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PROYECTO DE INYECCIÓN DE AGUA EN EL RESERVORIO CAJONES MK (ESTE)-CAMPO CARANDA 3.- ANTECEDENTES.
La razones por las cuales se Seleccionó el reservorio CAJONES MK (ESTE)
Por ser un yacimiento somero, ubicado una profundidad promedio de 1000 m.
Por ser un yacimiento aparentemente continúo.
Por la cantidad de reserva “insitu”, hace que el proyecto atractivo.
El mecanismo de producción por primaria de este reservorio fue por empuje de gas en solución
La explotación masiva del campo Charanda se inició en el año 2003, simultáneamente se inició la inyección del gas producido pero los resultados obtenidos no fueron satisfactorios; por este motivo se concebido el proyecto de inyección de agua en el año 2008.
4.- JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
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Debido a la apreciable crisis energética nacional
y mundial que cada día va
percibiéndose trae consigo una serie de problemas graves de todos los ámbitos y en todas las regiones del mundo. Por tanto este trabajo está orientado a la recuperación de petróleo remanente, agua y su efecto del medio ambiente por la contaminación del agua asociada
5.- MARCO TEORICO INYECCION DE AGUA 5.1.) INTRODUCCIÓN 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 de recobros con el fin de aumentar la energía y, en consecuencia, aumentar el recobro.
INYECCIÓN DE AGUA La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales,
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Este método se expandió lentamente en otras provincias de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Hoy en día, más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.
5.2) 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 Consiste en inyectar el agua de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento.
CARACTERÍSTICAS: 1.- Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del Yacimiento y/o la Estructura del mismo favorece la inyección de agua. 2.- Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.
VENTAJAS: 1.- Se utilizan pocos pozos. 2.- No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se Pueden usar pozos Productores viejos como inyectores. 3.- No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de Invasión con agua. 4.- Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.
DESVENTAJAS: 1.- Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar petróleo. 2.- No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión. 3.- En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del 4.- Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro Del yacimiento. 5.- 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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Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores.
CARASTERÍSTICAS: 1.- La selección de arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento 2.- Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran Extensión áreal. 3.- Al fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los Pozos productores.
VENTAJAS: 1.- Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos Buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos. 2.- Rápida respuesta del yacimiento. 3.- Elevadas eficiciencias del barrido areal 4.- Permite el buen control del frente de invasión y el factor de reemplazo. 5.- Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro 6.- Rápida respuesta en presiones 7.- El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.
DESVENTAJAS: 1.- En comparación con la inyección externa, este método requiere una alta inversión, debido al alto número de pozos inyectores. 2.- Es más riesgosa. 3.- Exige un mayor seguimiento y control.
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 y de esta manera se puede mejorar la eficiencia de barrido y por tanto un mayor porcentaje de recuperación.
Estos métodos consisten en inyectar al yacimiento fluidos diferentes con el objetivo de mejorar el desplazamiento del crudo a través de diferentes mecanismos, tales como: • Reducción de la relación de movilidades • Miscibilidad
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• Reducción de la tensión interfacial agua/crudo
6.- GEOLOGÍA: CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIOS constituye una unidad litológica de carácter regional, con excelente
representación no solo en superficie donde forma crestas topográficas sobresalientes por su dureza, sino también en el subsuelo donde la alta resistividad y su litología clara.
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), mientras que la zona Norte San Juan Enconada – Santa Rosa-Yapacani esta pobremente desarrollando con características no propias de las otras zonas.
Estratigráficamente abarca el intervalo comprendido entre la Formación Yantata por abajo y el miembro Naranjillos, por arriba. Estos nuevos términos de Yantata y Naranjillos corresponden a la nueva nomenclatura establecida en el último conclave estratigráfico realizado en Santa Cruz en 1971.
ESTRATIGRAFÍA 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 Mitológicamente el reservorio del Cajones, contienen areniscas calcáreas compactas y duras de color blanquecino amarillentas o blanquecino rosado, irregularmente seleccionado. Es frecuente encontrar algunos módulos y lentes delgados de sabulitas o conglomerado fino. 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.
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RESERVORIO CAJONES MK.Este reservorio constituye el tipo mismo de la formación Cajones y cuya parte más alta por lo general es compacta y dura carente de permeabilidad como puede verse en las secciones adjuntas. En el sector Oeste el contacto agua-petróleo actual (CAPA) se halla en 2337` en base a la obtención de agua en el pozo CAR-76, mientras que en la latitud del pozo CAR14 ha subido estructuralmente invadiendo este pozo. El Cajones MK en el sector Este produce solo de dos pozos el CAR-58 en posición estructural más alta, debe ser influencia del agua de inyección del pozo vecino CAR67 y no al acuífero propio del reservorio. En tal caso la probable falla B no actuaría como barrera de contención total de fluidos. En este sector Este queda todavía una zona por tener la que corresponde al pozo CAR-41, por lo que recomendamos intervenir este pozo, actual inyector de gas al Taiguati G1 y probar el tramo 3138-3148` que registra buena cementación.
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 pero una falla longitudinal y por otras menores de tipo transversal de compensación. RESERVAS “INSITU” método volumétrico:
8.- RECUPERACION ADICIONAL POR INYECCION DE AGUA.La recuperación adicional es igual al volumen acumulado producido menos la reserva primaria.
9.- COMPORTAMIENTO DEL RESERVORIO.Se puso en desarrollado y puesto en producción normal el reservorio en 2005. El máximo caudal de producción de esta fase fue de 1400 BPD en Julio de 2005, pero a partir del mes de abril del mismo año comienza a declinar el reservorio hasta 620 BPD.
CALCULOS REALIZADOS POR EL METODO STILES (Reservorio cajones MKCARANDA 11: EVALUACIÓN ECONÓMICA:
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En los sistemas de evaluación de costos se tiene en cuenta factores nuevos como ser leyes actuales. Regalías e impuestos, los sistemas de evaluación de costos en la medida que transcurre el tiempo sufren variaciones y para esos cambios que se dan es necesario adoptar procesos y sistemas mas eficientes de análisis y evaluación de costos.
ÍNDICES ENCOMIOS Estos índices económicos son: Inversión
Valor Actual Neto
Tasa de retorno anual
Tiempo de pago
Relación Utilidad Inversión
Utilidad final
Vida útil del proyecto
INVERSIÓN Si bien las inversiones requeridas no son uno indicadores económicos de rentabilidad, pero nos dan una idea del tamaño de un proyecto.
VALOR ACTUAL NETO Si se invierte una suma de dinero “X” por un periodo de n años a un interés “i” (en fracción) esta suma se convertirá al final de ese periodo en valor final “f”.
TASA DE RETORNO ANUAL Tasa de descuento anual que resulta en un a “utilidad igual a cero”, en el negocio de los hidrocarburos se le llama retorno de la inversión.
TIEMPO DE PAGO Es el tiempo que se requiere para pagar toda la inversión, a partir de este punto los flujos de dinero se convierten en ingresos positivos.
RELACION UTILIDAD-INVERSION
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Es el resultado del co ciente de la “Utilidad final “devido por la “suma de los valores actuales de las inversi ones”, aplicando la misma tasa d e descuento que se utilizo para llegar a la utilidad final.
VIDA DEL PROYECTO Periodo de tiempo transcurrido desde la fecha de la primera inversión hasta el agotamiento de los ingresos generados por el proyecto.
OTROS PARAMETROS IMPORTANTES PARA EL ANALISIS ECONOMICO
Precio de venta del HCB
Costo de producción
Costo de transporte
tos y regalías
Costo de operación
Costo de tratamiento de aguas
Sueldos y salarios al personal de campo Dentro de la política actual que se esta adoptando en las empresas privadas.
COSTO DE MANTENIMIENTO Podemos dividir en dos:
Costos fijos
Costos variables
COSTOS FIJOS Se refiere a realizar gasto en materiales y servicios. Gastos en materiales Combustible;
Aceite y Grasas;
Seguridad;
Ropa de personal;
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Gastos en servicios Electricidad;
Alimentación;
Bombeo;
Atención de filtros;
COSTOS VARIABLES Son aquellos gastos que se pueden realizar en trabajos imprevistos durante el año. De aquí la sumatoria de costos fijos y costos variables nos da el costo de mantenimiento.
12. CONCLUSIONES.-
Aplicando el método volumétrico con mapas geológicos actualizados, se ha calculado la reserva original de petróleo “in situ”
Mediante el cálculo por declinación exponencial, la reserva recuperable por explotación primaria ha sido determinada enbarriles de petróleo.
El volumen de petróleo recuperado adicionalmente por efecto de la inyección de agua, ha sido estimada en Barriles de petróleo.
La inyección de agua adoptó el sistema periférico a través de tres pozos, habiéndose inyectado un volumen total barriles de agua.
El análisis económico del proyecto de inyección de agua al reservorio Cajones MK (Este) arroja los siguientes índices: o
Utilidad final
o
Tiempo de pago
o
Tasa de retorno anual
o
o
Relación Utilidad inversión Tiempo de vida
