1. Campos y pozos con recuperación primaria y mantenimiento de presión Parámetros Petrofísicos Reservorio: Arenisca SAL.HMP-2 Porosidad: 7% Tramo: 4479,5m a 4518,5
Saturación de agua: 47%
Datos de estimación de reservas Gas (MMMPC)
1.082,00 INSITU
Condensado (MMbbls) 28.44 INSITU
768.00 RECUPERABLE 14.79 RECUPERABLE
Pozo San Alberto Nº (SAL-10)
Petrobras Bolivia S.A, iniciciando la fase de perforación exploratoria, activa la perforación del SAL-X10. El objetivo fue investigar el potencial hidrocarburífero de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Sistema Devónico. La perforación se inició el 9 de noviembre de 1997 y finalizó el 2 de diciembre de 1998, alcanzando una profundidad final de 5220 m. PRUEBAS DST REALIZADAS EN EL POZO SAL-X10
Campos con Recuperación primaria 1. Campo San Alberto Se encuentra ubicado en la provincia gran chaco del departamento de Tarija, al sureste del territorio Boliviano.
Pozo San Alberto Nº9 (POZO SAL-X9)
Las operaciones se iniciaron en fecha 25 de octubre de 1998, se recuperó el arreglo final simple de producción. Seguidamente se ejecutó un side track a partir de 4379 m. (KOP) y se perforó hasta 4564,5 m., para concluir esta fase se realizó una prueba DST en el tramo 4369 - 4564.5 m. y posteriormente se bajó arreglo final de producción. Las operaciones finalizaron el 30 de marzo de 1999. Los resultados de la prueba DST (Tabla I.9), permitieron considerar a este pozo como productor de gas y condensado de los reservorios H1 y H2, pertenecientes a la Fm. Huamampampa.
PRUEBA DST
POZO SAN ALBERTO Nº 11 (SAL-X11) Las actividades operativas se iniciaron el 13 de febrero de 1999 y la perforación fue concluida el 24 de abril del 2000, con una profundidad final de 5610 m. Las pruebas de formación en agujero abierto confirmaron el descubrimiento de los yacimientos Icla, Santa Rosa y Huamampampa, que permitieron clasificar a este pozo como productor de gas y condensado en las formaciones citadas. PRUEBAS DE PRODUCTIVIDAD
POZO SAN ALBERTO Nº12 (SAL-X12) Con la perforación del pozo SAL-X12, concluye la fase exploratoria del subsuelo del campo, que permitió investigar toda la secuencia litológica de la Fm. Santa Rosa y el tramo superior de la Fm. Tarabuco del Sistema Silúrico. El pozo SAL-X12 fue clasificado de avanzada (A-1), y tenía como objetivo principal confirmar la presencia de reservas gasíferas en la parte Norte de la estructura. Las operaciones se iniciaron el 31 de agosto del año 1999 y concluyeron el 26 de noviembre del 2000. Alcanzó una profundidad final de 5648 m., concluida las pruebas evaluativas fue clasificado como pozo productor de gas y condensado condens ado de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Rosa . En la Figura I.7 , se muestra la secuencia estratigráfica y estilo estructural del área de influencia del pozo y en la Figura I.8 el arreglo final de producción con las zonas probadas y la columna estratigráfica.
POZO SAN ALBERTO Nº 13 (SAL-13) El pozo SAL-13, es el primero de la fase de desarrollo del campo San Alberto, fue ubicado a 1050 m. al Sur del pozo SAL-X9, y tuvo como objetivo el atravesar y producir gas de los reservorios de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa, que no fueron alcanzados por el pozo SAL-X9. Adicionalmente se tenía el objetivo de investigar el tramo superior de la Fm. Tarabuco. Las operaciones se iniciaron el 9 de julio del 2000 y concluyeron el 18 de junio del 2001. Se alcanzó una profundidad final de 5733 m. Se tomaron cuatro testigos de fondo, dos en la Fm. Huamampampa y otros dos en la Fm. Icla. Una vez concluidas las pruebas de evaluación del potencial gasífero fue clasificado como pozo productor de gas y condensado de las Fms.Huamampampa, Icla y Santa Rosa, habiendo quedado con un arreglo simple de producción. Se realizaron dos pruebas de formación y tres de producción, cuyos resultados se muestran a continuación.
PRUEBAS DE PRODUCTIVIDAD
2. RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA
CAMPO CARANDA: El reservorio Cajones MK fue descubierto en abril de 1962 con la terminación del pozo CAR-10. El mecanismo de producción de este reservorio fue por empuje de gas en solución y empuje de agua. Además del reservorio cajones se tienen los reservorios YECUA D CAJONES MP,TAIGUATI G. Las razones por las cuales se seleccionó el reservorio reser vorio Cajones MK para inicios de la explotación ex plotación de Petróleo por inyección de agua fueron las siguientes: si guientes: Por ser un yacimiento somero, ubicado a una profundidad promedio de 4000 m. Por ser un yacimiento aparente contínuo.
El campo Caranda se encuentra ubicado localizado en la provincia Ichilo del departamento de Santa Cruz a una distancia aproximada de 45 km en la dirección Noreste.
El proyecto de inyección por de agua al reservorio Cajones MK (ESTE) es elaborado con la información disponible hasta el año 2008. Habiéndose considerado los siguientes
datos básicos obtenidos de estudios realizados cuando se desarrolló el campo por explotación primaria: Porosidad: 20% Saturación de agua= 40% Factor volumétrico= 1,426 bbl*BF Factor volumétrico actual: 1,4 bbl*BF Viscosidad del petróleo: 1,8 CPS Viscosidad del agua: 0,65 CPS Caudal de inyección de agua: 2000BPD Petróleo producido por primaria= 1,2*106 Bbls Eficiencia= 87% La inyección de agua adoptó el sistema periférico a través de tres pozos habiéndose inyectado un volumen total de 8.441,536 barriles de agua
CAMPO LA PEÑA: A principios de 1981, técnicos de la Houston Oíl Technology Corporation Llegaron a Bolivia, recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos abandonados e información adicional de YPFB, todo lo cual fue analizado en laboratorios de la compañía. Este trabajo reveló que en los campos de Bermejo, Sanadita, Camatindi y la Peña existen importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explorados con resultados económicamente positivos. Empresa Andina
3. RECUPERACIÓN TERCIARIA Hasta la actualidad no se aplicó la recuperación terciaria en Bolivia, YPFB Chaco aplicará recuperación terciaria por primera vez en Bolivia en el campo Patujusal. El principal canditato para esta nueva tecnología es el campo Patujusal con el cuál se podrá recuperar un 10% de petróleo p etróleo insitu. Campo Carrasco: Se encuentra en el departamento de Cochabamba en la provincia Carrasco que fue descubierto en 1991. Actualmente se explota el área por agotamiento natural, sin embargo desde el año 2002 hasta el 2009, se inyecta gas pobre o residual a la formación para mejorar la producción y la recuperación de los hidrocarburos del reservorio productor. En este campo se perforan 12 pozos, actualmente 2 son productores y uno es inyector de agua de formación. Campo Camiri: Los pozos inyectados son: CAM-17, CAM-58, CAM-72- CAM-82, CAM-16. Campo Cascabel: Pozo inyectado CCB-12 Campo Rio Grande: Los pozos inyectados fueron: RGD-20T, AGD-44, RGD-46, RGD-53, RGD-61 Campo Sirari: Los pozos inyectados son: SIR-3L, y SRL-8L Campo Víbora: Los pozos inyectados son: VBR-4C, VIBR-5L, VBR-11L,VBR-12L, VBR-13T, VBR-17C
UNIVERSIDAD AUTONOMA JUAN MISAEL SARACHO FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTES CARRERA DE INGENIERIA DE PETROLEO Y GAS NATURAL
TRABAJO DE INVESTICACIÓN Nº1 RESERVORIOS III TEMA CAMPOS Y POZOS CON RECUPERACIÓN PRIMARIA, SECUNDARIA Y TERCIARIA DOCENTE: ING. PAREDES MARTINEZ CARLOS ALUMNO: BOLIVAR FELIX BRAYAN GUSTAVO RU: e87769
Villa Montes – Tarija Tarija Año 2019
