Campo Paloma 4

CAMPO PALOMA (GRUPO #6)

CAMPO PALOMA

1. IDENTIFICACION DEL CAMPO Ministerio de Hidrocarburos autoriza cesión de cinco campos de Repsol a YPFB Chaco Plantas Surubí “A” y Paloma En el bloque Mamoré se encuentran ubicados los campos Paloma, Surubí, Surubí Bloque Bajo y Surubí Noroeste. En la región hay 46 pozos. Los campos Surubi y Paloma los opera Repsol. El bloque Mamoré está ubicado en el límite de las zonas geomorfológicas conocidas como Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana de Bolivia.

El bloque Mamoré está constituido por 4 campos: * Surubí Noroeste * Surubí * Surubí Bloque Bajo * Paloma

El bloque Mamoré se encuentra en el SUBANDINO CENTRO BOOMERANG, Se considera aquí la faja que bordea el cratón de Guapore en la parte central del país, en la llanura limite entre los departamentos de Cochabamba y santa cruz. Esta faja continua con dirección NW-SE hasta las sierras y llanuras chiquitinas, en el extremo oriental del país.

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En la secuencia estratigráfica están presente las formaciones chaco, Yecua, Petaca (Upper y Lower), Naranjillo, Yantata e Ichoa, los reservorios Productores son Lower Petaca y Yantata, saturados con petróleo liviano, gas condensado y gas El bloque Mamoré está ubicado en el límite de las zonas geomorfológicas conocidas como Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana de Bolivia. El principal reservorio es el Lower Petaca ( Terciario ) y consiste de cuerpos arenosos de variable continuidad depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial de moderada a alta energía.

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2.- PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE PRODUCCION La vida del campo petrolero Paloma, uno de los más importantes de Cochabamba, se termina. Hace 10 años producía alrededor de 6.100 barriles diarios de petróleo crudo (BBLD) y hoy produce sólo 860 BBLD: un descenso de 85,9 por ciento. La Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) revela el dato en un informe especial publicado en la última edición de su revista Petróleo & Gas, que además indica que Paloma –campo ubicado en el límite con Santa Cruz– es sólo un ejemplo, aunque “dramático”, del proceso de fuerte declinación que la producción petrolera viene sufriendo en los últimos cinco años. Cochabamba, principal productor de petróleo crudo del país, se queda así, drásticamente, sin su principal vocación productiva y el país sufre los efectos con el descenso de la producción de combustibles, especialmente diésel.

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Corren la misma suerte que Paloma otros campos históricamente significativos para el país como Río Grande (descubierto en 1962), Víbora (1988), Vuelta Grande (1978), Bulo Bulo (1964), Patujusal (1993), Los Cusis (1994) y Sirari (1985) cuya producción junto a la de otros campos antiguos aportaba en 2000 el 90,1 por ciento de la producción nacional de líquidos y hoy aportan sólo el 28,7 por ciento del total y en promedio producen un tercio de lo que alcanzaron a producir en 2002. La CBHE señala que aunque algunos campos antiguos, como Paloma, habían iniciado su procesos previsibles de declinación natural hace una década, la producción agregada de petróleo, que en 2000 alcanzara solamente 31.413 BBLD, en 2005 logró alcanzar una pico de 50.756 BBLD antes de iniciarse su contracción para en 2010 lograr una leve recuperación. Ante la falta de inversiones, se prevé que se mantenga el mismo ritmo de declinación de los mencionados campos, y su producción, de acuerdo a las previsiones de la Cámara de Hidrocarburos, se habrá agotado hacia mediados de la década, es decir dentro de cinco a seis años.

Líquidos se mantinene por campos de gas La CBHE, que agrupa a las petroleras privadas que operan en Bolivia, destaca que hoy la producción nacional de líquidos, tras media década de tasas de crecimiento negativas, alcanza los 42.430 BBLD, sólo marginalmente mayor que la de 40.742 BBLD alcanzada en 2009 y sólo gracias a la recuperación de las exportaciones de gas natural, tras su tropiezo de 2009, y la producción asociada de líquidos (condensados) en campos gasíferos.

“De lo anterior se pueden desprender algunas preocupantes conclusiones: primero, que la producción de líquidos del país ha pasado de sustentarse en el rendimiento de campos primordialmente petroleros hace una década a sustentarse hoy en la producción de tres campos primordialmente gasíferos”, apunta el informe.

Esto significa que la producción de líquidos del país antes sustentada por alrededor de 40 campos productores se encuentra “peligrosamente” hoy concentrada en la producción de tres campos cuyo aporte representa ya más del 64 por ciento del total.

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Instalaciones de la empresa petrolera Repsol en el campo Paloma

Debido a la falta de inversiones y desarrollo de nuevos proyectos de sísmica y exploración, la producción de hidrocarburos en el departamento de Cochabamba correspondiente al primer semestre de este año, registró una “disminución sustancial con relación a similar periodo de la gestión 2008, según estadísticas de la Secretaria Departamental de Hidrocarburos de la Prefectura.

La producción operativa de petróleo condensado en la región del trópico de Cochabamba durante los primeros seis meses de este año llegó a 1.533.761 barriles, es decir 456.493 barriles menos que los mismos meses de 2008 cuando totalizó 1.990.254 barriles, según datos proporcionados por Carlos Zabaleta, director de la Unidad de Hidrocarburos. Del total producido hasta junio 919.988 barriles corresponden a la empresa Chaco y 613.773 barriles a la Repsol.

La producción de gas natural (GN), entre enero-junio de este año sumó 23.091.504 millares de pies cúbicos (MMPC); mientras que la registrada en los mismos meses del año pasado 28.536.202 MMPC, estableciéndose una reducción de 5.444.698 MMPC. De ese total 15.128.417 MMPC fueron producidos por Claco y apenas 7.963.087 MMPC por Repsol.

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MAXUS BOLIVIA en el proyecto piloto de gas lift mediante coiled tubing presentado por REPSOLYPF. El levantamiento artificial por gas lift es uno de los métodos más utilizados en pozos petroleros de todo el mundo, y en especial aquí en Bolivia en el Bloque Mamoré que es donde se encuentran los cuatro campos mayores de petróleo en nuestro país.

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La mayor parte de estos pozos que se encuentran en este bloque producen con el método artificial de gas lift pero en esta última parte se encontraron pozos con tuberías de revestimiento colapsados o con ranuras porqué el gas de inyección tiene un alto contenido de dióxido de carbono; lo que se trata de hacer con el método de gas lift mediante Coiled Tubing es aislar la tubería de revestimiento utilizando la tubería de producción como anular e inyectar gas por el Coiled Tubing dentro de la tubería de producción.

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3.- IDENTIFICACION DEL DAÑO CAUSADO El principal daño a la formación ocasionado en el campo paloma fue por taponamiento de partículas finas, debido a este daño disminuyo la producción del pozo. El daño de formación puede ser el resultado de una alteración física, química o bacterial de la roca productora de una formación o de fluidos en situ debido a contacto con el fluido entero de trabajo o con los componentes de fluidos de perforación, completación y re-acondicionamiento. Daño de Formación es un problema económico y operacional indeseable que puede ocurrir durante varias fases de la recuperación de petróleo de los reservorios. Los procesos fundamentales causando daño de formación en formaciones que contienen petróleo son: físico-químicos, químicos, hidrodinámicos, termales y mecánicos. Las causas físicas de daño de formación debido a la invasión de un fluido incluyen:    

Bloqueo de los canales de los poros debido a sólidos contenidos en el fluido. Hinchamiento o dispersión de arcillas u otros minerales contenidos en la matriz de la roca. Bloqueo de agua. Estrechamiento de los finos espacios de los poros.

Daño de formación por efecto de causas químicas resultan de incompatibilidades de fluido las cuales pueden causar:    

Precipitación de soluciones de sales. Formación de emulsión. Cambio en la mojabilidad de la roca. Cambios en los minerales de arcilla alineando en los espacios de los poros de la roca permeable.

Las consecuencias del daño de formación son la reducción de la productividad de los reservorios de petróleo y operaciones no rentables. Los principales mecanismos de daño de formación según el grado de significancia: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

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Incompatibilidades de fluido – fluido Incompatibilidades de roca – fluido Invasión de sólidos Trampa de fase/bloqueo Migración de finos Actividad biológica

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La causa básica de daño de formación es el contacto con un fluido extraño. El fluido foráneo puede ser un lodo de perforación, un fluido limpio de completación o re-acondicionamiento, y hasta el mismo fluido de reservorio si es que sus características originales han sido alteradas. Clasificación de Daño de Formación  Daño Poco Profundo o en las Cercanías al Pozo  Daño Moderado/Profundo Clasificación de daño por tipo de taponamiento Taponamiento Asociados con Sólidos El taponamiento por sólidos ocurre en la cara de la formación, en la perforación, o en la formación.  Sólidos Grandes  Sólidos Pequeños  Precipitación de Sólidos Taponamiento Asociado con Filtrado de Fluido El líquido es forzado dentro de zonas porosas por presiones diferenciales, desplazando o mezclando con una porción de los fluidos vírgenes del reservorio. Esto puede crear bloqueo debido a uno o más mecanismos que pueden reducir la permeabilidad absoluta del poro, o restringir el flujo debido a efectos de permeabilidad relativa o viscosidad. Los numerosos mecanismos que resultan en daño de formación también pueden ser clasificados en la manera en la cual reducen la producción: -Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación. -Reducción permeabilidad relativa del petróleo. -Incremento de la viscosidad del fluido del reservorio. La reducción de la permeabilidad de la formación debido a sólidos puede ser el resultado de cuatro diferentes fenómenos:  

 

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Taponamiento de los espacios de los poros en la cara de la formación por la torta de lodo durante la perforación. Taponamiento de los espacios de los poros más allá del pozo perforado por sólidos que invadieron del lodo de perforación, fluidos de completación o reacondicionamiento. Hinchamiento de arcillas en situ para llenar los espacios de los poros. Desalojamiento y migración de finas partículas contenidas entre los espacios de los poros para alojarse en la garganta de los poros.

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Formaciones que contiene petróleo usualmente contienen varios tipos de arcilla y otras especies de minerales adheridos a la superficie del poro. Estas especies pueden ser sueltas por fuerzas coloidales o movilizadas por corte hidrodinámico del fluido fluyendo a través del medio poroso. Partículas finas también se pueden generar de la deformación de la roca durante la compresión y dilatación. Invasión de Partículas Una de las principales causas de daño de formación es la invasión de partículas sólidas que taponan las gargantas interconectadas de los poros, y como resultado, reducen substancialmente la permeabilidad natural de la formación. La forma predominante del empaquetamiento de grano de arena es hexagonal, y su arreglo de empaquetamiento es el factor controlador en la determinación de las aperturas a ser taponadas en los granos de arena.

FIG 2.1. Empaquetamiento hexagonal de granos de arena de Formación. D

= Diámetro de grano arena de Formación

D

= Diámetro de circulo inscrito (representando el diámetro de la garganta de poro)

D

= (0.1547)D

D

= (6.4641)d

Si se asume un empaquetamiento hexagonal, el taponamiento estable de pequeños granos de arena sobre los espacios entre granos de arena grandes, ocurre cuando el diámetro del circulo inscrito en el espacio entre granos de arena grandes es aproximadamente dos veces el diámetro de los granos pequeños.

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FIG 2.2. *Cortesía de Andespetroleum d’ = diámetro de la partícula que tapona d = diámetro de la garganta de poro Si d ≤ 2d’ se formaran puentes estables Relacionando estos principios básicos al taponamiento de formación, es evidente que partículas con un diámetro aproximadamente 1/13 del tamaño del grano de arena de formación promedio formara un puente o tapón en la apertura de la garganta del poro y no pasara a la matriz de formación. Partículas con diámetros menores a 1/13 del diámetro del grano de arena de la formación promedio, invadirán el espacio del poro y posiblemente serán atrapados en la matriz de la formación. Una vez entreverados con un fluido fluyendo por el medio poroso, las varias partículas migran mediante 4 mecanismos: 1. Difusión 2. Acumulación 3. Sedimentación 4. Hidrodinámico El transporte de partículas finas es afectado por seis factores: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Fuerzas Moleculares Interacciones Electro-Cinéticas Tensión Superficial Presión de Fluido Fricción Gravedad

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Mientras las finas partículas se mueven por caminos tortuosos de flujo existentes en el medio poroso, ellas son capturadas, retenidas, y depositadas dentro de la matriz porosa. Como consecuencia, la textura de la matriz es alterada, reduciendo su porosidad y permeabilidad. Los procesos que se llevan a cabo en el medio poroso pueden ser clasificados en tres grupos: 1. Procesos de la superficie de los poros a. Depositación b. Remoción 2. Procesos en la garganta de los poros a. Taponamiento b. Destaponamiento 3. Procesos con el volumen de los poros a. Formación de torta en situ b. Reducción de torta en situ c. Migración d. Generación y Consumo e. Transporte o Intercambio de Interfase Los mecanismos fundamentales para generar partículas son: 1. Movilización hidrodinámica 2. Expulsión coloidal 3. Liberación de partículas debido a la pérdida de integridad de los granos de la roca debido a disolución química del cemento o compresión de la roca, aplastamiento o deformación. 4. Formación química y físico-química Los mecanismos fundamentales para la retención de partículas: 1. 2. 3. 4.

Depositación en la superficie bloqueo de la garganta del poro Llenado de poro y formación de torta filtro interna Tamizar y formación de torta de filtro externo

Arcillas en situ para Llenar los Espacios de los Poros. La “arcilla” es un termino genérico, refiriéndose a varios tipos de minerales cristalinos. Los minerales de la arcilla ocupan una fracción grande de formaciones sedimentarias. Estos minerales son extremadamente pequeños, con forma tipo plato que pueden estar presentes en cristales de roca sedimentarias.

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Las arcillas que se encuentran con mayor frecuencia en zonas de hidrocarburos son:  Montomorillonites, esmectitas o bentonita  Ilitas  Arcillas de capas mezcladas  Caolinitas  Cloritas Existen tres procesos que llevan a la reducción de permeabilidad en formaciones sedimentarias con arcillas: 1.- Bajo condiciones coloidales favorables, arcillas no hinchadoras, como kaolinites e illites, pueden ser liberadas de las superficies de los poros y de ahí migrar con el fluido fluyendo a través de la formación porosa. 2.- Para arcillas que se hinchan, como smectites y arcillas de capas mezcladas, primero se expanden bajo condiciones favorables, después se desintegran y migran. 3.- Los finos adheridos a las arcillas que se hinchan, se desprenden y liberan durante el hinchamiento de las ellas. La hidratación de arcilla con agua se debe a la hidratación de los cationes unidos a la arcilla. La cantidad de hinchamiento depende de dos factores:  El catión absorbido en la arcillas  La cantidad de sales en el fluido en contacto con la arcilla. Hay dos tipos de mecanismos de hinchamiento que puede ocurre debido a la interacción de arcillas e invasión de filtrado. Hinchamiento cristalino (hidratación superficial) ocurre por la absorción de capas de agua en la superficie base cristalina de las partículas de arcilla. El hinchamiento osmótico es causado por que la concentración de cationes es mayor entre las capas de arcilla que en el bulto de la solución. En los reservorios M1 y U inferior del bloque Tarapoa hay caolinitas. Este grupo de arcilla esta usualmente juntada de forma suelta a la roca anfitriona y puede ser movilizada por la infiltración de fluidos con salinidades por debajo la concentración de la sal critica para la liberación inducida coloidal de partículas o con tasas de flujo lo suficientemente altas para exceder el esfuerzo cortante necesario para cargar las partículas finas lejos de la superficies de los poros. La Caolinita, es un mineral filosilicato común. La estructura de la caolinita esta compuesta de silicato de aluminio Al2Si2O5(OH)4. Su formación se debe a la descomposición del feldespato por la acción del agua y del dióxido de carbono.

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daños a la formacion por fluidos de completacion Lo primero que debes hacer es identificar cual es el mecanismo del daño para que puedas sugerir un tratamiento adecuado. Existen diferentes mecanismos de daño ya sea mecanico o quimico. Si hablas de fluidos de completacion en particular puedes tener los siguientes mecanismos: - Por invasion de solidos. (daño de tipo mecanico) - Migracion de finos.(daño de tipo mecanico) - Entrapamiento de fases.(daño de tipo mecanico) - Hinchamiento de arcillas (interaccion entre roca y fluidos) - Alteracion de mojabilidad

Como podras imaginar el tratamiento varia mucho y se debe poner especial cuidado en evitar agravar el problema. Te recomiendo leer el excelente libro de Faruk Civan "Reservoir Formation Damage". Es creo que hasta ahora el tratado mas completo sobre daño a la formacion. Espero que esta informacion te sea de utilidad.

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4.-REMEDIACION DEL DAÑO Para solucionar el daño a la formación se ralizo la operación de fracturamiento hidráulico. El fracturamiento hidráulico es un proceso de estimulación de pozos en el que una fracción de fluidos es bombeado bajo alta presión de hasta 20.000 psi a fin de lograr la rotura artificial de la roca reservorio con el fin de aumentar la permeabilidad y la producción. El fracturamiento se puede hacer en etapas durante las cuales diferentes fluidos son inyectados en el pozo. En primer lugar una plataforma, que es fluido frac sin agentes de sostén, se bombea el pozo hasta el desglose de la formación. Luego el líquido frac con agentes de sostén se bombea. Al final de fracturamiento hidráulico, un desecho del líquido claro se bombea al pozo para limpiar el pozo. El color también puede ser un underflush o overflush dependiendo de la cantidad de líquidos de lavado a bombear. El equipo de fracturamiento incluye unidades de bombeo, mezcladoras, equipos de manipulación a granel, tales como el transporte de arena y fracturamiento de transporte de líquidos, un remolque montado múltiples, fracturas y autobuses. El fluido de frac sale de las perforaciones en la cubierta, empaques para el aislamiento de la formación. El fluido de fractura suele ser agua (posiblemente mezclado con el ácido) o aceite diesel; agentes espesantes se pueden utilizar para aumentar la viscosidad del fluido de fracturamiento. Los agentes propantes o de sostén (esferas pequeñas) como arena, o gránulos de óxido de aluminio, se suspenden en el fluido y se utilizan para mantener las fracturas abiertas después de las paradas de bombeo, la concentración de propante o arena es generalmente 2.4 lbs / gal y se mezclado con el fluido de fracturamiento en la mezcladora; se mide el trabajo de fractura por las libras de arena utilizada que por lo general varía de 20.000 a 1.000.000 de libras en una fractura hidráulica masiva. Las mayores tasas de inyección de forma más largas fracturas. Algunos tipos de fracturamiento hidráulico incluye un Hydrafrac), b) sandfrac, c) waterfrac, d) acidfrac, e) superfrac, f) gelificado waterfrac, g) gelificado oilfrac), fracción de la emulsión, y i) fracción de vapor. El fracturamiento hidráulico fue desarrollado en 1948.

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