Análisis técnico económico de recuperación secundaria por inyección de agua en el campo y de la Amazonía Ecuatoriana

Abstract

Transcurre el tiempo y la cantidad de campos maduros va en aumento, se ha encontrado la solución a la perdida de presión o energía en los reservorios, estos son denominados métodos de recuperación secundaria. La recuperación secundaria en el campo Y tiene como objetivo incrementar la cantidad de petróleo a producir, aumentando la energía en el reservorio y por ende el factor de recobro. El campo Y posee cuatro reservorios productores los cuales se ven afectados por la disminución de presión, es decir no tienen la energía suficiente como para seguir produciendo la cantidad inicial de barriles de petróleo. Este proyecto se enfoca en el reservorio U Inferior el cual aporta con más del 50% de producción total en el campo. Para ello se estableció un proceso de selección y delimitación del área futura a inyectar por medio del modelo de inyección periférica, donde el agua será inyectada desde los flancos del yacimiento hacia el centro de la estructura. En esta inyección intervinieron 4 pozos productores Y-A, Y-B, YC y Y-D, los cuales se verán afectados por la inyección de agua realizada en el pozo inyector Y-E. Las selecciones de los pozos se basaron en la continuidad de la arena productora U Inferior, delimitando así el área de inyección. El análisis de inyección de agua se realizó por medio del método matemático de predicción de BUCKLEY & LEVERETT, el cual se basa en la teoría del desplazamiento de dos fluidos inmiscibles. Si se establece el proyecto, en la primera etapa de inyección se obtendrá una producción de 2 325 116.12 BLS de petróleo en un tiempo de 27 meses con un factor de recobro del 34%. En la etapa de ruptura el frente de agua llegará al pozo productor, empezando así la etapa post-ruptura o etapa subordinada, en la cual se podrá producir 1 333 522.48 en 94 meses con un factor de recobro del 23%. La eficiencia de barrido tendrá contacto con un 68% del área del arreglo, mientras que la eficiencia de desplazamiento vertical tendrá contacto con el 82% con respecto al área vertical del reservorio. La movilidad de los fluidos dentro del espacio poroso será de 1.46, es decir el agua se mueve con mayor facilidad que el petróleo. La etapa inicial contará con una supuesta inversión de 15 505 720 USD para adecuar el sistema de inyección, obteniendo una tasa interna de retorno del 166% anual. La etapa subordinada contará con una supuesta inversión de 2 225 481 USD, la cual se recuperará al tercer mes. La etapa subordinada será rentable únicamente el primer año, estableciendo así la posible implementación del proyecto en toda la primera etapa y solo en el primer año de la etapa subordinada