Descripcion de Los CA,Mpos Ecuatorianos

ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

FACULTAD DE GEOLOGA Y PETRLEOS

PERFORACIN 1

QUINTO SEMESTRE

ING.NGEL USHIA

Victor Alfonso Taipe Defaz

CAMPO SHUSHUFINDIINTRODUCCINShushufindi- Aguarico es la estructura ms grande en el Ecuador y ha entregado al pas por ms de 30 aos la mayor riqueza natural desde los inicios de la explotacin.El campo fuedescubierto en 1969 por el consorcio Texaco- Gulf gracias a la exploracin del pozo Shushufindi 1, la misma que arranco en 4 de Diciembre de 1968, alcanzo una profundidad de 9772 pies y fue completado oficialmente en Enero de 1969.En Abril de ese mismo ao fue descubierto el pozo exploratorio Aguarico-1Ms tarde se comprob que los yacimientos de los campos Shushufindi y Aguarico son continuos es decir conforman una misma estructura.Tenemos que el campo est compuesto POR los yacimientos tambin conocidos como arenas U Y T que son arenas de inters Hidrocarburfero en el Ecuador.En Noviembre de 1984 se implemento un proyecto de recuperacin secundaria mediante la inyeccin de agua a los Yacimiento U y T con 11 pozos inyectores ubicados en la periferia de Oeste a fin de mantener la presin e incrementar la recuperacin final del petrleo.El proyecto de inyeccin de agua no tuvo el efecto esperado en el mantenimiento de la presin, las tasas de produccin de fluido se incrementan sin que la presin disminuya visiblemente, desmostando que la accin efectiva y dinmica de los acuferos y el insignificante efecto de la inyeccin de agua, por esta razn en 1999 se suspendi la inyeccin de agua y as ha permanecido hasta entoncesUBICACINCampo: Shushufindi-AguaricoLocalizacin:Se localiza en la provincia de SucumbiosCampos con que limita: Norte:Campo Libertador Sur:CampoLimoncocha Oeste:Campo Sacha Este:Limita con una falla inversa de la subcuencacretsica NapoCOORDENADAS GEOGRAFICASGeogrficamente el campo shushufindi Aguarico se extiende desde los 0000 00 de latitud Sur a 00 19 32de latitud Sur y desde los 76 35 58 hasta los 76 42 26 de longitud Oeste.Extensin:43200acresUBICACIN DE CAMPO SHUSHUFINDI

DESCRIPCIN BASICA DEL CAMPO EN SU DESCUBRIMIENTOTIPO DE CUENCA

UBICACINCUENCA ORIENTE

POES (MMBARRILES)3500

RESERVAS ORIGINALES (MMBARRILES)1,589.25

GRADOS API29 (crudo mediano)

TIPOS DE YACIMIENTOSSubsaturados

TIPO DE ACUIFEROEmpuje lateral de agua

PRESION INICIAL(psi)Arena U3867

Arena T4050

Desenso anual de la Presion(psi)60

PROFUNDIDAD(pies)9772

INFORMACIN GEOLGICA1. GEOLOGA ESTRUCTURALEste campo corresponde a un anticlinal asimtrico que tiene una orientacin Norte.Sur, la estructura tiene una longitud de 30km en direccin Este-Oeste con cierre vertical de 370 pies correspondiente a una area de 43200acres.Los yacimientos U y T del Campo Shushufindi-Aguarico estn definidos como anticlinales de orientacin Norte-Sur, limitados por el flanco Este por fallas no completamente sellantes y en las otras direcciones por acuferos laterales que se extienden regionalmente.El modelo estructural del sistema de fallas permite determinar la comunicacin de los fluidos entre los diferentes estratos porosos y permeables U y T.Este sistema de fallas constituye una va de comunicacin de los fluidos.Los resultados obtenidos de la ltima interpretacin ssmica indican un nuevo sistema de fallamiento asociado con la falla principal del campo, el mismo que es de origen tectnico y parece haber actuado hasta la poca geolgica en que se deposito la caliza A.2. GEOLOGA ESTRATIGRAFICALa mayora del petrleo conocido a la fecha en la Cuenca Oriente proviene de reservorios del Cretcico ; Los reservorios U y T tienen analogas con reservorios formados a latitudes similares con sedimentaciones semejantes como el medio Oriente , Oeste de Africa y en varias otras localidades.La produccin de hidrocarburos en la cuenca Oriente del Ecuador, en general esta asociada a depsitos del Cretcico inferior a Medio como es el caso de las formaciones Hollin y Napo(arenisca T,U y M-1) y depsitos del Cretcico superior como los son las Areniscas Basal Y Tena.

Ubicacin del Reservorio: Se encuentra en la era del Mesozoico Edad: Cretcico medio

La arena Basal Tena est separada de U-superior por aproximadamente 600 pies de lutitas(rocas sello no reservorio) y la caliza A en su Base.Inmediatamente por debajo de U-superior esta la unidad de arena U inferior, la cual esta separada de T- superior por una secuencia de lutitas y la caliza B en su base.La caliza B marca el fin del ciclo de depositacin de los sedimentos . De igual manera, la Caliza A marca el fin del ciclo de sedimentacin de U. Ambas calizas son el resultado de depositacin durante periodos de mxima subida del nivel del mar.Columna estratigrfica del Campo Shushufindi-Aguarico

Fuente: Departamento de Petroproduccin

En este campo se tiene como reservorios principales a U inferior y T inferior y como secundarios U superior, Tsuperior y Basal Tena.Se debe tomar en cuenta que la clasificacin se la realiz desde el punto de vista de produccin del petrleo.La formacin Hollin no es productiva en Shushufindi-Aguarico; sin embargo enel pozo exploratorio Condorazo SE-01perforado en Enero del 2006 dio resultados positivos para la formacin Hollin superior (profundidad total 10,340 TVD)

2.1Formacion Tena 2.1.1 Basal TenaBasal Tena es un reservorio que aparece en ciertas reas del campo con espesores que varan entre 1 a 22 pies.En el sector Sur- Oeste el espesor de dicho reservorio se adelgaza considerablemente pero en Aguarico (Norte) parece mejorar Notablemente.Este reservorio contiene una cantidad importante de petrleo en sitio.Uno de los problemas ms serios de este reservorio es que presenta una estructura grano decreciente .Mapa estructural en profundidad de la base Basal Tena

Fuente:Departamento de Yacimientos Petroproduccin2.2Formacion NapoLos yacimientos U y T son similares tanto en origen como en constitucin y estn conformados por areniscas de grano fino;son regionalmente continuos pero tienen barrearas de permeabilidad tanto longitudinales como transversales que dividen al campo en pequeos subcampos.

2.2.1Arenisca UEn la ssmica, la arenisca U presenta una mejor definicin la cual hace posible interpretar su distribucin sobre la mayor parte del campo.La arenisca T no presenta una buena respuesta ssmica.

Caractersticas de la Arenisca UArea inicial saturada(acre)36.376

Gravedad API

24-31

16-20(pozos localizados al Sur)

Porosidad promedio (%)17

Swi (%)15

Salinidad (ppm)40000-60000

Dentro de la Arenisca U tenemos:UsuperiorEsta arenisca se conoce como el nombre de G2 y es un reservorio secundario. El intervalo total U superior se distribuye y mantiene un espesor constante sobre todo el campo, la U superior comprende el intervalo desde la base de la caliza A como tope.Hasta la Base que corresponde al tope del reservorio U inferior.Es un reservorio formado como resultado de procesos de depositacin en diferentes ambientes geolgicos, los sedimentos contienen glauconita y pirita diseminada los cuales son minerales conductivos y por ende disminuyen de manera significativa la resistividad de los registros elctricos. Por lo cual existe la posibilidad que este reservorio contenga petrleo en zonas de baja resistividad.U inferiorSe ha determinado que esta arenisca est presente en el subsuelo de todo el campo.Sin embargo, de igual manera que la arenisca T-inferior, existen importantes diferencias en cuanto a la calidad de reservorio en trminos de caractersticas petrofsicas, facies y consecuentemente como unidades de flujo.

Mapa estructural en profundidad de U superior Mapa estructural en profundidad de U inferior

Fuente:Departamento de Yacimientos Petroproduccin2.2.2 Arenisca TLas areniscas T en todos los registros de pozos analizados en el campo Shushufindi-Aguarico, descansan directamente sobre las calizas y lutitas de la Formacin Napo Basal, Grupo Napo.Area inicial saturada(acre)38.415

Gravedad API

28-32

16-20(pozos localizados al Sur)

Porosidad promedio (%)17

Swi (%)15

Salinidad (ppm)15000-25000

En estas areniscas la permeabilidad es muy alta las arenas son: limpias potentes y continuas,y los fluidos tienen viscosidad baja, la zona con mejores valores de permeabilidad y porosidad se ubica generalmente a la base de la arenisca.

T superiorEs un reservorio con distribucin generalmente constante y uniforme sobre todo el campo.Este reservorio productivamente es secundario.La permeabilidad es tambin muy inferior en relacin a T-inferior en valores por debajo a los 1000 milidarcies en la mayor parte de los pozos.T inferiorLas correlaciones estratigrficas obtenidas de los registros de los pozos muestran claramente la continuidad del reservorio T-inferior en el subsuelo de Shushufindi-Aguarico, en direccin Sur- Norte y en direccin Oeste-Este.ESPESORES TOTALES DE LOS RESERVORIOSRESERVORIOEspesor (pies)

U-superior60-140

U-inferior10-100

T-superior60-145

T-inferior30-110

Fuente:Departamento de Yacimientos de PetroproduccinPRINCIPALES PARMETROS DE LOS YACIMIENTOS U Y T DEL CAMPO SHUSHUFINDIDESCRIPCINSHUSHUFINDIAGUARICOSSF+AGUA

Area12024144

EstructuraAnticlinalAnticlinalAnticlinal

Tipo de depsitoMarinoMarinoMarino

AcuiferoLateralLateralLateral

Tipo de rocaAreniscaAreniscaArenisca

Fuente:Departamento de Yacimientos de Petroproduccin

Mapa estructural en profundidad de T superior Mapa estructural en profundidad de T inferior

Fuente:Departamento de Yacimientos PetroproduccinTOPES Y BASESLa divisin en los reservorios U-Inferior y T-inferior antes mencionadas, se ha basado tradicionalmente en los criterios litoestratigrficos y hasta cierto punto de produccin.Las principales herramientas utilizadas para la divisin de reservorios en el subsuelo son los registros elctricos, la ssmica y los ncleos.FORMA GENERAL DE LA BASE DE LOS TOPES DE LOS YACIMIENTOS BU,U Y TARENATOPE (PIES)BASE(PIES)

BT80138238

U88449076

T91009246

CARACTERIZACIN DE LOS RESERVORIOSPropiedades de los Fluidos producidos.Los fluidos encontrados en los yacimientos petrolferos son esencialmente mezclas complejas de hidrocarburos que contienen impurezas como nitrgeno, dixido de carbono,y sulfuro de hidrgeno.De esta manera la composicin del petrleo fiscal es completamente diferente a su composicin a condiciones de reservorio; debido principalmente a la liberacin de gas en solucin a medida que la presin disminuye a las condiciones de superficie.Para determinar dicha composicin se realiza un anlisis PVT con muestras obtenidas de las diferentes arenas y determinados pozos.Las propiedades PVT juegan un papel muy importante en la conducta de flujo de los fluidos en los reservorios de petrleo: por lo tanto es esencial asegurar la calidad de los datos adquiridos en el laboratorio.Anlisis PVT disponibles para el campo Shushufindi

Fuente: Centro de Investigaciones Geolgicas Subgerencia de Exploracin y Desarrollo.Despues de haber realizado los anlisis PVT se pueden obtener las propiedades fsicas de los Fluidos del campo Shushufindi- Aguarico.

PROPIEDADES FSICAS DE LOS FLUIDOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI AGUARICO

DESCRIPCINBTUT

Presin inicial (psi)294038674050

Presin de burbuja(psi)87011701050

Gravedad API2427.331.1

Factor Volumtrico inicial Boi(bls/BF)1.15081.2671.217

Factor Volumetrico final Bob(bls/BF) @T.F.(cp)1.171.2971.247

Viscosidad inicial del Petrleo Uoi4.952.4711.081

Viscosidad del petrleo [email protected].(cp)3.951.9240.7958

Viscosidad de agua @T.F.(cp)0.430.470.46

Temperatura(F)185215218

GOR(PCS/bls)187307384

Densidad (g/cc)0.81030.76630.7402

Salinidad del agua ppm (Cl-)347505501713557

Fuente:Centro de Investigaciones Geolgicas Subgerencia de Exploracin y Desarrollo.

PROPIEDADES DE LAS ROCAS EN EL CAMPO SHUSHUFINDILas propiedades fsicas de las rocas reservorio son aquellas que permiten almacenar y conducir los fluidos.A continuacin se detalla las propiedades fsicas ms importantes.Porosidad().-Es una medida de la capacidad de almacenamiento de los fluidos, y se define como la relacin de los espacios porosos y el volumen total de la rocaSaturacin (S).-Es el volumen total de fluido que se encuentra en el espacio poroso, y se define como la relacin de volumen de fluido presente en la roca y el volumen poroso.Permeabilidad(k).-Se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluido a travs de los poros interconectados.

PROPIEDADES PETROFSICAS PROMEDIAS DEL CAMPO SHUSHUFINDI AGUARICOARENAPROFUNDIDAD (PIES)K(md)() (%)So(%)Sw(%)Vsh(%)

BT8200321.1618.6871.2728.7310.82

U9100310.1718.9618.0621.9416.01

T9300520.6418.0873.0626.9411.98

Fuente:Centro de Investigaciones Geolgicas Subgerencia de Exploracin y Desarrollo.HISTORIAL DE LA PRODUCCIN DE FLUIDOS GENERAL DEL CAMPOEn agosto de 1972 se inicia la produccin de petrleo con 10 pozos a una taza de 10000BPPD que hasta diciembre se incrementa a 70000BPPD con 20 pozos productores; en marzo de 1973 la taza subi a 100000BPPD con 30 pozos productores.En la actualidad la produccin de agua supera a la de petrleo.Los pozos se inundan rpidamente y disminuya la produccin de petrleo, este efecto es provocado por la sobredimensin del sistema de bombeo elctrico sumergible que es el ms usado pues permite producir volmenes altos.HISTORIAL DE PRODUCCION DE FLUIDOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI AGUARICO

FUENTE:Departamento de yacimientos de Petroproduccin

Produccin acumulada del campo Shushufindi Aguarico en el 2008

FECHAAcumulado petrleo BLSACUMULADO AGUA

Diciembre 20081.245792.919489362.919

HISTORIAL DE PRODUCCION DE FLUIDOS DEL CAMPO SHUSHUFINDI AGUARICO

FUENTE:Departamento de yacimientos de Petroproduccin

BIBLIOGRAFIATESISFACULTAD DE GEOLOGA Y PETRLEOSTEMA: OPTIMIZACIN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIN DE LA ESTACIN SHUSHUFINDI CENTRAL PARA LAS ACTUALES CONDICIONES DE OPERACIN DE CAMPO.Direccin de Internet:http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/1719(Dspace repositorio politcnico)Realizado por: Adn Alexander Benavides DelgadoJuan Bebastin Zaldumbide Lpez.Ao: 2009

CAMPO LIBERTADORINTRODUCCIONEl campo libertador fue descubierto el 1980 con la perforacin del pozo exploratorio Secoya W-1.Se trata de un campo gigante conformado por una estructura que abarca varios altos estructurales denominados Shunshuqui,Shuara,Secoya,Parayacu, Pichincha y Carabobo.En 1980 la Corporacin Estatal Petrolera(CEPE) perfor las estructuras:Secoya,Shuara y Shushuqui con los pozos Secoya 1entre enero y febrero, Shuara 1 entre febrero y marzo y Shushuqui 1 entre octubre y noviembre.Las primeras interpretaciones ssimicas mostraban a las tres estructuras antes mencionadas como independientes, pero, interpretaciones posteriores, sustentadas en la informacin aportada por los pozos perforados, as como nuevos datos de velocidades, permitieron elaborar un nuevo modeloestructucturalque integraba en un solo campo las estructuras Shushuqui, Parayacu,Shuara y Secoya.Los campos Secoya ,Shuara,Shushuqui, Pacayacu empezaron su produccin en 1982.En agosto de 1992, alcanzaron su mxima produccin promedio con 56651 BPPD, a partir del cual comenz a declinar.Actualmente tiene una produccin aproximada de 9190BPPD.UBICACINCampo: LibertadorLocalizacin:Se localiza en la provincia de SucumbiosCOORDENADAS GEOGRAFICASGeogrficamente el campo Libertador se encuentra ubicado en la parte centro-noroeste de la cuenca Oriente dentro de la provincia de Sucumbios se extiende desde los 00 04 de latitud Sur a 00 06 Norte y desde los 76 33 00 hasta los 76 36 40 de longitud Oeste.Extensin: 25000acres

UBICACIN DEL CAMPO LIBERTADOR

INFORMACIN GEOLGICALa estructura del campo Libertador tiene forma de cajn con 4 subestructuras alineadas en 2ejes NS.En el eje Oriental se encuentran las estructuras Pacayacu Y Shuaray en la occidental las estructuras Shushuqui y Secoya,las 2 se fusionan hacia el Sur para formar el periclinal Pichincha Carabobo.Tiene una longitud de aproximadamente 21 x 6.5.Su cierre estructural mximo es de 240 pies y corresponde al alto secoya, el alto Shushuqui tiene 180 pies ,Shuara 200 pies y Pacayacu 140 pies.El flanco oriental est limitado por una falla transpresionaldextral acompaada de varias fallas transversales de orientacin NO-SE que afectan las texturas del campo.

CARACTERISTICAS LITOLGICAS DE LOS RESERVORIOS DEL REA LIBERTADOR1.Arenisca U superiorDescribe areniscas cuarzosas con frecuentes bifurcaciones y la presencia de intercalaciones de lutita.A la base se desarrolla una secuencia grano creciente hacia arriba grano-decreciente.2.Arenisca U mediaEs una arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificacin cruzada, ondulada y en partes masiva hacia hacia la base, con delgadas intercalaciones lutceas.Hacia el techo se encuentra bifurcacin.3.Arenisca U inferiorCorresponde a la arenisca cuarzosa, en partes algo miccea, grano decreciente, limpia, masiva y con estratificacin cruzada a la base laminada al techo.4.Arenisca Basal TenaFue depositada rellenando canales erosionados, de tendencia SE y un ancho entre 140 y 250, definidos sobre la base de la informacin ssmica.MAPA ESTRUCTURAL DE PROFUNDIDAD-MARCADOR CALIZA A

FUENTE:GEOLOGA EP-PETROECUADOR

5.Arenisca T SuperiorDefine areniscas cuarzo-glauconitas en bancos mtricos de grano muy fino, masivas onduladas, con bifurcaciones.Tiene importante presencia de cemento calcreo.6.Arenisca T inferiorEs una arenisca cuarzosa en secuencias mtricas grano decreciente de grano grueso a muy fino, con estratificacin cruzada a intercalaciones lutceas.Tiene un importante contenido de glauconita, la misma que aparece ya en la parte media y superior del cuerpo T inferior.CARATERSTICAS LITOLGICAS DE LOS RESERVORIOS RECEPTORES1.HOLLINLa semisecuenciaHollin comprendida entre la base erosionalHollin y el Mximo de Inundacin de la Caliza C, tiene un espesor total de 122(pozo Araza-1)1.1 Hollin inferior.-Arenisca cuarzosa gris-clara,transparente atraslcida en partes blanco lechosa, suelta,hacia arriba moderadamente consolidada, grano medio a grueso, variando hacia arriba de grueso mediano a fino, ocasionalmente muy grueso, los granos son subangulares a subredondeados y la seleccin es regular, cambiando a pobre hacia el techo.Hacia la paret inferior y media contiene algo de matriz caolintica.Se describe hidrocarburo caf claro en forma de pintas.1.2 Hollin superior Caliza C.-Arenisca cuarzosa, con glauconita, calcrea caf-clara,transparente y en menor proporcin translcida, suelta en,partes friable, grano medio a grueso , subangular a subredondeada, regular.Presenta pintas de hidrocarburos de color caf oscuro.Intercaladores de lutita gris oscura a gris, mediante dura, fsil a subfsil, alargada planar,parcialmenteastillosa, con inclusiones de pirita.Ladolita crema, crema moteada con gris-claro, ocasionalmente gris-clara a caf clara, moderadamente dura a dura, en subbloques y bloques con inclusiones de glauconita.2.TIYUYACUPresienta 2 miembros bien definidos denominados Inferior y Superior.El miembro Tiyuyacu Superior est formado por areniscas conglomerticas, dentro de una matriz arcillosa; el miembro Tiyuyacu Inferior est constituido principalmente de conglomerado y en menor proporcin por areniscas con intercalaciones de arcillolitas de color rojo ladrillo. 2.1Conglomerado Basal.- Con cherts de colores mostaza, negro, gris oscuro, amarillo verdoso, gris verdoso, amarillo, verde claro y rojo.Ocacionalmenteest asociado con granos tamao arena de cuarzo blanco amarillento, blanco lechoso, traslcido(matriz) pobremente seleccionado.Arenisca cuarzosa, blanca,traslcida a semitransparente a grano muy fino a fino y mediano a grueso, subangularsubredondeada, con regular seleccin.

2.2 Conglomerado Superior.-Con cherts color mostaza, gris oscuro en fragmentos angulares y granos de cuarzo blanco lechoso, amarillento, traslcido, suelto,grano grueso a muy grueso, angular asubangular con pobre seleccin que forman la matriz.3.ORTEGUAZAYace sobre la formacin Tiyuyaco y se encuentra debajo de los sedimentos continentales fluviales de la formacin Chalcana, esta formacin constituida de una serie marina somera, est compuesta por:Lutita gris clara,grisverdosa,relativamente dura, subfsil, sublaminar.Arenisca cuarzosa blanca transparente a subtransparente, de grano fino a medio, suelta, suangular a subredondeada, regular seleccin.CARACTERSTICAS PETROFSICAS Y PVT DE LAS ARENAS Y DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO LIBERTADORLas propiedades de las arenas y de los fluidos del rea libertador se presentan en la siguiente tabla en la que se puede apreciar que los parmetros petrofsicos promedios, as como los parmetros PVT de los fluidos se encuentran dentro de los siguientes rangos.La porosidad se encuentra en un rango de 10.4 a 19 %,La saturacin del agua se encuentra es un rango de 20 a 50%, el espesor neto de petrleo saturado tiene un rango de 7.5 a 65 pies mientras que la permeabilidad del rea se encuentra en un rango de 10 a 1468 md VARIACIN DE PARMETROS PVTRANGO

PRESIN INICIAL (PSI)3000 a 4150

Temperatura de Reservorio (F)195 a 222

Factor volumtrico de petrleo (PCS/BLS)1.085 a 1.366

GE DEL GAS0.922 A 1.54

MECANISMOS DE PRODUCCIN1.Campos Secoya, Shuara y ShushuquiEl mecanismo de produccin en todos los campos Secoya, Shuara y Shushuqui es el empuje lateral hidrulico.Por lo que: Presin inicial mayor que la presin de burbujaCuando la presin se reduce debido a la produccin de fluidos, se crea un diferencial de presin a travs del contacto agua petrleo.De acuerdo con las leyes bsicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acufero reacciona haciendo que el agua contenida en l, invada al reservorio de petrleo originando intrusin o influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presin sino que permite un desplazamiento inmiscible del petrleo que se encuentra en la parte invadida.

Apreciable expansin del agua del acufero.A medida que se reduce la presin, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extrados del reservorio.El acufero esparte de un sistema artesiano.El agua que rodea al reservorio de petrleo est en contacto con agua proveniente de la superficie dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petrleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:Reservorios por empuje de fondo.-En los cuales la formacin es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de reservorio la conificacin puede convertirse en un gran problema.

Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son: El Hidrocarburo(petrleo o gas) est rodeado por agua Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua ( por lo menos 50md)A medida que el tiempo transcurre la produccin del agua incrementa. En los estudios de anlisis PVT del campo libertador se ha determinado que este campo corresponde a un yacimiento subsaturado.2.CampoAtacapiMecanismo de produccin: Arena T:Acuifero de Fondo Arena U:Empuje Lateral3.CampoTapi y Tetete Arena U:Acuifero de Fondo Arena T:Empujemixto:Expansin volumtrica y empuje lateral.Por lo tanto tenemos un yacimiento subsaturado.

4.Campo Frontera Arena T:Acuifero de Fondo Arena U:Empuje lateralCorresponde a un yacimiento subsaturadoPARMETROS PETROFSICOS Y PVT DE LOS FLUIDOS EN EL CAMPO LIBERTADORCAMPOS

YacimientoParmetros Petrofsicos promedio Parmetros PVT de los Fluidos

()SwhokPiTrBoGORAPI(GAS)

(%)(%)(ft)(md)(psi)(F)(By/BF)Scf/bbl(Aire=1)

ATACAPIUSuperior15.030.01525039422051.338442311.071

UInferior17.035.03550040122081.231326291.088

TSuperior13.042.06550039702091.2535531.41.409

TInferior14.032.06580039702101.214404341.410

FRONTERAUInferior17.624.62564437622201.1222534.21.440

T15.827.12022337772211.1117934.71.430

SECOYA SHUARASHUSHUQUIUSuperior15.038.01411538002121.26333327.01.420

UInferior17.021.03331038002171.26423127.81.220

TSuperior12.042.04010039002201.26540229.91.620

TInferior17.030.04080039002221.26540231.11.430

PICHINCHAUInferior17.027.039192431712351.2362431281.558

T12.046.54340038231801.2626360311.497

TAPITETETEUInferior15.620.01840037502131.1230038.51.540

T13.725.01470038102171.366420291.650

HISTORIAL DE PRODUCCINEn el rea Libertador se hallan los campos:Shuara, Pichincha, secoya,Shushuqui,Atapi,Tapi,Tetete,Frontera,cuentan con 73 pozos en produccin:MECANISMO DE PRODUCCINNMERO DE POZOSBPPD

Bombeo Hidrulico2118430

Bombeo elctrico5070378

Gas Lift288808

Con un BSW promediode 79.24%, es el rea de mayor problemas de manejo de agua en subsuelo en los reservorios como en la infraestructura, existe un total de 186 pozos perforados entre reinyectores y productores.HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL REA LIBERTADORFUENTE:PRODUCCIN EP-PETROECUADOR

BIBLIOGRAFATESISFACULTAD DE GEOLOGA Y PETRLEOSTEMA: ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA DE REINYECCIN DEL AGUA DEL CAMPO LIBERTADORDireccin de Internet:http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/1719(Dspace repositorio politcnico)Realizado por: Rita Guadalupe Jimnez RuizJuan Fernando PaucarCatucuangoAo: 2011

CAMPO SACHA

UBICACIN GEOGRFICAEl campo sacha se encuentra ubicado en el cantn La Joya de los Sachas, de la Provincia Francisco de Orellana, al nororiente de la Regin Oriente ecuatoriana entre las coordenadas: 00 11 00 y 00 24 30 Latitud Sur y 76 4940 a 76 54 16 Longitud Oeste, es uno de los principales bloques petroleros con los que cuenta el Ecuador y con uno de los que aportan con mayor cantidad de produccin de todo el Distrito Amaznico.Tiene un ancho de 4 Km al norte y alrededor de 7 Km al centro y sur, y una longitud aproximada de 33 Km. Cubre una superficie aproximadamente 300 , aportando con un 27 % a la produccin petrolera nacional.Est delimitado al norte con las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista; al sur con los campos Culebra- Yulebra; al este por los campo Mauro Dvalos Cordero y Shushufindi-Aguarico: mientras que al Oeste por los campos Pucuna, Paraso y Huachito. Se encuentra formando parte del tren de estructuras orientadas en sentido Norte-Sur.

DISTANCIA DE REFERENCIA Y VIAS DE COMUNICACINEl campo Sacha se inicia (cuando se viaja desde Lago Agrio) en el Km 45 de la va Lago Agrio- Coca tomando como referencia Lago Agrio.Al campo Sacha se puede llegar va terrestre desde la ciudad de Francisco de Orellana (Coca) por carretera asfaltada (va a Lago Agrio), dentro del campo se tienen vas lastradas para acceder a los pozos y estaciones.CARACTERSTICAS GEOLGICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA.Geolgicamente, el Campo Sacha, se encuentra ubicada al Oeste del eje axial de la cuenca sedimentaria Cretcica Napo. La estructura se encuentra en e4l lado levantado de la falla de tendencia NE-SO, conectndose en el sur con la cuenca Maran y al norte con la cuenca Putumayo, la misma que se encuentra ubicada al este del cinturn andino.

GEOLOGA Y GEOFSICALa diferencia entre los mtodos geolgicos y geofsicos, reside en el hecho de que el gelogo, puede palpar directamente lo que est estudiando (material petro proveniente de la perforacin); mientras que el geofsico estudia las estructuras subterrneas a la distancia (traza ssmicas).Prospeccin PetroleraEn la prospeccin petrolera se hace uso de todos los mtodos de ssmica (refraccin y reflexin de ondas acsticas). Sin embargo, el mtodo de la ssmica de reflexin se ha empleado en mayor proporcin con alrededor de un 95% de incidencia.En los siguientes grficos 1.3 y 1.4 son un ejemplo clsico del tipo de documento llamado seccin ssmica obtenido a travs de este mtodo de prospeccin, como se evidencia en la seccin ssmica SS-2(78-272), en la figura 1.3 bajo la estructura Sacha se desarrollo el anticlinal Sacha Profundo, que pleg los depsitos paleozoicos y trisicos jurasicos de la formacin Sacha.La creacin de la estructura Sacha se puede constatar en la variacin de espesor de las formaciones Napo Superior y Tena entre el Flanco occidental y el alto de la estructura, seccin ssmica PE-92-2200, ver figura 1.4

COLUMNA ESTRATIGRFICA DEL CAMPO SACHA

La produccin de hidrocarburos en la cuenca oriente del Ecuador de manera general est relacionada a la era mesozoica y a los depsitos de la edad del Cretcico inferior a medio (formaciones Holln y Napo), y, de la edad Cretcico superior (formacin Basal Tena).

Se han realizado cuantiosos estudios sobre estratos y sus propiedades, que van desde la superficie hasta las zonas de inters para la cuenca oriental ecuatoriana, los cuales definen el comportamiento estratigrfico del Campo Sacha, por lo cual se ha diseado una columna base y de donde se obtiene informacin como: era y edad geolgica, formacin a la que corresponde, ambiente de depositacin, espesor promedio, litologa, etc. (ver figura 1.7)

DESCRIPCIN LITOLGICA DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORESA continuacin se presenta una descripcin litolgica de los principales yacimientos de inters Hidrocarburifero en forma resumida; el principal yacimiento dentro del campo sacha est constituido por la formacin Holln, siguindole en importancia las formaciones Napo U y Napo T, y finalmente la formacin Basal Tena.

Estratigrafa y Ambiente de Depsito.Las principales arenas productoras del Yacimiento en el campo Sacha son: Holln Napo T Napo U Basal TenaEstos se encuentran a profundidades promedio de 8975, 8765, 8530, 7800 respectivamente. Los yacimientos U y T tienen recuperacin secundaria (Inyeccin de Agua) desde Noviembre de 1986.Estos campos se detallan a continuacin el ambiente de depsito de cada una de las arenas: LITOLOGA DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES

Yacimiento Holln

Yacimiento Arenisca Holln Superior

Corresponde a una arenisca cuarzosa-glauconticas, calcrea, de grano fino a medio, tiene interestratificaciones de Lutitas negras, ligeramente calcreas, duros esquistos estn mezclados en la estratificacin con la arenisca. Usualmente unos pocos estratos delgados de color marrn brilloso, denso, calizas y limos calcreos estn presentes, matriz arcillosa, cemento silcico con inclusiones de glauconita y clorita.

Arenisca cuarzosa parda oscura, gris oscura, gris verdosa, translucida, consolidada, grano muy fino, subredondeada, subangular, buena seleccin, matriz arcillosa, cemento silcico con inclusiones de glauconita y clorita.

Se encuentra intercalada de lentes de caliza y Lutita. El posible ambiente de depsito es del tipo estuarino dominado por mareas.

Casi no hay tanta porosidad y permeabilidad como en la arenisca Holln principal. Los esquistos corresponden casi el 50% de la seccin, son elctricamente resistivas, muestran en, mayor parte densidades generalmente ms altas que las areniscas y no son propensas a derrumbarse.La arena Holln est separada de la Napo T por cerca de 100 ft (30m) de la zona gris oscura a negra, firme mayormente no calcreas, arenas ligeramente propensas a la fisin. Estas arenas, a diferencia de la arena Holln superior frecuentemente sufren derrumbes. Algunas capas de calizas finas son usualmente plegadas en la parte ms alta de la arena, casi en la base de la zona de arena Napo T.

Buena saturacin de hidrocarburos, con un espesor saturado promedio de 25 pies al centro del campo, de porosidad 12 %, saturado de agua 35 %, salinidad 3890 ppm de ClNa y un API de 27.

Este yacimiento hacia la parte norte del campo se presenta en forma estratigrfica, disminuyendo el espesor neto saturado a 5 pies.

Yacimiento Arenisca Holln Inferior

Consiste en una arenisca blanca cuarzosa, consolidada, de grano medio a grueso (fino en menor proporcin), matriz y cemento silicio, inclusiones locales de carbn, mbar, caoln y con ocasionales intercalaciones de niveles limosos y arcillosos.

De edad Cretcica inferior, est constituido por una arenisca cuarzosa, parda oscura clara, consolidada, grano muy fino a medio y muy fino, ocasionalmente grano grueso, subredondeada a subangular, buena seleccin, matriz y cemento silcico, inclusiones locales de carbn, mbar y caoln.

Corresponde a un ambiente de depositacin continental, un ambiente estuarino dominado por mareas, sobre la base de la presencia de los siguientes sub-ambientes y estructuras: canales de marea con canales fluviales asociados, estratificacin cruzada con laminacin lodosa (que indica un ambiente protegido de estuario segn Shanmugan), facies heterolticas inclinadas, con capas dobles de lodo, estratificacin cruzada bidireccional (espina de pescado), dispuestas en secuencias transgresivas.

La depositacin Holln se produjo en varias etapas:

1.- Canales Fluviales menores (corrientes de bajas sinuosidad) y estuario comn dominado por mareas durante el tiempo Holln Inferior.2.- Estuario dominado por mareas bien desarrolladas y ambiente platafrmico durante el Holln Inferior y superior3.- Estuario dominado por mareas inundado durante el Holln superior (encontrando en el ncleo de Holln Superior del pozo sacha 126).4.- Ambiente platafrmico bien desarrollado (o sea completamente inundado), con arenisca glauconticas y lodos durante la fase final de Holln Superior.

Buena saturacin de hidrocarburos, tienen un espesor promedio saturado de 45 a 55 pies, porosidad de 15 %,, saturacin de agua entre 20 y 40 %, y salinidad de 500 ppm de ClNa y un API de29. El posible ambiente de depsito es de tipo fluvitil.

Yacimiento Arenisca Napo U

De edad Cenomaniano

Est constituida por la Lutitas, arenisca calcreas y calizas marinas.

Las areniscas U Superior:Est constituida por una arenisca cuarzosa, blanca, translucida, tranparente, grano fino a muy fino, ocasionalmente grano fino a medio, matriz calcrea, cemento silicio, inclusiones de glauconita y pirita, trazas de gilsonita.

La arenisca U Inferior: Constituida por una arenisca cuarzosa, marrn, caf clara, friable, grano fino a muy fino, ocasionalmente grano medio, regular seleccin, cemento silicio, buena saturacin de hidrocarburos, fluorescencia amarillo - blanquecino, corte lento, residuo caf claro.

Este yacimiento tienen un espesor neto promedio de 30 pies, porosidad de 14 %, saturacin de agua de 20 % y una salinidad promedio de 30000-35000 ppm de NaCl y un API de 27.

Sobre la caliza A en Sacha y comprendiendo el resto de la formacin Napo es alrededor de 550 ft de color gris oscuro a negra, ligeramente a calcrea, firme a dura, localmente esquistos con poca estratificacin de color ante (amarillo oscuro) a gris, de blando a firme, calizas terrosas.

Yacimiento Arenisca Napo T

De edad Albiano Superior a Inferior

La arenisca T Superior:Es una arenisca cuarzosa, gris. Translucida. Grano muy fino a fino, cemento calcreo, inclusiones de glauconita. Manchas de hidrocarburo caf oscura, corte instantneo, residuo caf claro.

La arenisca T Inferior:Se trata de una arenisca cuarzosa, caf clara, cemento, silicio, grano medio a fino, localmente grano grueso, buena saturacin de hidrocarburos, corte rpido, residuo caf muy claro. Tiene un espesor neto saturado de entre 20 pies, una porosidad promedio de 14.5 %, una saturacin de agua de 28%, una salinidad promedio de 20000 a 25000 ppm de ClNa y un API de 27.

Despus de la zona arena T esta una caliza llamada la caliza B con rangos de grosor que van entre 15 a 30 ft. Es variable en color gris claro a caf y de gris oscuro a negro y comnmente son arcillosas y glauconticas.

Yacimiento Basal Tena

De edad Maestrichtiano:

Constituida por areniscas cuarzosas, translucida, subangular, subredondeada, regular clasificacin, cemento calcreo, buena saturacin de hidrocarburos, fluorescencia amarillo-blanquecina, corte lento, residuo caf claro.

Mayoritariamente est formado por secuencias de grano fino a muy fino y secuencias de grano fino a medio y ocasionalmente grano grueso; lo que indica un desarrollo en forma irregular, propiciado la formacin de estratos lenticulares o trampas estratigrficas en el campo y en Cuenca Amaznica.

Su ambiente de depositacin es continental, con incursiones marinas. No existe una discordancia angular entre la formacin Tena y la Napo, pero se presenta un hiato sedimentario entre ambas, debido a una erosin en la parte mas superior de la formacin Napo (Faucher y Savoyat, 1973).Su potencia es muy variable aumentando desde el norte (400 m), al sur (600m) en la zona sub-andina, y desde el este en la cuenca amaznica (272 m) en el pozo Tiputini-1; al oeste, ms de 1000 m.

Posee un espesor neto promedio de 10 a 15 pies, porosidad de 15%, saturacin de agua de 35 %, salinidad promedio que va de 24000 a 13000 ppm de ClNa y un API de 26.

A continuacin se muestra la descripcin litolgica de los yacimientos productivos en el Campo Sacha en la tabla 1.1.

AMBIENTES SEDIMENTARIOS DE LOS YACIMIENTOS PRODICTORESA continuacin se presenta una descripcin de los ambientes sedimentarios de los principales estratos de inters Hidrocarburifero en forma resumida dentro del Campo Sacha. Tanto para la formacin Holln como para las formaciones Napo T y Napo U, se han definido como un ambiente estuarino dominado por mareas, sobre la base de la presencia de los siguientes sub ambientes y estructuras: canales de marea con canales fluviales asociados, estratificacin cruzada con laminacin lodosa, facies heterolticas inclinadas, capas dobles de lodo, estratificacin cruzada bidireccional (esquina de pescado), dispuestas en secuencias transgresivas. En tanto que para Basal Tena, el ambiente de depositacin de esta parte de la formacin es continental a marina somera.

CARACTERSTICAS TCNICAS GENERALES DEL CAMPO SACHACONDICIONES ACTUALESSe tiene a la fecha un total de 237 pozos per4forados, segn listado de pozos proporcionado hasta diciembre del 2010, 166 pozos en produccin, los cuales estn completados para diferentes sistemas de produccin tales como flujo natural, bombeo electrosumergible y bombeo hidrulico, 49 pozos cerrados, 7 reinyectores, 6 inyectores y 9 pozos abandonados, en la tabla 1.2 se observa con mayor detalle las formaciones de las cuales se produce, se inyecta y/o se reinyecta de acuerdo a la anterior clasificacin.

ESTACIONES DE PRODUCCION CAMPO SACHA

El rea Sacha est conformada de 4 estaciones de produccin: Estacin central Estacin Norte 1 Estacin Norte 2 Estacin SurESTACIONES DE PRODUCCIN DEL CAMPO SACHAEl Campo Sacha dispone de 4 estaciones de produccin, las cuales se encargan de recolectar y procesar la produccin de los pozos del campo: Estacin Sacha Norte 2 Estacin Sacha Norte 1 Estacin Sacha Central Estacin Sacha Sur

UBICACIN DE LAS ESTACIONES DE PRODUCCIIN CAMPO SACHA

FUENTE: PETROPRODUCCINLos equipos que generalmente forman parte de una instalacin de superficie son manifolds, separadores, tanques de almacenamiento, tratadores trmicos, intercambiadores de calor,bombas , vlvulas,medidores de flujo, controladores,compresores, generadores e instalaciones complementarias.CLASIFICACIN DE TANQUES Y SEPARADORES POR ESTACIN DE PRODUCCIN

FUENTE: PETROPRODUCCIN

EQUIPOS DE PLANTA DE TRATAMIENTO


EQUIPOS DE PLANTA DE INYECCIFUENTE: PETROPRODUCCIN PRODUCCIN DEL CAMPO SACHA POR ESTACIONES A DICIEMBRE DE 2010


A continuacin de manera general los equipos y facilidades que en superficie posibilitan receptar y procesar la produccin de las diferentes estaciones de produccin en orden norte Sur. ESTACIN SACHA NORTE 2UBICACIN:COORDENADAS GEOGRFICAS: latitud 0 13 9.923Sur y longitud 76 50 32.92598 Oeste.Encargada de receptar y tratar el crudo producido por los diferentes pozos productores y direccionar el gas producido en la etapa de separacin, hacia los macheros de la referida estacin, para lo cual cuenta con instalaciones en superficie totalmente equipadas tal como separadores de produccin, separadores de prueba con instrumentacin para el sistema SCADA, desgasificadores, tanques de lavado, tanques de surgencia , medidores de BSW, gabinete de comunicaciones, y todo o necesario y pertinente para optimizar y procesar la produccin.As tiene la capacidad para manejar el agua de formacin producida mediante un sistema cerrado de inyeccin y reinyeccin de agua.Esta estacin no es un punto de fiscalizacin y su produccin es entregada al SOTE a travs del oleoducto secundario, esto gracias al mecanismo ACT(Automatic Custody Transfer)localizada en su correspondiente rea de los contadores.

ESQUEMA DE PROCESOS ESTACIN SACHA NORTE 2

FUENTE: PETROPRODUCCIN ESTACIN SACHA NORTE 1UBICACIN:COORDENADAS GEOGRFICAS: latitud 0 18 26.533Sur y longitud 76 51 26.69756 Oeste.Cuya funcin es receptar y tratar el crudo producido por los diferentes pozos productores para luego der enviado a la estacin sacha central, el agua de formacin producida tambin tiene como destino final la estacin de produccin mencionada; a diferencia de la estacin anterior a ms de direccionar el gas producido en la etapa de separacin hacia los mecheros, utiliza un porcentaje de esta produccin para el sistema Power Oil como combustible, para lo cual cuenta con instalaciones de superficie totalmente equipadas, tal como separadores de produccin, uno de ellos esta automatizado, separadores de prueba con instrumentos del sistema SCADA,desgasificadores, tanques de lavado, tanques de surgencia , medidores BSW, gabinete de comunicaciones, bombas de inyeccin , unidad de tratamiento de agua, etc.ESQUEMA DE PROCESOS ESTACIN SACHA NORTE 1


ESTACIN SACHA CENTRAL.UBICACIN:COORDENADAS GEOGRFICAS: latitud 0 19 23.613Sur y longitud 76 52 34.41101 Oeste.FUNCIN: Recepta y trata el crudo producido por los diferentes crudos productores de esta estacin y de las estaciones: Sacha norte 1, Sacha Sur y el campo Pucuna.El agua de formacin producida es enva da a la estacin de produccin sacha Sur; a ms de de quemaren los mecheros el gas producido en la etapa de separacin, utiliza un porcentaje de esta produccin para el Power Oil.En esta estacin se encuentra las oficinas administrativas, as como tambin la torre principal de telecomunicaciones, esta dotada de instalaciones en superficie equipadas tales como: Separadores de prueba Tableros para computadores de flujo rea de contadores ACT Tanques de lavado Tanques de surgencia Tanques de almacenamiento reas de inyeccin de Quimicos.

ESTACIN SACHA SURUBICACIN:COORDENADAS GEOGRFICAS: latitud 0 22 16.733Sur y longitud 76 52 48.125 Oeste.FUNCIN: Recepta y trata el crudo producido por los diferentes pozos productores de esta estacin.El agua de formacin producida por est estacin, y la que es enviada desde la Estacin Central es receptada por las facilidades pertinentes y adecuadas para la reinyeccin de la misma, a ms de quemar en los mecheros, el gas producido en la etapa de separacin , utiliza un porcentaje de esta produccin para el sistema Power Oil.Esta estacin tiene instalaciones de superficie totalmente equipadas tales como separadores de prueba instrumentados y de produccin, rea de contadores ACT, tanques de lavado, tanques de surgencia, cuenta con rea de bombas para sistemas de bombeo hidrulico, gabinete de comunicaciones, etc. ESQUEMA DE PROCESOS ESTACIN SACHA SUR

CONTROL DE PRODUCCIN

FUENTE: PETROPRODUCCINEl control de produccin se realiza mediante pruebas peridicas de los pozos en las estaciones del campo Sacha con una programacin determinada por el supervisor de produccin, tomando en cuenta las pruebas particulares solicitadas por parte de Ingeniera. Agencia de Regulacin de Hidrocarburos, u otras reas cuando se requieran.En forma normal se realizan pruebas de una duracin de 3 horas por el numero de pozos presentes y en forma particular por 6 horas, aunque pueden realizarse por ms tiempo en casos especiales, de tal forma, de que se realice por lo menos una prueba semanal por cada pozo.Para las pruebas se utilizan separadores trifsicos, de estos se realizan las mediciones de petrleo en las lneas de descarga mediante un medidor tipo turbina, y en la lnea de gas se realizan las mediciones mediante un medidor de presin diferencial (placa orificio).Junto con estos medidores est instalado instrumentacin prevista en el sistema SCADA OASYS para visualizar y monitorear las pruebas que se realicen de los pozos en produccin.Para la determinacin del BSW, se toman las muestras en forma general en el separador de pruebas y se pasan al laboratorio de cada estacin donde se determina el valor mediante el mtodo de cengrifugacin.En cada estacin se dispone de un laboratorio con una centrfuga.Se toma como valor referencial del BSW el entregado por el departamento de corrosin (ingeniera de petrleos).Para la determinacin del grado API se utiliza el laboratorio ubicado en la estacin y se realizan las correspondientes correlaciones de temperatura.

CARACTERSTICAS PETROFSICAS DE L YACIMIENTOUn requisito para entender, describir y predecir el comportamiento de los fluidos en el reservorio, es conocer las propiedades fsicas, qumicas y estructurales de las rocas del yacimiento.


CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOSEl petrleo en su estado natural es una mezcla de compuestos orgnicos de estructura variada y de pesos moleculares diferentes. Por ello, se presenta una gran variedad de caractersticas y propiedades en cada uno de ellos. As pues, estas caractersticas permiten encontrar rangos de crudos que comprenden desde extra pesados hasta extra livianos.Se consideran 3 caractersticas principales en los fludos de los yacimientos: gravedad API, contenido de azufre, y la relacin pristano-fitano.

GRAVEDAD APILa gravedad API es una clasificacin para el petrleo con propsitos particulares en funcin de su densidad. La medida de grados API es una medida de cunto pesa un producto de petrleo en relacin al agua.La gravedad de los crudos de los yacimientos Holln principal, Holln Superior, Napo U y T y Tena Basal varan entre 21.1 y 30.3, por lo que los crudos en las formaciones del campo Sacha son clasificados como crudos medianos.

CLASIFICACIN DE LOS CRUDOS DE ACUERDO AL GRADO API

FUENTE: PETROPRODUCCINCONTENIDO DE AZUFREEl petrleo contiene hidrocarburos sulfurados, sulfuro de hidrgeno y a veces azufre en suspensin. El contenido de azufre en los crudos est comprendido entre 0.05% y 5% en peso. Cuando un crudo tiene un contenido de azufre menor a 1% se le considera un crudo dulce, pero si el contenido de azufre es mayor a1% se le considera como crudo agrio.El contenido de azufre de los crudos de Holln inferior Y superior vara entre 0.4 y 1.1% respectivamente de los crudos de la formacin Napo T alrededor del 0.9% en peso y de los crudos de la formacin Napo U de 1.20% en promedio.

CLASIFICACIN DE LOS CRUDOS DE ACUERDO A SU CONTENIDO DE AZUFRE


RELACIN PRISTANO(Pr) Y FITANO(Fi)La relacin de ambos compuestos(Pr/Fi) y las relaciones de estos con hidrocarburos saturados correspondientes(C17 y C18) se utilizan como marcadores indicativos de ambientes no contaminados, naturales, de grado o madurez o alteracin biolgica sufrida por la materia orgnica. Estos resultados permiten inferir caractersticas generales de la roca generadora, su grado de maduracin y alteraciones ocurridas a lo largo del tiempo. As pues, si la relacin es mayor se tiene una materia orgnica muy madura, no contaminada y natural, en cambio si la relacin es menor a 1, se tiene materia orgnica poco madura. Los crudos de la formacin Holln presentan relaciones pristano / fitano cercanas a uno (0.92-1.18), lo cual indica que pueden proceder de sedimentos depositados en condiciones marino marginales, con fuerte aporte de materia orgnica terrestre.

RELACIN PVTSe llama anlisis PVT a los anlisis que se realizan en laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos a partir de simulaciones en funcin de la presin, el volumen y la temperatura, sus resultados son ms confiables que los obtenidos en pruebas de campo. La conjuncin de estos tres parmetros determina en gran parte le comportamiento de produccin del yacimiento.

DATOS PVT CAMPO SACHA


RESERVAS Y DECLINACIN DEL CAMPO SACHALas reservas son volmenes de hidrocarburos existentes en un yacimiento que se considera pueden ser recuperados comercialmente.PETRLEO ORIGINAL IN SITU(POES)Es el volumen total de petrleo estimado que existe originalmente en el reservorio.RESERVAS PROBADASSon los volmenes de hidrocarburos que pueden ser extrados como resultado de la produccin econmica y determinados mediante los resultados obtenidos a partir de los registros elctricos o ncleos en la etapa de la perforacin. Son las reservas que pueden ser recuperadas en las reas donde se ha desarrollado el campo.

RESERVAS REMANENTESVolumen de hidrocarburos recuperables, cuantificables a cualquier fecha posterior al inicio de la produccin comercial, que todava permanecen en el yacimiento. La formacin Holln presenta las ms altas reservas remanentes con un porcentaje de 52.33% del total, por lo cual en este yacimiento es de vital importancia, y razn ms que suficiente para iniciar estudios pertinentes que permitan incrementar la recuperacin de estas reservas.DECLINACIN EFECTIVALa declinacin efectiva de un yacimiento se define como la disminucin de la reserva debido a la produccin de fluidos en un periodo de tiempo. La declinacin anual efectiva determinada para el Campo Sacha a diciembre de 2010 es de 11.95%

MECANISMOS DE PRODUCCINPara definir los mecanismos de produccin del Campo Sacha debemos saber previamente que para que los fluidos contenidos en el reservorio se movilicen debe existir una energa natural que ayude a desplazar o expulsar estos fluidos por medio poroso hacia los pozos productores. Esta contribucin energtica siempre se presenta como una expansin asociada a una cada de presin que es a su vez consecuencia de la extraccin o produccin involucrada. En el campo Sacha rigen dos mecanismos: Por gas en solucin Por empuje hidrulico

1. EMPUJE HIDRAULICOEl mecanismo de empuje hidrulico o hidrosttico se define como la energa que contribuye a la recuperacin de petrleo proveniente de un acufero contigua a la zona de petrleo. La energa del empuje se debe a la expansin del agua al disminuir la presin debido a la produccin.En el campo Sacha se ha identificado la presencia de 2 acuferos para el caso de la formacin Holln superior, el primero es un acufero lateral para la formacin Holln superior y el segundo es un acufero activo de fondo, para la formacin Holln Inferior, debido a la influencia del acufero , se evidencia 2 fenmenos:Que la presin disminuye muy poco y que la produccin de agua en los pozos es alta.

Para los yacimientos de la formacin Napo se ha definido la presencia de acuferos laterales

2. MECANISMOS DE GAS EN SOLUCINEl mecanismo de gas en solucin es la energa para el recobro del petrleo proveniente de gas a presin que se halla en la formacin productora, al disminuir la presin se desprende el gas del petrleo por lo cual se crea una energa para la expulsin de fluidos.Para la formacin Basal tena no se pudo visualizar la profundidad del contacto agua petrleo por lo que el mecanismo de produccin de este reservorio se estima que puede ser combinado (gas en solucin y empuje parcial de agua), ya que el factor de recobro esta en el orden de 23.61% y es acorde a un yacimiento que no tiene ninguna energa adicional para mantenimiento de presin.RECUPERACIN SECUNDARIA POR INYECCIN PERIFRICA DE AGUAA su vez otro mecanismo de empuje que provee de energa a los yacimientos Napo U y Napo T del campo Sacha es el que tiene lugar debido a la inyeccin perifrica de agua; en el ao de 1986 con el objeto de mantener la presin y mejorar la recuperacin de los fluidos in situ, se implemento el modelo de inyeccin perifrica con un arreglo de 6 pozos inyectores (productores convertidos a inyectores) ubicados en los flancos occidental y oriental de la estructura Sacha, cinco al Este del campo(WIW-02,WIW-03,WIW-04,WIW-05 Y WIW-06) y uno ms al Oeste (WIW-O1)

PARAMETROS DE LOS POZOS INYECTORES EN EL CAMPO SACHA

CAMPO AUCAHISTORIA DEL CAMPOEl campo Auca fue descubierto por la compaa Texaco, con la perforacin del poza Auca - 1, que se inici en febrero de 1970 y alcanz una profundidad de 10.578 pies dando una produccin de 3.072 BPPD de los reservorios Holln (31API) y T (27API).El desarrollo del campo inicia en 1973 y fue puesto en produccin en 1975, con 24 pozos.En el Campo Auca existe una falla principal que tiene un rango promedio de salto entre 10 y 30 pies; con un mximo de 50 pies en la parte central del Campo a nivel de Napo T. Existen fallas secundarias que tienen un salto menor con valores en el rango de 5 a 20 pies..Los yacimientos tienen energa proveniente de acuferos, gas en solucin y compresibilidad de la roca y fluido.Por la produccin de fluidos (agua petrleo), las condiciones de los yacimientos han sufrido cambios como: disminucin de presin, declinacin de produccin de petrleo, intrusin de agua y el ascenso del contacto del contacto agua petrleo.En la actualidad el campo Auca tiene implementado el proyecto de inyeccin de agua, logrando aumentar la presin en diferentes zonas de inters.Ubicacin geogrfica:El campo Auca est ubicado en la Cuenca Oriente a unos 260 km al este de Quito y 100 km al sur de la frontera con Colombia, su orientacin es Norte Sur.

Ubicacin geogrfica del campo Auca

Las dimensiones generales del campo son 25 km de largo y 4 km de ancho con una superficie aproximada de 17.000 acres.El campo se localiza en la Zona 43 del hemisferio sur, sus coordenadas geogrficas con la respectiva equivalencia en coordenadas UTM son:COORDENADAS GEOGRFICAS Y UTM DEL CAMPO AUCACOORDENADASLATITUDLONGITUD

GEOGRFICASEntre 0 34 S y 0 48SEntre 7650 O y 7654O

UTMY min= 9911.645Ymx=99366.256X min= 288.964X mx. = 29.500

Los lmites del Campo Auca son:Norte: Campos Sacha, Culebra Yulebra y Yuca.Sur : Campo Cononaco.Este: Campos Anaconda, Pindo y Conga.Oeste: Campo Puma.Geologa del Campo Auca:Las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1 se encuentran dentro del Campo Auca que es uno de los campos ms importantes del rea Auca, debido a su produccin y reservas.La estructura del campo se presenta como un anticlinal complejo, fallado, asimtrico, irregular, elongado de direccin norte sur. Se alinea en el eje central del corredor Sacha Shushufindi de la cuenca oriental, donde se ubican los principales campos productores del rea.Las arenas U y T tienen cantidades considerables de hidrocarburos pero sus acuferos son parcialmente activos, actuando arealmente por zonas a lo largo del campo, lo que a causado durante el tiempo de produccin que la presin decline en algunos sectores del campo.A nivel de la arenisca U, Auca es un anticlinal asimtrico de 30 km de longitud de bajo relieve con orientacin norte- sur, el flanco oeste se encuentra limitado, al centro y sur del anticlinal, por fallas normales de alto ngulo de direccin norte sur, que poseen un desplazamiento lateral de 1 km.El campo se alinea con una barrera estratigrfica de direccin oeste-este que atraviesa por el pozo Auca 23.Caractersticas litolgicas del reservorio.Las formaciones cretcicas Tena, Napo y Holln aparecen en Auca con presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena,Napo U, Napo T y Holln. Estas arenas se caracterizan por ser compactas.Formacin Holln Holln es el reservorio que mas produce por su espesor de arena saturada y porque exhibe un fuerte empuje de agua en el fondo.Est formacin est conformada por las areniscas Holln Inferior de origen volcnico y Holln Superior de origen marina somera con sedimentos de depositacion de zona de playa. Adems, esta formacin est presente en todo el Campo Auca Auca Sur sin presencia de fallas.Holln inferiorTambin conocida como Holln Principal, es un reservorio relativamente homogneo de arenisca cuarzosa de grano fino a medio que contiene poco o nada de glauconita y algunas capas aisladas de lutita. Posee un espesor neto de aproximadamente 40 pies.Holln SuperiorEs una formacin interestratificada de arenisca cuarzosa de grano fino a medio y glauconita cuarzosa que contiene abundantes capas de lutita. El espesor neto de la arena vara entre 10 a 40 pies.Formacin Napo Se compone de dos arenas, la formacin Napo U y la formacin Napo T, las que estn separadas por intervalos gruesos de calizas marinas y lutitas. La calidad de estos reservorios es variable, evidenciando marcados cambios en el tamao del poro que a veces disimulan el contacto agua- petrleo ; debido a la existencia de una gran zona de transicin entre el petrleo y el agua en la formacin.Arenisca TLa arenisca no es continua, contiene granos finos y son ricas en arcillas, areniscas cuarzosas discontinuas ,limolita y lutitas.T SuperiorPresenta arenisca cuarzosa de grano fino en mayor proporcin. El espesor promedio de la arena es de 45 pies aproximadamente.T InferiorEs una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, subangular a subredondeada, con un espesor promedio de 67 pies.Arenisca USe caracteriza por ser continua y estar presente en todo el campo Auca Auca Sur.U Superior Formada por una arenisca cuarzosa, el tamao del grano es fino de forma subredondeado, tiene un espesor neto promedio de 27 pies.U InferiorEs una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, subangular a subredondeado. Su espesor neto es de 37.2 pies.Formacin Basal Tena La formacin no es continua, tiene un espesor total promedio de 40 pies, formada por un cuerpo areniscoso delgado que descasa en discordancia sobre las lutitas de Napo Superior.Los valores de los espesores de las formaciones, as como sus respectivas reas, se resumen en la tabla.ESPESORES Y REAS DE LAS FORMACIONES DEL CAMPO AUCAFORMACIN ESPESOR(pies)REA (acres)

Basal Tena4016.460,09

Napo U20021.471,49

Napo T12013.621,87

Holln400 - 45020.844,09

Columna estratigrfica del campo Auca

Porosidades y permeabilidades de las arenasLoa datos obtenidos son en base de registros elctricos, anlisis PVT, estudio de los Cores.FORMACINPOROSIDAD PROMEDIAPERMEABILIDAD PROMEDIASW ACTUAL

Basal Tena20.5%3.210 mD-

Napo U Superior12.4%16.7 mD40 %

Napo U Inferior14.4%76 mD

Napo T Superior10.9%350 mD15 %

Napo T Inferior12.7%

Holln Superior14.8%104.5 mD30 %

Holln inferior15.4%185.8 mD35 %

Anlisis PVT de las arenas del campo AucaPARMETROBasal tenaNapo UNapo Tholln

Pi (psia)3.5634.1414.2134.500

Ps (psia)645245640195

oi (bl/BF)1,13381,06471,1311,111

os (bl/BF)1,15471,091,161,15

Coi (1/psia)6,25,216,756,48

Cos (1/psia)6,28,779,038,18

oi (cp)21,3413,85,054,76

os (cp)14,298,492,62,66

RGP (PCS/BF)1165518010

w0,30,30,30,267

API21,1192931,6

Temp. Del Reser. (F)210229233235

PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS PRODUCTORASDe los anlisis de presiones en los diferentes pozos y de la historia de presin, a continuacin se muestra los valores promedios para cada arena.FormacinPresin inicial (psi)Presin Actual (psi)

Basal Tena3.5631.000

Napo U4.1411.363

Napo T4.2131.180

Holln inferior4.5234.300

Holln Superior4.5232.100

PRESIN DE BURBUJA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCAFormacinPb (psi)

Basal Tena645

Napo U245

Napo T640

Holln inferior100

Holln Superior195

MAPA ESTRUCTURAL DE LOS CAMPOS AUCA, AUCA ESTE, CONGA Y CONGA SUR

CAMPOS QUE CONFORMAN EL REA AUCA El rea Auca est integrada por los campos sealados en la tabla que son: Auca, Auca Sur, Yuca, Yulebra, Culebra, Anaconda, Armadillo, Auca Este, Conga, Conga Sur, Cononaco, Rumiyacu, Palanda, Pindo, Yuca Sur, Tiguindo y Puma.

CAMPOS DEL REA AUCACAMPOS OPERADOS POR EP-PETROECUADOR

CAMPOS MARGINALES

AucaAuca SurAuca EsteYuca YulebraCulebraAnacondaArmadilloAuca EsteCongaConga SurCononacoRumiyacuOPERADOS POR PETROSUD:PalandaPindoYuca SurOPERADOS POR PETROCOL:TiguinoOPERADOS POR PEGASSO:puma

CAMPO AUCA Breve Historia:Fecha de descubrimiento: 16 de febrero de 1970Primer Pozo: Auca 01Profundidad del primer pozo: 10.578 piesArena productora: HollnGravedad API: 31Arena Productora: TGravedad API: 27Produccin inicial: 3.072 BPPDCosto primer pozo: $ 3.000.000La estructura Auca se form durante el Mastrinchtiano-Paleoceno como se puede evidenciar grficamente en la seccin smica del Campo que se ilustra en la Figura

TIPOS DE CRUDO:Holln inferior: 27-30APIHolln Superior: 27-32APIT yU: 24-29APIBasal Tena: 20 22 APIVULCANISMO:Eventos volcnicos muy importantes ocurrieron en este campo.De los anlisis PVT para la arena U del campo Auca se ha obtenido la informacin presentada ANLISIS PVT DE LA ARENA U DEL CAMPO AUCA

De los anlisis PVT para la arena T del campo Auca se ha obtenido la informacin detallada en la tabla:ANLISIS PVT DE LA ARENA T DEL CAMPO AUCA

LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS Y PRESIONES CAPILARES DE LA ARENA U DEL CAMPO AUCA:

LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS Y PRESIONES CAPILARES DE LA ARENA T DEL CAMPO AUCA:

UBICACIN GEOGRFICA DE LOS POZOS DEL CAMPO AUCA

Resultado de anlisis de cores realizado a Napo U Inferior del Campo AucaFueron analizadas al Microscopio Electrnico de Barrido por parte de EP PETROECUADOR 19 muestras de ncleos de corona tomadas del pozo Auca 48 entre las profundidades 9774.5 y 9744.3 pies que corresponden a la formacin Napo U inferior.Las muestras del ncleo que fueron analizados corresponden a intervalos de areniscas finas a medidas, de subangular a subredondeadas, regular a mal clasificadas, con contactos longitudinales y cemento silceo.San areniscas conformadas por granos de cuarzo (Qz) con evidencias diagenticas, sobre crecimientos secundarios , que junto al buen empaque de los granos afectan la porosidad intergranular.UBICACIN DE SOBRE CRECIMIENTOS DE CUARZO QUE DISMINUYEN EL ESPACIO PORAL Difraccin de rayos X al pozo Auca 48.

El feldespato (Fd) presenta seales de alteracin y disolucin que contribuyen a la creacin de porosidad secundaria.Feldespastos en proceso de disolucin:

Difraccin de rayos X al pozo Auca 48.Se evidencia la erosin de las paredes de cuarzo las que aumentan la porosidad inter granular, adems de remanentes de feldespato despus de su disolucin.Erosin de las paredes del cuarzo:

Difraccin de rayos X al pozo Auca 48.

Las areniscas son de buen empaquetamiento de los granos de cuarzo y caolinita (K).Presencia de Caolinita

Difraccin de rayos X al pozo Auca 48.Las areniscas de est formacin presentan una muy buena porosidad que va desde el 10 al 12 % un dimetro poral de 50 a 60 micras y una Arcillocidad de 3 a 10 %. Existen varios niveles en los cuales la presencia de caolinita aumentan al 10% y por ende disminuye la porosidad.BLOQUES DE CAOLINITA.

La caracterizacin del reservorio obtenida a partir del anlisis a los cores.

RESULTADOS DE LA CARACTERIZACIN DEL RESERVORIO

Difraccin de rayos X al pozo Auca 48.CARACTERIZACIN DEL RESERVORIO.

Difraccin de rayos X al pozo Auca 48.

De otros estudios realizados a cores del Campo Auca a zonas diferentes de U para determinar la composicin mineralgica y el tipo de arcilla presentes en el reservorio en el reservorio se obtuvieron los resultados.COMPOSICIN MINERALGICA DE CORES DEL CAMPO AUCA.

TIPOS DE ARCILLA PRESENTES EN CORES DEL CAMPO AUCA.

Los valores de salinidades que se presentan en la tabla son obtenidos del informe de laboratorio a las muestras generales para todos los pozos del campo en estudio.Salinidades por Arena

Reservas: Al 31 de Diciembre del 2009, EP- Petroecuador ha calculado un volumen de reservas iniciales de 384.309.668 BLS, una produccin acumulada de 209.815.868 BLS y un volumen de reservas remanentes de 174.793.800 BLS para el Campo Auca. El factor de recuperacin (Fr inicial) del campo fue de 28,67. El Factor de recuperacin actual (Fra) es de 13.8%. Las reservas de petrleo calculadas al 31 de Diciembre del 2009 por arenas se ilustran en la tabla.

HISTORIA DE PRODUCCINEn abril de 1975 el campo inicia su produccin de petrleo a una tasa de 6752 BPPD y 58 BAPD, con un corte de agua de agua de 0.9%, proveniente de 24 pozos perforados. Para diciembre del mismo ao se increment la produccin a 8579 BPPD y 4522 BAPD, con un corte de agua de 34.5%.

Para diciembre de 1977, el porcentaje de corte de agua incrementa al 47.1% lo que resulta en una mayor produccin de agua de 7654 BAPD. Esta produccin ya es considerable respecto a la produccin obtenida de petrleo de 8583 BPPD.En agosto de 1983 se obtiene la mayor cantidad de petrleo producido con un corte de agua ms bajo de 18.7% dando una produccin de 20017 BPPD y 4590 BAPD. Una produccin promedia de 17575 BPPD es obtenida en el ao 1988 y parte de 1989, aunque la produccin de agua se incrementa para estos aos mantenindose en un valor aproximado de 6248 BAPD, es decir un corte de agua del 26.23%.Entre el ao de 1991 a 1995 se produce un incremento del BSW, con un valor de 38.3%, dando una produccin de 14557 BAPD y 23481 BPPD. En el mes de febrero de 1996 se registraron 24388 BPPD y para fines del mismo ao disminuye su produccin a 20092 BPPD debido al incremento del corte a 40.2%.Para el ao de 1998 la produccin de petrleo disminuy a 13583 BPPD con una produccin de agua de 7629 BAPD y con un BSW del 36%. La misma que se estabiliz para el siguiente ao en 17210 BPPD.Al principio del ao 2000 la produccin fue de 16365 BPPD y al final del mismo ao tuvo un pequeo aumento con un valor de 17061 BPPD. En este ao la produccin promedia de agua fue de 10838 BAPD.Para el ao 2002 los valores de produccin promedia de petrleo fue de 16400 BPPD y de agua 8213 BAPD. Dos aos despus la produccin de petrleo disminuy a 16200 BPPD, con una produccin de agua promedia de 8050 BAPD con un BSW de 33.2%.Durante el ao 2007 la produccin promedia registrada fue de 16735 BPPD y una produccin de agua casi constante de 10228 BAPD. A comienzos del ao 2008 la produccin fue de 18061 BPPD y a finales del mismo ao fue de 18301 BPPD y 14390 BAPD.A finales del ao 2009 se registro una produccin promedia de 18622 BPPD y 14359 BAPD aportando con un BSW 43.53%.Durante el ao 2010 se han perorado 10 pozos de los cuales 9 son productores direccionales (AUS 006D, AUS-007D, AUC098D, AUC-099DST, AUC-0098D, AUC-082D, AUC-096D, AUC-097D, AUC-092D) y un pozo vertical inyector (AUC-WIN-1D), por est razn a fines de Noviembre del 2010 se obtuvo una produccin de21656 BPPD y 14987 BAPD y un BSW de 40.9% .Con respecto al gas su produccin fue de 27889 PCSD correspondiente a Auca central-sur y 2776 PCSD correspondiente a Auca Sur 1 dando un total 30675 PCSD de los cuales 1116 PCSD fueron utilizados como combustibles y 29559 PCSD fueron quemados durante el ao 2010. Bibliografa:Tesis UBICACIN Y PROGNOSIS DE POZOS A PERFORAR EN LOS CAMPO AUCA AUCA SUR; GUERRERO Alex; VALENCIA Pablo; Quito, Junio 2010; pg. 1 -12.Tesis ESTUDIO PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIN EN POZOS DE LOS CAMPOS AUCA Y CULEBRA DE LA EMPRESA EP PETROECUADOR, MEDIANTE LA APLICACIN DE ESTIMULACIONES MATRICIALES CON EL FLUIDO ONESTEP; ROMAN CATAA Alvaro Francisco; Quito- Mayo 2011; pg 18 -34.Tesis UBICACIN Y PROGNOSIS DE POZOS A PERFORAR EN LOS CAMPOS AUCA AUCA SUR; GUERRERO Alex, VALENCIA Pablo; Quito Junio 2010; pg 8- 22.

BIBLIOGRAFATESISFACULTAD DE GEOLOGA Y PETRLEOSTEMA: ACTUALIZACION DE RESERVAS Y ESTIMACIONES DE LA PRODUCCIN DE LOS CAMPOS AUCA Y AUCA SURDireccin de Internet:http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/1719(Dspace repositorio politcnico)Realizado por: Jaime Rodrigo Gavilanes RodrguezLuis Eduardo Torres PereiraAo: Marzo 2009

CAMPO CUYABENO- SANSAHUARILas primeras interpretaciones ssmicas revelaron que las estructuras de los campos Cuyabeno-Sansahuari eran independientes pero en estudios recientes de perforacin a finales de 1995 , se llego a determinar que constituyen una sola estructura.UBICACIN DEL CAMPO SACHA Campo: Cuyabeno-SansahuariLocalizacin:Region Amaznica ecuatoriana al Noreste de la provincia de Sucumbios.Su hidrografa est marcada por la presencia de ros Cuyabeno, Singue,San Miguel y un sin nmero de afluentes.Campos con que limita: Norte:CampoVictor Hugo Ruales Sur:CampoTarapoa Oeste:Campo Libertador

COORDENADAS GEOGRAFICASLatitud:00 47 53.03N-00 00 18.20SLongitud: 76 14 53.93E-76 17 57.06WLos campos Cuyabeno Y Sansahuari fueron descubiertos independientemente:El campo Cuyabeno fue descubierto en 1972 por Texaco.El campo Sansahuari fue descubierto por CEPE en Noviembre de 1979.

UBICACIN DEL CAMPO CUYABENO SANSAHUARI

FUENTE:ARCHIVO PETROPRODUCCINCARACTERSTICAS DE LOS RESERVORIOSLos principales yacimientos productivos del campo Sansahuari pertenecen a la formacin Napo1.Formacin NapoEs el resultado de una seria de secuencias cclicas que se componen de areniscas continentales y marino-marginales, lutitaslodolitas y carbones.La estructura CuyabenoSansahuari se localiza sobre el flanco platafrmicoNorOriental de la Cuenca Oriente con un espesor que vara entre 200 y 800 metros ; en el que se halla la formacin Napo, la ms importante y de mayor aporte de hidrocarburos pertenecientes al periodo cretcico medio y los sedimentos consisten en sucesiones de areniscas de color gris claro en algunos intervalos glaucontica y Calcrea.Arenas productorasLos principales reservorios del Campo Sansahuari se encuentran en la formacin Napo Inferior, generando 2 ciclos deposicionales como U y T.Siendo los principales yacimientos productivos de este campo las areniscas U superior, U inferior y T superior.1.Napo InferiorEn este nivel existen amonites, foraminferos y ostrcodos pertenecientes al Albiano superior Cenomaniano inferior, con predominio de areniscas y lutitas de color gris verdoso,gris oscuro o negro.

Las estructuras que forman Napo Inferior Son:1.1 Arena Basal TenaEn la litologa presenta arcillas y areniscas de origen marino principalmente en su base.1.2 Arena U superiorLitologicamente se trata de una arena limpia, cuarzosa de grano fino a medio.1.3 Arena U mediaSu desarrollo alcanza un espesor mximo de 43 pies y un espesor neto de 13 pies; se trata de una arenisca de grano fino de buena porosidad y permeabilidad.Su base se encuentra a una profundidad de 7850 pies.1.4 Arena U inferiorEs la mejor desarrollada y se presenta como una secuencia de estrato y grano decreciente.Su litologa esta compuesta de arenisca cuarzosa de color gris verdoso, se trata de una arena limpia de grano fino a grueso1.5 Arena T superiorEst constituida de areniscas, lutitas y calizas en menor proporcin. Presenta permeabilidades y porosidades relativamente buenas. No se observa contacto agua petrleo pero la entrada de agua se debe aflujos laterales.1.6 Arena T inferiorLa arena T inferior se caracteriza por una arenisca de grano grueso bien seleccionado de alta energa.La arena se encuentra totalmente invadida de agua.

PROPIEDADES PETROFSICAS DEL YACIMIENTO

RESERVAS DE LAS ARENAS PRODUCTORAS EN LAS ARENAS CUYABENO-SANSAHUARI

BIBLIOGRAFATESISFACULTAD DE GEOLOGA Y PETRLEOSTEMA: ESTUDIO TCNICO ECONMICO PARA CONTROLAR EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIN DE AGUA EN EL CAMPO CUYABENO- SANSAHUARIDireccin de Internet:http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/1719(Dspace repositorio politcnico)Realizado por: David Wilfrido Jaque AimacaaAo: Abril 2009

CAMPO LAGO AGRIO

El campo Lago Agrio fue el primero en ser descubierto mediante la perforacin del pozo exploratorio Lago Agrio 1, en abril de 1967. Inici su produccin en mayo de 1972 con 10.450 BPPD de los yacimientos Napo y Holln y desde ese entonces hasta la fecha se han recuperado de los mismos 149 millones de barriles de petrleo. Luego de estos 32 aos, sus reservorios principales se encuentra en una etapa de madurez, donde la produccin de aceite ha venido declinando paulatinamente, llegando a ubicarse en los 5600 BPPD con un corte de agua del 25 % aproximadamente. An cuando no se han realizado campaas agresivas de perforacin y reacondicionamiento de pozos en este campo, se ha mantenido una produccin estabilizada en los 10 ltimos aos.El rea de estudio para fines de los trabajos de Obras y Servicios Especficos (OSE) presenta las siguientes coordenadas UTM: EstructuraLa estructura Lago Agrio, a nivel de la base caliza A, est limitada: en su flanco oriental, por una falla transpresional; hacia el sur, la falla contina a la estructura de Palo Rojo, y, hacia el norte, corta el flanco oriental del campo Charapa.En el campo Lago Agrio la falla presenta saltos variables, alcanzando como mximo, aproximadamente, 80mseg en la parte ms alta de la estructura.El anticlinal Lago Agrio tiene una orientacin NNE SSO teniendo una longitud aproximada de 13 Km y un ancho promedio de 5 Km.El mejor reservorio productor que tiene el campo es la arena Holln.

SsmicaEl campo Lago Agrio, para los trabajos del OSE, integra informacin ssmica de distintas campaas de registracin con una extensin de 155.25km lineales.Es importante mencionar que el kilometraje obtenido de informacin ssmica, es la que se encuentra contenida en las coordenadas de ubicacin del campo, el kilometraje total, conjuntamente con el campo Guanta Dureno, es de aproximadamente 540km lineales.

Yacimientos ProductivosEn el campo Lago Agrio la produccin proviene de los siguientes reservorios: Holln Inferior (9904 @ 10088) Holln Superior (9892 @ 10058) Napo T (9746 @ 9958) Napo U (9508 @ 9720) Basal Tena (8873 @ 9002)

Propiedades de los Yacimientos y de los Fluidos de los Reservorios

YACIMIENTOP. BURBUJA[LPC]T YAC.[F]APIGOR[PC/BL]Bo[BN/BY]GRAVEDAD DEL GAS[AIRE=1]

B. TENA810194271981.18631.2248

NAPO U75019020430.43001.2440

NAPO T77020332.42641.27401.2807

HOLLIN72527.51931.16921.4124

YACIMIENTOESPESOR NETO[PIES]POROSIDAD[%]

BASAL TENA6-1015

NAPO U9-1214.4

NAPO T10-1511.6

HOLLN5614.4

PRESIONESYACIMIENTOPRESION INICIAL[LPC]PRESIN ACTUAL[LPC]PRESIN DE BURBUJA[LPC]

BASAL TENA3.500810

NAPO U4.1952.500785

NAPO T4.4171.682894

H. SUPERIOR4.4004.100700

H. INFERIOR4.4854.193660

Mecanismos de ProduccinEl mecanismo de produccin del Campo Lago Agrio se lo puede definir como de gas en solucin y empuje de agua de fondo.

Historia de ProduccinEl campo Lago Agrio fue descubierto mediante la perforacin del pozo Lago Agrio 1 en abril de 1967, e inici su produccin en mayo de 1972 con 10.450 BPPD de los yacimientos Napo y Holln. Al mes de octubre del 2004 se tiene una produccin de 5779 barriles de petrleo diario con un corte de agua del 27%. El 55 % de la produccin proviene de la formacin Holln, el 8 % de Basal Tena, el 17 % de la arenisca Napo U, y el 10 % de la Napo T. A continuacin se presenta los datos histricos de produccin del campo, as como grficos del comportamiento histrico total y de las arenas del campo. AO PRODHISTRICALAGO AGRIOBPPD

19918278

19928143

19938338

19947284

19956207

19965582

19975346

19984982

19995898

20004861

20015753

20025783

20035639

20045634

RESERVASA continuacin se presenta un cuadro que contiene los datos de: petrleo original en sitio (POES), factor de recobro, reservas iniciales, produccin acumulada y reservas remanentes a diciembre del 2003CAMPOAPIPOESBLSFR(%)Reservas Originales (BN)Produccin Acumulada a DIC-2003Reservas Remanentes a DIC-2003

LAGO AGRIO29501.456.98936182.746.603147.539.34135.207.262

Estado Pozos Perforados, Cerrados, Produciendo, Abandonados, ReinyectoresSe han perforado 47 pozos, de los cuales 46 probaron ser productores de petrleo, el pozo Lago Agrio 19 es el nico que result seco, y se han perforado 3 pozos de reemplazo: Lago Agrio 9B, 11B y 16B; el pozo 16 B fue convertido en reinyector. En la actualidad se encuentran produciendo 22 pozos, 20 cerrados, 3 pozos abandonados, un pozo reinyector.

Produccin de Petrleo, Agua y Gas por Mtodos de Produccin

Facilidades de Produccin y Reinyeccin de AguaEn las tablas a continuacin, se presentan las facilidades de produccin y reinyeccin en el campo Lago Agrio.ESTACIN NORTE FACILIDADES DE PRODUCCIN REA LAGO AGRIO 2004

UBICACINELEMENTO EQUIPO O COMPONENTEDESCRIPCINFACILIDADES DE PRODUCCIN

ESTADOREQUERIMIENTO

ESTACIN NORTETanque de reposoCapac. 12090 Bls.OperandoReparacin e instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTETanque de lavadoCapac. 24680 Bls.OperandoReparacin e instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTESeparador de pruebasCapac. 10000 BrlsOperandoInstalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTESeparador de produccin N 3Capac. 10000 BrlsOperandoNinguna

ESTACIN NORTESeparador de produccin N 1Capac. 10000 BrlsOperandoInstalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTESeparador de produccin N 2Capac. 10000 BrlsOperandoCambio de equipo

ESTACIN NORTESeparador de gasCapac. 5000 bls.OperandoInstalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTEBateras de manifolds2 bateras de 5 manf.OperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTEBateras de manifolds1 batera de 10 manif.OperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTETriplexMotor de 150 HPOperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTECompresor de gasSerie 09116 - 15 x 11, Serie 08890 8 x 11, Motor AjaxOperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTESumideros2 bombas durco 15 HPOperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTESistema contra incendiosPerquins serie U 553394X.OperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

FACILIDADES DE PRODUCCIN REA LAGO AGRIO 2004


ESTADOREQUERIMIENTO

ESTACIN NORTEReinyeccin de agua2 bombas de Qumico motor de 1/4OperandoCambio de equipo.

ESTACIN NORTEReinyeccin de agua1 B.Centrilift Motor 50 HP 1 B.Reda Motor 50 HPOperandoInstalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTEBooster Reinyeccin de agua2 motores elctricos, bombas Durco 4 x 3OperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTEBooster del sistema Power OilMotor 100 HP, Bombas Durco 4 x 3OperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTEBooster bomba y motor transferenciaMotor 100 HP, Bombas Durco 6 x 4OperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTEBomba de recirculacin25 HP Bomba 4 x 3 DurcoOperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN NORTEBomba calentador de agua10 HP Bomba 3 x 2OperandoCambio de equipo

ESTACIN NORTETriplex locacin # 17 al 24-36-17

OperandoCambio de equipo

ESTACIN NORTEQuintuplex locacin # 17 al 18-02 (Pozo 30 Cerrado x CPS)

OperandoCambio de sistema

ESTACIN NORTETriplex Estacin al # 32-43


ESTACIN NORTETriplex Estacin al # 24-36


ESTACIN NORTEQuintuplex locacin Lago # 23 al La- 11-34-37

OperandoCambio de sistema.

POZO L.A -01Tanque. 500 blsBalancn Motor 60 HPOperandoNInguno

POZO L.A -28Tanque. 500 blsBalancn Motor R-7OperandoNInguno

ESTACIN CENTRALFACILIDADES DE PRODUCCIN REA LAGO AGRIO - 2004


ESTADOREQUERIMIENTO

ESTACIN CENTRALTanque de reposoCapac. 15120 BrlsOperandoReparacin e instalacin instrumentacin.

ESTACIN CENTRALTanque de lavadoCapac. 14690 BrlsOperandoReparacin e instalacin instrumentacin.

ESTACIN CENTRALSeparador de pruebasCapac. 10000 BrlsOperandoNinguno

ESTACIN CENTRALSeparador de produccinCapac. 15000 BrlsOperandoNinguno

ESTACIN CENTRALBateras de manifolds2 bateras de 5 manf. 3 vlvulas 3 vas f/sOperandoReparacin e instalacin instrumentacin.

ESTACIN CENTRALCalentador con bomba1-.Bomba Serie 453266, Modelo MARK - 111 2.-Motor Serie 8109M, Modelo - TBPC - 3 HPOperandoInstalacin instrumentacin.

ESTACIN CENTRALBomba Booster de Reiny agua1-.Bomba Serie 402877 Marca Durco, Motor sin placa. 2.-Serie 402876 Maraca Durco, Motor sin placaOperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN CENTRALBomba Motor Iny. de Qumico1-.Bomba TEXAS HOUSTON, Motor Modelo 1121007410 1/4 HP 2.-Bomba TEXAS HOUSTON, Motor Modelo 1121007410 1/4 HPOperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN CENTRALMonitores Sistema contra incendios4 monitoresOperandoInstalacin nuevo sistema.

ESTACIN CENTRALCmaras de espuma4 cmarasOperandoNinguna

FACILIDADES DE PRODUCCIN REA LAGO AGRIO - 2004


ESTADOREQUERIMIENTO

ESTACIN CENTRALSistema de Power Oil 2 buster1-.Bomba Serie 121476, Motor 100 HP Serie EPG254042 2.-Bomba sin placa, Motor 50 HP, Serie NHO25049OperandoCambio de sistema

ESTACIN CENTRALBooster para bombeo al oleoducto1-.Bomba Serie 239834, Motor 50 HP Serie 6211-22-J/C-3 2.-Bomba Serie 239833, Motor 50 HP, Serie P-32G05133-G3-CWOperandoCambio de equipo e Instalacin instrumentacin.

ESTACIN CENTRALBomba del sumidero1-.Bomba Durco Serie 475902 Motor 25 HP, Serie Z166258OperandoInstalacin de instrumentacin.

ESTACIN CENTRALContadores de entrega ACTS1-.Contador INVALCO Modelo W-315 2.- Contador SMITH Serie 28019OperandoCambio de sistema




FACILIDADES DE PRODUCCIN REA LAGO AGRIO - 2004


ESTADOREQUERIMIENTO

ESTACIN CENTRALBomba recirculacin tanque a tanque1-.Bomba serie 0599-3105*B 2.- Motor 3 HP ID # 6206-JC-3OperandoCambio de sistema

ESTACIN CENTRALTriplex locacin # 21 al # 22


ESTACIN CENTRALTriplex locacin # 39 al # 39


ESTACIN CENTRALTriplex locacin # 13 al # 13 y 38


ESTACIN CENTRALQuintuplex locacin # 27 al # 09, 27 y 04


ESTACIN CENTRALTriplex locacin # 29 al 41 - Pozo 29 E.W.OOperandoCambio de sistema

PROYECCIONES DE PRODUCCINProyecciones Estado Actual de Produccin

Proyecciones con Incremento de Produccin Estimado

Caracterizacin de Agua

Caracterizacin de Crudo

CARACTERIZACIN DE GAS

RESERVAS POR YACIMIENTO

Descripcion de Los CA,Mpos Ecuatorianos

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