INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL
INTEGRANTES:
LIDIA BETZABE CHAVEZ MAMANI JANET MOYA SOTO LIZETH SURCO
El presente trabajo trabaj o nos da a conocer el sistema de recuperación secundaria secun daria mediante inyección de agua, al reservorio cajones MK – en el campo CARANDA que determina si la Inyección de agua es rentable o no, mediante un análisis económico y establece las perspectivas que pudiese presentar la inyección de agua en otros niveles productivos del campo Caranda.
El reservorio reservorio CAJONES CAJONES MK (ESTE) para el el inicio inicio de la explotación explotación de Petróleo por inyección de agua fueron las Siguientes:
Por ser un yacimiento somero, ubicado una promedio de 1000m. Por ser un yacimiento aparentemente aparentement e continúo. Por la cantidad de reserva “insitu”
profundidad
El mecanismo de producción por recuperación de este reservorio fue por empuje de gas en solución.
La explotación masiva del campo Caranda se inició en el año 2003, consebio el proyecto de inyección de agua en el año 2008, y empezó en julio del 2009.
INYECCION DE AGUA Las fuerzas primarias que actúan en los yacimientos de petróleo como mecanismos de recuperación de petróleo, generalmente se han implementado mediante la inyección de agua y de gas como procesos secundarios secu ndarios de recobros con el fin de aumentar la energía ene rgía y, en consecuencia, aumentar el recobro.
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Por estas razones, la inyección de agua y de gas continúan siendo los métodos convencionales más utilizados para obtener un recobro extra de petróleo de los yacimientos.
TIPOS DE INYECCIÓN De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes.
a) INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTERNA Características:
Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del Yacimiento y/o la Estructura del mismo favorece la inyección de agua. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.
Ventajas:
Se utilizan pocos pozos.
No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se Pueden usar pozos Productores viejos como inyectores.
No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de Invasión con agua.
Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.
DESVENTAJAS:
Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar petróleo. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de la invasión, como sí es Posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del Mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los Yacimientos. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro Del yacimiento. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación De la inversión es a largo plazo
b) INYECCIÓN EN ARREGLOS O DISPERSA
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Características:
La selección de arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la Continuidad de las arenas, de la permeabilidad (K), de la porosidad (Ø) y del Número y posición de los pozos existentes.
Se emplea en yacimientos con poco buzamiento y una gran Extensión área.
Al fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los Pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en
Ventajas:
Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos Buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos.
Rápida respuesta del yacimiento.
Elevadas eficiencias del barrido areal
Permite el buen control del frente de invasión y el factor de reemplazo.
Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro
Rápida respuesta en presiones
El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.
Desventajas:
En comparación con la inyección externa, este método requiere una alta inversión, debido al alto número de pozos inyectores. Es más riesgosa. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de Recursos humanos.
c) INYECCIÓN DE POLÍMEROS. El principio básico que sigue este método es el agua puede hacerse más viscosa a partir de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo. En la siguiente figura se presenta de manera esquemática el funcionamiento de este método de recuperación mejorada:
GEOLOGIA: Características de los reservorios:
Constituye una unidad litológica de carácter regional, con excelente representación donde forma crestas topográficas sobresalientes por su dureza, y la alta resistividad con su litología clara.
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Su desarrollo arenal, en la cuenca de Santa Cruz está bastante clara preferentemente desde la zona central (Caranda – Naranjillos) hacia la zona Sur (Río Seco Abanó),
Particularmente el campo de Caranda, la formación Cajones es fácilmente reconocible y de fácil correlación con otros campos del área Sub y Centro de la cuenca, mientras que más al Norte de Caranda su existencia y correlación es cuestionable.
El presente estudio del reservorio del Cajones constituye un análisis detallado de los niveles arenosos más importantes por su producción actual de hidrocarburos.
Naturalmente entre los reservorios Cajones ML y MP existen otros tramos arenosos intercambios como Cajones MM, MN y MO que no han sido considerados en el presente estudio por su relativa importancia.
ESTRATIGRAFIA La formación Cajones según el último conclave de nomenclatura estratigráfica realizando en Santa Cruz, 1971, integra el grupo Tacurú de edad cretácica y contiene como miembro el horizonte Naranjillos. Dicha nomenclatura es la siguiente:
Formación Cajones Grupo tacurú
Miembro Naranjillos
Formación Yantata Formación Ichoa
GEOLOGIA DE LOS RESERVORIOS El reservorio de los Cajones, contiene areniscas calcáreas compactas y duras de color blanquecino amarillentas o blanquecino rosado, irregularmente seleccionado. Estas areniscas alternan con niveles de caliza rosada y niveles de arcilla rojiza. Los tramos permeables de las arenas se hallan generalmente en la parte de estos reservorios.
RESERVORIO CAJONES MK.Este reservorio constituye el mismo tipo de la formación Cajones y cuya parte más alta por lo general es compacta y dura carente de permeabilidad. Su desarrollo horizontal es continuo, observándose un grosor neto de arena que decrece del centro hacia la periferia de la estructura. Actualmente es productor de hidrocarburos en los sectores Este y Oeste, mientras que gran parte del sector medio es acuífero, quedando con cierta posibilidad la zona del pozo CAF-50 siempre y cuando la inyección de agua a través de los pozos CAR10,19 y 67 no hayan alcanzado aún esta zona. En este mismo sector, el frente de gas inyectado a través del CAR – 9 ha avanzado estructuralmente hacia abajo alcanzando los pozos CAR-45 y CAR – 35, en este último por su más alto RGP.
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Como consecuencia del avance del gas inyectado y el empuje de la línea de agua se ha reducido enormemente el área productora de petróleo de esta zona.
CONDICIONES ESTRUCTURALES La estructura de Caranda constituye un anticlinal asimétrico alongado en sentido Este Oeste con flanco Norte amplio y suave y un flanco Sur inclinado y estrecho. Se halla fracturado principalmente de una falla longitudinal y por otras menores de tipo transversal de compensación. En lo que concierne al Cajones esta falla aparentemente ha constituido una barrera de contención al movimiento migratorio de los hidrocarburos del sector Norte hacia el sector Sur. De las fallas transversales la más evidente es la f alla “A” por el rechazo vertical observable y porque las curvas estructurales hacia el Oeste de esta falla están más separadas mostrando una superficie suave. Las otras fallas como la Falla “B”, Falla “C” Falla “D” no son del todo conclusivas, pueden tratarse de fallas verticales con pequeño desplazamiento horizontal o bien pueden corresponden sus lineamentos con zonas de baja permeabilidad.
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