CHAPTER 7: CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS
7.2 Conclusions
Las pruebas de inyección fueron realizadas con ratas de inyección que van desde 2 bls/minuto hasta 9 bls/minuto. Ahí se pudo determinar varios parámetros importantes como las presiones en superficie que han tenido valores desde 3 239 hasta 3 884 psi, mediante esas pruebas se observó que no fue tan fácil realizar la inyección de agua debido a las condiciones petrofísicas de la arena, baja porosidad y la inyección ha sido más difícil que lo usual.
La permeabilidad encontrada por el método de la derivada y horner es de alrededor de 145 mD. La presión de reservorio extrapolada por el método de horner y log log es de 2 450 psi aproximadamente, valor que coincide con el actual promedio de presión en el yacimiento. La inyección puede ayudar al soporte de presión en T y, es posible incrementar las ratas de inyección a medida que la presión, por efecto de la producción del reservorio disminuya.
Tabla 4.21. Datos de presión producción para IPR (multitasas)
Q (bfpd) Presión MP (psi)
11 520 6 535
10 084 6 459
8 641 6 365
Fuente: (ARCH, 2015)
Mediante las pruebas de inyectividad y fall off se analizará los parámetros de registros de presiones de descarga vs caudal de inyección de agua de formación del campo Singue con el fin de determinar la presión de descarga de las bombas para el campo Singue, a continuación de observará las figuras de las distintas pruebas realizadas al pozo Singue A-10WIW.
165 Figura 4.9. Pruebas de caudales múltiples
Fuente: (Halliburton,2015)
En está gráfica se observa el bombeo de 0 a 6 bpm, el anular se monitorea a 800 psi constante durante el bombeo.
Al momento de realizar el bombeo a un caudal de 6 bpm se detecta que la presión del anular se incrementa hasta 100 psi, y hubo una detención del bombeo pero el personal especializado en el packer realizó diferentes maniobras para que se reiniciara el bombeo.
166 Figura 4.10. Pruebas de caudales múltiples
Fuente: (Halliburton,2015)
En esta segunda imagen se observa, que al llegar al caudal de 9 bpm, se incrementó por la comunicación entre el tubing casing la presión del anular hasta 1 000 psi. Considerando que se alcanzó una presión de 3 900 psi, se vuelve a detener el bombeo en el pozo para realizar Fall OFF Test, dejando disminuir la presión hasta cero psi, por un período de tiempo de aproximadamente 10 mint.
En un período de 10 años el proyecto será factible y rentable y yo he tomado los datos más bajos para observar si hay pérdidas o ganancias pero aun así si se obtiene ganancias con la reinyección de agua.
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5.1. CONCLUSIONES
• El diseño de completación de fondo para el pozo inyector Singue A- 10WIW, está de acuerdo a los datos obtenidos y que no van afectar al casing con un colapso ni contaminando las zonas superiores, ya que separa la zona de interés.
• La mayor cantidad de información de tipo geológica, petrofísica, y de producción permite realizar y analizar el estudio de inyección, para tener una mejor predicción del pozo inyector, aun considerando la falta de información que tiene el campo Singue por lo que no se pudo analizar todas las variables del mismo.
• El agua de inyección presenta una buena calidad y compatibilidad con el agua de formación, pero si se debe realizar un tratamiento de agua mediante el sistema de filtrado para que haya una mejor aceptación al momento de inyectar al reservorio T superior y no dañe a los equipos ni a la operación de inyección.
• La tasa inicial de producción de petróleo para el Reservorio T superior será de 2882 bppd alrededor de un tiempo de 3 años hasta que se produzca la ruptura del frente de invasión, porque después de la ruptura vendrá el momento en el cual la producción de petróleo irá disminuyendo hasta que no sea rentable económicamente.
• Este proyecto permitirá evaluar mejor el potencial en el Campo Singue para poder realizar la Recuperación Secundaria en la arena T superior, con un total de petróleo recuperado que se estima después de 10 años de la inyección de agua.
• Este tipo de proyectos constituyen la solución más viable y rentable para enfrentar la constante declinación de la producción y también ayuda con el manejo de agua que se produce con el petróleo, el cual
169 evita los excesivos costos en el tratamiento del agua, ya que solo se realizará un filtrado del agua.
• Para el proyecto de la tasa Interna de retorno debe ser rentable, pero como se varía el precio del petróleo, se realizó un análisis en dos parámetros y con el precio de 50 dólares y con un precio de 100 dólares del petróleo el proyecto de inyección es rentable.
5.2. RECOMENDACIONES
• Para tener una mejor eficiencia de la inyección de agua se debe realizar un monitoreo continuo de los caudales y fluido a inyectarse, ver las presiones que se van a inyectar, la permeabilidad, presión del reservorio, presión de fractura, viscosidad, factor volumétrico, es importante conocer el estado del pozo.
• Se recomienda un plan de manejo ambiental para prevenir, mitigar, controlar el agua de formación de los pozos inyectores para poder tratar con tiempo el problema de agua y evitar problemas a lo largo del tiempo.
• Se debe planear una limpieza anual para retirar los sedimentos y grasas que se quedan acumuladas en los tanques de almacenamiento, para evitar que se desarrolle bacterias y con el tiempo se presenten más problemas, por ello es recomendable realizar mantenimiento a los tanques.
• Se requiere realizar un buen plan de control de los parámetros físicos y químicos del agua de inyección, para controlar los sólidos en la formación productora, ya que prolongaría la vida productiva del pozo y obtendríamos una mayor optimización en la producción y menor costo en la producción.
170 • Realizar varias pruebas de Fall Off y pruebas de inyectividad para obtener los datos importantes y llegar a conocer el comportamiento que tienen los diferentes pozos, y saber si es acto o no para realizar la inyección de agua.
• Realizar de manera coordinada los procedimientos, de las diferentes pruebas, y hacer un estudio de factibilidad inyectando a las diferentes zonas a través del tubing porque esto aumentaría los caudales en los pozos y disminuiría la fricción.
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GLOSARIO
Agua de Formación: Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo y el gas en los yacimientos de hidrocarburos, puede tener diferentes
concentraciones de sales minerales.
API: American Petroleum Institute, es una organización sin fines de lucro,
que sirve para coordinar y promover el interés de la industria petrolera
en su relación con gobiernos y otros.
ARCH: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera.
BSW: Contenido de agua y sedimentos. BPD: Barriles de petróleo por día
BAD: Barriles de agua por día
Corrosión: Proceso de reacciones químicas que destruye un metal. Casing: Tubería de revestimiento.
Inyección de Agua: Método de recuperación secundaria para elevar la presión del yacimiento a fin de incrementar la recuperación de
hidrocarburos.
Pozo inyector: Pozo que cumple la función de receptar un fluido en procesos de recuperación mejorada de hidrocarburos.
Pozo Reinyector: Tiene la función de dirigir las aguas de formación hacia
arenas no productoras de petróleo con el fin de confinarlas y de
172 psi: Unidad de medida de presión “pounds per square inch” (libra por
pulgada cuadrada).
PPM: Partes por millón, es una unidad de medida con la que se mide la concentración.
Rata: Volumen de fluido en función del tiempo.
Reacondicionamiento de Pozos: Son trabajos destinados a mejorar la
producción de un pozo. Pueden ser trabajos de reparación de la
completación, trabajos a la formación tales como estimulaciones,
acidificaciones, fracturamientos,
Tanque de lavado: Se separa el agua del aceite por diferencia de densidades, el agua se drena a una piscina y el aceite pasa a un tanque
de mayor capacidad, donde se almacena el crudo producido del campo.
TVD: True Vertical Depth (Profundidad Vertical Verdadera).
UTM: “Universal Transverse Mercator”. Sistema de coordenadas de localización a nivel mundial.
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Anexo 1:
P&ID Planta de Tratamiento de Agua en Singue A175
Anexo 2:
Planos de la Planta de Tratamiento de Agua en Singue A176
Anexo 3:
P&ID Planta de Proceso de Crudo en Singue B177
Anexo 4:
Diagrama del pozo SA-10WIW178
Anexo 5:
Cuadro comparativo del promedio real de producción en comparación con las metas alcanzar en la producción en el año 2015.Fuente: (ARCH, 2015)
Anexo 6:
Distribuciones de la porosidad y permeabilidad
mediante simulación matemática.
Anexo 6.1: Sección transversal Este-Oeste que indica distribución de permeabilidad vertical
179 Anexo 6.2: Distribución de Porosidad
Fuente: (ARCH, 2015)