t-uce-108

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA, MINAS, PETRLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE PETRLEOS

ESTUDIO DEL INCREMENTO DE LA PRODUCCIN MEDIANTE

LA SELECCIN DE POZOS CANDIDATOS PARA FRACTURAMIENTO HIDRULICO

DEL CAMPO CONONACO

TESIS DE GRADO PREVIA A LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIERO DE PETRLEOS

AUTOR: HENRRY R. TOAPANTA A.

QUITO, DICIEMBRE 2009

ii

DECLARACIN DE ORIGINALIDAD En calidad de miembros del Tribunal de Grado, designados por la Facultad de

Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental, declaramos que la Tesis

de Grado denominada ESTUDIO DEL INCREMENTO DE LA PRODUCCION MEDIANTE LA SELECCIN DE POZOS CANDIDATOS PARA FRACTURAMIENTO HIDRULICO DEL CAMPO CONONACO, es original y ha sido elaborada ntegramente por el seor Henrry Rodrigo Toapanta Aquino,

egresado de la Escuela de Ingeniera de Petrleos de la Universidad Central del

Ecuador. Atentamente, Ing. Olga Guerrero Tutora Ing. Patricio Izurieta Ing. Marco Guerra Primer Vocal Segundo Vocal

iii

CESIN DE DERECHO DE AUTOR

En gratitud a la continua labor educativa que la Universidad Central del

Ecuador ha desarrollado a favor de los estudiantes ecuatorianos, yo Henrry

Rodrigo Toapanta Aquino, representante de esta noble institucin, cedo los

derechos de autora sobre mi trabajo de Tesis de Grado titulada ESTUDIO DEL INCREMENTO DE LA PRODUCCION MEDIANTE LA SELECCIN DE POZOS CANDIDATOS PARA FRACTURAMIENTO HIDRULICO DEL CAMPO CONONACO a nombre de la Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental y a la Estatal PETROECUADOR auspiciante de

este trabajo.

Atentamente,

..

Henrry R. Toapanta A. C.C.: 050199986-6

iv

AGRADECIMIENTO

A Dios todo poderoso por haber brindado la oportunidad de seguir con vida,

para continuar realizando mis sueos.

Agradezco a la Universidad Central del Ecuador y en especial a la Faculta de

Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental, por haberme abierto sus

puertas durante estos aos y brindarme la oportunidad para desarrollarme

como profesional y prepararme para enfrentar nuevos retos.

A la Ing. Olga Guerrero, por haberme brindado su apoyo, esfuerzo y

colaboracin en la realizacin de mi tesis.

Al Ing. Patricio Izurieta y al Ing. Marco Guerra, por ser excelentes profesores y

personas, quienes brindaron su conocimiento y dedicacin en beneficio de este

proyecto.

Agradezco a la Estatal PETROECUADOR y en especial a su Filial

PETROPRODUCCIN por la oportunidad brindada para desarrollar este

proyecto, en especial al departamento de ingeniera de petrleos del campo

Auca, a los Ingenieros. Rubn Segovia, Juan Carlos Guaman y Vinicio Duran,

quienes me brindaron su colaboracin para alcanzar el objetivo propuesto.

Un agradecimiento especial al ingeniero Jairo Bolaos por haber brindado todo

su apoyo y amistad.

v

DEDICATORIA

A mi mam Aidita, por estar siempre a mi lado, por ensearme que en la vida no hay cosas imposibles, por su amor, cario, esfuerzo y apoyo incondicional.

A mis hermanos Rocio, Stalin y Yadira que siempre han estado conmigo en los buenos y malos momentos, por haberme brindado su cario durante toda

mi trayectoria de mis estudios.

A todos mis familiares, quienes han contribuido inconmensurablemente en mi

formacin como ser humano.

Para todos mis amigos y compaeros de la Facultad a Marcelo A., Jairo B.,

Renato C., Freddy O., Javier M., Angel L., Mario Z., Galo Ch., Jos L., Santiago

C. y Luis P. y en especial a Luis Santiago Miln () que Dios lo tenga a su lado, gracias a todos por su colaboracin y apoyo incondicional en los momentos

ms alegres como tristes de nuestras vidas como estudiantes y vidas diarias.

vi

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre ingeniera de yacimientos y produccin, especficamente mtodo de produccin por fracturamiento hidrulico. El objetivo general es incrementar la produccin mediante la seleccin de pozos candidatos para fracturamiento hidrulico del campo Cononaco. El problema identificado es baja permeabilidad, taponamiento de poros y dao de formacin. La hiptesis dice: el estudio de la seleccin de pozos candidatos para fracturamiento hidrulico en el Campo Cononaco, incrementa la produccin de petrleo. Marco referencial: ubicacin geogrfica del campo Cononaco, descripcin de arenas productoras y tipos de empuje. Marco terico: parmetros petrofsicos, fractura, apuntalante, fluidos y equipos de fractura. Marco metodolgico: anlisis del estado de los pozos seleccionados, anlisis tcnico y anlisis econmico, normas de seguridad. La conclusin general se refiere a la produccin incremental obtenida despus del fracturamiento. Con la recomendacin de seleccionar el apuntalante y fluido de fractura adecuado para los pozos seleccionados. DESCRIPTORES: < CAMPO CONONACO PERMEABILIDADES > < ARENISCA U > < ARENISCA T > < ESTIMULACION DE POZOS CAMPO CONONACO > CATEGORIAS TEMATICAS < CP INGENIERIA DE YACIMIENTOS > AUTORIZACIN:

Autorizo a la BIFIGEMPA, para que esta tesis sea diseminada a travs de su

Biblioteca virtual por INTERNET.

Atentamente


vii

SUMMARY DOCUMENTAL: Thesis has more than enough engineering of reservorius and production, specifically production method for hydraulic fracturing. The general objective is to increase the production by means of the selection of wells candidates for hydraulic fracturing of the field Cononaco. The identified problem is low permeability, covering of pores and formation damage. The hypothesis says: the study of the selection of wells candidates for hydraulic fracturamiento in the Field Cononaco, increases the production of petroleum. Referential Frame: geographical location of the field Cononaco, description of sands producers and push types. Theoretical Frame: parameters petrofisicos, he/she fractures, apuntalante, fluids and fracture teams. Methodological Frame: analysis of the state of the selected wells, technical analysis and economic analysis, safe-deposit norms. The general conclusion refers to the incremental production obtained after the fracturamiento. With the recommendation of selecting the propant and fracture fluid adapted for the selected wells. DESCRIBERS: < FRACS> THEMATIC CATEGORIES AUTHORIZATION:

I authorize the BIFIGEMPA, so that this thesis is disseminated through its virtual

Library by INTERNET.

SINCERELY


viii

NDICE GENERAL Pagina

INTRODUCCIN ........................................................................................... 1 OBJETIVOS................................................................................................... 2 General .......................................................................................................... 2

Especficos ..................................................................................................... 2

CAPITULO I

Antecedentes ................................................................................................. 3

1.1. Ubicacin geogrfica del campo ............................................................. 4

1.2. Descripcin geolgica del campo............................................................ 6

1.3. Tipos de yacimientos y descripcin de las arenas productoras U y T.12

1.4. Mecanismos de empuje......................................................................... 17

1.5. Mapas estructurales de las arenas U y T........................................... 22

CAPITULO II

2. Propiedades petrofsicos de las arenas U y T ...................................... 24

2.1. Permeabilidad, porosidad y saturacin de agua.................................... 24

2.2. Tipos de rocas....................................................................................... 38

2.3. Anlisis de ncleos ............................................................................... 40

2.4. Pruebas de presin ............................................................................... 41

2.5. Registros elctricos ............................................................................... 45

2.6. Evaluaciones petrofsicas...................................................................... 46

2.7. Anlisis de los fluidos producidos de las arenas U y T ...................... 47

CAPITULO III

3. Fracturamiento hidrulico. ........................................................................ 54

3.1. Definicin de fractura hidrulica. ........................................................... 54

3.2. Modelo de fractura hidrulica ................................................................ 59

3.3. Fluidos de fracturamiento ...................................................................... 72

3.4. Propiedades reolgicas de los fluidos ................................................... 77

ix

3.5. Gradiente de fractura ........................................................................... 81

3.6. Dao inducido por polmero ................................................................. 85

3.7. Apuntalante .......................................................................................... 87

3.8. Diseo y propagacin de fractura......................................................... 88

CAPITULO IV

4. Historia de produccin y reacondicionamiento realizados........................ 95

4.1. Estado actual del campo Cononaco...................................................... 95

4.2. Historia de produccin del campo Cononaco ........................................ 99

4.3. Reacondicionamientos realizados en el campo Cononaco ................... 99

4.4. Antecedentes de pozos fracturados ................................................... 100

4.5. Anlisis de fracturamientos realizados en el campo............................ 106

4.6. Diseo de fracturamientos realizados ................................................. 107

CAPITULO V

5. Seleccin de pozos candidatos para el fracturamiento .......................... 110

5.1. Produccin antes del fracturamiento del pozo..................................... 113

5.2. Diseo para realizar el fracturamiento................................................. 115

5.3. Equipos de fracturamiento a utilizarse ................................................ 122

5.4. Procedimiento operacional para realizar trabajo de fracturamiento .... 128

5.5. Completacion del pozo para fracturamiento ....................................... 134

5.6. Produccin post - fracturamiento hidrulico ........................................ 135

CAPITULO VI

6. Evaluacin de resultados ....................................................................... 136

6.1. Rendimiento del trabajo de fracturamiento hidrulico ......................... 136

6.2. Tcnicas de evaluacin del trabajo de fracturamiento hidrulico ........ 137

6.3. Incremento de produccin esperado del fracturamiento hidrulico ..... 138

6.4. Anlisis tcnico econmico del fracturamiento hidrulico................. 139

6.5. Anlisis comparativo con otras tcnicas.............................................. 147

x

CAPITULO VII

7. Seguridad industrial y ambiental ........................................................... 149

7.1. Normas de seguridad industrial........................................................... 149

7.2. Normas de seguridad ambiental.......................................................... 151

7.3. Manejo ambiental de las operaciones ................................................. 152

CAPITULO VIII

8. Conclusiones y recomendaciones.......................................................... 153

8.1. Conclusiones..................................................................................... 153

8.2. Recomendaciones............................................................................. 154

ANEXOS .................................................................................................... 157 BIBLIOGRAFA ......................................................................................... 199 GLOSARIO TCNICO ............................................................................... 201

xi

NDICE DE FIGURAS Pagina

Figura 1.1: Mapa de ubicacin del campo Cononaco .................................... 5

Figura 1.2: Columna estratigrfica del oriente ecuatoriano .......................... 11

Figura 1.3: Yacimientos de petrleo............................................................. 12

Figura 1.4: Yacimientos de gas-petrleo...................................................... 13

Figura 1.5: Yacimientos de condensados .................................................... 13

Figura 1.6: Yacimientos de gas seco ........................................................... 14

Figura 1.7: Yacimientos de gas asociado..................................................... 14

Figura 1.8: Yacimiento de empuje de agua ................................................. 17

Figura 1.9: Yacimiento de empuje gas en solucin ...................................... 18

Figura 1.10: Yacimiento de empuje con capa de gas................................... 19

Figura 1.11: Eficiencia de recobro................................................................ 21

Figura 2.1: Representacin esquemtica de la permeabilidad..................... 24

Figura 2.2: Cortes de tapones en el laboratorio ........................................... 26

Figura 2.3: Relaciones de permeabilidades relativas ................................... 27

Figura 2.4: Relaciones de permeabilidades relativas ................................... 28

Figura 2.5: Factor volumtrico del petrleo en funcin de la presin ..............48

Figura 2.6: Viscosidad del petrleo en funcin de la presin...........................52

Figura 2.7: Solubilidad en funcin de la presin ..............................................53

Figura 3.1: Iniciacin y propagacin de fractura........................................... 54

Figura 3.2: Tensin aplicada ........................................................................ 55

Figura 3.3: Deformacin unitaria .................................................................. 55

Figura 3.4: Relacin entre tensin aplicada y deformacin unitaria ............. 56

Figura 3.5: Deformacin transversal ............................................................ 57

Figura 3.6: Orientacin horizontal de una fractura ....................................... 58

xii

Figura 3.7: Tipos de orientacin de una fractura .......................................... 58

Figura 3.8: Modelo geomtrico PKN ............................................................ 61

Figura 3.9: Modelo geomtrico KGD............................................................ 64

Figura 3.10: Distribucin de esfuerzos ......................................................... 70

Figura 3.11: Grafico logaritmico vs ........................................................ 78 Figura 3.12: n para un fluido 40 lb. /1000 gal. borate crosslinked ............... 79

Figura 3.13: k para un fluido 40 lb. /1000 gal. borate crosslinked................ 80

Figura 3.14: n para un fluido 40 lb. /1000 gal. zirconate crosslinked ........... 80

Figura 3.15: k para un fluido 40 lb. /1000 gal. zirconate crosslinked ........... 80

Figura 3.16. Presiones durante el proceso de fracturamiento...................... 82

Figura 3.17. Monitoreo de presiones............................................................ 84

Figura 3.18. Redondez del apuntalante ....................................................... 90

Figura 3.19: Clculo de eficiencia de fractura .............................................. 92

Figura 3.20: Efecto del leakoff vs. Eficiencia ............................................... 93

Figura 3.21: Rango con concentracin de propante..................................... 94

Figura 4.1: Mapa de ubicacin de pozos del campo cononaco.................... 98

Figura 4.2: Declinacion de produccion del campo cononaco ....................... 99

Figura 5.1: Seleccin de apuntalante.......................................................... 118

Figura 5.2: Geometra de la fractura .......................................................... 121

Figura 5.3: Bombas de fracturamiento ....................................................... 122

Figura 5.4: Blender de fracturamiento ........................................................ 123

Figura 5.5: Tanques de almacenaje de fluidos........................................... 124

Figura 5.6: Manifolds de descarga ............................................................. 125

Figura 5.7: Cabezal de fracturamiento ....................................................... 126

Figura 5.8: Ubicacin de equipos en locacin............................................ 127

Figura 5.8: Monitoreo de presin................................................................ 132

Figura 5.8: Sarta de fracturamiento hidrulico............................................ 134

Figura 6.1: Recuperacin de la inversin ................................................... 144

xiii

NDICE DE TABLAS Pagina

Tabla 1.1: Ubicacin geogrfica del campo Cononaco ................................. 4

Tabla 1.2: Descripcin litolgica de las arenas ............................................ 15

Tabla 1.3: Recuperacin de petrleo de acuerdo al tipo de empuje ............ 20

Tabla 2.1: Rangos de permeabilidad en las rocas reservorios..................... 25

Tabla 2.2: Valores de permeabilidades horizontales de los reservorios....... 30

Tabla 2.3: Rangos de porosidad en las rocas reservorios ........................... 32

Tabla 2.4: Valores de porosidad de los reservorios ..................................... 34

Tabla 2.5: Factor de formacin de los reservorios ....................................... 35

Tabla 2.6: rw de los diferentes reservorios................................................... 36

Tabla 2.7: Valores de resistividad total de formacin ................................... 37

Tabla 2.8: Resumen de los parmetros petrofsicos .................................... 37

Tabla 2.9: Rango de espesores efectivos de los yacimientos...................... 38

Tabla 2.10: Salinidad de agua intersticial por arena..................................... 41

Tabla 2.11: Factor volumtrico inicial de petrleo en los yacimientos del campo

Cononaco..........................................................................................................49

Tabla 2.12: Factor volumtrico actual de petrleo en los yacimientos del campo

Cononaco..........................................................................................................49

Tabla 2.13: Compresibilidad de petrleo en los yacimientos del campo Cononaco

..........................................................................................................................50

Tabla 2.14: Densidad de petrleo en los yacimientos del campo Cononaco ..51

Tabla 2.15: Viscosidad de petrleo en los yacimientos del campo Cononaco52

Tabla 2.16: Relacin de solubilidad en los yacimientos del campo Cononaco53

Tabla 3.1: Logaritmo base 10 de dimensiones de longitud (ld ) .................... 68

Tabla 3.2: Logaritmo base 10 de presin del pozo....................................... 69

Tabla 3.3. Logaritmo en base 10 de la eficiencia de fluido........................... 69

Tabla 3.4. Concentracin de propante con varios fluidos de fracturacin .... 88

Tabla 3.5. Propiedades del apuntalante....................................................... 90

Tabla 3.6: Variables para el diseo de una fractura ..................................... 91

xiv

Tabla 4.1: Estado actual del campo Cononaco (pozos productores ............ 95

Tabla 4.2: Produccin actual de la arena Hollin......................................... 96

Tabla 4.3: Produccin actual de la arena Hollin + T................................... 96

Tabla 4.4: Produccion actual de la arena T................................................ 96

Tabla 4.5: Produccion actual de la arena U ............................................... 97

Tabla 4.6: Pozos reinyectores, secos y cerrados del campo Cononaco ...... 97

Tabla 4.7: Pozos fracturados en el campo Cononaco................................ 107

Tabla 5.1.: Pronostico marzo ,2009............................................................ 111

Tabla 5.2.: Pozos seleccionados................................................................ 112

Tabla 5.3.: Caracteristicas y propiedades de T.R. de 7 ............................ 115

Tabla 5.4.: Ejecucion del trabajo de fracturamiento hidrulico ................... 131

Tabla 5.5.: Produccion post - fracturamiento hidrulico ............................. 135

Tabla 6.1: Costo estimados para fracturamiento hidrulico ....................... 140

Tabla 6.2: Inversiones por pozo ................................................................. 141

Tabla 6.3: Valor actual neto........................................................................ 146

Tabla 6.4: Ventajas y desventajas de los mtodos .................................... 148

xv

NDICE DE ANEXOS Pagina

ANEXO: 1-1. Historial de work over CON 09 .......................................... 158

ANEXO: 1-2. Diagrama de pozo CON 09................................................ 162

ANEXO: 1-3. Historial de produccin CON 09 ........................................ 163







ANEXO: 1-10. Historial de work over CON 22 ........................................ 179

ANEXO: 1-11. Diagrama de pozo CON 22.............................................. 181

ANEXO: 1-12. Historial de produccin CON 22 ...................................... 182







ANEXO: 1-19. Costo detallado del fracturamiento hidrulico..................... 194

ANEXO: 1-20. Produccin de petrleo y agua para 24 meses................... 196

ANEXO: 1-21. Anlisis econmico de pozos seleccionados...................... 198

1

INTRODUCCIN.

En el Ecuador el Petrleo es una de las principales fuentes de ingresos para el

estado, por lo tanto cualquier trabajo destinado a recuperar o mejorarla

productividad de los pozos es muy importante.

Las operaciones de reacondicionamiento tienen el propsito de rehabilitar y

mejorar las condiciones de produccin, donde los yacimientos han dejado de

producir o su produccin es deficiente por alto contenido de agua (BSW), de

gas, parafinas, slidos, daos de formacin, fallas mecnicas en las

completaciones, dao en los sistemas de levantamiento artificial, etc.

Existen varios tipos de trabajos de reacondicionamientos (rehabilitacin), que

se clasifican en:

Trabajos de Estimulacin. Trabajos de Reparacin. Trabajos Mecnicos.

Los trabajos mecnicos no se realizan directamente sobre la formacin

productora, sin embargo pueden ser realizados con torre o sin torre de

reacondicionamiento, el resultado del mismo es traducido a aumentar la

produccin y estos permiten que los trabajos mecnicos sean considerados

como operaciones de reacondicionamiento.

Los trabajos de reparacin son en su mayora mas laboriosos que los de

estimulacin, puesto que implican cambios parciales o totales del intervalo

productor, en cambio los trabajos de estimulacin estn predeterminados a

uno o ms intervalos seleccionados, en la mayora de los casos sin alterar el

espesor caoneado.

2

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Estudiar el incremento de la produccin mediante la seleccin de pozos candidatos para fracturamiento hidrulico en el campo Cononaco.

OBJETIVOS ESPECFICOS

Determinar la seleccin de los pozos candidatos para el fracturamiento.

Recopilar informacin de pozos fracturados anteriormente.

Describir el principio de funcionamiento de fracturamiento hidrulico.

Determinar cuales sern los tipos de fluidos que se utilizar en el fracturamiento.

Conocer las tcnicas de diseo para el fracturamiento.

Cuantificar el incremento de produccin de cada uno de los pozos despus de realizar esta operacin.

Analizar tcnica y econmicamente la operacin de fracturamiento hidrulico.

3

CAPITULO I

ANTECEDENTES

El campo Cononaco inicialmente perteneca a la concesin de la Compaa

Petrolera Pastaza, C.A., y Compaa Petrolera Aguarico S.A.; luego paso a la

Texaco Petroleum Company Ecuador Divisin, que descubri el campo en el

ao de 1972, mediante la perforacin del pozo exploratorio Cononaco 1,

localizado en el centro del campo.

La perforacin se inici el 26 de octubre de 1972 y alcanz una profundidad

total de 11233 el 19 de diciembre de 1972, llegando hasta la formacin

Chapiza en la que penetr 131.

En las pruebas inciales de produccin de la formacin Holln (60), aport 1341

BPPD de 33.5 API y 0.1% de agua y sedimentos, en la arenisca T (65), con

pistoneo se recuper 26 BPPD de 13.3 API y en la arenisca U (20), se

obtuvo 110 BPPD de 16.6 API.

4

1.1. UBICACIN GEOGRFICA DEL CAMPO

El campo Cononaco est ubicado en la Cuenca Sedimentaria de la Regin

Amaznica del Ecuador, al sur del rea operado por Petroproduccin filial de

Petroecuador, provincia de Orellana, aproximadamente a 55 Km. al sur del

cantn Francisco de Orellana y a 115 Km. al este de la cuidad del Tena.

El campo Cononaco se encuentra al sur de los campos Auca y Rumiyacu y al

norte del campo Tiguino.

El rea del campo se halla entre las siguientes coordenadas:

COORDENADAS GEOGRAFICAS COORDENADAS UTM

Latitud Sur 05800 - 10200

Longitud Oeste 755500 - 765700

9985400 - 9995100 N

282700 - 280100 E

Fuente: Departamento de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 1.1: UBICACIN GEOGRFICA DEL CAMPO CONONACO

5

COLOMBIA

PERU

PETROPRODUCCION

PERU

CONONACO

ITT

27

15

17

16

18

11LUMBAQUI OIL

7

21

31PETROBRAS

23

24

CGC

10

AEC

AGIP

BURLINGTON

AEC

ECUADORTCL

20

PERENCO

PERENCO

OCCIDENTAL

ENCANA

REPSOL YPY

ENCANA

ECUADOR

CAMPO CONONACOEN LA REGION AMAZONICA

FIG. 1.1: MAPA DE UBICACIN DEL CAMPO CONONACO

6

1.2. DESCRIPCIN GEOLGICA DEL CAMPO

El campo es considerado como parte del tren estructural Sacha Auca de

orientacin Norte Sur. Estructuralmente el campo se presenta como un

anticlinal fallado de 7 Km. de largo en direccin Norte Sur y 2 km. de ancho

aproximadamente en el centro del campo con un cierre vertical aproximado de

100, que en su mayor parte corresponde a la formacin Holln.

El rea estimada es de 7500 acres que corresponde a todas las arenas de

estudio.

Geolgicamente este campo se encuentra en el lado levantado de una falla

inversa, constituye un anticlinal asimtrico cuya direccin va de Noreste

Suroeste de 10 Km. de largo por 2 Km. de ancho promedio, con un cierre

vertical de 227, siendo la parte ms ancha la parte central y la ms angosta al

norte; cierra al oeste contra una falla inversa sin sedimentos de alto ngulo

llegando hasta la base de la formacin Tena, tiene aproximadamente 300 de

salto en el centro del campo y disminuye hacia los flancos.

Las pocas de formacin de los intervalos productores pertenecen al periodo

cretcico:

Edad Albo-Aptiano para la formacin Holln.

Edad Albiano para la formacin Napo T.

Edad Cenomaniano para la formacin Napo U.

A travs de la descripcin de los ncleos tomados en varios pozos, se ha

definido la litologa, tamao de grano, figuras de sedimentacin y ambiente de

depsito de los yacimientos Holln Inferior, Holln Superior y T Inferior.

No se dispone ncleos de las areniscas U Superior ni U Inferior.

7

ZONA ARENISCA HOLLIN INFERIOR Se ha determinado que la zona tiene un espesor promedio de 539 pies

localizada en su base a 11232 pies de profundidad y su tope a 10693 pies.

Litolgicamente la Formacin Holln en su parte inferior se halla constituida por

arenisca cuarzosa, transparente, traslucida de grano fino a medio,

ocasionalmente grueso, subangular a subredondeado ocasionalmente angular,

friable, suelta y asociado a glauconita en la parte superior.

El ambiente deposicional varia desde continental sub-areo a marginal clstico

o transicional y luego a marino de plataforma clstica somera.

1. AMBIENTE MARINO.- Compuesta enteramente por facies de plataforma clstica arcillosa somera.

2. AMBIENTE TRANSICIONAL.- Compuesto por superposiciones de facies arenosas de planicie arenosa de marea, facies lodosas de

planicie lodosa de marea y facies de barra arenosa de marea y canal de

marea.

3. AMBIENTE CONTINENTAL.- Compuesto de barras fluviales y de una superposicin de facies de canal fluvial.

ZONA ARENISCA HOLLIN SUPERIOR De forma general, la orientacin de la zona tiene una tendencia Noreste-

Sureste con espesores enmarcados dentro de los 60 a los 74 pies que

guardaran estrecha relacin con el deposito de facies de zona de barra de

marea, planicie arenosa de marea y canal de marea.

Los clsticos se depositan en mayor cantidad hacia la parte sur del campo

(pozo Con-18).

8

De mayor a menor profundidad relativa, las facies sedimentarias son:

1. Facies de plataforma clstica arcillosa somera, lutitas duras, moderada bioturbacin, con laminaciones de arenisca muy finas.

2. Facies de plataforma clstica arenosa somera, arenisca de grano muy fino a fino, bien consolidadas, intensa bioturbacin.

3. Facies de cara de playa inferior, areniscas muy finas, bien consolidadas, con hidrocarburo mvil.

4. Facies de planicies arenosa de marea, areniscas oscuras, grano fino a medio, bien consolidadas, intensa bioturbacin con hidrocarburo mvil y

residual.

5. Facies de barra de marea, areniscas oscuras, grano fino a medio, escasa bioturbacin, con hidrocarburo mvil.

6. Facies de canal de marea, arenisca cafs claras a oscuras, grano fino a grueso, escasa bioturbacin con hidrocarburo mvil.

ZONA ARENISCA T INFERIOR. El tipo de roca es una arenisca cuarzosa, transparente, traslucida, de grano

fino a medio, ocasionalmente grueso, de cemento silceo.

La depositacion en general de la zona guarda una tendencia Noreste-Sureste.

Los espesores se destacan por su tamao tanto en la parte centro de canales

de marea (Con- 01, Con-02, Con-13 y Con-16), en donde oscilan entre los 47 y

60 pies de espesor, como en la parte sur en zonas correspondientes a facies

de planicie arenosa de marea (Con-04 y Con-23) con espesores que van de los

59 a 67 pies.

9

Las facies sedimentarias identificadas son:

AMBIENTE TRANSICIONAL:

1. Facies de planicie lodosa de marea constituida por areniscas de grano muy fino con finsimas intercalaciones de laminaciones lenticulares.

2. Facies de planicie arenosa de marea formada por areniscas de grano muy fino a medio intercalada con finas intercalaciones de lutita,

moderada bioturbacin, visualmente impregnadas de hidrocarburos.

3. Facies de canal de marea donde se encuentran areniscas de grano medio, poseen clastos arcillosos y laminaciones de arcillas.

AMBIENTE CONTINENTAL:

1. Facies palustres o de pantano (Marsh) con sedimentos arcillosos con pequeas laminaciones lenticulares de areniscas muy fina, mayor a

menor profundidad relativa las facies sedimentarias.

ZONA ARENISCA U INFERIOR Se trata de una arenisca cuarzosa, transparente a subtransparente, grano fino

a muy fino, ocasionalmente grueso, subangular a subredondeada, de cemento

silcico.

En el norte del campo (Con-06 y Con-21) se encuentran espesores de de 89 a

93 pies correspondientes a canales de marea.

Al centro (Con-11 y Con-14) y sur (Con-09 y Con-15) del campo los espesores

se enmarcan dentro de los 96 a 98 y 88 a 98 pies respectivamente. La

depositacion tiende a la direccin Nornoreste- Sursuroeste.

10

ZONA ARENISCA U SUPERIOR La arenisca es cuarzosa, transparente, traslucida, de grano muy fino a fino,

ocasionalmente grano medio, silceo, en partes con matriz calcrea,

glauconitica.

La estructura petrolfera a este nivel tiende en la direccin Noreste-

Sursuroeste. Los espesores disminuyen hacia el sur hacia el sur del campo

siendo depsitos de facies de barra arenosa de marea y crecen en el norte

alcanzando rangos de 20 a 22 pies correspondientes a facies de canales de

marea.

11

FIG. 1.2: COLUMNA ESTRATIGRAFICA DEL ORIENTE ECUATORIANO

12

1.3. TIPOS DE YACIMIENTOS Y DESCRIPCIN DE LAS ARENAS PRODUCTORAS U Y T

1.3.1. TIPOS DE YACIMIENTOS

De acuerdo con los volmenes de gas o petrleo que contienen los yacimientos

se denominan:

1.3.1.1. YACIMIENTOS DE PETRLEO

En stos el petrleo es el producto dominante y el gas est como producto

secundario disuelto en cantidades que dependen de la presin y la temperatura

del yacimiento. Reciben el nombre de yacimientos saturados cuando el

petrleo no acepta ms gas en solucin bajo las condiciones de temperaturas y

presin existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace

hacia la parte superior de la estructura, lo que forma una capa de gas sobre el

petrleo.

FIG.1.3: YACIMIENTOS DE PETRLEO

1.3.1.2. YACIMIENTOS DE GAS-PETRLEO.

Son aquellas acumulaciones de petrleo que tienen una capa de gas en la

parte ms alta de la trampa. La presin ejercida por la capa de gas sobre la del

petrleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del petrleo

hacia la superficie a travs de los pozos.

13

Cuando baja la presin y el petrleo ya no puede subir espontneamente,

puede inyectarse gas desde la superficie a la capa de gas del yacimiento,

aumentando la presin y recuperando volmenes adicionales de petrleo.

FIG.1.4: YACIMIENTOS DE GAS-PETRLEO.

1.3.1.3. YACIMIENTOS DE CONDENSADOS.

En estos yacimientos de hidrocarburos estn en estado gaseoso, por

caractersticas especficas de presin, temperatura y composicin. El gas est

mezclado con otros hidrocarburos lquidos; se dice que se halla en estado

saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas hmedo.

FIG.1.5: YACIMIENTOS DE CONDENSADOS.

1.3.1.4. YACIMIENTOS DE GAS SECO. En stos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen

hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman lquidos por

los cambios de presin y temperatura.

14

El gas se genera gracias a un proceso de expansin, parecido al que ocurre en

las bombonas, donde la cantidad de gas est relacionada con la presin del

embace.

FIG.1.6: YACIMIENTOS DE GAS SECO.

1.3.1.5. YACIMIENTOS DE GAS ASOCIADO.

El gas que se produce en los yacimientos de petrleo, el gas-petrleo y de

condensado, recibe el nombre de gas asociado, ya que se produce

conjuntamente con hidrocarburos lquidos.

El gas que se genera en yacimientos de gas seco se denomina gas no

asociado o gas libre y sus partes lquidas son mnimas.

FIG.1.7: YACIMIENTOS DE GAS ASOCIADO.

15

1.3.2. DESCRIPCIN DE LAS ARENAS PRODUCTORAS U Y T

El campo Cononaco esta compuesto con las siguientes formaciones:

TABLA 1.2: DESCRIPCIN LITOLGICA DE LAS ARENAS

A continuacin describiremos la litologa de las respectivas formaciones.

1.3.2.1. FORMACIN NAPO U 1.3.2.1.1. ARENISCA U SUPERIOR Es una arenisca cuarzosa de color gris clara, de grano fino a medio,

subangular, de matriz arcillosa, cemento ligeramente calcreo, con inclusiones

de glauconita y pirita, regular saturacin de hidrocarburos, fluorescencia

amarillo blanquecina, corte rpido.

1.3.2.1.2. ARENISCA U INFERIOR Es una arenisca cuarzosa de color caf clara, de grano fino a muy fino, friable

moderadamente consolidada, subredondeada, matriz arcillosa, con manchas

de hidrocarburo, fluorescencia natural amarillo verdoso, corte moderadamente

rpido.

FORMACIN DESCRIPCIN LITOLGICA

U Sup.

U Inf.

T Sup.

T Inf.

H Sup.

H Inf.

Arenisca, Caliza y Lutita.

Arenisca y Lutita principalmente en la parte superior.

Arenisca con intercalaciones de Lutita.

Arenisca con intercalaciones de Lutita.

Caliza, Arenisca y Lutita.

Arenisca.

16

1.3.2.2. FORMACIN NAPO T 1.3.2.2.1. ARENISCA T SUPERIOR Arenisca cuarzosa de color caf claro, subtransparente a subtranslcida, de

grano muy fino a fino, con regular clasificacin, matriz arcillosa, cemento no

visible, glaucontica sin hidrocarburo. 1.3.2.2.2. ARENISCA T INFERIOR Arenisca cuarzosa de color caf a caf oscuro, de grano fino a muy fino,

subredondeada, moderadamente consolidada, matriz y cemento arcilloso,

regular saturacin de hidrocarburo, corte rpido.

1.3.2.3. FORMACIN HOLLN

1.3.2.3.1. ARENISCA HOLLN SUPERIOR Arenisca cuarzosa traslcida, de color blanco a gris oscura, de grano muy fino,

subangular a subredondeada, regular clasificacin, matriz arcillosa, cemento

calcreo, con glauconita, fluorescencia natural amarillo opaco, corte rpido.

1.3.2.3.2. ARENISCA HOLLN INFERIOR Arenisca de color blanco a caf claro, traslcida, de grano grueso a medio,

subangular, regular clasificacin, matriz arcillosa, cemento calcreo asociada

con arenisca cuarzosa blanca de grano grueso, dura a muy dura

ocasionalmente con manchas de hidrocarburo, corte lento.

17

1.4. MECANISMOS DE EMPUJE 1.4.1. EMPUJE POR AGUA (MARGINAL) Los yacimientos con empuje por agua son aquellos en los que la presin de

reservorio se trasmite desde el acufero circundante al contacto entre el agua y

el petrleo o entre el agua y el gas en los bordes y en el fondo del yacimiento.

La energa del yacimiento con empuje por agua proviene principalmente de

fuera de los lmites del yacimiento y es trasmitida al yacimiento a lo largo del

gradiente de presin que se forma cuando se extrae los fluidos; el agua se

mueve, reemplaza el volumen del petrleo, agua y gas extrado y por lo tanto

mantiene la presin del reservorio.

La presin del contacto agua-petrleo o del contacto agua-gas puede ser

hidrosttica o hidrodinmica o puede deberse a la compresin elstica del

agua, a los gases que arrastra, disueltos y comprimidos elsticamente,

incluidos en el agua o en la roca reservorio comprimida elsticamente.

Fig.1.8: Funcionamiento tpico de un yacimiento de empuje de

agua. (Tomado de A.I. Levorsen, Geologa del petrleo, Editorial

Universitaria de Buenos Aires, 1973, fig.x-16, pag.284).

18

1.4.2. EMPUJE POR GAS EN SOLUCIN (DEPLECIN) Cuando existe una disminucin de presin, el gas que esta en solucin es

liberado en forma de burbujas que eventualmente se unen formando canales

continuos que permiten el flujo simultneo de petrleo y gas.

La produccin de petrleo resulta por la expansin volumtrica del gas en

solucin y por la expansin volumtrica del petrleo.

En las primeras etapas de deplecin, la sustitucin del petrleo en el

yacimiento por gas en expansin est equilibrada, pero a medida que la

presin disminuye y se forma una fase gaseosa mayor, se requiere ms gas de

expansin por unidad volumtrica de petrleo producido como consecuencia

del flujo libre de la fase gaseosa.

Fig.1.9: Funcionamiento tpico de un yacimiento de empuje gas en

solucin. (Tomado de Pirson Sylvain J., Ingeniera de Yacimientos

Petrolferos, Ediciones Omega S.A. Barcelona, 1965, fig.10-8, pag.

535).

19

1.4.3. EMPUJE POR CAPA DE GAS Se denominan yacimientos saturados, el gas libre que existe est comprimido

por la presin en el reservorio y forma un casquete sobre el petrleo.

La energa es proporcionada por el gas disuelto en el petrleo, pero en el

casquete se almacena energa principal.

El gas libre tambin tiene un efecto de barrido o limpieza a medida que el

casquete se expande por la disminucin de la presin, que corresponde a la

disminucin del volumen subyacente a medida que se lo extrae.

FIGURA1.10: Funcionamiento tpico de un yacimiento de empuje

con capa de gas . (Tomado de Pirson Sylvain J., Ingeniera de

Yacimientos Petrolferos, Ediciones Omega S.A. Barcelona, 1965,

fig.13-5, pag. 7).

1.4.4. EMPUJE POR EXPANSIN LQUIDA Ocurre en yacimiento subsaturados de los cuales el gas en solucin no sale

hasta que la presin del yacimiento decline por debajo de la presin de

saturacin, mientras ocurre esta reduccin de presin y no existe en el

yacimiento otro mecanismo de expulsin, la produccin ser debido a la

expansin del petrleo lquido.

20

1.4.5. EMPUJE POR SEGREGACIN GRAVITACIONAL En los yacimientos cuando no existe una capa original de gas y la

permeabilidad absoluta es alta, se puede llegar a formar dicha capa de gas

debido a la produccin de petrleo y declinacin de la presin.

Esto ocurre por el contra flujo activo de petrleo y gas debido a las fuerzas

gravitacionales y de empuje hacia arriba de la parte gaseosa con respecto al

petrleo.

Si la permeabilidad vertical es insignificante, entonces el contra flujo activo de

petrleo y gas es reducido considerablemente.

En s este proceso hace uso de la fuerza de gravedad existente en su forma

ms natural.

FACTOR DE RECOBRO (Tipos de Empuje)

RANGO (%)

PROMEDIO (%)

Por agua

Por gas en solucin

Por capa de gas

Por expansin lquida

Por segregacin gravitacional

35-80

5-35

20-40

1-10

40-80

50

20

25

3

60

TABLA1.3: RECUPERACIN DE PETRLEO DE ACUERDO AL

TIPO DE EMPUJE

21

DIAGRAMA DE MECANISMOS DE PRODUCCION

FIG.1.11: EFICIENCIA DE RECOBRO

El mecanismo de produccin del yacimiento Holln es empuje de fondo activo

de agua, que se asemeja a la curva 4, que se puede observar en la fig.1.11.

Los yacimientos U y T tienen un empuje de gas disuelto, ya que se

manifiesta por la rpida cada de presin en el reservorio, el mecanismo de

produccin de estos yacimientos son similares a la curva 2, expuestos en la fig. 1.11.

De esta forma se demuestra que la cada de presin es proporcional a la

produccin de petrleo, de acuerdo al tipo de empuje que este yacimiento

posee.

22

1.5. MAPAS ESTRUCTURALES DE LAS ARENAS U Y T.

PETRO PR O DUCCION

R EALIZA DO PO R: FEC HA:

ING . J VARG AS V. JUN IO - 2007

D IG ITALIZADO POR :

B . JIM E NEZ R .

A RCH: D /D IB UJO /BO LIVA R/CO NO NA CO /T RA BA JO S 2007/M AP A ES TR TO P U INF.CO N-TICDEP. CA RT O G RA FA Y DIBUJO

23

PETROPRODUCCION

REALIZADO POR: FECHA:

ING. J VARGAS V. DIC - 2006

DIGITALIZADO POR:

B. JIMENEZ R.

24

CAPITULO II 2. PROPIEDADES PETROFISICOS DE LAS ARENAS U Y T. 2.1. PERMEABILIDAD, POROSIDAD Y SATURACION DE AGUA.

2.1.1. PERMEABILIDAD. La permeabilidad es la propiedad de la roca que permite el paso de un fluido a

travs de los poros interconectados de la misma. En otras palabras podemos

decir que la permeabilidad es la medida de la conductividad de los fluidos que

tiene una roca.

FIG.2.1: REPRESENTACIN ESQUEMTICA DE LA

PERMEABILIDAD

La unidad de medida de la permeabilidad de una roca en el sistema CGS, se

denomina DARCY, en honor a HENRI DARCY; quien llev a cabo

experimentos con el paso de lquidos a travs de medios porosos en 1856.

La ley de DARCY se expresa en la siguiente ecuacin:

dxdPKAq *=

Donde: q = volumen de flujo (volumen por unidad de tiempo) en

centmetros cbicos por segundo para flujo horizontal. K = constante de permeabilidad en darcys.

A = rea de la seccin en centmetros cuadrados.

= viscosidad del fluido en centipoises.

dP/dx = gradiente hidrulico en atmsferas por centmetros.

25

Se dice que un medio poroso tiene una K de un darcy cuando un fluido de una sola fase con una de un centipoise y que llena ntegramente el espacio intergranular, fluye a travs de l bajo condiciones de flujo viscoso, a una tasa

q de un centmetro cbico por segundo por una rea transversal A de un centmetro cuadrado por un centmetro de longitud dx (L) y bajo un diferencial de presin dP (P) de una atmsfera.

REGULAR 1 - 10 md BUENA 10 - 100 md

MUY BUENA 100 - 1000 md EXCELENTE > 1000 md

TABLA 2.1: RANGOS DE PERMEABILIDAD EN LAS ROCAS

RESERVORIOS.

2.1.1.1. PERMEABILIDAD ABSOLUTA (K). Es cuando existe una sola fase en el medio poroso y que lo satura 100%.

2.1.1.2. PERMEABILIDAD EFECTIVA (Ke).

Es cuando existe ms de una fase en el medio poroso que fluyen

simultneamente (es funcin de la saturacin del fluido considerando; Ko, Kw, Kg). La permeabilidad efectiva siempre es menor que la absoluta. 2.1.1.3. PERMEABILIDAD VERTICAL (Kv).

Esta permeabilidad o conductividad hidrulica se produce cuando los tapones

son cortados en el laboratorio de forma paralela al ncleo original trado del

pozo.

2.1.1.4. PERMEABILIDAD HORIZONTAL (Kh).

La permeabilidad horizontal es la ms importante, porque los fluidos se mueven

en el reservorio preponderantemente en sentido horizontal hacia el pozo, por lo

26

que para los anlisis de laboratorio, los tapones se cortan en forma

perpendicular al ncleo original y la permeabilidad se determina paralela a los

estratos de depositacion.

En general esta permeabilidad es mucho mayor que la vertical, llegando a

veces a una relacin de 10 a 1.

FIG.2.2: REPRESENTACIN DE PERMEABILIDADES SEGN LOS

CORTES DE TAPONES EN EL LABORATORIO.

La identificacin de los planos sedimentarios vertical y horizontal es lo que

permiten diferenciar las posibles muestras de pequeo dimetro

esquematizadas en la fig.2.2.

VERTICAL: Es una muestra paralela al eje principal de la corona.

HORIZONTAL A: Es una muestra tomada a 90o del eje principal de la corona, orientada de tal modo que no corte los planos sedimentarios.

HORIZONTAL B: Es una muestra no necesariamente horizontal en la corona, pero orientada segn la direccin del buzamiento de los sedimentos. Se acepta que es la

muestra orientada segn la direccin principal de flujo en el reservorio.

HORIZONTAL C: Tambin est tomada a 90o del eje principal de la corona, pero se la incluye solo como ejemplo de una mala muestra, dado que corta los planos de

estratificacin.

27

2.1.1.5. PERMEABILIDAD RELATIVA (Kr). Se refiere a la relacin entre la permeabilidad efectiva (Ke) y la permeabilidad

absoluta (K). Esta permeabilidad tambin ser funcin de la saturacin del

fluido y siempre ser menor que la unidad.

KKr Ke=

La permeabilidad relativa de una roca a cualquier fluido aumenta a medida que

incrementa su grado de saturacin con ese fluido, hasta que finalmente al

llegar a una saturacin del 100%, se alcanza el valor K.

Es preciso determinar en forma emprica la permeabilidad relativa de cada roca

y de cada combinacin de saturacin de fluidos; en el curso de la explotacin

estas proporciones varan incesantemente. Por lo general los grficos de

permeabilidad relativa son similares a los que aparecen en la siguiente figura.

Fig.2.3: Relaciones de permeabilidades relativas tpicas en funcin

de las saturaciones de petrleo y gas (Tomado de A.I. Levorsen,

Geologa del petrleo, Editorial Universitaria de Buenos Aires,

1973, fig.IV-5, pag.67).

28

Puede verse en la fig.2.3. que no hay permeabilidad al petrleo hasta que la

saturacin de petrleo alcanza el 35% o ms.

La saturacin de petrleo varia entre 0 y 35%, y la saturacin de gas entre 100

y 65%, solo el gas se mueve a travs de las rocas.

En el punto en que se cruzan las lneas, la permeabilidad relativa es igual para

el gas y para el petrleo, y ambos debera fluir con la misma facilidad; por

encima de ese punto, la saturacin de petrleo aumenta hasta alcanzar el

100% y la permeabilidad relativa de la roca al petrleo aumenta hasta llegar a

1,0.

Fig.2.4: Relaciones de permeabilidades relativas tpicas en funcin

de las saturaciones de petrleo y gas (Tomado de A.I. Levorsen,

Geologa del petrleo, Editorial Universitaria de Buenos Aires,

1973, fig.IV-6, pag.67).

La situacin que se muestra en la fig.2.4. se diferencia de la anterior; el fluido

humectante no es petrleo sino agua.

Siempre existe un residuo de agua en los poros, pero como se observa en el

grfico, no comienza a fluir a travs de la roca hasta que la saturacin es

superior al 20%.

29

2.1.1.6. FACTORES QUE AFECTAN A LA PERMEABILIDAD. 2.1.1.6.1. TEMPERATURA Un aumento en la temperatura hace que disminuya la viscosidad de un lquido, y la permeabilidad vara en proporcin inversa a la viscosidad.

2.1.1.6.2. GRADIENTE HIDRULICO

El rgimen de flujo es directamente proporcional al gradiente hidrulico. Es

probable que todas las rocas sean permeables en cierto grado si la diferencia

de presin es lo suficientemente alta y si la viscosidad de los fluidos es lo

suficientemente baja.

2.1.1.6.3. FORMA DEL GRANO Y EMPAQUETAMIENTO

Se ha observado que cuando el tamao de los granos varia, la permeabilidad

aumenta a medida que la forma de los granos se aparta de las esferas.

Tambin la compactacin y la cementacin reducen la permeabilidad basada

en la porosidad primaria, en tanto los canales de disolucin aumentan la

permeabilidad.

Las fracturas, las trituraciones, los planos de diaclasa y los planos de

estratificacin aumentan mucho la permeabilidad debido a las amplias

superficies de los cortes transversales de las grietas tabulares que producen.

En el Campo Cononaco los valores de permeabilidad fueron determinados para

cada pozo y su respectiva arena.

Para la arena U se registran permeabilidad promedio para toda la arena de

184 md que se ubica en el rango de muy buena.

30

La arena T registra permeabilidades con un valor promedio general del 270

md ubicada en el rango de muy buena.

Para la arena Holln Superior se determin un valor representativo promedio de

940 md el cual le corresponde al rango de permeabilidad muy buena.

Para Holln Inferior tambin se pudo determinar mediante un promedio que se

lo realiz con los diferentes pozos del Campo, se obtiene un valor de 1080 md

que se ubica en el rango de muy buena permeabilidad.

RESERVORIO PERMEABILIDAD (md)

Arena U 184

Arena T 270

Holln Superior 940

Holln Inferior 1080 Fuente: Departamento de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.2: VALORES DE PERMEABILIDADES HORIZONTALES

DE LOS RESERVORIOS.

2.1.2. POROSIDAD () El elemento principal para un depsito es la roca reservorio, cuya caracterstica

esencial es la porosidad: la roca debe tener poros, o huecos, de determinado

tamao y naturaleza para permitir el almacenamiento de petrleo y gas.

La porosidad varia mucho en la mayor parte de las rocas reservorios, tanto

lateral como verticalmente.

Es una propiedad de la masa rocosa, que mide el espacio intersticial, y se

define como la relacin entre el volumen poroso (Vp) y el volumen total de la

roca (Vt) y se la expresa con un porcentaje, se requiere de medidas, del

volumen de los poros y del volumen total.

31

VtVp= 100*%

VtVp=

Donde: = Porosidad

Vp= Volumen poroso Vt= Volumen total de la roca

Aunque la medida por lo general se expresa como el porcentaje de espacio que

ocupa los poros en la roca reservorio, a menudo los clculos del reservorio se

requieren como acre-pie de espacio poroso o como volumen de barriles por

acre-pie de la roca reservorio.

Un acre-pie es el volumen de una superficie de un acre (4.046,87 metros

cuadrados) por una altura de un pie (0,3048); es decir, un volumen de

alrededor de 1.233,48 metros cbicos.

2.1.2.1. POROSIDAD ABSOLUTA O TOTAL. Es la razn entre el volumen total del espacio que ocupan los poros (Vp) y el

volumen total de la roca (Vt).

En esta porosidad se incluyen todos los intersticios o huecos, estn o no

interconectados.

2.1.2.2. POROSIDAD EFECTIVA Es la razn entre los espacios que ocupan los poros interconectados (Vpe) y el

volumen total de la roca (Vt), tambin puede denominarse espacio poral

disponible, ya que para extraer el petrleo y el gas es preciso que ste pase

por los huecos interconectados.

32

Es por lo general de un 5 a 10 % inferior a la porosidad total.

RANGOS DE POROSIDAD EN LAS ROCAS RESERVORIOS

Descartable 0 % - 5 %

Pobre 5 % - 10 %

Regular 10 % - 15 %

Bueno 15 % - 20 %

Muy bueno 20 % - 25 %

Tabla 2.3: RANGOS DE POROSIDAD EN LAS ROCAS RESERVORIOS

2.1.2.3. POROSIDAD PRIMARIA. Se le denomina tambin porosidad original, porque es una caracterstica

inherente de la roca, la porosidad primaria o intergranular en las rocas

sedimentarias es la resultante de la acumulacin de material detrtico u

orgnico; es decir, que se desarroll al mismo tiempo en que los sedimentos

fueron depositados.

Esta porosidad es de mxima importancia en las areniscas y est determinada

por la distribucin y la forma de los poros, su grado de interconexin y su

distribucin en la roca sedimentaria.

2.1.2.4. POROSIDAD SECUNDARIA O INDUCIDA. Es el resultado de algn tipo de actividad geolgica despus que los

sedimentos se hayan convertido en rocas; es decir, despus de que se

depositaron los sedimentos y con la carga geotectnica se consolidaron

formando la roca.

Este tipo de porosidad puede formarse de acuerdo a lo siguiente:

33

2.1.2.4.1. POROSIDAD POR DISOLUCIN

La cual se presenta en rocas cuyos intersticios estn formados por disoluciones

de algunas porciones solubles de roca y aguas contaminadas con cidos

orgnicos.

2.1.2.4.2. POROSIDAD POR FRACTURA Originadas en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo (movimiento

de la tierra).

2.1.2.4.3. POROSIDAD POR DOLOMITIZACION Que es el proceso mediante el cual las calizas se transforman en dolomitas

dando como resultado un aumento del espacio poroso.

2.1.2.5. FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD. 2.1.2.5.1. TIPO DE EMPAQUE El porcentaje de porosidad es de acuerdo al tipo de empaquetamiento en que

se encuentren ubicadas las esferas.

2.1.2.5.2. COMPACTACION. Es el efecto de la compresin provocado por el peso de la roca superyacente.

2.1.2.5.3. CEMENTACION.

Formado por el cemento que une los granos entre s, ste material puede ser

transportado en solucin cuando los sedimentos ya estaban depositados y

otras veces es producto de la disolucin de los mismos sedimentos.

Los ms comunes son: slice, carbonato de calcio, arcilla y xido de hierro.

34

En el Campo Cononaco los valores de porosidad efectiva fueron determinados

para cada pozo y su respectiva arena.

Para la arena U se registran porosidades que estn en un rango de 15 a 17 %

con un promedio para toda la arena de 15,80 % que se ubica en el rango de

buena.

La arena T registra porosidades inferiores a la arena U con un valor

promedio general del 14,5 %.

Para la arena Holln Superior se determin un valor representativo por medio

de un promedio aritmtico dndonos un valor de 14,75 % el cual le

corresponde al rango de porosidad buena.

Para la arena Holln Inferior tambin se pudo determinar mediante un promedio

aritmtico que se lo realiz con los diferentes pozos del Campo, obteniendo un

valor de 17,20 %.

RESERVORIO POROSIDAD (%)

Arena U 15,80

Arena T 14,50

Holln Superior 14,75

Holln Inferior 17,20 Fuente: Depart. de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.4: VALORES DE POROSIDAD DE LOS RESERVORIOS.

2.1.3. SATURACION DE AGUA La saturacin de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la

fraccin del volumen vacio de un medio poroso que est ocupado por ese

fluido. Para determinar la saturacin de agua se utiliz la ecuacin de ARCHIE,

que viene definida por:

35

RtRwFSw *=

Donde: Sw = Saturacin de agua Rw = Resistividad del agua de formacin (ohm-m)

Rt = Resistividad verdadera de la formacin (ohm-m)

F = Factor de formacin.

Antes de calcular la saturacin de agua es necesario conocer otros parmetros

tales como: factor de formacin, resistividad del agua de formacin y

resistividad verdadera de la formacin.

2.1.3.1. FACTOR DE FORMACION Se calcula con la siguiente ecuacin que se aplica en arenas:

mF 81.0=

Donde: m= factor de cementacin de la matriz en estudio.

El factor de cementacin se puede determinar mediante los estudios de

laboratorio con el estudio convencional de ncleos, para los clculos

respectivos de los diferentes reservorios el valor de m = 2.

RESERVORIO FACTOR DE FORMACION (F)

Arena U 32,45

Arena T 38,53

Holln Superior 37,48

Holln Inferior 27,38 Fuente: Depart. de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.5: FACTOR DE FORMACIN DE LOS RESERVORIOS

36

2.1.3.2. RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION (Rw) El agua de formacin, es el agua no contaminada por el lodo de perforacin

que satura la porosidad de la roca.

La resistividad de esta agua de formacin (Rw), es un parmetro importante

para la interpretacin necesaria para el clculo de saturaciones de agua.

RESERVORIO RESISTIVIDAD DEL AGUA (Rw)

SALINIDAD (ppm)

TEMPERATURA ( 0F)

Arena U 0,18 ohm-m 12.000 190

Arena T 0,23 ohm-m 9.000 200

Holln Superior 0,48 ohm-m 4.600 205

Holln Inferior 1,30 ohm-m 1.550 220 Fuente: Departamento de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.6: Rw DE LOS DIFERENTES RESERVORIOS.

2.1.3.3. RESISTIVIDAD VERDADERA DE LA FORMACION. Este es un parmetro muy importante para determinar la saturacin de

hidrocarburos.

Se define como la resistencia que presenta una formacin al flujo de corriente

elctrica y se lo expresa en Ohm-m.

La resistividad de una formacin depende de:

La resistividad de agua de formacin.

La cantidad de agua presente.

La geometra estructural de los poros.

37

Los valores de resistividad de la formacin se determinaron a partir de la

interpretacin de los registros elctricos en los distintos pozos del Campo

Cononaco.

Los valores promedios para cada arena se presentan en la siguiente tabla.

RESERVORIO RESISTIVIDAD DE LA FORMACION (Rt)

Arena U 88,5 ohm-m

Arena T 415,7 ohm-m

Holln Superior 450,0 ohm-m

Holln Inferior 1.100,0 ohm-m Fuente: Depart. de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.7: VALORES DE RESISTIVIDAD TOTAL DE FORMACIN

Establecidos los parmetros necesarios para la aplicacin de la Ecuacin de

Archie, se determinan los valores de saturacin de agua.

Los parmetros y valores de la saturacin de agua se presentan en la siguiente

tabla.

RESERVORIO (%) M F Rw (-m) Rt (-m) Sw (%)

Arena U 15,80 2 32,45 0,18 88,5 25,70

Arena T 14,50 2 38,53 0,23 415,7 14,60

Holln Superior 14,75 2 37,48 0,48 450,0 20,00

Holln Inferior 17,20 2 27,38 1,30 1.100,0 17,99 Fuente: Departamento de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.8: RESUMEN DE LOS PARMETROS PETROFSICOS.

38

2.1.3.4. ESPESOR EFECTIVO (ho). El espesor efectivo es la arenisca total saturada de hidrocarburos del

yacimiento, para la cual tomamos sus valores de los diferentes registros

elctricos de cada uno de los pozos.

Los resultados fueron obtenidos de las arenas que se encuentran en

produccin.

En resumen se presenta un rango en el que se encuentra el espesor efectivo

para cada arena.

RESERVORIO ESPESOR EFECTIVO (ho) (Pies)

Arena U 6 12

Arena T 15 35

Holln Superior 10 30

Holln Inferior 55 60 Fuente: Departamento de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.9: RANGO DE ESPESORES EFECTIVOS DE LOS

YACIMIENTOS.

En forma general podemos concluir que el Campo Cononaco presenta buena

porosidad y una saturacin de petrleo considerable y rentable por lo que se

debe poner mucho nfasis en su produccin.

2.2. TIPOS DE ROCAS.

En el Campo Cononaco se ha realizado la descripcin litolgica de ripios de

diferentes pozos, cuando se han perforado los mismos, este proceso se ha

realizado en las distintas arenas productoras.

39

2.2.1. FORMACIN U

La parte superior de la Arena U es usualmente muy calcrea y resistiva,

posee intercalaciones delgadas de caliza y de mayor continuidad que la zona

de la Arena T, esta zona es de color gris a gris oscuro con presencia de

hidrocarburos.

Es cuarzosa de grano muy fino a medio, pobremente sorteado,

subredondeado, frecuentemente sedimentario y arcilloso, localmente

glaucontico.

2.2.2. FORMACIN T

La zona de Arena T tiene mltiples cuerpos de areniscas, con el intervalo ms

productivo ubicado en la parte inferior de la zona. Esta parte es frecuentemente

de color gris a cobrizo, pero en pocos lugares es de color verdoso

principalmente debido a la presencia de glauconita.

La arena es de grano fino a medio, bien sorteada, subangular a

subredondeado, no calcrea y cuarzosa. Esta arena pertenece a un periodo de

depositacin principalmente continental.

2.2.3. FORMACIN HOLLN

Para el campo Cononaco, en general, la formacin Holln se presenta como

cuarzo arenita de grano medio, subredondeada a subangular, cuyo contenido

de minerales presentes es: cuarzo 92.5%; feldespato 3.5%; carbn 4%,

mientras que la presencia de arcilla, micas, cemento calcreo y otros es

despreciable.

Los ambientes de depositacion para el yacimiento es mayormente entre

planicies arenosas de marea y barra de marea.

40

2.3. ANALISIS DE NUCLEOS Para el anlisis de ncleos se han tomado cores de diferentes profundidades

de las arenas de todo el campo. Los estudios o mediciones bsicas que se

obtienen en el anlisis de ncleos los detallamos a continuacin:

2.3.1. PERFIL DE RADIACIN GAMMA

Esta medicin debe hacerse en toda la longitud de la corona. La medicin de

laboratorio se emplea para correlacionar con la informacin de perfiles, esto es

poner en profundidad el ncleo y para detectar tramos faltantes de la muestra y

adems verificar la correcta ubicacin de toda la columna.

2.3.2. POROSIDAD Y PERMEABILIDAD En base a datos estadsticos, en general se considera adecuada una

frecuencia de muestreo de 1 muestra cada 25 / 30 cm. Las muestras

habitualmente empleadas son de "pequeo dimetro" (25 / 38 mm) tomadas

horizontalmente y siguiendo los planos de estratificacin.

Para que el muestreo sea estadsticamente representativo debe hacerse en

forma sistemtica. Si los puntos de muestreo se eligen de modo de seleccionar

visualmente las "mejores" muestras, casi con certeza se obtendrn promedios

estadsticos "viciados".

2.3.3. SATURACIN DE FLUIDOS La aplicabilidad de esta medicin es muy dependiente del reservorio y de las

condiciones de extraccin y/o preservacin de las coronas. En caso que resulte

de inters, esta medicin debe hacerse conjuntamente con las mediciones de

porosidad y permeabilidad (1 muestra cada 25 / 30 cm).

41

2.3.4. DENSIDAD DE GRANOS / DENSIDAD EFECTIVA

La densidad efectiva es una medicin simple, que se obtiene mediante un

clculo directo en las mediciones de porosidad. Por lo tanto se recomienda

obtener este valor con la misma frecuencia que la porosidad.

A modo de control es conveniente realizar la medicin de densidad de granos

por desagregado de la muestra en algunos puntos seleccionados (uno por

litologa y/o unidad de flujo).

2.3.5. SALINIDAD DEL AGUA INTERSTICIAL

Esta medicin est destinada a obtener informacin difcilmente accesible por

otras vas. Por lo tanto, la frecuencia y el esfuerzo de medicin y correlacin

con otras propiedades es altamente dependiente de los objetivos de estudio.

ARENA SALINIDAD PPM NACL

HOLLIN Inf. 1700 HOLLIN Sup. 2500 ARENA U 26433 ARENA T 12912

Fuente: Depart. de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.10: SALINIDAD DE AGUA INTERSTICIAL POR ARENA.

2.4. PRUEBAS DE PRESION Para el anlisis del comportamiento de la presin de las distintas arenas

reservorio del Campo se recopil la informacin de la ltima prueba de presin

de los pozos que estn en produccin.

Del anlisis de Presin promedio del Campo Cononaco, la presin inicial del

Campo tiene un valor 4174 Psi para la arenisca T, y 3982 Psi para la

arenisca U, de tal forma que fueron declinando cada ao sus valores hasta

42

Diciembre de 1992 con una presin promedio para cada yacimiento de 1930

Psi la arenisca T y 2035 Psi para la arenisca U.

De esta forma se demuestra que la cada de presin es proporcional a la

produccin de petrleo, de acuerdo al tipo de empuje que este yacimiento

posee, tanto para Holln, T y U, que pueden ser analizados en la fig. 1.11.

A continuacin se muestra una tabla resumen de los ltimos Build Up del

campo en el que se puede observar como ha variado la presin de reservorio,

se puede analizar que un promedio general en el campo, la presin ha

declinado en un 50% en la mayora de sus pozos.

43

ULTIMO BUILD UP CAMPO CONONACO POZO

ESTADO ACTUAL

DEL POZOARENA

FECHA INTERVALOS BFPD BPPD BAPD BSW % Pwf (psi) Pr. (psi) S tot Dpskin IPi IPa Ko (md) Por (%) EF

CON-05 RW Hi 29-jun-96 10301'-10316' (15'), 10324'-10329' (5') 1392 501 891 64 2353 4281 32,4 1560 3,78 0,72 188 17 0,19

CON-12B RW Hi 05-mar-98 10746'-10750' (4'), 10755'-10770' (15') 456 255 201 44 1847 4466 21 0,17 67 18

CON-13 PPS Hi 03-sep-08 10727'-10750' (23') 639 256 383 60 4465 4605 10,5 81 8,1 4,6 663 18 0,57

CON-15 PPS Hi 05-abr-07 10282'-10290' (8'), 10292'-10298' (6') 672 282 390 58 2315 4571 2,2 352 0,35 0,29 80 17 0,83

CON-24 PPS Hi 28-sep-05 10650'-10662' (12'), 10670'-10686' (16') 912 730 182 20 1800 4411 1,95 1323 0,7 0,34 127 16 0,49

CON-29 PPS Hi 03-ene-04 10314'-10322' (8') 672 430 242 36 1467 4609 20 1566 0,44 0,21 123 18 0,48

CON-30D PPS Hi 18-mar-08 10900'-10914' (14') 1176 1058 118 10 4118 4580 16 167 3,41 2,29 980 15 0,67

CON-32 PPS Hi 04-ene-09 10622'-10632' (10') 2160 605 1555 72 3790 4574 20 1240 6,9 2,8 1090 16 0,41

CON-33 PPS Hi 17-oct-07 10668'-10678' (10') 1368 506 862 63 3069 4554 0 0 0,92 0,92 608 14 1

CON-07 PPS Hs+Hi 02-may-03 10618'-10645' (27'), 10653'-10660' (7') 1272 1170 102 8 2367 4609 1,88 520 0,74 0,57 20 15 0,77

CON-18 PPS Hs+Hi 18-abr-05 10304'-10330' (26'), 10338'-10344' (6') 912 584 328 36 2208 4589 -0,45 247 0,34 0,38 55,5 16 1,12

CON-04 PPS Hs 23-feb-98 10422'-10426' (4'), 10436'-10444' (8'), 10455'-10465' (10')

816 384 432 53 1684 3848 0,6 0,33 0,29 78 14 0,88

CON-08 PPS Hs 05-may-06 10294'-10310' (16') 360 184 176 49 2023 3947 15 944 0,36 0,18 37 17 0,5

CON-25 PPS Hs 19-mar-04 10618'-10629' (11'), 10642'-10654' (12') 1008 554 454 45 1799 4533 3,29 406 0,23 0,21 52 13 0,91

44

CON-27 PPS Hs+T 12-oct-03 10188'-10218' (30'), 10361'-10375' (14'), 10387'-10401' (14')

456 410 46 10 1481 2671 2,9 101 0,42 0,38 130 16 0,9

CON-35 PPS Hs+Ti 20-feb-06 10452'-10480' (28'), 10662'-10682' (20') 672 349 323 48 2080 4087 5,14 891 0,41 0,26 17 18 0,63

CON-01 T NO HAY BUILD UP

CON-02 PPS T 19-sep-07 10146'-10152' (6'), 10164'-10190' (26') 240 206 34 14 1317 3087 0,25 110 0,14 0,135 7,5 13 0,96

CON-14 PPS Ti 21-mar-04 10440'-10456' (16'), 10468'-10486' (18') 384 288 96 25 2030 2545 -

1,51 0 0,57 0,74 44 14 1,3

CON-14 Ts 05-nov-04 10396'-10408' (12') 480 432 48 10 1310 3209 0,43 678 0,39 0,25 26 14 0,64

CON-16 PPS T 06-jun-07 10088'-10110' (22'), 10120'-10150' (30') 312 187 125 40 875

CON-16 T 02-nov-06 10088'-10110' (22'), 10120'-10150' (30') 144 79 65 45 974 3598 2,6 1362 0,11 0,05 6,5 17 0,45

CON-20 PPS T 19-jun-07 10040'-10462' (22') 456 429 27 6 1440 3184 3,6 623 0,4 0,26 118 15 0,65

CON-22 CPH T 03-may-04 10214'-10244' (30') 360 76 284 79 1135 3879 1,59 559 0,16 0,13 3 14 0,81

CON-23 PPS T 01-oct-06 10152'-10200' (48') 768 714 54 7 2584 3260 -0,8 -81 1,01 1,13 174 15 1,12

CON-28 PPS Ti 30-may-08 10201'-10207' (6'), 10222'-10254' (32') 408 90 318 78 944 1888 -

3,44 -717 0,25 0,46 31 11 1,84

CON-34 PPS Ts 22-jun-08 10088'-10118' (30') 360 162 198 55 1888 4033 0,59 123 0,18 0,16 51 17 0,89

CON-11 CPS U+T 17-jul-02 10281'-10291' (10'), 10294'-10306' (12'), 10498'-10506' (8')

432 302 130 30 2466 3402 0 0 0,35 0,46 69 15 1,31

CON-06 PPS U 26-sep-07 10242'-10254' (12'), 10265'-10275' (10') 408 171 237 58 1422 2801 0,7 159 0,33 0,29 78 18 0,88

CON-09 PPS U 12-oct-03 9861'-9888' (27') 672 591 81 12 1622 2982 6,9 606 0,96 0,51 152 18 0,53

CON-21 PPS U 14-ene-09 10154'-10168' (14') 336 226 110 32,7 1728 2813 4 321 0,45 0,32 295 15 0,71

45

2.5. REGISTROS ELECTRICOS Los datos de registro son extremadamente valiosos en los clculos de ingeniera

en reservorio, especialmente en la estimacin de reservas.

El uso ms crtico de los registros, sin embargo, es la deteccin de hidrocarburos

y la estimacin de los potenciales de formaciones conteniendo hidrocarburo.

Para obtener una mejor interpretacin de los parmetros petrofsicos se debe

correr registros elctricos ya que con estos nos ayuda a tener una mejor

interpretacin; como la litologa de la formacin, propiedades de la roca,

temperatura de la formacin.

Para la determinacin de los parmetros petrofsicos se evaluaron los registros

elctricos tomados en cada pozo. Los principales registros tomados en la

mayora de los pozos del Campo Cononaco son:

2.5.1. REGISTROS RESISTIVOS En la mayora de los pozos se han corrido registros de Induccin y Doble

Latero log con los cuales se obtiene con confiabilidad los fluidos existentes en

los reservorios, estos elementos tambin nos permiten obtener la resistividad

de las formaciones en la zona no invadida.

Con los registros MFL, MSFL, DLL y HIR se ha determinado la resistividad en la zona lavada como tambin la movilidad de los fluidos en los yacimientos.

2.5.2. REGISTROS DE POROSIDAD Bsicamente se han corrido registros de Densidad, Snico y Neutrn con los

cuales a travs de la deflexin tpica neutrn. La densidad se ha determinado

de las zonas de contacto de hidrocarburo y sus porosidades, estos registros en

la mayora de los pozos se han corrido para la matriz de caliza 2,71 gr/cc y en

46

algunos pozos disponen de registros y en otros no; por lo que se ha

correlacionado de los pozos que estn a su alrededor.

Adems es necesario saber si existi una buena cementacin en el pozo y

correlacionarla con registros corridos anteriormente.

2.5.3. REGISTRO DE REVESTIMIENTO Y CEMENTACIN (USIT CBL VDL GR)

Sirve para determinar la buena o mala cementacin de las zonas de inters.

2.5.4. REGISTRO DE TEMPERATURA (PSP) Sirve para correlacionar la temperatura de formacin.

2.6. EVALUACIONES PETROFISICAS Mediante la interpretacin de registros elctricos y anlisis de ncleos en los

diferentes pozos del Campo Cononaco se realizan las evaluaciones de carcter

petrofsicos, con el propsito de cuantificar los parmetros petrofsicos

(porosidad, saturacin de agua, espesor neto, volumen de arcilla y litologa).

En primer lugar se determina el volumen del arcilla presente en la formacin

(Vsh), tomando en cuenta dos indicadores de arcillosidad, registro Gamma Ray

y al combinacin Densidad de formacin Neutrnico.

En la porosidad se utiliz el Neutron Densidad. La densidad de la matriz fue

calculada a partir del anlisis de Litho Densidad, y la del fluido se asumi un

valor de 1 g/cc.

Los valores de resistividad de agua (Rw) fueron determinados a partir de las

salinidades del agua de formacin.

47

2.7. ANALISIS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS DE LAS ARENAS U Y T. Para la determinacin en forma directa de las propiedades de los fluidos de los

yacimientos, es necesario tomar muestras de fluidos de fondo representativas

de dichos yacimientos a condiciones de confinamiento, de tal forma que los

resultados sean valores confiables para posteriores estudios de los reservorios.

2.7.1. ANLISIS P.V.T.

Un anlisis P.V.T., consiste en determinar en el laboratorio una serie de

propiedades fsicas de un fluido en el yacimiento (petrleo, agua o gas) que

relacionan presin, volumen y temperatura.

En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas

a una presin y temperatura determinada.

Estas propiedades son:

Factor volumtrico de formacin del petrleo, que es funcin de la presin del yacimiento.

Compresibilidad del crudo.

Factores volumtricos del gas y el agua., gas disuelto en petrleo que es funcin de la gravedad del crudo, temperatura, presin y gravedad del

gas.

La viscosidad del crudo es funcin de la Temperatura, presin y gas disuelto.

48

2.7.1.1. FACTOR VOLUMETRICO, o

El factor volumtrico del petrleo se define como la razn entre el volumen de

petrleo ms su gas en solucin, a condiciones de yacimiento, respecto al

volumen de un barril de petrleo producido medido a condiciones de superficie.

=BNBY

normalesacondleopetrdetricavolumunidadgassuconleopetrdevolumeno ,

. solucinen

El factor volumtrico de petrleo, es mayor a la unidad, debido al gas que se

encuentra en solucin con el mismo, en el yacimiento.

A causa de la produccin de petrleo desde el reservorio a la superficie, el gas

en solucin se libera del mismo, como consecuencia de la variacin cada de la

presin y temperatura.

La figura ilustra el comportamiento del factor volumtrico del petrleo, conforme

existe variacin de la presin en el reservorio.

FIG.2.5: COMPORTAMIENTO DEL FACTOR VOLUMTRICO DEL

PETRLEO EN FUNCIN DE LA PRESIN.

49

Para determinar el valor del factor volumtrico inicial del petrleo, (oi), se

hicieron anlisis P.V.T., en el pozo Cononaco 05 y 16.

Debido a la informacin limitada de muestras de fluidos en el campo, se

asumieron dichos datos, como los valores de oi, a nivel promedio de cada

yacimiento del campo; de igual forma se procedi para los dems parmetros.

Los datos del factor volumtrico inicial de petrleo, se presentan en la siguiente

tabla.


TABLA 2.11: FACTOR VOLUMTRICO INICIAL DE PETRLEO EN

LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO CONONACO.

El factor volumtrico actual del petrleo, (o), calculado a Septiembre de 2008,

en los yacimientos del Campo Cononaco, se ilustra a continuacin.


TABLA 2.12: FACTOR VOLUMTRICO ACTUAL DE PETRLEO EN

LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO CONONACO.

POZO ARENISCA Boi [BY/BN]

Cononaco 05 U 1.1010

Cononaco 16 T 1.1040

POZO ARENISCA Bo [BY/BN]


Cononaco 16 T 1.2127

50

2.7.1.2. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL PETROLEO. CO

Cuando la presin en el yacimiento es mayor que su respectiva presin de

burbuja, entonces el petrleo posee todo el gas en solucin; al aplicar una

presin excesiva a este sistema, el hidrocarburo sufre una disminucin no lineal

en su volumen que depende tanto de la temperatura como de su composicin.

Esa pequea variacin en su volumen, se denomina factor de compresibilidad

del petrleo, (Co), y es muy significativo en clculos de ingeniera de

yacimientos, aunque en las dems ciencias se lo desprecia, debido a la poca o

ninguna compresibilidad de los lquidos.

La comprensibilidad del petrleo para las areniscas U y T, se determin a

partir de la siguiente ecuacin:

Donde: Co: Compresibilidad de petrleo [Psi-1]

oi: Factor volumtrico inicial de petrleo [BY/BN]

o: Factor volumtrico actual de petrleo [BY/BN]

Pi: Presin inicial de reservorio [Psi]

P: Presin actual de reservorio [Psi]

Los resultados obtenidos se expresan en la tabla siguiente.

ARENISCA Co [Psi-1]

U 8.565 x 10-6

T 8.094 x 10-6


TABLA 2.13: COMPRESIBILIDAD DE PETRLEO EN LOS

YACIMIENTOS DEL CAMPO CONONACO.

).( PPC

ioi

oioo

=

51

2.7.1.3. DENSIDAD

La densidad, (), denota la relacin correspondiente de peso especfico y de

fluidez de los crudos con respecto al agua.

La densidad media de los crudos est alrededor de 0,8 g/ml y su valor puede

oscilar entre 0,7 y 1 g/ml; de manera general, la densidad del crudo vara con la

profundidad de los yacimientos: es tanto menor cuanto ms profunda sea la

acumulacin o viceversa.

La densidad en una misma trampa y en un mismo horizonte decrece de la base

al tope en estratos de grandes espesores.

La densidad del petrleo a 220 F, temperatura a la cual se encuentran los

reservorios del Campo Cononaco, se detalla a continuacin.

POZO ARENISCA [gr/cm3]


Cononaco 16 T 0.7934 Fuente: Depart. de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.14: DENSIDAD DE PETRLEO EN LOS YACIMIENTOS DEL

CAMPO CONONACO.

2.7.1.4. VISCOSIDAD () La viscosidad es la resistencia que tiene el fluido al movimiento. La viscosidad

se expresa en una unidad denominada centipoise (cp).

2.7.1.4.1. VISCOSIDAD DEL PETRLEO, (o)

Esta viscosidad se la determina como parte del anlisis P.V.T.; por debajo del

punto de burbujeo su valor disminuye, mientras que por encima de este lmite,

su valor aumenta, con respecto a la presin.

52

La viscosidad del petrleo aumenta cuando la temperatura disminuye y

aumenta la presin y salinidad; la viscosidad del petrleo, en cambio,

disminuye con el aumento de la temperatura y presin.

Este tipo de comportamiento se lo puede observar en la Figura.

FIG.2.6: COMPORTAMIENTO DE LA VISCOSIDAD DEL PETRLEO

EN FUNCIN DE LA PRESIN.

Mediante el anlisis P.V.T., de los pozos Cononaco 05 y 16, las viscosidades

para la arenisca U y para la arenisca T, a 220 F, se muestran a

continuacin.

POZO ARENISCA [cp]

Cononaco 05 U 6.23

Cononaco 16 T 1.43 Fuente: Depart. de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.15: VISCOSIDAD DE PETRLEO EN LOS YACIMIENTOS

DEL CAMPO CONONACO.

2.7.1.5. SOLUBILIDAD

La solubilidad es la cantidad de gas que se encuentra disuelto en un petrleo

crudo a determinada condiciones de presin y temperatura; se expresa en pies

53

cbicos de gas a condiciones normales por cada barril de petrleo los dos a

condiciones normales.

normalesscondicioneapetrleodeBarrilnormalesscondicioneadisueltogasdecbiPiesRs cos =

Donde: Rs: relacin de solubilidad [PCN/BN]

FIG.2.7: COMPORTAMIENTO DE LA RELACIN DE SOLUBILIDAD

EN FUNCIN DE LA PRESIN.

En la tabla siguiente, se resume los valores de solubilidad, determinados

mediante los estudios P.V.T.

POZO ARENISCA Rs [PCN/BN]

Cononaco 04 U 215

Cononaco 22 T 169 Fuente: Depart. de Ing. de Petrleos Auca 2009

TABLA 2.16: RELACIONES DE SOLUBILIDAD EN LOS

YACIMIENTOS DEL CAMPO CONONACO

54

CAPITULO III

3. FRACTURAMIENTO HIDRULICO.

3.1. DEFINICIN DE FRACTURA HIDRULICA.

Es la aplicacin de presin a una roca reservorio hasta que se produce la falla

o fractura de la misma. Despus de la rotura de la roca se contina aplicando

presin para extender la fractura ms all del punto de falla.

Con esta fractura se crea un canal de flujo de gran tamao que no slo conecta

fracturas naturales sino que produce una gran rea de drenaje de fluidos del

reservorio.

FIG.3.1: INICIACIN Y PROPAGACIN DE FRACTURA

Los objetivos principales del fracturamiento hidrulico son:

Incrementar el rgimen de produccin. Aumentar la recuperacin total. Mejorar el uso de la energa del yacimiento.

Para comprender el concepto de fracturamiento, se conoce que todos los

materiales se deforman al ser sometidos a algn esfuerzo. Un material es

elstico, si recupera su forma original al retirar el esfuerzo deformante. Las

rocas generalmente entran en la clasificacin de materiales elsticos.

55

2aF

AFAplicadaTensin ===

Las propiedades elsticas afectan el crecimiento de la fractura y son

determinadas analizando los registros elctricos y pruebas en ncleos.

Para explicar el fenmeno de Tensin aplicada (), se supone que se tiene un

cubo de material elstico, sometido a compresin con una fuerza F, repartida

en el rea de la seccin transversal, as:

FIG.3.2: TENSIN APLICADA

La tensin aplicada esta dada por la siguiente ecuacin:

Donde: = TENSIN APLICADA

F = FUERZA

A = AREA

En la figura 3.3., la Fuerza F es compresional y su aplicacin produce un

acortamiento l, que se lo relaciona con su dimensin original l, esto se conoce

como Deformacin Unitaria (z).

FIG.3.3: DEFORMACIN UNITARIA

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ll

Z=

La ecuacin correspondiente a la deformacin unitaria es:

Donde:

Z =DEFORMACINUNITARIAl =VARIACINDELONGITUD

l =LONGITUDORIGINAL

En la figura 3.4 se visualiza la relacin entre la tensin aplicada y la

deformacin unitaria como se indica:

FIG.3.4: RELACIN ENTRE TENSIN APLICADA Y DEFORMACIN UNITARIA.

Con referencia a la figura 3.4., al aplicar tensin, el material se deforma,

inicialmente en forma proporcional (O-P), y a mayores valores se produce la

rotura (R), para el segmento recto O-P, se establece la siguiente relacin:

Z

E =

Donde el Mdulo de Young (E), expresado en unidades de presin, es la medida de la rigidez de un material, definida como la relacin del esfuerzo a la

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aa

Y=

deformacin por esfuerzos unidireccionales e indica cunto se deforma un

material cuando se le aplica un esfuerzo.

Para areniscas su valor es de 5x106 PSI y para calizas es 7x106 PSI.

Cuando se acorta longitudinalmente el cubo, ste t

t-uce-108

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