El campo Víctor Hugo Ruales (VHR), Bloque 58, está localizado en la Región Amazónica Ecuatoriana, provincia de Sucumbíos, limitado al Norte por el río Putumayo (límite con Colombia), al sur por el Bloque 53 campo Sigue y al sur-oeste por los campos Frontera y Tapi-Tetete, cubriendo un área aproximada de 3466 hectáreas. La figura 1 muestra la ubicación de campo (Petroamazonas EP & IGAPÓ S.A., 2017).

Figura 1 Figura 1 Ubicación del campo Víctor Hugo Ruales Petroamazonas EP e IGAPÓ S.A., 2017

El campo Víctor Hugo Ruales (VHR), actualmente manejado por la empresa estatal Petroamazonas EP., pertenece al Activo Cuyabeno, fue descubierto por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) el 17 de junio de 1988 con la perforación del pozo Cantagallo-1, actualmente conocido como VHR-001, con una producción de 10,600 BPPD de 32º API, de las arenas productoras: Basal Tena, “U” superior, “U” media, “U” inferior y “T” superior (Cárdenas, 2018, p. 7).

El campo tiene 28 pozos produciendo, 3 reinyectores de agua de formación, 1 abandonado. Para marzo de 2019 la producción total fue de 30,985 BFPD, con 7,122 BPPD, y 23,863 BAPD con un corte de agua de 77%. La producción acumulada de petróleo del campo VHR es de 56.68 MMBls. Los reservorios de U aportan con el 66% de la producción acumulada, y la arena en estudio M-2 aporta el 10%, es decir 5.6 MMBls. Esta producción tiene su respectiva declinación, lo que requiere optimizar la producción día a día, mediante la implementación de nuevas tecnologías y diferentes métodos para incrementar o mantener su producción (Petroamazonas EP e IGAPÓ S.A., 2017, p. 13).

Las principales propiedades petrofísicas de la arena M-2 del campo VHR se describen a continuación en la tabla 1:

Tabla 1 Tabla 1 Propiedades petrofísicas de M-2 Petroamazonas EP e IGAPÓ S.A., 2018.

El campo VHR al año 2018 reporta un POES de 50 MMBls para el reservorio M-2. Las reservas remanentes han sido estimadas en 2.9 MMBls. El factor de recobro actual del reservorio es 17.5%.

La tabla 2 muestra el cálculo del POES y reservas remanentes:

Tabla 2 Tabla 2 Cálculo de reservas Petroamazonas EP e IGAPÓ S.A., 2018

La inyección de solventes se encuentra dentro de los procesos de inyección miscibles, ya que con la miscibilidad del solvente y los fluidos existentes en el yacimiento se garantiza una buena eficiencia de este proceso de desplazamiento, ya que en varios estudios la inyección de solventes afecta considerablemente en la humectabilidad de la roca, presión capilar de los poros, tensión interfacial de los fluidos y aumento viscoso del fluido desplazante, reduciendo la movilidad, factores muy importantes en la recuperación del petróleo. Entre los fluidos más utilizados en la operación se encuentran: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados (Salager, 2005, p. 56).

El solvente usado es un alcohol proporcionado por una empresa Nacional que se dedica a la estimulación de pozos petroleros.

“La ecuación de flujo fraccional relaciona la fracción de fluido desplazante en la corriente de fluido total, en cualquier punto del reservorio” (Herrera, 2013, p. 74), Leverett fue quien desarrolló esta ecuación, y para su deducción tomó en consideración un desplazamiento tipo pistón con fugas, en el cual el fluido desplazado es petróleo y el fluido desplazante es agua (Criollo, 2011, p. 58).

La ecuación 1 permite determinar el flujo fraccional, asumiendo que los efectos del gradiente de presión capilar y los efectos de la gravedad son despreciables:

Ec. (1) f w = 1 1 + u w k r o u o k r w

Dónde:

μ_w = Viscosidad de agua [cp].

μ_o = Viscosidad de petróleo [cp].

K_ro = Permeabilidades relativa al petróleo [md].

K_rw = Permeabilidades relativa al agua [md].

El factor de recobro en un proceso de recuperación secundaria o mejorada en campo se calcula con la siguiente ecuación (ec. 2)(ec. 3):

Ec. (2) F R = E V × E A × E D

Dónde:

F_R = Factor de recobro

E_V = Eficiencia de desplazamiento vertical EA = Eficiencia de desplazamiento areal.

E_D = Eficiencia de desplazamiento microscópico ES = Eficiencia de desplazamiento volumétrico.

Ec. (3) E S = E V × E A

El Factor de recobro para un proceso de inyección en laboratorio se calcula con la ecuación 4:

Ec. (4) F R = volumen de petróleo recuperado volumen de petróleos en el plug × 100 %

En la primera etapa el screening realizado en el software EOR DETECT, desarrollado en la Carrera de Petróleos de la FIGEMPA en el 2016 por José Bolaños (Bolaños, 2016) permitió hacer una buena selección del método de inyección. El mejor método que se ajustó a las condiciones operaciones del campo fue la inyección de solventes con el 73% de aplicabilidad sobre los demás métodos. Ver figura 2 y tabla 3.

Figura 2 Figura 2 Screening de método EOR usando el EOR DETECT

Tabla 3 Tabla 3 Propiedades físicas y químicas de solvente Dynadrill S.A., 2019

La selección de la profundidad de muestreo se efectuó teniendo en cuenta la profundidad del intervalo de aporte en el pozo, razón por la cual se decidió seleccionar una muestra de 7839.8 ft, ver figura 3.

Figura 3 Figura 3 Core arena M-2, VHR-13 Petroamazonas EP, 2019.

La preparación a la cual fue sometido el core para su posterior desplazamiento con agua de formación y solvente, se describe, a continuación:

Del core se cortó un plug de 1.5” de diámetro y 8 cm de longitud, ver figura 4.

Figura 4 Figura 4 Plug arena M-2, VHR-13 Petroamazonas EP, 2019

Posteriormente, se realizó un perfilado para obtener una muestra cilíndrica de caras paralelas, los hidrocarburos del plug se han eliminado con circulación de tolueno bajo una cámara extractora de gases, después para eliminar la humedad en los espacios porosos la muestra se introdujo en un horno al vacío por 24 horas a 60° C, para posteriormente saturar la muestra al 100% con agua de formación del reservorio M-2 en un cilindro saturador a 1500 psi, por tres días. Ver figura 5.

Figura 5 Figura 5 Saturación con agua de formación, plug arena M-2, VHR-13 Laboratorio CIQ Petroamazonas EP, 2019

Ensamblado el plug en el core holder del equipo FDS-350 (ver figura 6), y sometido a presión y temperatura de reservorio, se saturó de petróleo inyectando 15 volúmenes porosos de la muestra, luego este plug saturado de petróleo se lo introdujo en el equipo DIN STAR para ser sometido a un proceso de destilación que permitió determinar que el plug contiene 0.4 cm³ de agua, equivalentes a 6.67% y 5.59 cm³ de petróleo, igual al 93.33%.

Figura 6 Figura 6 Equipo FDS-350 Laboratorio CIQ Petroamazonas EP, 2019.

Se realizó el desplazamiento al plug en el equipo FDS-350 con agua de formación inyectando 10 volúmenes porosos de la muestra, el fluido producido fue recogido en una probeta graduada, ver figura 7, que previamente contenía 30 cm³ de JP1 y dos gotas de demulsificante de acción rápida para evitar emulsiones.

Figura 7 Figura 7 Fluido obtenido, desplazamiento con agua de formación Laboratorio CIQ Petroamazonas EP, 2019.

En la tercera etapa, a las mismas condiciones, y después de restar el petróleo recuperado en la primera inyección, se inició el desplazamiento del contenido del plug utilizando la mezcla, constituida de 999 cm³ de agua y 1 cm³ de solvente en una cantidad de 10 volúmenes porosos de la muestra, que permitió recoger en una probeta graduada, ver figura 8, que al igual que en la fase anterior contenía 20 cm³ de JP1 y dos gotas de demulsificante.

Figura 8 Figura 8 Fluido obtenido, desplazamiento con agua de formación y solvente Laboratorio CIQ Petroamazonas EP, 2019

A continuación, se realizó el cálculo analítico usando la ecuación de flujo fracción de Buckley-Leverett y avance frontal para posteriormente hacer una comparación con los datos obtenidos en laboratorio.

Con los datos obtenidos en laboratorio y en campo, principalmente la viscosidad del agua y viscosidad del agua más solvente se obtuvieron los siguientes resultados, Ver tabla 4:

Tabla 4 Tabla 4 Datos para el cálculo del proyecto Petroamazonas EP e IGAPÓ S.A., 2019.

Estos valores permitieron realiza la tabla 5, donde están los cálculos de las permeabilidades relativas al agua y petróleo, también el cálculo de fw (flujo fraccional del agua de formación y fw* (flujo fraccional del agua de formación con solvente).

Con estos datos se realizaron los gráficos de fw y fw*, contra Sw como se lo puede observar en la figura 9.

Los valores de las permeabilidades relativas al agua y al petróleo se calcularon con las ecuaciones 5 y 6 respectivamente (Stosur et al., 2003):

Ec. (5) k r w = k r w @ S o r * [ S w - S w i r r 1 - S o r - S w i r r ] n

Ec. (6) k r o = k r o @ S w i r r * [ 1 - S o r - S w 1 - S o r - S w i r r ] m

Tabla 5 Tabla 5 Cálculo de los flujos fraccionales

De la figura 9, se pudo determinar el valor de las siguientes variables (tabla 6) para la curva de flujo fraccional del agua.

Figura 9 Figura 9 Flujo fraccional con agua de formación y solvente

Tabla 6 Tabla 6 Variables de la curva de flujo fraccional agua

De la figura 9, se determinaron los valores de las variables (tabla 7), para la curva de flujo fraccional de agua y solvente.

Tabla 7 Tabla 7 Variables de la curva de flujo fraccional de la mezcla (agua y solvente)

Durante la ejecución del proyecto, la inyección de agua debe tener un monitoreo continuo de filtrado, caudal, presiones de inyección, permeabilidad, presión del reservorio, presión de fractura, viscosidad, que afectan directamente al factor de recobro.

Agregar la cantidad adecuada de solvente a la mezcla ya que, si se excede en la cantidad, la viscosidad puede incrementarse haciendo que la eficiencia se reduzca ya que puede taponar los espacios porosos.

Realizar una simulación matemática para corroborar los datos referentes a los factores de recobro tanto de laboratorio y método analítico.

Realizar los procesos de EOR, desde el inicio de la vida productiva de un campo, lo que aumentaría su factor por encima del 50%.