cual resulta en un buen recobro de
petroacuteleo Pero si M gt1 el agua tendraacute el comportamiento de fluir maacutes que el
petroacuteleo sin desplazarlo eficazmente
Figura 122 Curvas de permeabilidad relativa
26
1211 CONCLUSIOacuteN
El comportamiento dinaacutemico del fluido de inyeccioacuten estaacute determinado por el efecto
combinado de varios paraacutemetros inherentes a las condiciones de reservorio y del
fluido mismo Las heterogeneidades del reservorio (presencia de fallas o capas
impermeables) influyen directamente en el desplazamiento del agua puesto que
eacutesta atravesaraacute aquellos conductos tortuosos que le permitan fluir con facilidad
Por esta razoacuten la magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son
consideraciones importantes Si la permeabilidad es muy baja no seraacute posible
inyectar agua a altas tasas en cambio capas con alta permeabilidad y que son
continuas entre el pozo inyector y productor causaraacuten temprana irrupcioacuten del
frente de agua en los pozos de produccioacuten y dejaraacuten de lado petroacuteleo en zonas de
baja permeabilidad
La presioacuten de inyeccioacuten constituye la energiacutea brindada al agua para que logre
empujar el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores de ahiacute que el alcance
longitudinal desplazado depende de esta fuerza
Las fuerzas capilares de la roca asiacute como su preferencia de humectabilidad
tambieacuten inciden directamente en la manera de comportarse del agua inyectada
De aquiacute se infiere que la recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua es maacutes
eficaz para el reservorio predominantemente hidroacutefilo puesto que el agua es
atraiacuteda hacia los poros maacutes estrechos y desplaza con facilidad el petroacuteleo
entrampado Todo esto estaacute iacutentimamente relacionado con las curvas de
permeabilidad relativa la saturacioacuten de los fluidos en la roca y a la vez con la
relacioacuten de movilidades Por tanto todos estos son los paraacutemetros fundamentales
que intervienen en el desplazamiento del agua de inyeccioacuten y por ende en el
barrido de petroacuteleo
27
CAPIacuteTULO 2
TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN
EL YACIMIENTO
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES
211 CONCEPTO DE TRAZADOR
El meacutetodo de trazadores es una teacutecnica para obtener informacioacuten de un sistema o
parte de un sistema mediante la observacioacuten del comportamiento de una
sustancia especiacutefica (el trazador) que ha sido agregada al proceso
Esto implica marcar con el trazador una fase o parte determinada del sistema
denominada material marcado hacieacutendola asiacute faacutecilmente identificable
A partir de esta afirmacioacuten es posible establecer un concepto de trazador
ldquoEl trazador es una sustancia especiacutefica que sirve para marcar o
hacer maacutes faacutecilmente identificable una fase especiacutefica o parte de
un sistema denominado material marcadordquo
En otras palabras el principio baacutesico del meacutetodo de los trazadores es marcar una
sustancia un objeto o una fase y despueacutes seguirlo a traveacutes del sistema o llevar a
cabo la determinacioacuten cuantitativa del mismo despueacutes que ha abandonado el
sistema
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES
En general un experimento con trazadores consiste en inyectar en un punto Pi
del sistema entre ti y ti + Dti cierta actividad Ai incorporada a un volumen Vi de
producto marcado y observar la aparicioacuten y concentracioacuten de la actividad en
funcioacuten del tiempo en un punto Po Esta situacioacuten se representa en la figura 21
En general para que un trazador pueda ser utilizado en un estudio de cualquier
iacutendole debe
bull Comportarse de la misma forma que el material sujeto a investigacioacuten
28
bull Ser faacutecilmente detectable en bajas concentraciones
bull La deteccioacuten debe ser inequiacutevoca
bull La inyeccioacuten deteccioacuten y muestreo debe realizarse sin introducir
perturbaciones en el sistema
Estos requerimientos lo satisfacen tres tipos de trazadores
bull los trazadores estables (colorantes o sales quiacutemicas)
bull los trazadores activables (compuestos estables que se transforman en
radiactivos por irradiacioacuten) y
bull los trazadores radiactivos
S I S T E M A
Entrada
Salida
Inyeccioacuten deltrazador
Trazador
Figura 21 Esquema de un experimento con trazador
Figura 22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
29
22 TRAZADORES RADIACTIVOS
Si se agrega un colorante al tanque de agua de una casa y se abre una canilla en
un extremo de la instalacioacuten se puede medir el tiempo que tarda en observarse su
aparicioacuten de esta manera se infiere el largo de la cantildeeriacutea y otros paraacutemetros El
colorante de esta manera se comportoacute como un trazador Si en lugar de un
colorante se hubiese agregado un radioisoacutetopo no soacutelo seriacutea posible realizar la
misma experiencia sino tambieacuten seguir la trayectoria dentro de la cantildeeriacutea desde
el exterior de la pared puesto que la radiacioacuten emitida puede atravesarla y ser
detectada con facilidad de este modo se tendriacutea un trazador radiactivo
En general los trazadores radiactivos o radiotrazadores son sustancias
radiactivas que incorporadas al sistema en estudio proporcionan informacioacuten
sobre su comportamiento la que se obtiene mediante la deteccioacuten y el anaacutelisis de
la radiacioacuten emitida Asiacute los radiotrazadores se usan eficientemente para
monitorear el curso de muchos procesos industriales sin interrumpir la produccioacuten
ya que se comportan como verdaderos ldquoespiacuteasrdquo introducieacutendose en un sistema
en forma praacutecticamente desapercibida (debido a su utilizacioacuten en pequentildeas
cantidades) brindando luego informacioacuten acerca del mismo a un observador
externo
Con la utilizacioacuten de los radiotrazadores se pueden determinar paraacutemetros de
transporte de material como por ejemplo flujos volumeacutetricos y maacutesicos
distribucioacuten de tiempos de residencia coeficientes de dispersioacuten ubicar o
cuantificar fugas y filtraciones y realizar balances de masa entre otras
aplicaciones
En la prospeccioacuten petroliacutefera se utilizan equipos que determinan el perfil de las
propiedades del terreno a grandes profundidades permitiendo inferir cuales son
las posibilidades existentes de que un medio geoloacutegico dado albergue petroacuteleo
En las mediciones de caudal de agua para la recuperacioacuten secundaria de
petroacuteleo se utilizan soluciones de iodo 131 con actividades menores de 1 TBq
diluidas en el agua de inyeccioacuten Se agrega agua tritiada (marcada con tritio) en
30
un pozo A lo largo de los meses se obtienen muestras de los pozos adyacentes
y midiendo el tritio por centelleo liacutequido se establece la conexioacuten entre los pozos
221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTR AZADORES
Las ventajas maacutes notables son
bull Alta sensibilidad de deteccioacuten
bull La gran diversificacioacuten de los radioisoacutetopos hace factible que casi siempre
se pueda encontrar al menos uno que sea el adecuado para la
investigacioacuten a realizar
bull Pueden ser utilizados para el marcaje fiacutesico o quiacutemico
bull Posibilidades de deteccioacuten ldquoin siturdquo sin necesidad de llevar a cabo el
muestreo
bull Independencia de su deteccioacuten de condiciones imperantes como la
temperatura presioacuten etc
bull En ocasiones es la uacutenica viacutea para diferenciar el comportamiento de un
elemento en diferentes fases o estados quiacutemicos
Las desventajas maacutes significativas son
bull La principal sin duda alguna la relacionada con la propia presencia de la
radiactividad y por los efectos y riesgos que conlleva su manipulacioacuten si no
se extreman los cuidados exigidos por las normas de seguridad y de
proteccioacuten radioloacutegica
bull Los efectos radiacionales que pueden introducir cambios en los sistemas
bioloacutegicos alterando los resultados de las experiencias
bull La formacioacuten de radiocoloides que pueden llevar a la adsorcioacuten y peacuterdidas
en ocasiones completas del radiotrazador
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO
Dada la gran diversidad de los isoacutetopos radiactivos (principalmente los artificiales)
siempre existe la posibilidad de que maacutes de un radioisoacutetopo satisfaga los
requerimientos de la investigacioacuten a realizar En estos casos los factores maacutes
importantes a tener en cuenta son
31
bull el periodo de semidesintegracioacuten
bull la actividad especiacutefica
bull tipo de radiacioacuten
bull la energiacutea de la radiacioacuten
bull el tipo de trazador (fiacutesico o quiacutemico)
El orden de estos factores no indica prioridad alguna y puede darse el caso de
que las restricciones de uno de eacutestos invaliden a los restantes y por tanto limite
el empleo del trazador previamente seleccionado
223 EL TRITIO
El hidroacutegeno natural estaacute constituido en un 99985 por un isoacutetopo (1H)
caracterizado por poseer un uacutenico protoacuten en su nuacutecleo mientras que la fraccioacuten
restante estaacute integrada por otro isoacutetopo (2H) llamado deuterio cuyo nuacutecleo posee
un protoacuten y un neutroacuten Ambos son estables
Por medio de ciertas reacciones nucleares es factible producir un tercer isoacutetopo
del hidroacutegeno (3H) conocido como tritio con un protoacuten y dos neutrones en su
nuacutecleo atoacutemico
En este caso el exceso de neutrones hace que dicho nuacutecleo sea inestable
(isoacutetopo radiactivo) y que entonces busque la estabilidad a traveacutes de la emisioacuten
de una partiacutecula beta para transformarse en un isoacutetopo del helio
El tritio (Hidroacutegeno-3) tiene un tiempo de vida media de 123 antildeos y es producido
naturalmente por la accioacuten de rayos coacutesmicos sobre gases atmosfeacutericos Tambieacuten
puede ser manufacturado artificialmente Es un gas incoloro e inodoro maacutes
liviano que el aire Estaacute presente en el aire y en el agua formando el compuesto
conocido como agua tritiada en todo el mundo y es habitualmente ingerido e
inspirado por todos Todos los seres humanos tenemos trazas de tritio asiacute como
32
otros isoacutetopos radiactivos que ocurren naturalmente Tambieacuten puede aparecer en
los reservorios de agua subterraacutenea gracias a la infiltracioacuten del agua de
precipitacioacuten
Las emisiones beta del tritio son de baja energiacutea no emitiendo ninguna otra
radiacioacuten primaria De hecho el tritio emite el nivel maacutes bajo de energiacutea por
radiacioacuten beta de todos los isoacutetopos (en la praacutectica implica que sus partiacuteculas beta
son faacutecilmente detenidas por finas capas de cualquier material soacutelido)
Figura 24 Esquema de desintegracioacuten de la moleacutecula de agua tritiada
Figura 23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
33
2231 Medicioacuten de tritio
La particularidad del tritio de ser un emisor beta puro de baja energiacutea hace que su
medicioacuten con alta eficiencia soacutelo sea posible en laboratorio mediante la teacutecnica
conocida como centelleo liacutequido
Las muestras de agua tritiada se limpian filtran y fraccionan en voluacutemenes del
orden de los 8 a 10 ml Luego se mezclan con una sustancia denominada coacutectel
centelleador que se caracteriza por la propiedad de emitir fotones luminosos
cuando las partiacuteculas beta provenientes de la desintegracioacuten del tritio
interaccionan con sus aacutetomos Los fotones son detectados por vaacutelvulas
denominadas fotomultiplicadores que entregan pulsos con amplitud proporcional a
la energiacutea de la partiacutecula y frecuencia proporcional a la actividad presente en la
muestra Estos pulsos son procesados y contados por la unidad electroacutenica
La respuesta es expresada en pulsos o cuentas por unidad de tiempo (cuentas
por minuto) o bien si se considera la eficiencia del sistema de medicioacuten
directamente en desintegraciones por unidad de tiempo (desintegraciones por
minuto)
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
Cuando se desea medir la actividad de un isoacutetopo emisor de partiacuteculas beta de
poca energiacutea puede utilizarse el principio de la excitacioacuten de los aacutetomos de un
cristal de yoduro de sodio cuando una partiacutecula pasa a traveacutes del mismo Asiacute es
como los cristales y sustancias fluorescentes asociados a un fototubo sensible a
la luz han permitido idear aparatos que permiten analizar una muestra de
radioisoacutetopos con gran eficiencia ya que cada vez que ocurre un centelleo de la
sustancia fluorescente (usualmente yoduro de sodio) el fototubo hace una sentildeal
eleacutectrica que una vez amplificada varias miles de veces es capaz de ser
registrada (figura 25) Estos aparatos se conocen como contadores de centelleo
Del mismo modo para determinar radiaciones beta de baja energiacutea como las del
tritio (3H) y las del 14C se emplean con excelentes resultados los llamados
contadores de centelleo liacutequido
34
En ellos el material fluorescente estaacute formado por ciertas moleacuteculas que se
disuelven en un solvente apropiado La muestra que contiene el material
radioactivo se sumerge en este liacutequido (coctel) centelleador y origina en eacutel
pequentildeos destellos luminosos que pueden ser reconocidos y contados mediante
un sistema apropiado que comprende fototubos y amplificadores de sentildeal como
se muestra en la figura 26
Figura 26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
Figura 25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
35
Figura 27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE
INTERCONEXIOacuteN DE POZOS
El empleo de trazadores radiactivos constituye la mejor teacutecnica para alcanzar un
conocimiento maacutes claro del comportamiento del fluido de inyeccioacuten en el
yacimiento y por ende su utilidad es muy amplia en los estudios de interconexioacuten
entre pozos
Un estudio de este tipo se inicia con la incorporacioacuten al pozo en forma conjunta con
el agua de inyeccioacuten de una solucioacuten acuosa en la que se encuentra el trazador
bajo una forma quiacutemica apropiada Posteriormente una planificada y ordenada
extraccioacuten de muestras en los pozos productores posibilita la generacioacuten de graacuteficos
representativos de las curvas de respuesta o funciones de transferencia
La adecuada interpretacioacuten de las funciones de transferencia inyector-productor
obtenida mediante trazadores ha permitido a los ingenieros de reservorio reunir
valiosa informacioacuten y tomar importantes decisiones tales como confirmar la
36
existencia de fallas geoloacutegicas modificar el trazado de algunas de esas fallas
redefinir fallas como sellantes o no sellantes encontrar direcciones preferenciales
de desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el aacutembito de todo el yacimiento
cerrar capas en algunos productores por presencia de canalizaciones desde el
inyector determinar conexiones verticales entre distintos estratos productores
reasignar productores a distintos inyectores (es decir reorganizar la composicioacuten
de los arreglos) modificar el caudal de inyeccioacuten en ciertos pozos evaluar la
eficiencia de recuperacioacuten secundaria confirmar o modificar anaacutelisis volumeacutetricos
previos y estimar la permeabilidad media de los distintos arreglos
En los estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos la seleccioacuten de tritio como
trazador es la uacutenica opcioacuten factible para llevar a cabo este trabajo
El tritio es un radioisoacutetopo emisor beta puro y constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten
a nivel mundial en razoacuten de las siguientes ventajas
Posibilidad de marcar grandes voluacutemenes del medio con una pequentildea masa de
trazador (propiedad comuacuten a cualquier radioisoacutetopo)
Ser un emisor beta puro de baja energiacutea lo que hace innecesario el empleo de
grandes blindajes y praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
Facilidad para ser medido con gran sensibilidad lo que permite su deteccioacuten en
concentraciones sumamente bajas
Comportamiento ideal por tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en
consecuencia formar parte de la moleacutecula de agua
231 INYECCIOacuteN
Se han propuesto y empleado diversas teacutecnicas destinadas a la incorporacioacuten del
trazador a la capa en estudio En todos los casos debe asegurarse que la inyeccioacuten
se efectuacutee en forma instantaacutenea condicioacuten que se cumple cuando el tiempo que
demora el trazador en ingresar es despreciable comparado con su tiempo de
traacutensito entre pozos
37
Este requerimiento se cumple faacutecilmente cuando se emplean radiotrazadores debido
a los pequentildeos voluacutemenes involucrados
El empleo de una bomba dosificadora es una de las posibles alternativas para lograr
una correcta inyeccioacuten cuando la presioacuten en la boca del pozo productor es superior
a la atmosfeacuterica La bomba se alimenta de un recipiente en el que se encuentra la
solucioacuten marcadora acoplaacutendose su salida al caudal principal de inyeccioacuten de agua
de formacioacuten Si la presioacuten en la boca del pozo productor es inferior a la atmosfeacuterica
la inyeccioacuten puede efectuarse en forma directa por medio de una pequentildea bomba
peristaacuteltica La figura 28 muestra los esquemas de ambas alternativas
Otra posibilidad consiste en tomar una derivacioacuten del caudal normal de inyeccioacuten y
hacerla pasar por el recipiente que almacena el trazador Accionando vaacutelvulas
adecuadamente dispuestas se logra arrastrar el fluido en forma efectiva Esta
alternativa que es tal vez la maacutes barata y eficaz ha sido aplicada exitosamente en
numerosos estudios La figura 29 presenta un esquema representativo de esta
teacutecnica de inyeccioacuten
Finalmente tambieacuten puede utilizarse alguna herramienta especial de inyeccioacuten que
permita cargar el trazador en superficie y luego ser llevada hasta el nivel de
inyeccioacuten para luego ser accionada en forma remota
Por supuesto que en todos casos la capa a estudiar debe encontrase aislada de
las restantes por medio de mandriles u otros elementos apropiados
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Pequentildea bomba
Pozo sin presioacuten
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Abierto
Bomba dosificadora
Pozo bajo presioacuten
Figura 28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
38
232 MUESTREO
El muestreo es una operacioacuten simple que normalmente la realiza el personal del
yacimiento sin ninguna dificultad Es importante rotular los frascos que almacenan
las muestras con alguacuten medio indeleble escribiendo sobre ellos una referencia
alfanumeacuterica faacutecilmente identificable Cada enviacuteo de muestras debe acompantildearse
de una planilla que indique el nuacutemero de pozo al que pertenece cada una de ellas y
la fecha de extraccioacuten Cuando se toma maacutes de una muestra diaria debe indicarse
tambieacuten la hora El volumen de la muestra dependeraacute del trazador utilizado y de la
teacutecnica de medicioacuten seleccionada
El plan de muestreo debe comprender una alta frecuencia de toma de muestras
durante los diacuteas inmediatamente posteriores a la inyeccioacuten para luego ir
disminuyendo el ritmo a medida que transcurre el tiempo Dos muestras diarias los
primeros dos o tres diacuteas una por diacutea la semana siguiente y asiacute sucesivamente hasta
llegar a una muestra semanal cuando hayan pasado algunos meses suele ser un
plan racional Muchas veces la respuesta del pozo suele aparecer en forma tardiacutea y
extenderse durante muchos meses y hasta antildeos En estos casos luego del primer
antildeo de muestreo una muestra mensual resulta suficiente
El motivo de la alta frecuencia inicial es la posibilidad de presencia de una
canalizacioacuten a traveacutes de la cual el trazador emerja en el pozo productor muy
raacutepidamente antes de haberse dispersado longitudinalmente produciendo en
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Abierto
Figura 29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de inyeccioacuten
39
respuesta corta pero de gran amplitud que soacutelo es posible reconstituir si se tiene un
nuacutemero suficiente de muestras La tabla 1 indica la frecuencia de muestreo
usualmente utilizada Ademaacutes debe recordarse que antes de la inyeccioacuten es
necesario extraer una muestra de cada productor para poder cuantificar el fondo
que corresponde a la concentracioacuten de tritio innata del reservorio
Tabla 1 FRECUENCIA DE MUESTREO
MES MUESTRAS POR CADA POZO PRODUCTOR
1Una antes de la inyeccioacuten Una muestra cada uno de los primeros
tres diacuteas posteriores a los de la inyeccioacuten Tres muestras semanales el resto del mes
2 Tres por semana
3 a 5 Dos por semana
6 a 8 Una por semana
9 a 11 Dos por mes
12+ Una por mes
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS
En caso de trabajar con trazadores radiactivos es sabido que la lectura entregada
por cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta
Para transformarla en actividad neta es necesario obviamente restar el fondo de
radiacioacuten natural el cual se obtiene a partir de la medicioacuten de la muestra extraiacuteda del
respectivo pozo antes de la inyeccioacuten Sin embargo si el trazador demora en
aparecer es decir si no se estaacute en presencia de una canalizacioacuten puede obtenerse
un valor maacutes representativo del fondo calculando la media aritmeacutetica de las
primeras mediciones teniendo en cuenta que cuantos maacutes puntos se tomen menor
seraacute su coeficiente de variacioacuten
Al respecto es bueno recordar que la desintegracioacuten radiactiva es un fenoacutemeno
estadiacutestico que responde a la distribucioacuten binomial y que puede ser aproximado por
las funciones de distribucioacuten de Poisson y de Gauss Aplicando esta uacuteltima puede
considerarse que la totalidad de los valores de una serie de mediciones estaacute
40
comprendida en un intervalo de cinco desviaciones estaacutendar centrado en el valor
medio Por lo tanto para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones las mismas deberiacutean diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo
Ese criterio se utiliza tambieacuten para determinar si una muestra de baja actividad es
realmente activa o si se estaacute midiendo un valor perteneciente a la banda de
fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural Es decir que una muestra contendriacutea
restos de trazador cuando se diferencie del fondo en maacutes de cinco desviaciones De
aquiacute se derivan los conceptos de liacutemite de deteccioacuten y de concentracioacuten miacutenima
detectable Si se desea trabajar cuantitativamente con los resultados de esas
mediciones es mejor adoptar un criterio maacutes seguro y definir la concentracioacuten
miacutenima medible como aquella cuya lectura de actividad se diferencia de la
correspondiente al fondo en diez o maacutes desviaciones estaacutendar
El liacutemite de deteccioacuten puede ser calculado mediante la siguiente expresioacuten
m
Fd Vte
NL
82=
(Ec 21)
Siendo
Ld Liacutemite de deteccioacuten (Bq L)
NF Nuacutemero de cuentas de fondo acumuladas durante un tiempo t
t Tiempo de medicioacuten (s)
e Eficiencia (cuentas desintegracioacuten)
Vm Volumen de la muestra (L)
Otra consecuencia de las variaciones estadiacutesticas es la dificultad de establecer
funciones de ajuste debido a la dispersioacuten de los datos originales A efectos de
suavizar algo las curvas de respuesta puede aplicarse a los valores de actividad o
concentracioacuten neta alguacuten procedimiento de alisado por ejemplo el reemplazo de
cada valor por el promedio de los tres o cuatro anteriores
Por uacuteltimo para poder comparar mediciones pertenecientes a muestras extraiacutedas en
distintos diacuteas se requiere corregir los resultados por decaimiento radiactivo Si bien
41
en el caso del tritio el periacuteodo es lo suficientemente largo como para que sean
innecesarias las correcciones cuando las diferencias son de algunos diacuteas en el
caso de que el muestreo se prolongue durante meses es conveniente efectuar esta
correccioacuten que implica una modificacioacuten en los datos de 046 mensual
234 RESPUESTA TEMPORAL
La respuesta temporal de cada pozo estaacute constituida por la representacioacuten graacutefica
de la concentracioacuten de actividad neta corregida por decaimiento en funcioacuten del
tiempo Tal como se dijo los datos originales pueden haber sido sometidos a un
procedimiento de alisado
Como consecuencia de esto resulta importante el trazado de la curva de actividad
total recuperada en funcioacuten del tiempo ya que ella permite determinar los factores de
reparto del trazador entre los distintos pozos
La curva de actividad recuperada se obtiene multiplicando los valores de ordenada
por el caudal del pozo productor e integrando la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo
numeacuterico tal como el de los trapecios o si se cuenta con un nuacutemero suficiente de
mediciones el de Simpson La aplicacioacuten de teacutecnicas maacutes complejas por lo general
no se justifica en razoacuten de la dispersioacuten estadiacutestica de los datos experimentales y de
las variaciones en los paraacutemetros de operacioacuten del arreglo
En la figura 210 se presenta un ejemplo real de las respuestas instantaacutenea y
acumulada de un pozo productor ante una inyeccioacuten de tritio
Respuesta del pozo Nordm 1
0
25000
50000
75000
100000
125000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
diacuteas
Con
cent
raci
oacuten
0
2000
4000
6000
8000
10000
Acu
mul
ada
Concentracioacuten de actividad Actividad recuperada
Figura 210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
42
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal
Como se dijo la informacioacuten maacutes importante a obtenerse de la representacioacuten de la
concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo es la funcioacuten de recuperacioacuten de
masa o actividad de trazador seguacuten se trabaje con trazadores quiacutemico o radiactivo
Esta nueva curva representa la cantidad de trazador recuperada en el pozo bajo
estudio en funcioacuten del tiempo
Para un instante dado ti la ordenada de la funcioacuten acumulativa estaacute dada por la
siguiente expresioacuten
int= it
i tdtCtqtA0
)()()( (Ec 22)
Siendo
A(ti) cantidad de trazador recuperada hasta ti (Kg o Bq)
Q(t) caudal de produccioacuten agua del pozo en funcioacuten del tiempo (m3 diacutea)
C(t) concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo (Kg m3 o Bq m3)
ti tiempo transcurrido desde la inyeccioacuten (diacuteas)
El caudal de produccioacuten de agua es un dato del que se dispone en el yacimiento
por lo general actualizado en forma mensual
De la curva de respuesta temporal puede extraerse faacutecilmente el tiempo de arribo
del trazador (conocido como breakthrough en ingleacutes) definido como el instante en el
que la concentracioacuten de trazador en el agua extraiacuteda del pozo productor supera el
liacutemite de deteccioacuten
Otro valor importante es el tiempo medio de residencia del agua de inyeccioacuten
definido en forma similar que para los estudios de procesos es decir como larelacioacuten
entre el volumen involucrado en el mismo (V) y el caudal que lo alimenta (Q)
(Ec 23)
A partir de los datos experimentales se obtiene de la siguiente manera
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
tdtC
tdtCtt (Ec 24)
Q
Vt =
43
Finalmente tambieacuten puede determinarse el tiempo final a partir del instante en el
que la respuesta cae por debajo del liacutemite de deteccioacuten Sin embargo el muestreo
suele ser interrumpido antes de que se alcance este punto y por ello se hace
necesario extrapolar la cola de la respuesta mediante una funcioacuten exponencial y a
partir de ella calcular el instante en que la respuesta finaliza
Conociendo la distancia entre los pozos inyector y productor y a partir de los tiempos
de arribo medio y final pueden obtenerse las velocidades maacutexima media y miacutenima
de desplazamiento del agua inyectada
La recuperacioacuten total de trazador en cada pozo se determina extrapolando a tiempo
infinito la respuesta acumulada tomando como base la aproximacioacuten exponencial
de la funcioacuten que representa la concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo
seguacuten se mencionoacute maacutes arriba El cociente entre la cantidad de trazador recuperada
en el pozo considerado y la inyectada representa la fraccioacuten de agua inyectada que
alcanza dicho pozo
La suma de estas fracciones deberiacutea de ser unitaria para todos los pozos de un
arreglo lo que implicariacutea una recuperacioacuten total del trazador inyectado y un perfecto
balance de masas Sin embargo la recuperacioacuten total suele oscilar entre el 30 y el
80 para el caso del tritio que es el trazador ideal para el agua debido a que el
mismo continuacutea su desplazamiento hacia puntos maacutes alejados del yacimiento y a
que en alguacuten momento su concentracioacuten cae bajo el liacutemite de deteccioacuten aunque
mantenga su presencia en miacutenimas concentraciones Para mejorar el balance de
masas y para obtener informacioacuten adicional es conveniente muestrear tambieacuten
pozos de segunda liacutenea
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA
Cuando se emplean trazadores para estudios de procesos industriales es comuacuten
representar la respuesta del sistema mediante un graacutefico que representa la
concentracioacuten del trazador de salida en funcioacuten del tiempo y calcular a partir de ella
el tiempo medio de residencia la varianza y otros paraacutemetros relacionados con la
respuesta temporal
44
Si bien la respuesta temporal tambieacuten es ampliamente utilizada cuando se trabaja
en estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos tal como se presentoacute en el punto
anterior adolece de algunos inconvenientes que limitan su utilidad En efecto
variaciones en el caudal de inyeccioacuten comunes en cualquier yacimiento producen
alteraciones en las curvas de respuesta Para evitar este inconveniente es una
alternativa interesante representar la concentracioacuten de salida en el productor en
funcioacuten del volumen inyectado acumulado siempre que se disponga de este dato
La funcioacuten asiacute obtenida seraacute insensible a las variaciones de caudal pero mantendraacute
la forma general de la respuesta temporal El volumen inyectado acumulado puede
calcularse a partir del caudal de inyeccioacuten En la figura 211 pueden observarse las
respuestas temporal y volumeacutetrica para un mismo pozo pudiendo comprobarse que
ambas son ideacutenticas formalmente
La respuesta volumeacutetrica en un pozo productor a un impulso de trazador en el pozo
inyector representa el volumen de poros barridos por el agua de inyeccioacuten en cada
instante El baricentro de la respuesta volumeacutetrica es una medida del volumen
medio de poros barrido para el arreglo considerado
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
VdVC
VdVCVV (Ec25)
La porcioacuten del volumen medio de poros barrido que afecta a un par inyector-
productor se obtiene multiplicando el valor anterior por la fraccioacuten de trazador
recuperada en el correspondiente productor
Respuesta temporal del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 100 200 300 400
tiempo (diacuteas)
Con
cent
raci
oacuten
Respuesta volumeacutetrica del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 10000 20000 30000 40000
volumen inyectado (m 3)
Con
cent
raci
oacuten
Figura 211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
45
La figura 212 muestra en forma cualitativa algunos casos tiacutepicos de respuesta de
pozos ante una inyeccioacuten puntual de trazador Ademaacutes se muestran valores propios
de los tiempos de residencia y de velocidad del agua e inyeccioacuten para cada uno de
los casos
En el primer caso se produce una canalizacioacuten al inicio del muestreo y luego se
observa el paso del trazador a traveacutes de otro estrato a partir de los 250 diacuteas maacutes o
menos El anexo 2 explica con maacutes claridad lo que sucede cuando se produce una
canalizacioacuten del agua de inyeccioacuten en el reservorio Cabe resaltar el alto valor de la
velocidad del agua que conlleva la canalizacioacuten de la misma
Figura 212 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
46
Para el segundo caso se observan dos curvas de paso del trazador la una a
continuacioacuten de la otra Esto muestra el arribo del trazador a traveacutes de dos patrones
de flujo el uno de alta dispersioacuten y el otro de baja dispersioacuten los cuales obedecen a
las propiedades intriacutensecas de dos estratos diferentes por los cuales se desplazoacute el
agua de inyeccioacuten
En el tercer caso se plantea el paso del trazador con una alteracioacuten en el flujo
causada por interferencia lo cual es muy comuacuten en el anaacutelisis de las curvas de
respuesta como se veraacute en el ensayo posterior
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS
Es importante intentar el ajuste de los datos experimentales por medio de
expresiones teoacutericas que respondan a un modelo matemaacutetico adecuado descriptivo
del arreglo bajo anaacutelisis Mediante la aplicacioacuten de estas funciones las curvas de
transferencia pueden descomponerse en varias respuestas elementales a partir de
las cuales pueden efectuarse caacutelculos comparativos tales como valores de
permeabilidad relativa entre diversos estratos
2361 Modelos Simples
Entre los modelos sencillos para ajuste de los valores experimentales algunas
funciones desarrolladas para interpretar el movimiento de trazadores en aguas
subterraacuteneas constituyen una buena alternativa He aquiacute un ejemplo
(Ec 26)
Siendo
C(xt) concentracioacuten del trazador en funcioacuten del tiempo y de la distancia
(Bq L)
TN tiempo normalizado calculado como el cociente entre el tiempo real y el
tiempo medio de residencia del trazador (adimensional)
D1 dispersividad intriacutenseca del medio (m2 diacutea)
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
47
v velocidad de desplazamiento (m diacutea)
x distancia desde el punto de inyeccioacuten (m)
La figura 213 muestra el comportamiento de la curva de paso del trazador respecto
a diferentes valores de dispersividad intriacutenseca Sin embargo se ha determinado
que los valores para D1 (m2 diacutea) referente a areniscas se estiman entre 03 y 0003
C u r v a n o r m a l i z a d a d e L e y e n d aA c t i v i d a d I n s t a n t a n e a
0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0 2 0 0
t t o
0 5
1
1 5
25
20 50 5
0 0 0 55
0 0 0 1
0 0 15
0 0 50 0 1
El factor CREF representa una concentracioacuten de referencia por lo general el cociente
entre la actividad inyectada y el volumen de agua marcada Para este caso este
volumen estaacute dado por la siguiente expresioacuten
V x h Sw= π φ2 (Ec 27)
Donde
h espesor de la capa inyectada (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
El ajuste se realiza seleccionando valores apropiados de D1 v x y del tiempo
medio de residencia Cuando la respuesta presenta varios picos esos paraacutemetros
deben establecerse para distintas curvas las que luego se suman afectadas por un
factor de peso para obtener la respuesta total del sistema Dicho factor puede
considerarse como una modificacioacuten del valor CREF para cada curva individual
Figura 213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
48
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR
Para un caacutelculo exacto de la actividad o masa a inyectar en un estudio de
interconexioacuten de pozos petroliacuteferos deberiacutea recurrirse a un modelo matemaacutetico que
permitiera simular la respuesta del arreglo tomando como base los paraacutemetros del
reservorio y luego considerando la sensibilidad de la teacutecnica de medicioacuten hiciera
posible determinar la actividad o masa necesaria para obtener una respuesta
representativa y con bajo error estadiacutestico
Por lo general los grupos que aplican trazadores no disponen de un modelo de estas
caracteriacutesticas y ademaacutes aunque contaran con eacutel deberiacutean plantear una serie de
suposiciones con respecto al comportamiento del arreglo las cuales no son faacuteciles
de establecer ldquoa priorirdquo especialmente si se tiene en cuenta que el estudio mediante
trazadores que estaacuten planificando se llevaraacute a cabo con el propoacutesito de lograr
informacioacuten acerca de la dinaacutemica de ese mismo arreglo
A efectos de tener una idea de al menos el orden de magnitud de la actividad
necesaria pueden hacerse algunas consideraciones En efecto a falta de mayor
informacioacuten puede suponerse que la concentracioacuten media de salida en el pozo
productor estaacute dada por el cociente entre la actividad inyectada y el volumen de
poros de un cilindro cuyo radio sea igual a la distancia entre pozos y cuya altura sea
el espesor de la capa Este volumen ya fue definido anteriormente (Ecuacioacuten 27)
por medio de la siguiente expresioacuten
wp ShxV φπ 2=
Siendo
h espesor de la capa inyectada (m)
x distancia entre pozos inyector y productor (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
La concentracioacuten media de salida deseada puede establecerse a partir del liacutemite de
deteccioacuten (Ld) del instrumental disponible el cual a su vez dependeraacute del fondo y del
49
tiempo de medicioacuten Si se elige una concentracioacuten igual a diez veces ese liacutemite la
actividad a inyectar estaraacute dada por la siguiente expresioacuten
pd VLA 100 = (Ec 28)
La experiencia acumulada luego de realizar un nuacutemero importante de operaciones
en reservorios de diversas caracteriacutesticas es una valiosa herramienta a la hora de
corregir los valores obtenidos a partir de los caacutelculos anteriores
50
CAPIacuteTULO 3
APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRAZADORES
EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS
Como se explicoacute anteriormente el estudio de interconexioacuten inicia con la
incorporacioacuten del radiotrazador al pozo conjuntamente con el agua de inyeccioacuten
Posteriormente en base a una planificada y ordenada frecuencia de muestreo se
procede a la recoleccioacuten de muestras en los pozos productores Ademaacutes para un
mejor control del paso del trazador se opta por tomar muestras en los pozos
inyectores y tanque de lavado
El proyecto se ejecutoacute inicialmente utilizando dos pozos inyectores en el campo
Auca para la arena ldquoTrdquo del yacimiento Napo Pozo inyector No 12 y el pozo
inyector No 41 sin embargo dos meses despueacutes el inyector Auca-41 sale de
operacioacuten debido a un problema de admisioacuten en la arena ldquoTrdquo quedando
uacutenicamente el inyector Auca-12 y sus respectivos productores
Asiacute en base a la distancia entre el pozo inyector y los productores se escogen los
pozos de monitoreo Los pozos de monitoreo para el inyector Auca-12 son el
Auca-19 Auca-21 y Auca-35 La figura 31 muestra las distancias entre pozos
para el arreglo PI-12 PP-19 PP-35 PP21
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE
El caacutelculo de la actividad de Tritio empleado en la inyeccioacuten se basoacute en los
paraacutemetros proporcionados por PETROPRODUCCCIOacuteN (principalmente
petrofiacutesicos) de varios pozos que producen de la arena ldquoTrdquo a partir de eacutestos se
determinoacute un promedio de porosidad espesor y saturacioacuten de agua con los
cuales se trabajoacute para dicho caacutelculo
Los principales criterios analizados para calcular la actividad a emplearse en la
investigacioacuten fueron los siguientes
51
a Determinacioacuten del volumen a marcarse
b Liacutemite de deteccioacuten
c Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse
El volumen de agua a marcar se estimoacute utilizando la ecuacioacuten 27
wp ShxV φπ 2=
Por ejemplo para el pozo PP-21 se tiene
x = Distancia media inyector - productor (2038 m)
h = Espesor de la capa productora (18 pies)
φ = Porosidad de la capa productora (16)
Figura 31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del Campo Auca
PP-AUCA 19
PP-AUCA 21
PP-AUCA 35
PI-AUCA 12
2974 m
1035 m
2038 m
52
wS = Saturacioacuten de agua (27)
Luego
= 2038 254
016027= 3`043937
Asiacute el volumen a marcarse para el pozo PP-21 fue de 3`043937 metros cuacutebicos
considerando un flujo radial al pozo inyector sin embargo debido a
caracteriacutesticas estructurales del campo y a la distribucioacuten de los pozos se puede
asumir que el flujo tiene una direccioacuten preferencial hacia el Este del inyector Auca-
12 La tabla 2 muestra los voluacutemenes a marcarse para cada uno de los pozos
productores
Tabla 2 VOLUacuteMEN A MARCARSE PARA CADA POZO PRODUCTO R
DISTANCIA AL POZO INYECTOR (PI-12) VOLUacuteMEN A MARCARS E
(metros) (metros cuacutebicos)
PP-35 1035 785069
PP-21 2038 3
ʹ
043937
PP-19 2974 4
ʹ
537402
En realidad este valor corresponde a 6
ʹ
482004 metros cuacutebicos sin embargo el ingeniero de trazadores de la CEEA tomoacute el 70 de dicho volumen debido a que consideroacute que la presencia de la falla occidental ocasionariacutea que el agua se desplace sin pasar por dicha barrera es decir marcando soacutelo los 4
ʹ
537402
POZO PRODUCTOR
3112 Liacutemite de deteccioacuten
Para este proyecto se utilizoacute un valor de 185 KBqm3 como liacutemite de deteccioacuten
de acuerdo a la concentracioacuten miacutenima detectable del equipo de medicioacuten
mostrado en la tabla 3
Como se explicoacute en el capiacutetulo dos la actividad a inyectarse tiene una
concentracioacuten aproximada a diez veces el liacutemite de deteccioacuten esto es 185 KBqmsup3
o 185000 Bqmsup3 este valor se multiplica por el volumen a marcarse que
corresponde al pozo maacutes lejano (Auca-19) cuyo valor es de 4`537402 metros
cuacutebicos
53
Actividad= 185000 Bqm3times4`537402 m3
Asiacute se obtiene una actividad de 8394 GBq (giga-bequerelios) que equivale a
2269 Ci (curios)
Tabla 3 CONCENTRACIOacuteN MIacuteNIMA DETECTABLE EN AGUA PARA LOS
RADIONUCLEIDOS MAacuteS COMUNMENTE USADOS COMO TRAZADORE S EN
HIDROLOGIacuteA
RADIONUCLIDE
(1) Direct measurement using a liquid scintillation detector(2) Liquid scintillation counting afterelectrolytic enrichment(3) Direct measurement using a NaI scintillation detector submerged in the water with saturation geometry(4) Measurement with NaI well-type scintillation detector afterprecipitation using from 10 liters of water(5) After concentration using activated charcoal as absorption material
DERIVED MAXIMUN CONCENTRATION (MBq )
ANNUAL LIMIT OF INTAKE (MBq year)
DERIVED TRIVIAL CONCENTRATION (MBq )
MINIMUN DETECTABLE CONCENTRATION (MBq )
50
62
746
148 (3) 15 (5)
100
125
1496
185 (1) 11 (2)
1
125 010 124
4
5
100 008
74 (3) 018 (4)
703 (3)148 (3) 037 (4)
129 (3)
60 1496 115 149
3m
3m
3m
( )lH3 Cr51 Br82 Tc99 I131 Au196
+Ag
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
Para obtener los datos de concentracioacuten de actividad (Ci) en funcioacuten del tiempo
(diacuteas) con los que se obtienen las curvas de paso de tritio por cada uno de los
pozos hay que realizar los siguientes caacutelculos
a Caacutelculo de la concentracioacuten referencial ( )
La concentracioacuten de referencia es por lo general el cociente entre la
actividad inyectada (valor asumido en la modelacioacuten matemaacutetica que se
54
encuentra por encima de los 2269 Ci) y el volumen de agua marcada que
corresponde a cada pozo
b Caacutelculo del tiempo de residencia ( TRESID)
Este tiempo es el cociente entre el volumen de agua marcada y el caudal de
inyeccioacuten (3iacute)
c Caacutelculo del tiempo normalizado (tN)
El tiempo normalizado es el cociente entre los diacuteas transcurridos despueacutes de
la inyeccioacuten (t) y el tiempo de residencia (tN) Es decir para cada valor de t
hay un valor de tN
Con los valores de y tN se calculan las concentraciones de actividad para
cada tiempo en un programa de Excel utilizando la expresioacuten del modelo
matemaacutetico simple
Para ello se seleccionan diferentes valores de D1vx (dispersividad intriacutenseca) los
cuales variacutean de acuerdo al tipo de roca presente en el yacimiento de anaacutelisis La
tabla 4 muestra el rango de valores de dispersividad para distintos tipos de roca
Tabla 4 VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSEC A
( )
arenas 0003 - 03
gravas 01 - 2
rocas fracturadas 1 - 200
TIPO DE ROCA
VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSECA
diacuteam2
xvD 1
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
55
El anexo 3 muestra las curvas de paso del tritio por cada pozo productor para dos
valores de dispersividad intriacutenseca de acuerdo a la modelacioacuten matemaacutetica
Para el valor de 03 se considera un flujo de mezcla completa lo cual quiere decir
que no se produce dispersioacuten longitudinal
Si se utiliza el valor de 0003 el flujo tiende a ser tipo pistoacuten pero el tiempo de
arribo del trazador se incrementa considerablemente como se observa en las
figuras del anexo antes mencionado
De este modo se calculoacute la cantidad de trazador a inyectarse que fue de 28
Curios de tritio la misma que puede ser detectable en el pozo maacutes lejano (Auca-
19) sin ninguacuten inconveniente
Cabe resaltar que maacutes allaacute de los caacutelculos realizados la experiencia adquirida en
el manejo de radiotrazadores es de gran ayuda para determinar la cantidad de
trazador a inyectarse en un yacimiento
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
La incorporacioacuten o inyeccioacuten del trazador se realizoacute el 11 de enero de 2007 en la
arena ldquoTrdquo de la formacioacuten Napo en el intervalo punzonado desde 9940 a 9976
pies Para esto se procedioacute a diluir los 200 ml (28 Ci) de tritio en un volumen de
un litro de agua con el fin de evitar peacuterdidas del trazador durante el proceso de
inyeccioacuten y para asegurar que la actividad llegue a la capa productora
Para la incorporacioacuten del trazador se procedioacute a destapar la vaacutelvula del toma
muestra luego se drenoacute la liacutenea hasta un nivel que permitioacute la incorporacioacuten del
trazador Una vez colocado el trazador en el cabezal se procedioacute al sellado de
eacuteste y se abrieron las vaacutelvulas a fin de que el trazador fuera arrastrado junto al
agua de inyeccioacuten La inyeccioacuten se realizoacute de un solo pulso (Inyeccioacuten
instantaacutenea)
56
Todo este proceso que dura alrededor de 30 minutos se realizoacute con operadores
de PETROPRODUCCIOacuteN La inyeccioacuten del trazador al PI-41 fue a las 1100 y al
PI-12 a las 1400
Luego de la inyeccioacuten los desechos radiactivos se guardaron en un recipiente
etiquetado los mismos que fueron llevados a un repositorio especial que se
encuentra en las instalaciones de la CEEA con el fin de cumplir con las normas
de seguridad radioloacutegica
Antes de la inyeccioacuten del trazador se tomaron muestras de fondo tanto del pozo
inyector PI-12 como de los productores PP-35 PP-19 PP-21 y del tanque de
lavado
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN
DEL TRAZADOR
Como se indicoacute anteriormente el buen desempentildeo de esta teacutecnica de trazadores
implica la inyeccioacuten de un caudal constante de agua en cada uno de los pozos
inyectores escogidos para este proyecto Esto se debe a que cuando el trazador
ha sido incorporado dentro del yacimiento necesita una fuerza de empuje
longitudinal a traveacutes de la arena a fin de que el trazador pueda aparecer en cada
pozo productor que se planifica muestrear Por tanto es el agua de inyeccioacuten la
que proporciona dicha fuerza de empuje
Figura 32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
57
Para la ejecucioacuten de este proyecto se convino en que la inyeccioacuten debe
mantenerse en un caudal de 4000 a 5000 bls de agua por diacutea en base al modelo
matemaacutetico realizado para la inyeccioacuten del trazador El anexo 4 muestra un
diagrama baacutesico de la Planta de inyeccioacuten de agua en el Campo Auca
Al inicio de la inyeccioacuten se utilizoacute agua del riacuteo lo cual presentoacute algunas
dificultades puesto que su utilizacioacuten depende de las condiciones climaacuteticas Asiacute
pues cuando llueve mucho se arrastra una gran cantidad de sedimentos los
cuales tapan el sistema de filtracioacuten de la estacioacuten Pero cuando no llueve el
nivel de agua para la succioacuten de las bombas es demasiado bajo por lo que el
bombeo podriacutea colapsar
Por lo cual en ambos casos hay que detener el bombeo lo que da como
resultado que la inyeccioacuten en los pozos de estudio sea muy irregular
Para los uacuteltimos diacuteas del mes de Junio de 2007 se empieza a utilizar el agua de
formacioacuten a maacutes del agua de riacuteo haciendo que la inyeccioacuten sea un poco maacutes
constante que en los meses anteriores
Desde la figura 33 a la 317 se muestran los caudales de inyeccioacuten diarios para
el Auca-12 empleados desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
Figura 33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
58
Figura 34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
Figura 35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
Figura 36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
59
Figura 38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
Figura 37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
Figura 39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
60
Figura 310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
Figura 311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
Figura 312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
61
Figura 313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
Figura 314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
Figura 315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
62
Al observar todas estas curvas mensuales de los voluacutemenes de agua de inyeccioacuten
se ratifica que en los seis primeros meses la inyeccioacuten fue muy irregular puesto
que se estaba utilizando uacutenicamente agua de riacuteo ademaacutes en ese tiempo se
estaban realizando pruebas de operacioacuten en la Planta de Inyeccioacuten de agua del
Auca debido a algunos ajustes que se hicieron en la misma
Para los nueve meses siguientes se observa que la inyeccioacuten es casi constante
en 5000 BPD
El anexo 5 muestra las tablas de los caudales diarios de inyeccioacuten desde enero
de 2007 hasta marzo de 2008 y el graacutefico que resume el promedio del volumen de
agua inyectada para cada mes Del cual se puede obtiene un promedio anual de
Figura 317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
Figura 316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
63
4049 bls de agua inyectada valor similar al utilizado en la modelacioacuten matemaacutetica
(4000 bls)
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES
331 MUESTREO
La recoleccioacuten de las muestras en los diferentes puntos de monitoreo se la
realizoacute basaacutendose en la frecuencia de muestreo planificada En vista de que los
pozos Auca-41 y Auca-33 salieron del proyecto quedaron a partir del mes de
abril de 2007 como puntos de muestreo los pozos Auca-12 (inyector) Auca-35
Auca-19 Auca-21 y el tanque de lavado
El tanque de lavado se toma como punto de muestreo debido a que podriacutea haber
presencia de trazador en el tanque proveniente de alguacuten otro pozo productor que
no sea parte de los puntos de monitoreo indicados En cuyo caso se detectariacutea
inmediatamente de que pozo se trata para poner especial atencioacuten en eacutel
Como se indicoacute anteriormente al inicio el plan de muestreo comprende una alta
frecuencia de toma de muestras para luego ir disminuyendo el ritmo conforme
transcurre el tiempo hasta llegar a una muestra mensual a partir del segundo
mes
En el anexo 6 se indica el calendario de muestreo para este proyecto asiacute desde
el mes de enero de 2007 a marzo de 2008 (mes en que se tomoacute la uacuteltima
muestra) se ha muestreado 65 veces que se distribuyen por meses del siguiente
modo (tabla 5)
Tabla 5 MUESTREOS REALIZADOS POR CADA MES
ANtildeO MES NUMERO DE MUESTREOS Enero 7 Febrero 8 Marzo 9 Abril 8 Mayo 10 Junio 5 Julio 5 Agosto 4 Septiembre 2
2007
Octubre 2
64
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR
Para tomar la muestra del pozo inyector soacutelo basta con acudir al cabezal del pozo
inyector Auca-12 (figura 318) y abrir la pequentildea vaacutelvula toma muestras que estaacute
alojada en la liacutenea de flujo del agua de inyeccioacuten (figura 319)
Noviembre 2
Diciembre 1 Enero 1 Febrero 1 2008
Marzo 1
Figura 318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
Figura 319 Muestra del pozo inyector Auca-12
65
La muestra tomada se rotula con ldquoPOZO INYECTOR 12rdquo y la fecha de muestreo
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD
Las muestras que corresponden a los pozos productores se toman en el manifold
de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca Sur para ello se utilizan recipientes de la
capacidad de un galoacuten puesto que de cada muestra de crudo hay que extraer el
agua que es lo que interesa en el anaacutelisis (figura 320)
Cabe resaltar que para poder realizar el anaacutelisis del agua de formacioacuten se
requieren 200 ml de agua de los cuales 100 ml se utilizan en el anaacutelisis y los
otros 100 ml se guardan en un archivo por si se quiere realizar otro anaacutelisis
posteriormente
Como es evidente la cantidad de agua de formacioacuten que se obtenga de una
muestra de crudo estaraacute en funcioacuten del BSW que corresponda a dicho pozo Esto
significa que si se tiene un BSW alto no se va a requerir tanto crudo para obtener
los 200 ml de agua pero si el BSW es bajo entonces se necesitaraacute un volumen
mayor de crudo para sacar los 200 ml de agua
En consecuencia al momento de tomar las primeras muestras la persona
encargada no conoce cuanto de crudo debe extraer para obtener los 200 ml de
agua razoacuten por la cual primero debe tomar una muestra pequentildea para
centrifugarla y observar cuanta agua de formacioacuten obtuvo Luego en base al
Figura 320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
66
volumen de agua obtenido y con una sencilla regla de tres puede conocer cuanto
crudo necesita para conseguir los 200 ml de agua Este procedimiento debe
realizarse pues es importante tratar de llevar al laboratorio de la CEEA los 200 ml
de agua para el anaacutelisis en el contador de centelleo Aquiacute un ejemplo praacutectico
sencillo
Se prepara una muestra de crudo para colocarla en la centriacutefuga dando como
resultado 4 ml de agua de formacioacuten y 96 ml de petroacuteleo Determinar cuaacutentos
galones de crudo se deberaacuten tomar de este pozo para obtener los 200 ml de agua
que se requieren
4 ml de agua 100 ml de crudo
200 ml de agua X
Luego do ml de cruX 50004
200100 =times=
Esto corresponde a 5 litros de crudo o 13 galones de crudo
En este caso con dos recipientes basta para obtener el agua requerida pero hay
casos en los que el BSW es muy bajo entonces se antildeaden unas gotas de
reactivo demulsificante para romper la emulsioacuten y que aumente el porcentaje de
agua Cabe sentildealar que este procedimiento de antildeadir demulsificante hay que
hacerlo de manera gradual puesto que no se trata de poner de golpe 10 o 15
gotas del reactivo En otras palabras se debe cuidar que la muestra de agua no
contenga demasiado demulsificante porque esto podriacutea afectar en el anaacutelisis de
laboratorio
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos
productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008
1 Se coloca una muestra de 100 ml de crudo (de cada uno de los pozos
productores) en un recipiente de vidrio agregar 100 ml de JP-1 y mezclar Se
deja reposar por 3 minutos para observar el volumen de la fase de agua (figura
321) La tabla 6 muestra los voluacutemenes de agua que se obtuvieron en este
paso
67
Tabla 6 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (SIN DEMUL SIFICANTE)
2 Se colocan 5 gotas de demulsificante para romper la emulsioacuten (figura 322)
Para los pozos PP-35 y PP-19 se consigue romper la emulsioacuten en su totalidad
lo que significa que ya no se puede extraer maacutes agua aunque se antildeada maacutes
reactivo (figura 323) La tabla 7 muestra los voluacutemenes de agua que se
obtuvieron en este paso
Tabla 7 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (CON 5 GOT AS DE
DEMULSIFICANTE)
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA SIN
DEMULSIFICANTE (ml)
005 25 02
Figura 321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin adicionar demulsificante
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA
CON 5 GOTAS DE DEMULSIFICANTE
(ml)
02 35 04
68
3 Se antildeaden 10 gotas de demulsificante en la muestra del PP-21 y se consigue
romper la emulsioacuten en su totalidad aumentando el volumen de agua a 55 ml
Se realizan los caacutelculos correspondientes para conocer cuantos galones de
crudo son necesarios para obtener los 200 ml de agua La tabla 8 muestra los
voluacutemenes de agua y los voluacutemenes de crudo que se obtuvieron en este paso
Figura 322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
Figura 323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
69
Tabla 8 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOMENTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML DE CRUDO Y VOLUacuteMENES
DE CRUDO NECESARIOS PARA OBTENER LOS 200 ML DE AGUA
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA POR CADA 100 ml DE
CRUDO (ml)
02 55 04
VOLUMEN NECESARIO DE CRUDO (galones)
2642 096 1321
4 Se tomaron 6 galones de crudo de los pozos PP-35 y PP-19 y 2 galones del
PP-21 (figura 324) puesto que seriacutea dificultoso manejar los 26 y 13 galones
que se necesita En todo caso se obtienen asiacute menos de los 200 ml de agua
para el anaacutelisis de laboratorio
Figura 324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
70
5 Se antildeaden unas 40 o 50 gotas de demulsificante en cada galoacuten de crudo y se
los coloca al reveacutes en una cubeta para que decante el agua (figura 325) Se
deja reposar hasta el otro diacutea para sacar el agua
6 Para sacar el agua que se encuentra en la parte inferior del galoacuten (que estaacute
boca abajo) se realiza una pequentildea abertura en la tapa y se deja fluir en un
vaso hasta que drene toda el agua (figura 326) Asiacute con todos los galones
con cuidado de no mezclar el agua de los tres pozos
7 Se coloca el volumen de agua de cada pozo en un recipiente para
centrifugarlo puesto que hay que retirar todas las impurezas de crudo
remanentes (figura 326)
8 Finalmente se extrae el agua con la ayuda de una jeringa (una por cada pozo
para prevenir la contaminacioacuten) como se muestra en la figura 327 y se la
Figura 325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una cubeta
Figura 326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para separar el crudo
71
deposita en cada frasco debidamente rotulado con el nombre del pozo y la
fecha Luego de extraer todas las muestras de agua necesarias se deposita el
crudo sobrante en los sumideros (figura 328)
Figura 327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
Figura 328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo sobrante en los sumideros
72
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO
Para tomar la muestra en el tanque de lavado basta con abrir una de las vaacutelvulas
que sale del colchoacuten de agua del mismo (figura 329) y depositar el agua en un
frasco rotulado ldquoTANQUE DE LAVADOrdquo y la fecha
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA
En los uacuteltimos cinco meses se ha tomado dos muestras en la Planta de inyeccioacuten
de agua la una del agua de riacuteo y la otra del agua de formacioacuten (figura 330) Maacutes
adelante se explica las razones de esta iniciativa
Figura 329 Muestra en el Tanque de lavado
Figura 330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
73
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZAD A EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
La preparacioacuten de las muestras se la realiza frasco por frasco siendo importante
recalcar que para cada muestra se utiliza una jeringa diferente con lo cual
evitamos la contaminacioacuten de las muestras entre siacute
1 Se filtra el agua del frasco con la ayuda de un embudo y papel filtro para
quitar toda impureza o residuos de crudo (figura 332)
2 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial de boro silicato con bajo contenido
de potasio como se muestra en la figura 333 (debe ser de bajo contenido de
potasio ya que asiacute evitamos que los isoacutetopos radiactivos que contiene el
potasio lleguen a influenciar en la lectura a realizarse en el contador de
Figura 331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
Figura 332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
74
centelleo liacutequido) Cada vial debe estar numerado de acuerdo a la secuencia
de lectura El resto de agua filtrada se la almacena en el mismo frasco y sirve
como respaldo para verificar en el futuro alguna medida
3 Sobre los 10 ml del agua se antildeade 10 ml de coctel centellador (ULTIMA GOLD
LLT) mediante un dispensador automaacutetico (figura 334) El coctel centellador
es una sustancia quiacutemica que reacciona con la radiacioacuten emitiendo fotones de
luz los mismos que seraacuten cuantificados con el contador de centelleo liacutequido
Figura 333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
75
4 Se tapa hermeacuteticamente y se agita el vial por un momento (figura 335) hasta
que se hayan homogeneizado los dos liacutequidos (agua filtrada y coctel
centellador)
5 Cada vial debe ser conservado en una caacutemara oscura de uno a cuatro diacuteas
antes de llevarlo al contador de centelleo liacutequido Esto es de mucha
importancia ya que la influencia de la luz en el vial podriacutea ocasionar una
lectura mayor a la correcta
6 Se introduce cada vial en el contador de centelleo liacutequido durante un tiempo
(generalmente 1 minuto) hasta medir el nuacutemero de cuentas Si el nuacutemero de
cuentas es un valor exagerado puede aumentarse el tiempo de medicioacuten del
vial en el contador de centelleo para obtener un valor maacutes efectivo
Figura 334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
Figura 335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
76
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CE NTELLEO LIacuteQUIDO
El equipo utilizado en el anaacutelisis de las muestras es un contador de centelleo
liacutequido Packard Tri-Carb 1000 ubicado en la sala de teacutecnicas nucleares del
laboratorio de Ecotoxicologiacutea (LEC) de la CEEA
Como procedimientos preliminares en el laboratorio se realizan los siguientes
pasos
bull Verificacioacuten de eficiencia de conteo Para esto se emplean estaacutendares de
tritio
bull Determinacioacuten del background Se determina el valor de fondo de los viales
a ser usados para eliminar el background del vial y del vial maacutes coacutectel y
maacutes agua sin trazador
bull Desarrollo del protocolo de conteo Usando datos de eficiencia y
background se determina la ventana de energiacutea maacutes oacuteptima para el conteo
Con miras a asegurar la estadiacutestica de conteo se determina el tiempo de conteo
para cada vial y el nuacutemero de ciclos
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido
bull Verificar que el equipo esteacute encendido (El LSC debe estar prendido todo el
tiempo)
bull Encender la impresora y revisar el flujo seguro del papel
bull Efectuar la auto-normalizacioacuten del equipo con el slide sample holder cover en
posicioacuten izquierda (posicioacuten usada para viales de 20 ml) colocar el vial
Figura 336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su correspondiente lectura
77
estaacutendar Packard H que contiene 240000 dpm en posicioacuten de conteo
Presionar la tecla SNC ubicada en el panel de control el mismo que se
encuentra en la parte frontal del equipo y esperar que la auto-normalizacioacuten se
lleve a cabo
bull Verificar que el protocolo No 5 (protocolo establecido para H) esteacute
correctamente programado en el equipo Usando las teclas (retroceder y
avanzar) se puede revisar que las condiciones del protocolo sean las que se
indican en la tabla 9
bull Presionar la tecla conversation
bull Introducir el vial de fondo (background) Packard Estaacutendar y presionar el botoacuten
count en el panel frontal El background se contaraacute por 10 minutos
bull Seguir con el conteo de las muestras Cada uno de los viales debe ser
colocado manualmente en el holder Posteriormente se presiona el botoacuten
count
Tabla 9 CONDICIONES DE PROTOCOLO PARA EL FUNCIONAM IENTO DEL
CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
PREGUNTA OPCION Conversation 1 Protocol (1-10) 5 End protocol 1 Copy protocol 1 Time (min) 2 Number counts per vial 1 Vial simple 1 Vial standard 1 Reference 0 Data mode (CPM) 1 Background (FV) 1 Label (single) 1 Region A Sigma 0 Region A Lown Cnt Reject 0 Region A divide factor 1 Region B Sigma 0 Region B Lown Cnt Reject 0 Region B divide factor 1 Region C lower level 0 Region C upper level 0 Half life 0 Printer format (short) 1 Computer output 0
78
34 CURVAS DE RESPUESTA
Los valores obtenidos al analizar cada vial en el contador de centelleo liacutequido
corresponden a la concentracioacuten de trazador en el pozo Estos datos se grafican
en funcioacuten del tiempo para obtener asiacute la Curva de paso del trazador o curva de
respuesta Es decir la curva de respuesta estaacute constituida por la representacioacuten
graacutefica de la concentracioacuten de actividad neta en funcioacuten del tiempo
El anexo 7 muestra las lecturas obtenidas del muestreo realizado en cada uno de
los puntos de monitoreo desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA
Al observar las curvas de respuesta correspondientes a los pozos productores
inyector y el tanque de lavado se puede concluir lo siguiente
bull Hasta la presente fecha se presume que auacuten no se efectuacutea el paso del
trazador por ninguno de los pozos productores del plan de muestreo Esto se
verifica en las lecturas correspondientes a cada pozo productor (Anexo)
puesto que todas estaacuten por debajo de las 50 cpm (cuentas por minuto)
Ademaacutes se observa una irregularidad de valores (en zigzag) en cada curva lo
que indica que no pasa del valor de background y por tanto no hay un
levantamiento de la curva que muestre el arribo del trazador
Tampoco se ha producido el arribo del trazador a ninguacuten otro pozo puesto que
las lecturas correspondientes al tanque de lavado estaacuten por debajo de las 50
cpm lo cual indica que no hay trazador en el tanque de lavado
bull Se produjo una contaminacioacuten involuntaria en los frascos pequentildeos utilizados
para el muestreo ya que fueron transportados al campo conjuntamente con el
trazador radiactivo el diacutea de la inyeccioacuten Esto provocoacute que las primeras dos
lecturas (inmediatamente luego de la inyeccioacuten) sean valores anoacutemalos
superiores a las 10000 cpm lo cual es fiacutesicamente imposible de explicar por
79
lo que se deduce la contaminacioacuten de los frascos de muestreo con el trazador
Este suceso se repitioacute en los tres pozos productores
Ademaacutes entre los veinte y veintidoacutes diacuteas de la inyeccioacuten del trazador se
obtienen dos lecturas mayores a las 100 cpm las cuales evidenciaron
inicialmente la presencia de una canalizacioacuten entre el pozo inyector al
productor Sin embargo se descartoacute esta posibilidad puesto que en los tres
pozos productores las curvas presentaron el mismo comportamiento y en los
mismos diacuteas lo cual es un absurdo Por lo que se dio como explicacioacuten al
asunto el problema de la contaminacioacuten en los frascos
bull A maacutes de estos problemas se produce un suceso inexplicable en el pozo
inyector Auca-12 puesto que a partir de abril se observa un levantamiento en
la curva la misma que asciende hasta valores de 2418 cpm en mayo de
2007 Estos valores son anoacutemalos puesto que suponen la aparicioacuten de
trazador lo cual es absurdo ya que se trata del pozo inyector La explicacioacuten
fiacutesica de este problema auacuten no ha sido resuelta pero se cree que puede
tratarse de una infiltracioacuten del trazador hacia el riacuteo (a traveacutes de alguna
fractura) de donde proviene el agua de inyeccioacuten razoacuten por la cual se decidioacute
tomar una muestra de agua en la Planta de Inyeccioacuten de agua para observar si
existe la presencia de trazador tanto en el agua de riacuteo como en la de
formacioacuten (estos valores se presentan en la uacuteltima hoja del Anexo 7)
Estas son las tres principales conclusiones que se deducen al observar las
diferentes curvas de paso Como se observa este proyecto presenta algunos
problemas e irregularidades que influiraacuten directamente de manera negativa en los
resultados de este estudio de aplicacioacuten de radiotrazadores en el yacimiento
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA
Una vez obtenidos todos los valores de concentracioacuten de actividad en funcioacuten del
tiempo desde el inicio de la inyeccioacuten del trazador hasta el tiempo final de
respuesta se procede a corregir cada valor por los siguientes motivos
80
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo
Las unidades de concentracioacuten reportadas a partir del anaacutelisis de cada vial en el
contador de centelleo liacutequido estaacuten dadas en cpm10 ml (cuentas por minuto por
cada 10 mililitros de agua) sin embargo para obtener el porcentaje de trazador
recuperado se debe trabajar en Cimsup3 (curios por metro cuacutebico) debido a que la
cantidad de trazador inyectado fue de 28 Ci Para esto se utiliza la siguiente
equivalencia
1 Ci = dps o
1 Ci = 37times1010 Bq
Donde Ci = Curio (unidad antigua de actividad)
dps = desintegraciones por segundo
Bq = Bequerelios (unidad moderna de actividad)
Ahora para pasar de cuentas a desintegraciones es necesario considerar la
eficiencia del detector (contador de centelleo liacutequido) la misma que es del orden
del 60 esto se debe a que el tritio es un emisor beta de energiacutea media
entonces al ser mediana la energiacutea que emite el contador de centelleo solo lee el
60 de dicha energiacutea En definitiva las cuentas por minuto es la actividad que lee
el aparato el cual depende de su eficiencia En cambio las desintegraciones por
minuto es la actividad real cuando la eficiencia es el 100
Es decir que un dato de 60 cpm en el contador de centelleo liacutequido (al 60)
corresponde a 100 dpm (al 100) Una regla de tres es suficiente para realizar
esta conversioacuten
Aquiacute un ejemplo real para convertir cpm10 ml en Cimsup3
Ejemplo
Transformar 400 cpm10 ml a Cimsup3
81
400 10 times100 60 times1
60 times1 37times1010 times106
13=3003times10minus5 3
3312 Correccioacuten por el background
Como es sabido al trabajar con trazadores radiactivos la lectura entregada por
cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta Esto
significa que a cada valor obtenido en el contador de centelleo liacutequido debe
restarse el fondo de radiacioacuten natural (background) para tener la actividad neta
Como se explicoacute anteriormente se puede obtener un valor representativo del
fondo (background) calculando la media aritmeacutetica de las primeras mediciones
antes de la aparicioacuten del trazador en el pozo En la praacutectica se lo puede realizar
con los valores de los dos o tres primeros meses dependiendo de la distancia
entre el pozo inyector y productor teniendo cuidado de observar que no se haya
producido una canalizacioacuten en este tiempo Asiacute la foacutermula para calcular el fondo
promedio es
=1 =0 iacute=60
iacute (Ec31)
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo
Es obvio que la actividad actual que tiene el tritio que fue incorporado en el
yacimiento no es la misma que teniacutea cuando se realizoacute la inyeccioacuten pues en el
transcurrir del tiempo se ha ido produciendo el fenoacutemeno de la desintegracioacuten lo
cual indica que la actividad del tritio ha decaiacutedo y por tanto cada dato actual que
se obtiene de la concentracioacuten de actividad hay que corregirlo mediante la
siguiente ecuacioacuten que modela el decaimiento radiactivo
0= ln2
∆ (Ec 32)
Donde
82
= actividad que se obtiene al tiempo actual
= actividad correspondiente al tiempo de la inyeccioacuten del trazador
= tiempo que ha transcurrido desde la inyeccioacuten del trazador (diacuteas)
= tiempo de vida media del tritio
(4498 diacuteas)
Esto significa que si hoy se mide una actividad de 50 cpm al llevar este valor al
tiempo de la inyeccioacuten del trazador da un actividad de 514 cpm
Es claro que esta correccioacuten no es de gran importancia puesto que depende del
periodo de semidesintegracioacuten ( ) del tritio cuyo valor es mucho mayor
al tiempo de anaacutelisis del trazador que generalmente es de dos antildeos Sin
embargo para el presente estudio siacute seraacute considerada esta correccioacuten en las
lecturas obtenidas
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA)
En vista de la tardanza en la aparicioacuten del trazador para el Proyecto de Auca ha
sido necesario realizar el presente ensayo con el objetivo de explicar el
procedimiento que se realiza luego de la obtencioacuten de las curvas de respuesta
para cada pozo para lo cual se ha seleccionado un arreglo real compuesto por
un pozo inyector rodeado de cinco productores ubicado en el Sur de la Repuacuteblica
Argentina
341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12
Este estudio se inicioacute el diacutea 15 de noviembre de 2003 mediante la inyeccioacuten de 15
Ci (555 GBq) de tritio bajo la forma de agua tritiada en la capa seleccionada del
pozo G-12 que corresponde al yacimiento ZX
El muestreo se realizoacute en los pozos K-124 K-119 K116 K-117 y K-113 La
ubicacioacuten de los pozos involucrados en el estudio puede observarse en la figura
337 y la distancia entre los productores y el inyector en la tabla 10
Tabla 10 DISTANCIAS RESPECTIVAS DESDE CADA PRODUCT OR AL
INYECTOR G-12
83
DISTANCIA AL POZO INYECTOR
(m)
K-124 178
K-119 189
K-116 282
K-117 291
K-113 309
POZO
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES
El Anexo 8 muestra las mediciones efectuadas en cada pozo para las distintas
fechas en que se realizoacute el muestreo Se incluye el valor de fondo con su
respectiva desviacioacuten estaacutendar y la concentracioacuten miacutenima detectable por sobre la
cual puede asegurarse la presencia de trazador en el pozo productor
Las tablas reflejan las concentraciones de actividad bruta neta y corregida por
decaimiento tomando como referencia la fecha en la que se realizoacute la inyeccioacuten
expresadas en Becquerel por litro (Bq L) Tambieacuten se tabula la masa de trazador
recuperada hasta el momento expresada en forma porcentual con respecto a la
cantidad inyectada
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
AREA DE TRABAJO
Figura 337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
84
A continuacioacuten se realiza una breve explicacioacuten de la manera como se obtienen
los datos para graficar la curva de concentracioacuten del trazador y la de actividad
recuperada a partir de las mediciones efectuadas en el muestreo
3421 Encabezado
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
3422 Fondo Promedio
Para este ensayo se procedioacute a calcular el fondo a partir del promedio de los
primeros datos de concentracioacuten de actividad bruta que corresponden a los dos
primeros meses luego de la inyeccioacuten (tabla 11) utilizando la ecuacioacuten 31
=17 =0 iacute=38
iacute Ec31
=461
De este modo para el pozo K-113 se obtiene un valor de 461 Bq L
Tabla 11 DATOS DE ACTIVIDAD BRUTA CON LOS QUE SE P ROCEDIO A
CALCULAR EL FONDO PROMEDIO PARA EL POZO K-113
TiempoFecha
15112003181120032311200302122003091220031612200323122003
Bruta Neta33 -1341 -538 -857 1155 946 053 7
Datos (BqL)
Figura 338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
85
3423 Desviacuteo del fondo
Este valor corresponde a la desviacioacuten estaacutendar de los mismos valores con los
que se calcula el fondo promedio pues esta desviacioacuten es la medida de la
dispersioacuten de dichos valores con respecto al valor promedio (de fondo)
Para este caso se obtiene un valor de desviacuteo de 85 Bq L para el K-113
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable
Este valor corresponde a la concentracioacuten miacutenima sobre la cual puede asegurarse
la presencia de trazador en el pozo productor Para su caacutelculo se considera que
el comportamiento radiactivo puede ser aproximado por la funcioacuten de Gauss y de
acuerdo a eacutesta para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones deben diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo sobre el
promedio
Este criterio se usa para determinar si el valor de concentracioacuten obtenido a partir
de la muestra corresponde a la aparicioacuten de trazador o se estaacute midiendo un valor
perteneciente a la banda de fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural De aquiacute
se concluye que una muestra contendriacutea restos de trazador cuando se diferencie
del fondo en maacutes de cinco desviaciones
Por este motivo el valor de la concentracioacuten miacutenima detectable se obtiene
sumando el valor de fondo con el valor de dispersioacuten multiplicado por cinco
Asiacute para el pozo K-113 se obtiene el valor de 888 Bq L
Por tanto cuando un valor en la tabla de actividad bruta supera la concentracioacuten
miacutenima detectable significa que el trazador ha empezado a aparecer en el pozo
productor
Este es el criterio de comparacioacuten que se utiliza en todo este ensayo Si el valor
de actividad bruta supera la concentracioacuten miacutenima detectable entonces se
procede a realizar las correcciones respectivas por background y por decaimiento
86
radiactivo caso contrario no se toma en cuenta este valor en la curva de paso y
se lo grafica como un valor de cero
3425 Actividad Neta
Una vez que se ha producido la aparicioacuten del trazador se calcula la actividad neta
correspondiente a cada lectura Este valor es simplemente el valor de actividad
bruta menos el fondo de radiacioacuten natural que fue calculado anteriormente
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo
Cada valor de actividad neta es corregido utilizando la foacutermula del decaimiento
radiactivo obtenieacutendose asiacute la respuesta final de concentracioacuten de trazador que
se expresa en (Bq L) Estos valores se grafican en funcioacuten del nuacutemero de diacuteas
que han transcurrido a partir de la inyeccioacuten del trazador dando como resultado la
Curva de paso del trazador Esta curva se levanta del eje horizontal cuando se
empieza a producir la aparicioacuten del trazador
3427 Caudal Producido
Para un estudio de este tipo es importante tener la informacioacuten respecto del
caudal de agua producido para cada pozo puesto que de esto tambieacuten depende
la cantidad de trazador recuperado (tabla 12) De este modo si se tienen dos
pozos cuya concentracioacuten de trazador por metro cuacutebico sea la misma se
obtendraacute mayor recuperacioacuten de trazador del pozo que produzca maacutes agua
En conclusioacuten la cantidad de trazador recuperada depende no soacutelo de la
concentracioacuten de actividad sino tambieacuten del caudal de agua que produce cada
pozo
La figura 339 muestra el caudal de produccioacuten promedio para cada uno de los
pozos de este ensayo
Tabla 12 CAUDALES PROMEDIO DE AGUA PRODUCIDA PARA CADA POZO
PRODUCTOR DEL ENSAYO ARGENTINA
87
CAUDAL DE AGUA PRODUCIDA(msup3diacutea)
K-124 6795
K-119 10279
K-116 10353
K-117 14472
K-113 5657
POZO
3428 Actividad Recuperada de trazador
Como se explicoacute en la teoriacutea la curva de actividad recuperada se obtiene
multiplicando cada valor de concentracioacuten por el caudal del pozo productor e
integrando respecto al tiempo la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo numeacuterico
Para este caso se utiliza el meacutetodo de los trapecios que consiste en tomar dos
puntos de la curva de paso del trazador y calcular el aacuterea del trapecio que se
forma bajo la liacutenea que une dichos puntos para luego multiplicar este valor por el
caudal de produccioacuten del pozo expresado en (msup3diacutea)
AREA DEL TRAPECIO
862 Bq L 976 Bq L
Figura 339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido por cada pozo del ensayo Argentina
88
=+2
(Ec 33)
=976 +862 27
iacute
6433 timesiacutetimes1000 13times1067
3iacutetimes1 37times1010=00186
Para el caso anterior el aacuterea del trapecio es 6433 valor que se
multiplica por el caudal de produccioacuten a los 166 diacuteas que es de para
asiacute obtener un valor de que corresponde al aacuterea del trapecio en Curios
Asiacute se repite este procedimiento tomando los dos puntos siguientes hasta
acumular toda el aacuterea bajo la curva de paso de trazador (figura 341) cuyo valor
representa la actividad recuperada de trazador
Figura 340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva de paso del trazador del pozo K-119
89
Este valor se puede expresar como porcentaje de actividad recuperada si se
divide para 15 Ci que fue la actividad inyectada al inicio del proyecto Asiacute fue el
procedimiento aplicado para cada uno de los pozos de este ensayo Las tablas de
los datos y curvas correspondientes a cada pozo se presentan en el Anexo 8
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA
3431 Pozo K-124
El trazador realiza su aparicioacuten a los 117 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es baja y apenas se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2000 Bq L Presenta algunas fluctuaciones
entre los 200 diacuteas para luego alcanzar su pico maacuteximo a los 335 diacuteas El
descenso de la curva es leve hasta que alcanza los 1500 Bq L desde donde
decrece con mayor pendiente hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas A pesar
de la amplitud de la curva se recupera el 72 de la actividad total (tabla 13)
Tabla 13 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-124
Figura 341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
90
Paraacutemetro (K-124) Valor
Tiempo de arribo 117 diacuteas
Tiempo medio 348 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 72
3432 Pozo K-119
El trazador comienza a responder a los 83 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3000 Bq L Desde la aparicioacuten del trazador la curva
presenta un ascenso uniforme hasta llegar a su pico maacuteximo a los 296 diacuteas El
descenso de la curva es paulatino hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas Se
recupera el 141 de la actividad total gracias a la buena amplitud de la curva
(tabla 14)
Tabla 14 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-119
Paraacutemetro (K-119) Valor
Tiempo de arribo 83 diacuteas
Tiempo medio 327 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 141
3433 Pozo K-116
La aparicioacuten del trazador se produce a los 152 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
curva de paso muestra una amplitud corta puesto que al inicio la concentracioacuten
del trazador se dispara con pequentildeas fluctuaciones hasta llegar a un pico largo de
2800 Bq L a los 322 diacuteas Luego se produce un descenso brusco a partir del
91
cual se presentan varias fluctuaciones pero con una tendencia promedio
decreciente de 500 Bq L lo cual termina con el fin de la respuesta a los 529
diacuteas Se recupera el 89 de la actividad total (tabla 15)
Tabla 15 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-116
Paraacutemetro (K-116) Valor
Tiempo de arribo 152 diacuteas
Tiempo medio 307 diacuteas
Tiempo final 529 diacuteas
Recuperacioacuten 89
3434 Pozo K-117
El trazador comienza a responder a los 126 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3300 Bq L Luego de la aparicioacuten del trazador la curva
presenta una fluctuacioacuten alrededor de los 170 diacuteas despueacutes de lo cual se dispara
hasta alcanzar los 2000 Bq L donde empieza un ascenso uniforme de baja
pendiente hasta alcanzar su pico maacuteximo a los 387 diacuteas El descenso de la curva
es raacutepido hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas La recuperacioacuten de trazador
es muy buena debido a que la mayoriacutea de los valores de concentracioacuten estaacuten por
arriba de los 2000 Bq L Asiacute se logra recuperar el 238 de la actividad total
(tabla 16)
Tabla 16 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-117
Paraacutemetro (K-117) Valor
92
Tiempo de arribo 126 diacuteas
Tiempo medio 351 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 238
3435 Pozo K-113
El trazador realiza su aparicioacuten a los 159 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras no es muy alta y se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2300 Bq L La curva de respuesta inicia con
una pequentildea curva alrededor de los 200 diacuteas y luego se extiende hacia arriba
hasta alcanzar sus pocos valores maacuteximos para luego descender con ciertas
fluctuaciones hasta llegar al fin de su respuesta a los 613 diacuteas Debido a la corta
amplitud de la curva principal se recupera el 64 de la actividad total (tabla 17)
Tabla 17 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-113
Paraacutemetro (K-113) Valor
Tiempo de arribo 159 diacuteas
Tiempo medio 394 diacuteas
Tiempo final 613 diacuteas
Recuperacioacuten 64
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado
Como se explicoacute en la parte teoacuterica es importante realizar la distribucioacuten de la
cantidad de trazador que se recuperoacute en cada pozo del ensayo puesto que el
93
reparto de agua de inyeccioacuten entre los pozos productores es similar a dicha
distribucioacuten La figura 342 que representa la distribucioacuten de trazador recuperado
para este ensayo se muestra a continuacioacuten
Cabe resaltar que la recuperacioacuten total para los cinco pozos alcanza uacutenicamente
el 604 de la cantidad inicialmente inyectada de tritio que fue de 15 Ci esto se
debe a que siempre hay un porcentaje de tritio que se pierde en la formacioacuten por
infiltracioacuten hacia otras capas inferiores o por fugas hacia otros pozos Es decir de
los 15 Ci inyectados solo se han recuperado 9 Ci cuya distribucioacuten hacia los
cinco pozos muestra claramente la direccioacuten preferencial del agua de inyeccioacuten
3437 Direcciones preferenciales de Flujo
Tomando en cuenta la disposicioacuten del arreglo de este ensayo se puede observar
que la direccioacuten preferencial del flujo se encuentra hacia los pozos K-119 y K-117
como lo indica la figura 343 (flechas rojas)
Esta informacioacuten es de gran valor para la perforacioacuten de nuevos pozos
productores cuya ubicacioacuten en la parte sureste del campo conseguiriacutea grandes
reacuteditos para este proyecto de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
Figura 342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos productores del ensayo Argentina
94
Ademaacutes de este modo se puede confirmar que no existen barreras sellantes
puesto que se realizoacute el paso del trazador hacia los cinco pozos del ensayo
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
CAPIacuteTULO 4
Figura 343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo Argentina
95
INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTENIDOS A
PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
En este capiacutetulo se pretende obtener las liacuteneas de corriente del agua de inyeccioacuten
a traveacutes del yacimiento en estudio con la ayuda de un programa sencillo que
simula el paso del trazador en base a ecuaciones del flujo de fluidos en medios
porosos y a la teacutecnica de los trazadores
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
Este programa permite obtener las curvas de paso del trazador para cada pozo
en cuestioacuten y un graacutefico esquemaacutetico de las liacuteneas de flujo (liacuteneas de corriente)
trazadas por el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento desde el inyector hacia
cada uno de los pozos productores
Cabe recalcar que la informacioacuten que brinda este programa se sujeta a discusioacuten
puesto que como es sabido es muy complejo modelar el comportamiento
dinaacutemico del agua que fluye por un medio poroso Ademaacutes se trata de un
software que auacuten estaacute siendo sometido probado y fue desarrollado por una
universidad argentina su nombre es PORO TracerSim 1 y el anexo 10 muestra
una explicacioacuten detallada respecto de las opciones e iacuteconos de este programa
411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA
En general las consideraciones del PORO TracerSim son
bull La formacioacuten es homogeacutenea de espesor y propiedades petrofiacutesicas
constantes en todo el yacimiento
bull El flujo del agua de inyeccioacuten es lineal hacia cada pozo productor
bull Tanto los pozos productores como el inyector estaacuten a un mismo nivel de
profundidad
bull Los caudales de produccioacuten e inyeccioacuten de cada pozo productor e inyector
respectivamente son constantes
bull Una falla no sellante se considera como si simplemente no existiera dicha
barrera en el yacimiento
96
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Las principales ventajas son
bull Brindar de una manera clara las curvas de paso de trazador hacia cada
uno de los pozos productores asiacute como el graacutefico de las liacuteneas de corriente
que traza el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento
bull Sencillez en el manejo del programa
bull Permitir el ingreso de un nuacutemero indeterminado de pozos productores y de
barreras sellantes que direccionen el flujo
bull Facilidad para poder delimitar el campo de trabajo
bull La configuracioacuten del trazado de las liacuteneas de corriente como nuacutemero de
liacuteneas el aacutengulo de desplazamiento de las mismas etc
Como desventajas estaacuten
bull No tener como opcioacuten el ingresar paraacutemetros de gran importancia como la
presioacuten de reservorio las profundidades de la arena de intereacutes en cada
pozo propiedades del crudo como la viscosidad grado API entre otras
bull Dificultad para trabajar con distancias entre pozos muy grandes
bull No considerar la presencia de gas en el yacimiento sino soacutelo la presencia
de la fase liacutequida
bull No proporcionar informacioacuten respecto de la cantidad de trazador que arriba
a cada pozo ni del volumen de agua inyectada que llega a cada productor
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO
Se dispuso a los pozos del estudio en base a las coordenadas rectangulares
correspondientes a cada uno tomando como origen el pozo inyector (Auca-12)
Asiacute las coordenadas de todos los pozos seriacutean
POZO INYECTOR Auca-12 (0 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-19 (1460 2591) m
POZO PRODUCTOR Auca-35 (1035 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-21 (951 -1803) m
97
El graacutefico 41 muestra la ubicacioacuten de los pozos y las coordenadas rectangulares
para cada uno (informacioacuten obtenida en base al GPS de la CEEA)
Asiacute la disposicioacuten de los pozos en el programa (de acuerdo a la escala
seleccionada) seriacutea la mostrada en la figura 42 Ademaacutes se ingresaron los
caudales de produccioacuten e inyeccioacuten para cada pozo respectivamente (tabla 16)
Tabla 16 CAUDALES DE PRODUCCIOacuteN E INYECCIOacuteN DE LOS POZOS
PRODUCTORES E INYECTOR RESPECTIVAMENTE
CAUDAL POZO
(BPD) (msup3diacutea)
PI-12 4000 651
PP-19 357 58
PP-35 418 68
PP-21 615 100
Figura 41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo productor respecto del pozo inyector
98
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO
Los paraacutemetros que se ingresaron fueron los petrofiacutesicos los demaacutes son valores
adecuados para el correcto funcionamiento del programa (figura 43)
Porosidad = 016
Saturacioacuten = 027
Espesor = 18 pies = 55 metros
Dispersividad = 7 m (valor correspondiente a las arenas)
Con estos datos el programa puede graficar las curvas de paso del trazador y las
liacuteneas de flujo del agua de inyeccioacuten
Para esta interpretacioacuten se probaron varios casos de acuerdo con la informacioacuten
obtenida a partir del mapa estructural (anexo 1)
Figura 42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador PORO TracerSim
99
431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
En este caso se supone que no existe ninguna barrera que obstaculice el paso
del agua de inyeccioacuten hacia los pozos productores Cabe sentildealar que este
programa considera a las barreras no sellantes como si en realidad no existiera
una barrera es decir el hecho de colocar una falla en el campo de trabajo
significa que esa falla ya es sellante como se veraacute maacutes adelante
Solo para este caso se procedioacute a graficar las curvas de paso puesto que para
los otros casos el programa tendiacutea a colapsar debido a que el arreglo no obedece
a una malla cerrada y las distancias entre pozos son muy grandes
Sin embargo se puede deducir que la presencia de una falla (la cual desde
antemano el programa la considera como sellante) impediriacutea la llegada del
trazador es decir sencillamente no se tendriacutea una curva de paso hacia ese pozo
productor
El anexo 9 muestra las curvas de paso del trazador para los pozos Auca-19
Auca-35 y Auca-21 ademaacutes el graacutefico de las liacuteneas de corriente del agua de
inyeccioacuten En este caso al no existir barreras sellantes se produce el paso del
trazador desde el inyector hacia los pozos productores lo que demuestra la
existencia de la interconexioacuten entre los pozos
Figura 43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para la simulacioacuten
100
Ademaacutes de acuerdo con las curvas de respuesta el trazador apareceriacutea en el
pozo maacutes cercano (Auca-35) aproximadamente a los 600 diacuteas (1 antildeo 8 meses) a
partir de la inyeccioacuten Si se considera que la inyeccioacuten se realizoacute en enero 2007
el trazador podriacutea empezar a llegar en septiembre 2008 Del mismo modo para los
otros dos pozos el Auca-21 muestra que la curva se levanta a los 1600 diacuteas (4
antildeos 5 meses) y ni hablar del Auca-19 que seguacuten este modelo el trazador
arriba a los 6000 diacuteas (16 antildeos 5 meses) lo cual es demasiado tiempo
Esto se explica debido a que el arreglo del proyecto Auca no obedece a una malla
cerrada pues si se observa la ubicacioacuten de pozos no presenta una geometriacutea
regular puesto que la malla es demasiado abierta y las distancias entre pozos es
muy grande Por tanto el trazador podriacutea llegar al pozo maacutes cercano a los 600
diacuteas en el mejor de los casos ya que es muy probable que el trazador no
aparezca por ninguacuten lado debido a los problemas que se han venido presentando
y a que la malla estaacute desconfigurada
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES
Para los siguientes casos de la simulacioacuten se ingresaron las coordenadas
correspondientes a tres fallas ubicadas de acuerdo a la informacioacuten del mapa
geoloacutegico Estas tres fallas son las que maacutes podriacutean influir en el flujo del agua de
inyeccioacuten La figura 44 muestra las tres fallas que se tomaron en cuenta para la
simulacioacuten
Los puntos tomados para cada una de ellas fueron
FALLA X P1 (-425 0) y P2 (-500 -1500)
FALLA Y P1 (750 -1800) y P2 (940 0)
FALLA Z P1 (1800 -1800) y P2 (1600 2200)
De este modo puede simularse la presencia de barreras sellantes en el programa
de simulacioacuten A partir de esto se tienen los siguientes casos que consisten
solamente en la combinacioacuten de las fallas
101
FALLA X
FALLA Y
FALLA Z
Figura 44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de simulacioacuten
102
441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
En este caso se considera que solo la falla X es sellante y a partir de esta
suposicioacuten se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo para lo cual se ingresan los
puntos de la falla X en el aacuterea de trabajo donde se encuentran ubicados los
pozos (figura 45)
El anexo 9 (caso 2) muestra el graacutefico de las liacuteneas de flujo donde se puede
observar que la barrera sellante hace que toda el agua inyectada se desplace
hacia el lado derecho del campo adquiriendo una buena interconexioacuten de los
pozos
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
Para este caso soacutelo la falla Y se considera como sellante y de este modo se
ubica esta falla en el campo de estudio del programa (figura 46)
Asiacute se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo que se muestra en el anexo 9 (caso
3) el cual indica el desplazamiento del agua de inyeccioacuten hacia la parte noreste y
oeste del campo La falla ldquoYrdquo impide la interconexioacuten con el pozo Auca-21 pues al
ser una barrera sellante no permite el paso del agua hacia ese pozo Sin
embargo esto no afecta la interconexioacuten con los otros pozos Auca-19 y Auca-35
Figura 45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 2
103
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE
Aquiacute se considera que ambas fallas son barreras sellantes (figura 47) y soacutelo la
falla X es no sellante Asiacute se obtienen las curvas de flujo como se muestra en el
anexo 9 (caso 4)
Figura 46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 3
Figura 47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 4
104
Este graacutefico presenta una tendencia similar de flujo que en el caso anterior soacutelo
que aquiacute la barrera sellante ldquoZrdquo disminuye auacuten maacutes el flujo del agua de inyeccioacuten
hacia la parte derecha y maacutes bien direcciona todo el agua hacia el norte y oeste
del campo
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo
Para este caso (figura 48) las fallas ldquoXrdquo y ldquoZrdquo se consideran sellantes y la falla ldquoYrdquo
es no sellante dando como resultado el graacutefico del anexo 9 (caso 5) en donde se
observa que la presencia de ambas fallas hace que el agua se desplace hacia el
costado noreste y por la parte el sur del campo que se delimita entre ambas fallas
Esta combinacioacuten de las barreras no perjudica la interconexioacuten de los pozos y
maacutes bien encierra gran parte del agua hacia los pozos Auca-21 y Auca-35
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo
Esta combinacioacuten de las fallas ldquoXrdquo y ldquoYrdquo (figura 49) da como resultado el graacutefico
de las liacuteneas de flujo del Anexo 9 (caso 6) en el cual se observa como el agua se
direcciona casi en su totalidad hacia la parte norte y este del campo por el efecto
Figura 48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 5
105
Figura 49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 6
que ocasiona la barrera longitudinal ldquoXrdquo Ademaacutes la barrera ldquoYrdquo impide por
completo el paso del agua de inyeccioacuten hacia el pozo Auca-21
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
Figura 410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 7
106
Este uacuteltimo caso (figura 410) muestra la influencia que produce la presencia de
las tres fallas en el desplazamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten El anexo 9
(caso 7) muestra una tendencia de flujo similar a la del caso anterior puesto que
como se observa el efecto de la falla ldquoYrdquo es casi el mismo que el de la
combinacioacuten de las fallas ldquoYrdquo y ldquoZrdquo con la uacutenica diferencia de que aquiacute hay menos
liacuteneas de flujo que se dirigen a la parte este del campo que en el caso anterior lo
cual corresponde a la incidencia de la falla ldquoZrdquo
La uacuteltima parte del Anexo 9 muestra las liacuteneas de corriente que corresponden al
arreglo de los pozos del Ensayo argentino
107
CAPIacuteTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
51 CONCLUSIONES
En la actualidad la teacutecnica de inyeccioacuten de trazadores radiactivos en el
yacimiento es una gran alternativa para comprender de mejor manera el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten puesto que el trazador
inyectado actuacutea como un espiacutea que brinda informacioacuten de mucho valor que
puede ser usada en subsiguientes proyectos de recuperacioacuten secundaria
que se desee realizar en un campo determinado
La adecuada interpretacioacuten de el anaacutelisis de esta teacutecnica permite a los
ingenieros de yacimientos encontrar las direcciones preferenciales de
desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el yacimiento confirmar la
existencia de fallas geoloacutegicas redefinir fallas como sellantes o no
sellantes detectar canalizaciones a lo largo de la distancia inyector-
productor entre otras
La aplicacioacuten de esta teacutecnica en el campo no produce una respuesta
inmediata sino que se requiere comuacutenmente entre un antildeo a dos o quizaacutes
maacutes tiempo dependiendo de la distancias entre pozos para obtener una
respuesta favorable
De todos los radiactivos empleados para un estudio de este tipo el tritio
constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten en razoacuten de dos ventajas
principales el tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en consecuencia
formar parte de la moleacutecula de agua y el ser un emisor beta de baja
energiacutea lo que hace praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
La cantidad de trazador a inyectarse depende directamente de la distancia
entre los pozos productores e inyector de las propiedades petrofiacutesicas del
yacimiento y del liacutemite de deteccioacuten del instrumental que se dispone
108
El buen desempentildeo de eacutesta teacutecnica requiere de la inyeccioacuten constante de
un caudal de agua que proporcione el empuje longitudinal al trazador a
traveacutes del reservorio para que asiacute eacuteste pueda arribar a los pozos
productores en los cuales se realiza el muestreo conforme al calendario
planificado
La medicioacuten de la cantidad de tritio en una muestra de agua se realiza en
base al principio de centelleo liacutequido que consiste en detectar la emisioacuten
de fotones luminosos que resulta de la interaccioacuten de las partiacuteculas beta
con los aacutetomos del coctel centellador que se antildeade a cada muestra de
agua Todo este proceso lo realiza el contador de centelleo liacutequido
Los datos de concentracioacuten de actividad correspondientes a cada muestra
realizada son de gran utilidad para la obtencioacuten de las curvas de paso del
trazador y las curvas de recuperacioacuten de trazador en cada uno de los
pozos productores El anaacutelisis de estas curvas permite obtener las
direcciones preferenciales de flujo en base al reparto de trazador entre los
distintos pozos
De acuerdo con los datos obtenidos del muestreo para cada pozo
productor y tanque de lavado del proyecto Auca (Anexo ) se observa
claramente que no se produce todaviacutea la aparicioacuten del trazador lo cual se
puede justificar por las siguientes razones
1 Las distancias entre los pozos productores y el inyector (1035 m 2038
m y 2974 m respectivamente) son demasiado grandes por lo que es
casi imposible definir lo que pueda ocurrir con el trazador en tales
condiciones de lejaniacutea
2 La existencia de barreras sellantes desconocidas ubicadas de manera
que impidan la interconexioacuten entre los pozos
3 La falta de una inyeccioacuten constante de agua que proporcione una fuerza
de empuje al trazador puesto que como se refleja en los reportes
(Anexo) la inyeccioacuten fue muy irregular sobretodo en el primer mes
luego de la inyeccioacuten donde la inyeccioacuten debioacute haber sido constante
109
Esto muestra una falta de diligencia en este proyecto pues en total
hubieron 10 diacuteas que se dejoacute de inyectar el agua en el mes de enero de
2007
4 La posibilidad de que el trazador se haya canalizado hacia otro sector
del reservorio o incluso pudo haberse producido una infiltracioacuten del
mismo hacia las capas inferiores esto debido a la mala inyeccioacuten del
agua
5 Una mala operacioacuten al momento de la inyeccioacuten del trazador en el pozo
Auca-12 o quizaacutes un error al inyectarse eacuteste en un estrato equivocado
6 La maacutes favorable de todas las razones que el trazador auacuten se esteacute
desplazando longitudinalmente en el yacimiento sin ninguacuten
inconveniente y se produzca una aparicioacuten posterior en alguno de los
pozos lo cual reflejariacutea un simple retardo en la respuesta del tritio tal
como lo reflejoacute la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim seguacuten
el cual el trazador arriba en 600 diacuteas al pozo maacutes cercano (Auca-35)
para lo cual habriacutea que seguir esperando su respuesta
Las lecturas de concentracioacuten de actividad que corresponden a las
muestras tomadas en el agua de riacuteo (Anexo) manifiestan que el trazador
no se ha infiltrado hacia el riacuteo como se supuso cuando se presentoacute la
anoacutemala presencia de trazador en el agua de inyeccioacuten Esto permite
concluir que la razoacuten de dicha anomaliacutea se debe a la contaminacioacuten de los
frascos del muestreo
De las curvas de respuesta para el ensayo Argentina se puede concluir
que
1 El paso del trazador hacia los pozos productores es un indicador de que
existe la interconexioacuten entre los pozos
2 El tiempo de respuesta del trazador es menor para los pozos
productores que estaacuten maacutes cerca del inyector obviamente dependiendo
de las propiedades del reservorio pues esto no se cumple en todos los
proyectos
110
3 La cantidad de trazador recuperado estaacute en funcioacuten de la concentracioacuten
de actividad neta obtenida en cada muestra y del caudal de produccioacuten
de agua del pozo
4 El reparto de agua inyectada entre los pozos productores es similar a la
distribucioacuten de trazador en cada uno de ellos
5 La recuperacioacuten total de trazador oscila entre el 30 y el 80 debido a
que hay una parte de tritio que se desplaza hacia puntos maacutes lejanos
del reservorio
El programa de simulacioacuten PORO TracerSim permite concluir que
1 Se prolonga auacuten maacutes el tiempo de respuesta del trazador en cada uno
de los pozos productores lo que significa que el proyecto de Auca no
puede concluir como estaba previsto para el final de 2008 sino que
habraacute que continuar monitoreando los pozos hasta obtener un
resultado
2 Si la barrera ldquoXrdquo es realmente sellante entonces ayuda en gran manera
a los trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
puesto que direcciona todo el flujo hacia los pozos productores de
intereacutes Incluso la falla ldquoZrdquo que actuacutea como un liacutemite del flujo evitando
que se pierda el agua hacia otros sectores puede ser de ayuda Pero la
barrera ldquoYrdquo no ayuda en nada sino todo lo contrario porque incide
directamente en la interconexioacuten de los pozos productores que al igual
que el Auca-21 estaacuten ubicados al este de dicha falla
Personalmente la mejor de las opciones es el caso 5 de todos los
analizados
52 RECOMENDACIONES
Se recomienda
Realizar un estudio maacutes exhaustivo de las propiedades petrofiacutesicas y
estratigrafiacutea del yacimiento ya que muchos de los datos con los que se
trabajoacute para este Proyecto estaban desactualizados
111
Realizar siacutesmica 3D de alta resolucioacuten para mejorar el conocimiento del
campo y de sus regiones obteniendo asiacute un esquema de fallas completo
para cada formacioacuten que nos ayude en la interpretacioacuten estructural
Prolongar en dos antildeos o maacutes el seguimiento de este Proyecto de
aplicacioacuten de trazadores en Auca pues hasta ahora no se tiene ninguna
respuesta significativa ya que no se ha producido la aparicioacuten del trazador
Aplicar esta misma teacutecnica de inyeccioacuten de tritio utilizando otros pozos del
mismo campo o en otros campos pero esta vez definiendo una malla
cerrada y con distancias razonables (maacuteximo de 400 o 500 metros) para lo
cual se propone que se perforen pozos inyectores y no que se utilice
pozos productores obsoletos o que han dejado de producir para hacerlos
inyectores En definitiva buscar la excelencia al realizar este tipo de
trabajos para que se puedan obtener muy buenos resultados
Instruir a los ingenieros en reservorios en esta teacutecnica de inyeccioacuten de
trazadores puesto que tiene un gran futuro en su aplicacioacuten ya que
muchas empresas operadoras estaacuten entrando en la fase de Recuperacioacuten
Secundaria para lo cual necesitan recabar informacioacuten del desplazamiento
de fluidos en el reservorio
Tener un mayor cuidado a la hora de manejar los frascos usados para el
muestreo para asiacute prevenir una contaminacioacuten involuntaria que produzca
resultados anoacutemalos en las curvas de respuesta
Realizar un tratamiento por calentamiento y destilacioacuten con cada muestra
de agua para corregir la irregularidad de los valores considerados como
ldquofondordquo o ldquobackgroundrdquo
Perfeccionar el programa de simulacioacuten PORO TracerSim para que
considere otros paraacutemetros importantes y genere resultados maacutes oacuteptimos
112
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS
bull BABY P RIVADENEIRA M R BARRAGAacuteN Editores Cientiacuteficos (Oct
2004) La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo
bull CISNEROS LOACHAMIacuteN Pablo G (Abr 2006) Modelo geoloacutegico para
probar la interconexioacuten de pozos en el Campo Sacha Tesis de grado
(EPN)
bull COMISIOacuteN ECUATORIANA DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA Archivos Teacutecnicos del
Proyecto de aplicacioacuten de radiotrazadores en el Cam po Auca (2007)
bull DELGADO ORTEGA Byron A (Dic 2005) Anaacutelisis teacutecnico econoacutemico para
incrementar la produccioacuten mediante recuperacioacuten sec undaria por
inyeccioacuten de agua en el Campo Auca Sur Tesis de grado (EPN)
bull MAGGIO Guillermo E Noldor SRL Recuperacioacuten asistida de petroacuteleo
httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesrecsechtm
bull ORGANISMO INTERNACIONAL DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA ndash PROYECTO
ARCAL XLIII (Dic 2000) Aplicaciones industriales de radiotrazadores y
fuentes selladas de radiacioacuten
bull PEREYRA Boliacutevar Radioisoacutetopos y sus aplicaciones bioloacutegicas
httpwwwcinvestavmxcgseuprmanualcaldishtml
bull SOMARUGA Carlos Noldor SRL Estudio de transferencia entre pozos
petroliacuteferos httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesyacimientozxpdf
bull UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO Facultad de Ingenieriacutea Curso
Regional de Capacitacioacuten Mecaacutenica de fluidos en yacimientos de
petroacuteleo y gas Argentina (2000)
113
ANEXOS
114
ANEXO 1
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENA ldquoTrdquo
115
ANEXO 2
CANALIZACIONES EN EL RESERVORIO
116
CANALIZACIONES
Cuando se realizan trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua es
muy posible que dicha agua inyectada no realice de manera eficaz el
desplazamiento de petroacuteleo sino que prefiera trasladarse a traveacutes de alguacuten
conducto que posea una gran permeabilidad A este conducto se lo conoce como
canalizacioacuten
La siguiente figura muestra como el agua de inyeccioacuten prefiere fluir a lo largo de
la canalizacioacuten sin efectuar el barrido por las capas saturadas de petroacuteleo
Esto representa un grave problema para los proyectos de inyeccioacuten de agua
puesto que no se estaacute cumpliendo el objetivo primordial que es el empuje del
petroacuteleo hacia los pozos productores Sin embargo con el uso de un radiotrazador
se puede determinar la presencia de canalizaciones en el reservorio
La presencia de una canalizacioacuten ocasionariacutea la aparicioacuten inmediata del trazador
en el pozo productor hacia el cual se dirige la canalizacioacuten Esta es la razoacuten de la
alta frecuencia de muestreo al inicio del proyecto puesto que se habla de pocos
117
diacuteas (de acuerdo a la distancia de los pozos) para que aparezca el trazador en el
pozo
Las figuras siguientes muestran el flujo del trazador en presencia de una
canalizacioacuten y sin ella
Ademaacutes es muy sencillo distinguir entre la curva de respuesta del paso de
trazador en presencia de una canalizacioacuten (figura)
118
0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000000
0002
0004
0006
0008
0010
0012
0014re
cupe
raci
on fr
acci
nal d
iaria
de
traz
ador
dias despues de la inyeccion
iquestCOacuteMO CORREGIR UN PROBLEMA DE CANALIZACIOacuteN
La manera mecaacutenica de hacerlo consiste en aislar la zona donde estaacute localizada la
canalizacioacuten para lo cual se debe instalar un packer adicional que cumpla con
dicha funcioacuten (figura)
El otro meacutetodo es realizar una inyeccioacuten de poliacutemeros para lo cual
Trazador canalizado
Trazador sin canalizar
119
bull Se inyecta agua al reservorio la cual se va a canalizar a lo largo de las capas
maacutes permeables
bull Luego se inyecta el poliacutemero requerido el cual tapona las capas sentildealadas por
el agua de inyeccioacuten
bull Finalmente el agua se desliza por las zonas que no habiacutean sido barridas
120
121
ANEXO 3
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DE TRAZADOR HACIA LOS POZOS PRODUCTORES
Curvas de paso de Trazador para valores de dispersividad de 03 m2 diacutea
y 0003 m2 diacutea
122
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-35
AUCA arena T PP-35Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 71331E-05 03 62175 dia1703413861
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 1035 1071225Volumen 392536 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
000001
000002
000003
000004
000005
000006
000007
000008
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 03
123
0
000005
00001
000015
00002
000025
00003
000035
00004
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 0003
124
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO PRODUCTOR AU-21
AUCA arena T PP-21Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 18397E-05 03 241069 dia660462002
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2038 4153444Volumen 1521972 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000002
0000004
0000006
0000008
000001
0000012
0000014
0000016
0000018
000002
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 03
125
0
000002
000004
000006
000008
00001
000012
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 0003
126
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-19
AUCA arena T PP-19Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 86393E-06 03 513351 dia1406440635
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2974 8844676Volumen 3241010 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000001
0000002
0000003
0000004
0000005
0000006
0000007
0000008
0000009
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacutebic
o)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 03
127
0
0000005
000001
0000015
000002
0000025
000003
0000035
000004
0000045
000005
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 0003
128
ANEXO 4
DIAGRAMA DE LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA DEL CAMPO AUCA
130
1 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE RIO
IacuteTEM CANTID DESCRIPCIOacuteN
1 1 Sistema de alimentacioacuten de hipoclorito
2 1 Sistema de alimentacioacuten de poliacutemero
3 3 Filtros flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)
4 1 Soplador de aire
5 1 Bomba de retrolavado
6 1 Torre de desoxigenacioacuten
7 2 Bombas de vaciacuteo
8 1 Bombas de transferencia de desoxigenacioacuten
9 1 Sistema de alimentacioacuten de biocida orgaacutenico
10 1 Sistema de alimentacioacuten eliminador de oxigeno
11 1 Tanque almacenamiento agua de riacuteo 1500 BBL
12 1 Sistema de alimentacioacuten de inhibidor de escala
13 1 Sistema control para agua formacioacuten y agua riacuteo 1500 BBL
2 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIOacuteN
IacuteTEM CANTIDAD DESCRIPCIOacuteN
1 1 Tanque de almacenamiento de agua formacioacuten 5000 BBL 2 1 Sistema de Bombas alimentacioacuten de quiacutemicos para flotacioacuten 3 1 Unidad de flotacioacuten (Hidrocelda USF modelo H-20D) 4 1 Bomba de transferencia 5 1 Bomba de recirculacioacuten 1 (En Hidrocelda)
6 1 Bomba de recirculacioacuten 2 (Tanque de retrolavado - tanque de almacenamiento) de agua de formacioacuten 5000 BBL
7 1 Filtro caacutescara de nuez (Filtro Autoshell modelo AWS-96) 8 1 Bomba de retrolavado 9 1 Tanque almacenamiento de agua de retrolavado 220 BBL 10 1 Tanque almacenamiento de agua tratada 5000 BBL
131
ANEXOS 5
CAUDALES DE AGUA INYECTADA MENSUALES DESDE ENERO 2007 A MARZO 2008
132
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 2700 2 4032 3 5357 4 0 5 2735 6 0 7 2243 8 0 9 3702 10 0 11 3269 12 4579 13 912 14 3487 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 3694 21 3277 22 0 23 891 24 0 25 3724 26 0 27 3928 28 0 29 1496 30 0
31 4846
PROMEDIO 1770
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 5010 3 480 4 5004 5 2243 6 4005 7 5265 8 4513 9 4622 10 2963 11 5890 12 5435 13 2576 14 1857 15 3227 16 4082 17 5160 18 5138 19 5140 20 5137 21 5467 22 5237 23 5306 24 5138 25 4573 26 5180 27 1423
28 2368
PROMEDIO 4016
133
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ABRIL 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5101 2 3689 3 2966 4 3503 5 4111 6 1124 7 931 8 3450 9 949 10 4001 11 5082 12 3668 13 4054 14 1786 15 4490 16 5050 17 4160 18 5200 19 5152 20 1427 21 2279 22 5012 23 5175 24 585 25 4268 26 2420 27 5181 28 5050 29 844
30 0
PROMEDIO 3357
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5775 2 4439 3 625 4 2334 5 737 6 5369 7 5047 8 3085 9 1378 10 4695 11 4849 12 4363 13 4450 14 5172 15 0 16 3366 17 4575 18 3810 19 5003 20 1195 21 2118 22 5120 23 1232 24 2753 25 5161 26 5128 27 5105 28 5188 29 5008 30 2008
31 4966
PROMEDIO 3679
134
BARRILES INYECTADOS
POR DIA (AUCA-12)
MAYO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 6135 3 5166 4 4070 5 1382 6 0 7 2336 8 1410 9 2328 10 0 11 2721 12 5154 13 5193 14 5134 15 4560 16 3117 17 1808 18 1808 19 1101 20 2700 21 5216 22 5084 23 3299 24 5099 25 5085 26 0 27 1870 28 5120 29 5240 30 5150
31 5500
PROMEDIO 3316
135
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JUNIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 5142 5142 2 5103 5103 3 2784 2784 4 2850 2850 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 1757 1757 9 6422 6422 10 5345 5345 11 2832 2832 12 1281 1281 13 820 820 14 2252 2252 15 1053 1053 16 2978 2978 17 5117 5117 18 5094 5094 19 5907 5907 20 1885 1885 21 2275 2275 22 0 0 23 0 0 24 3096 3096 25 1977 1566 3543 26 2606 1566 4172 27 2164 2035 4199 28 3184 1936 5120 29 4035 1860 5895 30 0 5528 5528
PROMEDIO 3082 Sin tren de agua de formacioacuten
136
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JULIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 5157 5157 2 4553 0 4553 3 3638 1603 5241 4 1801 3335 5136 5 0 5089 5089 6 0 4854 4854 7 2451 1975 4426 8 2906 1986 4892 9 2269 2851 5120 10 735 4425 5160 11 3557 886 4443 12 2709 2391 5100 13 1050 4113 5163 14 2826 2099 4925 15 2484 1896 4380 16 336 1902 2238 17 1146 0 1146 18 5095 0 5095 19 4338 0 4338 20 2141 0 2141 21 1519 1365 2884 22 3116 710 3826 23 3959 0 3959 24 1202 2895 4097 25 1995 2102 4097 26 2226 1906 4132 27 2467 1624 4091 28 1854 1993 3847 29 2660 1218 3878 30 4110 0 4110 31 658 3358 4016
PROMEDIO 4243
137
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
AGOSTO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1367 2659 4026 2 1890 2230 4120 3 4197 0 4197 4 2127 2048 4175 5 2165 1105 3270 6 1684 1830 3514 7 1055 2147 3202 8 1900 2200 4100 9 1348 1475 2823 10 2596 0 2596 11 4080 0 4080 12 2322 1778 4100 13 2990 0 2990 14 4100 0 4100 15 4100 0 4100 16 1600 0 1600 17 810 0 810 18 2400 0 2400 19 3800 760 4560 20 3233 1887 5120 21 5120 0 5120 22 5110 0 5110 23 4890 0 4890 24 5088 0 5088 25 4876 0 4876 26 3598 1525 5123 27 2138 2872 5010 28 0 2756 2756 29 2769 2312 5081 30 4547 0 4547 31 658 3358 4016
PROMEDIO 3919
138
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
SEPTIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 1660 0 1660 2 3800 1675 5475 3 3481 2332 5813 4 290 3981 4271 5 0 3721 3721 6 1625 3216 4841 7 2725 2620 5345 8 1458 3792 5250 9 4400 1574 5974 10 0 1996 1996 11 5600 0 5600 12 2660 0 2660 13 5540 0 5540 14 2489 1983 4472 15 4132 533 4665 16 4199 0 4199 17 3578 1860 5438 18 4175 1477 5652 19 5528 0 5528 20 3443 2155 5598 21 837 4542 5379 22 1269 4173 5442 23 1727 3422 5149 24 1714 3694 5408 25 3916 1687 5603 26 1101 4419 5520 27 3662 1875 5537 28 2010 3045 5055 29 4197 440 4637 30 0 2400 2400
PROMEDIO 4794
139
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
OCTUBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 3481 3481 2 0 5730 5730 3 4446 1264 5710 4 1767 3356 5123 5 1981 3375 5356 6 1675 3726 5401 7 1523 3926 5449 8 0 4051 4051 9 2283 3007 5290 10 494 4598 5092 11 1151 2867 4018 12 0 5066 5066 13 957 3629 4586 14 1899 3206 5105 15 0 5177 5177 16 4540 293 4833 17 4920 0 4920 18 5180 0 5180 19 3616 1574 5190 20 1797 3303 5100 21 1484 3646 5130 22 4302 818 5120 23 504 4606 5110 24 2312 2838 5150 25 1224 3698 4922 26 949 3925 4874 27 1497 3666 5163 28 875 4260 5135 29 1117 3955 5072 30 3698 1300 4998 31 0 3358 3358
PROMEDIO 4964
140
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
NOVIEMBRE 2007
DIA AGUA DE
RIO AGUA DE FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 4476 690 5166 2 1489 3554 5043 3 1478 3530 5008 4 1610 3534 5144 5 0 5110 5110 6 2989 2051 5040 7 2992 2474 5466 8 3869 1500 5369 9 2838 2178 5016 10 904 4133 5037 11 1741 3256 4997 12 1954 3064 5018 13 0 5110 5110 14 1607 3403 5010 15 3289 1778 5067 16 2273 0 2273 17 0 0 0 18 2566 0 2566 19 3231 0 3231 20 5073 0 5073 21 5160 0 5160 22 2863 2102 4965 23 2957 2220 5177 24 2562 2546 5108 25 2780 2203 4983 26 0 0 0 27 0 0 0 28 0 0 0 29 0 0 0 30 0 0 0
PROMEDIO 3838
141
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
DICIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 2820 2820 2 2100 3000 5100 3 4107 1020 5127 4 927 4173 5100 5 1755 3420 5175 6 1695 3489 5184 7 2966 2168 5134 8 2460 2633 5093 9 0 5090 5090 10 1799 3313 5112 11 2878 2243 5121 12 2012 3166 5178 13 2251 2742 4993 14 2035 3092 5127 15 3476 1744 5220 16 2126 2920 5046 17 1420 3597 5017 18 0 5168 5168 19 3110 1689 4799 20 1463 3740 5203 21 1241 3909 5150 22 0 5115 5115 23 0 4287 4287 24 2254 2784 5038 25 3620 1434 5054 26 1166 2540 3706 27 3440 1658 5098 28 157 4891 5048 29 423 4761 5184 30 1665 3474 5139 31 1821 3339 5160
PROMEDIO 4961
142
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 2398 2050 4448 2 933 4193 5126 3 2106 2953 5059 4 1460 3650 5110 5 3581 0 3581 6 2034 0 2034 7 5200 0 5200 8 1234 3876 5110 9 1690 3451 5141 10 3134 2008 5142 11 991 3315 4306 12 1661 3439 5100 13 3250 1874 5124 14 1832 3268 5100 15 558 3401 3959 16 2394 2396 4790 17 5250 786 6036 18 4473 698 5171 19 5163 0 5163 20 5120 0 5120 21 2168 2962 5130 22 2320 2639 4959 23 2035 2961 4996 24 3100 1894 4994 25 2912 2256 5168 26 3510 1533 5043 27 1288 3665 4953 28 2619 2475 5094 29 2635 2490 5125 30 1318 3843 5161 31 1434 3666 5100
PROMEDIO 4888
143
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1873 3215 5088 2 729 4083 4812 3 1764 3351 5115 4 2852 4413 7265 5 995 2694 3689 6 1276 3910 5186 7 2693 2447 5140 8 738 4269 5007 9 0 3777 3777 10 1318 3686 5004 11 298 3660 3958 12 0 5143 5143 13 1151 3352 4503 14 2376 2680 5056 15 3337 1779 5116 16 1197 3843 5040 17 2728 2301 5029 18 561 4613 5174 19 4668 433 5101 20 2916 1909 4825 21 900 4300 5200 22 0 5150 5150 23 1000 4100 5100 24 2522 2668 5190 25 1590 3610 5200 26 897 4239 5136 27 216 3957 4173 28 772 4412 5184 29 1761 3207 4968
PROMEDIO 4977
144
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 885 4275 5160 2 1435 3701 5136 3 1995 3147 5142 4 613 4550 5163 5 1046 4111 5157 6 1083 4049 5132 7 1266 3830 5096 8 911 4283 5194 9 611 3729 4340 10 2301 2859 5160 11 1763 3352 5115 12 1718 3407 5125 13 250 4042 4292 14 3903 1197 5100 15 3399 1711 5110 16 550 4569 5119 17 2444 2706 5150 18 1751 3365 5116 19 583 4529 5112 20 805 4331 5136 21 703 4193 4896 22 1872 3264 5136 23 1788 3352 5140 24 681 4467 5148 25 1456 3680 5136 26 2073 2969 5042 27 1923 3017 4940 28 1371 3653 5024 29 3933 1163 5096 30 3438 0 3438 31 0 2752 2752
PROMEDIO 4929
RESUMEN DE LOS BARRILES DE AGUA INYECTADA EN EL PER IODO ENERO 2007 A MARZO 2008
MES BARRILES DE AGUA
INYECTADA (PROMEDIO)
NUMERO DE DIAS SIN INYECTAR
Enero 1770 14 Febrero 4016 1 Marzo 3679 1 Abril 3357 0 Mayo 3316 4 Junio 3082 5 Julio 4243 0
Agosto 3919 0 Septiembre 4794 0
Octubre 4964 0 Noviembre 3838 6 Diciembre 4961 0
Enero 4888 0 Febrero 4977 0 Marzo 4929 0
PROMEDIO 4049
146
ANEXO 6
CALENDARIO DE MUESTREO DE ENERO 2007 A MARZO 2008
147
CALENDARIO DE MUESTREO
ANtildeO 2007
ENEROL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
FEBREROL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28
MARZOL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30 31
ABRILL M M J V S D30 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
MAYOL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
JUNIOL M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29 30
JULIOL M M J V S D30 31 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
AGOSTOL M M J V S D
1 2 3 4 56 7 8 9 10 11 1213 14 15 16 17 18 1920 21 22 23 24 25 2627 28 29 30 31
SEPTIEMBREL M M J V S D
1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
OCTUBREL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
NOVIEMBREL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30
DICIEMBREL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
ANtildeO 2008
ENEROL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
FEBRERO L M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29
MARZOL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
148
ANEXO 7
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO EN CADA PUNTO DE MONITOREO Y
CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR Y TANQUE DE LAVADO
PROYECTO ldquoAUCArdquo
149
FECHA VIAL No dias LECT10012007 6 0 1295712012007 13 2 1220716012007 20 6 sin inyeccioacuten18012007 27 8 sin inyeccioacuten23012007 34 13 sin inyeccioacuten25012007 41 15 sin inyeccioacuten30012007 48 20 14701022007 55 22 7706022007 62 27 sin inyeccioacuten08022007 69 29 sin inyeccioacuten13022007 76 34 sin inyeccioacuten15022007 83 36 10720022007 90 41 022022007 97 43 13727022007 104 48 4701032007 111 50 4706032007 118 55 7708032007 125 57 1713032007 132 62 sin inyeccioacuten15032007 139 64 020032007 146 69 3622032007 153 71 0627032007 160 76 2629032007 167 78 4603042007 173 83 0605042007 178 85 2610042007 183 90 012042007 188 92 017042007 193 97 51619042007 198 99 024042007 204 104 9926042007 209 106 001052007 214 111 187703052007 219 113 104808052007 224 118 sin inyeccioacuten10052007 229 120 sin inyeccioacuten15052007 234 125 180817052007 239 127 sin inyeccioacuten22052007 244 132 241824052007 249 134 103829052007 254 139 25231052007 259 141 49205062007 264 146 37207062007 269 148 44212062007 274 153 24219062007 279 160 sin inyeccioacuten26062007 284 167 11203072007 289 174 72210072007 294 181 sin inyeccioacuten17072007 299 188 112
CAMPO AUCA
POZO 12
150
FECHA VIAL No dias LECT24072007 304 195 8231072007 309 202 7207082007 314 209 14214082007 319 216 13221082007 324 223 25628082007 329 230 6605092007 334 238 14118092007 339 251 2109102007 344 272 15123102007 349 286 8106112007 354 300 11120112007 359 314 21111122007 364 335 18208012008 369 363 5512022007 374 398 65
151
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
152
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
153
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
154
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
155
FECHA VIAL No dias LECT10012007 2 0 18551712012007 9 2 49603716012007 16 6 213718012007 23 8 66723012007 30 13 28725012007 37 15 65730012007 44 20 413701022007 51 22 492706022007 58 27 34708022007 65 29 8713022007 72 34 31715022007 79 36 35720022007 86 41 107722022007 93 43 53727022007 100 48 46701032007 107 50 27706032007 114 55 2708032007 121 57 19713032007 128 62 21315032007 135 64 20620032007 142 69 28622032007 149 71 3627032007 156 76 11629032007 163 78 14603042007 169 83 8605042007 174 85 14610042007 179 90 17612042007 184 92 24617042007 189 97 55619042007 194 99 48624042007 200 104 10826042007 205 106 0801052007 210 111 7803052007 215 113 10808052007 220 118 010052007 225 120 8815052007 230 125 7817052007 235 127 12822052007 240 132 22824052007 245 134 3829052007 250 139 45231052007 255 141 25205062007 260 146 49207062007 265 148 37212062007 270 153 44219062007 275 160 24226062007 280 167 30203072007 285 174 42210072007 290 181 17217072007 295 188 282
CAMPO AUCA
POZO 35
156
FECHA VIAL No dias LECT24072007 300 195 8231072007 305 202 23207082007 310 209 14214082007 315 216 17221082007 320 223 21628082007 325 230 18605092007 330 238 15118092007 335 251 23109102007 340 272 12123102007 345 286 15106112007 350 300 28120112007 355 314 18111122007 360 335 19208012008 365 363 012022007 370 398 1311032008 375 426 201
157
FECHA VIAL No dias LECT10012007 4 0 30374712012007 11 2 21379716012007 18 6 40718012007 25 8 26723012007 32 13 8725012007 39 15 17730012007 46 20 137701022007 53 22 170706022007 60 27 21708022007 67 29 34713022007 74 34 13715022007 81 36 18720022007 88 41 18722022007 95 43 13727022007 102 48 25701032007 109 50 26706032007 116 55 12708032007 123 57 19713032007 130 62 10315032007 137 64 3620032007 144 69 14622032007 151 71 22627032007 158 76 10629032007 165 78 2603042007 171 83 5605042007 176 85 17610042007 181 90 13612042007 186 92 4617042007 191 97 18619042007 196 99 16624042007 202 104 16926042007 207 106 5901052007 212 111 23803052007 217 113 14808052007 222 118 8810052007 227 120 4815052007 232 125 28817052007 237 127 28822052007 242 132 6824052007 247 134 5829052007 252 139 19231052007 257 141 25205062007 262 146 8207062007 267 148 28212062007 272 153 29219062007 277 160 24226062007 282 167 43203072007 287 174 34210072007 292 181 27217072007 297 188 252
CAMPO AUCA
POZO 21
158
FECHA VIAL No dias LECT24072007 302 195 22231072007 307 202 26207082007 312 209 17214082007 317 216 14221082007 322 223 31628082007 327 230 26605092007 332 238 14118092007 337 251 26109102007 342 272 023102007 347 286 8106112007 352 300 22120112007 357 314 28111122007 362 335 25208012008 367 363 1412022007 372 398 5511032008 377 426 191
159
FECHA VIAL No dias LECT10012007 5 0 856712012007 12 2 406716012007 19 6 2718012007 26 8 14723012007 33 13 30725012007 40 15 14730012007 47 20 13701022007 54 22 6706022007 61 27 14708022007 68 29 4713022007 75 34 16715022007 82 36 14720022007 89 41 6722022007 96 43 11727022007 103 48 14701032007 110 50 15706032007 117 55 11708032007 124 57 14713032007 131 62 2015032007 138 64 5620032007 145 69 1622032007 152 71 11627032007 159 76 6629032007 166 78 9603042007 172 83 11605042007 177 85 5610042007 182 90 26612042007 187 92 1617042007 192 97 21619042007 197 99 10624042007 203 104 7726042007 208 106 001052007 213 111 7803052007 218 113 5808052007 223 118 13810052007 228 120 0815052007 233 125 8817052007 238 127 20822052007 243 132 5824052007 248 134 9829052007 253 139 24231052007 258 141 18205062007 263 146 24207062007 268 148 15212062007 273 153 13219062007 278 160 14226062007 283 167 27203072007 288 174 43210072007 293 181 7217072007 298 188 192
CAMPO AUCA
TANQUE DE LAVADO
160
FECHA VIAL No dias LECT24072007 303 195 10231072007 308 202 19207082007 313 209 7214082007 318 216 30221082007 323 223 19628082007 328 230 10605092007 333 238 13118092007 338 251 14109102007 343 272 9123102007 348 286 21106112007 353 300 12120112007 358 314 8111122007 363 335 15208012008 368 363 10512022007 373 398 10511032008 378 426 91
161
DATOS DE CONTROL EXTRA (cpm)
Fecha Agua de formacioacuten Agua de riacuteo 31072007 231 162 07082007 386 166 28082007 256 456 05092007 221 141 09102007 81 181 23102007 81 11 11122007 52 72 08012008 83 66 12022007 91 115 11032008 147 36
162
ANEXO 8
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO Y CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR
Curvas de paso del trazador
Curvas de trazador recuperado
ENSAYO ARGENTINA
163
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 6795 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 320 BqLDesviacuteo del fondo 68 BqLLiacutemite 658 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 27 -518112003 3 376 000 21 -1123112003 8 512 000 30 -202122003 17 273 000 32 009122003 24 199 000 37 516122003 31 355 000 33 123122003 38 432 000 44 1203012004 49 456 000 31 -112012004 58 378 000 39 719012004 65 516 000 51 1927012004 73 279 000 44 1206022004 83 391 000 57 2514022004 91 545 000 61 2925022004 102 545 000 54 2202032004 108 631 000 62 3011032004 117 476 000 66 3420032004 126 555 000 61 29
Datos (BqL)
0350
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL)Respuesta
00
00
164
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 000 79 4707042004 144 482 001 94 6215042004 152 544 001 112 8022042004 159 636 002 197 16529042004 166 712 004 243 21103052004 170 834 006 291 25911052004 178 758 009 374 34220052004 187 637 013 461 42927052004 194 817 018 517 48505062004 203 757 023 329 29713062004 211 698 027 465 43320062004 218 532 030 693 66103072004 231 724 043 817 78516072004 244 869 061 936 90429072004 257 553 074 1070 103811082004 270 768 094 1139 110724082004 283 913 121 1368 133606092004 296 1132 161 1538 150619092004 309 1194 209 1811 177902102004 322 1082 258 1947 191515102004 335 1037 309 2105 207328102004 348 932 356 2042 201010112004 361 893 399 1922 189023112004 374 910 440 1798 176606122004 387 887 479 1734 170219122004 400 772 511 1687 165501012005 413 788 543 1644 161214012005 426 798 574 1567 153527012005 439 762 604 1608 157610022005 453 731 633 1376 134424022005 467 785 657 948 91616032005 487 777 683 871 83930032005 501 763 698 643 611
Datos (BqL)Respuesta
1441984904660
21211998187118071760171816391686
1576186620122183
939108011541396
306447684813
266352442500
6382169216
48
Conc de trazador (BqL)
165
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 746 707 312 28027042005 529 750 713 276 24418052005 550 766 718 113 8108062005 571 743 720 82 5029062005 592 772 720 61 2920072005 613 813 720 53 2110082005 634 826 720 58 26
RespuestaConc de trazador (BqL)
5500
303265
Datos (BqL)
0
88
166
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-119 Produccioacuten promedio 10279 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 397 BqLDesviacuteo del fondo 41 BqLLiacutemite 604 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 545 000 32 -818112003 3 631 000 37 -323112003 8 476 000 43 302122003 17 555 000 41 109122003 24 634 000 39 -116122003 31 482 000 40 023122003 38 544 000 46 603012004 49 636 000 49 912012004 58 712 000 55 1519012004 65 834 000 58 1827012004 73 758 000 52 1206022004 83 637 000 71 3114022004 91 817 001 89 4925022004 102 545 001 105 6502032004 108 631 002 235 19511032004 117 476 004 387 34720032004 126 555 008 456 416
66199354424
003250
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
167
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 012 517 47707042004 144 714 019 670 63015042004 152 931 028 749 70922042004 159 1025 039 881 84129042004 166 1067 051 991 95103052004 170 1170 060 1156 111611052004 178 985 077 1307 126720052004 187 932 099 1567 152727052004 194 964 120 1840 180005062004 203 1041 152 1937 189713062004 211 1057 184 2154 211420062004 218 532 199 2263 222303072004 231 724 239 2401 236116072004 244 869 290 2514 247429072004 257 553 325 2739 269911082004 270 768 377 2929 288924082004 283 913 443 3006 296606092004 296 1132 525 3029 298919092004 309 1194 610 2842 280202102004 322 1082 682 2615 257515102004 335 1037 744 2371 233128102004 348 1245 813 2183 214310112004 361 1167 876 2271 223123112004 374 1346 945 1966 192606122004 387 1275 1002 1703 166319122004 400 1369 1054 1428 138801012005 413 1568 1108 1392 135214012005 426 1731 1164 1278 123827012005 439 1647 1212 1134 109410022005 453 1452 1251 915 87524022005 467 1573 1284 716 67616032005 487 1582 1323 651 61130032005 501 1561 1346 503 463
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
500
1171939727659
1765147714411322
2455226123592041
3099312929392706
2447256928083012
1855195821842299
976114613031572
487644726862
168
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1672 1365 429 38927042005 529 1635 1382 375 33518052005 550 1647 1402 294 25408062005 571 1651 1413 119 7929062005 592 1568 1413 37 -320072005 613 1682 1413 0 -4010082005 634 1426 1413 0 -40
Datos (BqL)Respuesta
87000
421364277
Conc de trazador (BqL)
169
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 10353 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 849 BqLDesviacuteo del fondo 67 BqLLiacutemite 1185 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 482 000 78 -718112003 3 544 000 73 -1223112003 8 636 000 91 602122003 17 712 000 87 209122003 24 834 000 83 -216122003 31 758 000 89 423122003 38 637 000 93 803012004 49 817 000 97 1212012004 58 545 000 112 2719012004 65 631 000 104 1927012004 73 476 000 92 706022004 83 555 000 78 -714022004 91 634 000 85 025022004 102 714 000 93 802032004 108 931 000 107 2211032004 117 1025 000 113 2820032004 126 1067 000 117 32
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
170
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1170 000 121 3607042004 144 985 000 112 2715042004 152 932 001 137 5222042004 159 964 003 381 29629042004 166 1041 008 525 44003052004 170 1057 011 429 34411052004 178 532 014 576 49120052004 187 724 021 678 59327052004 194 869 028 852 76705062004 203 553 036 968 88313062004 211 768 047 1045 96020062004 218 913 059 1240 115503072004 231 1132 093 1427 134216072004 244 1194 137 1781 169629072004 257 1082 186 2063 197811082004 270 1037 234 1879 179424082004 283 1245 295 2319 223406092004 296 1167 362 2571 248619092004 309 1346 447 2716 263102102004 322 1275 530 2783 269815102004 335 1369 613 2281 219628102004 348 1568 682 1470 138510112004 361 1731 732 1012 92723112004 374 1647 759 487 40206122004 387 1452 782 938 85319122004 400 1423 807 648 56301012005 413 1396 821 360 27514012005 426 1384 832 461 37627012005 439 1315 849 724 63910022005 453 1293 863 266 18124022005 467 1256 868 149 6416032005 487 1274 877 403 31830032005 501 1278 884 141 56
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
61
68419469343
906599293402
23121461980426
2334260227592835
1391176120581870
790911992
1195
452353505610
37053303
171
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1265 884 97 1227042005 529 1282 885 177 9218052005 550 1165 885 114 2908062005 571 1243 885 81 -429062005 592 1231 885 69 -1620072005 613 1273 885 37 -4810082005 634 1183 885 51 -34
Datos (BqL)Respuesta
0000
01000
Conc de trazador (BqL)
172
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 14472 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 236 BqLDesviacuteo del fondo 136 BqLLiacutemite 914 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 724 000 7 -1718112003 3 869 000 11 -1323112003 8 553 000 9 -1502122003 17 768 000 36 1209122003 24 913 000 43 1916122003 31 1132 000 25 123122003 38 1194 000 34 1003012004 49 1082 000 57 3312012004 58 1037 000 83 5919012004 65 1245 000 79 5527012004 73 1167 000 64 4006022004 83 1346 000 21 -314022004 91 1275 000 37 1325022004 102 1369 000 47 2302032004 108 1568 000 84 6011032004 117 1731 000 86 6220032004 126 1647 002 192 168
000
172
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
173
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1452 007 254 23107042004 144 1423 015 450 42615042004 152 1396 025 524 50122042004 159 1384 035 624 60029042004 166 1315 046 733 71003052004 170 1293 051 406 38211052004 178 1256 058 361 33720052004 187 1274 070 829 80527052004 194 1278 091 1747 172305062004 203 1265 130 2035 201113062004 211 1346 171 2091 206720062004 218 1275 207 2244 222003072004 231 1369 282 2367 234316072004 244 1568 374 2504 248029072004 257 1731 480 2551 252711082004 270 1647 578 2369 234524082004 283 1452 659 2245 222106092004 296 1573 748 2415 239119092004 309 1582 846 2672 264802102004 322 1561 947 2679 265515102004 335 1672 1059 2783 275928102004 348 1635 1171 2811 278710112004 361 1647 1285 2837 281323112004 374 1651 1401 2872 284806122004 387 1568 1517 3119 309519122004 400 1734 1649 3075 305101012005 413 1821 1785 2955 293114012005 426 1761 1907 2618 259427012005 439 1785 2017 2376 235210022005 453 1811 2117 1735 171124022005 467 1773 2191 1432 140816032005 487 1794 2274 993 96930032005 501 1803 2312 617 593
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
641
2517183515141045
3286324531242770
2906294129743017
2320250327782791
2428257526302445
1776207521362296
728393347829
235436512615
174
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1735 2337 457 43327042005 529 1784 2352 205 18118052005 550 1656 2361 119 9508062005 571 1735 2376 348 32429062005 592 1625 2376 78 5420072005 613 1782 2376 83 5910082005 634 1659 2376 29 5
Datos (BqL)Conc de trazador (BqL)
354000
469197104
Respuesta
175
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 33 -1318112003 3 276 000 41 -523112003 8 262 000 38 -802122003 17 314 000 57 1109122003 24 332 000 55 916122003 31 296 000 46 023122003 38 355 000 53 703012004 49 328 000 18 -2912012004 58 355 000 60 1419012004 65 279 000 34 -1227012004 73 245 000 50 306022004 83 264 000 21 -2514022004 91 332 000 33 -1325022004 102 371 000 81 3502032004 108 545 000 17 -2911032004 117 476 000 86 3920032004 126 434 000 72 26
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
176
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 471 000 37 -907042004 144 493 000 51 515042004 152 542 000 68 2222042004 159 544 000 113 6729042004 166 531 001 92 4603052004 170 526 001 85 3911052004 178 567 001 121 7520052004 187 517 002 259 21327052004 194 544 004 316 27005062004 203 532 007 472 42613062004 211 576 012 693 64720062004 218 531 016 684 63803072004 231 538 023 461 41516072004 244 546 028 359 31329072004 257 553 031 273 22711082004 270 632 037 511 46524082004 283 641 043 358 31206092004 296 673 051 687 64119092004 309 717 069 1468 142202102004 322 728 098 1914 186815102004 335 738 136 2281 223528102004 348 722 175 2201 215510112004 361 758 216 2319 227323112004 374 714 256 2254 220806122004 387 739 296 2176 213019122004 400 788 339 2359 231301012005 413 798 381 1905 185914012005 426 762 416 1862 181627012005 439 731 450 2031 198510022005 453 785 488 1626 158024022005 467 777 519 1432 138616032005 487 763 551 801 75530032005 501 746 566 721 675
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
729
212416941489814
2261246019811939
2353227424032339
32667114911963
430325236485
278439668660
47077219
00069
177
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 750 577 458 41227042005 529 766 589 824 77818052005 550 743 610 617 57108062005 571 772 626 472 42629062005 592 763 637 369 32320072005 613 721 643 115 6910082005 634 758 643 72 26
Datos (BqL)Respuesta
465354760
446844621
Conc de trazador (BqL)
178
ANEXO 9
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA CADA UNO DE LOS CASOS SUPUESTOS
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
179
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-35 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
180
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-21 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
181
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-19 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
182
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO UNO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
183
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO DOS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
184
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO TRES
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CUATRO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
185
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CINCO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
186
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SEIS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
187
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SIETE
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
188
K-116
G-12K-124
K-119 K-117
K-113
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
189
ANEXO 10
EXPLICACIOacuteN DEL PROGRAMA PORO TracerSim 10
190
iquestCUAacuteL ES SU ESPACIO DE TRABAJO
PORO TracerSim permite el uso de un espacio de trabajo que es el campo en el
cual estaacuten ubicados los pozos y las fallas La determinacioacuten de este espacio es
simple soacutelo hay que ingresar las coordenadas que limitan el aacuterea de trabajo en
los cuadros de texto
El aacuterea de trabajo puede ser modificada faacutecilmente cuando se requiera hacerlo
Otra manera de modificar el espacio de trabajo es haciendo click en el siguiente
iacutecono
Con lo cual se despliega el siguiente cuadro de diaacutelogo donde usted puede
cambiar los valores del espacio de trabajo
Xmax Xmin
Ymax
Ymin
191
iquestCOacuteMO SE INGRESAN LOS POZOS DEL ARREGLO
Para insertar un pozo sea PRODUCTOR o INYECTOR debe hacer click en el
iacutecono correspondiente de la barra de elementos a la izquierda de la pantalla
192
Con esto aparece un cuadro de diaacutelogo donde debe ingresar los siguientes datos
bull El caudal del pozo (dependiendo si el pozo es PRODUCTOR o
INYECTOR)
bull Posicioacuten en X
bull Posicioacuten en Y
No es necesario ingresar las posiciones en X y Y con el teclado usted puede
hacer click con el mouse en cualquier lugar del espacio de trabajo o campo y
cambiaraacuten automaacuteticamente los valores en el cuadro de diaacutelogo Usted puede
seguir las coordenadas en las que se encuentra el puntero del mouse con el
indicador de posicioacuten
Una vez escritos los valores debe hacer click en aceptar y asiacute seraacute insertado el
elemento Ademaacutes aparece una imagen en el lugar que le corresponde dentro del
espacio de trabajo o campo la misma que permite diferenciar si el pozo es
PRODUCTOR o INYECTOR
PRODUCTOR
INYECTOR
Indicador de posicioacuten
193
iquestCOacuteMO SE ELIMINAN LOS POZOS INSERTADOS
Usted debe hacer click derecho en la imagen que corresponde al pozo que desea
borrar con lo cual aparece el siguiente menuacute que permite eliminar el pozo
seleccionado
iquestCOacuteMO ENMENDAR LOS POZOS INSERTADOS
Para modificar un pozo ya insertado solo debe hacer click en la imagen del pozo
para abrir el mismo cuadro con el que se insertaron los pozos Asiacute puede
modificar aquellos valores que quiera corregir y luego hacer click en Aceptar
iquestCOacuteMO INSERTAR MODIFICAR Y REMOVER LAS FALLAS
Usted debe hacer click en el botoacuten Fallas y apareceraacute el siguiente cuadro
Este cuadro muestra una lista de las fallas insertadas en el campo o espacio de
trabajo hacienda click en el botoacuten Nueva falla aparece el siguiente cuadro
194
Las fallas se insertan de manera similar a los pozos escribiendo las coordenadas
de dos puntos que definan la liacutenea de la falla en el cuadro anterior Para utilizar el
mouse en lugar de ingresar las coordenadas en el cuadro debe hacer click en la
Posicioacuten X del Punto 1 y luego hacer click en la posicioacuten del campo o espacio de
trabajo Asiacute se escribiraacute automaacuteticamente los valores de X y Y
Para insertar el Punto 2 debe hacer click en la Posicioacuten X del punto 2 y luego
hacer lo mismo que para el primer punto Se puede cambiar los valores las veces
que sean necesarias hasta encontrar la posicioacuten correcta de la falla En el campo
o espacio de trabajo aparece la siguiente imagen
Para eliminar una falla ya insertada debe hacer click en la falla correspondiente
de la lista de fallas y luego en el botoacuten Eliminar del mismo cuadro
Para modificar una falla ya existente debe hacer doble click en la falla
correspondiente de la lista de fallas o seleccionar con un click la falla y luego el
botoacuten Modificar con el que apareceraacute el mismo cuadro que se utilizoacute para insertar
las fallas Soacutelo debe modificar las coordenadas de X y Y de ambos puntos que
definen la liacutenea de falla Tambieacuten puede usar el mouse en la misma manera que
se usa para insertar una nueva falla
PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO Y GRAacuteFICO
Haciendo click en el siguiente iacutecono
Falla insertada
Imagen de la falla mientras estaacute siendo insertada
195
Apareceraacute el siguiente cuadro que permite la modificacioacuten del color de las liacuteneas
de flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria ademaacutes desde aquiacute se
pueden poner nuevos liacutemites para el espacio de trabajo
Paraacutemetros del problema Aquiacute se deben ingresar los valores de dispersividad
porosidad y espesor Ademaacutes la masa de trazador inyectado y el tiempo
demorado en la inyeccioacuten
Caacutelculo de las liacuteneas de flujo Se requieren los valores para definir el nuacutemero de
liacuteneas de flujo del problema el aacutengulo barrido por las mismas y la distancia entre
dos puntos sucesivos de la liacutenea Tambieacuten se requiere ingresar el tope o liacutemite de
los puntos
Tiempo de respuesta Aquiacute se ingresan los rangos de tiempo que seraacuten
expuestos en la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
Menuacute de Frecuencia Estos valores son requeridos por el programa de caacutelculo
El meacutetodo de caacutelculo trabaja en el dominio de la frecuencia por lo cual son
necesarios estos valores Al ponerlos adecuadamente se puede encontrar
mejores soluciones de acuerdo al problema que se resuelve
196
iquestCOacuteMO CALCULAR LAS CURVAS DE RECUPERACIOacuteN FRACCIONA L
DIARIA
Una vez que han sido insertados todos los elementos (pozos productores
inyectores y fallas) se debe seleccionar un pozo PRODUCTOR y un INYECTOR
Un borde rojo en el siacutembolo del pozo significa que el elemento ha sido
seleccionado
(Observe la diferencia entre el cuadrado y el ciacuterculo para distinguir la seleccioacuten
de un PRODUCTOR y de un INYECTOR)
Verificar que los paraacutemetros de caacutelculo sean los correctos y hacer click en el
botoacuten de Caacutelculo y graacutefico el cual muestra un cuadro de diaacutelogo que le
preguntaraacute si desea continuar o no Haga click en Siacute De esta manera el programa
empezaraacute a calcular las liacuteneas de flujo y las curvas de recuperacioacuten fraccional
diaria Una vez completado el proceso se mostraraacute la pestantildea de las liacuteneas de
flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria
En la pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria apareceraacute algo como
el siguiente dibujo
Pestantildea de las liacuteneas de flujo
Pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
197
Note que en la barra de herramientas aparecen dos iacuteconos que permiten imprimir
y copiar la imagen mostrada en la pantalla
NUEVO ABRIR GUARDAR GUARDAR COMO IMPRIMIR
PORO TracerSim permite la creacioacuten de nuevos documentos guardarlos e
imprimirlos en la misma manera que se hace con otros programas que utilizan el
mismo sistema operativo Los archivos con los que PORO TracerSim trabaja
tienen la extensioacuten PORO
IX
3434 Pozo K-117 91
3435 Pozo K-113 92
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado 92
3437 Direcciones preferenciales de Flujo 93
CAPIacuteTULO CUATRO INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTEN IDOS A PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN 95 411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA 95
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS 96
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO 96
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO 98 431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES 99
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES 100 441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo 102
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo 102
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE 103
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo 104
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo104
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo 105
CAPIacuteTULO CINCO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 107
51 CONCLUSIONES 107
52 RECOMENDACIONES 110
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS 112
ANEXOS 113
X
IacuteNDICE DE FIGURAS
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca 2
12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo 3
13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314 4
14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca 5
15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo 9
16 Estructura anticlinal 10
17 Falla Geoloacutegica 10
18 Porosidad efectiva no efectiva y total 13
19 Efecto del tamantildeo del grano sobre la permeabilidad
110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material
soacutelido y de las condiciones de su superficie
111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las
moleacuteculas de liacutequido
112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua
y mercurio en una superficie
113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de descenso del liacutequido
115 Drenaje e imbibicioacuten
116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los
canales porales de baja permeabilidad
120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el
diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que
permanecen atrapadas en los poros
122 Curvas de permeabilidad relativa
XI
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
21 Esquema de un experimento con trazador
22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
24 Esquema de desintegracioacuten de la partiacutecula de agua tritiada
25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de
inyeccioacuten
210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
212 Casos tiacutepicos de respuesta de pozos productores ante una
inyeccioacuten puntual de trazador
213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad
31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del
Campo Auca
32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
XII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
319 Muestra del pozo inyector Auca-12
320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin
adicionar demulsificante
322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de
demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una
cubeta
326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para
separar el crudo
327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo
sobrante en los sumideros
329 Muestra en el Tanque de lavado
330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su
correspondiente lectura
337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido
por cada pozo del ensayo Argentina
XIII
No DESCRIPCIOacuteN PAacuteGINA
340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva
de paso del trazador del pozo K-119
341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos
productores del ensayo Argentina
343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo
Argentina
41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo
productor respecto del pozo inyector
42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador
PORO TracerSim
43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para
la simulacioacuten
44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de
simulacioacuten
45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 2
46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 3
47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 4
48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 5
49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 6
410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como
sellante en el caso 7
XIV
RESUMEN DEL PROYECTO
El presente proyecto de titulacioacuten consiste en realizar un estudio de la teacutecnica de
radiotrazadores para analizar el comportamiento dinaacutemico que presenta el agua
de inyeccioacuten a traveacutes de un yacimiento en el que se planea implementar la
Recuperacioacuten Secundaria
El estudio comienza con la descripcioacuten geoloacutegica del yacimiento que proporciona
un conocimiento claro del reservorio con el que se estaacute trabajando y permite
conocer el arreglo que forman los pozos productores y el inyector Ademaacutes se
analizan brevemente los paraacutemetros que influyen en el desplazamiento del agua
de inyeccioacuten dentro del yacimiento y que intervienen por ende en la recuperacioacuten
de petroacuteleo
En el segundo capiacutetulo se presenta una breve descripcioacuten de los conceptos
baacutesicos de los trazadores y en especial se muestra de una manera maacutes amplia
todo el procedimiento efectuado al utilizar trazadores radiactivos asiacute como los
caacutelculos que se realizan en el mismo
El tercer capiacutetulo muestra los datos reales del seguimiento realizado al proyecto
que actualmente se lleva a cabo en el campo Auca Se explica claramente el
arreglo de pozos escogido los puntos de monitoreo el caacutelculo de la cantidad de
trazador a inyectarse y el procedimiento baacutesico de inyeccioacuten en el pozo Ademaacutes
se presentan los caudales del agua inyectada durante el tiempo transcurrido para
el proyecto real Tambieacuten se indica el plan de muestreo el procedimiento para
tomar las muestras de cada punto de monitoreo y separar el agua de las mismas
la preparacioacuten de cada muestra de agua para el anaacutelisis en el contador de
centelleo liacutequido el procedimiento baacutesico de operacioacuten del contador de centelleo
liacutequido Despueacutes se presentan las curvas de paso obtenidas hasta el momento
para cada punto de monitoreo y las conclusiones baacutesicas que se pueden deducir
de las mismas
A partir de estas conclusiones se observa que el proyecto real de campo ha
experimentado una serie de desavenencias siendo el principal problema que auacuten
XV
no ha aparecido el trazador en ninguno de los pozos lo cual es contradictorio con
el modelo matemaacutetico realizado
Se muestra las diferentes correcciones que se realizan a las curvas de respuesta
luego de las cuales se procede a analizar los porcentajes de trazador recuperado
en cada pozo para obtener las direcciones preferenciales de flujo En esta parte
del proyecto se presenta un ensayo ajeno al estudio del Campo Auca con el
objetivo de explicar el procedimiento subsiguiente a la obtencioacuten de las curvas de
paso del trazador La razoacuten de esta iniciativa es la demora en la culminacioacuten del
proyecto de Auca el cual se piensa prolongar en un antildeo o dos Este ensayo
explica el meacutetodo para determinar las direcciones preferenciales de flujo a partir
de la cantidad de trazador recuperado en cada pozo del arreglo
En el capiacutetulo cuatro se explica la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim
que es un simulador sencillo que modela las curvas de respuesta y permite
obtener de manera esquemaacutetica las liacuteneas de corriente trazadas por el agua de
inyeccioacuten desde el inyector hacia los pozos productores del proyecto Auca
El capiacutetulo cinco contempla las conclusiones y recomendaciones del Proyecto La
conclusioacuten general se refiere a la explicacioacuten de las posibles causas que se
atribuyen a la desaparicioacuten del trazador en el proyecto real de campo
XVI
PRESENTACIOacuteN
Los mecanismos naturales de produccioacuten y explotacioacuten conocidos como
produccioacuten primaria contribuyen a la extraccioacuten de alrededor del 25 del petroacuteleo
almacenado en el reservorio permaneciendo el 75 restante incluido en los
poros y fisuras de las rocas Como la mayoriacutea de los reservorios se encuentran en
zonas saturadas con gases diluidos los mencionados mecanismos naturales se
basan principalmente en la accioacuten del agua que desplaza el petroacuteleo hacia los
pozos productores y a la expansioacuten de los gases
Sin embargo todo reservorio llega a una etapa en la cual la produccioacuten de crudo
ya no se efectuacutea de manera espontaacutenea es decir no se puede extraer maacutes
petroacuteleo con la energiacutea propia del yacimiento Por lo cual es necesario
suministrar una energiacutea que proporcione un empuje al ldquobanco de petroacuteleordquo Este
proceso se conoce como Recuperacioacuten Secundaria y consiste en la inyeccioacuten de
agua a traveacutes de determinados pozos (inyectores) que obligue al desplazamiento
de petroacuteleo hacia el resto de pozos (productores)
La Recuperacioacuten secundaria o ldquoasistidardquo ha adquirido una importancia relevante
para incrementar la produccioacuten de crudo y se ha transformado en una praacutectica
corriente en la mayoriacutea de los yacimientos Por ello cualquier teacutecnica que permita
alcanzar un conocimiento maacutes acabado del comportamiento del fluido de inyeccioacuten
en cada arreglo tendraacute necesariamente un amplio campo de aplicacioacuten
Al respecto el empleo de trazadores brinda una informacioacuten de inestimable valor en
relacioacuten al comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y del petroacuteleo
recuperado en yacimientos que operan bajo asistencia hiacutedrica La informacioacuten que
surge de su aplicacioacuten no puede ser obtenida por medio de ninguna otra teacutecnica por
lo que constituyen la mejor opcioacuten cuando se trata de valorar fenoacutemenos tales como
la existencia de heterogeneidades en la roca reservorio comunicaciones verticales
entre estratos entre otros
XVII
Por esta razoacuten el presente proyecto estaacute encaminado a estudiar el uso de un
trazador radiactivo con el fin de obtener informacioacuten respecto del comportamiento
del agua de inyeccioacuten en un reservorio en el cual se preveacute realizar un proyecto de
recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
El estudio se realiza a partir del proyecto real que se lleva a cabo en el Campo Auca
con un arreglo de un pozo inyector y tres pozos productores los cuales describen
una malla abierta El trazador utilizado es una solucioacuten de agua tritiada de una
concentracioacuten de 28 Curios de tritio inyectada en la arena ldquoTrdquo en enero de 2007 A
lo cual sigue un plan de muestreo de cada pozo productor y la correspondiente
lectura de muestras a fin de obtener la concentracioacuten de actividad en cada una de
ellas Con la ayuda de un ensayo similar (cuyos datos provienen de un yacimiento
argentino) se explica los caacutelculos realizados para obtener las curvas de respuesta y
la recuperacioacuten de trazador en cada pozo y subsiguientemente se grafican las
liacuteneas de corriente trazadas por el agua de inyeccioacuten considerando las barreras
sellantes que contempla el mapa estructural del Campo Auca
En definitiva este proyecto detalla la aplicacioacuten de los radiotrazadores sus
fundamentos y procedimientos como una de las teacutecnicas maacutes empleadas para
recabar informacioacuten del comportamiento dinaacutemico de un fluido inyectado en el
yacimiento
CAPIacuteTULO 1
DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO Y ANAacuteLISIS DE LOS PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL
COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL FLUIDO DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
11 DESCRIPCIOacuteN GEOLOacuteGICA DEL YACIMIENTO
111 UBICACIOacuteN DEL CAMPO
El Campo Auca estaacute ubicado en la cuenca oriental al nororiente de la Regioacuten
Amazoacutenica a unos 260 Km al este de Quito y aproximadamente 100 Km al Sur de
la frontera con Colombia Tiene una longitud aproximada de Norte a Sur de 23 Km
con una franja de territorio de aproximadamente 92 2Km (Figura 11)
Este campo fue descubierto con la perforacioacuten del pozo Auca 1 que se inicioacute el
16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970 alcanzando una
profundidad de 10578 pies Su produccioacuten fue de 3072 BPPD de los reservorios
Holliacuten (31ordm API) y ldquoTrdquo (27ordm API)
112 LA ESTRUCTURA AUCA
Es un anticlinal bastante simeacutetrico elongado en direccioacuten NNO-S de
aproximadamente 23 km de longitud que se ensancha en direccioacuten norte (figura
12) con muy poca alteracioacuten tectoacutenica al techo de la arenisca U principal Las
fallas observadas en las secciones siacutesmicas alcanzan solamente Holliacuten y Napo
Basal (figura 13)
113 CARACTERIacuteSTICAS LITOLOacuteGICAS DE LOS RESERVORIO S
Los principales reservorios de la columna estratigraacutefica del Campo Auca (figura
14) son
Holliacuten Principal Es una arenisca masiva de cuarzo no pudieacutendose realizar una
descripcioacuten maacutes detallada por carecer de nuacutecleos
2
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 11 Mapa de ubicacioacuten de pozos del Campo Auca
3
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 12 Mapa de profundidad al tope de la arena ldquoUrdquo
4
Holliacuten Superior Se trata de una arenisca cuarzosa de grano fino con contenido
alto a medio de glauconita e importante presencia de material carbonaacuteceo La
porosidad promedio es de 14
Arenisca ldquoTrdquo Consiste en una arenisca cuarzosa limpia de grano fino con
esporaacutedicas capas de arcilla Los poros en algunas muestras se encuentran
rellenas con illita y caolinita Su porosidad es del 12 en promedio Hacia arriba
(ldquoTrdquo Superior) se desarrolla una arenisca cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino en
partes con fuerte bioturbacioacuten
Arenisca ldquoUrdquo Arenisca cuarzosa limpia masiva Hacia el techo del cuerpo ldquoUrdquo
principal (el maacutes limpio y desarrollado ubicado en la parte inferior) se encuentran
limolitas en estratos delgados La arenisca ldquoUrdquo superior es una arenisca
cuarzosa-glauconiacutetica de grano fino dispuesta en capas delgadas con importante
bioturbacioacuten En promedio presenta una porosidad del 13
Arenisca Tena Basal Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada de grano
medio a grueso con un promedio de porosidad del 19
FUENTE La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo UIDT
Figura 13 Campo Auca Seccioacuten siacutesmica 83-314
5
114 AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS RESERVORIOS
La arenisca Holliacuten se depositoacute en un ambiente fluvial evolucionando a un
ambiente platafoacutermico posiblemente estuarino con influencia mareal
Las areniscas ldquoTrdquo y ldquoUrdquo fueron depositadas luego de una importante regresioacuten
marina con un desplazamiento de la liacutenea de costa en direccioacuten Oeste a partir de
la cual y sobre valles socavados se desarrollaron ambientes estuarinos con
ingresos fluviales afectados por mareas con facies menos desarrolladas de
FUENTE Archivos teacutecnicos del Campo Auca Petroproduccioacuten
Figura 14 Columna estratigraacutefica del Campo Auca
6
barras y litofacies de llanura lodosa y areniscas glauconiacuteticas de plataforma
marina somera
Al tiempo Tena Basal se describen rellenos de canal con clastos gruesos
conglomeraacuteticos a la base posiblemente de origen fluvial y en partes se observa
influencia mareal
115 CARACTERIacuteSTICAS DE LOS CRUDOS
El crudo Holliacuten Inferior es de 27ordm- 30ordm el de Holliacuten Superior de 27ordm- 32ordm el de ldquoTrdquo y
ldquoUrdquo de 24ordm- 29ordm y el de Tena Basal de 20ordm- 22ordm
Una muestra de crudo Holliacuten dio un valor de 113 de azufre Dos muestras de
crudo ldquoTrdquo mostraron porcentajes de azufre de 117 y 138 dos muestras de
ldquoUrdquo de 157 y 216 y una muestra de crudo Tena Basal de 107
116 COMPORTAMIENTO DINAacuteMICO DEL RESERVORIO
1161 Comportamiento en la arena ldquoUrdquo
El extremo norte del campo no se encuentra muy conectado con el resto del
reservorio sin embargo tiene un soporte de presioacuten dado por la presencia de un
acuiacutefero noroeste La falla entre AU-05 y AU-37 juega probablemente un papel de
barrera de permeabilidad
El grado de comunicacioacuten es muy bueno entre los pozos AU-10 AU-08 AU-31 y
AU-33 El pozo AU-10 que tiene un corte de agua de 55 se comunica con el
acuiacutefero del flanco oeste a traveacutes de la falla de direccioacuten norte-sur Los pozos AU-
09 y AU-29 parecen tener menos soporte de los acuiacuteferos y el pozo AU-29 estaacute
protegido del acuiacutefero Este por una falla sellante La ausencia de caracteriacutesticas
reservorio en los pozos AU-01 y AU-17 confirma que los pozos AU-09 y AU-29
son poco conectados
En la parte central del campo se observa el mantenimiento de la presioacuten desde
los flancos Este y Oeste El reacutegimen de presioacuten parece homogeacuteneo en el aacuterea con
la excepcioacuten del sector de los pozos AU-25 y AU-43 donde la presioacuten es menor
7
En la parte sur del campo no se tiene fallas principales Al sur el pozo AU-15
cuenta con un importante influjo de agua El acuiacutefero Oeste es maacutes deacutebil pero
tiene una comunicacioacuten con el aacuterea de produccioacuten a traveacutes de la falla de
orientacioacuten Norte-sur
Uacutenicamente el pozo AU-21 tiene un comportamiento particular con un alto corte
de agua pero un deacutebil soporte en presioacuten la ausencia de reservorio en AU-20
sugiere una barrera local entre AU-20 y AU-21 El Anexo 1 muestra el mapa
Estructural de la arena ldquoUrdquo
1162 Comportamiento en la arena ldquoTrdquo
El extremo norte del campo no es bien conectado con el resto del yacimiento
como lo reflejan las presiones iniciales de los pozos AU-04 y AU-40 con valores
de 2000 psia por arriba de la tendencia general El acuiacutefero asociado es deacutebil lo
que explica la importante caiacuteda de presioacuten que sigue el arranque de la
produccioacuten El frente de agua no llega al pozo AU-40 La ausencia de reservorio
en AU-05 puede jugar un papel de barrera de permeabilidad por degradacioacuten de
facies al Sur de eacutesta aacuterea
En el norte del campo los pozos AU-10 y AU-37 (con maacutes de 70 de agua) tienen
una comunicacioacuten con el acuiacutefero Oeste pero sin gran soporte de presioacuten La falla
Oeste de direccioacuten Norte Sur no es sellante Los pozos AU-10 AU-17 AU-19
AU-33 y AU-09 presentan la misma evolucioacuten de presioacuten y siguen la tendencia
general de presioacuten
En la parte central del campo se observa un soporte de presioacuten desde los flancos
Este y Oeste El pozo AU-18 con 3000 psia de presioacuten no estaacute bien conectado
con el aacuterea de produccioacuten principal que tiene 1500 psia en AU-11 al mismo
tiempo En el pozo AU-18 la declinacioacuten de presioacuten es maacutes raacutepida auacuten si estaacute
comunicado con el acuiacutefero localizado al Este como refleja su alto corte de agua
de 70 Una reduccioacuten de permeabilidad o transmisividad existe probablemente
entre los pozos AU-18 y AU-11
8
Tambieacuten el pozo AU-30 estaacute aislado con 3000 psia de presioacuten inicial respecto a
los 1300 psia de la tendencia principal Se supone una barrera de permeabilidad
entre los pozos AU-30 y los pozos AU-07 y AU-16
En el sur del campo el pozo AU-15 tiene un buen soporte de acuiacutefero sur En los
pozos AU-20 22 y 27 el corte de agua estaacute por debajo del 10 y los pozos AU-
13 14 y 15 tienen maacutes del 80 de agua Esto sugiere que la falla de direccioacuten
Norte Sur entre AU-27 y AU-15 es sellante
Los pozos AU-15 y AU-27 tienen la misma ubicacioacuten estructural y corte de agua
muy diferentes El pozo AU-03 ubicado entre AU-27 y AU-20 tiene 65 de corte
de agua mucho maacutes que estos pozos El Anexo 1 muestra el mapa Estructural de
la arena ldquoTrdquo
117 CARACTERIacuteSTICAS DE LAS ARENAS EN EL CAMPO AUC A
1171 Arenisca ldquoUrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular el mismo que tiene espesores netos
saturados de petroacuteleo que van de 4 a 50 pies la porosidad es de 9 a 21 y la
saturacioacuten inicial de agua estaacute en el rango de 13 a 49 su presioacuten inicial fue de
4141 psia y la presioacuten actual es 1450 psia La presioacuten al punto de burbuja es de
243 psia La saturacioacuten de agua actual es de 29 El mecanismo de produccioacuten
dominante es el empuje hidraacuteulico lateral no muy activo la produccioacuten acumulada
es de 3791 MM BN y el API estaacute en el orden de 18 a 22ordm
1172 Arenisca ldquoTrdquo
Es un yacimiento estructural e irregular que tiene espesores netos saturados que
van de 1 a 80 pies concentrando los mejores espesores de pago entre 20 y 80
pies a lo largo del eje estructural de los pozos AU-26 hasta el AU-22 la porosidad
tiene un rango de 9 a 21 y las saturaciones de agua variacutean de 10 a 47 La
presioacuten inicial fue de 4213 psia y la actual es de 1585 psia La presioacuten de burbuja
es de 667 psia El mecanismo de produccioacuten dominante es el empuje hidraacuteulico
lateral no muy activo la produccioacuten acumulada es de 61942 MM BN con una
gravedad de 28ordm API
9
12 PARAacuteMETROS QUE INFLUYEN EN EL COMPORTAMIENTO
DEL AGUA DE INYECCIOacuteN EN EL YACIMIENTO
Como es sabido el agua de inyeccioacuten cumple la funcioacuten de empujar o desplazar
el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores a traveacutes del medio poroso
(Figura 15) Por tanto para entender el comportamiento dinaacutemico del agua
inyectada en el yacimiento es importante revisar las propiedades baacutesicas de la
roca y fluido que controlan el flujo de fluidos en dicho medio poroso ya que son
los paraacutemetros baacutesicos que influyen en su desplazamiento
121 TRAMPAS DE HIDROCARBUROS
El reservorio es una acumulacioacuten de hidrocarburos en un medio poroso
permeable constituido por rocas sedimentarias En el momento del
descubrimiento esta acumulacioacuten de fluidos presenta valores de presioacuten y
temperatura de equilibrio en todo su volumen poral La presencia de un reservorio
implica la formacioacuten y migracioacuten de los hidrocarburos y su posterior acumulacioacuten
en una trampa geoloacutegica estructural-estratigraacutefica Un yacimiento o campo
petroliacutefero puede estar constituido por varios reservorios situados a diferentes
Figura 15 El agua de inyeccioacuten desplaza al banco de petroacuteleo
10
profundidades con distintas presiones y temperaturas Estos reservorios estaacuten
aislados a sus alrededores por rocas impermeables o tan poco permeables que
no permiten el paso de los fluidos Por eso se habla de ldquotrampa de hidrocarburosrdquo
Las trampas estructurales estaacuten limitadas por arriba mediante una roca
impermeable o ldquotechordquo El techo impide la migracioacuten del petroacuteleo y gas
La gran mayoriacutea de los reservorios estaacuten situados en trampas estructurales
selladas por rocas impermeables Estas se subdividen en anticlinales y fallas
Figura 16 Estructura anticlinal
Figura 17 Falla geoloacutegica
11
debido a la forma de los lechos sedimentarios y sus contactos con las rocas
impermeables como se muestra en las figuras 16 y 17 La estructura anticlinal
es el resultado de un pliegue de la roca que le dio origen La falla se produce
cuando el terreno se fractura ocasionando que los estratos que antes coincidiacutean
se separen
122 PRESIOacuteN EN EL RESERVORIO
La presioacuten del reservorio es la energiacutea disponible maacutes importante para la
explotacioacuten del mismo Esta presioacuten es la presioacuten de los fluidos confinados en los
poros de la roca-reservorio
En el proceso de recuperacioacuten primaria la produccioacuten de hidrocarburos se realiza
a expensas de la energiacutea natural del reservorio es decir sin inyectar masa ni
energiacutea Aquiacute el petroacuteleo se produce gracias a la expansioacuten de los fluidos y la
roca reservorio Los fluidos y la roca son capaces de expandirse ocupando el
lugar dejado por el petroacuteleo que se produce debido a su compresibilidad su
enorme volumen y la disminucioacuten de la presioacuten del reservorio a medida que
avanza la explotacioacuten
El caacutelculo del factor de recuperacioacuten en la recuperacioacuten primaria depende de
cuaacuteles son los mecanismos de drenaje imperantes Aunque en la mayoriacutea de
casos el petroacuteleo se produce por una combinacioacuten de estos mecanismos
En la recuperacioacuten secundaria el desplazamiento del agua de inyeccioacuten que
empujaraacute al banco de petroacuteleo depende directamente de la energiacutea con la que se
inyecta es decir de la presioacuten de inyeccioacuten Por tanto esta presioacuten determina
cuan efectivo seraacute el desplazamiento del petroacuteleo hacia el pozo productor pues
debe proporcionar la energiacutea necesaria para ocasionar el barrido sin detenerse
hasta lograr la produccioacuten del crudo Sin embargo el eacutexito de este mecanismo no
es inyectar a una presioacuten demasiado alta ya que se debe cuidar que el agua no
fracture la formacioacuten puesto que si la presioacuten de fracturamiento se excede el
agua fluiraacute a traveacutes de la fractura hacia el pozo de produccioacuten sin cumplir el
objetivo deseado
12
En definitiva la presioacuten de inyeccioacuten es de gran importancia al analizar el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten sin embargo existen muchos
paraacutemetros que tambieacuten deben tomarse en cuenta
123 PROPIEDADES DE LA ROCA RESERVORIO
Una roca sedimentaria constituye un reservorio de hidrocarburos comercialmente
explotable cuando presenta dos propiedades La primera es la capacidad para
acumular y almacenar fluidos definida como porosidad de la roca Esta es una
propiedad estaacutetica
Ademaacutes para poder extraer los fluidos almacenados en la roca debe ser posible
moverlos hacia los pozos productores bajo un pequentildeo gradiente de potencial La
segunda propiedad es entonces la capacidad para hacer mover (transferir) los
fluidos Se la define como permeabilidad de la roca y es una propiedad dinaacutemica
La porosidad requiere espacios vaciacuteos en la roca-reservorio La permeabilidad
necesita que dichos espacios vaciacuteos esteacuten interconectados
1231 Porosidad
La porosidad equivale a la fraccioacuten de vaciacuteos existentes en la unidad de volumen
de roca Puede ser medida en forma directa en el laboratorio utilizando una
muestra de roca denominada testigo corona (core sample) o indirectamente
mediante perfilaje de pozos (well logging)
La porosidad de la roca suele clasificarse en primaria y secundaria La primaria se
debe a los procesos sedimentarios que originaron el reservorio La secundaria se
debe a movimientos posteriores que desataron la presencia de fracturas
cavernas y otras discontinuidades en la matriz Estas discontinuidades no
aumentan mucho la porosidad pero siacute pueden influir grandemente en la
permeabilidad El incremento del flujo debido a la porosidad secundaria es de
gran intereacutes en la ingenieriacutea de reservorios
13
La porosidad tambieacuten puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos
interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados) La suma
de ambas constituye la porosidad total Figura 18
1232 Permeabilidad
La permeabilidad depende exclusivamente del medio poroso y es independiente
del fluido que lo inunda En un mismo reservorio pueden encontrarse diferentes
valores de permeabilidad desde 1 mD hasta 1 D
La geometriacutea de los poros de la roca determina el valor de la permeabilidad A su
vez dicha geometriacutea depende del tamantildeo y de la forma de los granos de la roca
y de la distribucioacuten del tamantildeo de granos
El tamantildeo de grano de la roca tiene una gran influencia en la permeabilidad
aunque su efecto es pequentildeo en la porosidad Dicho tamantildeo de grano estaacute
relacionado con la superficie mojada a menor tamantildeo de partiacutecula mayor
superficie de contacto soacutelido-fluido
Debido a la friccioacuten del fluido contra la superficie en el contacto soacutelido-fluido la
velocidad es nula y el esfuerzo de corte es maacuteximo Por eso se consume mayor
energiacutea (hay maacutes peacuterdidas por friccioacuten) para hacer pasar un fluido a traveacutes de un
lecho rocoso de grano fino que a traveacutes de un lecho de grano grueso (figura 19)
Figura 18 Porosidad efectiva no efectiva y total
14
En resumen la permeabilidad del medio poroso es de gran importancia al hablar
del desplazamiento del agua de inyeccioacuten puesto que el yacimiento debe permitir
que el banco de petroacuteleo (que es empujado por el agua) se movilice a lo largo de
eacuteste de la manera maacutes uniforme posible y es precisamente aquiacute donde interviene
la buena conectividad de los poros del medio que permitan esta movilidad
Ademaacutes es claro que el agua de inyeccioacuten optaraacute por desplazarse atravesando
aquellas zonas que presenten una mejor permeabilidad dentro de las cuales
pueden estar fracturas lo cual ocasionariacutea un desastre al no cumplirse el
objetivo Por esta razoacuten la permeabilidad y porosidad del la roca son
determinantes el comportamiento del agua de inyeccioacuten
124 ESTAacuteTICA DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS
1241 Mojabilidad
Se define mojabilidad (o ldquohumectabilidadrdquo) como la capacidad de posee un liacutequido
para esparcirse sobre una superficie dada es una funcioacuten del tipo de fluido y de la
superficie soacutelida (figura 110) Un liacutequido moja a un soacutelido cuando la adhesioacuten del
liacutequido al soacutelido es mayor que la cohesioacuten de las partiacuteculas liacutequidas entre siacute (figura
110) El aacutengulo θ se denomina aacutengulo de contacto y sirve para cuantificar la
mojabilidad Cuando θ lt 90deg el fluido moja al soacutelido y se llama fluido mojante
Cuando θ gt 90deg el fluido se denomina fluido no mojante A siacute la mojabilidad tiene
soacutelo un significado relativo
Figura 19 Efecto del tamantildeo de grano sobre la permeabilidad
15
1242 Tensioacuten Superficial
Si sobre la superficie de un liacutequido se coloca con cuidado una aguja o laacutemina
delgada de metal eacutesta flota pese a ser maacutes pesada que el liacutequido Este
experimento demuestra la existencia de una aparente peliacutecula superficial
constituida por una o varias capas de moleacuteculas que actuacutean como una membrana
elaacutestica La aparente membrana se origina en la atraccioacuten que las moleacuteculas del
liacutequido ejercen entre siacute (figura 111) Asiacute en la superficie se crea una tensioacuten
denominada ldquotensioacuten superficialrdquo
Este concepto se extiende a la interfase entre dos fluidos donde se origina una
ldquotensioacuten interfacialrdquo La figura 112 muestra los efectos combinados de la
mojabilidad y la tensioacuten superficial
En un reservorio se encuentran hasta tres fases agua petroacuteleo y gas Soacutelo las
dos primeras pueden mojar la roca El gas es siempre no mojante Se considera
que la mayoriacutea de las rocas reservorio (arenas o calizas) son preferentemente
mojadas por agua (hidroacutefilas) Esta mojabilidad es natural considerando que las
rocas tienen un origen sedimentario y estuvieron depositadas originalmente en un
ambiente acuoso antes de que el petroacuteleo se formara y migrara hacia ellas
Figura 110 La mojabilidad depende del fluido mojante del tipo de material soacutelido y de las condiciones de su superficie
16
Sin embargo numerosos estudios de laboratorio y observaciones del
comportamiento de reservorios permiten concluir que tambieacuten hay formaciones
preferentemente mojadas por petroacuteleo (oleoacutefilas) de mojabilidad intermedia y de
mojabilidad mixta
Esto uacuteltimo significa zonas mojadas por petroacuteleo y zonas mojadas por agua
dentro de un mismo reservorio
125 PRESIOacuteN CAPILAR
Otro ejemplo del efecto combinado de la mojabilidad y la tensioacuten interfacial es el
ascenso de un fluido mojante en un tubo capilar Si un tubo capilar se coloca en
Figura 111 Peliacutecula superficial aparente causada por la atraccioacuten entre las moleacuteculas de liacutequido
Figura 112 Efecto de la mojabilidad y la tensioacuten superficial sobre gotas de agua y mercurio en una superficie
17
un recipiente con agua el agua es empujada hacia arriba por su mojabilidad y su
adhesioacuten al tubo de vidrio En cambio con el mercurio ocurre todo lo contrario
debido a su falta de mojabilidad y a su alta tensioacuten superficial (Figura 113)
El agua sube maacutes alto en tubos de menor diaacutemetro hasta que la fuerza de
ascenso es balanceada por el peso de la columna de agua Pero alliacute ocurre otro
efecto la fuerza de gravedad que empuja hacia abajo hace que la peliacutecula
superficial se curve
El petroacuteleo se comporta en forma similar pero su ascenso capilar es menor
(aunque sea maacutes liviano) porque su tensioacuten superficial es menor (figura 114)
De este modo la curvatura en la superficie de un liacutequido en un tubo capilar se
produce como resultado de una depresioacuten originada por el agua suspendida (que
la empuja hacia abajo) y la tensioacuten superficial (que resiste el descenso) La
presioacuten es menor en la parte convexa de abajo que en la parte coacutencava de arriba
Esta diferencia de presioacuten a traveacutes de la interfase es denominada presioacuten capilar
Los efectos combinados de la mojabilidad tamantildeo y forma de los poros y
tensiones superficiales e interfaciales producen las llamadas ldquofuerzas capilaresrdquo
en el reservorio las mismas que inciden en el barrido del petroacuteleo (por parte del
agua inyectada) ya que actuacutean como fuerzas retentivas del fluido De este modo
el agua inyectada proporciona una energiacutea que logre vencer dichas fuerzas por
Figura 113 Ascenso del agua y descenso del mercurio en un capilar de vidrio
18
tanto las fuerzas capilares siacute intervienen en el comportamiento dinaacutemico del agua
de inyeccioacuten
126 DRENAJE E IMBIBICIOacuteN
Se denomina drenaje al desplazamiento de un fluido mojante presente
originalmente en la muestra rocosa por un fluido no mojante La imbibicioacuten es el
desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante La figura 115
ilustra los procesos de drenaje e imbibicioacuten respectivamente
Cabe sentildealar que para introducir un fluido no mojante hay que vencer la presioacuten
capilar para lo cual se aplica una presioacuten de entrada que produzca el
desplazamiento En cambio el proceso de imbibicioacuten es espontaacuteneo pues la
presioacuten capilar introduce el fluido en la muestra
Dependiendo si la roca es oleoacutefila o hidroacutefila el desplazamiento del petroacuteleo por el
agua inyectada constituye un proceso de drenaje o imbibicioacuten respectivamente lo
cual significa que esto tambieacuten influye en el comportamiento dinaacutemico del agua de
inyeccioacuten De este modo si la roca es oleoacutefila el agua se desplazaraacute por los
canales porosos maacutes grandes empujando el petroacuteleo que pueda ya que el resto
de crudo se pegaraacute a los poros maacutes pequentildeos Pero si la roca es hidroacutefila el
Figura 114 Efecto del tamantildeo del capilar sobre la altura de ascenso del liacutequido
19
Figura 115 Drenaje e imbibicioacuten
agua seraacute forzada a invadir los conductos maacutes estrechos desplazando al petroacuteleo
de los mismos y dejando gotas de crudo alojadas en los poros maacutes grandes
127 FLUJO BIFASICO EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
El movimiento del petroacuteleo hacia el pozo productor y su posterior extraccioacuten se
debe a dos procesos fiacutesicos que ocurren generalmente combinados
1 la expansioacuten de la roca el petroacuteleo el gas y el agua al disminuir la alta presioacuten
inicial del reservorio
2 el barrido del petroacuteleo hacia el pozo por las otras dos fases gas yo agua
20
Este segundo proceso puede ocurrir naturalmente durante la recuperacioacuten
primaria o artificialmente durante la recuperacioacuten secundaria Se lo cuantifica con
la eficiencia al desplazamiento (a nivel microscoacutepico) y con la eficiencia
volumeacutetrica de barrido (a nivel macroscoacutepico)
La eficiencia de desplazamiento se define como la fraccioacuten de petroacuteleo contactado
por las otras dos fases que es efectivamente movilizado por ellas
ED=Voluacutemen de petroacuteleo movilizado por gas yo aguavoluacutemen de petroacuteleo
contactado por gas yo agua
En los procesos de recuperacioacuten secundaria mediante la inyeccioacuten de agua o gas
se introduce el concepto de eficiencia volumeacutetrica Esta es una medida
tridimensional de la eficiencia del barrido Depende principalmente del esquema
de inyeccioacuten produccioacuten (o sea de la ubicacioacuten de los pozos inyectores y
productores) de la relacioacuten de movilidades entre la fase desplazante y
desplazada y tambieacuten de las heterogeneidades del reservorio Se la define como
la fraccioacuten del petroacuteleo ldquoin siturdquo que es contactado por el fluido inyectado
128 EFICIENCIA AL DESPLAZAMIENTO
1281 Saturaciones iniciales de agua y petroacuteleo
La figura 116 es una representacioacuten de dos canales porosos en un reservorio
mojado por agua El agua connata tambieacuten denominada agua irreducible ocupa
una peliacutecula delgada adherida a los granos de la roca mientras que el petroacuteleo se
encuentra en el centro de los canales
La saturacioacuten de agua connata es mucho menor en las rocas reservorio mojadas
por petroacuteleo que en las mojadas por agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
21
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
1282 Desplazamiento de petroacuteleo por agua
En la figura 118 se representa el desplazamiento de petroacuteleo por agua El agua
produce un desplazamiento tipo pistoacuten mucho maacutes eficiente que el
desplazamiento por gas de la figura 117 Esto se debe a que el agua es maacutes
viscosa y menos moacutevil que el gas y que la roca estaacute originalmente mojada por
agua
Figura 116 Saturaciones de petroacuteleo y agua originales en un medio poroso
Figura 117 Desplazamiento de petroacuteleo por gas en un canal poral
22
Para un sistema con dos canales de distinto diaacutemetro (figura 119) el agua tiende
a penetrar por imbibicioacuten en el canal superior de menor permeabilidad gracias al
empuje adicional suministrado por la presioacuten capilar
En el canal inferior de mayor diaacutemetro el agua se mueve pegada a las paredes
de los granos mientras la saturacioacuten de petroacuteleo disminuye El petroacuteleo se ubica
como un filamento continuo a medida que su diaacutemetro decrece la tensioacuten
interfacial agua-petroacuteleo aumenta (figura 120)
Figura 118 Desplazamiento de petroacuteleo por agua en un canal poral
Figura 119 Las fuerzas capilares hacen que el agua penetre primero en los canales porales de baja permeabilidad
23
El proceso continuacutea hasta que el filamento se quiebra formaacutendose gotas o
gloacutebulos de petroacuteleo (figura 121) Estas gotas adquieren formas
aproximadamente esfeacutericas debido a la alta tensioacuten interfacial y permanecen
atrapadas en los poros Para desentramparlas se necesitariacutea una diferencia de
presioacuten externa entre la parte de atraacutes y la de delante de la gota mayor que la
presioacuten capilar
Cabe sentildealar que el desplazamiento de petroacuteleo por gas o por agua deja
petroacuteleo sin barrer en el reservorio Su saturacioacuten se denomina saturacioacuten
residual de petroacuteleo En general la saturacioacuten residual de petroacuteleo al barrido por
Figura 120 La tensioacuten interfacial aumenta en tres puntos donde es menor el diaacutemetro del filamento de petroacuteleo originando la ruptura del mismo
Figura 121 El filamento se quiebra formando gotas de petroacuteleo que permanecen atrapadas en los poros
24
gas es mucho mayor que al barrido por agua pues este uacuteltimo proceso de barrido
es maacutes eficiente
129 PERMEABILIDADES EFECTIVAS Y RELATIVAS
Cuando en el reservorio fluyen dos o maacutes fluidos inmiscibles cada fluido interfiere
con el flujo de los otros Esta reduccioacuten en la posibilidad de desplazamiento se
cuantifica con el concepto de permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa de
cada uno de los fluidos inmiscibles
La permeabilidad efectiva es una medida de la conductancia del medio poroso
para cada fase fluida y debe ser determinada experimentalmente utilizando
muestras de roca y realizando ensayos de flujos bifaacutesicos ya sea agua-petroacuteleo o
gas-petroacuteleo Ademaacutes estaacute influenciada por varios factores la geometriacutea del
medio poroso la mojabilidad de la roca reservorio la distribucioacuten de los fluidos en
el medio poroso y la saturacioacuten de cada uno de los fluidos Para un determinado
sistema roca-fluidos es entonces funcioacuten exclusiva de la saturacioacuten y de la
direccioacuten del desplazamiento (drenaje o imbibicioacuten)
Del mismo modo que la permeabilidad absoluta la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad relativa son propiedades dinaacutemicas La permeabilidad absoluta por
definicioacuten se mide con un fluido que satura el 100 del espacio poral Es una
propiedad de la roca y no del fluido que se mueve a traveacutes de la misma
25
1210 RELACIOacuteN DE MOVILIDADES
La viscosidad del petroacuteleo es la mayor consideracioacuten para determinar el
comportamiento de la inyeccioacuten Si todos los otros factores son los mismos la
recuperacioacuten de petroacuteleo para un petroacuteleo ligero seraacute mayor que para un petroacuteleo
pesado La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relacioacuten de la
permeabilidad efectiva a la viscosidad La movilidad del petroacuteleo es calculada por
(Ec 11)
Donde es la permeabilidad efectiva al petroacuteleo que depende de la saturacioacuten
del fluido y es la viscosidad del petroacuteleo a condiciones de reservorio De igual
manera la movilidad para el agua es
(Ec 12)
La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petroacuteleo
es influenciado fuertemente por la relacioacuten de movilidad M definido como la
relacioacuten de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido
desplazado Esta relacioacuten es
(Ec 13)
El comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten y en general la eficiencia de
barrido depende directamente de la relacioacuten de movilidad puesto que un M =1
significa que tanto el agua como el petroacuteleo encuentran la misma resistencia a
fluir dentro del reservorio Si M lt1 el petroacuteleo fluye mejor que el agua y por ende
es faacutecil para el agua desplazar al petroacuteleo lo cual resulta en un buen recobro de
petroacuteleo Pero si M gt1 el agua tendraacute el comportamiento de fluir maacutes que el
petroacuteleo sin desplazarlo eficazmente
Figura 122 Curvas de permeabilidad relativa
26
1211 CONCLUSIOacuteN
El comportamiento dinaacutemico del fluido de inyeccioacuten estaacute determinado por el efecto
combinado de varios paraacutemetros inherentes a las condiciones de reservorio y del
fluido mismo Las heterogeneidades del reservorio (presencia de fallas o capas
impermeables) influyen directamente en el desplazamiento del agua puesto que
eacutesta atravesaraacute aquellos conductos tortuosos que le permitan fluir con facilidad
Por esta razoacuten la magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son
consideraciones importantes Si la permeabilidad es muy baja no seraacute posible
inyectar agua a altas tasas en cambio capas con alta permeabilidad y que son
continuas entre el pozo inyector y productor causaraacuten temprana irrupcioacuten del
frente de agua en los pozos de produccioacuten y dejaraacuten de lado petroacuteleo en zonas de
baja permeabilidad
La presioacuten de inyeccioacuten constituye la energiacutea brindada al agua para que logre
empujar el banco de petroacuteleo hacia los pozos productores de ahiacute que el alcance
longitudinal desplazado depende de esta fuerza
Las fuerzas capilares de la roca asiacute como su preferencia de humectabilidad
tambieacuten inciden directamente en la manera de comportarse del agua inyectada
De aquiacute se infiere que la recuperacioacuten de petroacuteleo por inyeccioacuten de agua es maacutes
eficaz para el reservorio predominantemente hidroacutefilo puesto que el agua es
atraiacuteda hacia los poros maacutes estrechos y desplaza con facilidad el petroacuteleo
entrampado Todo esto estaacute iacutentimamente relacionado con las curvas de
permeabilidad relativa la saturacioacuten de los fluidos en la roca y a la vez con la
relacioacuten de movilidades Por tanto todos estos son los paraacutemetros fundamentales
que intervienen en el desplazamiento del agua de inyeccioacuten y por ende en el
barrido de petroacuteleo
27
CAPIacuteTULO 2
TEacuteCNICA DE INYECCIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN
EL YACIMIENTO
21 GENERALIDADES DE LOS TRAZADORES
211 CONCEPTO DE TRAZADOR
El meacutetodo de trazadores es una teacutecnica para obtener informacioacuten de un sistema o
parte de un sistema mediante la observacioacuten del comportamiento de una
sustancia especiacutefica (el trazador) que ha sido agregada al proceso
Esto implica marcar con el trazador una fase o parte determinada del sistema
denominada material marcado hacieacutendola asiacute faacutecilmente identificable
A partir de esta afirmacioacuten es posible establecer un concepto de trazador
ldquoEl trazador es una sustancia especiacutefica que sirve para marcar o
hacer maacutes faacutecilmente identificable una fase especiacutefica o parte de
un sistema denominado material marcadordquo
En otras palabras el principio baacutesico del meacutetodo de los trazadores es marcar una
sustancia un objeto o una fase y despueacutes seguirlo a traveacutes del sistema o llevar a
cabo la determinacioacuten cuantitativa del mismo despueacutes que ha abandonado el
sistema
212 METODOLOGIacuteA DE LOS TRAZADORES
En general un experimento con trazadores consiste en inyectar en un punto Pi
del sistema entre ti y ti + Dti cierta actividad Ai incorporada a un volumen Vi de
producto marcado y observar la aparicioacuten y concentracioacuten de la actividad en
funcioacuten del tiempo en un punto Po Esta situacioacuten se representa en la figura 21
En general para que un trazador pueda ser utilizado en un estudio de cualquier
iacutendole debe
bull Comportarse de la misma forma que el material sujeto a investigacioacuten
28
bull Ser faacutecilmente detectable en bajas concentraciones
bull La deteccioacuten debe ser inequiacutevoca
bull La inyeccioacuten deteccioacuten y muestreo debe realizarse sin introducir
perturbaciones en el sistema
Estos requerimientos lo satisfacen tres tipos de trazadores
bull los trazadores estables (colorantes o sales quiacutemicas)
bull los trazadores activables (compuestos estables que se transforman en
radiactivos por irradiacioacuten) y
bull los trazadores radiactivos
S I S T E M A
Entrada
Salida
Inyeccioacuten deltrazador
Trazador
Figura 21 Esquema de un experimento con trazador
Figura 22 Radiotrazadores uacutetiles para aplicacioacuten en campos petroliacuteferos
29
22 TRAZADORES RADIACTIVOS
Si se agrega un colorante al tanque de agua de una casa y se abre una canilla en
un extremo de la instalacioacuten se puede medir el tiempo que tarda en observarse su
aparicioacuten de esta manera se infiere el largo de la cantildeeriacutea y otros paraacutemetros El
colorante de esta manera se comportoacute como un trazador Si en lugar de un
colorante se hubiese agregado un radioisoacutetopo no soacutelo seriacutea posible realizar la
misma experiencia sino tambieacuten seguir la trayectoria dentro de la cantildeeriacutea desde
el exterior de la pared puesto que la radiacioacuten emitida puede atravesarla y ser
detectada con facilidad de este modo se tendriacutea un trazador radiactivo
En general los trazadores radiactivos o radiotrazadores son sustancias
radiactivas que incorporadas al sistema en estudio proporcionan informacioacuten
sobre su comportamiento la que se obtiene mediante la deteccioacuten y el anaacutelisis de
la radiacioacuten emitida Asiacute los radiotrazadores se usan eficientemente para
monitorear el curso de muchos procesos industriales sin interrumpir la produccioacuten
ya que se comportan como verdaderos ldquoespiacuteasrdquo introducieacutendose en un sistema
en forma praacutecticamente desapercibida (debido a su utilizacioacuten en pequentildeas
cantidades) brindando luego informacioacuten acerca del mismo a un observador
externo
Con la utilizacioacuten de los radiotrazadores se pueden determinar paraacutemetros de
transporte de material como por ejemplo flujos volumeacutetricos y maacutesicos
distribucioacuten de tiempos de residencia coeficientes de dispersioacuten ubicar o
cuantificar fugas y filtraciones y realizar balances de masa entre otras
aplicaciones
En la prospeccioacuten petroliacutefera se utilizan equipos que determinan el perfil de las
propiedades del terreno a grandes profundidades permitiendo inferir cuales son
las posibilidades existentes de que un medio geoloacutegico dado albergue petroacuteleo
En las mediciones de caudal de agua para la recuperacioacuten secundaria de
petroacuteleo se utilizan soluciones de iodo 131 con actividades menores de 1 TBq
diluidas en el agua de inyeccioacuten Se agrega agua tritiada (marcada con tritio) en
30
un pozo A lo largo de los meses se obtienen muestras de los pozos adyacentes
y midiendo el tritio por centelleo liacutequido se establece la conexioacuten entre los pozos
221 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL EMPLEO DE RADIOTR AZADORES
Las ventajas maacutes notables son
bull Alta sensibilidad de deteccioacuten
bull La gran diversificacioacuten de los radioisoacutetopos hace factible que casi siempre
se pueda encontrar al menos uno que sea el adecuado para la
investigacioacuten a realizar
bull Pueden ser utilizados para el marcaje fiacutesico o quiacutemico
bull Posibilidades de deteccioacuten ldquoin siturdquo sin necesidad de llevar a cabo el
muestreo
bull Independencia de su deteccioacuten de condiciones imperantes como la
temperatura presioacuten etc
bull En ocasiones es la uacutenica viacutea para diferenciar el comportamiento de un
elemento en diferentes fases o estados quiacutemicos
Las desventajas maacutes significativas son
bull La principal sin duda alguna la relacionada con la propia presencia de la
radiactividad y por los efectos y riesgos que conlleva su manipulacioacuten si no
se extreman los cuidados exigidos por las normas de seguridad y de
proteccioacuten radioloacutegica
bull Los efectos radiacionales que pueden introducir cambios en los sistemas
bioloacutegicos alterando los resultados de las experiencias
bull La formacioacuten de radiocoloides que pueden llevar a la adsorcioacuten y peacuterdidas
en ocasiones completas del radiotrazador
222 SELECCIOacuteN DEL TRAZADOR RADIACTIVO
Dada la gran diversidad de los isoacutetopos radiactivos (principalmente los artificiales)
siempre existe la posibilidad de que maacutes de un radioisoacutetopo satisfaga los
requerimientos de la investigacioacuten a realizar En estos casos los factores maacutes
importantes a tener en cuenta son
31
bull el periodo de semidesintegracioacuten
bull la actividad especiacutefica
bull tipo de radiacioacuten
bull la energiacutea de la radiacioacuten
bull el tipo de trazador (fiacutesico o quiacutemico)
El orden de estos factores no indica prioridad alguna y puede darse el caso de
que las restricciones de uno de eacutestos invaliden a los restantes y por tanto limite
el empleo del trazador previamente seleccionado
223 EL TRITIO
El hidroacutegeno natural estaacute constituido en un 99985 por un isoacutetopo (1H)
caracterizado por poseer un uacutenico protoacuten en su nuacutecleo mientras que la fraccioacuten
restante estaacute integrada por otro isoacutetopo (2H) llamado deuterio cuyo nuacutecleo posee
un protoacuten y un neutroacuten Ambos son estables
Por medio de ciertas reacciones nucleares es factible producir un tercer isoacutetopo
del hidroacutegeno (3H) conocido como tritio con un protoacuten y dos neutrones en su
nuacutecleo atoacutemico
En este caso el exceso de neutrones hace que dicho nuacutecleo sea inestable
(isoacutetopo radiactivo) y que entonces busque la estabilidad a traveacutes de la emisioacuten
de una partiacutecula beta para transformarse en un isoacutetopo del helio
El tritio (Hidroacutegeno-3) tiene un tiempo de vida media de 123 antildeos y es producido
naturalmente por la accioacuten de rayos coacutesmicos sobre gases atmosfeacutericos Tambieacuten
puede ser manufacturado artificialmente Es un gas incoloro e inodoro maacutes
liviano que el aire Estaacute presente en el aire y en el agua formando el compuesto
conocido como agua tritiada en todo el mundo y es habitualmente ingerido e
inspirado por todos Todos los seres humanos tenemos trazas de tritio asiacute como
32
otros isoacutetopos radiactivos que ocurren naturalmente Tambieacuten puede aparecer en
los reservorios de agua subterraacutenea gracias a la infiltracioacuten del agua de
precipitacioacuten
Las emisiones beta del tritio son de baja energiacutea no emitiendo ninguna otra
radiacioacuten primaria De hecho el tritio emite el nivel maacutes bajo de energiacutea por
radiacioacuten beta de todos los isoacutetopos (en la praacutectica implica que sus partiacuteculas beta
son faacutecilmente detenidas por finas capas de cualquier material soacutelido)
Figura 24 Esquema de desintegracioacuten de la moleacutecula de agua tritiada
Figura 23 Isoacutetopos del hidroacutegeno
33
2231 Medicioacuten de tritio
La particularidad del tritio de ser un emisor beta puro de baja energiacutea hace que su
medicioacuten con alta eficiencia soacutelo sea posible en laboratorio mediante la teacutecnica
conocida como centelleo liacutequido
Las muestras de agua tritiada se limpian filtran y fraccionan en voluacutemenes del
orden de los 8 a 10 ml Luego se mezclan con una sustancia denominada coacutectel
centelleador que se caracteriza por la propiedad de emitir fotones luminosos
cuando las partiacuteculas beta provenientes de la desintegracioacuten del tritio
interaccionan con sus aacutetomos Los fotones son detectados por vaacutelvulas
denominadas fotomultiplicadores que entregan pulsos con amplitud proporcional a
la energiacutea de la partiacutecula y frecuencia proporcional a la actividad presente en la
muestra Estos pulsos son procesados y contados por la unidad electroacutenica
La respuesta es expresada en pulsos o cuentas por unidad de tiempo (cuentas
por minuto) o bien si se considera la eficiencia del sistema de medicioacuten
directamente en desintegraciones por unidad de tiempo (desintegraciones por
minuto)
224 CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
Cuando se desea medir la actividad de un isoacutetopo emisor de partiacuteculas beta de
poca energiacutea puede utilizarse el principio de la excitacioacuten de los aacutetomos de un
cristal de yoduro de sodio cuando una partiacutecula pasa a traveacutes del mismo Asiacute es
como los cristales y sustancias fluorescentes asociados a un fototubo sensible a
la luz han permitido idear aparatos que permiten analizar una muestra de
radioisoacutetopos con gran eficiencia ya que cada vez que ocurre un centelleo de la
sustancia fluorescente (usualmente yoduro de sodio) el fototubo hace una sentildeal
eleacutectrica que una vez amplificada varias miles de veces es capaz de ser
registrada (figura 25) Estos aparatos se conocen como contadores de centelleo
Del mismo modo para determinar radiaciones beta de baja energiacutea como las del
tritio (3H) y las del 14C se emplean con excelentes resultados los llamados
contadores de centelleo liacutequido
34
En ellos el material fluorescente estaacute formado por ciertas moleacuteculas que se
disuelven en un solvente apropiado La muestra que contiene el material
radioactivo se sumerge en este liacutequido (coctel) centelleador y origina en eacutel
pequentildeos destellos luminosos que pueden ser reconocidos y contados mediante
un sistema apropiado que comprende fototubos y amplificadores de sentildeal como
se muestra en la figura 26
Figura 26 Diagrama esquemaacutetico de un contador de centelleo liacutequido
Figura 25 Principio de medicioacuten de la radiacioacuten emitida por un isoacutetopo
35
Figura 27 Inyeccioacuten de trazadores en el reservorio
23 APLICACIOacuteN DE RADIOTRAZADORES EN ESTUDIOS DE
INTERCONEXIOacuteN DE POZOS
El empleo de trazadores radiactivos constituye la mejor teacutecnica para alcanzar un
conocimiento maacutes claro del comportamiento del fluido de inyeccioacuten en el
yacimiento y por ende su utilidad es muy amplia en los estudios de interconexioacuten
entre pozos
Un estudio de este tipo se inicia con la incorporacioacuten al pozo en forma conjunta con
el agua de inyeccioacuten de una solucioacuten acuosa en la que se encuentra el trazador
bajo una forma quiacutemica apropiada Posteriormente una planificada y ordenada
extraccioacuten de muestras en los pozos productores posibilita la generacioacuten de graacuteficos
representativos de las curvas de respuesta o funciones de transferencia
La adecuada interpretacioacuten de las funciones de transferencia inyector-productor
obtenida mediante trazadores ha permitido a los ingenieros de reservorio reunir
valiosa informacioacuten y tomar importantes decisiones tales como confirmar la
36
existencia de fallas geoloacutegicas modificar el trazado de algunas de esas fallas
redefinir fallas como sellantes o no sellantes encontrar direcciones preferenciales
de desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el aacutembito de todo el yacimiento
cerrar capas en algunos productores por presencia de canalizaciones desde el
inyector determinar conexiones verticales entre distintos estratos productores
reasignar productores a distintos inyectores (es decir reorganizar la composicioacuten
de los arreglos) modificar el caudal de inyeccioacuten en ciertos pozos evaluar la
eficiencia de recuperacioacuten secundaria confirmar o modificar anaacutelisis volumeacutetricos
previos y estimar la permeabilidad media de los distintos arreglos
En los estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos la seleccioacuten de tritio como
trazador es la uacutenica opcioacuten factible para llevar a cabo este trabajo
El tritio es un radioisoacutetopo emisor beta puro y constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten
a nivel mundial en razoacuten de las siguientes ventajas
Posibilidad de marcar grandes voluacutemenes del medio con una pequentildea masa de
trazador (propiedad comuacuten a cualquier radioisoacutetopo)
Ser un emisor beta puro de baja energiacutea lo que hace innecesario el empleo de
grandes blindajes y praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
Facilidad para ser medido con gran sensibilidad lo que permite su deteccioacuten en
concentraciones sumamente bajas
Comportamiento ideal por tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en
consecuencia formar parte de la moleacutecula de agua
231 INYECCIOacuteN
Se han propuesto y empleado diversas teacutecnicas destinadas a la incorporacioacuten del
trazador a la capa en estudio En todos los casos debe asegurarse que la inyeccioacuten
se efectuacutee en forma instantaacutenea condicioacuten que se cumple cuando el tiempo que
demora el trazador en ingresar es despreciable comparado con su tiempo de
traacutensito entre pozos
37
Este requerimiento se cumple faacutecilmente cuando se emplean radiotrazadores debido
a los pequentildeos voluacutemenes involucrados
El empleo de una bomba dosificadora es una de las posibles alternativas para lograr
una correcta inyeccioacuten cuando la presioacuten en la boca del pozo productor es superior
a la atmosfeacuterica La bomba se alimenta de un recipiente en el que se encuentra la
solucioacuten marcadora acoplaacutendose su salida al caudal principal de inyeccioacuten de agua
de formacioacuten Si la presioacuten en la boca del pozo productor es inferior a la atmosfeacuterica
la inyeccioacuten puede efectuarse en forma directa por medio de una pequentildea bomba
peristaacuteltica La figura 28 muestra los esquemas de ambas alternativas
Otra posibilidad consiste en tomar una derivacioacuten del caudal normal de inyeccioacuten y
hacerla pasar por el recipiente que almacena el trazador Accionando vaacutelvulas
adecuadamente dispuestas se logra arrastrar el fluido en forma efectiva Esta
alternativa que es tal vez la maacutes barata y eficaz ha sido aplicada exitosamente en
numerosos estudios La figura 29 presenta un esquema representativo de esta
teacutecnica de inyeccioacuten
Finalmente tambieacuten puede utilizarse alguna herramienta especial de inyeccioacuten que
permita cargar el trazador en superficie y luego ser llevada hasta el nivel de
inyeccioacuten para luego ser accionada en forma remota
Por supuesto que en todos casos la capa a estudiar debe encontrase aislada de
las restantes por medio de mandriles u otros elementos apropiados
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Pequentildea bomba
Pozo sin presioacuten
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Abierto
Bomba dosificadora
Pozo bajo presioacuten
Figura 28 Inyeccioacuten de trazador mediante bombas
38
232 MUESTREO
El muestreo es una operacioacuten simple que normalmente la realiza el personal del
yacimiento sin ninguna dificultad Es importante rotular los frascos que almacenan
las muestras con alguacuten medio indeleble escribiendo sobre ellos una referencia
alfanumeacuterica faacutecilmente identificable Cada enviacuteo de muestras debe acompantildearse
de una planilla que indique el nuacutemero de pozo al que pertenece cada una de ellas y
la fecha de extraccioacuten Cuando se toma maacutes de una muestra diaria debe indicarse
tambieacuten la hora El volumen de la muestra dependeraacute del trazador utilizado y de la
teacutecnica de medicioacuten seleccionada
El plan de muestreo debe comprender una alta frecuencia de toma de muestras
durante los diacuteas inmediatamente posteriores a la inyeccioacuten para luego ir
disminuyendo el ritmo a medida que transcurre el tiempo Dos muestras diarias los
primeros dos o tres diacuteas una por diacutea la semana siguiente y asiacute sucesivamente hasta
llegar a una muestra semanal cuando hayan pasado algunos meses suele ser un
plan racional Muchas veces la respuesta del pozo suele aparecer en forma tardiacutea y
extenderse durante muchos meses y hasta antildeos En estos casos luego del primer
antildeo de muestreo una muestra mensual resulta suficiente
El motivo de la alta frecuencia inicial es la posibilidad de presencia de una
canalizacioacuten a traveacutes de la cual el trazador emerja en el pozo productor muy
raacutepidamente antes de haberse dispersado longitudinalmente produciendo en
Trazador
Agua deinyeccioacuten
Cerrado
Abierto
Figura 29 Incorporacioacuten de trazador mediante una derivacioacuten del agua de inyeccioacuten
39
respuesta corta pero de gran amplitud que soacutelo es posible reconstituir si se tiene un
nuacutemero suficiente de muestras La tabla 1 indica la frecuencia de muestreo
usualmente utilizada Ademaacutes debe recordarse que antes de la inyeccioacuten es
necesario extraer una muestra de cada productor para poder cuantificar el fondo
que corresponde a la concentracioacuten de tritio innata del reservorio
Tabla 1 FRECUENCIA DE MUESTREO
MES MUESTRAS POR CADA POZO PRODUCTOR
1Una antes de la inyeccioacuten Una muestra cada uno de los primeros
tres diacuteas posteriores a los de la inyeccioacuten Tres muestras semanales el resto del mes
2 Tres por semana
3 a 5 Dos por semana
6 a 8 Una por semana
9 a 11 Dos por mes
12+ Una por mes
233 MEDICIOacuteN Y CORRECCIOacuteN DE RESULTADOS
En caso de trabajar con trazadores radiactivos es sabido que la lectura entregada
por cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta
Para transformarla en actividad neta es necesario obviamente restar el fondo de
radiacioacuten natural el cual se obtiene a partir de la medicioacuten de la muestra extraiacuteda del
respectivo pozo antes de la inyeccioacuten Sin embargo si el trazador demora en
aparecer es decir si no se estaacute en presencia de una canalizacioacuten puede obtenerse
un valor maacutes representativo del fondo calculando la media aritmeacutetica de las
primeras mediciones teniendo en cuenta que cuantos maacutes puntos se tomen menor
seraacute su coeficiente de variacioacuten
Al respecto es bueno recordar que la desintegracioacuten radiactiva es un fenoacutemeno
estadiacutestico que responde a la distribucioacuten binomial y que puede ser aproximado por
las funciones de distribucioacuten de Poisson y de Gauss Aplicando esta uacuteltima puede
considerarse que la totalidad de los valores de una serie de mediciones estaacute
40
comprendida en un intervalo de cinco desviaciones estaacutendar centrado en el valor
medio Por lo tanto para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones las mismas deberiacutean diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo
Ese criterio se utiliza tambieacuten para determinar si una muestra de baja actividad es
realmente activa o si se estaacute midiendo un valor perteneciente a la banda de
fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural Es decir que una muestra contendriacutea
restos de trazador cuando se diferencie del fondo en maacutes de cinco desviaciones De
aquiacute se derivan los conceptos de liacutemite de deteccioacuten y de concentracioacuten miacutenima
detectable Si se desea trabajar cuantitativamente con los resultados de esas
mediciones es mejor adoptar un criterio maacutes seguro y definir la concentracioacuten
miacutenima medible como aquella cuya lectura de actividad se diferencia de la
correspondiente al fondo en diez o maacutes desviaciones estaacutendar
El liacutemite de deteccioacuten puede ser calculado mediante la siguiente expresioacuten
m
Fd Vte
NL
82=
(Ec 21)
Siendo
Ld Liacutemite de deteccioacuten (Bq L)
NF Nuacutemero de cuentas de fondo acumuladas durante un tiempo t
t Tiempo de medicioacuten (s)
e Eficiencia (cuentas desintegracioacuten)
Vm Volumen de la muestra (L)
Otra consecuencia de las variaciones estadiacutesticas es la dificultad de establecer
funciones de ajuste debido a la dispersioacuten de los datos originales A efectos de
suavizar algo las curvas de respuesta puede aplicarse a los valores de actividad o
concentracioacuten neta alguacuten procedimiento de alisado por ejemplo el reemplazo de
cada valor por el promedio de los tres o cuatro anteriores
Por uacuteltimo para poder comparar mediciones pertenecientes a muestras extraiacutedas en
distintos diacuteas se requiere corregir los resultados por decaimiento radiactivo Si bien
41
en el caso del tritio el periacuteodo es lo suficientemente largo como para que sean
innecesarias las correcciones cuando las diferencias son de algunos diacuteas en el
caso de que el muestreo se prolongue durante meses es conveniente efectuar esta
correccioacuten que implica una modificacioacuten en los datos de 046 mensual
234 RESPUESTA TEMPORAL
La respuesta temporal de cada pozo estaacute constituida por la representacioacuten graacutefica
de la concentracioacuten de actividad neta corregida por decaimiento en funcioacuten del
tiempo Tal como se dijo los datos originales pueden haber sido sometidos a un
procedimiento de alisado
Como consecuencia de esto resulta importante el trazado de la curva de actividad
total recuperada en funcioacuten del tiempo ya que ella permite determinar los factores de
reparto del trazador entre los distintos pozos
La curva de actividad recuperada se obtiene multiplicando los valores de ordenada
por el caudal del pozo productor e integrando la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo
numeacuterico tal como el de los trapecios o si se cuenta con un nuacutemero suficiente de
mediciones el de Simpson La aplicacioacuten de teacutecnicas maacutes complejas por lo general
no se justifica en razoacuten de la dispersioacuten estadiacutestica de los datos experimentales y de
las variaciones en los paraacutemetros de operacioacuten del arreglo
En la figura 210 se presenta un ejemplo real de las respuestas instantaacutenea y
acumulada de un pozo productor ante una inyeccioacuten de tritio
Respuesta del pozo Nordm 1
0
25000
50000
75000
100000
125000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
diacuteas
Con
cent
raci
oacuten
0
2000
4000
6000
8000
10000
Acu
mul
ada
Concentracioacuten de actividad Actividad recuperada
Figura 210 Respuestas instantaacutenea y acumulada
42
2341 Informacioacuten Obtenida a partir de la representacioacuten temporal
Como se dijo la informacioacuten maacutes importante a obtenerse de la representacioacuten de la
concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo es la funcioacuten de recuperacioacuten de
masa o actividad de trazador seguacuten se trabaje con trazadores quiacutemico o radiactivo
Esta nueva curva representa la cantidad de trazador recuperada en el pozo bajo
estudio en funcioacuten del tiempo
Para un instante dado ti la ordenada de la funcioacuten acumulativa estaacute dada por la
siguiente expresioacuten
int= it
i tdtCtqtA0
)()()( (Ec 22)
Siendo
A(ti) cantidad de trazador recuperada hasta ti (Kg o Bq)
Q(t) caudal de produccioacuten agua del pozo en funcioacuten del tiempo (m3 diacutea)
C(t) concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo (Kg m3 o Bq m3)
ti tiempo transcurrido desde la inyeccioacuten (diacuteas)
El caudal de produccioacuten de agua es un dato del que se dispone en el yacimiento
por lo general actualizado en forma mensual
De la curva de respuesta temporal puede extraerse faacutecilmente el tiempo de arribo
del trazador (conocido como breakthrough en ingleacutes) definido como el instante en el
que la concentracioacuten de trazador en el agua extraiacuteda del pozo productor supera el
liacutemite de deteccioacuten
Otro valor importante es el tiempo medio de residencia del agua de inyeccioacuten
definido en forma similar que para los estudios de procesos es decir como larelacioacuten
entre el volumen involucrado en el mismo (V) y el caudal que lo alimenta (Q)
(Ec 23)
A partir de los datos experimentales se obtiene de la siguiente manera
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
tdtC
tdtCtt (Ec 24)
Q
Vt =
43
Finalmente tambieacuten puede determinarse el tiempo final a partir del instante en el
que la respuesta cae por debajo del liacutemite de deteccioacuten Sin embargo el muestreo
suele ser interrumpido antes de que se alcance este punto y por ello se hace
necesario extrapolar la cola de la respuesta mediante una funcioacuten exponencial y a
partir de ella calcular el instante en que la respuesta finaliza
Conociendo la distancia entre los pozos inyector y productor y a partir de los tiempos
de arribo medio y final pueden obtenerse las velocidades maacutexima media y miacutenima
de desplazamiento del agua inyectada
La recuperacioacuten total de trazador en cada pozo se determina extrapolando a tiempo
infinito la respuesta acumulada tomando como base la aproximacioacuten exponencial
de la funcioacuten que representa la concentracioacuten de trazador en funcioacuten del tiempo
seguacuten se mencionoacute maacutes arriba El cociente entre la cantidad de trazador recuperada
en el pozo considerado y la inyectada representa la fraccioacuten de agua inyectada que
alcanza dicho pozo
La suma de estas fracciones deberiacutea de ser unitaria para todos los pozos de un
arreglo lo que implicariacutea una recuperacioacuten total del trazador inyectado y un perfecto
balance de masas Sin embargo la recuperacioacuten total suele oscilar entre el 30 y el
80 para el caso del tritio que es el trazador ideal para el agua debido a que el
mismo continuacutea su desplazamiento hacia puntos maacutes alejados del yacimiento y a
que en alguacuten momento su concentracioacuten cae bajo el liacutemite de deteccioacuten aunque
mantenga su presencia en miacutenimas concentraciones Para mejorar el balance de
masas y para obtener informacioacuten adicional es conveniente muestrear tambieacuten
pozos de segunda liacutenea
235 RESPUESTA VOLUMEacuteTRICA
Cuando se emplean trazadores para estudios de procesos industriales es comuacuten
representar la respuesta del sistema mediante un graacutefico que representa la
concentracioacuten del trazador de salida en funcioacuten del tiempo y calcular a partir de ella
el tiempo medio de residencia la varianza y otros paraacutemetros relacionados con la
respuesta temporal
44
Si bien la respuesta temporal tambieacuten es ampliamente utilizada cuando se trabaja
en estudios de interconexioacuten de pozos petroliacuteferos tal como se presentoacute en el punto
anterior adolece de algunos inconvenientes que limitan su utilidad En efecto
variaciones en el caudal de inyeccioacuten comunes en cualquier yacimiento producen
alteraciones en las curvas de respuesta Para evitar este inconveniente es una
alternativa interesante representar la concentracioacuten de salida en el productor en
funcioacuten del volumen inyectado acumulado siempre que se disponga de este dato
La funcioacuten asiacute obtenida seraacute insensible a las variaciones de caudal pero mantendraacute
la forma general de la respuesta temporal El volumen inyectado acumulado puede
calcularse a partir del caudal de inyeccioacuten En la figura 211 pueden observarse las
respuestas temporal y volumeacutetrica para un mismo pozo pudiendo comprobarse que
ambas son ideacutenticas formalmente
La respuesta volumeacutetrica en un pozo productor a un impulso de trazador en el pozo
inyector representa el volumen de poros barridos por el agua de inyeccioacuten en cada
instante El baricentro de la respuesta volumeacutetrica es una medida del volumen
medio de poros barrido para el arreglo considerado
int
intinfin
infin
=0
0
)(
)(
VdVC
VdVCVV (Ec25)
La porcioacuten del volumen medio de poros barrido que afecta a un par inyector-
productor se obtiene multiplicando el valor anterior por la fraccioacuten de trazador
recuperada en el correspondiente productor
Respuesta temporal del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 100 200 300 400
tiempo (diacuteas)
Con
cent
raci
oacuten
Respuesta volumeacutetrica del pozo Nordm 2
0
100
200
300
400
500
0 10000 20000 30000 40000
volumen inyectado (m 3)
Con
cent
raci
oacuten
Figura 211 Comparacioacuten entre las respuestas temporal y volumeacutetrica
45
La figura 212 muestra en forma cualitativa algunos casos tiacutepicos de respuesta de
pozos ante una inyeccioacuten puntual de trazador Ademaacutes se muestran valores propios
de los tiempos de residencia y de velocidad del agua e inyeccioacuten para cada uno de
los casos
En el primer caso se produce una canalizacioacuten al inicio del muestreo y luego se
observa el paso del trazador a traveacutes de otro estrato a partir de los 250 diacuteas maacutes o
menos El anexo 2 explica con maacutes claridad lo que sucede cuando se produce una
canalizacioacuten del agua de inyeccioacuten en el reservorio Cabe resaltar el alto valor de la
velocidad del agua que conlleva la canalizacioacuten de la misma
Figura 212 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
46
Para el segundo caso se observan dos curvas de paso del trazador la una a
continuacioacuten de la otra Esto muestra el arribo del trazador a traveacutes de dos patrones
de flujo el uno de alta dispersioacuten y el otro de baja dispersioacuten los cuales obedecen a
las propiedades intriacutensecas de dos estratos diferentes por los cuales se desplazoacute el
agua de inyeccioacuten
En el tercer caso se plantea el paso del trazador con una alteracioacuten en el flujo
causada por interferencia lo cual es muy comuacuten en el anaacutelisis de las curvas de
respuesta como se veraacute en el ensayo posterior
236 MODELOS MATEMAacuteTICOS
Es importante intentar el ajuste de los datos experimentales por medio de
expresiones teoacutericas que respondan a un modelo matemaacutetico adecuado descriptivo
del arreglo bajo anaacutelisis Mediante la aplicacioacuten de estas funciones las curvas de
transferencia pueden descomponerse en varias respuestas elementales a partir de
las cuales pueden efectuarse caacutelculos comparativos tales como valores de
permeabilidad relativa entre diversos estratos
2361 Modelos Simples
Entre los modelos sencillos para ajuste de los valores experimentales algunas
funciones desarrolladas para interpretar el movimiento de trazadores en aguas
subterraacuteneas constituyen una buena alternativa He aquiacute un ejemplo
(Ec 26)
Siendo
C(xt) concentracioacuten del trazador en funcioacuten del tiempo y de la distancia
(Bq L)
TN tiempo normalizado calculado como el cociente entre el tiempo real y el
tiempo medio de residencia del trazador (adimensional)
D1 dispersividad intriacutenseca del medio (m2 diacutea)
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
47
v velocidad de desplazamiento (m diacutea)
x distancia desde el punto de inyeccioacuten (m)
La figura 213 muestra el comportamiento de la curva de paso del trazador respecto
a diferentes valores de dispersividad intriacutenseca Sin embargo se ha determinado
que los valores para D1 (m2 diacutea) referente a areniscas se estiman entre 03 y 0003
C u r v a n o r m a l i z a d a d e L e y e n d aA c t i v i d a d I n s t a n t a n e a
0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0 2 0 0
t t o
0 5
1
1 5
25
20 50 5
0 0 0 55
0 0 0 1
0 0 15
0 0 50 0 1
El factor CREF representa una concentracioacuten de referencia por lo general el cociente
entre la actividad inyectada y el volumen de agua marcada Para este caso este
volumen estaacute dado por la siguiente expresioacuten
V x h Sw= π φ2 (Ec 27)
Donde
h espesor de la capa inyectada (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
El ajuste se realiza seleccionando valores apropiados de D1 v x y del tiempo
medio de residencia Cuando la respuesta presenta varios picos esos paraacutemetros
deben establecerse para distintas curvas las que luego se suman afectadas por un
factor de peso para obtener la respuesta total del sistema Dicho factor puede
considerarse como una modificacioacuten del valor CREF para cada curva individual
Figura 213 Curvas de respuesta para diferentes valores de dispersividad intriacutenseca
48
237 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTAR
Para un caacutelculo exacto de la actividad o masa a inyectar en un estudio de
interconexioacuten de pozos petroliacuteferos deberiacutea recurrirse a un modelo matemaacutetico que
permitiera simular la respuesta del arreglo tomando como base los paraacutemetros del
reservorio y luego considerando la sensibilidad de la teacutecnica de medicioacuten hiciera
posible determinar la actividad o masa necesaria para obtener una respuesta
representativa y con bajo error estadiacutestico
Por lo general los grupos que aplican trazadores no disponen de un modelo de estas
caracteriacutesticas y ademaacutes aunque contaran con eacutel deberiacutean plantear una serie de
suposiciones con respecto al comportamiento del arreglo las cuales no son faacuteciles
de establecer ldquoa priorirdquo especialmente si se tiene en cuenta que el estudio mediante
trazadores que estaacuten planificando se llevaraacute a cabo con el propoacutesito de lograr
informacioacuten acerca de la dinaacutemica de ese mismo arreglo
A efectos de tener una idea de al menos el orden de magnitud de la actividad
necesaria pueden hacerse algunas consideraciones En efecto a falta de mayor
informacioacuten puede suponerse que la concentracioacuten media de salida en el pozo
productor estaacute dada por el cociente entre la actividad inyectada y el volumen de
poros de un cilindro cuyo radio sea igual a la distancia entre pozos y cuya altura sea
el espesor de la capa Este volumen ya fue definido anteriormente (Ecuacioacuten 27)
por medio de la siguiente expresioacuten
wp ShxV φπ 2=
Siendo
h espesor de la capa inyectada (m)
x distancia entre pozos inyector y productor (m)
φ porosidad media de la capa (adimensional)
wS saturacioacuten de agua (adimensional)
La concentracioacuten media de salida deseada puede establecerse a partir del liacutemite de
deteccioacuten (Ld) del instrumental disponible el cual a su vez dependeraacute del fondo y del
49
tiempo de medicioacuten Si se elige una concentracioacuten igual a diez veces ese liacutemite la
actividad a inyectar estaraacute dada por la siguiente expresioacuten
pd VLA 100 = (Ec 28)
La experiencia acumulada luego de realizar un nuacutemero importante de operaciones
en reservorios de diversas caracteriacutesticas es una valiosa herramienta a la hora de
corregir los valores obtenidos a partir de los caacutelculos anteriores
50
CAPIacuteTULO 3
APLICACIOacuteN DE LA TEacuteCNICA DE RADIOTRAZADORES
EN EL YACIMIENTO DE ANAacuteLISIS
Como se explicoacute anteriormente el estudio de interconexioacuten inicia con la
incorporacioacuten del radiotrazador al pozo conjuntamente con el agua de inyeccioacuten
Posteriormente en base a una planificada y ordenada frecuencia de muestreo se
procede a la recoleccioacuten de muestras en los pozos productores Ademaacutes para un
mejor control del paso del trazador se opta por tomar muestras en los pozos
inyectores y tanque de lavado
El proyecto se ejecutoacute inicialmente utilizando dos pozos inyectores en el campo
Auca para la arena ldquoTrdquo del yacimiento Napo Pozo inyector No 12 y el pozo
inyector No 41 sin embargo dos meses despueacutes el inyector Auca-41 sale de
operacioacuten debido a un problema de admisioacuten en la arena ldquoTrdquo quedando
uacutenicamente el inyector Auca-12 y sus respectivos productores
Asiacute en base a la distancia entre el pozo inyector y los productores se escogen los
pozos de monitoreo Los pozos de monitoreo para el inyector Auca-12 son el
Auca-19 Auca-21 y Auca-35 La figura 31 muestra las distancias entre pozos
para el arreglo PI-12 PP-19 PP-35 PP21
31 INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
311 CAacuteLCULO DE LA ACTIVIDAD A INYECTARSE
El caacutelculo de la actividad de Tritio empleado en la inyeccioacuten se basoacute en los
paraacutemetros proporcionados por PETROPRODUCCCIOacuteN (principalmente
petrofiacutesicos) de varios pozos que producen de la arena ldquoTrdquo a partir de eacutestos se
determinoacute un promedio de porosidad espesor y saturacioacuten de agua con los
cuales se trabajoacute para dicho caacutelculo
Los principales criterios analizados para calcular la actividad a emplearse en la
investigacioacuten fueron los siguientes
51
a Determinacioacuten del volumen a marcarse
b Liacutemite de deteccioacuten
c Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
3111 Determinacioacuten del volumen a marcarse
El volumen de agua a marcar se estimoacute utilizando la ecuacioacuten 27
wp ShxV φπ 2=
Por ejemplo para el pozo PP-21 se tiene
x = Distancia media inyector - productor (2038 m)
h = Espesor de la capa productora (18 pies)
φ = Porosidad de la capa productora (16)
Figura 31 Distancias entre pozos productores e inyector para el estudio del Campo Auca
PP-AUCA 19
PP-AUCA 21
PP-AUCA 35
PI-AUCA 12
2974 m
1035 m
2038 m
52
wS = Saturacioacuten de agua (27)
Luego
= 2038 254
016027= 3`043937
Asiacute el volumen a marcarse para el pozo PP-21 fue de 3`043937 metros cuacutebicos
considerando un flujo radial al pozo inyector sin embargo debido a
caracteriacutesticas estructurales del campo y a la distribucioacuten de los pozos se puede
asumir que el flujo tiene una direccioacuten preferencial hacia el Este del inyector Auca-
12 La tabla 2 muestra los voluacutemenes a marcarse para cada uno de los pozos
productores
Tabla 2 VOLUacuteMEN A MARCARSE PARA CADA POZO PRODUCTO R
DISTANCIA AL POZO INYECTOR (PI-12) VOLUacuteMEN A MARCARS E
(metros) (metros cuacutebicos)
PP-35 1035 785069
PP-21 2038 3
ʹ
043937
PP-19 2974 4
ʹ
537402
En realidad este valor corresponde a 6
ʹ
482004 metros cuacutebicos sin embargo el ingeniero de trazadores de la CEEA tomoacute el 70 de dicho volumen debido a que consideroacute que la presencia de la falla occidental ocasionariacutea que el agua se desplace sin pasar por dicha barrera es decir marcando soacutelo los 4
ʹ
537402
POZO PRODUCTOR
3112 Liacutemite de deteccioacuten
Para este proyecto se utilizoacute un valor de 185 KBqm3 como liacutemite de deteccioacuten
de acuerdo a la concentracioacuten miacutenima detectable del equipo de medicioacuten
mostrado en la tabla 3
Como se explicoacute en el capiacutetulo dos la actividad a inyectarse tiene una
concentracioacuten aproximada a diez veces el liacutemite de deteccioacuten esto es 185 KBqmsup3
o 185000 Bqmsup3 este valor se multiplica por el volumen a marcarse que
corresponde al pozo maacutes lejano (Auca-19) cuyo valor es de 4`537402 metros
cuacutebicos
53
Actividad= 185000 Bqm3times4`537402 m3
Asiacute se obtiene una actividad de 8394 GBq (giga-bequerelios) que equivale a
2269 Ci (curios)
Tabla 3 CONCENTRACIOacuteN MIacuteNIMA DETECTABLE EN AGUA PARA LOS
RADIONUCLEIDOS MAacuteS COMUNMENTE USADOS COMO TRAZADORE S EN
HIDROLOGIacuteA
RADIONUCLIDE
(1) Direct measurement using a liquid scintillation detector(2) Liquid scintillation counting afterelectrolytic enrichment(3) Direct measurement using a NaI scintillation detector submerged in the water with saturation geometry(4) Measurement with NaI well-type scintillation detector afterprecipitation using from 10 liters of water(5) After concentration using activated charcoal as absorption material
DERIVED MAXIMUN CONCENTRATION (MBq )
ANNUAL LIMIT OF INTAKE (MBq year)
DERIVED TRIVIAL CONCENTRATION (MBq )
MINIMUN DETECTABLE CONCENTRATION (MBq )
50
62
746
148 (3) 15 (5)
100
125
1496
185 (1) 11 (2)
1
125 010 124
4
5
100 008
74 (3) 018 (4)
703 (3)148 (3) 037 (4)
129 (3)
60 1496 115 149
3m
3m
3m
( )lH3 Cr51 Br82 Tc99 I131 Au196
+Ag
3113 Caacutelculo de la concentracioacuten radiactiva en el pozo productor ubicado a una
distancia determinada
Para obtener los datos de concentracioacuten de actividad (Ci) en funcioacuten del tiempo
(diacuteas) con los que se obtienen las curvas de paso de tritio por cada uno de los
pozos hay que realizar los siguientes caacutelculos
a Caacutelculo de la concentracioacuten referencial ( )
La concentracioacuten de referencia es por lo general el cociente entre la
actividad inyectada (valor asumido en la modelacioacuten matemaacutetica que se
54
encuentra por encima de los 2269 Ci) y el volumen de agua marcada que
corresponde a cada pozo
b Caacutelculo del tiempo de residencia ( TRESID)
Este tiempo es el cociente entre el volumen de agua marcada y el caudal de
inyeccioacuten (3iacute)
c Caacutelculo del tiempo normalizado (tN)
El tiempo normalizado es el cociente entre los diacuteas transcurridos despueacutes de
la inyeccioacuten (t) y el tiempo de residencia (tN) Es decir para cada valor de t
hay un valor de tN
Con los valores de y tN se calculan las concentraciones de actividad para
cada tiempo en un programa de Excel utilizando la expresioacuten del modelo
matemaacutetico simple
Para ello se seleccionan diferentes valores de D1vx (dispersividad intriacutenseca) los
cuales variacutean de acuerdo al tipo de roca presente en el yacimiento de anaacutelisis La
tabla 4 muestra el rango de valores de dispersividad para distintos tipos de roca
Tabla 4 VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSEC A
( )
arenas 0003 - 03
gravas 01 - 2
rocas fracturadas 1 - 200
TIPO DE ROCA
VALORES TIacutePICOS DE DISPERSIVIDAD INTRIacuteNSECA
diacuteam2
xvD 1
( )( )
N
N
txv
Dt
N
REF e
txv
DCtxC
1
2
4
1
314
1
minusminus
=π
55
El anexo 3 muestra las curvas de paso del tritio por cada pozo productor para dos
valores de dispersividad intriacutenseca de acuerdo a la modelacioacuten matemaacutetica
Para el valor de 03 se considera un flujo de mezcla completa lo cual quiere decir
que no se produce dispersioacuten longitudinal
Si se utiliza el valor de 0003 el flujo tiende a ser tipo pistoacuten pero el tiempo de
arribo del trazador se incrementa considerablemente como se observa en las
figuras del anexo antes mencionado
De este modo se calculoacute la cantidad de trazador a inyectarse que fue de 28
Curios de tritio la misma que puede ser detectable en el pozo maacutes lejano (Auca-
19) sin ninguacuten inconveniente
Cabe resaltar que maacutes allaacute de los caacutelculos realizados la experiencia adquirida en
el manejo de radiotrazadores es de gran ayuda para determinar la cantidad de
trazador a inyectarse en un yacimiento
312 PROCEDIMIENTO DE INYECCIOacuteN DEL TRAZADOR
La incorporacioacuten o inyeccioacuten del trazador se realizoacute el 11 de enero de 2007 en la
arena ldquoTrdquo de la formacioacuten Napo en el intervalo punzonado desde 9940 a 9976
pies Para esto se procedioacute a diluir los 200 ml (28 Ci) de tritio en un volumen de
un litro de agua con el fin de evitar peacuterdidas del trazador durante el proceso de
inyeccioacuten y para asegurar que la actividad llegue a la capa productora
Para la incorporacioacuten del trazador se procedioacute a destapar la vaacutelvula del toma
muestra luego se drenoacute la liacutenea hasta un nivel que permitioacute la incorporacioacuten del
trazador Una vez colocado el trazador en el cabezal se procedioacute al sellado de
eacuteste y se abrieron las vaacutelvulas a fin de que el trazador fuera arrastrado junto al
agua de inyeccioacuten La inyeccioacuten se realizoacute de un solo pulso (Inyeccioacuten
instantaacutenea)
56
Todo este proceso que dura alrededor de 30 minutos se realizoacute con operadores
de PETROPRODUCCIOacuteN La inyeccioacuten del trazador al PI-41 fue a las 1100 y al
PI-12 a las 1400
Luego de la inyeccioacuten los desechos radiactivos se guardaron en un recipiente
etiquetado los mismos que fueron llevados a un repositorio especial que se
encuentra en las instalaciones de la CEEA con el fin de cumplir con las normas
de seguridad radioloacutegica
Antes de la inyeccioacuten del trazador se tomaron muestras de fondo tanto del pozo
inyector PI-12 como de los productores PP-35 PP-19 PP-21 y del tanque de
lavado
32 INYECCIOacuteN DE AGUA POSTERIOR A LA INCORPORACIOacuteN
DEL TRAZADOR
Como se indicoacute anteriormente el buen desempentildeo de esta teacutecnica de trazadores
implica la inyeccioacuten de un caudal constante de agua en cada uno de los pozos
inyectores escogidos para este proyecto Esto se debe a que cuando el trazador
ha sido incorporado dentro del yacimiento necesita una fuerza de empuje
longitudinal a traveacutes de la arena a fin de que el trazador pueda aparecer en cada
pozo productor que se planifica muestrear Por tanto es el agua de inyeccioacuten la
que proporciona dicha fuerza de empuje
Figura 32 Incorporacioacuten del trazador al pozo inyector
57
Para la ejecucioacuten de este proyecto se convino en que la inyeccioacuten debe
mantenerse en un caudal de 4000 a 5000 bls de agua por diacutea en base al modelo
matemaacutetico realizado para la inyeccioacuten del trazador El anexo 4 muestra un
diagrama baacutesico de la Planta de inyeccioacuten de agua en el Campo Auca
Al inicio de la inyeccioacuten se utilizoacute agua del riacuteo lo cual presentoacute algunas
dificultades puesto que su utilizacioacuten depende de las condiciones climaacuteticas Asiacute
pues cuando llueve mucho se arrastra una gran cantidad de sedimentos los
cuales tapan el sistema de filtracioacuten de la estacioacuten Pero cuando no llueve el
nivel de agua para la succioacuten de las bombas es demasiado bajo por lo que el
bombeo podriacutea colapsar
Por lo cual en ambos casos hay que detener el bombeo lo que da como
resultado que la inyeccioacuten en los pozos de estudio sea muy irregular
Para los uacuteltimos diacuteas del mes de Junio de 2007 se empieza a utilizar el agua de
formacioacuten a maacutes del agua de riacuteo haciendo que la inyeccioacuten sea un poco maacutes
constante que en los meses anteriores
Desde la figura 33 a la 317 se muestran los caudales de inyeccioacuten diarios para
el Auca-12 empleados desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
Figura 33 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2007
58
Figura 34 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2007
Figura 35 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2007
Figura 36 Caudales de inyeccioacuten diarios para abril de 2007
59
Figura 38 Caudales de inyeccioacuten diarios para junio de 2007
Figura 37 Caudales de inyeccioacuten diarios para mayo de 2007
Figura 39 Caudales de inyeccioacuten diarios para julio de 2007
60
Figura 310 Caudales de inyeccioacuten diarios para agosto de 2007
Figura 311 Caudales de inyeccioacuten diarios para septiembre de 2007
Figura 312 Caudales de inyeccioacuten diarios para octubre de 2007
61
Figura 313 Caudales de inyeccioacuten diarios para noviembre de 2007
Figura 314 Caudales de inyeccioacuten diarios para diciembre de 2007
Figura 315 Caudales de inyeccioacuten diarios para enero de 2008
62
Al observar todas estas curvas mensuales de los voluacutemenes de agua de inyeccioacuten
se ratifica que en los seis primeros meses la inyeccioacuten fue muy irregular puesto
que se estaba utilizando uacutenicamente agua de riacuteo ademaacutes en ese tiempo se
estaban realizando pruebas de operacioacuten en la Planta de Inyeccioacuten de agua del
Auca debido a algunos ajustes que se hicieron en la misma
Para los nueve meses siguientes se observa que la inyeccioacuten es casi constante
en 5000 BPD
El anexo 5 muestra las tablas de los caudales diarios de inyeccioacuten desde enero
de 2007 hasta marzo de 2008 y el graacutefico que resume el promedio del volumen de
agua inyectada para cada mes Del cual se puede obtiene un promedio anual de
Figura 317 Caudales de inyeccioacuten diarios para marzo de 2008
Figura 316 Caudales de inyeccioacuten diarios para febrero de 2008
63
4049 bls de agua inyectada valor similar al utilizado en la modelacioacuten matemaacutetica
(4000 bls)
33 MONITOREO DE LOS POZOS PRODUCTORES
331 MUESTREO
La recoleccioacuten de las muestras en los diferentes puntos de monitoreo se la
realizoacute basaacutendose en la frecuencia de muestreo planificada En vista de que los
pozos Auca-41 y Auca-33 salieron del proyecto quedaron a partir del mes de
abril de 2007 como puntos de muestreo los pozos Auca-12 (inyector) Auca-35
Auca-19 Auca-21 y el tanque de lavado
El tanque de lavado se toma como punto de muestreo debido a que podriacutea haber
presencia de trazador en el tanque proveniente de alguacuten otro pozo productor que
no sea parte de los puntos de monitoreo indicados En cuyo caso se detectariacutea
inmediatamente de que pozo se trata para poner especial atencioacuten en eacutel
Como se indicoacute anteriormente al inicio el plan de muestreo comprende una alta
frecuencia de toma de muestras para luego ir disminuyendo el ritmo conforme
transcurre el tiempo hasta llegar a una muestra mensual a partir del segundo
mes
En el anexo 6 se indica el calendario de muestreo para este proyecto asiacute desde
el mes de enero de 2007 a marzo de 2008 (mes en que se tomoacute la uacuteltima
muestra) se ha muestreado 65 veces que se distribuyen por meses del siguiente
modo (tabla 5)
Tabla 5 MUESTREOS REALIZADOS POR CADA MES
ANtildeO MES NUMERO DE MUESTREOS Enero 7 Febrero 8 Marzo 9 Abril 8 Mayo 10 Junio 5 Julio 5 Agosto 4 Septiembre 2
2007
Octubre 2
64
332 MUESTRAS EN EL POZO INYECTOR
Para tomar la muestra del pozo inyector soacutelo basta con acudir al cabezal del pozo
inyector Auca-12 (figura 318) y abrir la pequentildea vaacutelvula toma muestras que estaacute
alojada en la liacutenea de flujo del agua de inyeccioacuten (figura 319)
Noviembre 2
Diciembre 1 Enero 1 Febrero 1 2008
Marzo 1
Figura 318 Cabezal del pozo inyector Auca-12
Figura 319 Muestra del pozo inyector Auca-12
65
La muestra tomada se rotula con ldquoPOZO INYECTOR 12rdquo y la fecha de muestreo
333 MUESTRAS EN EL MANIFOLD
Las muestras que corresponden a los pozos productores se toman en el manifold
de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca Sur para ello se utilizan recipientes de la
capacidad de un galoacuten puesto que de cada muestra de crudo hay que extraer el
agua que es lo que interesa en el anaacutelisis (figura 320)
Cabe resaltar que para poder realizar el anaacutelisis del agua de formacioacuten se
requieren 200 ml de agua de los cuales 100 ml se utilizan en el anaacutelisis y los
otros 100 ml se guardan en un archivo por si se quiere realizar otro anaacutelisis
posteriormente
Como es evidente la cantidad de agua de formacioacuten que se obtenga de una
muestra de crudo estaraacute en funcioacuten del BSW que corresponda a dicho pozo Esto
significa que si se tiene un BSW alto no se va a requerir tanto crudo para obtener
los 200 ml de agua pero si el BSW es bajo entonces se necesitaraacute un volumen
mayor de crudo para sacar los 200 ml de agua
En consecuencia al momento de tomar las primeras muestras la persona
encargada no conoce cuanto de crudo debe extraer para obtener los 200 ml de
agua razoacuten por la cual primero debe tomar una muestra pequentildea para
centrifugarla y observar cuanta agua de formacioacuten obtuvo Luego en base al
Figura 320 Manifold de la Estacioacuten de Produccioacuten Auca-Sur
66
volumen de agua obtenido y con una sencilla regla de tres puede conocer cuanto
crudo necesita para conseguir los 200 ml de agua Este procedimiento debe
realizarse pues es importante tratar de llevar al laboratorio de la CEEA los 200 ml
de agua para el anaacutelisis en el contador de centelleo Aquiacute un ejemplo praacutectico
sencillo
Se prepara una muestra de crudo para colocarla en la centriacutefuga dando como
resultado 4 ml de agua de formacioacuten y 96 ml de petroacuteleo Determinar cuaacutentos
galones de crudo se deberaacuten tomar de este pozo para obtener los 200 ml de agua
que se requieren
4 ml de agua 100 ml de crudo
200 ml de agua X
Luego do ml de cruX 50004
200100 =times=
Esto corresponde a 5 litros de crudo o 13 galones de crudo
En este caso con dos recipientes basta para obtener el agua requerida pero hay
casos en los que el BSW es muy bajo entonces se antildeaden unas gotas de
reactivo demulsificante para romper la emulsioacuten y que aumente el porcentaje de
agua Cabe sentildealar que este procedimiento de antildeadir demulsificante hay que
hacerlo de manera gradual puesto que no se trata de poner de golpe 10 o 15
gotas del reactivo En otras palabras se debe cuidar que la muestra de agua no
contenga demasiado demulsificante porque esto podriacutea afectar en el anaacutelisis de
laboratorio
3331 Procedimiento utilizado para obtener las muestras de agua de los tres pozos
productores PP-35 PP-21 PP-19 en febrero de 2008
1 Se coloca una muestra de 100 ml de crudo (de cada uno de los pozos
productores) en un recipiente de vidrio agregar 100 ml de JP-1 y mezclar Se
deja reposar por 3 minutos para observar el volumen de la fase de agua (figura
321) La tabla 6 muestra los voluacutemenes de agua que se obtuvieron en este
paso
67
Tabla 6 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (SIN DEMUL SIFICANTE)
2 Se colocan 5 gotas de demulsificante para romper la emulsioacuten (figura 322)
Para los pozos PP-35 y PP-19 se consigue romper la emulsioacuten en su totalidad
lo que significa que ya no se puede extraer maacutes agua aunque se antildeada maacutes
reactivo (figura 323) La tabla 7 muestra los voluacutemenes de agua que se
obtuvieron en este paso
Tabla 7 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOME NTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML (CON 5 GOT AS DE
DEMULSIFICANTE)
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA SIN
DEMULSIFICANTE (ml)
005 25 02
Figura 321 Volumen de agua obtenido de la muestra de 100 ml de crudo sin adicionar demulsificante
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA
CON 5 GOTAS DE DEMULSIFICANTE
(ml)
02 35 04
68
3 Se antildeaden 10 gotas de demulsificante en la muestra del PP-21 y se consigue
romper la emulsioacuten en su totalidad aumentando el volumen de agua a 55 ml
Se realizan los caacutelculos correspondientes para conocer cuantos galones de
crudo son necesarios para obtener los 200 ml de agua La tabla 8 muestra los
voluacutemenes de agua y los voluacutemenes de crudo que se obtuvieron en este paso
Figura 322 Se coloca demulsificante para romper la emulsioacuten
Figura 323 Voluacutemenes de agua obtenidos luego de colocar las 5 gotas de demulsificante en las muestras de los pozos PP-35 y PP-21
69
Tabla 8 VOLUacuteMENES OBTENIDOS PARA CADA POZO AL MOMENTO DE
SEPARAR EL AGUA DE UNA MUESTRA DE 100 ML DE CRUDO Y VOLUacuteMENES
DE CRUDO NECESARIOS PARA OBTENER LOS 200 ML DE AGUA
PP-35 PP-21 PP-19VOLUMEN DE AGUA POR CADA 100 ml DE
CRUDO (ml)
02 55 04
VOLUMEN NECESARIO DE CRUDO (galones)
2642 096 1321
4 Se tomaron 6 galones de crudo de los pozos PP-35 y PP-19 y 2 galones del
PP-21 (figura 324) puesto que seriacutea dificultoso manejar los 26 y 13 galones
que se necesita En todo caso se obtienen asiacute menos de los 200 ml de agua
para el anaacutelisis de laboratorio
Figura 324 Galones de crudo correspondientes al PP-21 y PP-19
70
5 Se antildeaden unas 40 o 50 gotas de demulsificante en cada galoacuten de crudo y se
los coloca al reveacutes en una cubeta para que decante el agua (figura 325) Se
deja reposar hasta el otro diacutea para sacar el agua
6 Para sacar el agua que se encuentra en la parte inferior del galoacuten (que estaacute
boca abajo) se realiza una pequentildea abertura en la tapa y se deja fluir en un
vaso hasta que drene toda el agua (figura 326) Asiacute con todos los galones
con cuidado de no mezclar el agua de los tres pozos
7 Se coloca el volumen de agua de cada pozo en un recipiente para
centrifugarlo puesto que hay que retirar todas las impurezas de crudo
remanentes (figura 326)
8 Finalmente se extrae el agua con la ayuda de una jeringa (una por cada pozo
para prevenir la contaminacioacuten) como se muestra en la figura 327 y se la
Figura 325 Se adiciona el demulsificante y se deja reposar cada galoacuten en una cubeta
Figura 326 Se extrae el agua de cada galoacuten en un vaso y se centrifuga para separar el crudo
71
deposita en cada frasco debidamente rotulado con el nombre del pozo y la
fecha Luego de extraer todas las muestras de agua necesarias se deposita el
crudo sobrante en los sumideros (figura 328)
Figura 327 Se extrae el agua con la ayuda de una jeringa
Figura 328 Se deposita el agua extraiacuteda en cada frasco rotulado y el crudo sobrante en los sumideros
72
334 MUESTRAS EN EL TANQUE DE LAVADO
Para tomar la muestra en el tanque de lavado basta con abrir una de las vaacutelvulas
que sale del colchoacuten de agua del mismo (figura 329) y depositar el agua en un
frasco rotulado ldquoTANQUE DE LAVADOrdquo y la fecha
335 MUESTRAS EN LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA
En los uacuteltimos cinco meses se ha tomado dos muestras en la Planta de inyeccioacuten
de agua la una del agua de riacuteo y la otra del agua de formacioacuten (figura 330) Maacutes
adelante se explica las razones de esta iniciativa
Figura 329 Muestra en el Tanque de lavado
Figura 330 Muestra en la Planta de Inyeccioacuten de agua
73
336 PREPARACIOacuteN DE CADA MUESTRA PARA SER ANALIZAD A EN EL CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
La preparacioacuten de las muestras se la realiza frasco por frasco siendo importante
recalcar que para cada muestra se utiliza una jeringa diferente con lo cual
evitamos la contaminacioacuten de las muestras entre siacute
1 Se filtra el agua del frasco con la ayuda de un embudo y papel filtro para
quitar toda impureza o residuos de crudo (figura 332)
2 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial de boro silicato con bajo contenido
de potasio como se muestra en la figura 333 (debe ser de bajo contenido de
potasio ya que asiacute evitamos que los isoacutetopos radiactivos que contiene el
potasio lleguen a influenciar en la lectura a realizarse en el contador de
Figura 331 Muestra de agua (100 ml) correspondiente al PP-35
Figura 332 Se filtra la muestra de agua para quitar toda impureza
74
centelleo liacutequido) Cada vial debe estar numerado de acuerdo a la secuencia
de lectura El resto de agua filtrada se la almacena en el mismo frasco y sirve
como respaldo para verificar en el futuro alguna medida
3 Sobre los 10 ml del agua se antildeade 10 ml de coctel centellador (ULTIMA GOLD
LLT) mediante un dispensador automaacutetico (figura 334) El coctel centellador
es una sustancia quiacutemica que reacciona con la radiacioacuten emitiendo fotones de
luz los mismos que seraacuten cuantificados con el contador de centelleo liacutequido
Figura 333 Se coloca 10 ml de agua filtrada en un vial
75
4 Se tapa hermeacuteticamente y se agita el vial por un momento (figura 335) hasta
que se hayan homogeneizado los dos liacutequidos (agua filtrada y coctel
centellador)
5 Cada vial debe ser conservado en una caacutemara oscura de uno a cuatro diacuteas
antes de llevarlo al contador de centelleo liacutequido Esto es de mucha
importancia ya que la influencia de la luz en el vial podriacutea ocasionar una
lectura mayor a la correcta
6 Se introduce cada vial en el contador de centelleo liacutequido durante un tiempo
(generalmente 1 minuto) hasta medir el nuacutemero de cuentas Si el nuacutemero de
cuentas es un valor exagerado puede aumentarse el tiempo de medicioacuten del
vial en el contador de centelleo para obtener un valor maacutes efectivo
Figura 334 Se antildeade 10 ml de coctel centellador
Figura 335 Se agita cada vial hasta obtener una mezcla homogeacutenea
76
337 PROCEDIMIENTO DE OPERACIOacuteN DEL CONTADOR DE CE NTELLEO LIacuteQUIDO
El equipo utilizado en el anaacutelisis de las muestras es un contador de centelleo
liacutequido Packard Tri-Carb 1000 ubicado en la sala de teacutecnicas nucleares del
laboratorio de Ecotoxicologiacutea (LEC) de la CEEA
Como procedimientos preliminares en el laboratorio se realizan los siguientes
pasos
bull Verificacioacuten de eficiencia de conteo Para esto se emplean estaacutendares de
tritio
bull Determinacioacuten del background Se determina el valor de fondo de los viales
a ser usados para eliminar el background del vial y del vial maacutes coacutectel y
maacutes agua sin trazador
bull Desarrollo del protocolo de conteo Usando datos de eficiencia y
background se determina la ventana de energiacutea maacutes oacuteptima para el conteo
Con miras a asegurar la estadiacutestica de conteo se determina el tiempo de conteo
para cada vial y el nuacutemero de ciclos
3371 Instrucciones de operacioacuten del contador de centelleo liacutequido
bull Verificar que el equipo esteacute encendido (El LSC debe estar prendido todo el
tiempo)
bull Encender la impresora y revisar el flujo seguro del papel
bull Efectuar la auto-normalizacioacuten del equipo con el slide sample holder cover en
posicioacuten izquierda (posicioacuten usada para viales de 20 ml) colocar el vial
Figura 336 Se introduce cada vial en el contador de centelleo para su correspondiente lectura
77
estaacutendar Packard H que contiene 240000 dpm en posicioacuten de conteo
Presionar la tecla SNC ubicada en el panel de control el mismo que se
encuentra en la parte frontal del equipo y esperar que la auto-normalizacioacuten se
lleve a cabo
bull Verificar que el protocolo No 5 (protocolo establecido para H) esteacute
correctamente programado en el equipo Usando las teclas (retroceder y
avanzar) se puede revisar que las condiciones del protocolo sean las que se
indican en la tabla 9
bull Presionar la tecla conversation
bull Introducir el vial de fondo (background) Packard Estaacutendar y presionar el botoacuten
count en el panel frontal El background se contaraacute por 10 minutos
bull Seguir con el conteo de las muestras Cada uno de los viales debe ser
colocado manualmente en el holder Posteriormente se presiona el botoacuten
count
Tabla 9 CONDICIONES DE PROTOCOLO PARA EL FUNCIONAM IENTO DEL
CONTADOR DE CENTELLEO LIacuteQUIDO
PREGUNTA OPCION Conversation 1 Protocol (1-10) 5 End protocol 1 Copy protocol 1 Time (min) 2 Number counts per vial 1 Vial simple 1 Vial standard 1 Reference 0 Data mode (CPM) 1 Background (FV) 1 Label (single) 1 Region A Sigma 0 Region A Lown Cnt Reject 0 Region A divide factor 1 Region B Sigma 0 Region B Lown Cnt Reject 0 Region B divide factor 1 Region C lower level 0 Region C upper level 0 Half life 0 Printer format (short) 1 Computer output 0
78
34 CURVAS DE RESPUESTA
Los valores obtenidos al analizar cada vial en el contador de centelleo liacutequido
corresponden a la concentracioacuten de trazador en el pozo Estos datos se grafican
en funcioacuten del tiempo para obtener asiacute la Curva de paso del trazador o curva de
respuesta Es decir la curva de respuesta estaacute constituida por la representacioacuten
graacutefica de la concentracioacuten de actividad neta en funcioacuten del tiempo
El anexo 7 muestra las lecturas obtenidas del muestreo realizado en cada uno de
los puntos de monitoreo desde enero de 2007 hasta marzo de 2008
341 CONCLUSIONES OBTENIDAS DE LAS CURVAS DE RESPUESTA
Al observar las curvas de respuesta correspondientes a los pozos productores
inyector y el tanque de lavado se puede concluir lo siguiente
bull Hasta la presente fecha se presume que auacuten no se efectuacutea el paso del
trazador por ninguno de los pozos productores del plan de muestreo Esto se
verifica en las lecturas correspondientes a cada pozo productor (Anexo)
puesto que todas estaacuten por debajo de las 50 cpm (cuentas por minuto)
Ademaacutes se observa una irregularidad de valores (en zigzag) en cada curva lo
que indica que no pasa del valor de background y por tanto no hay un
levantamiento de la curva que muestre el arribo del trazador
Tampoco se ha producido el arribo del trazador a ninguacuten otro pozo puesto que
las lecturas correspondientes al tanque de lavado estaacuten por debajo de las 50
cpm lo cual indica que no hay trazador en el tanque de lavado
bull Se produjo una contaminacioacuten involuntaria en los frascos pequentildeos utilizados
para el muestreo ya que fueron transportados al campo conjuntamente con el
trazador radiactivo el diacutea de la inyeccioacuten Esto provocoacute que las primeras dos
lecturas (inmediatamente luego de la inyeccioacuten) sean valores anoacutemalos
superiores a las 10000 cpm lo cual es fiacutesicamente imposible de explicar por
79
lo que se deduce la contaminacioacuten de los frascos de muestreo con el trazador
Este suceso se repitioacute en los tres pozos productores
Ademaacutes entre los veinte y veintidoacutes diacuteas de la inyeccioacuten del trazador se
obtienen dos lecturas mayores a las 100 cpm las cuales evidenciaron
inicialmente la presencia de una canalizacioacuten entre el pozo inyector al
productor Sin embargo se descartoacute esta posibilidad puesto que en los tres
pozos productores las curvas presentaron el mismo comportamiento y en los
mismos diacuteas lo cual es un absurdo Por lo que se dio como explicacioacuten al
asunto el problema de la contaminacioacuten en los frascos
bull A maacutes de estos problemas se produce un suceso inexplicable en el pozo
inyector Auca-12 puesto que a partir de abril se observa un levantamiento en
la curva la misma que asciende hasta valores de 2418 cpm en mayo de
2007 Estos valores son anoacutemalos puesto que suponen la aparicioacuten de
trazador lo cual es absurdo ya que se trata del pozo inyector La explicacioacuten
fiacutesica de este problema auacuten no ha sido resuelta pero se cree que puede
tratarse de una infiltracioacuten del trazador hacia el riacuteo (a traveacutes de alguna
fractura) de donde proviene el agua de inyeccioacuten razoacuten por la cual se decidioacute
tomar una muestra de agua en la Planta de Inyeccioacuten de agua para observar si
existe la presencia de trazador tanto en el agua de riacuteo como en la de
formacioacuten (estos valores se presentan en la uacuteltima hoja del Anexo 7)
Estas son las tres principales conclusiones que se deducen al observar las
diferentes curvas de paso Como se observa este proyecto presenta algunos
problemas e irregularidades que influiraacuten directamente de manera negativa en los
resultados de este estudio de aplicacioacuten de radiotrazadores en el yacimiento
331 CORRECCIONES A LA CURVA DE RESPUESTA
Una vez obtenidos todos los valores de concentracioacuten de actividad en funcioacuten del
tiempo desde el inicio de la inyeccioacuten del trazador hasta el tiempo final de
respuesta se procede a corregir cada valor por los siguientes motivos
80
3311 Correccioacuten por la eficiencia del equipo
Las unidades de concentracioacuten reportadas a partir del anaacutelisis de cada vial en el
contador de centelleo liacutequido estaacuten dadas en cpm10 ml (cuentas por minuto por
cada 10 mililitros de agua) sin embargo para obtener el porcentaje de trazador
recuperado se debe trabajar en Cimsup3 (curios por metro cuacutebico) debido a que la
cantidad de trazador inyectado fue de 28 Ci Para esto se utiliza la siguiente
equivalencia
1 Ci = dps o
1 Ci = 37times1010 Bq
Donde Ci = Curio (unidad antigua de actividad)
dps = desintegraciones por segundo
Bq = Bequerelios (unidad moderna de actividad)
Ahora para pasar de cuentas a desintegraciones es necesario considerar la
eficiencia del detector (contador de centelleo liacutequido) la misma que es del orden
del 60 esto se debe a que el tritio es un emisor beta de energiacutea media
entonces al ser mediana la energiacutea que emite el contador de centelleo solo lee el
60 de dicha energiacutea En definitiva las cuentas por minuto es la actividad que lee
el aparato el cual depende de su eficiencia En cambio las desintegraciones por
minuto es la actividad real cuando la eficiencia es el 100
Es decir que un dato de 60 cpm en el contador de centelleo liacutequido (al 60)
corresponde a 100 dpm (al 100) Una regla de tres es suficiente para realizar
esta conversioacuten
Aquiacute un ejemplo real para convertir cpm10 ml en Cimsup3
Ejemplo
Transformar 400 cpm10 ml a Cimsup3
81
400 10 times100 60 times1
60 times1 37times1010 times106
13=3003times10minus5 3
3312 Correccioacuten por el background
Como es sabido al trabajar con trazadores radiactivos la lectura entregada por
cualquier instrumento de medicioacuten corresponde a un valor de actividad bruta Esto
significa que a cada valor obtenido en el contador de centelleo liacutequido debe
restarse el fondo de radiacioacuten natural (background) para tener la actividad neta
Como se explicoacute anteriormente se puede obtener un valor representativo del
fondo (background) calculando la media aritmeacutetica de las primeras mediciones
antes de la aparicioacuten del trazador en el pozo En la praacutectica se lo puede realizar
con los valores de los dos o tres primeros meses dependiendo de la distancia
entre el pozo inyector y productor teniendo cuidado de observar que no se haya
producido una canalizacioacuten en este tiempo Asiacute la foacutermula para calcular el fondo
promedio es
=1 =0 iacute=60
iacute (Ec31)
3313 Correccioacuten por decaimiento radiactivo
Es obvio que la actividad actual que tiene el tritio que fue incorporado en el
yacimiento no es la misma que teniacutea cuando se realizoacute la inyeccioacuten pues en el
transcurrir del tiempo se ha ido produciendo el fenoacutemeno de la desintegracioacuten lo
cual indica que la actividad del tritio ha decaiacutedo y por tanto cada dato actual que
se obtiene de la concentracioacuten de actividad hay que corregirlo mediante la
siguiente ecuacioacuten que modela el decaimiento radiactivo
0= ln2
∆ (Ec 32)
Donde
82
= actividad que se obtiene al tiempo actual
= actividad correspondiente al tiempo de la inyeccioacuten del trazador
= tiempo que ha transcurrido desde la inyeccioacuten del trazador (diacuteas)
= tiempo de vida media del tritio
(4498 diacuteas)
Esto significa que si hoy se mide una actividad de 50 cpm al llevar este valor al
tiempo de la inyeccioacuten del trazador da un actividad de 514 cpm
Es claro que esta correccioacuten no es de gran importancia puesto que depende del
periodo de semidesintegracioacuten ( ) del tritio cuyo valor es mucho mayor
al tiempo de anaacutelisis del trazador que generalmente es de dos antildeos Sin
embargo para el presente estudio siacute seraacute considerada esta correccioacuten en las
lecturas obtenidas
34 ENSAYO PARA EL YACIMIENTO ZX (ARGENTINA)
En vista de la tardanza en la aparicioacuten del trazador para el Proyecto de Auca ha
sido necesario realizar el presente ensayo con el objetivo de explicar el
procedimiento que se realiza luego de la obtencioacuten de las curvas de respuesta
para cada pozo para lo cual se ha seleccionado un arreglo real compuesto por
un pozo inyector rodeado de cinco productores ubicado en el Sur de la Repuacuteblica
Argentina
341 INYECCIOacuteN EN EL POZO G-12
Este estudio se inicioacute el diacutea 15 de noviembre de 2003 mediante la inyeccioacuten de 15
Ci (555 GBq) de tritio bajo la forma de agua tritiada en la capa seleccionada del
pozo G-12 que corresponde al yacimiento ZX
El muestreo se realizoacute en los pozos K-124 K-119 K116 K-117 y K-113 La
ubicacioacuten de los pozos involucrados en el estudio puede observarse en la figura
337 y la distancia entre los productores y el inyector en la tabla 10
Tabla 10 DISTANCIAS RESPECTIVAS DESDE CADA PRODUCT OR AL
INYECTOR G-12
83
DISTANCIA AL POZO INYECTOR
(m)
K-124 178
K-119 189
K-116 282
K-117 291
K-113 309
POZO
342 RESULTADOS EXPERIMENTALES
El Anexo 8 muestra las mediciones efectuadas en cada pozo para las distintas
fechas en que se realizoacute el muestreo Se incluye el valor de fondo con su
respectiva desviacioacuten estaacutendar y la concentracioacuten miacutenima detectable por sobre la
cual puede asegurarse la presencia de trazador en el pozo productor
Las tablas reflejan las concentraciones de actividad bruta neta y corregida por
decaimiento tomando como referencia la fecha en la que se realizoacute la inyeccioacuten
expresadas en Becquerel por litro (Bq L) Tambieacuten se tabula la masa de trazador
recuperada hasta el momento expresada en forma porcentual con respecto a la
cantidad inyectada
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
AREA DE TRABAJO
Figura 337 Disposicioacuten de los pozos para el ensayo Argentina
84
A continuacioacuten se realiza una breve explicacioacuten de la manera como se obtienen
los datos para graficar la curva de concentracioacuten del trazador y la de actividad
recuperada a partir de las mediciones efectuadas en el muestreo
3421 Encabezado
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
3422 Fondo Promedio
Para este ensayo se procedioacute a calcular el fondo a partir del promedio de los
primeros datos de concentracioacuten de actividad bruta que corresponden a los dos
primeros meses luego de la inyeccioacuten (tabla 11) utilizando la ecuacioacuten 31
=17 =0 iacute=38
iacute Ec31
=461
De este modo para el pozo K-113 se obtiene un valor de 461 Bq L
Tabla 11 DATOS DE ACTIVIDAD BRUTA CON LOS QUE SE P ROCEDIO A
CALCULAR EL FONDO PROMEDIO PARA EL POZO K-113
TiempoFecha
15112003181120032311200302122003091220031612200323122003
Bruta Neta33 -1341 -538 -857 1155 946 053 7
Datos (BqL)
Figura 338 Encabezado correspondiente al pozo K-113 del ensayo Argentina
85
3423 Desviacuteo del fondo
Este valor corresponde a la desviacioacuten estaacutendar de los mismos valores con los
que se calcula el fondo promedio pues esta desviacioacuten es la medida de la
dispersioacuten de dichos valores con respecto al valor promedio (de fondo)
Para este caso se obtiene un valor de desviacuteo de 85 Bq L para el K-113
3424 Concentracioacuten miacutenima detectable
Este valor corresponde a la concentracioacuten miacutenima sobre la cual puede asegurarse
la presencia de trazador en el pozo productor Para su caacutelculo se considera que
el comportamiento radiactivo puede ser aproximado por la funcioacuten de Gauss y de
acuerdo a eacutesta para poder asegurar que dos mediciones pertenecen a distintas
poblaciones deben diferir entre siacute en cinco desviacuteos como miacutenimo sobre el
promedio
Este criterio se usa para determinar si el valor de concentracioacuten obtenido a partir
de la muestra corresponde a la aparicioacuten de trazador o se estaacute midiendo un valor
perteneciente a la banda de fluctuaciones estadiacutesticas del fondo natural De aquiacute
se concluye que una muestra contendriacutea restos de trazador cuando se diferencie
del fondo en maacutes de cinco desviaciones
Por este motivo el valor de la concentracioacuten miacutenima detectable se obtiene
sumando el valor de fondo con el valor de dispersioacuten multiplicado por cinco
Asiacute para el pozo K-113 se obtiene el valor de 888 Bq L
Por tanto cuando un valor en la tabla de actividad bruta supera la concentracioacuten
miacutenima detectable significa que el trazador ha empezado a aparecer en el pozo
productor
Este es el criterio de comparacioacuten que se utiliza en todo este ensayo Si el valor
de actividad bruta supera la concentracioacuten miacutenima detectable entonces se
procede a realizar las correcciones respectivas por background y por decaimiento
86
radiactivo caso contrario no se toma en cuenta este valor en la curva de paso y
se lo grafica como un valor de cero
3425 Actividad Neta
Una vez que se ha producido la aparicioacuten del trazador se calcula la actividad neta
correspondiente a cada lectura Este valor es simplemente el valor de actividad
bruta menos el fondo de radiacioacuten natural que fue calculado anteriormente
3426 Concentracioacuten de trazador VS Tiempo
Cada valor de actividad neta es corregido utilizando la foacutermula del decaimiento
radiactivo obtenieacutendose asiacute la respuesta final de concentracioacuten de trazador que
se expresa en (Bq L) Estos valores se grafican en funcioacuten del nuacutemero de diacuteas
que han transcurrido a partir de la inyeccioacuten del trazador dando como resultado la
Curva de paso del trazador Esta curva se levanta del eje horizontal cuando se
empieza a producir la aparicioacuten del trazador
3427 Caudal Producido
Para un estudio de este tipo es importante tener la informacioacuten respecto del
caudal de agua producido para cada pozo puesto que de esto tambieacuten depende
la cantidad de trazador recuperado (tabla 12) De este modo si se tienen dos
pozos cuya concentracioacuten de trazador por metro cuacutebico sea la misma se
obtendraacute mayor recuperacioacuten de trazador del pozo que produzca maacutes agua
En conclusioacuten la cantidad de trazador recuperada depende no soacutelo de la
concentracioacuten de actividad sino tambieacuten del caudal de agua que produce cada
pozo
La figura 339 muestra el caudal de produccioacuten promedio para cada uno de los
pozos de este ensayo
Tabla 12 CAUDALES PROMEDIO DE AGUA PRODUCIDA PARA CADA POZO
PRODUCTOR DEL ENSAYO ARGENTINA
87
CAUDAL DE AGUA PRODUCIDA(msup3diacutea)
K-124 6795
K-119 10279
K-116 10353
K-117 14472
K-113 5657
POZO
3428 Actividad Recuperada de trazador
Como se explicoacute en la teoriacutea la curva de actividad recuperada se obtiene
multiplicando cada valor de concentracioacuten por el caudal del pozo productor e
integrando respecto al tiempo la funcioacuten resultante por alguacuten meacutetodo numeacuterico
Para este caso se utiliza el meacutetodo de los trapecios que consiste en tomar dos
puntos de la curva de paso del trazador y calcular el aacuterea del trapecio que se
forma bajo la liacutenea que une dichos puntos para luego multiplicar este valor por el
caudal de produccioacuten del pozo expresado en (msup3diacutea)
AREA DEL TRAPECIO
862 Bq L 976 Bq L
Figura 339 Graacutefico de barras correspondientes al caudal promedio producido por cada pozo del ensayo Argentina
88
=+2
(Ec 33)
=976 +862 27
iacute
6433 timesiacutetimes1000 13times1067
3iacutetimes1 37times1010=00186
Para el caso anterior el aacuterea del trapecio es 6433 valor que se
multiplica por el caudal de produccioacuten a los 166 diacuteas que es de para
asiacute obtener un valor de que corresponde al aacuterea del trapecio en Curios
Asiacute se repite este procedimiento tomando los dos puntos siguientes hasta
acumular toda el aacuterea bajo la curva de paso de trazador (figura 341) cuyo valor
representa la actividad recuperada de trazador
Figura 340 Caacutelculo del aacuterea del trapecio para dos puntos tomados de la curva de paso del trazador del pozo K-119
89
Este valor se puede expresar como porcentaje de actividad recuperada si se
divide para 15 Ci que fue la actividad inyectada al inicio del proyecto Asiacute fue el
procedimiento aplicado para cada uno de los pozos de este ensayo Las tablas de
los datos y curvas correspondientes a cada pozo se presentan en el Anexo 8
343 RESULTADOS OBTENIDOS A PARTIR DE LAS CURVAS DE PASO DEL TRAZADOR Y DE LAS CURVAS DE ACTIVIDAD RECUPERADA
3431 Pozo K-124
El trazador realiza su aparicioacuten a los 117 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es baja y apenas se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2000 Bq L Presenta algunas fluctuaciones
entre los 200 diacuteas para luego alcanzar su pico maacuteximo a los 335 diacuteas El
descenso de la curva es leve hasta que alcanza los 1500 Bq L desde donde
decrece con mayor pendiente hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas A pesar
de la amplitud de la curva se recupera el 72 de la actividad total (tabla 13)
Tabla 13 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-124
Figura 341 Caacutelculo del aacuterea bajo la curva utilizando el meacutetodo de los trapecios
90
Paraacutemetro (K-124) Valor
Tiempo de arribo 117 diacuteas
Tiempo medio 348 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 72
3432 Pozo K-119
El trazador comienza a responder a los 83 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3000 Bq L Desde la aparicioacuten del trazador la curva
presenta un ascenso uniforme hasta llegar a su pico maacuteximo a los 296 diacuteas El
descenso de la curva es paulatino hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas Se
recupera el 141 de la actividad total gracias a la buena amplitud de la curva
(tabla 14)
Tabla 14 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-119
Paraacutemetro (K-119) Valor
Tiempo de arribo 83 diacuteas
Tiempo medio 327 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 141
3433 Pozo K-116
La aparicioacuten del trazador se produce a los 152 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
curva de paso muestra una amplitud corta puesto que al inicio la concentracioacuten
del trazador se dispara con pequentildeas fluctuaciones hasta llegar a un pico largo de
2800 Bq L a los 322 diacuteas Luego se produce un descenso brusco a partir del
91
cual se presentan varias fluctuaciones pero con una tendencia promedio
decreciente de 500 Bq L lo cual termina con el fin de la respuesta a los 529
diacuteas Se recupera el 89 de la actividad total (tabla 15)
Tabla 15 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-116
Paraacutemetro (K-116) Valor
Tiempo de arribo 152 diacuteas
Tiempo medio 307 diacuteas
Tiempo final 529 diacuteas
Recuperacioacuten 89
3434 Pozo K-117
El trazador comienza a responder a los 126 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras es buena y se registran valores
maacuteximos alrededor de los 3300 Bq L Luego de la aparicioacuten del trazador la curva
presenta una fluctuacioacuten alrededor de los 170 diacuteas despueacutes de lo cual se dispara
hasta alcanzar los 2000 Bq L donde empieza un ascenso uniforme de baja
pendiente hasta alcanzar su pico maacuteximo a los 387 diacuteas El descenso de la curva
es raacutepido hasta finalizar su respuesta a los 571 diacuteas La recuperacioacuten de trazador
es muy buena debido a que la mayoriacutea de los valores de concentracioacuten estaacuten por
arriba de los 2000 Bq L Asiacute se logra recuperar el 238 de la actividad total
(tabla 16)
Tabla 16 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-117
Paraacutemetro (K-117) Valor
92
Tiempo de arribo 126 diacuteas
Tiempo medio 351 diacuteas
Tiempo final 571 diacuteas
Recuperacioacuten 238
3435 Pozo K-113
El trazador realiza su aparicioacuten a los 159 diacuteas despueacutes de la inyeccioacuten La
concentracioacuten de actividad en todas las muestras no es muy alta y se registran
valores maacuteximos alrededor de los 2300 Bq L La curva de respuesta inicia con
una pequentildea curva alrededor de los 200 diacuteas y luego se extiende hacia arriba
hasta alcanzar sus pocos valores maacuteximos para luego descender con ciertas
fluctuaciones hasta llegar al fin de su respuesta a los 613 diacuteas Debido a la corta
amplitud de la curva principal se recupera el 64 de la actividad total (tabla 17)
Tabla 17 INFORMACIOacuteN OBTENIDA A PARTIR DE LAS CURV AS DE
RESPUESTA Y RECUPERACIOacuteN DE TRAZADOR PARA EL K-113
Paraacutemetro (K-113) Valor
Tiempo de arribo 159 diacuteas
Tiempo medio 394 diacuteas
Tiempo final 613 diacuteas
Recuperacioacuten 64
3436 Distribucioacuten de la cantidad de Trazador Recuperado
Como se explicoacute en la parte teoacuterica es importante realizar la distribucioacuten de la
cantidad de trazador que se recuperoacute en cada pozo del ensayo puesto que el
93
reparto de agua de inyeccioacuten entre los pozos productores es similar a dicha
distribucioacuten La figura 342 que representa la distribucioacuten de trazador recuperado
para este ensayo se muestra a continuacioacuten
Cabe resaltar que la recuperacioacuten total para los cinco pozos alcanza uacutenicamente
el 604 de la cantidad inicialmente inyectada de tritio que fue de 15 Ci esto se
debe a que siempre hay un porcentaje de tritio que se pierde en la formacioacuten por
infiltracioacuten hacia otras capas inferiores o por fugas hacia otros pozos Es decir de
los 15 Ci inyectados solo se han recuperado 9 Ci cuya distribucioacuten hacia los
cinco pozos muestra claramente la direccioacuten preferencial del agua de inyeccioacuten
3437 Direcciones preferenciales de Flujo
Tomando en cuenta la disposicioacuten del arreglo de este ensayo se puede observar
que la direccioacuten preferencial del flujo se encuentra hacia los pozos K-119 y K-117
como lo indica la figura 343 (flechas rojas)
Esta informacioacuten es de gran valor para la perforacioacuten de nuevos pozos
productores cuya ubicacioacuten en la parte sureste del campo conseguiriacutea grandes
reacuteditos para este proyecto de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
Figura 342 Distribucioacuten del trazador recuperado para cada uno de los pozos productores del ensayo Argentina
94
Ademaacutes de este modo se puede confirmar que no existen barreras sellantes
puesto que se realizoacute el paso del trazador hacia los cinco pozos del ensayo
K-116
K-124
K-113
K-117 K-119
G-12
CAPIacuteTULO 4
Figura 343 Direcciones preferenciales de flujo para el yacimiento del ensayo Argentina
95
INTERPRETACIOacuteN DE RESULTADOS OBTENIDOS A
PARTIR DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
En este capiacutetulo se pretende obtener las liacuteneas de corriente del agua de inyeccioacuten
a traveacutes del yacimiento en estudio con la ayuda de un programa sencillo que
simula el paso del trazador en base a ecuaciones del flujo de fluidos en medios
porosos y a la teacutecnica de los trazadores
41 BREVE DESCRIPCIOacuteN DEL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN
Este programa permite obtener las curvas de paso del trazador para cada pozo
en cuestioacuten y un graacutefico esquemaacutetico de las liacuteneas de flujo (liacuteneas de corriente)
trazadas por el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento desde el inyector hacia
cada uno de los pozos productores
Cabe recalcar que la informacioacuten que brinda este programa se sujeta a discusioacuten
puesto que como es sabido es muy complejo modelar el comportamiento
dinaacutemico del agua que fluye por un medio poroso Ademaacutes se trata de un
software que auacuten estaacute siendo sometido probado y fue desarrollado por una
universidad argentina su nombre es PORO TracerSim 1 y el anexo 10 muestra
una explicacioacuten detallada respecto de las opciones e iacuteconos de este programa
411 CONSIDERACIONES BAacuteSICAS DEL PROGRAMA
En general las consideraciones del PORO TracerSim son
bull La formacioacuten es homogeacutenea de espesor y propiedades petrofiacutesicas
constantes en todo el yacimiento
bull El flujo del agua de inyeccioacuten es lineal hacia cada pozo productor
bull Tanto los pozos productores como el inyector estaacuten a un mismo nivel de
profundidad
bull Los caudales de produccioacuten e inyeccioacuten de cada pozo productor e inyector
respectivamente son constantes
bull Una falla no sellante se considera como si simplemente no existiera dicha
barrera en el yacimiento
96
412 VENTAJAS Y DESVENTAJAS
Las principales ventajas son
bull Brindar de una manera clara las curvas de paso de trazador hacia cada
uno de los pozos productores asiacute como el graacutefico de las liacuteneas de corriente
que traza el agua de inyeccioacuten en su desplazamiento
bull Sencillez en el manejo del programa
bull Permitir el ingreso de un nuacutemero indeterminado de pozos productores y de
barreras sellantes que direccionen el flujo
bull Facilidad para poder delimitar el campo de trabajo
bull La configuracioacuten del trazado de las liacuteneas de corriente como nuacutemero de
liacuteneas el aacutengulo de desplazamiento de las mismas etc
Como desventajas estaacuten
bull No tener como opcioacuten el ingresar paraacutemetros de gran importancia como la
presioacuten de reservorio las profundidades de la arena de intereacutes en cada
pozo propiedades del crudo como la viscosidad grado API entre otras
bull Dificultad para trabajar con distancias entre pozos muy grandes
bull No considerar la presencia de gas en el yacimiento sino soacutelo la presencia
de la fase liacutequida
bull No proporcionar informacioacuten respecto de la cantidad de trazador que arriba
a cada pozo ni del volumen de agua inyectada que llega a cada productor
42 INGRESO DE LOS POZOS DEL ARREGLO
Se dispuso a los pozos del estudio en base a las coordenadas rectangulares
correspondientes a cada uno tomando como origen el pozo inyector (Auca-12)
Asiacute las coordenadas de todos los pozos seriacutean
POZO INYECTOR Auca-12 (0 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-19 (1460 2591) m
POZO PRODUCTOR Auca-35 (1035 0) m
POZO PRODUCTOR Auca-21 (951 -1803) m
97
El graacutefico 41 muestra la ubicacioacuten de los pozos y las coordenadas rectangulares
para cada uno (informacioacuten obtenida en base al GPS de la CEEA)
Asiacute la disposicioacuten de los pozos en el programa (de acuerdo a la escala
seleccionada) seriacutea la mostrada en la figura 42 Ademaacutes se ingresaron los
caudales de produccioacuten e inyeccioacuten para cada pozo respectivamente (tabla 16)
Tabla 16 CAUDALES DE PRODUCCIOacuteN E INYECCIOacuteN DE LOS POZOS
PRODUCTORES E INYECTOR RESPECTIVAMENTE
CAUDAL POZO
(BPD) (msup3diacutea)
PI-12 4000 651
PP-19 357 58
PP-35 418 68
PP-21 615 100
Figura 41 Coordenadas rectangulares correspondientes a cada pozo productor respecto del pozo inyector
98
43 INGRESO DE LOS PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO
Los paraacutemetros que se ingresaron fueron los petrofiacutesicos los demaacutes son valores
adecuados para el correcto funcionamiento del programa (figura 43)
Porosidad = 016
Saturacioacuten = 027
Espesor = 18 pies = 55 metros
Dispersividad = 7 m (valor correspondiente a las arenas)
Con estos datos el programa puede graficar las curvas de paso del trazador y las
liacuteneas de flujo del agua de inyeccioacuten
Para esta interpretacioacuten se probaron varios casos de acuerdo con la informacioacuten
obtenida a partir del mapa estructural (anexo 1)
Figura 42 Disposicioacuten de los pozos en el espacio de trabajo del simulador PORO TracerSim
99
431 CASO 1 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
En este caso se supone que no existe ninguna barrera que obstaculice el paso
del agua de inyeccioacuten hacia los pozos productores Cabe sentildealar que este
programa considera a las barreras no sellantes como si en realidad no existiera
una barrera es decir el hecho de colocar una falla en el campo de trabajo
significa que esa falla ya es sellante como se veraacute maacutes adelante
Solo para este caso se procedioacute a graficar las curvas de paso puesto que para
los otros casos el programa tendiacutea a colapsar debido a que el arreglo no obedece
a una malla cerrada y las distancias entre pozos son muy grandes
Sin embargo se puede deducir que la presencia de una falla (la cual desde
antemano el programa la considera como sellante) impediriacutea la llegada del
trazador es decir sencillamente no se tendriacutea una curva de paso hacia ese pozo
productor
El anexo 9 muestra las curvas de paso del trazador para los pozos Auca-19
Auca-35 y Auca-21 ademaacutes el graacutefico de las liacuteneas de corriente del agua de
inyeccioacuten En este caso al no existir barreras sellantes se produce el paso del
trazador desde el inyector hacia los pozos productores lo que demuestra la
existencia de la interconexioacuten entre los pozos
Figura 43 Ventana que muestra los paraacutemetros del problema ingresados para la simulacioacuten
100
Ademaacutes de acuerdo con las curvas de respuesta el trazador apareceriacutea en el
pozo maacutes cercano (Auca-35) aproximadamente a los 600 diacuteas (1 antildeo 8 meses) a
partir de la inyeccioacuten Si se considera que la inyeccioacuten se realizoacute en enero 2007
el trazador podriacutea empezar a llegar en septiembre 2008 Del mismo modo para los
otros dos pozos el Auca-21 muestra que la curva se levanta a los 1600 diacuteas (4
antildeos 5 meses) y ni hablar del Auca-19 que seguacuten este modelo el trazador
arriba a los 6000 diacuteas (16 antildeos 5 meses) lo cual es demasiado tiempo
Esto se explica debido a que el arreglo del proyecto Auca no obedece a una malla
cerrada pues si se observa la ubicacioacuten de pozos no presenta una geometriacutea
regular puesto que la malla es demasiado abierta y las distancias entre pozos es
muy grande Por tanto el trazador podriacutea llegar al pozo maacutes cercano a los 600
diacuteas en el mejor de los casos ya que es muy probable que el trazador no
aparezca por ninguacuten lado debido a los problemas que se han venido presentando
y a que la malla estaacute desconfigurada
44 INGRESO DE LAS BARRERAS SELLANTES
Para los siguientes casos de la simulacioacuten se ingresaron las coordenadas
correspondientes a tres fallas ubicadas de acuerdo a la informacioacuten del mapa
geoloacutegico Estas tres fallas son las que maacutes podriacutean influir en el flujo del agua de
inyeccioacuten La figura 44 muestra las tres fallas que se tomaron en cuenta para la
simulacioacuten
Los puntos tomados para cada una de ellas fueron
FALLA X P1 (-425 0) y P2 (-500 -1500)
FALLA Y P1 (750 -1800) y P2 (940 0)
FALLA Z P1 (1800 -1800) y P2 (1600 2200)
De este modo puede simularse la presencia de barreras sellantes en el programa
de simulacioacuten A partir de esto se tienen los siguientes casos que consisten
solamente en la combinacioacuten de las fallas
101
FALLA X
FALLA Y
FALLA Z
Figura 44 Mapa de ubicacioacuten de las fallas consideradas en el programa de simulacioacuten
102
441 CASO 2 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
En este caso se considera que solo la falla X es sellante y a partir de esta
suposicioacuten se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo para lo cual se ingresan los
puntos de la falla X en el aacuterea de trabajo donde se encuentran ubicados los
pozos (figura 45)
El anexo 9 (caso 2) muestra el graacutefico de las liacuteneas de flujo donde se puede
observar que la barrera sellante hace que toda el agua inyectada se desplace
hacia el lado derecho del campo adquiriendo una buena interconexioacuten de los
pozos
442 CASO 3 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
Para este caso soacutelo la falla Y se considera como sellante y de este modo se
ubica esta falla en el campo de estudio del programa (figura 46)
Asiacute se obtiene el graacutefico de las liacuteneas de flujo que se muestra en el anexo 9 (caso
3) el cual indica el desplazamiento del agua de inyeccioacuten hacia la parte noreste y
oeste del campo La falla ldquoYrdquo impide la interconexioacuten con el pozo Auca-21 pues al
ser una barrera sellante no permite el paso del agua hacia ese pozo Sin
embargo esto no afecta la interconexioacuten con los otros pozos Auca-19 y Auca-35
Figura 45 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 2
103
443 CASO 4 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTANEAMENTE
Aquiacute se considera que ambas fallas son barreras sellantes (figura 47) y soacutelo la
falla X es no sellante Asiacute se obtienen las curvas de flujo como se muestra en el
anexo 9 (caso 4)
Figura 46 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y la barrera que actuacutea como sellante en el caso 3
Figura 47 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 4
104
Este graacutefico presenta una tendencia similar de flujo que en el caso anterior soacutelo
que aquiacute la barrera sellante ldquoZrdquo disminuye auacuten maacutes el flujo del agua de inyeccioacuten
hacia la parte derecha y maacutes bien direcciona todo el agua hacia el norte y oeste
del campo
444 CASO 5 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo
Para este caso (figura 48) las fallas ldquoXrdquo y ldquoZrdquo se consideran sellantes y la falla ldquoYrdquo
es no sellante dando como resultado el graacutefico del anexo 9 (caso 5) en donde se
observa que la presencia de ambas fallas hace que el agua se desplace hacia el
costado noreste y por la parte el sur del campo que se delimita entre ambas fallas
Esta combinacioacuten de las barreras no perjudica la interconexioacuten de los pozos y
maacutes bien encierra gran parte del agua hacia los pozos Auca-21 y Auca-35
445 CASO 6 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo
Esta combinacioacuten de las fallas ldquoXrdquo y ldquoYrdquo (figura 49) da como resultado el graacutefico
de las liacuteneas de flujo del Anexo 9 (caso 6) en el cual se observa como el agua se
direcciona casi en su totalidad hacia la parte norte y este del campo por el efecto
Figura 48 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 5
105
Figura 49 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 6
que ocasiona la barrera longitudinal ldquoXrdquo Ademaacutes la barrera ldquoYrdquo impide por
completo el paso del agua de inyeccioacuten hacia el pozo Auca-21
446 CASO 7 SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
Figura 410 Disposicioacuten de los pozos del arreglo y las barreras que actuacutean como sellantes en el caso 7
106
Este uacuteltimo caso (figura 410) muestra la influencia que produce la presencia de
las tres fallas en el desplazamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten El anexo 9
(caso 7) muestra una tendencia de flujo similar a la del caso anterior puesto que
como se observa el efecto de la falla ldquoYrdquo es casi el mismo que el de la
combinacioacuten de las fallas ldquoYrdquo y ldquoZrdquo con la uacutenica diferencia de que aquiacute hay menos
liacuteneas de flujo que se dirigen a la parte este del campo que en el caso anterior lo
cual corresponde a la incidencia de la falla ldquoZrdquo
La uacuteltima parte del Anexo 9 muestra las liacuteneas de corriente que corresponden al
arreglo de los pozos del Ensayo argentino
107
CAPIacuteTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
51 CONCLUSIONES
En la actualidad la teacutecnica de inyeccioacuten de trazadores radiactivos en el
yacimiento es una gran alternativa para comprender de mejor manera el
comportamiento dinaacutemico del agua de inyeccioacuten puesto que el trazador
inyectado actuacutea como un espiacutea que brinda informacioacuten de mucho valor que
puede ser usada en subsiguientes proyectos de recuperacioacuten secundaria
que se desee realizar en un campo determinado
La adecuada interpretacioacuten de el anaacutelisis de esta teacutecnica permite a los
ingenieros de yacimientos encontrar las direcciones preferenciales de
desplazamiento del agua de inyeccioacuten en el yacimiento confirmar la
existencia de fallas geoloacutegicas redefinir fallas como sellantes o no
sellantes detectar canalizaciones a lo largo de la distancia inyector-
productor entre otras
La aplicacioacuten de esta teacutecnica en el campo no produce una respuesta
inmediata sino que se requiere comuacutenmente entre un antildeo a dos o quizaacutes
maacutes tiempo dependiendo de la distancias entre pozos para obtener una
respuesta favorable
De todos los radiactivos empleados para un estudio de este tipo el tritio
constituye el de maacutes amplia utilizacioacuten en razoacuten de dos ventajas
principales el tratarse de un isoacutetopo del hidroacutegeno y en consecuencia
formar parte de la moleacutecula de agua y el ser un emisor beta de baja
energiacutea lo que hace praacutecticamente nulo el riesgo de irradiacioacuten
La cantidad de trazador a inyectarse depende directamente de la distancia
entre los pozos productores e inyector de las propiedades petrofiacutesicas del
yacimiento y del liacutemite de deteccioacuten del instrumental que se dispone
108
El buen desempentildeo de eacutesta teacutecnica requiere de la inyeccioacuten constante de
un caudal de agua que proporcione el empuje longitudinal al trazador a
traveacutes del reservorio para que asiacute eacuteste pueda arribar a los pozos
productores en los cuales se realiza el muestreo conforme al calendario
planificado
La medicioacuten de la cantidad de tritio en una muestra de agua se realiza en
base al principio de centelleo liacutequido que consiste en detectar la emisioacuten
de fotones luminosos que resulta de la interaccioacuten de las partiacuteculas beta
con los aacutetomos del coctel centellador que se antildeade a cada muestra de
agua Todo este proceso lo realiza el contador de centelleo liacutequido
Los datos de concentracioacuten de actividad correspondientes a cada muestra
realizada son de gran utilidad para la obtencioacuten de las curvas de paso del
trazador y las curvas de recuperacioacuten de trazador en cada uno de los
pozos productores El anaacutelisis de estas curvas permite obtener las
direcciones preferenciales de flujo en base al reparto de trazador entre los
distintos pozos
De acuerdo con los datos obtenidos del muestreo para cada pozo
productor y tanque de lavado del proyecto Auca (Anexo ) se observa
claramente que no se produce todaviacutea la aparicioacuten del trazador lo cual se
puede justificar por las siguientes razones
1 Las distancias entre los pozos productores y el inyector (1035 m 2038
m y 2974 m respectivamente) son demasiado grandes por lo que es
casi imposible definir lo que pueda ocurrir con el trazador en tales
condiciones de lejaniacutea
2 La existencia de barreras sellantes desconocidas ubicadas de manera
que impidan la interconexioacuten entre los pozos
3 La falta de una inyeccioacuten constante de agua que proporcione una fuerza
de empuje al trazador puesto que como se refleja en los reportes
(Anexo) la inyeccioacuten fue muy irregular sobretodo en el primer mes
luego de la inyeccioacuten donde la inyeccioacuten debioacute haber sido constante
109
Esto muestra una falta de diligencia en este proyecto pues en total
hubieron 10 diacuteas que se dejoacute de inyectar el agua en el mes de enero de
2007
4 La posibilidad de que el trazador se haya canalizado hacia otro sector
del reservorio o incluso pudo haberse producido una infiltracioacuten del
mismo hacia las capas inferiores esto debido a la mala inyeccioacuten del
agua
5 Una mala operacioacuten al momento de la inyeccioacuten del trazador en el pozo
Auca-12 o quizaacutes un error al inyectarse eacuteste en un estrato equivocado
6 La maacutes favorable de todas las razones que el trazador auacuten se esteacute
desplazando longitudinalmente en el yacimiento sin ninguacuten
inconveniente y se produzca una aparicioacuten posterior en alguno de los
pozos lo cual reflejariacutea un simple retardo en la respuesta del tritio tal
como lo reflejoacute la simulacioacuten realizada con el PORO TracerSim seguacuten
el cual el trazador arriba en 600 diacuteas al pozo maacutes cercano (Auca-35)
para lo cual habriacutea que seguir esperando su respuesta
Las lecturas de concentracioacuten de actividad que corresponden a las
muestras tomadas en el agua de riacuteo (Anexo) manifiestan que el trazador
no se ha infiltrado hacia el riacuteo como se supuso cuando se presentoacute la
anoacutemala presencia de trazador en el agua de inyeccioacuten Esto permite
concluir que la razoacuten de dicha anomaliacutea se debe a la contaminacioacuten de los
frascos del muestreo
De las curvas de respuesta para el ensayo Argentina se puede concluir
que
1 El paso del trazador hacia los pozos productores es un indicador de que
existe la interconexioacuten entre los pozos
2 El tiempo de respuesta del trazador es menor para los pozos
productores que estaacuten maacutes cerca del inyector obviamente dependiendo
de las propiedades del reservorio pues esto no se cumple en todos los
proyectos
110
3 La cantidad de trazador recuperado estaacute en funcioacuten de la concentracioacuten
de actividad neta obtenida en cada muestra y del caudal de produccioacuten
de agua del pozo
4 El reparto de agua inyectada entre los pozos productores es similar a la
distribucioacuten de trazador en cada uno de ellos
5 La recuperacioacuten total de trazador oscila entre el 30 y el 80 debido a
que hay una parte de tritio que se desplaza hacia puntos maacutes lejanos
del reservorio
El programa de simulacioacuten PORO TracerSim permite concluir que
1 Se prolonga auacuten maacutes el tiempo de respuesta del trazador en cada uno
de los pozos productores lo que significa que el proyecto de Auca no
puede concluir como estaba previsto para el final de 2008 sino que
habraacute que continuar monitoreando los pozos hasta obtener un
resultado
2 Si la barrera ldquoXrdquo es realmente sellante entonces ayuda en gran manera
a los trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua
puesto que direcciona todo el flujo hacia los pozos productores de
intereacutes Incluso la falla ldquoZrdquo que actuacutea como un liacutemite del flujo evitando
que se pierda el agua hacia otros sectores puede ser de ayuda Pero la
barrera ldquoYrdquo no ayuda en nada sino todo lo contrario porque incide
directamente en la interconexioacuten de los pozos productores que al igual
que el Auca-21 estaacuten ubicados al este de dicha falla
Personalmente la mejor de las opciones es el caso 5 de todos los
analizados
52 RECOMENDACIONES
Se recomienda
Realizar un estudio maacutes exhaustivo de las propiedades petrofiacutesicas y
estratigrafiacutea del yacimiento ya que muchos de los datos con los que se
trabajoacute para este Proyecto estaban desactualizados
111
Realizar siacutesmica 3D de alta resolucioacuten para mejorar el conocimiento del
campo y de sus regiones obteniendo asiacute un esquema de fallas completo
para cada formacioacuten que nos ayude en la interpretacioacuten estructural
Prolongar en dos antildeos o maacutes el seguimiento de este Proyecto de
aplicacioacuten de trazadores en Auca pues hasta ahora no se tiene ninguna
respuesta significativa ya que no se ha producido la aparicioacuten del trazador
Aplicar esta misma teacutecnica de inyeccioacuten de tritio utilizando otros pozos del
mismo campo o en otros campos pero esta vez definiendo una malla
cerrada y con distancias razonables (maacuteximo de 400 o 500 metros) para lo
cual se propone que se perforen pozos inyectores y no que se utilice
pozos productores obsoletos o que han dejado de producir para hacerlos
inyectores En definitiva buscar la excelencia al realizar este tipo de
trabajos para que se puedan obtener muy buenos resultados
Instruir a los ingenieros en reservorios en esta teacutecnica de inyeccioacuten de
trazadores puesto que tiene un gran futuro en su aplicacioacuten ya que
muchas empresas operadoras estaacuten entrando en la fase de Recuperacioacuten
Secundaria para lo cual necesitan recabar informacioacuten del desplazamiento
de fluidos en el reservorio
Tener un mayor cuidado a la hora de manejar los frascos usados para el
muestreo para asiacute prevenir una contaminacioacuten involuntaria que produzca
resultados anoacutemalos en las curvas de respuesta
Realizar un tratamiento por calentamiento y destilacioacuten con cada muestra
de agua para corregir la irregularidad de los valores considerados como
ldquofondordquo o ldquobackgroundrdquo
Perfeccionar el programa de simulacioacuten PORO TracerSim para que
considere otros paraacutemetros importantes y genere resultados maacutes oacuteptimos
112
REFERENCIAS BIBLIOGRAacuteFICAS
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2004) La Cuenca Oriente Geologiacutea y petroacuteleo
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probar la interconexioacuten de pozos en el Campo Sacha Tesis de grado
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bull COMISIOacuteN ECUATORIANA DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA Archivos Teacutecnicos del
Proyecto de aplicacioacuten de radiotrazadores en el Cam po Auca (2007)
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incrementar la produccioacuten mediante recuperacioacuten sec undaria por
inyeccioacuten de agua en el Campo Auca Sur Tesis de grado (EPN)
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httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesrecsechtm
bull ORGANISMO INTERNACIONAL DE ENERGIacuteA ATOacuteMICA ndash PROYECTO
ARCAL XLIII (Dic 2000) Aplicaciones industriales de radiotrazadores y
fuentes selladas de radiacioacuten
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httpwwwcinvestavmxcgseuprmanualcaldishtml
bull SOMARUGA Carlos Noldor SRL Estudio de transferencia entre pozos
petroliacuteferos httpwwwnoldorcomarnoldorwebdetallesyacimientozxpdf
bull UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO Facultad de Ingenieriacutea Curso
Regional de Capacitacioacuten Mecaacutenica de fluidos en yacimientos de
petroacuteleo y gas Argentina (2000)
113
ANEXOS
114
ANEXO 1
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENA ldquoTrdquo
115
ANEXO 2
CANALIZACIONES EN EL RESERVORIO
116
CANALIZACIONES
Cuando se realizan trabajos de recuperacioacuten secundaria por inyeccioacuten de agua es
muy posible que dicha agua inyectada no realice de manera eficaz el
desplazamiento de petroacuteleo sino que prefiera trasladarse a traveacutes de alguacuten
conducto que posea una gran permeabilidad A este conducto se lo conoce como
canalizacioacuten
La siguiente figura muestra como el agua de inyeccioacuten prefiere fluir a lo largo de
la canalizacioacuten sin efectuar el barrido por las capas saturadas de petroacuteleo
Esto representa un grave problema para los proyectos de inyeccioacuten de agua
puesto que no se estaacute cumpliendo el objetivo primordial que es el empuje del
petroacuteleo hacia los pozos productores Sin embargo con el uso de un radiotrazador
se puede determinar la presencia de canalizaciones en el reservorio
La presencia de una canalizacioacuten ocasionariacutea la aparicioacuten inmediata del trazador
en el pozo productor hacia el cual se dirige la canalizacioacuten Esta es la razoacuten de la
alta frecuencia de muestreo al inicio del proyecto puesto que se habla de pocos
117
diacuteas (de acuerdo a la distancia de los pozos) para que aparezca el trazador en el
pozo
Las figuras siguientes muestran el flujo del trazador en presencia de una
canalizacioacuten y sin ella
Ademaacutes es muy sencillo distinguir entre la curva de respuesta del paso de
trazador en presencia de una canalizacioacuten (figura)
118
0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000000
0002
0004
0006
0008
0010
0012
0014re
cupe
raci
on fr
acci
nal d
iaria
de
traz
ador
dias despues de la inyeccion
iquestCOacuteMO CORREGIR UN PROBLEMA DE CANALIZACIOacuteN
La manera mecaacutenica de hacerlo consiste en aislar la zona donde estaacute localizada la
canalizacioacuten para lo cual se debe instalar un packer adicional que cumpla con
dicha funcioacuten (figura)
El otro meacutetodo es realizar una inyeccioacuten de poliacutemeros para lo cual
Trazador canalizado
Trazador sin canalizar
119
bull Se inyecta agua al reservorio la cual se va a canalizar a lo largo de las capas
maacutes permeables
bull Luego se inyecta el poliacutemero requerido el cual tapona las capas sentildealadas por
el agua de inyeccioacuten
bull Finalmente el agua se desliza por las zonas que no habiacutean sido barridas
120
121
ANEXO 3
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DE TRAZADOR HACIA LOS POZOS PRODUCTORES
Curvas de paso de Trazador para valores de dispersividad de 03 m2 diacutea
y 0003 m2 diacutea
122
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-35
AUCA arena T PP-35Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 71331E-05 03 62175 dia1703413861
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 1035 1071225Volumen 392536 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
000001
000002
000003
000004
000005
000006
000007
000008
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 03
123
0
000005
00001
000015
00002
000025
00003
000035
00004
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 35Dispersividad = 0003
124
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO PRODUCTOR AU-21
AUCA arena T PP-21Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 18397E-05 03 241069 dia660462002
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2038 4153444Volumen 1521972 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000002
0000004
0000006
0000008
000001
0000012
0000014
0000016
0000018
000002
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 03
125
0
000002
000004
000006
000008
00001
000012
0 350 700 1050 1400 1750 2100 2450 2800 3150 3500
Act
ivid
ad (C
urio
s m
etro
cuacute
bico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 21Dispersividad = 0003
126
MODELACIOacuteN MATEMAacuteTICA DEL PASO DEL TRAZADOR PARA EL POZO
PRODUCTOR AU-19
AUCA arena T PP-19Modelo de Dispersion
Actividad Cref D1vx Tresid
(curios) 28 86393E-06 03 513351 dia1406440635
PARAMETROS POZO
Espesor capa (m) 5400 18 piesPorosidad 016Sw 027Distancia (m) 2974 8844676Volumen 3241010 m3Caudal de Inyeccion 4000 bd
631 m3diaActividad a Inyectar 2800 Ci
8400000 Bq
0
0000001
0000002
0000003
0000004
0000005
0000006
0000007
0000008
0000009
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacutebic
o)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 03
127
0
0000005
000001
0000015
000002
0000025
000003
0000035
000004
0000045
000005
0 700 1400 2100 2800 3500 4200 4900 5600 6300 7000
Act
ivid
ad (C
uri
os
met
ro c
uacuteb
ico
)
tiempo (diacuteas)
Paso del trazador Auca - 19Dispersividad = 0003
128
ANEXO 4
DIAGRAMA DE LA PLANTA DE INYECCIOacuteN DE AGUA DEL CAMPO AUCA
130
1 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE RIO
IacuteTEM CANTID DESCRIPCIOacuteN
1 1 Sistema de alimentacioacuten de hipoclorito
2 1 Sistema de alimentacioacuten de poliacutemero
3 3 Filtros flujo ascendente (Filtros USF modelo U-5)
4 1 Soplador de aire
5 1 Bomba de retrolavado
6 1 Torre de desoxigenacioacuten
7 2 Bombas de vaciacuteo
8 1 Bombas de transferencia de desoxigenacioacuten
9 1 Sistema de alimentacioacuten de biocida orgaacutenico
10 1 Sistema de alimentacioacuten eliminador de oxigeno
11 1 Tanque almacenamiento agua de riacuteo 1500 BBL
12 1 Sistema de alimentacioacuten de inhibidor de escala
13 1 Sistema control para agua formacioacuten y agua riacuteo 1500 BBL
2 SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE FORMACIOacuteN
IacuteTEM CANTIDAD DESCRIPCIOacuteN
1 1 Tanque de almacenamiento de agua formacioacuten 5000 BBL 2 1 Sistema de Bombas alimentacioacuten de quiacutemicos para flotacioacuten 3 1 Unidad de flotacioacuten (Hidrocelda USF modelo H-20D) 4 1 Bomba de transferencia 5 1 Bomba de recirculacioacuten 1 (En Hidrocelda)
6 1 Bomba de recirculacioacuten 2 (Tanque de retrolavado - tanque de almacenamiento) de agua de formacioacuten 5000 BBL
7 1 Filtro caacutescara de nuez (Filtro Autoshell modelo AWS-96) 8 1 Bomba de retrolavado 9 1 Tanque almacenamiento de agua de retrolavado 220 BBL 10 1 Tanque almacenamiento de agua tratada 5000 BBL
131
ANEXOS 5
CAUDALES DE AGUA INYECTADA MENSUALES DESDE ENERO 2007 A MARZO 2008
132
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 2700 2 4032 3 5357 4 0 5 2735 6 0 7 2243 8 0 9 3702 10 0 11 3269 12 4579 13 912 14 3487 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 3694 21 3277 22 0 23 891 24 0 25 3724 26 0 27 3928 28 0 29 1496 30 0
31 4846
PROMEDIO 1770
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 5010 3 480 4 5004 5 2243 6 4005 7 5265 8 4513 9 4622 10 2963 11 5890 12 5435 13 2576 14 1857 15 3227 16 4082 17 5160 18 5138 19 5140 20 5137 21 5467 22 5237 23 5306 24 5138 25 4573 26 5180 27 1423
28 2368
PROMEDIO 4016
133
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ABRIL 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5101 2 3689 3 2966 4 3503 5 4111 6 1124 7 931 8 3450 9 949 10 4001 11 5082 12 3668 13 4054 14 1786 15 4490 16 5050 17 4160 18 5200 19 5152 20 1427 21 2279 22 5012 23 5175 24 585 25 4268 26 2420 27 5181 28 5050 29 844
30 0
PROMEDIO 3357
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 5775 2 4439 3 625 4 2334 5 737 6 5369 7 5047 8 3085 9 1378 10 4695 11 4849 12 4363 13 4450 14 5172 15 0 16 3366 17 4575 18 3810 19 5003 20 1195 21 2118 22 5120 23 1232 24 2753 25 5161 26 5128 27 5105 28 5188 29 5008 30 2008
31 4966
PROMEDIO 3679
134
BARRILES INYECTADOS
POR DIA (AUCA-12)
MAYO 2007
DIA AGUA DE RIO 1 0 2 6135 3 5166 4 4070 5 1382 6 0 7 2336 8 1410 9 2328 10 0 11 2721 12 5154 13 5193 14 5134 15 4560 16 3117 17 1808 18 1808 19 1101 20 2700 21 5216 22 5084 23 3299 24 5099 25 5085 26 0 27 1870 28 5120 29 5240 30 5150
31 5500
PROMEDIO 3316
135
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JUNIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 5142 5142 2 5103 5103 3 2784 2784 4 2850 2850 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 1757 1757 9 6422 6422 10 5345 5345 11 2832 2832 12 1281 1281 13 820 820 14 2252 2252 15 1053 1053 16 2978 2978 17 5117 5117 18 5094 5094 19 5907 5907 20 1885 1885 21 2275 2275 22 0 0 23 0 0 24 3096 3096 25 1977 1566 3543 26 2606 1566 4172 27 2164 2035 4199 28 3184 1936 5120 29 4035 1860 5895 30 0 5528 5528
PROMEDIO 3082 Sin tren de agua de formacioacuten
136
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
JULIO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 5157 5157 2 4553 0 4553 3 3638 1603 5241 4 1801 3335 5136 5 0 5089 5089 6 0 4854 4854 7 2451 1975 4426 8 2906 1986 4892 9 2269 2851 5120 10 735 4425 5160 11 3557 886 4443 12 2709 2391 5100 13 1050 4113 5163 14 2826 2099 4925 15 2484 1896 4380 16 336 1902 2238 17 1146 0 1146 18 5095 0 5095 19 4338 0 4338 20 2141 0 2141 21 1519 1365 2884 22 3116 710 3826 23 3959 0 3959 24 1202 2895 4097 25 1995 2102 4097 26 2226 1906 4132 27 2467 1624 4091 28 1854 1993 3847 29 2660 1218 3878 30 4110 0 4110 31 658 3358 4016
PROMEDIO 4243
137
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
AGOSTO 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1367 2659 4026 2 1890 2230 4120 3 4197 0 4197 4 2127 2048 4175 5 2165 1105 3270 6 1684 1830 3514 7 1055 2147 3202 8 1900 2200 4100 9 1348 1475 2823 10 2596 0 2596 11 4080 0 4080 12 2322 1778 4100 13 2990 0 2990 14 4100 0 4100 15 4100 0 4100 16 1600 0 1600 17 810 0 810 18 2400 0 2400 19 3800 760 4560 20 3233 1887 5120 21 5120 0 5120 22 5110 0 5110 23 4890 0 4890 24 5088 0 5088 25 4876 0 4876 26 3598 1525 5123 27 2138 2872 5010 28 0 2756 2756 29 2769 2312 5081 30 4547 0 4547 31 658 3358 4016
PROMEDIO 3919
138
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
SEPTIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE
FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 1660 0 1660 2 3800 1675 5475 3 3481 2332 5813 4 290 3981 4271 5 0 3721 3721 6 1625 3216 4841 7 2725 2620 5345 8 1458 3792 5250 9 4400 1574 5974 10 0 1996 1996 11 5600 0 5600 12 2660 0 2660 13 5540 0 5540 14 2489 1983 4472 15 4132 533 4665 16 4199 0 4199 17 3578 1860 5438 18 4175 1477 5652 19 5528 0 5528 20 3443 2155 5598 21 837 4542 5379 22 1269 4173 5442 23 1727 3422 5149 24 1714 3694 5408 25 3916 1687 5603 26 1101 4419 5520 27 3662 1875 5537 28 2010 3045 5055 29 4197 440 4637 30 0 2400 2400
PROMEDIO 4794
139
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
OCTUBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 3481 3481 2 0 5730 5730 3 4446 1264 5710 4 1767 3356 5123 5 1981 3375 5356 6 1675 3726 5401 7 1523 3926 5449 8 0 4051 4051 9 2283 3007 5290 10 494 4598 5092 11 1151 2867 4018 12 0 5066 5066 13 957 3629 4586 14 1899 3206 5105 15 0 5177 5177 16 4540 293 4833 17 4920 0 4920 18 5180 0 5180 19 3616 1574 5190 20 1797 3303 5100 21 1484 3646 5130 22 4302 818 5120 23 504 4606 5110 24 2312 2838 5150 25 1224 3698 4922 26 949 3925 4874 27 1497 3666 5163 28 875 4260 5135 29 1117 3955 5072 30 3698 1300 4998 31 0 3358 3358
PROMEDIO 4964
140
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
NOVIEMBRE 2007
DIA AGUA DE
RIO AGUA DE FORMACION TOTAL
INYECTADO 1 4476 690 5166 2 1489 3554 5043 3 1478 3530 5008 4 1610 3534 5144 5 0 5110 5110 6 2989 2051 5040 7 2992 2474 5466 8 3869 1500 5369 9 2838 2178 5016 10 904 4133 5037 11 1741 3256 4997 12 1954 3064 5018 13 0 5110 5110 14 1607 3403 5010 15 3289 1778 5067 16 2273 0 2273 17 0 0 0 18 2566 0 2566 19 3231 0 3231 20 5073 0 5073 21 5160 0 5160 22 2863 2102 4965 23 2957 2220 5177 24 2562 2546 5108 25 2780 2203 4983 26 0 0 0 27 0 0 0 28 0 0 0 29 0 0 0 30 0 0 0
PROMEDIO 3838
141
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
DICIEMBRE 2007
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 0 2820 2820 2 2100 3000 5100 3 4107 1020 5127 4 927 4173 5100 5 1755 3420 5175 6 1695 3489 5184 7 2966 2168 5134 8 2460 2633 5093 9 0 5090 5090 10 1799 3313 5112 11 2878 2243 5121 12 2012 3166 5178 13 2251 2742 4993 14 2035 3092 5127 15 3476 1744 5220 16 2126 2920 5046 17 1420 3597 5017 18 0 5168 5168 19 3110 1689 4799 20 1463 3740 5203 21 1241 3909 5150 22 0 5115 5115 23 0 4287 4287 24 2254 2784 5038 25 3620 1434 5054 26 1166 2540 3706 27 3440 1658 5098 28 157 4891 5048 29 423 4761 5184 30 1665 3474 5139 31 1821 3339 5160
PROMEDIO 4961
142
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
ENERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 2398 2050 4448 2 933 4193 5126 3 2106 2953 5059 4 1460 3650 5110 5 3581 0 3581 6 2034 0 2034 7 5200 0 5200 8 1234 3876 5110 9 1690 3451 5141 10 3134 2008 5142 11 991 3315 4306 12 1661 3439 5100 13 3250 1874 5124 14 1832 3268 5100 15 558 3401 3959 16 2394 2396 4790 17 5250 786 6036 18 4473 698 5171 19 5163 0 5163 20 5120 0 5120 21 2168 2962 5130 22 2320 2639 4959 23 2035 2961 4996 24 3100 1894 4994 25 2912 2256 5168 26 3510 1533 5043 27 1288 3665 4953 28 2619 2475 5094 29 2635 2490 5125 30 1318 3843 5161 31 1434 3666 5100
PROMEDIO 4888
143
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
FEBRERO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 1873 3215 5088 2 729 4083 4812 3 1764 3351 5115 4 2852 4413 7265 5 995 2694 3689 6 1276 3910 5186 7 2693 2447 5140 8 738 4269 5007 9 0 3777 3777 10 1318 3686 5004 11 298 3660 3958 12 0 5143 5143 13 1151 3352 4503 14 2376 2680 5056 15 3337 1779 5116 16 1197 3843 5040 17 2728 2301 5029 18 561 4613 5174 19 4668 433 5101 20 2916 1909 4825 21 900 4300 5200 22 0 5150 5150 23 1000 4100 5100 24 2522 2668 5190 25 1590 3610 5200 26 897 4239 5136 27 216 3957 4173 28 772 4412 5184 29 1761 3207 4968
PROMEDIO 4977
144
BARRILES INYECTADOS POR DIA (AUCA-12)
MARZO 2008
DIA AGUA DE RIO AGUA DE FORMACION TOTAL INYECTADO 1 885 4275 5160 2 1435 3701 5136 3 1995 3147 5142 4 613 4550 5163 5 1046 4111 5157 6 1083 4049 5132 7 1266 3830 5096 8 911 4283 5194 9 611 3729 4340 10 2301 2859 5160 11 1763 3352 5115 12 1718 3407 5125 13 250 4042 4292 14 3903 1197 5100 15 3399 1711 5110 16 550 4569 5119 17 2444 2706 5150 18 1751 3365 5116 19 583 4529 5112 20 805 4331 5136 21 703 4193 4896 22 1872 3264 5136 23 1788 3352 5140 24 681 4467 5148 25 1456 3680 5136 26 2073 2969 5042 27 1923 3017 4940 28 1371 3653 5024 29 3933 1163 5096 30 3438 0 3438 31 0 2752 2752
PROMEDIO 4929
RESUMEN DE LOS BARRILES DE AGUA INYECTADA EN EL PER IODO ENERO 2007 A MARZO 2008
MES BARRILES DE AGUA
INYECTADA (PROMEDIO)
NUMERO DE DIAS SIN INYECTAR
Enero 1770 14 Febrero 4016 1 Marzo 3679 1 Abril 3357 0 Mayo 3316 4 Junio 3082 5 Julio 4243 0
Agosto 3919 0 Septiembre 4794 0
Octubre 4964 0 Noviembre 3838 6 Diciembre 4961 0
Enero 4888 0 Febrero 4977 0 Marzo 4929 0
PROMEDIO 4049
146
ANEXO 6
CALENDARIO DE MUESTREO DE ENERO 2007 A MARZO 2008
147
CALENDARIO DE MUESTREO
ANtildeO 2007
ENEROL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
FEBREROL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28
MARZOL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30 31
ABRILL M M J V S D30 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
MAYOL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
JUNIOL M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29 30
JULIOL M M J V S D30 31 12 3 4 5 6 7 89 10 11 12 13 14 1516 17 18 19 20 21 2223 24 25 26 27 28 29
AGOSTOL M M J V S D
1 2 3 4 56 7 8 9 10 11 1213 14 15 16 17 18 1920 21 22 23 24 25 2627 28 29 30 31
SEPTIEMBREL M M J V S D
1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
OCTUBREL M M J V S D1 2 3 4 5 6 78 9 10 11 12 13 1415 16 17 18 19 20 2122 23 24 25 26 27 2829 30 31
NOVIEMBREL M M J V S D
1 2 3 45 6 7 8 9 10 1112 13 14 15 16 17 1819 20 21 22 23 24 2526 27 28 29 30
DICIEMBREL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
ANtildeO 2008
ENEROL M M J V S D
1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 22 23 24 25 26 2728 29 30 31
FEBRERO L M M J V S D
1 2 34 5 6 7 8 9 1011 12 13 14 15 16 1718 19 20 21 22 23 2425 26 27 28 29
MARZOL M M J V S D31 1 23 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 1617 18 19 20 21 22 2324 25 26 27 28 29 30
148
ANEXO 7
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO EN CADA PUNTO DE MONITOREO Y
CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR Y TANQUE DE LAVADO
PROYECTO ldquoAUCArdquo
149
FECHA VIAL No dias LECT10012007 6 0 1295712012007 13 2 1220716012007 20 6 sin inyeccioacuten18012007 27 8 sin inyeccioacuten23012007 34 13 sin inyeccioacuten25012007 41 15 sin inyeccioacuten30012007 48 20 14701022007 55 22 7706022007 62 27 sin inyeccioacuten08022007 69 29 sin inyeccioacuten13022007 76 34 sin inyeccioacuten15022007 83 36 10720022007 90 41 022022007 97 43 13727022007 104 48 4701032007 111 50 4706032007 118 55 7708032007 125 57 1713032007 132 62 sin inyeccioacuten15032007 139 64 020032007 146 69 3622032007 153 71 0627032007 160 76 2629032007 167 78 4603042007 173 83 0605042007 178 85 2610042007 183 90 012042007 188 92 017042007 193 97 51619042007 198 99 024042007 204 104 9926042007 209 106 001052007 214 111 187703052007 219 113 104808052007 224 118 sin inyeccioacuten10052007 229 120 sin inyeccioacuten15052007 234 125 180817052007 239 127 sin inyeccioacuten22052007 244 132 241824052007 249 134 103829052007 254 139 25231052007 259 141 49205062007 264 146 37207062007 269 148 44212062007 274 153 24219062007 279 160 sin inyeccioacuten26062007 284 167 11203072007 289 174 72210072007 294 181 sin inyeccioacuten17072007 299 188 112
CAMPO AUCA
POZO 12
150
FECHA VIAL No dias LECT24072007 304 195 8231072007 309 202 7207082007 314 209 14214082007 319 216 13221082007 324 223 25628082007 329 230 6605092007 334 238 14118092007 339 251 2109102007 344 272 15123102007 349 286 8106112007 354 300 11120112007 359 314 21111122007 364 335 18208012008 369 363 5512022007 374 398 65
151
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
152
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
153
FECHA VIAL No dias LECT10012007 3 0 88060612012007 10 2 28984716012007 17 6 197718012007 24 8 30723012007 31 13 14725012007 38 15 26730012007 45 20 158701022007 52 22 199706022007 59 27 10708022007 66 29 12713022007 73 34 3715022007 80 36 24720022007 87 41 51722022007 94 43 38727022007 101 48 20701032007 108 50 25706032007 115 55 18708032007 122 57 12713032007 129 62 20315032007 136 64 18620032007 143 69 20622032007 150 71 12627032007 157 76 1629032007 164 78 11603042007 170 83 7605042007 175 85 17610042007 180 90 10612042007 185 92 19617042007 190 97 16619042007 195 99 14624042007 201 104 026042007 206 106 0901052007 211 111 9803052007 216 113 9808052007 221 118 010052007 226 120 7815052007 231 125 4817052007 236 127 13822052007 241 132 10824052007 246 134 8829052007 251 139 12231052007 256 141 20205062007 261 146 35207062007 266 148 13212062007 271 153 23219062007 276 160 10226062007 281 167 16203072007 286 174 18210072007 291 181 13217072007 296 188 142
CAMPO AUCA
POZO 19
154
FECHA VIAL No dias LECT24072007 301 195 11231072007 306 202 12207082007 311 209 35214082007 316 216 6221082007 321 223 16628082007 326 230 38605092007 331 238 4118092007 336 251 2109102007 341 272 6123102007 346 286 14106112007 351 300 1120112007 356 314 14111122007 360 335 19208012008 366 363 012022007 371 398 311032008 376 426 56
155
FECHA VIAL No dias LECT10012007 2 0 18551712012007 9 2 49603716012007 16 6 213718012007 23 8 66723012007 30 13 28725012007 37 15 65730012007 44 20 413701022007 51 22 492706022007 58 27 34708022007 65 29 8713022007 72 34 31715022007 79 36 35720022007 86 41 107722022007 93 43 53727022007 100 48 46701032007 107 50 27706032007 114 55 2708032007 121 57 19713032007 128 62 21315032007 135 64 20620032007 142 69 28622032007 149 71 3627032007 156 76 11629032007 163 78 14603042007 169 83 8605042007 174 85 14610042007 179 90 17612042007 184 92 24617042007 189 97 55619042007 194 99 48624042007 200 104 10826042007 205 106 0801052007 210 111 7803052007 215 113 10808052007 220 118 010052007 225 120 8815052007 230 125 7817052007 235 127 12822052007 240 132 22824052007 245 134 3829052007 250 139 45231052007 255 141 25205062007 260 146 49207062007 265 148 37212062007 270 153 44219062007 275 160 24226062007 280 167 30203072007 285 174 42210072007 290 181 17217072007 295 188 282
CAMPO AUCA
POZO 35
156
FECHA VIAL No dias LECT24072007 300 195 8231072007 305 202 23207082007 310 209 14214082007 315 216 17221082007 320 223 21628082007 325 230 18605092007 330 238 15118092007 335 251 23109102007 340 272 12123102007 345 286 15106112007 350 300 28120112007 355 314 18111122007 360 335 19208012008 365 363 012022007 370 398 1311032008 375 426 201
157
FECHA VIAL No dias LECT10012007 4 0 30374712012007 11 2 21379716012007 18 6 40718012007 25 8 26723012007 32 13 8725012007 39 15 17730012007 46 20 137701022007 53 22 170706022007 60 27 21708022007 67 29 34713022007 74 34 13715022007 81 36 18720022007 88 41 18722022007 95 43 13727022007 102 48 25701032007 109 50 26706032007 116 55 12708032007 123 57 19713032007 130 62 10315032007 137 64 3620032007 144 69 14622032007 151 71 22627032007 158 76 10629032007 165 78 2603042007 171 83 5605042007 176 85 17610042007 181 90 13612042007 186 92 4617042007 191 97 18619042007 196 99 16624042007 202 104 16926042007 207 106 5901052007 212 111 23803052007 217 113 14808052007 222 118 8810052007 227 120 4815052007 232 125 28817052007 237 127 28822052007 242 132 6824052007 247 134 5829052007 252 139 19231052007 257 141 25205062007 262 146 8207062007 267 148 28212062007 272 153 29219062007 277 160 24226062007 282 167 43203072007 287 174 34210072007 292 181 27217072007 297 188 252
CAMPO AUCA
POZO 21
158
FECHA VIAL No dias LECT24072007 302 195 22231072007 307 202 26207082007 312 209 17214082007 317 216 14221082007 322 223 31628082007 327 230 26605092007 332 238 14118092007 337 251 26109102007 342 272 023102007 347 286 8106112007 352 300 22120112007 357 314 28111122007 362 335 25208012008 367 363 1412022007 372 398 5511032008 377 426 191
159
FECHA VIAL No dias LECT10012007 5 0 856712012007 12 2 406716012007 19 6 2718012007 26 8 14723012007 33 13 30725012007 40 15 14730012007 47 20 13701022007 54 22 6706022007 61 27 14708022007 68 29 4713022007 75 34 16715022007 82 36 14720022007 89 41 6722022007 96 43 11727022007 103 48 14701032007 110 50 15706032007 117 55 11708032007 124 57 14713032007 131 62 2015032007 138 64 5620032007 145 69 1622032007 152 71 11627032007 159 76 6629032007 166 78 9603042007 172 83 11605042007 177 85 5610042007 182 90 26612042007 187 92 1617042007 192 97 21619042007 197 99 10624042007 203 104 7726042007 208 106 001052007 213 111 7803052007 218 113 5808052007 223 118 13810052007 228 120 0815052007 233 125 8817052007 238 127 20822052007 243 132 5824052007 248 134 9829052007 253 139 24231052007 258 141 18205062007 263 146 24207062007 268 148 15212062007 273 153 13219062007 278 160 14226062007 283 167 27203072007 288 174 43210072007 293 181 7217072007 298 188 192
CAMPO AUCA
TANQUE DE LAVADO
160
FECHA VIAL No dias LECT24072007 303 195 10231072007 308 202 19207082007 313 209 7214082007 318 216 30221082007 323 223 19628082007 328 230 10605092007 333 238 13118092007 338 251 14109102007 343 272 9123102007 348 286 21106112007 353 300 12120112007 358 314 8111122007 363 335 15208012008 368 363 10512022007 373 398 10511032008 378 426 91
161
DATOS DE CONTROL EXTRA (cpm)
Fecha Agua de formacioacuten Agua de riacuteo 31072007 231 162 07082007 386 166 28082007 256 456 05092007 221 141 09102007 81 181 23102007 81 11 11122007 52 72 08012008 83 66 12022007 91 115 11032008 147 36
162
ANEXO 8
LECTURAS OBTENIDAS A PARTIR DEL MUESTREO REALIZADO Y CURVAS DE RESPUESTA PARA CADA POZO PRODUCTOR
Curvas de paso del trazador
Curvas de trazador recuperado
ENSAYO ARGENTINA
163
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 6795 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 320 BqLDesviacuteo del fondo 68 BqLLiacutemite 658 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 27 -518112003 3 376 000 21 -1123112003 8 512 000 30 -202122003 17 273 000 32 009122003 24 199 000 37 516122003 31 355 000 33 123122003 38 432 000 44 1203012004 49 456 000 31 -112012004 58 378 000 39 719012004 65 516 000 51 1927012004 73 279 000 44 1206022004 83 391 000 57 2514022004 91 545 000 61 2925022004 102 545 000 54 2202032004 108 631 000 62 3011032004 117 476 000 66 3420032004 126 555 000 61 29
Datos (BqL)
0350
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL)Respuesta
00
00
164
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 000 79 4707042004 144 482 001 94 6215042004 152 544 001 112 8022042004 159 636 002 197 16529042004 166 712 004 243 21103052004 170 834 006 291 25911052004 178 758 009 374 34220052004 187 637 013 461 42927052004 194 817 018 517 48505062004 203 757 023 329 29713062004 211 698 027 465 43320062004 218 532 030 693 66103072004 231 724 043 817 78516072004 244 869 061 936 90429072004 257 553 074 1070 103811082004 270 768 094 1139 110724082004 283 913 121 1368 133606092004 296 1132 161 1538 150619092004 309 1194 209 1811 177902102004 322 1082 258 1947 191515102004 335 1037 309 2105 207328102004 348 932 356 2042 201010112004 361 893 399 1922 189023112004 374 910 440 1798 176606122004 387 887 479 1734 170219122004 400 772 511 1687 165501012005 413 788 543 1644 161214012005 426 798 574 1567 153527012005 439 762 604 1608 157610022005 453 731 633 1376 134424022005 467 785 657 948 91616032005 487 777 683 871 83930032005 501 763 698 643 611
Datos (BqL)Respuesta
1441984904660
21211998187118071760171816391686
1576186620122183
939108011541396
306447684813
266352442500
6382169216
48
Conc de trazador (BqL)
165
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 746 707 312 28027042005 529 750 713 276 24418052005 550 766 718 113 8108062005 571 743 720 82 5029062005 592 772 720 61 2920072005 613 813 720 53 2110082005 634 826 720 58 26
RespuestaConc de trazador (BqL)
5500
303265
Datos (BqL)
0
88
166
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-119 Produccioacuten promedio 10279 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 397 BqLDesviacuteo del fondo 41 BqLLiacutemite 604 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 545 000 32 -818112003 3 631 000 37 -323112003 8 476 000 43 302122003 17 555 000 41 109122003 24 634 000 39 -116122003 31 482 000 40 023122003 38 544 000 46 603012004 49 636 000 49 912012004 58 712 000 55 1519012004 65 834 000 58 1827012004 73 758 000 52 1206022004 83 637 000 71 3114022004 91 817 001 89 4925022004 102 545 001 105 6502032004 108 631 002 235 19511032004 117 476 004 387 34720032004 126 555 008 456 416
66199354424
003250
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
167
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 634 012 517 47707042004 144 714 019 670 63015042004 152 931 028 749 70922042004 159 1025 039 881 84129042004 166 1067 051 991 95103052004 170 1170 060 1156 111611052004 178 985 077 1307 126720052004 187 932 099 1567 152727052004 194 964 120 1840 180005062004 203 1041 152 1937 189713062004 211 1057 184 2154 211420062004 218 532 199 2263 222303072004 231 724 239 2401 236116072004 244 869 290 2514 247429072004 257 553 325 2739 269911082004 270 768 377 2929 288924082004 283 913 443 3006 296606092004 296 1132 525 3029 298919092004 309 1194 610 2842 280202102004 322 1082 682 2615 257515102004 335 1037 744 2371 233128102004 348 1245 813 2183 214310112004 361 1167 876 2271 223123112004 374 1346 945 1966 192606122004 387 1275 1002 1703 166319122004 400 1369 1054 1428 138801012005 413 1568 1108 1392 135214012005 426 1731 1164 1278 123827012005 439 1647 1212 1134 109410022005 453 1452 1251 915 87524022005 467 1573 1284 716 67616032005 487 1582 1323 651 61130032005 501 1561 1346 503 463
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
500
1171939727659
1765147714411322
2455226123592041
3099312929392706
2447256928083012
1855195821842299
976114613031572
487644726862
168
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1672 1365 429 38927042005 529 1635 1382 375 33518052005 550 1647 1402 294 25408062005 571 1651 1413 119 7929062005 592 1568 1413 37 -320072005 613 1682 1413 0 -4010082005 634 1426 1413 0 -40
Datos (BqL)Respuesta
87000
421364277
Conc de trazador (BqL)
169
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 10353 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 849 BqLDesviacuteo del fondo 67 BqLLiacutemite 1185 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 482 000 78 -718112003 3 544 000 73 -1223112003 8 636 000 91 602122003 17 712 000 87 209122003 24 834 000 83 -216122003 31 758 000 89 423122003 38 637 000 93 803012004 49 817 000 97 1212012004 58 545 000 112 2719012004 65 631 000 104 1927012004 73 476 000 92 706022004 83 555 000 78 -714022004 91 634 000 85 025022004 102 714 000 93 802032004 108 931 000 107 2211032004 117 1025 000 113 2820032004 126 1067 000 117 32
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
170
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1170 000 121 3607042004 144 985 000 112 2715042004 152 932 001 137 5222042004 159 964 003 381 29629042004 166 1041 008 525 44003052004 170 1057 011 429 34411052004 178 532 014 576 49120052004 187 724 021 678 59327052004 194 869 028 852 76705062004 203 553 036 968 88313062004 211 768 047 1045 96020062004 218 913 059 1240 115503072004 231 1132 093 1427 134216072004 244 1194 137 1781 169629072004 257 1082 186 2063 197811082004 270 1037 234 1879 179424082004 283 1245 295 2319 223406092004 296 1167 362 2571 248619092004 309 1346 447 2716 263102102004 322 1275 530 2783 269815102004 335 1369 613 2281 219628102004 348 1568 682 1470 138510112004 361 1731 732 1012 92723112004 374 1647 759 487 40206122004 387 1452 782 938 85319122004 400 1423 807 648 56301012005 413 1396 821 360 27514012005 426 1384 832 461 37627012005 439 1315 849 724 63910022005 453 1293 863 266 18124022005 467 1256 868 149 6416032005 487 1274 877 403 31830032005 501 1278 884 141 56
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
61
68419469343
906599293402
23121461980426
2334260227592835
1391176120581870
790911992
1195
452353505610
37053303
171
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1265 884 97 1227042005 529 1282 885 177 9218052005 550 1165 885 114 2908062005 571 1243 885 81 -429062005 592 1231 885 69 -1620072005 613 1273 885 37 -4810082005 634 1183 885 51 -34
Datos (BqL)Respuesta
0000
01000
Conc de trazador (BqL)
172
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-124 Produccioacuten promedio 14472 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 236 BqLDesviacuteo del fondo 136 BqLLiacutemite 914 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 724 000 7 -1718112003 3 869 000 11 -1323112003 8 553 000 9 -1502122003 17 768 000 36 1209122003 24 913 000 43 1916122003 31 1132 000 25 123122003 38 1194 000 34 1003012004 49 1082 000 57 3312012004 58 1037 000 83 5919012004 65 1245 000 79 5527012004 73 1167 000 64 4006022004 83 1346 000 21 -314022004 91 1275 000 37 1325022004 102 1369 000 47 2302032004 108 1568 000 84 6011032004 117 1731 000 86 6220032004 126 1647 002 192 168
000
172
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
173
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 1452 007 254 23107042004 144 1423 015 450 42615042004 152 1396 025 524 50122042004 159 1384 035 624 60029042004 166 1315 046 733 71003052004 170 1293 051 406 38211052004 178 1256 058 361 33720052004 187 1274 070 829 80527052004 194 1278 091 1747 172305062004 203 1265 130 2035 201113062004 211 1346 171 2091 206720062004 218 1275 207 2244 222003072004 231 1369 282 2367 234316072004 244 1568 374 2504 248029072004 257 1731 480 2551 252711082004 270 1647 578 2369 234524082004 283 1452 659 2245 222106092004 296 1573 748 2415 239119092004 309 1582 846 2672 264802102004 322 1561 947 2679 265515102004 335 1672 1059 2783 275928102004 348 1635 1171 2811 278710112004 361 1647 1285 2837 281323112004 374 1651 1401 2872 284806122004 387 1568 1517 3119 309519122004 400 1734 1649 3075 305101012005 413 1821 1785 2955 293114012005 426 1761 1907 2618 259427012005 439 1785 2017 2376 235210022005 453 1811 2117 1735 171124022005 467 1773 2191 1432 140816032005 487 1794 2274 993 96930032005 501 1803 2312 617 593
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
641
2517183515141045
3286324531242770
2906294129743017
2320250327782791
2428257526302445
1776207521362296
728393347829
235436512615
174
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 1735 2337 457 43327042005 529 1784 2352 205 18118052005 550 1656 2361 119 9508062005 571 1735 2376 348 32429062005 592 1625 2376 78 5420072005 613 1782 2376 83 5910082005 634 1659 2376 29 5
Datos (BqL)Conc de trazador (BqL)
354000
469197104
Respuesta
175
ENSAYO ARGENTINA CON TR AZADORES
Empresa CAPSAYacimiento ZXPozo inyector G-12Capa 1 y 2Pozo productor K-113 Produccioacuten promedio 5657 m3diacuteaFecha de inyeccioacuten 15112003Actividad inyectada 15 Ci
Fondo promedio 461 BqLDesviacuteo del fondo 85 BqLLiacutemite 888 BqL
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
15112003 0 285 000 33 -1318112003 3 276 000 41 -523112003 8 262 000 38 -802122003 17 314 000 57 1109122003 24 332 000 55 916122003 31 296 000 46 023122003 38 355 000 53 703012004 49 328 000 18 -2912012004 58 355 000 60 1419012004 65 279 000 34 -1227012004 73 245 000 50 306022004 83 264 000 21 -2514022004 91 332 000 33 -1325022004 102 371 000 81 3502032004 108 545 000 17 -2911032004 117 476 000 86 3920032004 126 434 000 72 26
0000
0000
00
0000
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
0
00
176
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
28032004 134 471 000 37 -907042004 144 493 000 51 515042004 152 542 000 68 2222042004 159 544 000 113 6729042004 166 531 001 92 4603052004 170 526 001 85 3911052004 178 567 001 121 7520052004 187 517 002 259 21327052004 194 544 004 316 27005062004 203 532 007 472 42613062004 211 576 012 693 64720062004 218 531 016 684 63803072004 231 538 023 461 41516072004 244 546 028 359 31329072004 257 553 031 273 22711082004 270 632 037 511 46524082004 283 641 043 358 31206092004 296 673 051 687 64119092004 309 717 069 1468 142202102004 322 728 098 1914 186815102004 335 738 136 2281 223528102004 348 722 175 2201 215510112004 361 758 216 2319 227323112004 374 714 256 2254 220806122004 387 739 296 2176 213019122004 400 788 339 2359 231301012005 413 798 381 1905 185914012005 426 762 416 1862 181627012005 439 731 450 2031 198510022005 453 785 488 1626 158024022005 467 777 519 1432 138616032005 487 763 551 801 75530032005 501 746 566 721 675
Conc de trazador (BqL) Datos (BqL)Respuesta
729
212416941489814
2261246019811939
2353227424032339
32667114911963
430325236485
278439668660
47077219
00069
177
Tiempo Caudal Act ()Fecha Diacuteas m3diacutea Acumulada Bruta Neta
13042005 515 750 577 458 41227042005 529 766 589 824 77818052005 550 743 610 617 57108062005 571 772 626 472 42629062005 592 763 637 369 32320072005 613 721 643 115 6910082005 634 758 643 72 26
Datos (BqL)Respuesta
465354760
446844621
Conc de trazador (BqL)
178
ANEXO 9
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA CADA UNO DE LOS CASOS SUPUESTOS
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
179
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-35 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
180
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-21 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
181
CURVA DE PASO DEL TRAZADOR POR EL PP-19 DE ACUERDO AL PROGRAMA DE SIMULACIOacuteN PORO TracerSim
182
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO UNO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE NO EXISTEN FALLAS O LAS BARRERAS SON NO SELLANTES
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
183
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
CASO DOS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoXrdquo
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
184
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO TRES
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE SOacuteLO ACTUacuteA LA FALLA ldquoYrdquo
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CUATRO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoYrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
185
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO CINCO
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoZrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
186
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SEIS
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS FALLAS ldquoXrdquo Y ldquoYrdquo SIMULTAacuteNEAMENTE
187
0
0
500 200015001000
1000
2000
3000
- 1000
- 1000
- 2000
- 2000 - 1500 - 500
PP-19
PI-12
PP-21
PP-35
CASO SIETE
SUPOSICIOacuteN EN LA QUE ACTUacuteAN LAS TRES FALLAS ldquoXrdquo ldquoYrdquo ldquoZrdquo
188
K-116
G-12K-124
K-119 K-117
K-113
LIacuteNEAS DE FLUJO PARA EL ENSAYO ARGENTINA
189
ANEXO 10
EXPLICACIOacuteN DEL PROGRAMA PORO TracerSim 10
190
iquestCUAacuteL ES SU ESPACIO DE TRABAJO
PORO TracerSim permite el uso de un espacio de trabajo que es el campo en el
cual estaacuten ubicados los pozos y las fallas La determinacioacuten de este espacio es
simple soacutelo hay que ingresar las coordenadas que limitan el aacuterea de trabajo en
los cuadros de texto
El aacuterea de trabajo puede ser modificada faacutecilmente cuando se requiera hacerlo
Otra manera de modificar el espacio de trabajo es haciendo click en el siguiente
iacutecono
Con lo cual se despliega el siguiente cuadro de diaacutelogo donde usted puede
cambiar los valores del espacio de trabajo
Xmax Xmin
Ymax
Ymin
191
iquestCOacuteMO SE INGRESAN LOS POZOS DEL ARREGLO
Para insertar un pozo sea PRODUCTOR o INYECTOR debe hacer click en el
iacutecono correspondiente de la barra de elementos a la izquierda de la pantalla
192
Con esto aparece un cuadro de diaacutelogo donde debe ingresar los siguientes datos
bull El caudal del pozo (dependiendo si el pozo es PRODUCTOR o
INYECTOR)
bull Posicioacuten en X
bull Posicioacuten en Y
No es necesario ingresar las posiciones en X y Y con el teclado usted puede
hacer click con el mouse en cualquier lugar del espacio de trabajo o campo y
cambiaraacuten automaacuteticamente los valores en el cuadro de diaacutelogo Usted puede
seguir las coordenadas en las que se encuentra el puntero del mouse con el
indicador de posicioacuten
Una vez escritos los valores debe hacer click en aceptar y asiacute seraacute insertado el
elemento Ademaacutes aparece una imagen en el lugar que le corresponde dentro del
espacio de trabajo o campo la misma que permite diferenciar si el pozo es
PRODUCTOR o INYECTOR
PRODUCTOR
INYECTOR
Indicador de posicioacuten
193
iquestCOacuteMO SE ELIMINAN LOS POZOS INSERTADOS
Usted debe hacer click derecho en la imagen que corresponde al pozo que desea
borrar con lo cual aparece el siguiente menuacute que permite eliminar el pozo
seleccionado
iquestCOacuteMO ENMENDAR LOS POZOS INSERTADOS
Para modificar un pozo ya insertado solo debe hacer click en la imagen del pozo
para abrir el mismo cuadro con el que se insertaron los pozos Asiacute puede
modificar aquellos valores que quiera corregir y luego hacer click en Aceptar
iquestCOacuteMO INSERTAR MODIFICAR Y REMOVER LAS FALLAS
Usted debe hacer click en el botoacuten Fallas y apareceraacute el siguiente cuadro
Este cuadro muestra una lista de las fallas insertadas en el campo o espacio de
trabajo hacienda click en el botoacuten Nueva falla aparece el siguiente cuadro
194
Las fallas se insertan de manera similar a los pozos escribiendo las coordenadas
de dos puntos que definan la liacutenea de la falla en el cuadro anterior Para utilizar el
mouse en lugar de ingresar las coordenadas en el cuadro debe hacer click en la
Posicioacuten X del Punto 1 y luego hacer click en la posicioacuten del campo o espacio de
trabajo Asiacute se escribiraacute automaacuteticamente los valores de X y Y
Para insertar el Punto 2 debe hacer click en la Posicioacuten X del punto 2 y luego
hacer lo mismo que para el primer punto Se puede cambiar los valores las veces
que sean necesarias hasta encontrar la posicioacuten correcta de la falla En el campo
o espacio de trabajo aparece la siguiente imagen
Para eliminar una falla ya insertada debe hacer click en la falla correspondiente
de la lista de fallas y luego en el botoacuten Eliminar del mismo cuadro
Para modificar una falla ya existente debe hacer doble click en la falla
correspondiente de la lista de fallas o seleccionar con un click la falla y luego el
botoacuten Modificar con el que apareceraacute el mismo cuadro que se utilizoacute para insertar
las fallas Soacutelo debe modificar las coordenadas de X y Y de ambos puntos que
definen la liacutenea de falla Tambieacuten puede usar el mouse en la misma manera que
se usa para insertar una nueva falla
PARAacuteMETROS DE CAacuteLCULO Y GRAacuteFICO
Haciendo click en el siguiente iacutecono
Falla insertada
Imagen de la falla mientras estaacute siendo insertada
195
Apareceraacute el siguiente cuadro que permite la modificacioacuten del color de las liacuteneas
de flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria ademaacutes desde aquiacute se
pueden poner nuevos liacutemites para el espacio de trabajo
Paraacutemetros del problema Aquiacute se deben ingresar los valores de dispersividad
porosidad y espesor Ademaacutes la masa de trazador inyectado y el tiempo
demorado en la inyeccioacuten
Caacutelculo de las liacuteneas de flujo Se requieren los valores para definir el nuacutemero de
liacuteneas de flujo del problema el aacutengulo barrido por las mismas y la distancia entre
dos puntos sucesivos de la liacutenea Tambieacuten se requiere ingresar el tope o liacutemite de
los puntos
Tiempo de respuesta Aquiacute se ingresan los rangos de tiempo que seraacuten
expuestos en la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
Menuacute de Frecuencia Estos valores son requeridos por el programa de caacutelculo
El meacutetodo de caacutelculo trabaja en el dominio de la frecuencia por lo cual son
necesarios estos valores Al ponerlos adecuadamente se puede encontrar
mejores soluciones de acuerdo al problema que se resuelve
196
iquestCOacuteMO CALCULAR LAS CURVAS DE RECUPERACIOacuteN FRACCIONA L
DIARIA
Una vez que han sido insertados todos los elementos (pozos productores
inyectores y fallas) se debe seleccionar un pozo PRODUCTOR y un INYECTOR
Un borde rojo en el siacutembolo del pozo significa que el elemento ha sido
seleccionado
(Observe la diferencia entre el cuadrado y el ciacuterculo para distinguir la seleccioacuten
de un PRODUCTOR y de un INYECTOR)
Verificar que los paraacutemetros de caacutelculo sean los correctos y hacer click en el
botoacuten de Caacutelculo y graacutefico el cual muestra un cuadro de diaacutelogo que le
preguntaraacute si desea continuar o no Haga click en Siacute De esta manera el programa
empezaraacute a calcular las liacuteneas de flujo y las curvas de recuperacioacuten fraccional
diaria Una vez completado el proceso se mostraraacute la pestantildea de las liacuteneas de
flujo y de las curvas de recuperacioacuten fraccional diaria
En la pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria apareceraacute algo como
el siguiente dibujo
Pestantildea de las liacuteneas de flujo
Pestantildea de la curva de recuperacioacuten fraccional diaria
197
Note que en la barra de herramientas aparecen dos iacuteconos que permiten imprimir
y copiar la imagen mostrada en la pantalla
NUEVO ABRIR GUARDAR GUARDAR COMO IMPRIMIR
PORO TracerSim permite la creacioacuten de nuevos documentos guardarlos e
imprimirlos en la misma manera que se hace con otros programas que utilizan el
mismo sistema operativo Los archivos con los que PORO TracerSim trabaja
tienen la extensioacuten PORO
