inyeccion de agua

II

UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA

INGENIERA DE PETRLEOS

PORTADA TEMA: PROYECTO PILOTO DE INYECCIN DE AGUA EN EL

CAMPO BNXXP1 EN EL YACIMIENTO BT, PARA

RECUPERACIN MEJORADA

TESIS PREVIA LA OBTENCIN DEL TTULO DE: INGENIERO

EN PETRLEOS

AUTOR: GUSTAVO EDUARDO CAMACHO MONTFAR

DIRECTOR DE TESIS: INGENIERO FERNANDO REYES

JULIO - 2008

III

DECLARATORIA

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor

Gustavo Camacho

IV

CERTIFICADO DEL DIRECTOR DE TESIS

En calidad de Director de tesis certifico que la presente tesis de grado fue desarrollada

en su totalidad por el seor Gustavo Camacho

_________________________

Ing. Fernando Reyes

DIRECTOR DE TESIS

VI

DEDICATORIA

Quiero dar gracias a Dios y a mi familia, en especial a mi Esposa e Hijo por todo el

apoyo brindado para poder sacar adelante este proyecto, ya que ha sido duro para

nosotros el no poder estar juntos en los momentos ms difciles y alegres de nuestras

vidas, por eso y muchas cosas ms quiero decirles GRACIAS por todo, ya que sin ellos

no hubiera podido llegar al final del camino.

VII

NDICE GENERAL PORTADA.................................................................................................................................... II

DECLARATORIA ...................................................................................................................... III

CERTIFICADO DEL DIRECTOR DE TESIS ...........................................................................IV

CERTIFICADO DE LA EMPRESA ............................................................................................ V

DEDICATORIA ........................................................................................................................ VII

NDICE GENERAL .................................................................................................................. VII

NDICE DE FIGURAS............................................................................................................. XIII

NDICE DE TABLAS ............................................................................................................... XV

NDICE DE ECUACIONES ....................................................................................................XVI

RESUMEN ..............................................................................................................................XVII

SUMMARY..............................................................................................................................XIX

CAPTULO I................................................................................................................................1

1. INTRODUCCIN .....................................................................................................................1

1.1 OBJETIVO GENERAL .................................................................................................................3

1.2 OBJETIVOS ESPECFICOS ........................................................................................................3

1.3 JUSTIFICACIN DEL ESTUDIO ..............................................................................................4

1.4 LMITES DE LA INVESTIGACIN..........................................................................................4

1.5 ALCANCE DEL ESTUDIO..........................................................................................................5

VIII

CAPTULO II ..............................................................................................................................6

2. MARCO TERICO...................................................................................................................7

2.1 RECUPERACIN PRIMARIA....................................................................................................7

2.1.1 BOMBEO MECNICO ...................................................................................................8

2.1.2 BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE........................................................................11

2.1.3 BOMBEO HIDRULICO .............................................................................................13

2.1.4 GAS LIFT .........................................................................................................................14

2.1.5 CAVIDAD PROGRESIVA ............................................................................................16

2.2 RECUPERACIN SECUNDARIA...........................................................................................18

2.3 RECUPERACIN TERCIARIA................................................................................................20

2.3.1 PROCESOS QUMICOS................................................................................................21

2.3.2 TRATAMIENTO CON VAPOR STEAM FLOODING .........................................22

2.3.3 INYECCIN DE BACTERIAS ....................................................................................22

2.4 BREVE HISTORIA DEL CAMPO ............................................................................................23

2.5 CONDICIONES ACTUALES DE TRABAJO EN EL CAMPO BNXXP1 NORTE ..........25

CAPTULO III...........................................................................................................................30

3. CARACTERSTICAS GEOLGICAS DEL CAMPO BNXXP1 NORTE............................31

3.1 MAPAS DEL YACIMIENTO BT DEL CAMPO BNXXP1 NORTE...................................33

3.1.1 MAPA ESTRUCTURAL 3D DEL CAMPO BNXXP1 NORTE YACIMIENTO

BASAL TENA .................................................................................................................33

3.2 DETERMINACIN DEL CAP Y CGP.....................................................................................34

3.3 CORTES DE POZOS ...................................................................................................................35

3.4 AMBIENTES DE DEPOSITACIN .........................................................................................40

3.4 AMBIENTES DE DEPOSITACIN .........................................................................................40

IX

3.4.1 RESULTADO MICRO PALEONTOLGICOS DEL POZO BN-15 DE LA

FORMACIN BASAL TENA ......................................................................................40

3.4.2 DETERMINACIN DEL AMBIENTE DE DEPOSITACIN POR MEDIO DE

LA CURVA DEL POTENCIAL ESPONTNEO SP................................................41

3.5 PARMETROS DE LOS FLUIDOS Y DE LAS ROCAS......................................................44

3.5.1 POROSIDAD Y GARGANTAS PORALES...............................................................44

3.5.1.1 POROSIDAD ....................................................................................................... 44 3.5.1.2 GARGANTA PORAL .............................................................................................. 45

3.5.2 SATURACIN DE PETRLEO, MAPA DE POROSIDADES .............................47

3.5.2.1 SATURACIN DE PETRLEO, AGUA Y GAS.......................................... 48

3.6 MOJABILIDAD (HUMECTABILIDAD) ................................................................................49

3.7 MOVILIDAD Y RELACIN DE MOVILIDAD ....................................................................51

3.8 VALORES DE MOVILIDAD M...........................................................................................53

3.9 PERMEABILIDAD K..............................................................................................................53

3.10 LA ECUACIN DE DARCY ...................................................................................................54

3.11 PERMEABILIDAD ABSOLUTA K .......................................................................................56

3.11.1 PERMEABILIDAD EFECTIVA DE LOS FLUIDOS KO, KW Y KG ................56

3.12 CURVAS DE KRO Y KRW Y DE KRO Y KRG...........................................................57

3.13 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ......................................................................................59

3.13.1 VISCOSIDAD ........................................................................................................59 3.13.2 SALINIDAD ..................................................................................................................62

3.13.3 CARACTERSTICAS DEL FLUIDO DE PRODUCCIN DE BASAL TENA 62

X

CAPTULO IV...........................................................................................................................66

4. TRATAMIENTO DEL AGUA DE FORMACIN ................................................................67

4.1 MONITOREO DEL TRATAMIENTO DE AGUAS DE FORMACIN.............................70

4.2 MONITOREO DEL AGUA DE INYECCIN.........................................................................72

4.3 ANLISIS FSICO QUMICO DEL AGUA DE INYECCIN ............................................73

4.4 DETERMINACIN DE CANALES PREFERENCIALES ...................................................75

4.5 TIPOS DE TRAZADORES.........................................................................................................75

4.5.1 TRAZADORES QUMICOS .........................................................................................75

4.6 TRAZADORES QUMICOS INICOS ...................................................................................76

4.6.1 ION CLORURO...............................................................................................................76

4.6.2 ION YODURO .................................................................................................................76

4.7 TRAZADORES COLORANTES...............................................................................................76

4.8 PRODUCTOS FLUORESCENTES...........................................................................................77

4.9 TRAZADORES RADIOACTIVOS...........................................................................................77

4.9.1 TRITIO ..............................................................................................................................78

4.9.2 SELECCIN DE TRAZADORES ..............................................................................79

4.10 ANLISIS DEL PERFORMANCE. ANLISIS DE PERMEABILIDADES...............80

4.11 ARREGLO DE POZOS .............................................................................................................82

4.11.1 TIPOS DE ARREGLOS ...............................................................................................82

4.12 POZOS PRODUCTORES.........................................................................................................86

4.13 DIAGRAMA DE COMPLETACIN DE LOS POZOS PRODUCTORES E

INYECTORES............................................................................................................................86

4.14 RESERVAS.................................................................................................................................90

4.14.1 DEFINICIONES DE LAS RESERVAS DE ACUERDO AL MARCO LEGAL 90

4.14.2 RESERVAS PROBADAS ORIGINALES ................................................................91

4.14.3 PRODUCCIN ACUMULADA ................................................................................91

XI

4.14.4 FACTOR DE RECOBRO ............................................................................................92

4.14.5 PRODUCCIN ACUMULADA EN LA FASE PRIMARIA DE LA

EXTRACCIN ..............................................................................................................93

4.14.16 RESERVAS PRIMARIAS REMANENTES ..........................................................94

CAPTULO V.............................................................................................................................97

5. PRUEBAS DE TRAZADORES..............................................................................................98

5.1 PRUEBA DE FOSFONATOS ....................................................................................................98

5.2 VOLMENES DE AGUA INYECTADA..............................................................................100

5.3 DIAGRAMA DE HALL ............................................................................................................102

5.4 PRUEBAS DE PRODUCCIN................................................................................................103

5.5 PROYECCIN DE PRODUCCIN........................................................................................107

CAPTULO VI .........................................................................................................................110

5.6 ANLISIS ECONMICO DEL PROYECTO DE INYECCIN DE AGUA ...................111

5.7 COMPONENTES DEL ANLISIS ECONMICO..............................................................112

5.7.1 RESERVAS EOR ..........................................................................................................112

5.7.2 PRECIOS DE VENTA..................................................................................................112

5.8 INVERSIONES...........................................................................................................................114

5.9 COSTOS ACTUALES DE PRODUCCIN Y OPERACIN .............................................115

5.10 INGRESOS BRUTOS..............................................................................................................115

5.11 UTILIDAD ................................................................................................................................116

5.12 RENTABILIDAD.....................................................................................................................116

5.13 VALOR ACTUAL NETO .......................................................................................................117

5.14 TASA INTERNA DE RETORNO..........................................................................................117

XII

5.15 AMORTIZACIN....................................................................................................................119

5.16 PRONOSTICO DE PRODUCCIN......................................................................................120

CAPTULO VII .......................................................................................................................121

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.....................................................................122

7.1 CONCLUSIONES ......................................................................................................................122

7.2 RECOMENDACIONES............................................................................................................124

BIBLIOGRAFA .......................................................................................................................128

CITAS BIBLIOGRFICAS......................................................................................................130

ANEXOS ...................................................................................................................................131

XIII

NDICE DE FIGURAS

Figura 1 Sistema de Bombeo Mecnico ..................................................................................... 10

Figura 2 Unidad de Bombeo Mecnico ...................................................................................... 10

Figura 3 Sistema de Bombeo Elctrico Sumergible ................................................................... 12

Figura 4 Sistema de Bombeo Hidrulico .................................................................................... 14

Figura 5 Sistema de Bomveo Gas Lift ........................................................................................ 15

Figura 6 Bomba de Cavidad Progresiva Horizontal ................................................................... 17

Figura 7 Sistema de Cavidad Progresiva .................................................................................... 17

Figura 8 Sistema Tipo de Recuperacin Secundaria................................................................... 19

Figura 9 Sistema de Recuperacin Terciaria con Polmetros ..................................................... 21

Figura 10 Mapa Petrolero de Campos Marginales...................................................................... 24

Figura 11 Lnea Ssmica # 400 3D.............................................................................................. 34

Figura 12 Contacto Agua Petrleo y Contacto Gas Petrleo...................................................... 35

Figura 13 Corte de los Pozo BN-15 y BN-17 ............................................................................. 37

Figura 14 Corte de los Pozos BN-15 y BN-03............................................................................ 38

Figura 15 Corte de los Pozos BN-15 y BN-17............................................................................ 39

Figura 16 Curva de GR y SP del Pozo BN-15............................................................................ 42

Figura 17 Curva de GR y SP del Pozo BN-17............................................................................ 43

Figura 19 Mapa de Porosidades .................................................................................................. 47

Figura 21 Mapa de Permeabilidades........................................................................................... 56

Figura 22 Curva de Permeabilidad Relativa Kro y Krw............................................................. 57

Figura 23 Curva de Permeabilidad Relativa Kro y Krg.............................................................. 58

Figura 24 Curva de Flujo Fraccional del Yacimiento Basal Tena .............................................. 59

Figura 25 Curva de Performance Pozo BN-15 ........................................................................... 81

Figura 26 Curva de Performance del Pozo BN-17 ..................................................................... 81

XIV

Figura 28 Configuracin Regular de 9 Pozos ............................................................................. 83

Figura 31 Diagrama de Completacin del Pozo BN-15.............................................................. 88

Figura 32 Diagrama de Completacin del Pozo BN-17.............................................................. 89

Figura 33 Curva de Produccin Acumulada en Fase Primaria ................................................... 92

Figura 34 Diagrama de Hall...................................................................................................... 102

Figura 35 Diagrama de Hall Pozo no Admite.......................................................................... 103

Figura 36 Produccin Acumulada BN-03................................................................................ 105



Figura 39 Curvas de Proyeccin de Produccin ....................................................................... 109

Figura 40 Evolucin del Precio del Barril de Petrleo ............................................................. 113

XV

NDICE DE TABLAS

Tabla 2 Sistemas de Levantamiento del Campo BNXXP1 Norte............................................... 26

Tabla 3 Estado de los Pozos........................................................................................................ 27

Tabla 4 Clasificacin de la Permeabilidad.................................................................................. 45

Tabla 5 Porosidad y Permeabilidad Promedio de los Pozos Suo Norte...................................... 46

Tabla 6 Clasificacin de la Permeabildad................................................................................... 55

Tabla 7 Clasificacin de la Mojavilidad ..................................................................................... 58

Tabla 8 Anlisis de Crudo de Basal Tena ................................................................................... 63

Tabla 9 Cromatografa del Gas de Basal Tena............................................................................ 64

Tabla 10 Anlisis del Agua de Formacin be Basal Tena .......................................................... 65

Tabla 11 Calidad del Agua a la Salida de las Estaciones............................................................ 69

Tabla 12 Calidad del Agua al Ingreso de la Planta de Tratamiento............................................ 69

Tabla 13 Calidad del Agua de Inyeccin .................................................................................... 70

Tabla 14 Anlisis Fsico Qumico del Agua de Inyeccin.......................................................... 74

Tabla 15 Datos de Produccin Acumulada de Pozo BN-15 ....................................................... 85

Tabla 16 Datos del Espesor Netos de la Arenisca Basal Tena del Pozo BN-15 ......................... 86

Tabla 17 Acumulados de Pozos Productores .............................................................................. 86

Tabla 18 Prueba de Tazadores con fosfonatos............................................................................ 99

Tabla 19 Volumen y Calidad de Agua Inyectada ..................................................................... 101

Tabla 20 Acumulados de Produccin en Fase Primaria y Secundaria...................................... 104

Tabla 21 Porcentaje Incremental de Produccin....................................................................... 104

Tabla 22 Proyeccin de Produccin.......................................................................................... 108

Tabla 23 Tabla de Inversiones .................................................................................................. 114

Tabla 24 Costos de Produccin................................................................................................. 115

Tabla 25 Anlisis Econmico para el Campo BNXXP1 Norte ...................................................... 118

XVI

NDICE DE ECUACIONES

Ecuacin 1 Porosidad.................................................................................................................. 44

Ecuacin 2 Saturacin de Petrleo, Agua y Gas......................................................................... 48

Ecuacin 3 Movilidad del Petrleo, Agua y Gas ........................................................................ 51

Ecuacin 4 Movilidad del Agua en el Petrleo........................................................................... 52

Ecuacin 6 Viscosidad Cinemtica............................................................................................. 60

Ecuacin 8 Reservas Probadas in Situ ........................................................................................ 93

Ecuacin 9 Factor de Recobro .................................................................................................... 94

Ecuacin 10 Reservas Primarias Remanentes ............................................................................ 94

XVII

RESUMEN

El presente trabajo se trata sobre el sistema de recuperacin mejorada en un campo de

Petroproduccin el mismo que se lo considero como marginal.

En la industria petrolera los campos maduros poco a poco van perdiendo presin de su

yacimiento, lo cual genera perdidas de produccin y la generacin de casquetes de gas

lo cual dificulta la extraccin del Hidrocarburo, por tal motivo se han generado nuevos

mtodos de extraccin tales como son los sistemas de levantamiento artificial,

Recuperacin mejorada o secundaria y la recuperacin terciaria.

Para este campo se tomo la decisin de utilizar la recuperacin mejorada, la misma se la

puede realizar de algunas formas sea est utilizando agua o gas, en este caso especifico

se utiliz la inyeccin de agua de formacin, para poder realizar la inyeccin de agua se

debe tener en cuenta el tipo de arreglo que se tomar sea este un arreglo regular,

irregular o tipo perifrico, en este caso se realiza la inyeccin desde la periferie del

yacimiento y lo que se logra es desplazar los fluidos desde la parte externa hacia el

centro del yacimiento, cuando un pozo productor es afectado por la inyeccin de agua

se debe monitorear permanentemente, uno de los trabajos que se deben ejecutar en la

inyeccin de agua es el uso de trazadores los mismos que nos permiten determinar el

avance del agua de inyeccin, con esto se puede determinar los canales preferenciales

del yacimiento y as poder controlar la rata de inyeccin del agua en los pozos

inyectores.

XVIII

La calidad del agua de inyeccin se debe controlar permanentemente ya que de su

calidad depende el tiempo de vida de los pozos inyectores.

Gracias a la inyeccin de agua de logra incrementar las reservas probadas y con esto se

logra extender la vida del yacimiento, con lo cual se logra mejorar considerablemente el

Factor de Recobro del Yacimiento.

XIX

SUMMARY

The present work is on the recovery system improved in a field of Petroproduccin the

same one that I consider it to him as marginal.

In the oil industry the mature fields little by little go losing preBSure of their location,

that which generates lost of production and the generation of caps of gas that which

hinders the extraction of the Hydrocarbon, for such a reason new such extraction

methods have been generated as they are the systems of artificial rising, improved

Recovery or secondary and the tertiary recovery.

For this field I take the decision of using the improved recovery, the same one can carry

out it in some ways it is it is using water or gas, in this case I specify the injection of

formation water it was used, to be able to carry out the injection of water it should be

kept in mind the arrangement type that will take it is this a regular, irregular

arrangement or outlying type, in this case she/he is carried out the injection from the

periferie of the location and what is achieved is to displace the fluids from the external

part toward the center of the location, when a producing well is affected by the injection

of water monitorear it is permanently, one of the works that should be executed in the

injection of water is the use of tracer the same ones that allow us to determine the

advance of the injection water, with this you can determine the preferential channels of

the location and this way to be able to control the rat of injection of the water in the

wells injectors.

XX

The quality of the injection water should be controlled permanently since of its quality it

depends the time of life of the wells injectors.

Thanks to the injection of water of it is able to increase the proven reservations and with

this it is poBSible to extend the life of the location, with that which is poBSible to

improve the Factor of Retrieval of the Location considerably.

1

CAPTULO I

2

1. INTRODUCCIN

El petrleo es el principal ingreso en la economa del pas siendo este el 47% del

presupuesto nacional, por tal motivo es primordial lograr incrementar las reservas de

petrleo del pas, para lo cual se debe invertir en exploracin para buscar nuevos

prospectos, tambin es primordial el mejorar los ndices de recuperacin de petrleo y

de gas, para lo cual se requiere de la inversin de nuevos proyectos para mejorar la

extraccin en los campos maduros y marginales.

Por eso la industria petrolera tiene que buscar mtodos convencionales como son los

sistemas de levantamiento artificial y mtodos no convencionales en recuperacin

mejorada, as como la inyeccin de agua, gas, polmeros, llegando a inyectar bacterias,

la inyeccin de agua es el mtodos ms comn que se lo puede realizar.

La inyeccin de agua cumple algunos propsitos siendo estos:

La no contaminacin del medio ambiente con el agua de formacin, ya que este mtodo

permite inyectar o reinyecta toda el agua de formacin producida.

La inyeccin de agua a un yacimiento para mejorar el desplazamiento del petrleo y as

poder lograr obtener un mejor barrido del petrleo del yacimiento logrando con esto

incrementar las reservas probadas y mejorando el factor de recobro.

3

1.1 OBJETIVO GENERAL

El incrementar la produccin de petrleo por medio de la Recuperacin Secundaria con

la inyeccin de agua de formacin en el Yacimiento Basal Tena del campo BNXXP1

Norte.

El incremento del factor de recobro del yacimiento, en por lo menos un 17% adicional

durante el tiempo de vida del proyecto de inyeccin de agua el mismo que significara

2.900 MBls de petrleo.

1.2 OBJETIVOS ESPECFICOS

Determinar la rata de inyeccin adecuada de agua que se debe inyectar en la

formacin Basal Tena, para tener el mejor barrido de los fluidos presente en el

yacimiento, con lo cual se podr tener un incremento en la produccin del

yacimiento.

Realizar un programa de control de calidad de las aguas de formacin que

inyectan en el yacimiento basal tena, para mantener el agua de inyeccin bajo

parmetro.

Lograr determinar cuando un pozo inyector requiere de mantenimiento

considerando el diagrama de Hall, para lo cual se realizara el presente diagrama

con datos de campo.

4

1. 3 JUSTIFICACIN DEL ESTUDIO

Los yacimientos en el campo BNXXP1 son campos maduros, lo que involucra que se

tenga una declinacin constante de la produccin, por tal motivo se ve la necesidad de

implementar sistemas de levantamiento artificial para tratar de mantener la cada de

produccin del campo, esto no es suficiente por lo cual se requiere de la ayuda de otros

mtodos como es la inyeccin de agua para la Recuperacin Secundaria, este mtodo

nos ayudar a incrementar las reservas recuperables del yacimiento Basal Tena, lo que

significa una mejora en la eficiencia en la extraccin de crudo y por ende una mejora en

el porcentaje del factor de recobro del yacimiento.

Para lograr obtener una mejora en la extraccin de petrleo se utilizan sistemas de

levantamiento artificial tales como bombeo mecnico, bombeo hidrulico electro-

sumergible, los mismos que son los ms usados en la industria petrolera ecuatoriana, de

los cuales en el campo BNXXP1 el ms utilizado es el bombeo mecnico.

1.4 LMITES DE LA INVESTIGACIN

Considerando los altos precios del petrleo se ve la necesidad de recuperar la mayor

cantidad de petrleo posible, las empresas hacen grandes inversiones para poder

reinyectar e inyectar el agua de formacin. En la actualidad es una prioridad el control

ambiental por lo cual se requiere de grandes inversiones para poder inyectar el agua de

formacin generada, tomando en cuenta la necesidad de recuperar mayor cantidad de

petrleo se considera apropiado la optimizacin de los recursos par poder inyectar el

5

agua para recuperacin mejorada, para lo cual se utiliza el mismo sistema de re-

inyeccin de agua de formacin, logrando inyectar la cantidad de agua necesaria para

poder tener un rendimiento optimo en la recuperacin de reservas lo cual nos permite

incrementar el factor de recobro de los yacimientos.

1.5 ALCANCE DEL ESTUDIO

El presente estudio esta enfocado en la optimizacin del agua de inyeccin para lograr

un eficiente desplazamiento del petrleo, para poder lograr determinar la mejor

rentabilidad del proyecto, siendo de manera muy importante poder lograr un incremento

en el factor de recobro de por lo menos de un 17% adicional a lo extrado hasta el

momento y determinar el incremento de las reservas recuperables del yacimiento.

Tambin nos interesa poder determinar a tiempo cuando el pozo inyector requiere ser

intervenido para poder evitar perdidas en das de inyeccin y en das de recuperacin

del yacimiento.

6

CAPTULO II

7

2. MARCO TERICO

La explotacin de petrleo se la realiza por tres tipos de mecanismos de extraccin estos

son:

Fuente Ing. Fernando Reyes

Realizado por Gustavo Camacho

2.1 RECUPERACIN PRIMARIA

Durante este perodo, el petrleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto

del gradiente de presin existente entre el fondo de los pozos y el yacimiento.

M

TO

DO

S D

E R

EC

UPE

RA

CI

N 1.- Recuperacin Primaria

2.- Recuperacin Secundaria

3.- Recuperacin Asistida

9 Empuje Natural 9 Levantamiento Artificial

9 Inyeccin de agua 9 Inyeccin de gas

9 Procesos Qumicos

9 Proceso trmicos

9 Inyeccin de Bacterias

Tabla 1 Mtodos de Recuperacin

8

En muchos yacimientos la presin de reservorio es mayor que la presin hidrosttica del

pozo, lo que hace que el petrleo llegue a la superficie con el solo aporte energtico del

yacimiento.

Los yacimientos tienen tres tipos de empujes, Empuje hidrulico, Empuje por capa de

gas y Empuje por gas en solucin, a medida que los yacimientos van llegando a su

madures, la presin de empuje del yacimiento tiende a bajar en forma considerada lo

que nos obliga a utilizar sistemas de levantamiento artificial para lograr llevar el fluido

del pozo a superficie, los sistemas de levantamiento artificial mas conocidos son:

2.1.1 BOMBEO MECNICO

Es el mtodo de produccin de mayor aplicacin a nivel mundial 80% y tiene su mayor

aplicacin en la produccin de crudos pesados, medianos y livianos.

Este sistema consiste de una bomba de subsuelo de accin reciprocante, la misma que es

abastecida con energa la que es transmitida a travs de un conjunto de varillas, dicha

energa proviene de un motor elctrico o de combustin interna, el cual mueve a la

unidad de superficie Balancn.

Este sistema se lo utiliza para pozos productores de petrleo, en reas pobladas o

alejadas de los centros operacionales y en profundidades de hasta 10000 pies.

9

El sistema esta compuesto por:

Tubera de Produccin Bomba de subsuelo Barril o camisa Pistn Vlvula viajera Vlvula fija Neplo asiento o Zapata Sarta de varillas Barra Pulida Separador de gas Ancla de Tubera Cabezal de bombeo mecnico Unidad de Bombeo o Balancn.

10

Figura 1 Sistema de Bombeo Mecnico

Fuente www.Imeconet.com


Figura 2 Unidad de Bombeo Mecnico

Fuente www.OilProduction.net


11

2.1.2 BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE

El Bombeo electro-sumergible es un sistema integrado de levantamiento artificial, es

conocido como un medio efectivo para poder levantar grandes volmenes de fluido de

grandes profundidades.

Este sistema es ms aplicable a yacimientos con altos cortes de agua y baja relacin gas-

aceite RGA sin embargo en la actualidad estos equipos han obtenido grandes resultados

en pozos gasferos, pozos con fluido pesado, con fluidos abrasivos y pozos con alta

temperatura.

Las bombas electro-sumergibles estn construidas de una seria de etapas (impulsoras y

difusoras) superpuestas una sobre la otra para lograr obtener la altura de columna

deseada. La bomba centrfuga convierte la energa mecnica en energa hidrulica.

La configuracin del sistema de Bombeo electo-sumergible consta de:

Transformador Controlador de frecuencia Caja de conexiones Cabezal de pozo Vlvula de drenaje Vlvula de retencin Descarga

12

Bombas Centrifugas Separador de gas o Intake Sello Motor elctrico Sensor de fondo Cable de potencia.

Figura 3 Sistema de Bombeo Elctrico Sumergible

Fuente Schlumberger


13

2.1.3 BOMBEO HIDRULICO

Este sistema de levantamiento artificial utiliza una bomba instalada en el fondo del

pozo, la misma que es accionada por un fluido que es bombeado a alta presin desde la

superficie.

Se basa en el principio de Venturi que consiste en el paso de un fluido a travs de un

rea reducida, donde se produce un cambio de energa potencial a cintica originado a la

salida del nozzle, provocando una succin del fluido de formacin.

Estos fluidos entran en un rea constante llamada garganta, luego la mezcla de fluidos

sufre un cambio de energa cintica a potencial a la entrada de un rea expandida

llamada difusor, donde la energa potencial es la responsable de llevar el fluido hasta la

superficie.

14

Figura 4 Sistema de Bombeo Hidrulico

Fuente www.Sertecpet.com


2.1.4 GAS LIFT

El sistema consiste en la inyeccin de gas a travs de un punto determinado en la tubera

con el fin de aligerar el peso de la columna de fluido.

Este mtodo consiste en inyectar gas a alta presin, a travs del anular dentro de la

tubera de produccin a diferentes profundidades, con el propsito de reducir el peso de

la columna de fluido y ayudar a la energa del yacimiento en el levantamiento o arrastre

de su petrleo y gas hasta la superficie.

15

Este sistema consta de:

Tubera de produccin Nicle de asentamiento Camisa de circulacin Packer Mandriles para gas lift Cabezal rbol de navidad Lneas de inyeccin de gas Lneas de Flujo

Figura 5 Sistema de Bombeo Gas Lift

Fuente Rolls-Royce Energy


16

2.1.5 CAVIDAD PROGRESIVA

Este sistema de levantamiento artificial utiliza una bomba de tornillo helicoidal de

desplazamiento positivo la misma que se conecta a la sarta de varillas y estas a su vez se

conectan a una caja de transmisin y un motor sea este elctrico o a combustin interna,

el sentido de giro de la bomba es horario

Estas bombas sirven para el manejo de productos de alta viscosidad, presencia de

slidos, corrosivos, abrasivos y con contenidos en fibras o gas.

El lquido bombeado fluye a travs de dichas cavidades desde la aspiracin hasta la

impulsin de forma suave. El rotor est fabricado en acero para herramientas

endurecido al cromo.

El tornillo se endurece mediante un acoplamiento (vstago) conectado al rotor y al eje

del motor mediante una junta universal.

Estn disponibles con moto-reductores a velocidad fija (preparados para V.F.) y con

moto-vareador mecnico para regulacin manual.

17

Figura 6 Bomba de Cavidad Progresiva Horizontal

Fuente de www.interplant.com.pe


Figura 7 Sistema de Cavidad Progresiva

Fuente www.imeconet.com


El perodo de recuperacin primaria tiene una duracin variable, pero siempre se lleva a

cabo, ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el comportamiento del

18

yacimiento, las cuales son de mucha importancia para la planificacin del desarrollo del

yacimiento.

La recuperacin primaria termina cuando la presin del yacimiento ha bajado

demasiado, o cuando se est produciendo cantidades demasiado importantes de otros

fluidos tales como gas y agua.

El porcentaje de recuperacin primaria del crudo originalmente en sitio es en promedio

de 10-15% pero puede ser tan bajo como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar

25% y an mas en yacimientos que poseen una baja permeabilidad y una bolsa de gas o

un acufero activo.

En antao se explotaban los yacimientos hasta que los costos de explotacin se

incrementaban considerablemente, en cual se pasaba a los mtodos de recuperacin

secundaria. Hoy en da se inician las operaciones de recuperacin secundaria mucho

antes de llegar a este punto.

2.2 RECUPERACIN SECUNDARIA

Los mtodos de recuperacin secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento

un fluido menos costoso que el petrleo para mantener o incrementar la presin del

yacimiento. Estos fluidos se inyectan en ciertos pozos inyectores, para desplazar el

fluido (petrleo) hacia los pozos productores.

19

Hasta el principio de los aos 70, el bajo precio del crudo haca que los nicos fluidos

susceptibles de inyectarse econmicamente eran el agua, y en ciertos casos el gas

natural.

Figura 8 Sistema Tipo de Recuperacin Secundaria

Fuente www.pdvsa.com


El drenaje por agua permite elevar la recuperacin del aceite originalmente en sitio

hasta un promedio de 30%, con variaciones desde 15% hasta 40% segn los casos.

La inyeccin de agua es el proceso por el cual el petrleo es desplazado hacia los pozos

productores por el empuje del agua. Esta tcnica no es usada en yacimientos petroleros

que tienen empuje hidrulico. La primera operacin conocida de inyeccin de agua fue

efectuada hace ms de 100 aos en el rea de Pithole City al Oeste de Pennsylvania. Sin

embargo, esta tcnica no fue muy usada hasta la dcada de los cuarenta.

20

La inyeccin de gas natural para mantener la presin del yacimiento se la considera

como un mtodo de recuperacin mejorada, para tener xito en la inyeccin de gas

depende de la eficiencia del desplazamiento de petrleo, ya que el gas se puede

canalizar en el pozo inyector y los pozos productores, lo que no generara un buen

desplazamiento del petrleo. Este sistema se lo viene utilizando por ms de 80 aos.

2.3 RECUPERACIN TERCIARIA

Despus de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todava 60-

80% (promedio 70%) del crudo originalmente en sitio.

Con el incremento del precio del petrleo en la dcada de los aos 70, la inyeccin de

otros productos para lograr aumentar la recuperacin de petrleo se volvi econmica

factible.

Entre los mtodos cuyo propsito es mejorar la eficiencia del desplazamiento mediante

una reduccin de las fuerzas capilares, se pueden citar la utilizacin de solventes

miscibles con el crudo y la obtencin de baja tensin interfacial con soluciones de

surfactantes o soluciones alcalinas.

Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir la viscosidad del crudo mediante

calentamiento, aumentar la viscosidad del agua con polmeros hidrosolubles, o taponar

los caminos preferenciales por ejemplo con espumas.

21

Algunos de los mtodos actualmente propuestos para la recuperacin mejorada son:

2.3.1 PROCESOS QUMICOS

INYECCIN DE SURFACTANTE Y POLMEROS:

Este mtodo consiste en inyectar diferentes fluidos. Cada inyeccin de un fluido

diferente se llama tapn o SLUG en tal sucesin de tapones cada uno debe idealmente

desplazarse en flujo tipo pistn, es decir que cada fluido debe empujar el fluido que lo

antecede.

En la siguiente figura se observa los diferentes tapones existentes entre el pozo inyector

y el pozo productor.

Figura 9 Sistema de Recuperacin Terciaria con Polmetros

Fuente www.pdvsa.com


22

2.3.2 TRATAMIENTO CON VAPOR STEAM FLOODING

Es un proceso simple en un comienzo. El vapor es generado en la superficie e inyectado

por la caera principal de manera que el contenido del pozo se disipe hacia caeras

laterales y emerja a la superficie. Este mtodo se basa en una combinacin de

condiciones trmicas como la reduccin de la viscosidad del fluido.

El mecanismo del desplazamiento del petrleo es una combinacin de cambios fsicos

interaccionarte, tales como la reduccin de la viscosidad y la destilacin del vapor, un

esfuerzo considerable es requerido para tratar al agua hirviente y a los gases resultantes

de la combustin del crudo procesado, que frecuentemente contiene compuestos de

nitrgeno y sulfuros.

2.3.3 INYECCIN DE BACTERIAS

Esta tcnica ha evolucionado por etapas por ms de 60 aos y en la actualidad esta

tomando mucho inters alrededor del mundo, debido a que resulta una tecnologa de

bajo costo lo cual lo hace particularmente compatible con los precios actuales de

petrleo.

La recuperacin asistida de petrleo por microorganismos MEOR microbial enhanced

oil recovery ha sido realizada durante muchos aos, estas han pasado prcticamente

ocultas para la industria del petrleo debido a que la mayora de los resultados fueron

23

publicados en congresos y foros biolgicos usando un punto de vista biolgico y sin

importar la visin del ingeniero de reservorios, el operador o el dueo del yacimiento.

2.4 BREVE HISTORIA DEL CAMPO

El Campo se encuentra ubicado a 230 Km. desde la ciudad de Quito y a 40 Km. desde la

ciudad de Lago Agrio, tiene una superficie de 61000 Hectreas y su topografa es

irregular con elevaciones y algunas quebradas profundas.

El Campo est conformado por tres campos, el Campo Sur, Campo Norte y el Campo

Trueno, la profundidad promedio de los pozos es de 5.000 pies (1.500 metros

aproximadamente)

El Campo fue descubierto por la empresa Texaco-Gulf los mismos que perforaron 4

pozos entre los aos 1967 1973 (Pozos B-1, B-2, B-3, B-4). A partir de 1984 a 1993

PetroEcuador procedi a la perforacin de 13 pozos en el campo Norte (BN-03, BN-04,

BN-05, BN-06, BN-07, BN-08, BN-09, BN-10, BN-13, BN-15, BN-16, BN-18, BN-

19), en el campo Sur se perforaron 25 pozos (BS-02, BS-03, BS-04, BS-05, BS-06, BS-

07, BS-08, BS-09, BS-10, NS-11, BS-12, BS-13, BS-14, BS-15, BS-16, BS-17, BS-18,

BS-19, BS-20, BS-21, BS-22, BS-23, BS-26, BS-27, BS-30).

24

Figura 10 Mapa Petrolero de Campos Marginales

Fuente www.menergia.gov.ec


A partir de Agosto de 1999 el Bloque pasa a ser operado por la empresa privada, la

misma que fue adjudicada por medio de una licitacin publica, a partir de la fecha se

han perforado 15 pozos en el campo sur, (BS-1001, BS-1002, BS-1003, BS-1004, BS-

1005, BS-1006, BS-1008, BS-1009, BS-1010, BS-1011, BS-1012, BS-1013, BS-1014,

BS-1015, BS-1016), tambin se descubri el campo Trueno en el ao 2004 en el cual se

han perforado 4 pozos (ERx-01, ER-02, ER-03, ER-04)

Los Campos Norte y Sur se encuentran en un Anticlinal y el campo Trueno se encuentra

en una falla Estratigrfica.

25

El volumen actual de produccin de todo el campo es de 31.892 Bls da de fluido con

un corte de agua promedio del 75,4%, una produccin de petrleo de 7.839 Bls da y

una produccin de agua de 24.053 Bls da, la calidad del petrleo del campo es de

31,3 API con un porcentaje de Azufre en peso de 0,26%.

La produccin del campo Norte es de 5.040 Bls da de fluido con un corte de agua

promedio de 79,8%, una produccin de petrleo de 1.200 Bls da y una produccin de

agua de 4.740 Bls da.

La produccin del campo Sur es de 24.583 Bls da de fluido con un corte de agua

promedio de 78,6%, una produccin de petrleo de 5.270 Bls da y una produccin de

agua de 19.313 Bls da.

La produccin del campo Trueno es de 1.369 Bls da de fluido con un corte de agua de

0%, una produccin de petrleo de 1.369 Bls da

2.5 CONDICIONES ACTUALES DE TRABAJO EN EL CAMPO BNXXP1

NORTE

En el Campo BNXXP1 Norte se tiene en la actualidad 16 pozos de los cuales se tiene:

26

Tabla 2 Sistemas de Levantamiento del Campo BNXXP1 Norte

ESTADO DE POZO N.- POZOS

Pozos Inyectores de agua 1 BN-15

Pozos Re-inyectores de agua 3 BN-07; BN-10; BN-18

Pozos Inyectores de Gas 2 BN-01; BN-19

Pozos a flujo natural 3 BN-02; BN-04; BN-06

Pozos con Bombeo Mecnico 6 BN-03;BN-08;BN-09; BN-13; BN-16; BN-17;

Pozos con Bombeo Electro-sumergible 1 BN-05

Fuente Petroproduccin


El Campo Norte tiene los siguientes yacimientos Caliza, Basal Tena y Holln, la calidad

de petrleo en el Campo BNXXP1 Norte es de 30 API promedio, la cantidad de gas

que se produce es de 7.392 MPCSD.

27

Tabla 3 Estado de los Pozos

POZO FORMACIN ESTADO

BN-01 Basal Tena Inyector de gas

BN-02 Caliza A Productor

BN-03 Basal Tena + Holln Productor

BN-04 Holln Productor



BN-07 Holln Re-Inyector de agua

BN-08 Basal Tena Productor




BN-15 Basal Tena Inyector de agua




BN-19 Basal Tena Inyector de gas



Los pozos productores del yacimiento Basal Tena en la actualidad son 5 los mismos que

tienen un API promedio de 29 API y tiene una aporte de gas de 1.700 MPCSD

Las facilidades de produccin que se tienen en el Campo BNXXP1 Norte son:

28

Sistema de deshidratacin.

1 separador general de 10.000 Bls. Da Bifsico 1 separador de prueba de 5.000 Bls. Da Bifsico 1 tanque de lavado de 5.000 Bls. Da 1 tanque de reposo de 5.000 Bls. Da 1 Bombas alternativas 4.500 Bls. Da Para el sistema de inyeccin de gas 1 Compresor Ariel de 3500,000 PCSD 2 Torres de deshidratacin de gas Para el sistema de tratamiento de agua 1 tanque de agua de 2.270 Bls. Da 2 bombas centrifugas de 4.500 Bls. Da

Toda el agua generada en el Campo BNXXP1 Norte se transfiere a una sola planta de

tratamiento la misma que se encuentra ubicada en la parte ms alta del Campo

BNXXP1, la misma que recibe toda la produccin de agua del campo, desde este lugar

se transfiere el agua para la re-inyeccin y para la inyeccin de agua en los diferentes

pozos.

La planta de tratamiento consta de un tanque skimmer de 3.020 Bls. de capacidad, de un

tanque de almacenamiento de 2.060 Bls., se tiene en la actualidad 2 bombas centrifugas

BJ de 15.000 Bls da y una bomba de desplazamiento positivo la misma que utiliza

cuando se realiza el mantenimiento de una de la unidades de bombeo, las bombas

29

centrifugas son alimentadas con electricidad la misma que es generada por 2

generadores CATG 3512, el agua es desplazada por acueductos hacia los pozos re-

inyectores e inyectores.

30

CAPTULO III

31

3. CARACTERSTICAS GEOLGICAS DEL CAMPO BNXXP1 NORTE

La trampa del Campo BNXXP1 Norte, se define como un anticlinal asimtrico, con

cierre contra falla, con orientacin general N-S y marcada pendiente en el flanco

oriental.

El lmite occidental de la trampa, est conformado por una falla inversa, con bloque alto

al este. Esta falla, corresponde a la etapa de inversin sufrida durante el Maastrichtiano-

Paleoceno, de un antiguo sistema tensional probablemente de edad Pre-Cretcica.

El cierre norte se produce contra la falla principal, mientras que en el cierre sur se

combinan factores estructurales y estratigrficos (marcado deterioro de facies en los

pozos BN-13 y BN-7). El lmite oriental, est relacionado al contacto agua-petrleo de

la unidad, establecido en el BN-15.

Las fases tectnicas recurrentes desarrolladas durante el Terciario, generaron un sistema

de fallas conjugadas (transtensivas y transpresivas), de orientacin SO-NE y SE-NO.

Estas fallas, son claramente secundarias con respecto a la jerarqua de la falla principal.

Si bien, este sistema secundario es bastante claro para los niveles de la formacin

Holln, a nivel de la formacin Basal Tena han sido categorizadas nicamente, como

discontinuidades ssmicas. Esta calificacin, se basa en la presencia de bruscos cambios

de pendiente en el reflector que contiene a Basal Tena, pero que no estn claramente

vinculados a un rechazo vertical evidente.

32

Como conclusin, con la informacin disponible en la actualidad, es muy difcil estimar

la repercusin que podran tener este tipo de discontinuidades (canalizaciones y cycling

prematuro del gas), en relacin con la marcha del proyecto de inyeccin. Las mismas

tendran repercusin sobre las reas barridas por la inyeccin y los volmenes de

reservorio a ser contactados, agregando por lo tanto un factor de riesgo adicional al

proyecto, muy difcil de cuantificar.

El contacto gas-petrleo inicial, se localiz en la isbata de 665 metro por debajo del

nivel del mar, incluyendo dentro de la cpula de gas a los pozos BN-1, BN-4, BN-6,

BN-7 y BN-9. De estos pozos el BN-1, BN-4 y BN-9 comprobaron gas por punzados,

mientras que los restantes (con pronstico de gas) se caracterizan por fuerte cruce de los

perfiles de neutrn y densidad.

El contacto agua-petrleo, fue fijado en la cota de 875 metros por debajo del nivel del

mar en base a los resultados obtenidos en el ensayo del BN-15, el cual produjo con un

corte de agua inicial de 75%. Se destaca que el mencionado pozo, carece de historia de

produccin y fue seleccionado como inyector de agua.

En ese sentido tanto la informacin regional, como la historia de produccin del Campo

BNXXP1 Norte y los registros de presiones, apoyan la hiptesis de que el acufero

relacionado a Basal Tena, no es activo. Lo cual supone que, todo el reservorio ha

experimentado una homognea cada de presin, desde una presin esttica inicial de

970 PSI a la presin esttica actual de alrededor de 290 PSI. Hasta la fecha, el nico

pozo que evidenci entrada de agua es el BN-16, el cual produce a muy bajo caudal con

33

un 10% de agua, caracterstica que son incompatibles con las de un acufero activo,

segn el Informe Descriptivo del Desarrollo Integrado de la Formacin Basal Tena en el

Yacimiento BNXXP1 Norte, Mayo De 2003. (1)

3.1 MAPAS DEL YACIMIENTO BT DEL CAMPO BNXXP1 NORTE

Estos mapas se lograron con la ayuda de la ssmica realizada con por la empresa Grand

Geofisical en el ao 2001, en la cual se realizaron 210 Km2 de ssmica, y cuya

interpretacin fue realizada en los Estados Unidos de Amrica.

3.1.1 MAPA ESTRUCTURAL 3D DEL CAMPO BNXXP1 NORTE

YACIMIENTO BASAL TENA

En la presente figura se muestra un corte del cubo ssmico 3D que se efectu en el ao

2001 en el Campo BNXXP1, en el mismo se puede observar al yacimiento Basal Tena

del Campo BNXXP1 Norte, en la misma se puede observar las fallas que cierran al

yacimiento.

34

Figura 11 Lnea Ssmica # 400 3D

Fuente Programa Decisin Point Schlumberger


3.2 DETERMINACIN DEL CAP Y CGP

El contacto agua petrleo no se encuentra determinado en la estructura, la misma esta

siendo asumida ya que en el pozo BN-17 fue el nico pozo en el cual se pudo evidenciar

el contacto agua petrleo por medio de registros elctricos en el adjunto se muestra el

registro de resistividad del pozo BN-17, el agua que se tiene en Basal Tena esta

considerado como agua intersticial y no como contacto agua-petrleo, pero para efectos

de la simulacin se ha considerado como contacto agua petrleo a la misma, el contacto

gas petrleo se encuentra determinado en el BN-08 el mismo que se encuentra a los 990

metros de profundidad bajo el nivel del mar.

35

Figura 12 Contacto Agua Petrleo y Contacto Gas Petrleo

Fuente Programa Eclipse


3.3 CORTES DE POZOS

En los grficos 14, 15 y 16 se presentan los cortes estratigrficos del pozo BN-03

productor y el pozo BN-15 inyector de agua y del pozo BN-15 inyector y el pozo BN-17

productor, en los mismos se puede observar las curvas de Gamma Ray y Resistividad

de los pozos en mencin.

36

Como se puede apreciar en los cortes se observa la continuidad de la estructura en el

estrato Basal Tena, esto se ha podido confirmar mediarte pruebas de trazadores

realizadas con qumicos inhibidor de escala los mismos que tienen presencia de

fosfonatos.

Como se puede observar en las curvas de resistividad de los grficos 14, 15 y 16 no

existe presencia de contacto agua-petrleo en el yacimiento Basal Tena, en el nico

pozo que se presenta la cada de la curva de resistividad es en el pozo BN-17.

37

Figura 13 Corte de los Pozo BN-15 y BN-17

Fuente Programa Sahara


Cada de la resistividad

38

Figura 14 Corte de los Pozos BN-15 y BN-03



39

Figura 15 Corte de los Pozos BN-15 y BN-17



40

3.4 AMBIENTES DE DEPOSITACIN

3.4.1 RESULTADO MICRO PALEONTOLGICOS DEL POZO BN-15 DE LA

FORMACIN BASAL TENA

El presente anlisis corresponde a las profundidades de 2982-2985,5 y 2988,5 del

Ncleo # 01 del pozo BN-15

Profundidad : 2982

Edad : Santoniano Campaniano

Ambiente : Marino

Los Nanofsiles presentes son:

Coccolithus paenepelacicus. (Neocomiano-Maastrichtiano), Watznaueria barnesae

(Neocomiano Maastrichtiano), Micula staurophora, Eiffellethus eximius (Huroniano

medio-Campaniano), Eiffellithus turriseiffellee ( Albiano superior-Maastrichtiano),

Lithastrinus cf. Grillii ( Santoniano-Campaniano) y Lucianorhabdus cayeuxil

(Santoniano medio-Maastrichtiano)

Profundidad : 2985,5

Edad : Coniaciano superior-Santoniano

Ambiente : Marino

La muestra presenta los siguientes Nanofsiles Calcreos:

Watznaueria barnesae (Neocomiano-Maastrichtiano), Micula staurophora, Tetralithus

sp., Cocolithus paenepelaqicus (Neocomiano-Maastrichtiano), Micula decuBSata

(Comiaciano superior-Maastrichtiano), Cylindralithus sp. Y Tetrolithus cf.

41

Profundidad : 2988,5

Edad : Coniaciano superior-Santoniano

Ambiente : Marino

Los Nanofsiles presentes son:

Watznaueria barnesae (Neocomiano-Maastrichtiano), Coccolithus paenepelagicus

(Neocomiano-Maastrichtiano), Micula staurophora, Eiffellithus eximius (Huroniano

medio-Campaniano), Micula decuBSata (Voniaciano superior-Maastrichtiano),

Eiffellithus turriseiffellii (Albiano superior-Maastrichriano) y Micula cf. Cancava (

Santoniano-Maastrichtiano)

Los Foraminferos Bentnicos encontrado son:

Haplophragmoides sp., Cibicides subcarinatus.

Los Foraminiferos Planctnicos encontrados son:

Whiteinella baltica (Cenomaniano superior-Santoniano inferior)

3.4.2 DETERMINACIN DEL AMBIENTE DE DEPOSITACIN POR MEDIO

DE LA CURVA DEL POTENCIAL ESPONTNEO SP

Con el uso de las curvas del potencial Espontneo SP y en conjunto con la de Gama

Ray se puede determinar la secuencia litologa de cada formacin que se tiene en un

pozo, se determinar si una zona productora es limpia o no, la cantidad de arcilla que

tiene, con ayuda de la curva de resistividad nos indica el tipo de grano que se tiene en la

formacin.

42

Figura 16 Curva de GR y SP del Pozo BN-15

Fuente Programa Decisin Point


43

Figura 17 Curva de GR y SP del Pozo BN-17

Fuente del Programa Decisin Point


El tipo de ambiente que nos sugiere la curva del SP es un ambiente Deltaico Marino, el

cual concuerda con los datos obtenidos en los resultados de Micro paleontologa.

44

3.5 PARMETROS DE LOS FLUIDOS Y DE LAS ROCAS

3.5.1 POROSIDAD Y GARGANTAS PORALES

3.5.1.1 POROSIDAD

La porosidad es la cualidad de las rocas que tienen para poder almacenar fluidos, la

misma se la determina con la relacin del volumen poroso sobre el volumen total, esta

se la puede determinar en porcentaje o en forma decimal.

Ecuacin 1 Porosidad

100*.

.totalvol

porosovol=

Fuente del Programa Decisin Point


La forma para determinar la porosidad se la realiza en laboratorio usando ncleos o

testigos que se obtienen al momento de realizar la perforacin, otra forma para

determinarla es el uso de registros elctricos los mismos que se los obtiene despus de

que el pozo a sido perforado y se han realizado lo registros a hueco abierto, los datos

obtenidos de esta forma no son muy exactos pero se los puede utilizar hasta tener los

datos de laboratorio.

Las permeabilidades se las pueden clasificar de la siguiente forma;

45

Tabla 4 Clasificacin de la Permeabilidad

POROSIDAD % CLASIFICACIN

< 5 DESCARTABLE

5 10 POBRE

10- 15 REGULAR

15 - 20 BUENA

> 20 MUY BUENA



La porosidad promedio determinada para el yacimiento Basal Tena del Campo

BNXXP1 Norte esta en el orden del 18%, la misma que se la considera como una

porosidad buena.

En la siguiente tabla se indican las porosidades del yacimiento Basal Tena de los pozos

del Campo BNXXP1 Norte obtenidas por medio de anlisis de ncleos y registros

elctricos.

3.5.1.2 GARGANTA PORAL

Se llama garganta poral al espacio que existe entre poro y poro, la misma que nos ayuda

a determinar el paso del los fluidos gas, petrleo y agua a travs de los mismos, estos

suele ser mayor a 8 m.

46

En un yacimiento se tiene una infinidad de interconexiones las mismas que se las

conoce como lazo de flujo o lazo poroso.

Tabla 5 Porosidad y Permeabilidad Promedio de los Pozos BNXXP1

POZO POROSIDAD

% PERMEABILIDAD k

md

BN-08 18 271

BN-10 19 351

BN-16 20 77

BN-17 20 1109

BN-19 22 159



Fuente Corelab


A

B

AGUA DE FORMACIN

PETRLEO

CUARZO

Figura 18 Diagrama de un Lazo Poral

47

En un medio real existen miles de miles de lazos de flujo de este tipo, aunque tambin

se pueden encontrar otros combinados en paralelo y combinados en serie.

3.5.2 SATURACIN DE PETRLEO, MAPA DE POROSIDADES

Con la ayuda de programas se pueden obtener mapas que nos ayudan a visualizar de

mejor forma los datos, y nos da una idea una mejor idea de la porosidad del yacimiento,

ya que esta se grafica en colores.

Figura 19 Mapa de Porosidades



48

3.5.2.1 SATURACIN DE PETRLEO, AGUA Y GAS

Se entiende por saturacin la fraccin del volumen o espacio poroso ocupado por cada

fluido, teniendo as las siguientes ecuaciones:

Ecuacin 2 Saturacin de Petrleo, Agua y Gas

Fuente Fundamentos de Produccin y Mantenimiento de Pozos Petroleros


De donde: %100=++ SgSwSo

La determinacin de la saturacin de los fluidos presentes en los diferentes estratos de

un yacimiento puede realizarse mediante registros de pozos; y en el laboratorio, por

medio del mtodo de la retorta o por extraccin con solventes.

La saturacin de agua connata, tambin se la denomina saturacin de agua innata y esta

es la saturacin inicial de agua en un yacimiento; y puede variar de sitio en sitio en los

diferentes yacimientos, la saturacin de agua aumenta con la disminucin de la

porosidad, esto debido a las fuerzas capilares y al origen mismo de los yacimientos;

adems la saturacin varia con la vida productiva de un campo.

La saturacin irreducible de agua se define como el valor constante de agua connata que

existe por encima de la zona de transicin agua-petrleo considerando una formacin

100*

VtVoSo = Sw Vw

Vt= *100 100*

VtVgSg =

49

uniforme. Se localiza en los sitios de contacto entre los granos para rocas

preferencialmente mojadas por agua, y en forma de burbujas rodeadas de petrleo o gas

en rocas preferencialmente mojadas por petrleo.

La saturacin inicial de petrleo, es la saturacin inicial en un yacimiento la cual vara

durante la vida productiva del yacimiento.

La saturacin de petrleo residual se define como la saturacin mnima de petrleo que

se obtiene cuando el petrleo es desplazado de un yacimiento por otro fluido. Tambin

puede definirse como la saturacin a la cual el petrleo llega a ser inmvil al ser

desplazado por otro fluido.

3.6 MOJABILIDAD (HUMECTABILIDAD)

Tambin denominada humectabilidad, se define como la tendencia de un fluido a

adherirse sobre una superficie slida en presencia de otros fluidos inmiscibles. En el

caso de yacimientos, la superficie slida es la roca yacimiento y los fluidos son agua,

petrleo y gas, el anlisis de la mojabilidad se puede explicar a partir de un sistema

idealizado agua, petrleo, roca como se muestra en la figura

50

Fuente Petrleo, Amazona y Capital Natural


Tensin de adhesin = At = os - ws = ow - c Donde:

os = energa interfacial entre el slido y el petrleo (dinas/cm) ws = energa interfacial entre el slido y el agua (dinas/cm) ow = energa interfacial entre petrleo y el agua (dinas/cm) c = ngulo de contacto petrleo slido-agua (grados)

En general, os y ws no se pueden medir directamente, sin embargo ow y c pueden determinarse independiente en el laboratorio.

El ngulo de contacto se usa como una medida cualitativa de la humectabilidad, de la

siguiente manera:

Si At es positiva indica que el lquido ms denso (agua) moja preferencialmente la

superficie slida c < 90.

AGUA

PETRLEO

os ws

c

ow

Figura 20 Humectabilidad

51

Si At es negativa el lquido menos denso moja preferencialmente la superficie slida y

c > 90.

Si At es cero, c = 90 indica que ambas fases tienen igual afinidad por la superficie slida.

3.7 MOVILIDAD Y RELACIN DE MOVILIDAD

La movilidad de los fluidos se encuentra dada por la permeabilidad del fluido Sobre la

viscosidad del mismo as:

Ecuacin 3 Movilidad del Petrleo, Agua y Gas

okoMo = w

kwMw = gkgMg =



De tal forma se puede observar la facilidad para que los fluidos puedan ser desplazados

dentro de la formacin.

La Relacin de Movilidad se la representa can la letra M y con dos subndices, los

mismos que indican la fase desplazante y la fase desplazada, la misma se expresa de la

siguiente manera:

52

Ecuacin 4 Movilidad del Agua en el Petrleo

oKro

wKrw

M ow

=,



De donde:

Krw = permeabilidad relativa del agua

Kro = permeabilidad relativa del petrleo

w = viscosidad del agua o = viscosidad del petrleo

Un aspecto importante en la definicin de la relacin de movilidad es la evaluacin de

las permeabilidades efectiva y relativa de cada fase:

Las permeabilidades efectiva y relativa de la fase desplazante, se evalan a la saturacin

promedio de dicha fase, en la zona del yacimiento invadida por la fase desplazante y

detrs del frente de invasin,

Las permeabilidades efectiva y relativa de la fase desplazada, se evalan a la saturacin

promedio de dicha fase, en la zona delante del frente de invasin.

53

3.8 VALORES DE MOVILIDAD M

Para petrleo liviano, los valores ms comnmente encontrados estn en el orden de

0,02 a 5,00.

En la que podra decir que si:

Mw,o 1,0 esta ser favorable

Mw,o 1,0 esta no ser favorable

A una razn de movilidad favorable, se tiene mayor recuperacin de petrleo al tiempo

de ruptura, y viceversa.

3.9 PERMEABILIDAD K

La permeabilidad es la propiedad que nos permite determinar la facilidad con que un

fluido pasa a travs de un medio poroso, se dice que una roca es porosa si esta permite

el paso de los fluidos de forma considerable y en un tiempo determinado.

La velocidad del desplazamiento del fluido no esta determinada solo por la

permeabilidad de la roca sino tambin del tipo de fluido que se tenga y de la presin que

ejerce sobre esta.

Esta es una caracterstica que tienen las rocas, la unidad de medida de la permeabilidad

es el Darcy.

54

3.10 LA ECUACIN DE DARCY

Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy cuando un fluido de

una sola fase con una viscosidad de 1 centipoise cp, y que llena todo el espacio nter

granular, fluye a una velocidad de 1 centmetro cbico por segundo cm3/seg, por un

rea transversal de 1 centmetro cuadrado cm2, con una longitud de 1 centmetro

cm, y bajo la diferencia de presin de una atmsfera.

Siendo su expresin matemtica la siguiente:

dLdPk

AQ

=



V = Velocidad aparente del flujo (cm/seg)

Q = Tasa de flujo (cm3/seg)

A = rea (cm2)

K = Permeabilidad (Darcy)

= Viscosidad (cp) dP/dL = Gradiente de Presin

La permeabilidad se la puede obtener de dos formas sencillas una es con la

interpretacin de registros elctricos y con anlisis de restauracin de presin Build

Ecuacin 5 Ecuacin de Darcy

55

Up, los datos de las permeabilidades se encuentran expresadas en milidarcies las

mismas que se las pueden clasificar de la siguiente forma:

Tabla 6 Clasificacin de la Permeabildad

PERMEABILIDAD md CLASIFICACIN

< 50 MALOS

50 250 MEDIOS

250- 1000 BUENOS

> 1000 MUY BUENA



En la tabla 1 se indican las permeabilidades del yacimiento Basal Tena de los pozos del

Campo BNXXP1 Norte obtenidas por medio de anlisis de restauracin de presin.

Con la ayuda de programas se pueden obtener mapas que nos ayudan a visualizar de

mejor forma los datos, y nos da una idea de la permeabilidad del yacimiento.

56

Figura 21 Mapa de Permeabilidades



3.11 PERMEABILIDAD ABSOLUTA K

Si el fluido es homogneo y no se produce ningn cambio en la roca, se habla de

permeabilidad absoluta.

Los datos de permeabilidades de yacimiento Basal Tena se encuentran expresadas en la

tabla 1

3.11.1 PERMEABILIDAD EFECTIVA DE LOS FLUIDOS KO, KW Y KG

Si en la roca existen varios fluidos, como es el caso de un yacimiento petrolfero, en el

que podemos tener petrleo, agua y gas, se producen interferencias entre ellos que dan

57

origen a permeabilidad efectiva para cada uno de los fluidos diferentes de sus

permeabilidades absolutas.

3.12 CURVAS DE KRO Y KRW Y DE KRO Y KRG

Se conoce una regla de campo que permite discriminar la preferencia de un medio

poroso a ser mojado por agua (hidrfilas) y/o petrleo (olefilas), las primeras estn en

capacidad de almacenar agua, y las segundas estn en capacidad de acumular petrleo,

teniendo as:

Figura 22 Curva de Permeabilidad Relativa Kro y Krw

CURVA DE PERMEAVILIDADES RELATIVAS DEL BASAL TENA CAMPO BNXXP1

Kro y Krw

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Sw

kro

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Krw

Kro Krw



58

Figura 23 Curva de Permeabilidad Relativa Kro y Krg

CURVA DE PERMEABILIDADES RELATIVAS DEL BASAL TENA CAMPO BNXXP1

Kro y Krg

0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Sw

Kro

0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0

Krg

Kro Krg



Tabla 7 Clasificacin de la Mojavilidad

Hidrfilas Olefilas

Swi > 20 25 % < 10 15 %

Kro = Krw > 50 % Sw < 50 % Sw

Krw max > 30 % Krw > 50 % Krw

Fuente Ing Petroproduccin


La permeabilidad en arenas y areniscas tiene una relacin directa con la porosidad; un

aumento normal en la porosidad provoca un aumento geomtrico en la permeabilidad.

59

As como una arena bien clasificada de buen dimetro promedio de grano indica una

buena permeabilidad.

La permeabilidad esta afectado en el yacimiento, por los mismos factores que afectan la

porosidad, tales como: presin, tamao y distribucin de los granos, etc.

Figura 24 Curva de Flujo Fraccional del Yacimiento Basal Tena

CURVA DE FLUJO FRACCIONAL

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

0,700

0,800

0,900

1,000

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 0,95 1,00

Sw

kro;

krw

Fw



3.13 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

3.13.1 VISCOSIDAD

La viscosidad es la resistencia que opone un lquido a fluir debido a la friccin interna

del mismo.

Saturacin de agua actual

60

La viscosidad se la puede medir de diferentes formas sea esta el laboratorio o en tablas

de correlacin.

La viscosidad es inversamente proporcional a la temperatura, a mayor temperatura

menor la viscosidad, a menor temperatura mayor la viscosidad.

Viscosidad absoluta o dinmica: Representa la viscosidad de un lquido y su medida por

el tiempo en que tarda en fluir a travs de un capilar a una determinada temperatura. Sus

unidades son el poise o centipoise ( )CmSeggr , siendo muy utilizada a fines prcticos.

Viscosidad cinemtica: Representa la caracterstica propia del lquido desechando las

fuerzas que genera su movimiento, obtenindose a travs del cociente entre la

viscosidad absoluta y la densidad del producto en cuestin. Su unidad de medida e el

store o centistoke segcm2 .

Ecuacin 6 Viscosidad Cinemtica

cpCSt =

Fuente Qumica Biblioteca Cientfica Tecnolgica James E. Brady


CSt = Viscosidad Cinemtica

Cp = Viscosidad Absoluta o Dinmica

= Densidad del fluido

61

La viscosidad que se utiliza en yacimientos es la viscosidad dinmica la misma que se la

obtiene en laboratorio.

La viscosidad del petrleo o La viscosidad del petrleo se lo determina en el laboratorio.

As por ejemplo:

Debajo del punto de burbuja (Pb) la viscosidad (o) aumenta con la disminucin de la presin debido a que el gas que se encuentra en el petrleo comienza a liberarse.

Si se encuentra por encima del punto de burbuja (Pb) la viscosidad (o) aumenta con el aumento de presin debido al estrechamiento de los espacios intermoleculares.

La viscosidad del petrleo depende mucho de la composicin del mismo ya que a mayor

cantidad de productos livianos C1..C5 la viscosidad es menor.

La viscosidad del agua w

La viscosidad del agua esta en funcin de la presin, temperatura y composicin

qumica es decir del contenido de sales, as si la viscosidad aumenta con la disminucin

de la temperatura y con los aumentos de la presin y salinidad, es decir:

A mayor presin mayor la viscosidad del agua

A menor temperatura mayor la viscosidad

A mayor salinidad mayor la viscosidad

62

3.13.2 SALINIDAD

El agua de los yacimientos se encuentra en contacto con distintos tipos de minerales por

lo cual esto produce que se tengan distintas concentraciones de las aguas de formacin,

esto tambin nos ayuda a determinar el ambiente de depositacin de los diferentes

yacimientos.

As tenemos que para la formacin Basal Tena se tiene una concentracin de 28.500

ppm de Cl-

3.13.3 CARACTERSTICAS DEL FLUIDO DE PRODUCCIN DE BASAL

TENA BT

En las presentes tablas se muestra las caractersticas del fluido de Basal Tena tanto de

Petrleo, Agua y Gas, para efectos de estudio se tom como referencia la calidad de

crudo y del gas del Campo Trueno, Yacimiento Basal Tena ya que el mismo tiene

similares caractersticas que el Campo BNXXP1 Norte, el anlisis del agua de

formacin corresponde al pozo BN-16 que es el nico pozo que aporta agua de Basal

Tena sin estar este influenciado por la inyeccin de agua de formacin, se tomaron en

cuenta los datos del Campo Trueno envista de no tener una prueba PVT de Basal Tena

del Campo BNXXP1 Norte ya que no existe dicha informacin, cave indicar que los

datos fueron obtenidos de la prueba PVT del pozo Er-04

63

Tabla 8 Anlisis de Crudo de Basal Tena

cAnlisis de petrleo del Yacimiento Basal Tena Campo BNXXP1

Norte

TEST NAME AND NUMBER UNIT RESULT

8,Gravity API @ 60 F - ASTM D-1298 API 29.6

Flash Point C - ASTM D-92 C

64

Tabla 9 Cromatografa del Gas de Basal Tena

Anlisis de Gas de Basal Tena

Componentes Mol %

Hydrogen Sulfide 0.00

Carbon Dioxide 0.27

Nitrogen 0.16

Methane 72.36

Ethane 11.56

Propane 8.02

iso-Butane 1.20

n-Butane 3.43

iso-Pentane 1.07

n-Pentane 0.87

Hexanes 0.63

Heptanes 0.28

Octanes 0.15

Nonanes 0.00

Decanes 0.00

Undecanes 0.00

Dodecanes plus 0.00

TOTAL 100,00

Fuente EPN, Facultad de Ingeniera Qumica


65

Tabla 10 Anlisis del Agua de Formacin be Basal Tena

Anlisis de Agua de Basal Tena

Apariencia CLARA

pH 7,5

t C 21,8

Carga mV N/A

Conductividad mS/cm 6,9

Sal. o/oo 51

TDS mg/L 28,6

BST mg/L 15,4

t F 71,2

Cloruros ppm 28500

ClNa ppm 47025

Alk T. ppm 720

Bicarbonatos ppm 878,4

Dt ppm 6200

Dca ppm 5600

DMg ppm 600

Sulfatos ppm 150

Hierro ppm 2,3

Calcio ppm 2480

Magnesio ppm 1488

Sodio ppm 18810

Fuente EPN Esuela de Ingeniera Qumica


66

CAPTULO IV

67

4. TRATAMIENTO DEL AGUA DE FORMACIN

El agua de formacin que se genera en el campo es tratada en su totalidad, por las

caractersticas del fluido que se tiene es muy fcil de realizar la separacin de petrleo

del agua de formacin, para esto se tiene un sistema de almacenamiento de agua de

formacin en la Estacin Sur y en la Estacin Norte, en los mismos que se recibe la

produccin de agua que sale del tanque de lavado, en este se deBNata el crudo que pasa

con el agua de formacin el mismo que es incorporado al proceso para su tratamiento

nuevamente, el agua es bombeada desde las Estaciones a la planta de tratamiento la

misma que se ubica en la locacin del pozo BS-03, la misma que se encuentra en el

punto ms alto del campo, en la planta de tratamiento se tiene un sistema de deBNatado

con un tanque Skimmer el mismo que nos ayuda a separar las partculas de petrleo del

agua y de igual forma nos ayuda a decantar los slidos que esta pueda tener, despus del

tanque Skimmer el agua pasa a un tanque de almacenamiento del cual se alimenta a las

bombas de transferencia para bombear el agua tanto a los pozos re-inyectores como al

inyector, la capacidad de tratamiento es de 25.000 Bls da, estando al momento con la

planta en su mxima capacidad.

La planta tiene:

o 1 tanque Skimmerr de 3.020 Bls.

o 1 tanque de Almacenamiento de 2.060 Bls.

o 1 Generador a CAT-3512 de 681 KVA

o 2 Generador a Gas CAT- 3516 de 963 KVA

o 2 Bombas B-J de 12.500 Bls cada una

o 1 Bomba Horizontal de 25.000 Bls.

68

Como parte del tratamiento se utilizan productos qumicos desde boca de pozo hasta la

planta de agua de formacin. Se utilizan productos demulsificantes, Inhibidotes de

Escala, Inhibidores de Parafina, Inhibidores de Corrosin, removedor de sulfuros y un

Biocida para matar a las Bacterias Sulfato Reductoras BSR, todos estos productos se

monitorean a diario para mantener una separacin ptima del agua en el tanque de

lavado y posteriormente en la planta de tratamiento de aguas de formacin, gracias a la

buena calidad de petrleo que se maneja es relativamente fcil realizar el tratamiento

del agua de formacin.

Para el control de la calidad del agua de formacin se realiza monitoreos pasando un da

para poder determinar la calidad del agua que se inyecta en los pozos, siendo los

parmetros de control, Slidos suspendidos Totales BST, Residual de aceite RO,

Salinidad del agua Cl-y hierro Fe++, de los cuales los ms importantes son los tres

primeros, ya que con esto parmetros de control se a logrado mantener los pozos

inyectores en perfecto estado, con el monitoreo del hierro nos sirve para determinar

como estamos con el control de la corrosin de los equipos.

El agua de produccin del tanque de lavado sale con valores muy altos, los mismos que

se muestran en la siguiente tabla.

69

Tabla 11 Calidad del Agua a la Salida de las Estaciones

Caractersticas del agua de formacin del campo BNXXP1

Salida de TK. Lavado Est. Sur Salida de TK. Lavado Est. Norte

BST

ppm

Cl-

Ppm

Ro

ppm

Fe++

ppm

BST

ppm

Cl-

ppm

Ro

ppm

Fe++

Ppm

18,2 1202 35,4 0,4 19,3 2403 84,4 0,4



Una vez que sale del tanque de lavado el agua pasa por un tanque de almacenamiento,

en el cual se realiza el primer paso de deBNatado y de decantacin de slidos, lo que

nos ayuda a bajarla cantidad de slidos y del residual de aceite, teniendo como resultado

la siguiente calidad de agua la misma que se transfiere a la planta de tratamiento de

aguas de formacin.

Una vez que se transfiere el agua desde las estaciones las mismas se mezclan en la

entrada del tanque skimer obtenindose una mezcla de las aguas de formacin de las

siguientes caractersticas:

Tabla 12 Calidad del Agua al Ingreso de la Planta de Tratamiento



Ingreso a Planta de Tratamiento

BST ppm Cl- ppm Ro ppm Fe++ ppm

12,5 1406 18,1 0,4

70

Cuando el agua pasa por el proceso de deBNatado y decantacin de slidos el mismo

que se realiza en tanque Skimer se logra obtener un agua con las siguientes

especificaciones:

Tabla 13 Calidad del Agua de Inyeccin



La misma que se transfiere a los pozos reinyectares y al pozo inyector, logrando

mantener a los pozos en buenas condiciones para que los mismos puedan admitir sin

problemas el agua de formacin.

4.1 MONITOREO DEL TRATAMIENTO DE AGUAS DE FORMACIN

El monitoreo de las aguas de formacin se las realiza pasando un da, las mismas que

son tomadas por encargado de laboratorio, el mismo que es responsable de realizar los

anlisis correspondientes, los puntos de monitoreo son:

Estacin Sur:

Salida de tanque de lavado

Salida del tanque de almacenamiento de agua

Salida Planta de Tratamiento

BST ppm Cl- ppm Ro ppm Fe++ ppm

4,9 1406 2,2 0,4

71

A la descarga de las bombas.

Estacin Norte:

Salida de tanque de lavado

Salida del tanque de almacenamiento de agua

A la descarga de las bombas.

Planta de tratamiento:

Al ingreso del tanque skimer

Salida tanque skimer

Salida del tanque de almacenamiento

A la descarga de las bombas de transferencia

En los pozos reinyectares e inyector en boca de pozo.

La metodologa para la toma de las muestras en los diferentes puntos es la siguiente:

Se drena en el punto de muestreo por un lapso de 5 minutos p

inyeccion de agua

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