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Figura 101. Diagrama de stiff de la muestra tomada a la entrada/salida de la PIA1340
En total se cuentan con 4 análisis físico-químicos con información del agua de
inyección, los cuales arrojaron el siguiente patrón, como se observa en la figura
102.
Help
ORIGEN DE LA MUESTRA: PIABA1340 ENTRADA FECHA DE TOMA:
LUGAR DE TOMA: FECHA ANALISIS:
OBSERVACIONES: ANALIZADO POR:
p.p.m. 3617.90 p.p.m. #### K mult.
CALCIO 9.60 CRUDO EN AGUA 0.00 Ca 0.849
MAGNESIO 19.70 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0.00 Mg 1.436
SODIO 1370.30 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 3617.80 Na 1.000
BICARBONATOS 61.50 ALCALINIDAD TOTAL 50.00 HCO3 0.286
CARBONATOS 0.00 DUREZA CARBONATICA 0.00 CO3 0.735
SULFATOS 18.80 DUREZA NO CARBONATICA 0.00 SO4 0.581
CLORUROS 2138.00 DUREZA TOTAL 105.00 Cl 1.000
SULFURO 0.00 TEMP. LABORATORIO ºF 78.00 Fe 1.000
HIDROXIDOS 0.00 RESISTIVIDAD Ohm-m 2.211 K 0.944
HIERRO TOTAL 0.00 INDICE DE LANGELIER 0.00
SILICE 0.00 pH @ TEMP. LABORATORIO 7.80
POTASIO 0.00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0.00 Factor de EscalaNa 10 Cl
3573.24 ppm Equivalente de NaCl TEMP. Tr 155 Ca 10 HCO3
Rw @ 75 ºF 1.487 Mg 10 SO4
CLASIFICACION SULIN CONNATA Rw @ Tr ºF 0.752 Fe 1 CO3
BALANCE IONICO 0.01 meq/lt TOLERANCIA 0.10 BALANCEADA
-5.958 10 Na
-0.048 20 Ca
-0.162 30 Mg
0 61.68 40 Fe
0 40 CO3
0.0391 30 SO4
0.1008 20 HCO3
6.0292 10 Cl
61.69
Balance -0.01
13-Mar-07
TIA JUANA
14-Mar-07
10
20
30
40
- 20 - 15 - 10 - 5 0 5 10 15 20
DIAGRAMA DE STIFF
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na
15 1520 2010 105 5 0
CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIRDE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIO
DISEÑADO POR LEONARDO BRICEÑO /07/2001
PDVSA Help
ORIGEN DE LA MUESTRA: PIABA1340SALIDA FECHA DE TOMA:
LUGAR DE TOMA: FECHA ANALISIS:
OBSERVACIONES: ANALIZADO POR:
p.p.m. 3174.10 p.p.m. #### K mult.
CALCIO 11.20 CRUDO EN AGUA 0.00 Ca 0.867
MAGNESIO 20.90 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0.00 Mg 1.457
SODIO 1192.30 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 3174.10 Na 1.000
BICARBONATOS 62.70 ALCALINIDAD TOTAL 51.00 HCO3 0.289
CARBONATOS 0.00 DUREZA CARBONATICA 0.00 CO3 0.758
SULFATOS 15.00 DUREZA NO CARBONATICA 0.00 SO4 0.590
CLORUROS 1872.00 DUREZA TOTAL 114.00 Cl 1.000
SULFURO 0.00 TEMP. LABORATORIO ºF 78.00 Fe 1.000
HIDROXIDOS 0.00 RESISTIVIDAD Ohm-m 2.520 K 0.947
HIERRO TOTAL 0.50 INDICE DE LANGELIER 0.00
SILICE 0.00 pH @ TEMP. LABORATORIO 7.80
POTASIO 0.00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0.00 Factor de EscalaNa 10 Cl
3131.41 ppm Equivalente de NaCl TEMP. Tr 155 Ca 10 HCO3
Rw @ 75 ºF 1.686 Mg 10 SO4
CLASIFICACION SULIN CONNATA Rw @ Tr ºF 0.852 Fe 1 CO3
BALANCE IONICO 0.01 meq/lt TOLERANCIA 0.10 BALANCEADA
-5.184 10 Na
-0.056 20 Ca
-0.172 30 Mg
-0.002 54.12 40 Fe
0 40 CO3
0.0312 30 SO4
0.1028 20 HCO3
5.279 10 Cl
54.13
Balance -0.01
13-Mar-07
TIA JUANA
14-Mar-07
10
20
30
40
- 20 - 15 - 10 - 5 0 5 10 15 20
DIAGRAMA DE STIFF
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na
15 1520 2010 105 5 0
CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIRDE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIO
DISEÑADO POR LEONARDO BRICEÑO /07/2001
PDVSA
ENTRADA SALIDA
Sales Catión ppm Anión ppm
NaCl Na+ 1263,9 Cl- 1953,3
Ca(HCO3)2 Ca++ 10,3 HCO3- 62,8
MgSO4 Mg++ 15,7 SO4= 31,9
FeCO3 Fe++ 0,5 CO3= 0,0
Figura 102. Patrón del agua Inyección. Bachaquero-18
5.7. Balance de materiales
A fin de reproducir el comportamiento histórico de presión y producción se utilizo la
ecuación general de balance de materiales. Esta técnica de cotejo permite validar
el POES determinado volumétricamente, así como identificar el mecanismo de
producción y determinar las características del acuífero.
El programa utilizado para realizar el balance de material es el paquete MBAL,
aplicando el método analítico y gráfico.
5.7.1. Método analítico
El método analítico se basa en la reproducción de la presión medida en el
yacimiento, para lo cual es necesario realizar sensibilidades en aquellos
parámetros sobre los cuales exista mayor incertidumbre entre los cuales se tienen:
Petróleo Original en Sitio (POES), la relación de radios acuifero-yacimiento,
permeabilidad y constante de intrusión.
5.7.2. Método gráfico
Para representar gráficamente las variables del balance de materiales se aplica el
método HAVLENA y ODEB, mediante un procedimiento de ensayo y error se
obtienen estimados cada vez mejores del influjo del agua (We), geometría del
acuífero ( radial o lineal) y tamaño de la capa de gas (m), se puede obtener una
línea recta cuya intersección con el eje de las Y sera un valor satifactorio del
POES.
A continuación en las figuras 103 se puede observar el cotejo satisfactorio
obtenido con las presiones medidas del yacimiento y las simuladas antes y
después del inicio del proyecto de inyección de agua.
Figura 103. Método de Analítico. Antes/Después del inicio de la inyección de agua
Los resultados de los cotejos atreves de la técnica de HAVLENA y ODEB, F/Et
versus We/Et (F-We)/Et versus F (Campbell), F-We versus Et se muestran en la
figura 104.
Figura 104. Cotejos atreves de la técnica de HAVLENA y ODEB, F/Et versus We/Et (F-We)/Et
versus F (Campbell), F-We versus Et Para lograr este cotejo fue necesario caracterizar el acuífero usando el método de
Hurst-Van Everdinden para un sistema de acuífero radial. Cuyas características se
muestran en la siguiente tabla 54
Antes del inicio
de la inyección
de agua
Después del
inicio de la
inyección de
agua
Tabla 54. Características del acuífero
Espesor del acuifero (pies) 100
Radio del yacimiento (pies) 6823
Relación de radio (Re/Ri) 2,15
Angulo del acuifero (°) 70
Permeabilidad (k) del acuifero (md) 540
Obteniendo como resultado un POES de 1100MMBN, y un mecanismo de producción donde la
expansión roca-fluido y la compresibilidad de la roca aportan un 25% de energía al yacimiento,
mientras que la actividad del acuífero aporta un 40% y la inyección de agua un 35%, dichos
resultados se muestran en la figura 105.
Figura 105. Mecanismos de producción. Yacimiento BACH 18.
De manera de identificar el mecanismo de producción predominante en el yacimiento BACH-18 se
realizaron los cálculos de P/Pi vs. Np/N y se procedió a comparar con las tendencias mostradas
por los datos de campo.
Como se observa en la figura 5.21b bajo condición de producción primaria el
yacimiento señala un empuje combinado entre la expansión roca–fluido y gas en
solución, caracterizado por la rápida declinación de la presión con bajo porcentaje
de recobro (6% del POES). Posteriormente se observa un cambio del mecanismo
de producción del yacimiento producto de la influencia de un acuífero y además de
la inyección de agua iniciada desde 1964.
Figura 106. Comparación mecanismos de producción curvas teóricas - datos reales del
yacimiento
5.8. POES, GOES, factor de recobro y reservas
5.8.1. Cálculo de POES Y GOES
Con la finalidad de obtener las reservas y el factor de recobro se realizo la cuantificación del POES
volumétrico del yacimiento, basado en las propiedades promedios ponderadas por espesores,
obtenidas a partir del sumario petrofísico de la ANP, y tomando en cuenta la saturación de agua
del primer pozo perforado en el área y el factor volumétrico del petróleo obtenido mediante
correlaciones numéricas.
A continuación se detallan las ecuaciones empleadas para él calculo del petróleo originalmente en
sitio (POES) , el gas originalmente en sitio (GOES), y las reservas recuperables de petróleo y gas:
oi
oi
B
ShAPOES
****7758 …………………………………………….(Ecuación
5.1) Donde:
7758 = Factor de conversión (BY / Acres-pie)
A = Área del yacimiento (Acres)
h = Espesor promedio del yacimiento (pies)
= Porosidad promedio (fracción)
Soi = Saturación promedio de petróleo inicial (fracción)
oi = Factor volumétrico inicial de petróleo (BY/BN)
GOES = Rsi x POES……………………………………………………….(Ecuación
5.2)
Donde:
Rsi = Relación gas petróleo original del yacimiento (PCN/BN)
POES = Petróleo originalmente en sitio (BN)
El área total, se determinó mediante la aplicación SIGEMAP 3.0, resultando
3770,16 acres. El espesor promedio es de 206 pies. Los valores de porosidad
(27,2%), saturación inicial de petróleo (76%), Boi de 1,14 BY/BN y un Rsi de
251 PCN/BN según PVT validado del pozo BA376. Estos valores fueron
utilizados para el cálculo del POES y GOES.
En la tabla 55 se puede observar el valor obtenido de POES total y GOES vs los datos Oficiales
Tabla 55. Comparación Datos Oficiales vs Calculado
5.8.2. Cálculo del factor de recobro y reservas de petróleo
Res. R. Petróleo = FRp x POES……………………………………....….(Ecuación
5.3)
Res. R. Gas = FRg x GOES……………….…………………......……….(Ecuación
5.4)
Donde:
FRp = Factor de recobro de petróleo del yacimiento (fracción)
FRg = Factor de recobro de gas del yacimiento (fracción)
POES = Petróleo originalmente en sitio (BN)
GOES = Gas originalmente en sitio (PCN)
5.8.2.1. Factor de recobro mediante el análisis de declinación
Para el cálculo del factor de recobro mediante el método de análisis de
declinación se realizo el siguiente procedimiento:
1.- Inicialmente sé gráfico el comportamiento de producción del yacimiento BACH-
18 desde que fue descubierto por el pozo BA285 en 1955 hasta Diciembre 2011.
OFICIAL CALCULADO
POES (MBN)
GOES (MMPCN)
ÁREA (acres)
POES (MBN)
GOES (MMPCN)
ÁREA (acres)
973.400 244.323 3357 1092.500 274.23 3370,16
El yacimiento produjo por mecanismos primarios de gas en solución y empuje de
agua hasta mayo de 1964, cuando se inicia la inyección de agua a través del pozo
BA464; actualmente se han perforado 12 pozos inyectores.
A continuación se muestra la figura 107 con el comportamiento de producción del
yacimiento:
Figura 107. Comportamiento de Producción. Yacimiento BACH 18. Periodos seleccionados para el
análisis de declinación
Para el análisis se considero dos periodos de producción estables (tasas de producción sin
estar afectadas por una campaña agresiva de apertura o cierre de pozos, RGP y corte de
agua estable).
El primero correspondiente a la etapa de producción inicial, la cual es influenciada por la
energía natural del yacimiento asociada al empuje hidráulico y al gas en solución hasta Mayo
de 1964, cuando se inicia la inyección de agua hacia el sur del yacimiento, a través del pozo
BA 464 (parcela A-433). El segundo periodo referido a la recuperación secundaria referida a la
inyección de agua.
1er periodo
2do periodo
Para el primer periodo se seleccionó el correspondiente a los años 1959 a 1961, este punto
se determinó que el yacimiento BACH 18, mostraba una declinación natural en el orden del
16,91% anual efectiva y a partir del cual se tendría unas reservas recuperables de 337,134
MMBN; lo cual implica que el factor de recobro primario, con respecto al POES Oficial (973,40
MMBN), de 34,63%, tal como se puede observar en la figura 108.
Figura 108. Historia y predicción del comportamiento BACH-18. Antes de la Inyección
Una vez implantada la recuperación secundaria el índice de declinación anual efectivo
disminuye a 12,42% (A.e); correspondiente al período más apropiado para su determinación de
1996-1998, como se observa en la figura109, y a partir del cual se tendría unas reservas
recuperables de 339,34 MMBN; Lo cual implica que el factor de recobro de total de 34,86 %.
Antes de la Inyección
Después de la Inyección
Figura 109. Historia y predicción del comportamiento BACH-18. Después de la Inyección
Basándose en los resultados obtenidos se puede observar la disminución
significativa del factor de recobro secundario, afectado por la deficiencias del
proyecto de inyección de agua, sobre todo en las unidades superiores del
yacimiento y en la parte Norte del mismo; ya que los pozos inyectores están
ubicados en el Sur del yacimiento.
Sin embargo la inyección de agua ha permitido disminuir el índice de
declinación del yacimiento de 16,91 % a 12,42 %, representando la
oportunidad para adicionar nuevos puntos, no solo de drenaje; si no también,
de inyección agua, y en tal sentido; obtener un recobro adicional de petróleo.
Así como también la necesidad de mantener una EVR de reemplazo en el
100%.
5.8.2.2. Cálculo del factor de recobro y reservas de gas
El yacimiento BACH 18, originalmente se encontraba sub-saturado, las reservas de
gas, presentes en el yacimiento, provienen del gas en solución que se libera a medida
que la presión de yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja (2158
lpca, según PVT validado del pozo BA376). Por lo tanto, se calculó el factor de recobro
de gas mediante el siguiente procedimiento:
Se toman las reservas de recuperables de petróleo finales (339,34 MMBN),
correspondientes al factor de recobro de petróleo total de 34,86% (obtenido a partir de
los métodos de declinación), y al POES total de 1092,5 MMBN
Sé graficó el Np Vs Gp, como se observa en la figura 110.
Figura 110. Cálculo del Factor de Recobro de Gas
Mediante la ecuación generada: GP = (0,0166*(NP)1.1679
, se determinaron los valores del petróleo
acumulado, y se comparó con la data de producción real, observando que los valores arrojados por
la correlación, están aproximadamente 15% por debajo de la data real, por tal motivo se multiplicó
la ecuación por un factor de corrección de 1,15; Obteniendo finalmente la siguiente correlación:
(Res.recg = 1,15*(0,0166*(Res.recp)1.1679
), el factor de recobro de gas estimado por este método
es de 75,3%.
5.9. Comportamiento de producción del yacimiento BACH-18
El yacimiento BACH 18, es una acumulación importante de petróleo pesado,
descubierto en 1954 por medio del pozo BA285. El yacimiento inicia su
producción, con una tasa inicial de 1900 BNPD, sin ningún corte de agua y una
relación de solubilidad del gas inicial (Rsi) de 251 PCN/BN.
La producción promedio por pozo fue superior a 1000 BNPD en la década de los 60. En cuanto al
corte de agua se incrementó entre los años 1965 a 1984 de 20% a un 40%, para luego
estabilizarse en un 30%. Sin embargo, a partir de 1995 se nota un incremento hasta un valor actual
de 49,5%, con un mantenimiento de la relación gas petróleo (RGP), en un rango de 400 a 500
PCN/BN hasta 1984, cuando se observa un incremento en su valor hasta 1500 PCN/BN en
promedio (5 veces el Rsi), lo que parece inexplicable considerando el nivel promedio de presión del
yacimiento en ese momento. Estos valores anómalos están probablemente relacionados a un
problema de fiscalización del gas de formación.
El mecanismo de producción predominante de este yacimiento es el empuje hidráulico, aunado a
ello se asocia un empuje por gas en solución y luego se implementa en diciembre de 1964 la
inyección de agua, donde el efecto combinado de estos tres mecanismos han reflejado un alto
valor en el factor de recobro.
Un total de 157 pozos fueron completados históricamente en el yacimiento BACH 18. De
estos, 72 pozos productores activos y 0 inyectores activos debido a que actualmente la MIA 1340
presenta dañado en el motor principal.
Para diciembre de 2006 el yacimiento, muestra una tasa de producción de 8509 BNPD con
69 completaciones activas inactivas, un RGP promedio de 805 PCN/BN, y el corte de
agua se mantuvo alrededor de 40,9%. Durante el año 2007 el yacimiento produjo 262,3 MBls de
petróleo promedio mes, lo que representa una tasa promedio de 8621 BPPD con una RGP de
594 PCN/BN y 39 % AyS. Al comparar estos valores con los obtenidos en el año 2006 (8509
BPPD, 805 PCN/BN, 40,9; 39 % AyS) se observa un incremento de la tasa de
producción promedio del yacimiento, esto debido a los trabajos de reparación con taladro (BA2628,
BA1826, BA2599, BA1801 y BA751) y las inyecciones de química realizadas, cabe destacar que el
pozo BA-2628 luego del trabajo de reacondicionamiento respondió con una producción de 1500
BNPD.
A Diciembre del 2009 la producción del yacimiento fue de 219,3 BND con un corte de agua de
51,9% y un RGP de 538 PCN/BN Alcanzando una producción acumulada de 325,17 MMB de
petróleo, con 171,42 MMMPC de gas, y 111,82 MMBA de agua. Durante el año la tasa de
inyección fue de 0 BAD, por lo que el reemplazo promedio del año es de 0 %. Debido a la
suspensión de la inyección de agua desde Julio 2008 por problemas con el motor principal.
Durante el año 2011, la producción se mantuvo en el orden de los 5476 BND con 51 % de AyS.
Alcanzando una producción acumulada de 329,18 MMBN de petróleo, con 174,19 MMMPC de
gas, y 116,46 MMBA de agua, y con una inyección acumulada de 606,911 MMBN. A continuación
la figura 111 muestra el Comportamiento de Producción del Yacimiento.
Figura 111. Comportamiento de producción del yacimiento BACH-18.
5.10. Comportamiento de inyección del yacimiento BACH-18
El proyecto de inyección de agua se inicio en Mayo de 1964, con el pozo BA 464. A la fecha han
sido completados 12 de 15 pozos perforados como inyectores de agua, los mismos se muestran
en la tabla 56 Los pozos BA1622, BA1867, BA1729, nunca inyectaron debido: BA1622 presento
un reventón subterráneo debajo la zapata de revestimiento de superficie +/- 800 pie, el BA1867 y
BA1729 se completaron como productores.
Inicio de la inyección de agua
PROM. 1500 PCN/BN
PROM. 8447 BND
PROM. 30%
60%
49,5%
PROM. 450 PCN/BN
Tabla 56.Datos de Inyección por Pozo para el Yacimiento BACH 18
Pozo Período de
Inyección
Acumulado
MMBA Unidades
BA- 464 01/65-08/71 90,3 U4U5U6U7
BA- 784 02/67-11/85 166,8 U4U5U6U7
BA-1222 01/73-03/82 88,8 U5U6U7
BA-1327 10/92-06/08 23,9 U5U6U7
BA-1340 01/76-12/77 17,5 U4U5U6U7
BA-1481 01/79-11/83 31,1 U4U5U6
BA-1621 01/81-03/86 19 U4U5U6U7
BA-1784 09/83-05/94 24,2 U5U6U7
BA-1823 07/83-03/99 21,5 U5U6U7
BA-1866 04/85-08/05 44,8 U6U7
BA-1882 11/85-06/08 46,6 U6U7
BA-1889 04/86-07/97 32,4 U4U5
Los 12 pozos inyectores completados en diversas unidades, se encuentran actualmente cerrados
por razones dentro de las que predominan las de tipo mecánica, el histórico de inyección por pozo
se puede observar en la figura 112.
Figura 112. Histórico de inyección por pozo yacimiento BACH-18
Cabe destacar que la inyección, a pesar de estar concentrada en U6 y U7, no ha logrado
represurizar estas dos unidades y desde el año 1997 no se está inyectando en la Unidad 4.
El proyecto de inyección de agua para el yacimiento se realiza por medio de la plata de inyección
de agua PIA BA1340, la cual presenta las siguientes características:
Cap. Máx. Operación: 25000 BAPD
Cap. Disponible: 25000 BAPD
Diámetro Tub. Desc.: 6 pulg
Presión Descarga.: 2100 lpc
Pozos Asociados: 3 Pozos actualmente (BA-1327, BA-1882, BA-1866)
En la figura 113 se puede observar la ubicación de la PIA BA-1340 y de las MIA´S BA-784 y BA-
464.
Figura 113. Ubicación de la planta de inyección de agua BA1340 y de las MIA´S BA-784 y BA-
464
Para llevar acabo el proyecto de inyección la PIA BA1340 se alimenta de agua del lago (ADL), la
cual debe ser tratada previamente con removedor de oxigeno, bactericida, inhibidores de corrosión,
floculante y cloro, a fin de cumplir con los parámetros de calidad mínimos establecidos, tal como
se muestra en la tabla 57.
BA 285
BA 343BA 343A
BA 344BA 344A
BA 345BA 345A
BA 353
BA 354
BA 357
BA 360
BA 365
BA 371
BA 372
BA 373
BA 375
BA 376
BA 377BA 378
BA 381BA 381A
BA 385
BA 387
BA 403
BA 464
BA 499
BA 518
BA 545
BA 562
BA 624
BA 626
BA 644
BA 690BA 690A
BA 692
BA 693
BA 694
BA 695
BA 728
BA 730
BA 731BA 733
BA 749
BA 750BA 751
BA 752
BA 753
BA 754
BA 756
BA 757
BA 759
BA 784
BA 815
BA1063
BA1065
BA1067
BA1073
BA1074
BA1075BA1075A
BA1076BA1076A
BA1084BA1090
BA1147BA1155
BA1222
BA1265
BA1285
BA1287
BA1289
BA1291BA1291BA1293
BA1294BA1294A
BA1295
BA1296
BA1297BA1298
BA1307
BA1322BA1323
BA1324
BA1325BA1327BA1327
BA1340
BA1355
BA1356BA1357
BA1360BA1360A
BA1361
BA1362BA1392
BA1393
BA1394
BA1395
BA1396
BA1397
BA1398
BA1481
BA1491
BA1493
BA1494BA1511
BA1513BA1514
BA1515
BA1516
BA1621
BA1622
BA1631
BA1632
BA1650
BA1670
BA1728
BA1729BA1729
BA1740
BA1748
BA1750
BA1781BA1781A
BA1784BA1784
BA1791
BA1792
BA1793
BA1795
BA1798
BA1800
BA1801
BA1823
BA1826
BA1827
BA1828
BA1830
BA1852
BA1865
BA1866
BA1867BA1867
BA1882
BA1889
BA1968
BA1973
BA2107
BA2205BA2216
BA2223
BA2225BA2226
BA 2491
BA 2493
BA 2509
BA 2533
BA 2536BA 2593
BA 2599
BA 2628
BA 2629
P
I
PROYECTO BACHAQUERO LAGO
FEBRERO 2007
BA-464
BA-784 BA-1340 -> BA-784 1900 Mts
BA-1340 -> BA-464 2900 Mts
BA-1340
Capacidad de conexión
MIA BA-464 (5 pozos)
MIA BA-784 (4 pozos)
Inactivas desde 1990
Conectadas a la
PIA BA-1340 (3 pozos)
Tabla 57.Parámetros de calidad mínimos establecidos
A continuación se muestra la figura 114 el comportamiento de inyección de agua del yacimiento
BACH-18.
Figura 114. Comportamiento de Inyección del Yacimiento BACH-18
Durante el 2007 se inyectaron 4,187 MMBls de agua, en vista que la PIA BA-1340 se mantuvo en
funcionamiento durante todo el año. El promedio de inyección diario estuvo en el orden de los 11,5
MBAPD Vs. 20 MBAPD del propuesto, debido a la diferida por el cierre del pozo BA-1866 por línea
< 102 Bacterias Sulfato Reductoras, Col./mL
Tamaño de Partícula, micras
< 10
Hidrocarburo Total, ppm
< 5 Indice de Corrosión, MPY
<1
< 1
Hierro Total, ppm
<50
< 50
Oxígeno Disuelto. ppb
< 5 Sólidos Suspendidos Totales, ppm
Concentración Parámetro
< 5 (98%)
rota. El reemplazo acumulado de fluidos es de 107,1 %, manteniéndose a la fecha por encima del
reemplazo propuesto (100%).
La tasa promedio de inyección de agua durante el período Enero - Septiembre 2008 fue de 11,54
MBAD. Durante el período se obtuvo un reemplazo promedio de 19,4 %. Desde el 21 de
Enero hasta el 1 de Abril del 2008, la PIA BA-1340 estuvo fuera de servicio debido a problemas
con líneas rotas y válvulas merla dañadas de los pozos BA-1866 y BA-1327. La PIA fue puesta en
servicio al reparar la línea de inyección del pozo BA-1327 y reemplazar la válvula merla de los 3
pozos asociados a la misma, actualmente continua pendiente el reemplazo de la línea de inyección
del pozo BA-1866. Desde Junio la PIA BA-1340 hasta la actualidad, se encuentra detenida por
presentar el motor principal dañado..
En lo que respecta a inyección de agua para los años 2009-2010 no se registraron volúmenes
inyectados al yacimiento y como consecuencia el reemplazo promedio del año es de 0 %. Cabe
destacar que la inyección en el yacimiento se encuentra interrumpida desde Julio 2008 por
problemas con el motor principal de la PIA, durante el transcurso del año 2010 se obtuvieron
avances significativos en cuanto a la situación del motor principal de la planta posteriormente a
finales de año y previo arranque de la PIA surgieron problemas con la subestación eléctrica # 42
que han imposibilitado el arranque de la misma pues ésta se alimenta de la subestación eléctrica.
5.11. Avance del frente de agua
Como resultado de los compartimientos originados en los flancos del periclinal por las fallas
normales que lo atraviesan, se determino el avance del frente de agua para el yacimiento BACH-18
a distintas profundidades, obteniendo hacia el sur del yacimiento un contacto de agua petróleo
(CAP) A –6150’, validado a través de los pozos BA1866, BA1823 y BA1823-A; hacia la parte
central se tienen valores de –6064’ y 6052’ interpretado a partir de los pozos BA1621,
BA1889 y BA1327 respectivamente y finalmente hacia el Norteste se identifico un contacto de –
6305’ a partir de los registros del pozo BA784-A. A continuación en la figura los resultados
obtenidos
Figura 115. Ubicación del frente de agua a nivel de las unidades U7,U6, U5 y U4
5.12. Comportamiento de presión
La presión inicial de BACH 18 es de 2700 lpc @ 5500 pies bnl (bajo el nivel del lago) y una presión
de saturación de 2158 LPC. La primera presión medida fue en el pozo BA271, en febrero de
1954, con un valor medido de 2823 lpc a 5860 pies bnl (2712 lpc @ 5500’).
Las primeras presiones registradas durante la historia de producción fueron muy temprano en la
vida del yacimiento 2620 LPC @ 5500’ en junio de 1956 (Np = 1 MMBN), en pozos produciendo
commingled en el Miembro Bachaquero, es decir produciendo de todas las unidades que
conforman el yacimiento.
El yacimiento BACH 18, tiene un comportamiento de presión difícil de entender, por el carácter
conjunto de la producción y por las diferencias entre los comportamientos de las 4 unidades que le
componen. Además, existe poca información no-commingled sobre U5 y U6 y es
difícil analizar estas unidades de manera individual.
Haciendo una representación gráfica del comportamiento de presión en relación al tiempo se
observan dos tendencias claras que representan las regiones o áreas del yacimiento que tienen
mayor energía y las que tienen valores de presión que han declinado mayormente a través del
tiempo y de la fase de explotación del yacimiento.
A continuación se muestra el comportamiento de presión en la figura 116, donde se puede
observar que la presión de las cuatro unidades baja uniformemente hasta diciembre de 1964,
cuando comienza la inyección de agua. A partir de esta fecha se abre una dispersión en los
valores de presión medidos en un rango de 1850 a 2100 lpc, oscilando
actualmente entre 600 y 2100 lpc, presentando dos tendencias de presión; una tendencia de alta
presión hacia la parte Sur de la estructura, zona influenciada principalmente por el acuífero y en
menor proporción por la inyección de agua; y otra tendencia de baja presión hacia la parte alta o
Norte de la estructura, debido a que en esta zona no hay influencia ni del acuífero ni de la
inyección de agua.
Figura 116. Comportamiento de Presión a partir de Valores Medidos. Yacimiento BACH-18
Discretizando por región, considerando la división estructural presente en el
yacimiento, se dividió como se muestra en la figura 117, donde se tiene que la
zona central (Regiones I-II) se encuentra con niveles bajos de presión (700 LPC) y
el área conformada por los tres compartimientos ubicados al NorEste del
yacimiento (Regiones III-IV-V) presenta valores de presión en el orden de 2200
LPC. Este último valor de presión influenciado mayormente por el acuífero cercano
ubicado en la periferia del mismo.
INICIO DEL PROYECTO DE
INYECCION DE AGUA
Figura 117. Regiones de presión Yacimiento BACH-18.
Del análisis de presión por subunidad en el miembro Bachaquero, se obtuvo que
las medidas de presión en las subunidades U4 y U5 son limitadas,ya que estas
unidades están inundadas de agua en la mayor parte del yacimiento, sin embargo,
es apreciable como las unidades U4 y U5 tienen un soporte importante de presión
en todo el yacimiento.
Al analizar el comportamiento de presión en conjunto de las subunidades U7 y U6
presentado en la figura 118.
REGION IREGION I
REGION IIREGION II
REGION IIIREGION III
REGION IVREGION IV
REGION VREGION V
REGION IREGION I
REGION IIREGION II
REGION IIIREGION III
REGION IVREGION IV
REGION VREGION V
Figura 118. Comportamiento de Presión en la Subunidad U7/U6
Las medidas commingled no permiten inferir como la presión esta distribuidas
entre las unidades, sin embargo, es relevante indicar que en términos prácticos, la
conectividad en el área central entre U7 y U6 es bastante baja, por lo que deben
estar aisladas entre si.
Adicionalmente, se realizó un análisis de comunicación vertical en el miembro
Bachaquero mediante RFT de los pozos BA2491, BA2493 tal como se puede
observar en figura 119, mediante el cual se observó que en todas las pruebas RFT
se aprecia una comunicación vertical en términos del régimen de presión entre las
subunidades U4, U5 y U6 y que existen dos casos claros para la subunidad U7,
uno donde el régimen de presión es idéntico a los de las subunidades U4, U5 y
U6, y otro donde U7 se muestra depletado.
Figura 119. Análisis de Comunicación Vertical Mediante RFT
Durante el año 2008 se tomaron registros de presión en cinco pozos (BA-1781: 746 LPC, BA-
693:1972 LPC, BA-733: 882 LPC, BA-1968: 2000 LPC correspondiente a la parcela A422 y BA-
644: 723 LPC de la parcela A421) lo que evidencia una disminución de la presión debido al efecto
de la baja inyección de agua para este año por el paro de la PIA BA-1340. Para el año 2009 se
dispone de dos registros estáticos (BA1798:1187,9 LPC y BA1632:1151 LPC),
En el año 2010 solo se pudo ejecutar un programa de toma de data, la misma corresponde al pozo
BA2593 obteniéndose un valor de 1773 LPC por lo que es importante acotar que se requiere la
toma de presiones actuales, y por tal motivo se recomienda la toma de registros estáticos con el fin
de definir la tendencia actual del yacimiento.
Para el cálculo de presión volumétrica del yacimiento se hace necesario contar con data petrofísica
(ANP) y registros de presión tomados en el año del cálculo de presión con el objetivo de obtener la
presión por unidad de volumen promedio para el año en curso. Para el caso del yacimiento BACH
18 se contó con data de presión y con data petrofísica suficiente para la elaboración de mapas y
cálculo del valor de presión volumétrica. A continuación en la figura 120, se presenta el mapa de
ANP generado a partir de la data existente.
.
Figura 120. Mapa de Arena Neta Petrolífera del yacimiento BACH 18.
En las figuras 121 y 122, se puede observar el histórico de presiones volumétricas
correspondientes al yacimiento BACH 18 y la presión correspondiente al año 2010 (1141 LPC).
Para el año 2011 por solo contar con un registro de presión no se puede calcular el valor de
presión volumétrica para el año, esto debido a que se requieren como mínimo 5 puntos para poder
ejecutar las interpolaciones.
PRESIÓN VS NP
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
2600
2700
2800
0 50 100 150 200 250 300 350
NP (MMBN)
PRES
IÓN
(LPC
)
Presión vs Np
Pi 2700
lpca
Pb = 2158
lpca
Pactual = 1300
lpca
Inicio Iny. Agua Dic.
1964
Figura 121. Comportamiento de Presión vs Np del yacimiento BACH 18
Figura 122. Historia de presión Volumétrica para el yacimiento BACH 18
5.13. Construcción del modelo dinámico
La construcción del modelo geoestadistico se realizo por medio de la herramienta Petrel,
posteriormente por lineamento de la corporación para la construcción del modelo dinamico se
utilizo el simulador IMEX, simulador de la empresa Computer Modelling Group (CMG), ya que este
software es capaz de modelar procesos de agotamiento y de recuperación secundaria, simular
inyección de fluidos en yacimientos de petróleo, procesos de agotamiento en yacimientos de gas
condensado así como el comportamiento de yacimientos fracturados.
El formato para extraer la información de Petrel fue un RESCUE file el cual incluye las propiedades
de la malla así como las fallas interpretadas. La malla de simulación exportada a IMEX puede ser
vista en la figura 5.25. Se realizó un estricto control de calidad de la malla para verificar
ortogonalidad, posible presencia de celdas triangulares e irregularidades en las cercanías de las
fallas. Es importante acotar que la división de las celdas de simulación en la escala vertical, con
respecto a las subunidades geológicas quedo establecida de la siguiente manera:
U1: de la capa 45 a la 47
U3: de la capa 38 a la 43
U4: de la capa 25 a la 37
U5: de la capa 17 a la 24
U6: de la capa 9 a la 16
U7: de la capa 1 a la 8
Se consideraron las fallas que delimitan el yacimiento de tipo zig–zag a fin de modelar las fallas
ajustándose los bordes de la celda, ya que se hicieron varias sensibilidades considerando todas las
fallas que delimitan el yacimiento y las mismas presentaron problemas de otorgonalidad, pero esto
trae como consecuencia una representación inexacta de las fallas, pero minimiza los problemas
de ortogonalidad y convergencia a la hora de realizar la simulación numérica.
Se cargaron los mapas de tope correspondiente a cada unidad sedimentaria del
yacimiento y sus propiedades petrofisicas. Se selecciono el tipo de malla de punto
de esquina (Corner Point) debido a la geometría del yacimiento, permitiendo flujo
de fluidos a través de las esquinas.
Una vez definida la línea de control se procedió a la selección del número de celdas considerando
el espaciamiento mínimo entre pozos de 300 metros.
Después de considerar la capacidad de computo disponible, las heterogeneidades del yacimiento
así como los procesos a modelar se seleccionó escalar la malla fina a una malla de simulación de
227.386 (59x82x47) celdas, con un tamaño promedio de 70 x 70 mts por 19 pies.
Luego de establecidas las dimensiones del modelo se procedió a inactivar las celdas que no
pertenecían a la región delimitada, para la cual se le asigno el valor cero (0)
Este mallado se considera sencillo y el mismo presenta un tamaño razonable, de manera que el
tiempo de simulación fuese lo mínimo posible y así realizar con facilidad numerosas corridas de
cotejo
Posteriormente se creo el modelo estructural por medio de Structural Model , Esta sección permite
definir los límites del yacimiento, las unidades que posee y los bloques de fallas, para lo cual fue
necesario dividir el yacimiento areal y verticalmente. El área de estudio fue dividida en 3 bloques
arealmente y 4 bloques en dirección vertical correspondiente a cada subunidad sedimentaria.
Se genero el modelo de propiedades en el cual se asocio el modelo estructural con las
propiedades de la roca cargados anteriormente. A continuación en la figura 123 se muestra el
mapa estructural importado en builder.
Figura 123. Malla de Simulación Importada en Builder
5.13.1. Definición de los pozos dentro del modelo de simulación
La definición de los pozos permite integrar la información de historia y eventos de producción con
el modelo estático del yacimiento. Aquí se identificó cada pozo por nombre, ubicación por
coordenadas, trayectoria, intervalo de completados, fecha de inicio de producción, eventos
históricos relacionados con los trabajos de mejoramiento de productividad, es decir cambio de
zona, recañoneo forzamiento de cemento para corregir entrada de agua y/o gas, abandono de
intervalos,pruebas de presión (estáticas, dinámicas restauración) tasas de petróleo, agua y gas
que produjo cada pozo a lo largo de su historia, tasa de inyección de agua de los pozos inyectores
y el diámetro de la tubería de producción e inyección.
Para lo cual es necesaria la siguiente información:
Desviación de Pozo, Intervalos de Perforación y Coordenadas.
Historia de Producción e Inyección de Fluidos.
Historia de Presión del Área
Esta es una de las etapas mas importantes de la construcción del modelo y la que consume mas
tiempo dentro del proceso de simulación por los detalles que se requieren, ya que de la calidad y
cantidad de información cargada dependerá la reproducciones.
Se procedió a importar los datos necesarios: la desviación de la base de datos unix y se transformo
en un archivo con extensión *.cnt o *dev, el archivo que contiene la malla (*grid) y el que contiene
las propiedades del yacimiento ( init), así como la historia de producción e inyección (.vol) y los
eventos construido a partir de las historias de mangas de cada uno de los pozos (*.ev).
A fin de validar la consistencia de la data a través de la realización de una Well
Section y del visualizador 3d se confirmo la correspondencia de los intervalos
cañoneados en los pozos con las arenas productoras.
5.13.2. Propiedades de los fluidos
Corresponde a la sección PVT la definición de las propiedades de los fluidos presentes en el
yacimiento, como la presión burbuja, la solubilidad del gas en el petróleo, el factor volumétrico de
formación de petróleo, la viscosidad del petróleo, el factor de compresibilidad del gas, el factor
volumétrico de formación de gas, se realizo en base a la data existente, tal como se explico
anteriormente el yacimiento BACH-18 disponen de 6 muestras PVT tomadas durante los primeros
años de producción (1956-1958) correspondientes a los pozos BA-353, BA-371, BA-372, BA-376,
BA-385 y BA-387; sin embargo, sólo las correspondientes a los pozos BA-372, BA-376 y BA-387
presentaban toda la información necesaria para caracterizar los fluidos del yacimiento y para ser
sometidas al proceso de validación.
Una vez que se ha n validado y comprobado que los tres PVT´s corresponden a
un mismo fluido se selecciona el PVT representativo a ser utilizado en la
simulación del yacimiento, las variaciones entre las tres muestras se deben solo a
su diferencia de profundidad, por lo que se tomará como PVT representativo del
yacimiento el correspondiente al pozo BA-376 ya que este coincide con la
profundidad datum del yacimiento (5500’).
5.13.3. Propiedades de la roca-fluido
Como se explico anteriormente El yacimiento Bach-18, sólo cuenta con los
núcleos tomados a los pozos BA-343 y BA-365, pero los mismos no cuentan con
análisis especiales, además el modo de preservación y la recuperación no fueron
los más idóneos debido a la fecha donde fue muestreado. Mientras que para el
yacimiento BACH 02 ubicado al norte de BACH 18 cuenta con análisis
convencional y especial del núcleo tomado al pozo BA-2503 Core Laboratorios
(2003), razón por la cual tomando en cuenta la similitud geológica existente entre
los dos yacimientos se tomaron los resultados obtenidos del núcleo
correspondiente al pozo BA-2503 para determinar las curvas de permeabilidad
relativa y de presiones capilares a ser utilizadas en los estudios convencionales y
de simulación del área en estudio.
5.13.4. Condiciones iniciales
En esta sección se debe cargar los datos de presión inicial, profundidad datum, contacto agua-
petróleo y la variación de solubilidad del gas en el petróleo a profundidad, por medio de la opción
Input/Fluids/Black Oil Model/ Initial Conditions. En la Tabla 58 se pueden observar las condiciones
iniciales para el yacimiento BACH-18.
Tabla 58. Condiciones iniciales para el yacimiento BACH-18
5.13.5. Definición de los casos de simulación
En la sección Case Definition del simulador, se le especificó el tipo de simulador a usar de petróleo
negro.
YACIMIENTO DATUM (PIES)
PRESION INICIAL (LPC)
CAP (PIES)
BACH-18 5500 2700 6385
La definición de los casos de simulación permitirá indicar cuales son las propiedades de la malla a
utilizar tales como: porosidad, permeabilidad, propiedades PVT de los fluidos, propiedades de la
roca-fluido, es decir permeabilidad relativa y presión capilar, control de flujo previamente definido,
parámetros que se quieren obtener como resultado durante la corrida de simulación, así como la
edición de los comandos (keywords) necesarios para llevar a cabo el caso de simulación definido.
5.13.6. Inicialización y equilibrio
Una vez completados todas las secciones precedentes en la construcción del modelo, el paso final
constituye inicializar el sistema para verificar la condición de equilibrio así como la integridad del
modelo de fluidos diseñado.
En la sección Inicialización el simulador hace la distribución de las saturaciones de agua en las
celdas a partir del contacto agua-petróleo del yacimiento. Propiedades como las saturaciones
iniciales de las fases, la presión inicial, indican la forma en que se encuentra conectado el acuífero
al yacimiento, según el mapa estructural, las propiedades de los fluidos y las relaciones de
solubilidad. A fin de garantizar que el modelo de simulación se inicie efectivamente bajo
condiciones de equilibrio.
Se procedió a inicializar el modelo de simulación, donde los datos PVT fueron sometidos a un
procedimiento de verificación de la consistencia de las propiedades PVT mediante un modelo de
petróleo negro en IMEX, así como el volumen original de fluidos en sitio y el contacto agua petróleo
a –6385 tal como se obtuvo en la revisión previa de los registros de los pozos, el cual se puede
observar en la figura 124. No existen dentro del yacimiento contacto gas petróleo y los
fenómenos capilares se incluyeron dentro de las propiedades roca-fluido. La presión inicial se
estimó en 2700 lpca a 5500 pies.
Figura 124. Mapa de los Contactos Agua- Petróleo por Regiones
Implementando en el simulador las secciones anteriores referentes a la
construcción del modelo, se estructuró el modelo en Imex (Petróleo Negro), cuyo
set de datos se simuló por 20 años sin producción e inyección obteniéndose los
resultados mostrados en la figura 125 de la inicialización de petróleo negro
basada en balance de volumen, se observa que no existen cambios significativos
en saturación de ninguna de las fases.
Figura 125. Inicialización del Modelo en Imex
El POES calculado volumétricamente en el modelo estático tridimensional fue estimado 1105
MMBN en comparación con el POES obtenido durante la inicialización del modelo existe una
diferencia de 11 MMBN (1116 MMBN). Los volúmenes de fluidos se reportan en la tabla 59 que se
presenta a continuación:
Tabla 59. Volúmenes de Fluidos de la Inicialización del Modelo en Imex
Yacimiento Volumen
Petróleo (MMBN) Volumen Gas
(MMMPC) Volumen Agua
(MMBN)
BACH 18 1116 236259 1856
Desde la figura 126 a la figura 129, muestran el mapa estructural al tope de cada subunidad de la
realización escalada una vez importada a CMG Builder, el cual es el preprocesador de IMEX.
Figura 126. Mapa Estructural de la Malla de Simulación al Tope de U4
Figura 127. Mapa Estructural de la Malla de Simulación al Tope de U5
Figura 128. Mapa Estructural de la Malla de Simulación al Tope de U6
Figura 129. Mapa Estructural de la Malla de Simulación al Tope de U7
5.13.7. Cotejo histórico
Una vez cargada toda la información del modelo estático, la ubicación, trayectoria de los pozos y
los datos históricos de producción de los mismos, se procedió al cotejo histórico por presiones,
tasas de producción de petróleo, gas y agua.
El proceso de cotejo histórico es complejo, para efecto de este estudio se utilizara la metodología
para el sistemas de petróleo negro con influencia de acuíferos o inyección de agua o gas (Cotejar
energía y luego fluidos).
A continuación los pasos seguidos para el modelo de simulación:
Se realizo la corrida de inicialización a fin de verificar volumen de fluidos en sitio y evaluar
consistencia con volúmenes del modelo estático.
Se cotejo la presión por Yacimiento, Región y Pozo para constatar la energía global y
ajustar compresibilidad total del sistema. Esta fase es clave porque se ajustan los
mecanismos de empuje más importantes del yacimiento. Los períodos de producción se
dividieron antes y después de la inyección de agua.
Se realizo el cotejo de presiones a nivel de tasas, y mapas de avance de frente de agua,
por medio del uso del control de pozos, a través de tasa de petróleo y se evalúo el
comportamiento de fluidos, se verifico las tasas de gas y agua. Adicionalmente se evalúo
los índices de productividad por pozo para verificar correspondencia de la permeabilidad y
hacer los cambios de permeabilidad relativa correspondiente.
Se ajustaron todos los parámetros en forma simultánea como sea necesario y verificar
consistencia física entre ellos.
Es importante mencionar que el ajuste no se hizo en una sola etapa, ya que el cotejo histórico es
un proceso iterativo con el modelo estático, hasta obtener un ajuste razonable que considerará
todas las disciplinas involucradas en el proceso; por tal razón, evaluando los datos disponibles y la
incertidumbre asociada a cada variable para los yacimientos estudiados del Área Mioceno Sureste.
Se consideraron los siguientes elementos como premisas de trabajo:
5.13.7.1. Cotejo de presiones (nivel de energía) campo, región y pozo
Para el cotejo de presiones se llevó a cabo la comparación del modelo versus 142 pruebas de
presión, así como también el modelo versus 7 pruebas de probadores de formación (por sus siglas
en inglés Repeat Formation Tester - RFT), adicionalmente se realizó el análisis del modelo versus
tendencia de presión por zona. En este caso se ajustaron los siguientes parámetros:
Tamaño y transmisibilidad del acuífero: para modelar el influjo de agua se consideró un
acuífero numérico, empleando celdas de gran tamaño en el borde de la malla de
Simulación. Como parámetro de ajuste se consideró el tamaño de las celdas y el área de
influencia hacia el yacimiento. Debido a que el esquema de inyección de agua inicio en el
año 1964, las características del acuífero fueron ajustadas en el período de producción de
1955 a 1964, permaneciendo los valores ajustados constantes en el período de
producción. El cotejo de presiones se muestra en la figura 130.
Figura 130. Cotejo Histórico de Presión - Modelado del Acuífero
Transmisibilidad de fallas: mediante la integración de las zonas de presión discutidas
previamente en la sección del comportamiento de presión del área, se establecieron
modificadores de transmisibilidad en las fallas correspondientes como se muestra en la
figura 131 con lo que se confirmó el equilibrio en los diferentes sectores del modelo,
respetando los contactos originales y regímenes de presión establecidos.
Figura 131. Cotejo Histórico de Presión – Multiplicador de Transmisibilidad
Permeabilidad absoluta: Analizando las caracteristicas petrofisicas de U4 y U5, resulta
evidente que son más prospectivas que U6, y U7. En base a la premisa anterior se
incremento en 30 % la permeabilidad en U4 y U5.
Profundidad del contacto agua petróleo original (CAPO): El CAPO estaba bien definido
a través de registros de pozo e información de producción, motivo por el cual se mantuvo
tal cual fue obtenido previamente.
Volumen de agua inyectada: como consecuencia a que las medidas de presión de
yacimiento en los pozos inyectores no son consistentes con los volúmenes reportados, el
estado mecánico de los pozos inyectores no es el adecuado y algunos pozos inyectores
están completados en Isnotu (formación de baja presión), fue necesario la sincerización de
los volúmenes de inyección de agua como parámetro de ajuste para el cotejo de los
volúmenes de agua inyectada. La figura 132 detalla el estado mecánico de los pozos
inyectores, donde se pueden observar problemas tales como: hueco en revestidor,
perforación obstruida entre otros.
Figura 132. Cotejo Histórico de Presión – Detalle Estado Mecánico Pozos Inyectores
Se hizo un ejercicio respectando el volumen de agua inyectado reportado e ignorando las medidas
de presión en los pozos inyectores, cuyo comportamiento de presión del yacimiento se ilustran en
la Figura 133, se puede apreciar como el régimen de presión simulado esta totalmente separado
de las tendencias de presión reales, confirmando la aseveración que la cantidad de agua reportada
como inyectada no es representativa del nivel energético del yacimiento.
En base a la premisa anterior se decidió controlar los inyectores por medidas de presión de fondo,
estableciendo la cantidad de agua inyectada como restricción secundaria.
Figura 133. Cotejo Histórico de Presión Ensayo Inicial
Comunicación vertical entre unidades estratigráficas: Luego de haber sido ajustados
los parámetros antes mencionados durante el proceso de cotejo de presiones se tenía el
comportamiento presentado en la figura 134, con el objetivo de mejorar esta respuesta se
consideró el caso donde los pozos inyectores estaban controlados por presión de fondo, se
asumió la consideración de flujo segregado para curvas de permeabilidad relativa y se hizo
necesario aislar estratigráficamente la Unidad 7 de la Unidad U6.
Figura 134. Cotejo Histórico Inicial de Presión Campo BACH-18
Finalmente, el cotejo de presión global y por unidad obtenido para el
yacimiento se presenta en la figura 135 y 136 las cuales se muestran a
continuación:
Figura 135. Cotejo Histórico de Presión Campo BACH-18
Figura 136. Cotejo Histórico de Presión por Unidad Campo BACH-18
Es importante destacar que posterior a todas las sensibilidades en aras de establecer el ajuste de
presiones se llegó a la conclusión que 50% del volumen reportado no pudo ingresar al yacimiento,
al igual que el régimen se presiones es controlado por las disposiciones estructurales de los
bloques en U7, con menor o ninguna influencia en el resto de las unidades. Debido a que existen
dos regímenes de presión bastante diferentes en U7, no tiene sentido práctico estimar una
tendencia única de presión. No obstante en términos de volumen poroso las regiones son de
dimensiones similares, por lo que es previsible que la tendencia del modelo de simulación sea un
promedio de ambas.
Las presiones en las unidades U4, U5 son bastante homogéneas, con régimen de presión único,
representadas adecuadas en el modelo de simulación, a su vez las presiones en U6 tienen mucha
dispersión y son muy pocas, por lo que se intentó establecer los análisis correspondientes a nivel
de pozo.
5.13.7.2. Cotejo de tasas campo, grupo y pozo
Con la finalidad cotejar tasas de producción e inyección, se realizó el análisis comparativo del
modelo versus tasas de campo, grupo y pozo, para ello se realizó el ajuste de los siguientes
parámetros:
Comportamientos de curvas de permeabilidad relativa: las curvas de
permeabilidad relativa presentan el mismo problema que las medidas de
permeabilidad, la escala de medición. El cambio en las curvas controlan las
tasas de producción e inyección, cambiando de esta forma la presión del
modelo, fue necesario generar pseudo curvas de permeabilidad relativa
presentadas en la figura 137. Asumiendo la consideración de flujo
segregado para curvas de permeabilidad relativa, se modificaron
principalmente las formas de las curvas de permeabilidad relativa al agua
(krw) y al petróleo (kro) para no tener un sistema tan desfavorable al
petróleo y controlar la producción de agua. Se redujeron también los puntos
de saturación residual de petróleo para aumentar el desplazamiento del
agua y el mantenimiento de presión. Se redujeron igualmente los valores de
permeabilidad relativa al agua (krw) máxima para limitar la producción de
agua. Con respecto al sistema gas–petróleo, se hace difícil establecer las
curvas correctas pues las medidas de gas en el campo son de muy baja
calidad.
Figura 137. Cotejo Histórico de Tasas – Pseudo Curvas de Permeabilidad Relativas
No es posible realizar un cotejo histórico de manera global únicamente. Es
necesario considerar que cada unidad de flujo presenta un comportamiento único
en términos de la eficiencia volumétrica a la inyección de agua. El problema de
cotejo entonces implicó la revisión del comportamiento de producción de los pozos
completados de forma exclusiva por sub unidad. Por ellos, el cotejo de tasas
obtenido para el yacimiento BACH-18 se presenta desde la figura 138 a la 140.
Figura 138. Cotejo Histórico de Tasa de Líquido – Período 1950-1980
Figura 139. Cotejo Histórico de Tasa de Líquido – Período 1980-20
Figura 140. Cotejo Histórico de Tasa de Gas por Grupo
Es apreciable como las tasas de petróleo y agua para cada uno de los grupos antes presentados
son honradas satisfactoriamente, sin embargo, con respecto a la producción de gas, la tendencia
es que el modelo subestima la producción de gas de los pozos completados en el yacimiento, las
medidas de gas poseen una alta incertidumbre por lo que es muy difícil establecer patrones
certeros de comparación, por lo se aprecia un cotejo aceptable durante los primero años, pero a
partir del año 1978 el modelo produce menos gas que el histórico, por lo que este elemento no se
consideró importante. Es importante mencionar que no fue sino hasta el año 1978 cuando
comenzó el sistema de levantamiento por inyección de gas, elemento que ha agregado un
porcentaje de error importante al momento de hacer la distribución entre el gas inyectado al tubing
de producción y el gas de formación. Basado en el hecho que el modelo coteja bastante bien el
período de flujo natural, del año de 1978 en adelante se considera que la desviación histórica del
modelo es poco relevante.
Como fue explicado en la sección previa, los volúmenes reportados de inyección de agua tienen
una incertidumbre importante. La figura 141 ilustra la comparación del histórico inyectado reportado
versus el simulado. Se aprecian diferencias significativas, no obstante del año 2006 en adelante el
ajuste es aceptable. Como resultado del modelo de simulación numérica se pudo constatar que
sólo el 50% del volumen reportado ingresó al yacimiento.
Figura 141. Cotejo Histórico de Tasa Inyección de Agua
5.13.7.3. Cotejo de saturaciones (por unidad vertical)
Modelo versus mapas de saturación actual basado en registros de pozos,, información de
producción y cortes de agua.
Comportamientos de curvas de permeabilidad relativa: las curvas iniciales del
sistema agua petróleo presentan un contraste de movilidad muy favorable
al agua y muy desfavorable al petróleo. Además cuando la presión baja y
alcanza la presión de saturación, la viscosidad del petróleo aumenta. Se
modificaron principalmente las formas de las curvas de permeabilidad
relativa al agua (krw) y al petróleo (kro) para no tener un sistema tan
desfavorable al petróleo y controlar la producción de agua. Se redujeron
también los puntos de saturación residual de petróleo para aumentar el
desplazamiento del agua y el mantenimiento de presión. Se redujeron
igualmente los valores de krw máxima para limitar la producción de agua.
El avance del frente de agua del yacimiento BACH 18, se determinó en distintas
profundidades, como resultado de los pequeños compartimientos originados en los
flancos del periclinal atravesado por fallas normales. Al comparar los resultados
obtenidos del análisis convencional realizado en el trabajo de grado antes
mencionado con los arrojados por el modelo de simulación numérica, se puede
observar como son muy similares corroborándose entre sí, confirmando los
resultados manejados, como se muestra por unidad desde la figura 142, a la 145
presentadas a continuación:
Figura 142. Cotejo Saturación - Mapa de Saturación para la Unidad U7
Figura 143. Cotejo Saturación - Mapa de Saturación para la Unidad U6
Figura 144.. Cotejo Saturación - Mapa de Saturación para la Unidad U5
Figura 145. Cotejo Saturación - Mapa de Saturación para la Unidad U4
5.13.7.4. Cotejo de pozos clave
En vista que el modelo presenta un comportamiento bastante consistente con las medidas de
producción y presión, no fue necesario realizar cambios locales para honrar fenómenos
particulares a nivel de pozo. Como es bien conocido, los fenómenos de conificación de agua son
bastantes difíciles de modelar a nivel de modelos de simulación de campo, motivo por el cual se
consideró en algunos casos el comportamiento más cualitativo que la precisión exacta de las
medidas de agua. Con respecto a las medidas de gas, resulta claro analizando los factores de
recobro del gas a nivel de yacimiento, que a nivel de campo no se esta dividiendo de forma
adecuada el gas de inyección con respecto al gas de formación.
Verificación del cotejo de presión por pozo: La figura 146 ilustra la comparación directa
entre las medidas de presión estáticas de campo versus las calculadas por el simulador,
apreciándose la correspondencia esperada para un modelo cotejado.
Figura 146. Cotejo de Presión por Pozo
Igualmente el nivel energético del campo fue verificado a través de las pruebas de presión MDT
(por sus siglas en ingles Modular Formation Dynamics Tester) disponibles, información
fundamental en la selección del cotejo final. La figura 147 ilustra el cotejo de las pruebas MDT
tomadas en campo con respecto al modelo.
Figura 147. Medidas de presión MDT Históricas y Simuladas
Puede ser observado como existe un buen ajuste para los pozos (BA2491, BA2493, BA2509,
BA2593, BA2599, BA2628 y BA2629) del modelo con las medidas de presión MDT de campo.
Verificación del cotejo de tasas por pozo: con la finalidad de complementar la
verificación del nivel de confiabilidad del cotejo final del modelo se realizó el cotejo de
fluidos (tasas de petróleo, agua, gas e inyección de agua) por pozo, dicho comportamiento
se resume en las figuras 149, 150 y 151 mostradas a continuación
Figura 148. Cotejo de Tasa de Petróleo por Pozo
Figura 149. Cotejo de Tasa de Líquido por Pozo
Figura 150. Cotejo Histórico de Tasas de Inyección de Agua por Pozos Inyectores
Se puede observar un buen ajuste de la data histórica vs la data simulada para las
tasas de petróleo, líquido e inyección de agua por pozo, con respecto a la tasa de
gas, se produce mucho ruido o dispersión como resultados de la incertidumbre en
las medidas del mismo, por lo que el cotejo para este parámetro se hace bastante
difícil.
Una de las primeras conclusiones después de analizar los datos provenientes del modelaje
dinámico, es la influencia de los cuerpos lutiticos en el flujo de fluidos. Debido a la coalescencia
entre los lentes de arcilla en algunos sectores del yacimiento, se aprecia como en algunos MDT
existe un equilibrio dinámico, mientras que en otros el agotamiento es diferencial. Al momento de la
actualización del modelo estático seria importante analizar en detalle esta característica mediante
mapas de espesor de lutitas. Esta información es muy útil para predecir los fenómenos de
inyección de fluidos dominados por gradientes de presión, donde las heterogeneidades areales y
verticales de gran escala dominan las direcciones preferenciales del flujo.
5.13.8. Predicciones
Para realizar las predicciones, se plantearon varios escenarios con diferentes estrategias de
explotación, a las que se les hizo un estudio de la declinación del petróleo producido (NP), el factor
de recobro (FR) y la presión del yacimiento (Py), entre otros parámetros, para escoger aquel
escenario que presentara las condiciones óptimas de factor de recobro y fuese rentable
económicamente.
Las predicciones serán tan buenas como lo es el cotejo histórico, de allí la importancia de esta
etapa del estudio.
Se propone, para cada caso, un período de estudio de tiempo inicial de 20 años y 50 años en el
que se coloca a producir el yacimiento. Para ello, se utilizaron diferentes controladores para los
pozos, tales como: tasas de petróleo, presiones de fondo fluyente; y se colocaron límites
económicos, que permitían conocer hasta qué momento el pozo era rentable. Estos límites usados
son los de no producir una tasa menor de 20 BN/D, un corte de agua mayor de 80 % y un RGP
mayor de 15000 PCN/BN y se definió como horizonte económico para evaluar este proyecto desde
el año 2011 hasta el año 2030 es decir 20años.
El primer caso define el caso base, que servirá de patrón de comparación con los otros
métodos/esquemas. El segundo escenario que simula el mantenimiento de presión en el
yacimiento a través de los métodos estándares de recuperación en el campo, usando inyección de
agua.
Un tercer caso en la cual se visualizan los candidatos a reparación por arena; como cuarta caso
se simulará la perforación de pozos interespaciados y como quinta y caso se simulará procesos de
recuperación mejorada más complejos, tal como la inyección de polímeros.
5.13.8.1. Caso 1. Caso base
Para este escenario, se planteó continuar con el sistema de explotación que se
tiene actualmente para el yacimiento, tomando como referencia los pozos activos
a la última fecha de simulación, el procedimiento consistió en declinar la
producción de petróleo con la finalidad de semejar el comportamiento del
yacimiento cuando no se realizan actividades de mantenimiento. El resultado de
esta sección debe ser consistente con los gráficos obtenidos por los métodos
empíricos de declinación empleando curvas exponenciales.
El procedimiento común se fundamenta en asignar una presión de fondo (BHP) al pozo,
condicionada por su mecanismo de levantamiento, para luego si fuese necesario ajustar el índice
de productividad de éste (IP) y obtener una curva de producción en declinación. Aun cuando el
modelo se encuentra cotejado en términos de energía, al cambiar el control de tasa a BHP genera
una discontinuidad en el perfil de producción debido al desconocimiento del factor de daño de cada
pozo, el cual afecta la ecuación de pozo que se emplea en el simulador. Empleando la información
de presiones de fondo fluyente obtenidas por parte del equipo de optimización de producción, se
efectuó la calibración del IP por pozo.
Tabla 60 ilustra la información para los pozos activos del modelo, con su respectivo BHP.
Tabla 60. Controles de Producción por BHP para el Caso Base
POZO BHP (lpc)
MULT PI (adim)
PI (bbl/lpc)
POZO BHP (lpc)
MULT PI (adim)
PI (bbl/lpc)
BA0345_A 700 0,014 0,1 BA1398_0 1028 0,6 1,16
BA0357_0 322 0,009 0,16 BA1491_0_pse 666 0,07 0,1
BA0371_0 606 0,005 0,07 BA1494_0 700 0,015 0,053
BA0376_0 507 0,0075 0,08 BA1511_0 579 0,04 0,12
BA0381_A 700 0,025 0,015 BA1515_0 548 0,03 0,07
BA0403_0 700 0,055 0,55 BA1516_0 274 0,015 0,09
BA0624_0 481 0,01 0,015 BA1588_0 700 0,005 0,045
BA0695_0 705 0,04 0,16 BA1631_0 434 0,1 0,18
BA0731_0 700 0,008 0,06 BA1632_0 700 0,01 0,035
BA0733_0 640 0,008 0,045 BA1728_0 474 0,058 0,25
BA0753_0 700 0,001 0,0065 BA1748_0 950 0,015 0,06
BA0754_0 633 0,028 0,3 BA1750_0 600 0,01 0,03
BA0759_0 293 0,01 0,06 BA1781_A 575 0,01 0,035
BA0815_0 698 0,042 0,285 BA1786_1 673 0,14 0,9
BA1063_0 742 0,03 0,13 BA1791_0 700 0,0175 0,06
BA1065_0 582 0,015 0,08 BA1798_0 630 0,045 0,05
BA1073_0 700 0,015 0,12 BA1800_0 872 0,05 0,12
BA1076_A 605 0,19 0,3 BA1801_0 585 0,025 0,07
BA1090_A 818 0,074 0,09 BA1852_0 586 0,01 0,005
BA1147_0 700 0,026 0,115 BA1968_0 700 0,015 0,08
BA1285_0 638 0,008 0,045 BA2107_0 700 0,02 0,026
BA1287_0 724 0,005 0,045 BA2223_0 690 0,035 0,15
BA1289_0 800 0,026 0,09 BA2225_0 423 0,012 0,08
BA1293_0 620 0,008 0,05 BA2491_1 719 0,045 0,25
BA1298_0 733 0,15 0,58 BA2493_1 683 0,04 0,18
BA1307_0 479 0,065 0,09 BA2533_1 550 0,11 0,08
BA1323_0 644 0,025 0,055 BA2536_1 474 0,008 0,05
BA1361_0 690 0,01 0,055 BA2593_1 753 0,055 0,29
BA1362_0 700 0,01 0,04 BA2599_1 872 0,0086 0,08
BA1392_0 666 0,17 0,24 BA2628_1 700 0,18 0,43
BA1393_0 756 0,13 0,195 BA2629_1 1500 0,071 0,13
BA1394_0 700 0,042 0,235
Como resultado de esta corrida en el modelo, se obtuvieron los siguientes valores:
Estimado a 20 años:
FRt = 32 % (ya que este escenario no contempla ningún proyecto de recuperación secundaria, el FRs
= 0 y el FRp = FRt).
Reservas Recuperables adicionales = 30.6 MMBN
NP = 357.9 MMBN para el 2030.
Estimado a 50 años:
FRt = 33,1 % FRs = 0 y el FRp = FRt
Reservas Recuperables adicionales = 48.1MMBPD 30.6 MMBN
NP = 375.4 MMBP MMBN para el 2050.
Por otra parte en la figura 151 y 152 se presenta el pronostico de producción del caso base y la
distribución de presión en el modelo de simulación, para el Caso Base (Unidades, U7, U6, U5 y U4)
respectivamente.
32%
33,1%
Figura 151. Pronóstico de Producción Caso Base
Figura 152. Distribución de Presión en el Modelo de Simulación, Caso Base
Como se visualiza en la figura como el miembro Bachaquero correspondiente al yacimiento BACH-
18 en las unidades U6, U5 y U4 presenta zonas con presiones promedio de aproximadamente
1900 lpc, indicativo de oportunidades de explotación, y como la Unidad 7, en los bloques centrales
tiene una tendencia de presiones bajas, por lo que requiere un soporte adicional para lograr
mantener la presión en estas zonas, y con ello recuperar las reservas remanentes que actualmente
existen en estas zonas.
5.13.8.2. Caso 2. Reingeniería de inyección de agua
En vista del comportamiento de presión presente en el yacimiento BACH-18, es necesario
reorientar el esquema de inyección de agua para de esta manera garantizar el barrido uniforme de
petróleo, así como el mantenimiento de presión en las zonas no contactadas por los pozos
inyectores ya sea por elementos estratigráficos y/o estructurales.
En términos generales todo el régimen de presión en las unidades U4, U5 y U6 es alto.
Específicamente para la Unidad 4 el barrido ha sido bastante eficiente debido a que posee mejores
propiedades petrofísicas que el resto de las unidades, y en base al avance de agua actual esta
unidad esta inundada de agua, razón por la cual se decidió no inyectar más agua en U4. Con
respecto a U5 con propiedades petrofísicas similares a U4, la base esta inundada de agua, no
obstante hacia el tope existe una elevada prospectividad en términos de reservas remantes y
niveles de energía actuales.
Para las unidades U6 y U7 las propiedades petrofísicas son de calidad inferior a las de las
unidades U4 y U5, elemento que ha condicionado el soporte energético de presión basado en la
inyección de agua debido a que la mayor parte del tiempo los pozos inyectores están en
commingled, desde que se inició el proyecto de inyección de agua en 1965. El frente de avance de
agua en U6 ha sido relativamente lento con respecto al de las unidades inferiores, sin embargo, el
régimen de presión es de moderado a alto, existiendo aún áreas importantes de petróleo por
contactar. La unidad U7 presenta dos regímenes de presión, uno alto hacia la parte sur del
yacimiento dominado por la inyección de agua e influencia por el acuífero, otro bajo hacia el área
central y norte, hacia el este claramente existe una tendencia de alta presión condicionada al
régimen estructural y la inyección de agua periférica en ese sector.
Posterior a la valoración de reservas y capacidad de flujo por sub unidad y tomando en
consideración el análisis anterior se evaluaron los pozos inyectores mecánicamente listos para ser
aperturados considerándose los pozos BA1327 y BA1882 como candidatos adecuados.
Caso 2A: Considera el caso base más la reactivación de 2 pozos inyectores (BA1327 y
BA1882). En la figura 153 se muestra la ubicación de los pozos inyectores en el yacimiento BACH-
18.
Figura 153. Caso Reingeniería Inyección de Agua. Ubicación de los pozos inyectores BA-1327 y BA1882
Evaluando el histórico de inyección y su esquema de inyección actual se asignaron las siguientes
tasas:
BA1327 (6000 bpd) última completación en U7 y U6
BA1882 (7000 bpd) última completación en U7 y U6
La figura 154 mostrada a continuación presenta el pronóstico de producción de
petróleo y factor de recobro para el caso reactivación de los pozos inyectores
mecánicamente listos en el proyecto de inyección de agua base del yacimiento
BACH-18.
Figura 154. Pronóstico de Producción Caso Reingeniería Inyección de Agua. Caso2A
En la figura anterior se puede observar un plateau aproximado de producción de petróleo de 5000
bpd con un factor de recobro de 33,1%, lo que representa un aumento de 1,1% de recobro
adicional al reactivar los pozos inyectores existentes en el yacimiento a la última fecha antes que el
proyecto de inyección de agua fuera suspendido con respecto al caso base.
Caso 2B: Toma en consideración el caso 2A más la conversión de 4 pozos productores a
inyectores y la perforación de un pozo inyector horizontal para inyectar a nivel de U7.
Para este caso se decidió reorientar el esquema de inyección de dos formas: Una inyección en U7
en la zona de baja presión manteniendo la inyección periférica de U7 en el área este. La inyección
periférica en el área este, está soportada por los pozos BA1327 y BA1882. No obstante para el
área central no existen pozos inyectores que sean capaces de mantener el régimen energético y
de barrido.
Y adicionalmente se completó un pozo horizontal con una tasa de inyección de 6000 bpd. Se
decidió esta arquitectura de pozo debido a que presenta una alta inyectividad pese a la baja
viscosidad del crudo. Sería recomendable realizar una prueba de inyectividad en un pozo vertical
32%
33,1%
exclusivamente en U7 para cuantificar la productividad de los posibles pozos inyectores en estas
arenas.
Históricamente no existe información de flowmeter para cuantificar inyectividad por arena, o una
caracterización mineralógica que permita investigar si la razón de la baja inyectividad en U7 pueda
estar asociada a arcillas sensibles a la presencia del agua diferente a la de formación.
También es necesario mantener la presión en las arenas U6 y U5 motivo por el cual se convirtieron
cuatro pozos productores a inyectores, con objetivo U6 y U5. El detalle de cada pozo se muestra a
continuación:
BA1356 (10000 bpd)
BA1795 (10000 bpd)
BA1513 (3000 bpd)
BA1395 (10000 bpd)
Pozo Horizontal (6000 BAPD).
Con respecto a U6 y U5 no existe evidencia de campo o en el modelo de simulación que permitan
inferir una baja inyectividad en estas unidades. La figura 155 muestra la ubicación geográfica de
los 7 pozos inyectores propuestos para este caso de reingeniería de la inyección de agua.
Figura 155. Caso Reingeniería de Inyección de Agua. Ubicación Geográfica de los 7 Pozos Inyectores de agua
La figura 156 muestra el pronóstico de producción de petróleo para el Caso 2. Reingeniería de la
inyección de agua, en la cual se puede observar un plateau de 7000 bpd con un factor de recobro
de 35%, lo que representa un aumento de 3% con respecto al caso base.
En Evaluaci ó n En Evaluaci ó n Pozos inyectores de
agua
Figura 156. Pronóstico de Producción Caso Reingeniería Inyección de Agua. Caso2B
5.13.8.3. Caso 3. Visualización de candidatos a reparación por arena
Una vez identificadas las oportunidades de inyección de agua optimizada se
decidió elaborar una lista de candidatos posibles para reparaciones. Los trabajos
en estos pozos permitirán acelerar el recobro e incrementar la tasa de producción
de petróleo del yacimiento. Los elementos tomados en consideración para evaluar
los pozos fueron los siguientes:
Posición estructural con respecto al frente de agua por unidad
Nivel energético por unidad
Características estratigráficas por unidad
Potencial de Petróleo, Agua y Gas
Datos reales vs. Datos simulados. Certidumbre del modelo.
Visualización somera de estados mecánicos
Caracterización por pronóstico de producción acumulado
La figura 157 ilustra de los pozos activos, la distribución por arena de las completaciones actuales.
32%
35%
Figura 157. Estado Actual Completación de Pozos
Se aprecia como existe un número importante de pozos inactivos para el espaciamiento actual
permisado de 300 mts, elemento que permite concluir que existen importantes oportunidades de
reapertura de pozos, especialmente en U6 y U5 donde el nivel energético es de moderado a alto.
En base al estudio detallado de presión de fondo (BHP) y multiplicadores de índice de
productividad (Mult IP o por sus siglas en inglés Mult PI) de los pozos vecinos más cercanos a
cada uno de los pozos candidatos a reparación, que estuvieran completados en la unidad
propuesta a reparación, se calculó un BHP y Mult PI promedio para ser asignado a cado uno de los
pozos a reparar. La tabla 61 resume la lista de posibles candidatos, indicando el multiplicador del
índice de productividad y BHP del sistema de levantamiento asignado a cada pozo, así como la
unidad geológica candidata a ser reparada. Los pozos candidato en la unidad U7, no fueron
abiertos en el modelo debido al bajo nivel energético.
Tabla 61. Controles de Producción por BHP para el Caso Reparación de Pozos
Una vez simulado el caso de los pozos candidatos a reparación se optimizó la cantidad de pozos a
reapertura por unidad como se detalla en la tabla 62, en base a los barriles de petróleo producidos
en el período simulado tomando como referencia 100 MBLS, para el caso de las unidades U6 y U5
como presentan tendencias de presión muy similares, se decidió la producción conjunta de las
mismas a través de un total de 20 pozos, en relación a la Unidad U7 por presentar un bajo nivel
energético, se proponen sólo 4 pozos a ser reaperturados a futuro una vez alcanzada la
represurización requerida que sirva como soporte a la nueva producción esperada. Adicionalmente
se plantearon acciones para mejoran la productividad de los 8 pozos con tasas por debajo de los
100 MBLS.
Tabla 62. Detalle de Pozos para el Caso Reparación de Pozos por Arena
POZO UNIDAD BHP (lpc)
MULTPI BASE
POZO UNIDAD BHP (lpc)
MULTPI BASE
BA0285_0 U7 700 0,008 BA1155_0 U7 700 0,026
BA0343_A U6 593 0,025 BA1265_0 U7 733 0,150
BA0344_A U7 719 0,060 BA1291_0 U7/U6/U5 729 0,010
BA0353_0 U7/U6 653 0,103 BA1294_A U7/U6/U5 689 0,088
BA0354_0 U7/U6/U5 642 0,035 BA1295_0 U7 733 0,150
BA0365_0 U7/U6 705 0,008 BA1296_0 U7 689 0,050
BA0372_A U7 640 0,008 BA1297_A U7/U6/U5 762 0,016
BA0377_0 U7/U6/U5 800 0,026 BA1322_0 U7/U6 733 0,019
BA0378_0 U7 630 0,017 BA1324_0 U7/U6/U5 564 0,052
BA0626_0 U7 700 0,026 BA1325_0 U7/U6/U5 681 0,018
BA0644_0 U7/U6 467 0,050 BA1360_A U7 608 0,036
BA0690_A U7/U6/U5 640 0,008 BA1493_0 U7 715 0,036
BA0693_0 U7/U6/U5 619 0,010 BA1513_0 U7 700 0,008
BA0694_0 U7 647 0,036 BA1514_0 U7 756 0,029
BA0728_A U7 461 0,011 BA1792_0 U7 872 0,050
BA0730_0 U7 586 0,010 BA1795_0 U7 630 0,045
BA0750_0 U7/U5 551 0,010 BA1827_0 U7 872 0,010
BA0751_0 U7/U6/U5 626 0,024 BA1865_0 U7 950 0,008
BA0752_0 U7/U6 587 0,026 BA1973_0 U7 653 0,103
BA0756_A U7 605 0,050 BA2205_Y U7/U6 686 0,050
BA0757_0 U7 293 0,010 BA2216_Y U7/U6 525 0,030
BA1074_0 U6/U5 756 0,050 BA2226_A U6 686 0,050
BA1075_A U7/U6 686 0,091
POZO EDO SUBEDO CAT ACCIÓN
BA-626 AR-RE 3Abierto en U7, U5, U4, posible candidato a Ra/Rc para dejarlo en U7 y U5, revisarlo por
geología y petrofísica
BA-1291 GL-CA 1
Produce de U7, U6, U5, candidato a W.O dependiendo de los resultados del registro RST
del pozo BA-1294A, correr PLT, flowmeter, densidad, temperatura y presión para
identificar comunicación y definir si el agua viene del fondo, por posible fallo de tapón
puente. mecánica.
BA-694 1
abierto en el Yacimiento Isnotú 18, mantener condiciones, la reparación para llevarlo a
Bac-18 es muy compleja y costosa para el compromiso del potencial que se requiere y
que puede dar el pozo, tomar prueba de presión estática.
BA-1296 AE-FN 2Abierto en U7, U6, candidato a W.O dependiento de los resultados del registro de
saturación tomado al BA-1294A
BA-2216 AM-GL 2
pozo altamente inclinado, abierto en U7, U6, es candidato a W.O para reparar en U7,
U6, U5, pero se encuentra interespaciado a 232 mts con el pozo BA-1094A, se
recomienda mantener condiciones, hasta que se someta el caso de interespaciado en el
yacimiento.
BA-354 AS-NP 3Abierto en U7, U6, U5, U4, en secuencia de taladro para W.O, se aislará U4, y se
completará en tope de U5, en U6 y U7, según registro RST tomado al pozo.
BA- 752 AS-NP 3
presenta problemas de levantamiento, realizar C.F, evaluar posible CVGL, quedó pez a
5650´, abierto solo en U7, si el pozo no responde aplicar tratamiento de iny. de
Termoquímica por plataforma.
BA-1075A AS-NP 3Abierto en U7 y U6, presenta una capa de gas en U7 por la baja presión del área,
mantener condiciones, esperar presurización por Iny. de Agua.
BA-1294A HW-HW 3
Tomar muestra para realizar prueba de análisis de compatibilidad de fluido a varias
tasas de corte, para determinar presencia de emulsión. Abierto en U7, U6, U5, candidato
a W.O, se corrió registro de saturación, en espera de resultados.
BA-1297 AS-NP 3Abierto en U7, U6 U5 candidato a W.O, depende de los resultados del registro de
saturación tomado en el pozo BA-1294A.
BA-1324 AS-NP 3
Abierto en U7, U6, U5 presenta una capa de gas en U7 por la baja presión del área,
mantener condiciones, esperar presurización por I.A y resultados del registro de
saturacion tomado al BA-1294A.
BA-1325 AR-CC 3abierto en U7, U6, U5 candidato a W.O dependiendo de los resultados del registro de
saturación tomado al BA-1294A.
BA-343A AS-NP 3
Pozo hundido, según inspección realizada por Operaciones de Producción, cambiar
estado a AA, revisar opción para perforar gemelo con objetivo (U7, U6), secundario
Laguna y Santa Bárbara.
BA-1074 AA-AA 5abierto en U7, U6, U5 , U4, candidato a W.O, aislar U6, U5 y U4, realizar fracpac en U7 y
completar con BCP o aplicar tratamiento de Termoquímica por plataforma.
BA-1265 UR-AO 5abierto en U7, U6, pozo con muy bajo aporte en su historia productiva, candidato a
abandono
BA-1295 UH-HW 5 Abierto en U7, U6, candidato a grass-root o SideTrack, para las unidades U7 y U5.
BA-1322 UH-HW 5abierto en U7, U6 y U5, espera presurización de área para aislar U5, mantener
codiciones.
BA-1513 UH-HW 5Abierto en U7, presenta alta saturación de agua, se encuentra por detrás del contacto
de agua petroleo actual, candidato a convertir en Iny. de Agua o abandono.
BA-1795 UR-AO 5Abierto en U7, U6, U5, presenta alta saturación de agua, se encuentra por detrás del
contacto de agua petroleo actual, candidato a convertir en Iny. de Agua o abandono.
BA-2205 UR-AO 5Pozo horizontal en U7, tiene problemas con asfaltenos, candidato a iny. de
Termoquímica por plataforma
BA-2226 UH-HW 5pozo horizontal en U6 con alto corte de agua, será revisado con geología y petrofísica
para ver la posibilidad de llevarlo a U7.
BA-285 UW-HW 5
abierto en U7, U6, U5, candidato a abandono, tiene agua a nivel de U6 y U5, y el
desarrollo de U7 es muy pobre y no cumpliria con el potencial requerido para realizar
W.O, mantener en categoria 5.
BA-353 AA-AA 5
Aperturar pozo (U7 y U6) si no responde, evaluar posibilidad de hacer W.O,
dependiendo del resultado pozos vecinos BA-751(aislara U5 y rcñ U7y U6) y BA-1968
(aislara U5), pozo con baja producción, buen candidato para utilizar tecnología radio
corto con perforación de huecos con acido y jet, empacar a hoyo desnudo, el cual
permitiría mejorar la productividad.
BA-365 UH-HW 5Abierto en U7 y U6, correr registro PLT con densidad y un build-up al pozo vecino BA-
1285, mantener condiciones actuales.
BA-377 AA-AA 5pozo se encuentra en el yacimiento Laguna-04, tomar prueba de presión estática y
aperturar para ver respuesta de producción, mantener condiciones
BA-644 UH-HW 5
Abierto en U7 y U6, revisar con geología y petrofisica para identificar procedencia del
agua, cementar intervalos abiertos, recañonear y realizar fracpac o proponer realizar
perforación desviada (side-track).
BA-690A AS-CA 3Abierto en U7, U6 y U5, se recomienda activar para evaluar, candidato a W.O,
recañoneo y fractura en U7
BA-693 AE-FN 2Abierto en U7, U6, U5, revisar historia del pozo vecino BA-1082 para llevarlo a Bach-18 y
este recompletarlo en Isnotú-18
BA-750 AE-FN 2Abierto en U7, U6 y U5, pozo interespaciado 144 mts con el BA-2223 del mismo
yacimiento, mantener condiciones
BA-751 HW-HW 3 Abierto en U7, U6, U5 en secuencia de W.O para aislar U5 y recañonear U7 y U6.
BA-1827 AA-AA 3
Abierto en U7, U6, presenta alta saturación de agua, se encuentra por detrás del
contacto de agua- petroleo actual, candidato a convertir en Iny. de Agua o abandono,
solicitar revisión de condiciones de superficie, chequeo de fondo y prueba de
inyectividad
BA-1865 HW-HW 3Abierto en U7, tiene pez a 6047´, solo queda libre tope de U7, candidato a abandono,
está al frente del inyector de agua BA-1327.
BA-378 AS-NP 3Abierto en U7, U6, pozo de bajo aporte, se recomienda aperturar el pozo, estimular
matricialmente o candidato a iny. de Termoquímica.
BA-1293 GL-OG 1Abierto en U7, U6, U5, U4, pozo de bajo aporte candidato a estimulación matricial o iny.
de Termoquímica
BA-344A AA-AA 5Abierto en U7, U6, U5, pozo hundido, buscar sustituto del punto de drenaje, colocar
localización gemela
BA-1155 AA-AA 5
Abierto en U7, tienen hueco en el revestidor de producción entre 1300-1430´, candidato
a grass-root dependiendo del resultado del registro de saturación del pozo BA-1294A o
de la perforación del pozo gemelo al pozo BA-344A
BA-1493 AR-AN 3
Abierto en U7, U5, candidato a Ra/Rc o servicio, se recomienda revisar historia de
producción, geología y petrofísica con más detalle, fue cerrado AR-AN con 200 Bnpd,
chequear fondo y tomar muestra de arena para análisis granulométrico
BA-372 AS-CA 3 Abierto en U7, revisar condiciones de superficie, se recomienda aperturar para evaluar
respuesta de producción y definir alguna acción, posiblemente iny. de Termoquímica
BA-626 AR-RE 3Abierto en U7, U5, U4, posible candidato a Ra/Rc para dejarlo en U7 y U5, revisarlo por
geología y petrofísica
BA-1514 AR-NP 3Abierto en U7, U6 y tope de U5, produce con alto corte de agua, revisar por petrofísica y
geología para dejarlo en U7 y U6, candidato a servicio y fracpac
BA-756 AS-NP 3
Pozo re-entry, navegado supuestamente en la unidad U6, verificar con geología y
petrofísica, tuvo problemas durante la perforación y completación del pozo desviado,
tomar data de presión estática, candidato a estimulación con coiled tubing, bombeo de
química o Termoquímica
BA1792 AA-AA 5Abierto en U7, U6, U5, está invadido de agua y se encuentra ubicado detrás del pozo
horizontal propuesto para inyección de agua, candidato a abandono
BA1360A AA-AA 5
Pozo re-entry, navegado en la unidad U7, tiene problemas severos de arenamiento,
candidato a abandono, se recomienda evaluar sustitución de un nuevo punto de
drenaje, este pozo ha tenido excelente respuesta de producción con arenamiento
prematuro
BA1973 AA-AA 5Abierto en U7, último trabajo en el año 2004 no arrancó, tiene 45% ays, tiene pez a 5460´
candidato a inyección de Termoquímica
La figuran 158 presenta los resultados obtenidos a partir de la reparación de los
pozos simulados para las unidades U6 y U5, en la cual se visualiza una
producción promedio estable o plateau de 10000 bpd y un factor de recobro igual
a 37,5% lo que representa un incremento de 5,5% con respecto al caso base.
Figura 158. Pronóstico de Producción Caso Reparación de Pozos por Arena
5.13.8.4. Caso 4. Perforación de pozos interéspaciados, reparación de pozos y reingeniería de
inyectores
En vista de la necesidad de acelerar el recobro de las reservas disponibles, se adiciono a la
reparación de productores la perforación de pozos interespaciados (infill drilling), en las unidades
de U6 y U5. Debido a que estas unidades presentan un régimen de media a alta presión es posible
incrementar la relación producción reservas de forma inmediata manteniendo el régimen de
inyección en la unidad U6 y en el tope de la unidad U5.
Se visualizaron inicialmente 3 escenarios de perforación interespaciada de 155, 58 y 39 pozos. En
vista que el espaciamiento actual es 300 mts, el nuevo espaciamiento estaría asociado a 150 mts,
32%
37,5%
mallado que tuvo que ser generado debido a que no se encontraba disponible en geodesia, puntos
de drenaje u otras organizaciones anexas. Se empleó la rotación de coordenadas trigonométricas
para este fin.
Comparando los perfiles de producción acumuladas de los escenarios propuestos, considerando la
interferencia entre pozos, el caso de 39 pozos resultó óptimo, asegurando el máximo contacto con
la mínima inversión de perforación. Para este análisis se consideró el índice de productividad por
pozo, reservas por pozo y propiedades petrofísicas del yacimiento. Así mismo, se tomó una presión
de fondo de 500 lpc como referencia para el caso de simulación.
A corto plazo no se recomienda iniciar la campaña de infill en la unidad U7, debido a la cantidad de
gas libre presente en esta unidad, motivo por el cual es recomendable esperar la represurización
producto de la inyección optimizada en el área central del yacimiento.
A continuación la figura 159 bosqueja la localización de los 39 pozos, y la tabla 63 reporta las
coordenadas de los mismos.
Figura 159. Ubicación Geográfica de los Pozos Interespaciados
Iny. Hor.
U7
ACTIVOS
INYECTORES
REPARADOS
INTERESPACIADOS
ACTIVOS
INYECTORES
REPARADOS
INTERESPACIADOS
ACTIVOS
INYECTORES
REPARADOS
INTERESPACIADOS
ACTIVOS
INYECTORES
REPARADOS
INTERESPACIADOS
Iny. Hor.
U7Iny. Hor.
U7
ACTIVOS
INYECTORES
REPARADOS
INTERESPACIADOS
ACTIVOS
INYECTORES
REPARADOS
INTERESPACIADOS
ACTIVOS
INYECTORES
REPARADOS
INTERESPACIADOS
ACTIVOS
INYECTORES
REPARADOS
INTERESPACIADOS
Iny. Hor.
U7
Tabla 63. Coordenadas de Pozos Interespaciados
Pozo Coordenada X
(UTM - mts)
Coordenada Y (UTM - mts)
Pozo-100 259656.00 1087214.49
Pozo-105 260400.68 1087303.69
Pozo-108 260847.49 1087357.20
Pozo-111 261294.29 1087410.72
Pozo-121 258433.46 1087331.12
Pozo-124 258880.26 1087384.64
Pozo-127 259327.07 1087438.15
Pozo-130 259773.88 1087491.67
Pozo-135 260518.56 1087580.86
Pozo-138 260965.36 1087634.38
Pozo-141 261412.17 1087687.89
Pozo-153 258849.20 1087643.97
Pozo-156 259296.01 1087697.49
Pozo-159 259742.82 1087751.00
Pozo-162 260189.62 1087804.52
Pozo-166 260785.36 1087875.87
Pozo-180 258520.27 1087867.63
Pozo-183 258967.08 1087921.15
Pozo-186 259413.88 1087974.66
Pozo-189 259860.69 1088028.18
Pozo-192 260307.50 1088081.69
Pozo-210 258638.14 1088144.80
Pozo-213 259084.95 1088198.32
Pozo-216 259531.76 1088251.84
Pozo-219 259978.56 1088305.35
Pozo-239 258607.08 1088404.14
Pozo-242 259053.89 1088457.66
Pozo-245 259500.70 1088511.17
Pozo-267 258427.09 1088645.64
Pozo-270 258873.89 1088699.15
Pozo-273 259320.70 1088752.67
Pozo-295 258247.09 1088887.13
Pozo-298 258693.90 1088940.65
Pozo-321 257769.22 1089092.95
Pozo-324 258216.03 1089146.47
Pozo-350 257738.16 1089352.29
Pozo-93 258613.46 1087089.62
Pozo-96 259060.26 1087143.14
Pozo-99 259507.068 1087196.66
La figura 160 muestra el pronóstico de producción de petróleo para el Caso 4. Perforación de
pozos interespaciados, reparación de pozos y reingeniería de inyectores, en la cual se puede
observar una tasa de petróleo máxima igual a 31000 bpd para las primeras fechas de producción
durante el período de predicción, un valor promedio de 9000 bpd en el período comprendido entre
2040 y 2050, siendo estas las tasas más altas obtenidas con respecto a todos los casos de
predicción planteados, y un factor de recobro de 43,4%, lo que representa un aumento de 11,4%
con respecto al caso base.
Figura 160. Pronóstico de Producción Caso Perforación de Pozos Interespaciados
En la figura 161 se puede observar como la mayor recuperación se ha obtenido
de la Unidad 4 con un factor de recobro mayor a 50% por presentar esta las
mejores propiedades petrofíscas, mayor continuidad y por lo tanto una inyección
de agua más eficiente pero que actualmente se encuentra totalmente inundada,
seguidamente se encuentran las unidades U5 y U6 con una tendencia de presión
similar entre sí, buenas propiedades petrofísicas y continuidad menores a las de
U4, por lo que presenta zonas con reservas remanentes atractivas a ser
explotadas, y por último se tiene la Unidad 7, con menor continuidad y
propiedades petrofísicas más pobres por lo que el recobro ha sido más bajo, la
inyección menos efectiva con una clara tendencia de baja presión hacia la zona
central, por lo que la mejor solución sería presurizar esta unidad por un tiempo a
32%
43,4%
través de la inyección aislada de estas zonas, para así de esta manera poder
extraer en mayor porcentaje las reservas remanentes contentivas en esta unidad.
Figura 161. Petróleo Remanente por Unidad para el Caso Perforación de Pozos Interespaciados
5.13.8.5. Caso 5. Inyección de agua optimizada por polímeros
De forma teórica es reportado en la literatura que al agregar polímero al agua inyectada es posible
mejorar la eficiencia de barrido areal y vertical bajo diferentes procesos químicos. Sin embargo a
nivel del occidente venezolano no existe experiencia de campo publicada con información
suficiente para ser analizada e implementada en el modelo de simulación. En vista de la
aseveración previa se empelara un modelo sintético el cual permita bosquejar de forma cualitativa
el comportamiento de los factores de recobro basado en la adición de diferentes aditivos al fluido
inyectado.
La figura 162 muestra la representación esquemática del flujo de polímeros, en el cual un tapón de
solución de polímeros es inyectado en un yacimiento, donde previamente se había inyectado agua
fresca de baja salinidad. El tapón de polímeros es seguido por un tapón adicional de agua fresca el
cual funciona como medio de empuje para trasladar el polímero a lo largo del yacimiento. Es
relevante destacar que el tapón de la solución de polímeros es inyectado entre dos baches de
agua fresca (de baja salinidad), con el fin de reducir el contacto directo con el agua salada del
yacimiento, debido a que la alta salinidad del agua puede ser puede reducir significativamente la
solución del polímero.
Figura 162. Vista Esquemática de Flujo de Polímeros (fuente Manual CMG Versión 2008, Appendix E. Polymer Option)
Experiencia de campo demuestra que el flujo de polímeros mejora el recobro con respecto a
inyecciones convencionales de agua, a través del incremento del volumen de yacimiento
contactado. La solución de polímero inyectada no tiene efecto en la reducción de la saturación
residual de petróleo al agua. Igualmente, el flujo de polímero acelera la producción de petróleo,
dando como resultado una alta recuperación en la ruptura. El flujo de polímero es más eficiente
cuando es aplicado durante las etapas tempranas del proceso de inyección de agua, cuando la
saturación de petróleo movible es alta. Un flujo de polímeros no sería útil cuando es aplicado en
campos uniformemente inundados por agua con petróleo de baja viscosidad o en campos con alta
saturación de agua. Yacimientos con variaciones de permeabilidad altas o rápido avance del frente
de agua, son buenos candidatos para la inyección de polímeros pero generalmente presentan un
alto grado de riesgo.
Existen cinco aspectos principales del flujo de polímeros que necesitan ser rigurosamente
representados en un modelo numérico. Estos son:
1. Control de movilidad
2. Retención de polímero
3. Dispersión física
4. Volumen poroso inaccesible
5. Viscosidad aparente y factor de resistencia
Todos estos factores son muy importantes para predecir el comportamiento del flujo de un
polímero, sin embargo, los beneficios más importantes son la disminución de la razón de movilidad
y el aumento de la viscosidad aparente debido a la adsorción del polímero. La efectividad del flujo
del polímero es reducida debido a la dispersión y a la variación de la permeabilidad del yacimiento.
A continuación se detallan los cinco factores antes mencionados, en base al manual CMG Versión
2008:
Control de movilidad: Un aspecto importante del flujo de polímeros es la mejora en la
eficiencia volumétrica de reemplazo y el incremento en la eficiencia de desplazamiento
microscópico. La función del polímero soluble en agua es incrementar la viscosidad del
agua y disminuir la permeabilidad de la roca al agua debido a su mecanismo de retención.
Directamente, estos resultados en la reducción de la razón de movilidad agua–petróleo
cercanos a la unidad o menos. Por lo tanto, la eficiencia volumétrica de reemplazo será
mejorada y se alcanzará una recuperación alta de petróleo en comparación con la
inundación de agua convencional. La reducción en la permeabilidad y la alta viscosidad del
agua dará como resultado el incremento en la resistencia al flujo. Esto esparcirá la solución
del polímero hacía áreas no barridas por el agua.
Retención del Polímero: El proceso de retención del polímero consiste en dos
mecanismos de separación. Estos mecanismos, cuyos efectos son difíciles de separar son
adsorción del polímero en la superficie de la roca y el entrampamiento de las moléculas del
polímero en pequeños espacios porosos. Ambos mecanismos tienen el efecto de
incrementar la resistencia al flujo esencialmente por la reducción de la permeabilidad. Se
hace difícil cuantificar que porcentaje de polímero inyectado es adsorbido y que porcentaje
es entrampado en pequeños espacios porosos ya que sólo puede ser medida la
concentración de polímero producido. Ambos mecanismos resultan en una pérdida de
polímero en el yacimiento. De los dos polímeros comúnmente usados en aplicaciones de
campo, el polímero poliacrilamida es adsorbido en la superficie de la mayoría de la roca
yacimiento. Los polisacáridos no son retenidos en la superficie de la roca y en
consecuencia no exhiben un efecto de resistencia residual. El carbonato de calcio tiene
una gran afinidad por el polímero, al igual que lo hace el sílice por lo que estos exhiben una
alta adsorción. El espacio poroso dentro de la roca del yacimiento presenta una variedad
de tamaños abiertos. Las largas cadenas de las moléculas de polímeros pueden fluir por
los poros abiertos pero pueden quedar entrampadas por otros que presentan pequeñas
aberturas. El entrampamiento también puede ocurrir cuando el flujo es restringido o
parado. Cuando esto ocurre, la forma de la molécula de polímeros perdida es alargada y
en espiral.
La expulsión del polímero de la roca de yacimiento puede ocurrir si suficiente polímero ha
sido absorbido por encima del nivel de sorción residual. Este nivel de sorción residual es
básicamente una función de la permeabilidad del yacimiento.
Dispersión física: El movimiento del banco del polímero a través del medio poroso
resulta en una mezcla, principalmente debido a una dispersión física. Esta mezcla, es
caracterizada por dispersantes longitudinales y transversales de la mezcla, los cuales son
multiplicados por las velocidades del fluido para obtener los coeficientes locales de
dispersión. La difusión molecular, aunque no es muy importante, puede también ser
incluida como un componente del coeficiente de dispersión local.
El propósito principal de incorporar los dispersantes en la mezcla es simular las manchas
del final y los bordes delanteros del banco de polímero inyectado. El tapón de polímero es
propagado a través del medio poroso a una velocidad diferente de la del agua. La
tendencia de adsorción es mover el borde del frente de un tapón de polímero a una
velocidad menor que la del banco del agua, y la tendencia inaccesible del volumen poroso
es mover el tapón del polímero a velocidades más altas que la de banco de agua. La
combinación de estos dos efectos resulta en un pequeño tapón el cual es desplazado
hacia delante. Como consecuencia, una mayor simplificación resulta en un valor constante
del coeficiente efectivo de dispersión variando sólo espacialmente a través del yacimiento.
Así la dispersión se convierte indirectamente dependiente de las propiedades de la roca,
tales como porosidad y permeabilidad absoluta.
Volumen de poro inaccesible: Cuando el flujo de las moléculas de polímeros a
través del medio poroso es restringido en los pequeños espacios porosos abiertos, sólo es
permitido el paso del agua o salmuera. Estas pequeñas aberturas no son contactadas por
el flujo de las moléculas de polímeros formando lo que es llamado volumen poroso
inaccesible (VPI). Este fenómeno de VPI fue reportado por primera vez por Dawson y
Lautz (1972). Ellos demostraron que todos los espacios porosos no pueden ser accedidos
por las moléculas de polímeros y esto permite que las soluciones de polímeros avancen y
desplacen el petróleo a una tasa más rápida que la predicha en base a la porosidad total.
Más del 30% del volumen poroso total puede no ser accesible para las moléculas de
polímeros. Como resultado, la porosidad efectiva para una solución de polímeros es menor
que la porosidad actual del yacimiento.
El VPI puede tener efectos beneficiosos en el rendimiento del campo. La superficie de la
roca en contacto con la solución del polímero será menor que el volumen poroso total, por
lo que disminuye el polímero absorbido. Más importante, si el agua connata esta presente
en los pequeños espacios porosos inaccesibles al polímero, el banco de agua connata y el
polímero empobrecido de la inyección de agua que precede el banco del polímero es
reducido por la cantidad de volumen poroso inaccesible. Sin embargo, un inconveniente es
que el petróleo movible localizado en los pequeños espacios porosos no podrá ser
contactado por el polímero y por lo tanto no será desplazado.
Viscosidad aparente y factor de resistencia: El efecto de los polímeros en las soluciones
acuosas es incrementar la viscosidad para mejorar el control de movilidad. Observaciones
del comportamiento de soluciones de polímeros de baja concentración en un medio poroso
indican viscosidades mucho más altas que las medidas en el laboratorio. De hecho, la
viscosidad de la solución del polímero que fluye en el yacimiento es de 5 a 25 veces más
altas que la calculada indirectamente usando la ley de Darcy, asumiendo la misma
permeabilidad efectiva. Este efecto es mostrado en la figura 5.60 Sin embargo, en realidad,
la permeabilidad efectiva de la formación para la solución del polímero es más baja que la
del agua sin polímero. Es difícil separar los efectos de la reducción de permeabilidad de los
del incremento de viscosidad. El efecto total puede ser medido como una reducción en la
movilidad.
Este efecto de la resistencia residual es debido a la alteración de la permeabilidad original
de la roca por la absorción del polímero y el entrampamiento mecánico de las moléculas
del polímero. El efecto de la resistencia residual también tiene importancia económica, tal
como se observa en la figura 163.
Los gastos por polímeros ocurren solo durante el período de inyección. Mucho tiempo
después la fase de inyección del polímero, el efecto de la resistencia residual continúa sin
costo adicional. Cabe señalar que los polímeros polisacáridos no son retenidos en la
superficie de la roca y como consecuencia no exhibe el efecto de resistencia residual.
Figura 163. Efecto de la Resistencia de la Solución del Polímero en el Medio Poroso (fuente Manual CMG Versión 2008, Appendix E. Polymer Option)
Tipos de polímeros
Existen dos tipos de polímeros principales comúnmente usados. El primer tipo es un polímero
sintético, llamado poliacrilamida hidrolizada obtenida por la polimerización del monómero
acrilamida. Por hidrólisis, algunos de estos monómeros acrilamida son convertidos a grupos de
carboxilatos con una carga negativa. Este proceso resulta en un alto peso molecular y una cadena
lineal de la estructura molecular la cual facilita el flujo a través del espacio poroso tortuoso de la
roca yacimiento. El electrolyten en el agua salina causa moléculas de cadenas largas enrolladas, lo
que obstruye el flujo y reduce la viscosidad de la solución. Las soluciones de poliacrilamida
hidrolizada, normalmente son sensibles a la sal y los sólidos disueltos por lo que deben ser
preparadas con agua fresca. Para ser efectivas, las soluciones de polímeros deben permanecer
estables por un tiempo largo a las condiciones de yacimiento. La presencia de oxigeno puede ser
una fuente de inestabilidad y resultar en perdida de reducción de la movilidad. Otros factores de
inestabilidad de los polímeros son las degradaciones química, mecánica, térmica y microbiana. La
degradación mecánica es un serio problema para las poliacrilamidas. Las moléculas de cadena
larga que conforman el polímero no son resistentes a los esfuerzos de corte por lo que se pueden
romper fácilmente, especialmente a altas velocidades 2, 3, 4. La degradación mecánica de las
poliacrilamidas es más severa en la presencia de alta salinidad, altos flujos en rocas de baja
permeabilidad y temperaturas adversas. Tanto la degradación química como la térmica son
agravados bajo condiciones aeróbicas. Estudios recientes demuestran que las biocidas, tales como
formaldehído necesitan ser usados para prevenir la degradación microbiana.
Los biopolímeros polisacáridos son el segundo tipo de polímeros comúnmente usados. Estos se
obtienen a partir de azúcar en un proceso de fermentación causada por la bacteria xanthomones
campestris. La estructura molecular del polisacárido ofrece una cadena de gran rigidez que se
comporta como moléculas rígidas. Consecuentemente, en contraste al polímero poliacrilamida, la
viscosidad de la solución del biopolímero polisacárido no es afectada por la salinidad, y los efectos
de corte pueden ser tolerados. A pesar de estas ventajas, la estabilidad del biopolímero
polisacárido se degrada a temperaturas por encima de 95°C (como polímero poliacrilamida) y
es más susceptible a la biodegradación. También este es mucho más costoso que el polímero
poliacrilamida.
Directrices para la aplicación de polímeros
La inyección de polímeros es de uso práctico sólo en yacimientos con ciertas características.
Debido a la degradación del polímero, la aplicación de polímeros debe estar limitada a yacimientos
con temperaturas en sitio menores a 95 °C. La porosidad de la roca del yacimiento debe ser de
mediana a alta en orden de asegurar una buena capacidad de almacenamiento. Igualmente, la
salinidad del agua connata debe ser menor que 10000 ppm del total de sólidos disueltos con el fin
de asegurar una solución de polímero estable para polímeros poliacrilamida. Los yacimientos con
permeabilidades de moderadas a buenas son generalmente buenos candidatos. Las
permeabilidades muy bajas darán como resultado presiones de inyección muy alta y
permeabilidades muy alta normalmente dan mejor recuperación que la obtenida por la invasión de
agua convencional. Los yacimientos con grandes variaciones en permeabilidad también son
ideales para el flujo de polímeros ya que la solución de polímeros tiene la tendencia de desviarse
hacía regiones no barridas del yacimiento.
El flujo de polímeros es aplicado más eficientemente en las primeras etapas de la inundación por
agua mientras la saturación de petróleo movible todavía sea alta. Los yacimientos de petróleo
invadidos por agua también pueden ser buenos candidatos, en los cuales los altos valores de
relación agua-petróleo (RAP) son causados ya sea por una alta razón de movilidad agua – petróleo
(yacimientos de petróleo viscoso) y conificación de agua o por la baja eficiencia de barrido vertical
(yacimientos heterogéneos). Bajo estas condiciones, la saturación de petróleo movible será alta y
el efecto de desvío de la invasión del polímero será efectivo en la reducción de la saturación de
petróleo movible. En general, la invasión de polímeros, debe evitarse para yacimientos con
grandes capas de gas y/o acuíferos extensos. La viscosidad del petróleo de los yacimientos
candidatos no debe ser mayor que 200 cp.
El caso de simulación de inyección de agua optimizada por polímeros fue construido a partir del
caso 4 perforación de pozos interespaciados, para esto se preparó un modelo sintético de
polímeros tal como se presenta en la tabla 64 con una concentración de 0.7 lb/lb para los mismos
volúmenes de inyección de agua.
Tabla 64. Modelo Sintético del Polímero
PADSORP
p_con adsorp_level
0 0
87.5 0.15
175 0.24
262.5 0.28
350 0.3
PPERM
perm max_ad res_ad p_pore Rrf
10 0.3 0.15 0.95 1.2
1000 0.2 0.1 1 1.2
3500 0.2 0.1 1 1.2
PVISC 2.44 PREFCONC 0.7
En las primeras simulaciones se aprecian mejoras en las eficiencias de barrido por celda
alcanzadas por el polímero, sin embargo, existe una reducción sustancial de la inyectividad que se
traduce en un menor recobro global.
La figura 5.67 presenta la tasa de producción del escenario inyección de agua
optimizada por polímeros, en la cual se puede observar una tasa de petróleo
máxima (pico) que no se mantiene de 28000 bpd para las primeras fechas de
producción durante el período de predicción, y un factor de recobro de 41%, lo que
representa un aumento de 9% con respecto al caso base.
Figura 164. Pronóstico de Producción Caso Inyeccion de Agua Optimizada por Polímeros
La tabla 65 presenta el resumen de los casos de predicción realizados.
Tabla 65. Resumen de los Resultados Casos de Predicción
CASOS TASA DE
PETRÓLEO (BPD)
FACTOR DE RECOBRO
(%)
INCREMENTO CON
RESPECTO AL CASO BASE (%)
INCREMENTO CON
RESPECTO A CADA CASO
ANTERIOR (%)
CASO1 4000 32 -- --
CASO 2A 5000 33,1 1,1 1,1
CASO 2B 7000 35 3,0 1,9
CASO 3 10000 37,5 5,5 2,5
CASO 4 9000 43,4 11,4 5,9
CASO 5 9000 41 9 -2,4
32%
CAPITULO VI
ANÁLISIS DE RESULTADOS
6.1. Comparación entre casos de predicción
A continuación se presenta la comparación entre los casos de predicción realizados:
Figura 165. Pronóstico de producción comparación de casos de predicción
Figura 166. Mapa de distribución final de pozos en los casos de predicción
En la tabla siguiente se presenta la comparación entre los valores de reservas oficiales y los
obtenidos para cada uno de los casos de predicción.
Tabla 66. Comparación Reservas vs Casos de Predicción
CASOS
POES
Factor de Recobro
Reservas
Recuperables
Ganancial Objetivo
por Recuperar (NPcaso - NPbase)
(MMBLS) (%) (MMBLS) (MMBLS)
Oficial 973,4 36,4 354,318 ---
Caso 1 1116 32 357,900 ---
Caso 2A 1116 33,1 368,700 10,800
Caso 2B 1116 35 390,400 32,500
Caso 3 1116 37,5 417,700 59,800
Caso 4 1116 43,4 483,700 125,800
Caso 5 1116 41 457,000 99,100
32%
41% 43.4%
33. 1% 35% 37.5%
Fr Oficial: 36.4%
(1) (2a) (2b) (3)
(4) (5)
De acuerdo a los resultados antes presentados, se puede observar como el caso que ofrece el
mayor ganancial es el 4, el cual incluye adicionalmente a la reingeniería de inyección de agua, la
perforación de pozos interespaciados. Se considero un límite económico de 80 % corte de agua a
cada pozo antes de cerrarlo, adicional a una tasa mínima de 20 bpd por pozo.
Como acciones para lograr un mayor recobro en el yacimiento, se estableció el Caso 4 como el
mejor escenario a desarrollar y donde se consideró la perforación de 39 localizaciones
interespaciada, la reactivación de 2 pozos inyectores BA1327 y BA1882 en las unidades U6 y U7
inyectando en el orden de 6 MBAD y 7 MBAD sumando un total de 13 MBAD y la conversión de 4
productores a inyectores en las unidades de flujo U7,U6 y U5 para un total de 33 MBAPD y la
perforación de un pozo inyector horizontal para U7, inyectando 6 MBAPD en el área Central, para
un total de volumen de inyección de agua en el yacimiento BACH-18 de 52 MBAPD. Tal como se
puede observar en las figuras 167 y 168.
Figura 167. Mapa de distribución final de pozos inyectores en el caso 4
I-
5
N
UNIDAD U6 FACIE DE CANAL
FACIE DE BARRA Y/ CANAL DE ROTURA
FACIE DE LLANURA
RADIO 150M.
LEYENDA LOCALIZACION PROPUESTA
LOC. POZO INYECTOR VERTICAL
Figura 168. Mapa de distribución final de las localizaciones interespaciado de 150mts en el casos 4
Posteriormente se procedió a realizar un análisis conjunto yacimiento- infraestructura con el
objetivo de cubrir los requerimientos de gas, infraestructura, construcción y producción, que
permitió adicional 2 localizaciones y la reubicación de las 39 anteriormente planteadas. Desde las
tablas 67 a la 70 se puede observar la disponibilidad de cupos libres en Estaciones de Flujo, Pia´S,
MIA´S, etc.
Tabla 67. Información general de equipos de superficie E.F BA-17
EF PROD HOY (B/D)OBJETIVO
(B/D)
MERMA
(B/D)
BA-17 8990 11500 2510
BA-19 Met Prod Bach-18 Otros Yac
CUPOS TOTALES 105 NF 0 3
CUPOS UTILIZADOS 105 GL 20 26
CUPOS DISPONIBLES 0 PC 1 0
% UTILIZACION 100 21 29
% DISPONIBLE 0
EXT 5 HUECOS ADIC 0BBD Manejados 9000
CAPACIDAD NOMINAL 25.8 MBD/67.8 MMPCGD
L-54
L-55 P.E. P.T.
P.E. P.T.
I-5
N
RADIO 150M.
LEYENDA LOC. PROD. PROPUESTA LOC. POZO INY. VERTICAL U7 PROPUESTO
POZO ACTIVO POZO CANDIDATO A REPARAR
LOC. POZO INY. VERTICAL U6-U5 PROPUESTO
POZO INACTIVO IND. DRENAJE
LOC. POZO . HZ. PROPUESTO U7
LOC. POZO INY. HZ. PROPUESTO U7
MAPA ESTRUCTURAL TOPE UNIDAD U7
Tabla 68. Información general de equipos de superficie E.F BA-19
Tabla 69. Información general de equipos de superficie E.F BA-28
Tabla 70. Cupos adicionales por desconexión pozos Cat-3 y 5
EF PROD HOY (B/D) OBJETIVO
(B/D)
MERMA
(B/D)
BA-19 7900 12000 4100
BA-19 Met Prod Bach-18 Otros Yac
CUPOS TOTALES 82 NF 1 0
CUPOS UTILIZADOS 82 GL 42 2 CUPOS DISPONIBLES 0 PT 3 0 % UTILIZACION 100 46 2 % DISPONIBLE 0
EXT 5 HUECOS ADIC 2
BBD Manejados 7900
CAPACIDAD NOMINAL 26,84 MBD/ 63,74 MMPCGD
EF PROD HOY (B/D) OBJETIVO
(B/D)
MERMA
(B/D)
BA-28 1278 500 0
BA-28 Met Prod Bach-18 Otros Yac
CUPOS TOTALES 32 NF 0 10
CUPOS UTILIZADOS 32 GL 1 3
CUPOS DISPONIBLES 0 PT 0 0
% UTILIZACION 100 1 13
% DISPONIBLE 0 EXT 5 HUECOS ADIC 0
BBD Manejados 1300 Capacidad Total 21.0 MBD/ 59,7
MMPCGD
EF
Cat-3 Cat-5 Pendiente por
definir
Total
disponible
Cupos Faltantes
Requeridos EF-BA17 0 5 5 Faltarían 2
cupos EF-BA19 2 12 5 19 Faltarían 14 cupos Total : 2 17 5 24 Faltarían 16 cupos
Tabla 71. PIA´S existentes
PIA 2-2 Activa
PIA 2-4 Inactiva requiere Mtto. Mayor
PIA 1340 Inactiva requiere Mtto. Mayor
Tabla 72. MIA´S existentes para convertir en PIA
MIA´S
MIA -464
MIA -784
Cabe destacar que la reactivación de pozos inyectores BA1327 y BA1882 y las conversiones que
inicialmente se tenía planteado, no podrá ser ejecutado debido a las condiciones mecánicas y de
subsuelo de los mismos (BA1327: Tubería de inyección partida, BA1882 arenado, BA1795 tiene un
pez a 6085’, BA1355 pez a 6073’,U7 aísla U5). Adicionalmente se presento la propuesta del pozo
inyector al equipo de perforación y se decidió no realizar la perforación del pozo inyector horizontal
propuesto, ya que existe un alto riesgo cuando atraviese la falla, se requiere asegurar una buena
prognosis y conocer muy bien todos los factores y características del área, solo se han perforado
inyectores verticales en esta área,
También se tomo en cuenta que entre las restricciones a nivel de la construcción mecánica del
pozo, a la presione de acotamiento en superficie de 1800lpc y la de fractura de la formación la cual
se encuentra alrededor de los 3000lpc, obteniéndose que una tasa máxima de inyección por pozo
en este yacimiento de 15.000 BAPD
Una vez que se llevaron a cabo las revisiones del Caso 4 se define el siguiente escenario.
6.2. Caso 6. Perforación de pozos interéspaciados, reparación de pozos y reingeniería de
inyectores
Basándose en la revisión anteriormente descrita se planteo este nuevo escenario,
donde se incorporan 10 localizaciones de inyectores y 2 pozos productores para
un total de 51 perforaciones interespaciadas, y el reacondicionamiento de 20
pozos productores. A continuación en la figura 169 y las tablas 73 se muestra las
nuevas coordenadas en función de la reubicación de los pozos interespaciad
Figura 169. Mapa de distribución final de las localizaciones interespaciado de 150mts en el casos
6
Tabla 73. Coordenadas de Pozos Interespaciados caso 6
U7 U6 U5 U4
1 01-Nov-13 I-2 259.915 1.087.072 X X X
2 01-Dic-13 I-7 260.109 1.087.291 X X X
3 01-Ene-14 L-01 258.450 1.089.202 250 X X X
4 01-Feb-14 L-03 259.209 1.088.754 300 X X X
5 01-Mar-14 L-06_East 259.963 1.088.258 400 X X X
6 01-Abr-14 L-42 261.467 1.087.979 300 X X
7 01-May-14 L-43_East 261.426 1.087.729 600 X X
8 01-Jun-14 L-14 258.638 1.088.200 350 X X X X
9 01-Jul-14 L-22 259.280 1.087.713 400 X X X X
10 01-Ago-14 L-28 259.327 1.087.396 450 X X X
11 01-Sep-14 L-25_East 260.519 1.087.538 600 X X X
12 01-Oct-14 L-49 258.613 1.087.045 450 X X
13 01-Nov-14 I-1 259.688 1.086.900 X X X
14 01-Dic-14 I-9 260.389 1.087.127 X X X
15 01-Ene-15 L-29 258.928 1.087.371 450 X X X X
16 01-Feb-15 L-36 258.955 1.086.964 450 X X X
17 01-Mar-15 L-48 258.433 1.087.289 400 X X
18 01-Abr-15 L-07_East 260.331 1.088.092 550 X X X
19 01-May-15 L-08_East 260.847 1.087.921 450 X X X
20 01-Jun-15 L-09_East 261.170 1.087.976 600 X X X
21 01-Jul-15 L-39_East 260.804 1.087.544 600 X X X
22 01-Ago-15 L-41_East 260.820 1.087.399 600 X X X
23 HorPro-1 258.143 1.088.424 400 X
23 HorPro-1 PE 258.371 1.088.382
23 HorPro-1 PT 258.639 1.088.345
23 Cota Nav. -5420
23 Long. Hor. 900 pies
24 01-Oct-15 L-45 261.561 1.087.372 300 X X
25 01-Nov-15 I-4 259.411 1.086.743 X X X
26 01-Dic-15 I-3 258.938 1.086.653 X X X
27 01-Ene-16 L-24 259.438 1.087.636 250 X X X
28 01-Feb-16 L-18 259.848 1.087.975 500 X X X
29 01-Mar-16 L-40 260.617 1.087.330 300 X X X
30 01-Abr-16 L-46 258.109 1.088.120 300 X X X
31 01-May-16 L-47 261.532 1.087.839 300 X X
32 01-Jun-16 L-13 258.766 1.088.423 350 X X X X
33 01-Jul-16 L-20 258.468 1.088.073 450 X X X X
34 01-Ago-16 L-23 259.743 1.087.712 550 X X X X
35 01-Sep-16 L-32 259.507 1.087.148 600 X X X
36 01-Oct-16 L-05 258.878 1.088.710 350 X X X
37 01-Nov-16 L-52 259.708 1.088.197 530 X X
38 01-Nov-16 I-6 260.953 1.087.379 X X X
39 01-Dic-16 I-5 258.497 1.086.785 X X X
40 01-Ene-17 L-02 258.597 1.089.144 350 X X X
41 01-Feb-17 L-04 259.041 1.088.639 250 X X X
42 01-Mar-17 L-15 258.792 1.088.149 250 X X X
43 01-Abr-17 L-21 258.985 1.087.878 250 X X X X
44 01-May-17 L-27 259.465 1.087.477 280 X X X
45 01-Jun-17 L-34 258.252 1.088.024 180 X X X
46 01-Jul-17 L-37 261.316 1.088.008 300 X X
47 01-Ago-17 L-50 258.247 1.088.887 250 X X
48 01-Sep-17 L-51 259.500 1.088.468 250 X X
49 HorPro-2 258.115 1.088.656 600 X
49 HorPro-2 PE 258.340 1.088.652
49 HorPro-2 PT 258.613 1.088.639
Cota Nav. -5420
Long. Hor. 900 Pies
50 02-Oct-17 I-10 260.139 1.087.566 X X X
51 03-Oct-17 I-8 261.660 1.087.240 X X X
ObjetivoPotencial
(BPD)Coord YCoord XSecuencia
01-Sep-15
01-Oct-17
PozoFecha
A fin de optimizar el proyecto de inyección se realizaron sensibilidades a la tasa de Inyección
Máxima para evaluar el impacto o necesidad que representa la inyección de agua en este
yacimiento, en 5 tasas (80, 85, 90, 95 y 100 MBAPD),al igual que el numero de pozos inyectores a
perforar, como se puede observar en las figuras 170 y 171.
Figura 170. Sensibilidad de tasas de inyección de agua
Figura 171. Petróleo acumulado vs tasas de inyección de agua y pozos inyector perforado
Se corrieron 20 casos adicionales de predicción, con sensibilidades en la tasa total de inyección
del campo a 80, 85, 90, 95 y 100 MBAPD, en el numero de pozos inyectores de 7, 10 pozos y la
completación de los pozos inyectores discretizado por capas o completado en todas las capas
(U7,U6 y U5). Adicionalmente se corrieron 5 casos de predicción con sensibilidad a las 5 tasas de
520.000.000,00
525.000.000,00
530.000.000,00
535.000.000,00
540.000.000,00
545.000.000,00
PetroleoAcumulado
BN
100000 95000 90000 85000
Tasa de Inyección Maxima BAPD
Petróleo Acumulado 9 POZOSINY
Petróleo Acumulado 11 POZOS
INY
Petróleo Acumulado 11 POZOS INY Restrigiendo hasta 15000 BAPD/P
Grafico de Tasa de Inyección
-
20.000,00
40.000,00
60.000,00
80.000,00
100.000,00
29-09-51 07-06-65 14-02-79 23-10-92 02-07-06 10-03-20 17-11-33
Fecha
Ta
sa
de
In
ye
cc
ión
Inyección tasa max de 100000 BAPD Inyección tasa max de 95000 BAPD Inyección tasa max de 90000 BAPD
Inyección tasa max de 85000 BAPD Inyección tasa max de 80000 BAPD Inyección tasa max de 75000 BAPD
Inyección tasa max de 70000 BAPD Inyección tasa max de 65000 BAPD Inyección tasa max de 60000 BAPD
inyección de agua, restricción en la tasa inyección por pozo a 15 MBAPD y 10 pozos abiertos en
todas las unidades. En la tabla 74 se pueden observar los resultados obtenidos de las
sensibilidades realizadas.
Tabla 74. Resultados obtenidos de las sensibilidades realizadas.
De los 21 casos estudiados, el que tiene mejor recobro es el caso 6_10 inyectores con cañoneando
todas las unidades (U5, U6 y U7) con tasa total para el yacimiento de 100 MBAD, el cual consiste
en perforar 10 pozos inyectores, sin restricción en la tasa de inyección por pozo.
Casos Estudiados NP (MMBLS)FR Sec
(%)
VPN
DETERM
(M$)
TIR (%)
Caso 1 BASE 357,9 32 437,55 > 800
Caso 2A 368,7 33,1 40,635 > 800
Caso 2B 390,4 35 128,488 > 800
Caso 3 417,7 37,5 405,5 > 800
Caso 4GL 483,7 43,4 1319,686 > 800
Caso 4BOMBA 483,7 41 1228,596 > 800
Caso 6_7 inyectores cñ Selectivo 80 BAPD 469,6 10,0 1322,5 > 800
Caso 6_ 7 inyectores cñ Selectivo 85 BAPD 470,4 10,0 1324,8 > 800
Caso 6_7 inyectores cñ Selectivo 90 BAPD 470,9 10,1 1343,8 > 800
Caso 6_ 7 inyectores cñ Selectivo 95 BAPD 471,3 10,1 1350,4 > 800
Caso6_ 7 inyectores cñ Selectivo 100 BAPD 471,5 10,2 1354,3 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ selectivo 80 BAPD 468,0 9,9 1287,2 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ selectivos 85 BAPD 469,2 10,0 1303,3 > 800
Caso 6_ 10 inyectores cñ selectivos 90 BAPD 470,0 10,1 1313,7 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ selectivos 95 BAPD 470,6 10,1 1322,9 > 800
Caso 6_ 10 inyectores cñ selectivos 100 BAPD 471,1 10,1 1330,1 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ total 80 BAPD 470,5 10,1 1292,1 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ total 85 BAPD 472,6 10,3 1314,1 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ total 90 BAPD 473,9 10,4 1332,7 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ total 95 BAPD 474,8 10,5 1346,3 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ total 100BAPD 475,6 10,6 1357,0 > 800
Caso 6_ 10 iny. cñ total restringido 80 BAPD 467,2 9,8 1158,6 > 800
Caso 6_ 10 iny. cñ total restringido 85 BAPD 469,3 10,0 1175,2 > 800
Caso 6_10 iny. cñ total restringido 90 BAPD 470,8 10,1 1190,5 > 800
Caso 6_ 10 iny. cñ total restringido 95 BAPD 471,6 10,2 1200,7 > 800
Caso 6_ 10 iny.cñ total restringido
100BAPD472,2 10,2 1206,9 > 800
Debido a las restricciones del yacimiento y de superficie el escenario recomendado es el caso con
una actividad de Perforar 10 inyectores de agua verticales, con una tasa de inyección por pozo
restringida a 15.0 MBAPD, un máximo de 100 MBAPD en todo el yacimiento y completarlos en las
unidades 5, 6 y 7. A continuación se detalla este escenario.
6.2. 1. Caso 6_10 inyectores con cañoneando todas las unidades (U5, U6 y U7) con tasa total para
el yacimiento de 100 MB.
En este caso se considera actividad de perforación, reparación e inyección de agua en el
yacimiento, en un periodo de 20 años (horizonte económico considerado para evaluar este
proyecto) que va desde el año 2011 hasta el año 2030, adicionalmente se considera que el pozo
permanece abierto un 90% de su vida productiva, equivalente a 300 días al año en promedio.
Como resultado de esta corrida en el modelo, se obtuvieron los siguientes valores:
FRp = 32 %; FRs = 10,3% (asociado a la recuperación secundaria); FRt = 42,3 %
Reservas Recuperables adicionales de 144,9 MMBN para un NP = 472,2 MMBN para el 2030.
A continuación en la figura 172 y 173 se puede observar el pronóstico de
producción para el caso 6
Figura 172. Pronostico de producción para el caso 6
Figura 173. Perfiles de Fluidos Producidos Acumulados. Caso 6_10Iny.
6.3. Evaluación económica
Una vez obtenido todos los escenarios, se determinaron las tasas de producción promedios por
año, el factor de recobro y la declinación de la presión. Estos parámetros junto con la evaluación
económica permitieron determinar el escenario más adecuado para inversión.
La evaluación económica de los escenarios de explotación, para el yacimiento BACH-18, se realiza
para cuantificar la inversión que se tendrá que hacer, para llevar a cabo los diferentes escenarios
de explotación, y la ganancia que de ellos se obtendrá. Esta evaluación consiste en determinar
cuánto es el valor presente neto, la tasa interna de retorno y el tiempo en que tardará en retornar la
inversión. Para ello se necesitará saber los costos de activos y mantenimiento, las premisas y
diferentes variables que se explicarán a continuación.
En cuanto a la evaluación económica, se realizaron corridas probabilísticas y estocásticas, usando
el software Peep-Merak, por ser este el que mejor se adapta a las condiciones de evaluación de
planes de explotación.
0,0
10000,0
20000,0
30000,0
40000,0
50000,0
60000,0
70000,0
80000,0
90000,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
NP(BPD) WP(BPD) GP (MSPCD)
Perfil de Produccion de Fluidos Caso 10 Iny. Restringido 100MBA Perfil de Produccion por año Caso 10 Iny. Restringido Tasa
max. Iny. 100 MBAPD
10.12 MMBLS
0
2000000
4000000
6000000
8000000
10000000
12000000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
NP (BLS)
6.3.1. Premisas consideradas para la evaluación económica (estimados de costos referidos
al año 2010)
Para los escenarios que contemplan actividad de RA/RC, perforación de productor e inyector de
agua, se tiene:
- PERFORACIÓN: Perforar pozos verticales productores interespaciados a 150 mts con
objetivo U7, U6, U5 y U4 donde aplique, pozos horizontales productores para U7 e
Inyectores verticales con objetivos U7 y U6/U5 (5500 Pies aprox.) con un tiempo de
perforación estimado de 30 días por pozo y una inversión de 7.0 MMBsF/ pozo. Tanto para
pozos productores como para pozos inyectores.
- REHABILITACIÓN: Reparación de pozos y Sidetrack, con un tiempo estimado de taladro
de 13 días y una inversión de 4.5 MMBsF (Ver anexo 1).
- METODOS DE PRODUCCIÓN: Realizar la completación mecánica del pozo utilizando el
método de levantamiento alterno al GAS de Levantamiento (Bes/Bcp/BML), ya que para la
completación con gas se requiere una disponibilidad de 27.5 MMPCGD Gas, queda sujeto
a decisión de la gerencia de Bachaquero Lago ir a cambio de métodos o continuar
utilizando gas para inyección en los pozos, sin embargo la sensibilidad se consideró.
- INFRAESTRUCTURA SISTEMA DE RECOLECCION: El manejo de la producción de
crudo será en las Estaciones de Flujo EF-BA-17 y BA-19. Se requiere la construcción de
un múltiple de producción, para el manejo de la conexión de los pozos a perforar, se
estima el tendido de líneas de flujo de 6” de diámetro Sch40 unos 100 Km de tubería
aproximadamente.
- INFRAESTRUCTURA RED DE GAS/BOMBEO MECANICO: Para la alimentación de Gas
de levantamiento se dispone de infraestructura existente en el área, (MLAG), en cuanto a
la infraestructura para los cambios de método no hay disponibilidad de plataformas en el
área, por lo que es necesario la instalación y construcción de plataformas BES/BCP/BML.
- INFRAESTRUCTURA INYECCIÓN DE AGUA: El manejo de 100 MBAPD máximo de
inyección será a través de la construcción de la nueva MIA BA-1340 (40 MBAPD)
con agua proveniente del Lago y se estima un requerimiento de una línea troncal de
bombeo de la PIA BA-2-1, de aproximadamente 10 Kms (8”) (60MBAPD) la cual utiliza
agua del Lago y agua efluentes. Para los pozos inyectores se requiere líneas de 3”-
SCH120 para suministrar desde 1500 a 15000 Bapd a 2500 Lpc, con un tendido de
aproximadamente 120.Kms en línea.
Desde la tabla 75 a la 78 se expresan los costos para los diferentes activos que
se requieren para llevar a cabo el proyecto y el precio del crudo según seeplus
Tabla 75. Costos de activos
ITEM
Precio del Crudo Ver tabla del SEE-Plus o Manual del Lepic
Precio del Gas de Formacion 1423,89 $/MMPC
Costo de Prod. 6,7 $/Bnp 29,07 Bsf/bl
Costo de Iny Agua (PIA-1340) 1,24 $/Blagua
Costo de Iny Agua (PIA-2-1) 4,73 Bsf/Blagua
Costo Tratamiento Agua Iny 50,42 Bsf/Blagua*AÑO
Costo de Manejo de Agua 0,35 $/Blagua
Costo de Compresion GL 0,60 Bsf/Mpc
Costo de Manejo de GL 0,06 Bsf/Mpc
Costo de Electicidad 131,51 Bsf/MWH
Perf Prod Vert 6500 ft 8,3 MMBsf 18 días
Perf Prod Horiz 10,0 MMBsf 20 días
Perf Prod Side Track 6500 ft 9,5 MMBsf 21 días
Perf Iny Vert 6500 ft 7,5 MMBsf 16 días
Perf Iny Horiz 5500 ft 14,7 MMBsf 17 días
Conversion Prod a Iny agua 5,8 MMBsf 15 días
RaRc Prod. Vertical 4,2 MMBsf 15,3 días
RaRc Iny. Vertical 3,4 MMBsf 14 días
Servicio Taladro Prod Vertical 4,0 MMBsf 11,3 días
Servicio Taladro Iny Vertical 2,5 MMBsf días
Servicio CAMET c/Tal 4,2 MMBsf 11 días
Servicio CAMET c/Snubing
RIBES 670 MBsf 6,5 días
RIBCP 622 MBsf 7,8 días
Servicio Iny. Quimica Pzo Prod 53,4 MBsf/pozo*año
Costo LFlujo/pie (4") 150,0 Bsf/p
Costo Lgas/pie (2") 66,7 Bsf/p
Costo Liny agua/pie (4") 50,0 Bsf/p
Costo tendido Cable Elec BES 5,0 MBsf/Km Maximo :2,5 Km/pozo
Costo tendido Cable Elec BCP 5,0 MBsf/Km
Costo Equipo de LAG 150,0 MBsf
Costo Equipo BES 1204,0 MBsf
Costo Equipo BCP 738,0 MBsf
Costo Equipo BML 352,0 MBsf
Costo Cable Elect BES (5KV) 350,0 Bsf/mt
Costo Cable Elect BCP/BML 315,0 Bsf/mt
Costo E.F nueva 95,0 MMBsf
Plataforma BES/BCP (CIMA2S) 16,7 MMBsf Cupo para 9 BES y 12 BCP
Plataforma BES/BCP existente
en otras areas 60% menos del costo total de una plataforma nueva 5 cupos (BES/BCP)
Multiple Bombeo Crudo 11,0 MMBsf 60 cupos
Multiple Iny Agua (MIA) 11,5 MMBsf 8 cupos
Linea Troncal Bombeo 8" 2,0 MM$ 8,145 MBsf No incluye los 2 verticales
435 MBsf * Incuye solo 3 tapones de cemento y Coiled Tubing
200 M$Costo Abandono Pozo
Tiempo Estimado
Tabla 76. Precio del crudo según Seeplus LEEPIC-2010
Tabla 77. Costo de perforación de pozo vertical
Precio del crudo según Seeplus STM TJL (Ref) TJM/TJM(Ref)
2011 73,77 77,63 73,82
2012 77,31 81,22 77,29
2013 81,25 85,22 81,17
2014 85,70 99,95 81,64
2015 89,84 94,68 85,64
2016 93,22 98,38 99,77
2017 96,84 102,20 99,77
2018 100,38 106,05 99,77
2019 103,80 109,84 99,77
2020 106,38 113,17 99,77
2021 108,40 115,78 99,77
2022 111,13 118,98 99,77
2023 114,11 122,41 99,77
2024 117,61 126,41 99,77
2025 121,28 130,58 99,77
2026 126,05 135,59 99,77
2027 130,84 140,73 99,77
2028 135,99 146,24 99,77
2029 140,61 151,19 99,77
2030 145,58 156,52 99,77
Perforación Vertical
Pozo tipo días costo área
2233 13 6144 mediano
2466 15 5935 mediano
2308 39 15033 mediano Eoceno
1970 12 5437 pesado
2227 15 3618 pesado
1219 16 7254 pesado
1219 17 6515 pesado
1219 19 6901 pesado
1219 19 6962 pesado
1219 19 7613 pesado
1219 19 6881 pesado
1219 21 7090 pesado
Tabla 78. Costo de reparación de pozo vertical
Se realizó el calculo de costos para un total de 20 años de inyección estimando un porcentaje de
inflación de 10% anual, y se obtuvo que para 20 años el costo acumulado para tratamiento químico
Pozo tipo días costo área
2227 13 1319 mediano
2126 16 4119 mediano Ibcp
2126 16 4226 mediano Ibes
2126 16 4245 mediano Ibes
2126 16 4173 mediano Ibes
2227 14 3468 pesado
2227 14 3451 pesado
2227 14 3706 mediano
2227 14 3354 mediano
2227 14 3508 mediano
1256 14 3417 pesado RaRc Iny
1256 14 3418 pesado RaRc Iny
1256 14 3040 pesado RaRc Iny
1256 15 3312 mediano
1256 15 3332 mediano
1256 15 3306 mediano
1256 15 3308 mediano
1256 15 3352 mediano
1256 15 3285 mediano
1256 15 3355 mediano
2229 13 2772 pesado RaRc RIBCP
2229 13 2775 pesado RaRc RIBCP
2229 13 2941 pesado RaRc RIBES
2229 13 3557 pesado RaRc RIBES
1256 15 3546 mediano RaRc RIBES
2229 12 2372 pesado SPV
2229 12 2334 pesado SPV
2229 12 2396 pesado SPV
2229 12 2396 pesado SPV
2229 12 2349 mediano SPV
2229 12 2016 mediano SPV
2229 12 2567 mediano SPV
2229 12 2525 pesado SR
2127 11 1732 mediano SR
2127 11 1752 mediano SR
Reparación Vertical
del agua de inyección es de aproximadamente 563.000.000,00 Bs. En la tabla 79 se puede
observar cual es el consumo de productos químicos para un año de inyección de una PIA.
Tabla 79. Consumo de productos químicos para un año de inyección de una PIA. Dosificación basada en productos emitidos por ing. Corrosión / ing. Instalaciones / control de corrosión para PIA’s.
198.716,4325,03,779.00010INH. CORROSI ÓN
113.694,4317,82,699.000300BACTERICIDA
1.058.152,38222,6233,559.00089REMOV.
OXÍGENO al 36%
101.026,7912,51,899.0005FLOCULANTE
COSTO
TOTAL
ANUAL BsF.
PRODUCTO
TAMBOR/AÑO
PRODUCTO
GAL/DIA
BPD A
TRATAR
DOSIF.
ppm
PRODUCTO
198.716,4325,03,779.00010INH. CORROSI ÓN
113.694,4317,82,699.000300BACTERICIDA
1.058.152,38222,6233,559.00089REMOV.
OXÍGENO al 36%
101.026,7912,51,899.0005FLOCULANTE
COSTO
TOTAL
ANUAL BsF.
PRODUCTO
TAMBOR/AÑO
PRODUCTO
GAL/DIA
BPD A
TRATAR
DOSIF.
ppm
PRODUCTO
Las ecuaciones, que permitieron calcular cada una de las variables, utilizadas en la
evaluación económica, se presentan a continuación:
Ingresos (I): utilidad bruta
I =(Qo x pbp)j n=20
Donde:
pbp= Precio del petróleo (Bs/BN)
Qo = Tasa de petróleo (BN/D )
n = Horizonte económico (años)
Costo Operacional (C):
C= (Qo x pob)j ; n=20; pob = Precio operativo del barril (Bs/BN)
Utilidad sujeta a impuesto= Ingreso- Costo operacional- depreciación- Regalía
Impuesto sobre la renta (ISRL) ISLR = Utilidad sujeta a impuesto x %ISRL
Flujos de caja después de impuesto (FCDI)= FCAI- ISLR Valor presente neto (VPN) Tasa interna de retorno (TIR)
TIR n=10
Una vez obtenida toda la información necesaria para la evaluación económica, se
procedió a sensibilizar ciertas variables: como los costos operativos, el precio del
barril, la inversión y la producción.
A continuación se detalla la evaluación económica realizada al caso base.
6.4. Aspectos económicos caso 1.Base
Con respecto a la Evaluación Económica de este caso, se realizaron corridas probabilísticas y
estocásticas, usando el software Peep-Merak, el caso esta identificado en el software como
Bachaquero_18 Caso_1Base, determinando los indicadores económicos respectivos. En cuanto a la
premisas para la evaluación económica, solo se considero en este caso, el perfil de producción de
crudo a 20 años de acuerdo a los resultados de la simulación, los Costos Operacionales de
Producción (6,7$/Bl), del campo Bachaquero Lago, información suministrada por el equipo de
Desarrollo de Yacimientos de la UP Bachaquero Lago, ya que no se tiene el valor especifico para el
yacimiento, los costos de la inyección de gas de levantamiento, no hay inversión de capital, se
utilizaron los lineamientos corporativos para Evaluaciones Económicas de Proyectos de Capital
LEEPIC-2010 para el perfil de precios del crudo, gas, etc. El perfil de precios utilizado corresponde al
crudo Bachaquero Pesado obtenido de las normativas corporativas de evaluación económicas Leepic,
al igual que todos los parámetros para realizar la evaluación económica, como regalías, impuestos,
etc.
El resultado obtenido de las evaluaciones económicas corridas fue el siguiente: en cuanto a
valores de EI y TP, no existen, puesto que no hay inversión de capital de ningún tipo, en lo
referente al TIR, con este software cuando el valor del TIR resulta por encima de 800% no lo
refleja, por lo que concluimos que en este escenario, el valor del TIR es mayor a 800%, en cuanto
al valor del VPN, se observa que tanto desde el punto de vista deteminístico como probabilístico
(estocástico), tienen valores muy aproximados, el VPN medio, el de mayor frecuencia y el del P50,
además la desviación estándar es relativamente baja, por lo que el riesgo es de un 31,4%. Estos
resultados se puede observar desde la figura 174 a la 178 y las tablas 80 y 81.
Desembolsos Caso 1 (Base)
0
5000
10000
15000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Años
M$
Total Inversion CAPEX (M$) Total Costos OPEX (M$) Desembolso Total (M$)
Figura 174. Perfil de Desembolsos Capex/Opex. Caso Base
Tabla 80. Indicadores Económicos Caso Base
VP N TIR E .I T .P Np VP N Des v R ies go VP N VP N VP N VP N VP N
MM$ (% ) M$/M$ Mes MMB ls MM$ S tand % Media > F rec P 10 P 50 P 90
432,3 > 800 0 0 30,6 427,2 134,0 31,4 435,1 400 269,3 427,2 610,9
E v al. E conom. Determinis tica E v al. E conom. P robabilis tica
R es ultados de la F actibilidad E conomica (E v aluac iones E conomicas )
Tabla 81. Reporte Sumario Indicadores Económicos Determinísticos del Caso Base
Para hacer un análisis de sensibilidad, se realizaron el diagrama de tornado y araña, tal como se
muestra en la figura 175 y 176. Este permitió determinar la variable que influye más en el VPN y la
de menor influencia. Las variables utilizadas fueron la, costo del barril, la producción y costos
operacionales. La variable con más influencia fue la del costo del barril y la de menor influencia fue
la de costos operacionales.
Figura 175. Diagrama Tornado Caso Base (Análisis de Sensibilidad del VPN)
Figura 176. Diagrama Araña Caso Base (Análisis de Sensibilidad del VP
Figura 177. Resultados de Evaluación Estocástica Caso Base
A t C a s h A t D is c R a t e 1
M$75K 150K 225K 300K 375K 450K 525K 600K 675K 750K 825K 900K 975K
Fre
qu
en
cy
175
150
125
100
75
50
25
0
0,087
0,079
0,070
0,061
0,052
0,044
0,035
0,026
0,018
0,009
0,000
Pro
ba
bility
A t C a s h A t D is c R a t e 1
M$80K 150K 220K 290K 360K 430K 500K 570K 640K 710K 780K 850K 920K
Pro
ba
bil
ity
100,0
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
Figura 178. Resultados Análisis Probabilístico Montecarlo Caso Base
Como puede observarse, el resultado obtenido en este caso a pesar de no tener incremento en el
factor de recobro, es rentable por las ganancias obtenidas de la venta del crudo producido, ya que con
una tasa de descuento del 10%, se obtiene un VPN positivo, TIR mayor del 800%, TP y EI no tiene,
porque no hay inversión, la variación entre el VPN deteminístico y el probabilístico es mínima (se
realizaron 2000 iteraciones para el calculo probabilístico) por lo que el riesgo es relativamente bajo
apenas un 31,4%. Con respecto a los análisis de sensibilidad de las variables que mas impactan al
proyecto, como lo son el precio del crudo, la tasa de producción de crudo, los costos de operación y
las inversiones, se puede notar que tanto en el diagrama Araña como en el de Tornado, las variables
que mas impactan o influencian al proyecto en este caso, de manera negativa, son la producción de
crudo y el precio de venta; así, si el precio del crudo y la producción de crudo bajan incluso hasta en
un 30%, el VPN sigue manteniéndose positivo, en cuanto a los costos de operación se observa que no
tienen mayor influencia en el proyecto para este caso y que su efecto o impacto se reflejará por
supuesto cuando el costo incremente y los precios del crudo bajen, en este caso así incremente en un
100%, el VPN se mantiene positivo, ahora en el otro punto de vista, la influencia positiva es cuando el
precio del crudo es alto, por supuesto todo proyecto de este tipo, se hace mas rentable cuando esto
sucede y este caso no es la excepción.
Este procedimiento se aplico para cada uno de los casos estudiados, a excepción del caso 5 ya que
no se dispone de los costos de los aditivos químicos y en vista de que el resultado obtenido para este
no fue el que mostro mejor recobro el mismo no se evaluó, dichos resultados se muestran en la
tabla.82.
Tabla 82.Resultados de la evaluación económica de los casos estudiados
En base a los resultados obtenidos el escenario recomendado es el caso 6 con una actividad
de Perforar 10 pozos inyectores de agua verticales, con una tasa de inyección por pozo
restringida a
15,0 MBAPD, un máximo de 100 MBAPD en todo el yacimiento y completarlos en las unidades
5, 6 y 7, perforación de 40 localizaciones verticales y 1 localización horizontal productoras
interespaciadas, obteniendo un Np de 144,9 MMBLS adicionales, con un factor de recobro
adicional de 10,2 %, VPN de 1172,7 MM$, E.I de 17,48 M$/M$, un TIR mayor de 800%, un
riesgo de 43,7 %, en un lapso de 4 años, requiriendo para esta actividad 1 taladro año.
A continuación se detalla la evaluación economiza realizada al caso seleccionado como optimo
para el desarrollo del plan de explotación, Caso 6_ 10 pozos iny. tasa restringida a 15 M
BAD-total 100 MBAPD.
Casos Estudiados NP (MMBLS)FR Sec
(%)
VPN
DETERM
(M$)
TIR (%)
Caso 1 BASE 357,9 32 437,55 > 800
Caso 2A 368,7 33,1 40,635 > 800
Caso 2B 390,4 35 128,488 > 800
Caso 3 417,7 37,5 405,5 > 800
Caso 4GL 483,7 43,4 1319,686 > 800
Caso 4BOMBA 483,7 41 1228,596 > 800
Caso 6_7 inyectores cñ Selectivo 80 BAPD 469,6 10,0 1322,5 > 800
Caso 6_ 7 inyectores cñ Selectivo 85 BAPD 470,4 10,0 1324,8 > 800
Caso 6_7 inyectores cñ Selectivo 90 BAPD 470,9 10,1 1343,8 > 800
Caso 6_ 7 inyectores cñ Selectivo 95 BAPD 471,3 10,1 1350,4 > 800
Caso6_ 7 inyectores cñ Selectivo 100 BAPD 471,5 10,2 1354,3 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ selectivo 80 BAPD 468,0 9,9 1287,2 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ selectivos 85 BAPD 469,2 10,0 1303,3 > 800
Caso 6_ 10 inyectores cñ selectivos 90 BAPD 470,0 10,1 1313,7 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ selectivos 95 BAPD 470,6 10,1 1322,9 > 800
Caso 6_ 10 inyectores cñ selectivos 100 BAPD 471,1 10,1 1330,1 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ total 80 BAPD 470,5 10,1 1292,1 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ total 85 BAPD 472,6 10,3 1314,1 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ total 90 BAPD 473,9 10,4 1332,7 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ total 95 BAPD 474,8 10,5 1346,3 > 800
Caso 6_10 inyectores cñ total 100BAPD 475,6 10,6 1357,0 > 800
Caso 6_ 10 iny. cñ total restringido 80 BAPD 467,2 9,8 1158,6 > 800
Caso 6_ 10 iny. cñ total restringido 85 BAPD 469,3 10,0 1175,2 > 800
Caso 6_10 iny. cñ total restringido 90 BAPD 470,8 10,1 1190,5 > 800
Caso 6_ 10 iny. cñ total restringido 95 BAPD 471,6 10,2 1200,7 > 800
Caso 6_ 10 iny.cñ total restringido
100BAPD472,2 10,2 1206,9 > 800
6.5. Aspectos económicos caso 6
En este caso se observa un incremento del factor de recobro del 10.2% adicional, lo que
representa unas reservas a recuperar de 144.9 MMBN en 20 años.
Con respecto a la Evaluación Económica de este caso, se realizaron corridas probabilísticas y
estocásticas, usando el software Peep-Merak, el caso esta identificado en el software como
Caso Bach-18 10_INY_4_E. En cuanto a las premisas para la evaluación, de acuerdo a los
resultados de la simulación, se consideró para este caso, el perfil de producción de crudo a 20
años y el perfil de inyección de agua, por la perforación de 10 pozos inyectores de agua y la
perforación de 41 pozos productores de crudo. Se utilizaron los lineamientos corporativos para
Evaluaciones Económicas de Proyectos de Capital LEEPIC-2010 para el perfil de precios del
crudo, gas, etc, el perfil de precios utilizado corresponde al crudo Bachaquero Pesado, obtenido
de las normativas Leepic, al igual que todos los parámetros para realizar la evaluación
económica, como regalías, impuestos, etc.
El resultado obtenido de las evaluaciones económicas corridas fue el siguiente: en cuanto a valores de EI es del 17,5 $M/$M, el TP es muy bajo, menor a un mes, por eso en el cuadro resumen se ve reflejado como cero, en lo referente al TIR, el valor esta por encima de 800%, en cuanto al valor del VPN, se observa que tanto desde el punto de vista determínistico como probabilístico (estocástico), tienen valores cercanos, el VPN medio, el del P50 y el determinístico, no así el de mayor frecuencia que se aleja un poco de estos valores, además la desviación estándar es relativamente baja, por lo que el riesgo es de 43,7%, menor al 50%, por lo que puede considerarse de bajo a mediano riesgo.
A continuación se presenta los resultados de la evaluación económica deterministica desde la
figura 179 a la 183 y las tablas 83,84 y 85.
Figura 179. Perfil de desembolsos
Tabla 83. Reporte Sumario Indicadores Económicos Determinísticos del Caso seleccionado.
Desembolsos Caso Restringido 10 pzos (cñ total) E
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Años
M$
Total Inversion CAPEX (M$) Total Costos OPEX (M$) Desembolso Total (M$)
33,5233,52(M$/MSTB)CP - Costos de producción
0,820,82(M$/MSTB)CI - Costos de la inversión
55,8917,48M$/M$EI - Eficiencia de la inversión
69.035,0069.035,00M$ID - Inversión descontada
78,2822,25(M$/MSTB)GPB - Ganancias por barril
0,000,00(Meses)TP - Tiempo de pago
0,002,19M$/M$PI - Índice de ganancias
3,741,27M$/M$IR - Índice de rentabilidad
800,00800,00(%)TIR - Tasa interna de retorno
4.140.228,001.206.889,00M$VPN - Valor presente neto
NaciónPDVSA
Indicadores PDVSA
33,5233,52(M$/MSTB)CP - Costos de producción
0,820,82(M$/MSTB)CI - Costos de la inversión
55,8917,48M$/M$EI - Eficiencia de la inversión
69.035,0069.035,00M$ID - Inversión descontada
78,2822,25(M$/MSTB)GPB - Ganancias por barril
0,000,00(Meses)TP - Tiempo de pago
0,002,19M$/M$PI - Índice de ganancias
3,741,27M$/M$IR - Índice de rentabilidad
800,00800,00(%)TIR - Tasa interna de retorno
4.140.228,001.206.889,00M$VPN - Valor presente neto
NaciónPDVSA
Indicadores PDVSA
Tabla 84. Reporte Flujo de Caja del caso seleccionado
Figura 180. Gráfico Flujo de Caja del caso seleccionado
3.327.569,003.327.568,005.053.851,0011.708.988,00123.040,005.014.141,0016.846.168,000,000,0016.846.168,00Total
100.467,0092.922,00322.889,00516.278,000,00560.020,001.076.297,000,000,001.076.297,002030(12)
113.124,00105.264,00324.920,00543.308,000,00539.759,001.083.067,000,000,001.083.067,002029(12)
166.884,00158.672,00328.314,00653.869,000,00440.511,001.094.381,000,000,001.094.381,002028(12)
164.260,00155.745,00327.545,00647.551,000,00444.267,001.091.818,000,000,001.091.818,002027(12)
204.847,00196.007,00327.564,00728.418,000,00363.462,001.091.880,000,000,001.091.880,002026(12)
206.602,00197.480,00325.223,00729.305,000,00354.772,001.084.077,000,000,001.084.077,002025(12)
241.115,00231.643,00327.494,00800.252,000,00291.396,001.091.648,000,000,001.091.648,002024(12)
244.186,00234.389,00328.652,00807.227,000,00288.281,001.095.508,000,000,001.095.508,002023(12)
253.322,00248.617,00329.335,00831.274,005.218,00261.293,001.097.785,000,000,001.097.785,002022(12)
232.532,00239.612,00327.769,00799.913,0015.938,00276.712,001.092.564,000,000,001.092.564,002021(12)
258.961,00251.256,00322.780,00832.997,000,00242.938,001.075.935,000,000,001.075.935,002020(12)
254.703,00247.066,00312.183,00813.952,000,00226.659,001.040.611,000,000,001.040.611,002019(12)
252.697,00246.878,00298.952,00798.527,001.744,00196.237,00996.508,000,000,00996.508,002018(12)
203.692,00220.497,00270.160,00694.349,0022.977,00183.207,00900.533,000,000,00900.533,002017(12)
152.017,00171.202,00207.465,00530.684,0022.791,00138.076,00691.551,000,000,00691.551,002016(12)
95.956,00117.062,00142.320,00355.338,0022.791,0096.272,00474.401,000,000,00474.401,002015(12)
45.891,0068.273,0077.800,00191.964,0022.860,0044.509,00259.333,000,000,00259.333,002014(12)
40.647,0049.318,0052.925,00142.890,008.721,0024.806,00176.417,000,000,00176.417,002013(12)
49.017,0049.017,0050.367,00148.402,000,0019.488,00167.890,000,000,00167.890,002012(12)
46.650,0046.650,0049.190,00142.490,000,0021.476,00163.966,000,000,00163.966,002011(12)
M$M$M$M$M$M$M$M$M$M$
Flujode caja
(PDVSA)ISLRRegalíastotales
Flujode caja
(Nación)Inversión
capital
Totalgastos
operativ.
Ingresos
totales
derivados
de gaspor gas
petróleoDate
3.327.569,003.327.568,005.053.851,0011.708.988,00123.040,005.014.141,0016.846.168,000,000,0016.846.168,00Total
100.467,0092.922,00322.889,00516.278,000,00560.020,001.076.297,000,000,001.076.297,002030(12)
113.124,00105.264,00324.920,00543.308,000,00539.759,001.083.067,000,000,001.083.067,002029(12)
166.884,00158.672,00328.314,00653.869,000,00440.511,001.094.381,000,000,001.094.381,002028(12)
164.260,00155.745,00327.545,00647.551,000,00444.267,001.091.818,000,000,001.091.818,002027(12)
204.847,00196.007,00327.564,00728.418,000,00363.462,001.091.880,000,000,001.091.880,002026(12)
206.602,00197.480,00325.223,00729.305,000,00354.772,001.084.077,000,000,001.084.077,002025(12)
241.115,00231.643,00327.494,00800.252,000,00291.396,001.091.648,000,000,001.091.648,002024(12)
244.186,00234.389,00328.652,00807.227,000,00288.281,001.095.508,000,000,001.095.508,002023(12)
253.322,00248.617,00329.335,00831.274,005.218,00261.293,001.097.785,000,000,001.097.785,002022(12)
232.532,00239.612,00327.769,00799.913,0015.938,00276.712,001.092.564,000,000,001.092.564,002021(12)
258.961,00251.256,00322.780,00832.997,000,00242.938,001.075.935,000,000,001.075.935,002020(12)
254.703,00247.066,00312.183,00813.952,000,00226.659,001.040.611,000,000,001.040.611,002019(12)
252.697,00246.878,00298.952,00798.527,001.744,00196.237,00996.508,000,000,00996.508,002018(12)
203.692,00220.497,00270.160,00694.349,0022.977,00183.207,00900.533,000,000,00900.533,002017(12)
152.017,00171.202,00207.465,00530.684,0022.791,00138.076,00691.551,000,000,00691.551,002016(12)
95.956,00117.062,00142.320,00355.338,0022.791,0096.272,00474.401,000,000,00474.401,002015(12)
45.891,0068.273,0077.800,00191.964,0022.860,0044.509,00259.333,000,000,00259.333,002014(12)
40.647,0049.318,0052.925,00142.890,008.721,0024.806,00176.417,000,000,00176.417,002013(12)
49.017,0049.017,0050.367,00148.402,000,0019.488,00167.890,000,000,00167.890,002012(12)
46.650,0046.650,0049.190,00142.490,000,0021.476,00163.966,000,000,00163.966,002011(12)
M$M$M$M$M$M$M$M$M$M$
Flujode caja
(PDVSA)ISLRRegalíastotales
Flujode caja
(Nación)Inversión
capital
Totalgastos
operativ.
Ingresos
totales
derivados
de gaspor gas
petróleoDate
Figura 181. Diagrama de Araña
Figura 182. Diagrama de tornado
Figura 183. Evaluación Estocásticas y de riesgo: Monte Carlo
Tabla 85. Indicadores económicos probabilísticos
Con respecto al análisis de sensibilidad de las variables que más impactan o influencian de manera
negativa en este caso, son el precio del crudo, los costos de operación y la producción del crudo,
cuando el precio del crudo baja y los costos se incrementan, el VPN baja significativamente sin
embargo aun bajando hasta en un 30% el precio y la producción del crudo e incrementándose los
costos asta un 80%, el VPN sigue manteniéndose positivo, lo que le da un margen de holgura en el
caso.
A t C a s h A t D is c R a t e 1
M$0K 350K 700K 1050K 1400K 1750K 2100K 2450K 2800K 3150K
Pro
ba
bil
ity
100,0
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
3340508,62Maximum value
22085,24Minimum value
0,42Variability
11461,14Mean Std.Error
0,16Kurtosis
0,46Skewness
2,62715E+11Variance
465164,9Semi-Std.Deviation
0,01%512557,6Standard Deviation
0,00%1887904,71P90
1172705,86P50
0,00%593151,59P10
0,02%1219018,06Mean
2000# Iterations
ConvergenceValueParameter
3340508,62Maximum value
22085,24Minimum value
0,42Variability
11461,14Mean Std.Error
0,16Kurtosis
0,46Skewness
2,62715E+11Variance
465164,9Semi-Std.Deviation
0,01%512557,6Standard Deviation
0,00%1887904,71P90
1172705,86P50
0,00%593151,59P10
0,02%1219018,06Mean
2000# Iterations
ConvergenceValueParameter
6.6. Definición del plan de explotación Una vez establecido el escenario óptimo para el desarrollo de proyecto se plantea
el siguiente esquema de explotación que se muestra en las tabla 6.21 y la
secuencia de taladro recomendada en la tabla 6.22.
Tabla 86. Visualización del plan por actividad
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2017
P erf P rod Vert 0 0 0 10 10 11 16 9
P erf P rod Horiz 0 0 0 0 0 0 1 1
R aR c P rod 5 5 5 5 0 0 0 0
P erf Iny Vert 0 0 2 2 2 1 0 0
R aR c Iny 0 0 0 0 0 0 0 0C onv P rod a Iny 0 0 0 0 0 0 0 0
Ac tividad F ija
Tabla 87. Secuencia de taladro recomendada para el escenario selección
U7 U6 U5 U4
1 01-Nov-13 I-2 259.915 1.087.072 X X X
2 01-Dic-13 I-7 260.109 1.087.291 X X X
3 01-Ene-14 L-01 258.450 1.089.202 250 X X X
4 01-Feb-14 L-03 259.209 1.088.754 300 X X X
5 01-Mar-14 L-06_East 259.963 1.088.258 400 X X X
6 01-Abr-14 L-42 261.467 1.087.979 300 X X
7 01-May-14 L-43_East 261.426 1.087.729 600 X X
8 01-Jun-14 L-14 258.638 1.088.200 350 X X X X
9 01-Jul-14 L-22 259.280 1.087.713 400 X X X X
10 01-Ago-14 L-28 259.327 1.087.396 450 X X X
11 01-Sep-14 L-25_East 260.519 1.087.538 600 X X X
12 01-Oct-14 L-49 258.613 1.087.045 450 X X
13 01-Nov-14 I-1 259.688 1.086.900 X X X
14 01-Dic-14 I-9 260.389 1.087.127 X X X
15 01-Ene-15 L-29 258.928 1.087.371 450 X X X X
16 01-Feb-15 L-36 258.955 1.086.964 450 X X X
17 01-Mar-15 L-48 258.433 1.087.289 400 X X
18 01-Abr-15 L-07_East 260.331 1.088.092 550 X X X
19 01-May-15 L-08_East 260.847 1.087.921 450 X X X
20 01-Jun-15 L-09_East 261.170 1.087.976 600 X X X
21 01-Jul-15 L-39_East 260.804 1.087.544 600 X X X
22 01-Ago-15 L-41_East 260.820 1.087.399 600 X X X
23 HorPro-1 258.143 1.088.424 400 X
23 HorPro-1 PE 258.371 1.088.382
23 HorPro-1 PT 258.639 1.088.345
23 Cota Nav. -5420
23 Long. Hor. 900 pies
24 01-Oct-15 L-45 261.561 1.087.372 300 X X
25 01-Nov-15 I-4 259.411 1.086.743 X X X
26 01-Dic-15 I-3 258.938 1.086.653 X X X
27 01-Ene-16 L-24 259.438 1.087.636 250 X X X
28 01-Feb-16 L-18 259.848 1.087.975 500 X X X
29 01-Mar-16 L-40 260.617 1.087.330 300 X X X
30 01-Abr-16 L-46 258.109 1.088.120 300 X X X
31 01-May-16 L-47 261.532 1.087.839 300 X X
32 01-Jun-16 L-13 258.766 1.088.423 350 X X X X
33 01-Jul-16 L-20 258.468 1.088.073 450 X X X X
34 01-Ago-16 L-23 259.743 1.087.712 550 X X X X
35 01-Sep-16 L-32 259.507 1.087.148 600 X X X
36 01-Oct-16 L-05 258.878 1.088.710 350 X X X
37 01-Nov-16 L-52 259.708 1.088.197 530 X X
38 01-Nov-16 I-6 260.953 1.087.379 X X X
39 01-Dic-16 I-5 258.497 1.086.785 X X X
40 01-Ene-17 L-02 258.597 1.089.144 350 X X X
41 01-Feb-17 L-04 259.041 1.088.639 250 X X X
42 01-Mar-17 L-15 258.792 1.088.149 250 X X X
43 01-Abr-17 L-21 258.985 1.087.878 250 X X X X
44 01-May-17 L-27 259.465 1.087.477 280 X X X
45 01-Jun-17 L-34 258.252 1.088.024 180 X X X
46 01-Jul-17 L-37 261.316 1.088.008 300 X X
47 01-Ago-17 L-50 258.247 1.088.887 250 X X
48 01-Sep-17 L-51 259.500 1.088.468 250 X X
49 HorPro-2 258.115 1.088.656 600 X
49 HorPro-2 PE 258.340 1.088.652
49 HorPro-2 PT 258.613 1.088.639
Cota Nav. -5420
Long. Hor. 900 Pies
50 02-Oct-17 I-10 260.139 1.087.566 X X X
51 03-Oct-17 I-8 261.660 1.087.240 X X X
ObjetivoPotencial
(BPD)Coord YCoord XSecuencia
01-Sep-15
01-Oct-17
PozoFecha
A continuación en la tabla 6.23 muestra las tasas de inyección por pozo y las
unidades geológicas en las que se llevará a cabo el proceso de inyección y en
la tabla 6.24 se puede observar los perfiles de producción e inyección en base al
escenario optimo.
Tabla 88. Tasas de inyección y unidades geológicas a inyectar
POZO TASAS MAXIMAS
BAPD*
UNIDADES
INYECCION
I-1 15000 U5, U6, U7
I-2 15000 U5, U6, U7
I-3 15000 U5, U6, U7
I-4 15000 U5, U6, U7
I-5 12500 U5, U6, U7
I-6 12000 U5, U6, U7
I-7 15000 U5, U6, U7
I-8 7000 U5, U6, U7
I-9 15000 U5, U6, U7
I-10 10500 U5, U6, U7
Tabla 89. Tabulación de los perfiles de producción e inyección.
GP NP WP WI Np Anual Wp Anual Gp Anual Wi Anual
(MMFt3) (MMBls) (MMBls) (MMBls) (MMBls) (MMBls) (MMFt3) (MMBls)
01/01/2010 166.589,05 376,37 129,12 387,17
01/01/2011 167.992,46 378,62 130,38 387,17 2,250 1,252 1403,404 0,000
01/01/2012 169.423,91 380,83 131,64 387,17 2,219 1,262 1431,454 0,000
01/01/2013 171.004,64 383,00 132,90 387,17 2,168 1,263 1580,728 0,000
01/01/2014 172.852,45 385,18 134,18 388,39 2,178 1,279 1847,804 1,226
01/01/2015 175.198,34 388,36 135,79 399,97 3,177 1,608 2345,894 11,575
01/01/2016 177.071,47 393,83 138,45 423,25 5,474 2,664 1873,134 23,280
01/01/2017 179.171,95 401,44 142,92 456,80 7,605 4,467 2100,478 33,550
01/01/2018 181.604,50 410,84 149,73 493,30 9,405 6,811 2432,549 36,500
01/01/2019 184.054,19 420,78 158,55 529,80 9,936 8,819 2449,687 36,500
01/01/2020 186.516,11 430,81 168,96 566,30 10,032 10,406 2461,925 36,500
01/01/2021 188.987,11 440,93 181,01 602,90 10,118 12,057 2471,002 36,600
01/01/2022 191.449,78 451,00 194,62 637,81 10,070 13,609 2462,663 34,908
01/01/2023 193.876,28 460,85 209,37 668,30 9,857 14,752 2426,503 30,491
01/01/2024 196.252,78 470,43 225,12 696,83 9,575 15,748 2376,499 28,528
01/01/2025 198.568,87 479,68 241,42 724,45 9,252 16,303 2316,091 27,629
01/01/2026 200.820,05 488,60 258,26 751,62 8,915 16,832 2251,178 27,163
01/01/2027 203.020,45 497,24 275,84 778,89 8,639 17,583 2200,404 27,269
01/01/2028 205.158,47 505,55 293,47 805,90 8,319 17,629 2138,014 27,014
01/01/2029 207.238,20 513,57 311,18 832,66 8,020 17,714 2079,736 26,761
01/01/2030 209.247,68 521,25 328,80 858,98 7,675 17,619 2009,481 26,322
01/01/2031 211.196,66 528,62 346,23 884,81 7,370 17,436 1948,975 25,824
01/01/2032 213.087,54 535,69 363,66 910,27 7,074 17,430 1890,877 25,460
DATE
Caso 6_10 Pozos Iny Cañ Comp (15MBAD7Pozo), tasa de Iny de 100000 BAPD
CONCLUSIONES
Se logró un cotejo satisfactorio de la energía y fluidos producidos. El POES del modelo
geoestadistico para el Yacimiento Bach 18, en el orden de los 1116 MMBLS, resulta
representativo en términos del modelo dinámico.
Después del análisis detallado de ingeniería de yacimientos, existe prospectividad de
desarrollo en las sub unidades U7, U6, y hacia el tope de U5. Debido al marco energético
actual, el esquema de desarrollo del yacimiento debe ser dividido en 2, uno para U7 y otro
conjunto para U6.
Es imperante aumentar los volúmenes inyectados de agua en la sub unidad U7, con el
objetivo de incrementar el régimen de presión y disminuir la cantidad de gas libre en el
medio poroso.
Se hace imprescindible la apertura de pozos en U6 y U5 a corto plazo, mediante la
reparación de los pozos que actualmente se encuentran inactivos para los casos que sea
posible operacionalmente, o perforación de pozos gemelos si aplica, ya que si esto no se
lleva a cabo por más optimizado y eficiente que sea el proyecto de recuperación mejorada,
no se podrán drenar las reservas que aún existen en el yacimiento.
Se presenta una prospectividad importante de incremento de producción en el yacimiento,
plasmada en el caso 6, incluyendo la perforación de pozos interespaciados (infill drilling),
en las arenas U6 y U5, manteniendo la inyección de agua en las unidades U7, U6 y el tope
de U5.
Al hacer sensibilidades a la tasa total de inyección en el campo se pudo corroborar que la
tasa máxima de inyección es de aprox. 100 MBAPD promedio, requiriendo el yacimiento
puntualmente (2 o 3 meses) hasta 150MBA, lo que no es económicamente rentable
considerar la construcción de otra planta de inyección adicional para subutilizarla.
Debido a las restricciones del yacimiento, se requiere utilizar una presión de acotamiento
de aprox. 1800 lppc, por lo que limita la tasa de inyección en el cabezal del pozo a 15
MBPD, razón por la cual hubo que restringir el pozo inyector en el modelo de simulación a
dicha tasa máxima y a 3000 lppc de presión de fondo.
El escenario recomendado es el caso 6 con una actividad de Perforar 10 pozos inyectores
de agua verticales, con una tasa de inyección por pozo restringida a 15.0 MBAPD, un
máximo de 100 MBAPD en todo el yacimiento y completarlos en las unidades 5, 6 y 7,
perforación de 40 localizaciones verticales y 1 localización horizontal productoras
interespaciadas, obteniendo un Np de 144,9 MMBLS adicionales, con un factor de recobro
adicional de 10,2 %, VPN de 1172,7 MM$, E.I de 17,48 M$/M$, un TIR mayor de 800%,
un riesgo de 43,7 %, en un lapso de 4 años, requiriendo para esta actividad 1 taladro año.
Se requiere la instalación de un múltiple de inyección de agua que permita incrementar la
capacidad instalada de inyección a 40 MBAPD en el 2do año del proyecto y una línea
troncal de 8” y 10 Kms de longitud aprox. que suministre los otros 60 MBAPD desde la Pia
BA-2-1 a partir del 3er año del proyecto.
Se requiere la instalación de un múltiple de producción para conectar 26 pozos
nuevos de los 47 recomendados, sin embargo, existe un remanente de 4 localizaciones
con menor potencial que pueden considerarse en un futuro y que no tienen disponibilidad
para su conexión.
RECOMENDACIONES
Realizar la toma de un núcleo en el yacimiento para realizar pruebas especiales
permitiendo actualizar las curvas de permeabilidad relativa en el modelo.
Realizar toma de presión en el área central para definir la presión de las unidades 7 y 6 en
esa área. Al igual que pruebas de crudo que definan presencia de asfáltenos y la presión
de floculación de los mismos en el yacimiento.
Elaborar pruebas de compatibilidad del agua de formación y agua efluentes, para definir la
mezcla de agua del lago y agua efluente en el proyecto en caso que se requiera.
Definir un plan de monitoreo y la selección de pozos observadores para el monitoreo,
control y evaluación futura del proyecto de Inyección de agua.
Mejorar la medición de gas y la distribución entre gas inyectado y gas de formación.
Incrementar el número de MDT y BHP (Amerada)
Realizar un estudio de aguas efluentes, para el yacimiento Bach-18, ya que en caso de
que se requiera utilizar el agua de la PIA 2-2 esta enviara aguas efluentes en mayor
porcentaje, por lo que se requiere determinar cuál será la proporción más optima de agua
efluente y agua del lago, además de definir el tratamiento químico especifico para este
caso
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