INDICE GENERAL INDICE CAPITULO I
1
GENERALIDADES ....................................................................... 1
1.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1 1.2. ANTECEDENTES .................................................................................... ....... 2 1.2.1 ANTECEDENTES GENERALES............................................................ 2 1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................... 19 1.3.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA................................................... 19 1.3.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ..................................................... 19 1.4. OBJETIVOS ................................................................................................. 19 1.4.1. OBJETIVO GENERAL ........................................................................ 19 1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS................................................................ 19 1.5. JUSTIFICACION DEL PROYECTO.-............................................................ 20 1.5.1. JUSTIFICACION TECNICA.-............................................................... 20 1.5.2. JUSTIFICACION SOCIAL.- ................................................................. 20 1.5.3. JUSTIFICACION ECONOMICA.- ........................................................ 20 1.5.4. JUSTIFICACION AMBIENTAL.- ......................................................... 20 1.6. ALCANCES.- ........................................................................................... ..... 20 1.6.1 ALCANCE TEMÁTICO.-....................................................................... 20 1.6.2 ALCANCE GEOGRAFICO.- ................................................................. 21 1.6.3 ALCANCE TEMPORAL.- ..................................................................... 21 BIBLIOGRAFIA .............................................................................................. ..... 22 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ................................................................... 23 TEMARIO TENTATIVO ....................................................................................... 24
INDICE DE FIGURAS
Figura 1: Ubicación del campo Surubí............................................................ ....... 4 Figura 2: Columna estratigráfica del Sud Andino Sur ............................................ 6 Figura 3: Corte Estructural del Campo Surubí ....................................................... 7 Figura 4: Imagen Satélite del área Mamoré con indicación de planchadas .....9
……..……………………………………………………………………………………
Figura 5: Ubicación del campo en Superficie ................................................. ..... 11 de l Campo Surubí ......... 13 Figura 6: Relación de producción gas, petróleo y agua del pr oducción del Campo Surubí, Paloma y Bloque Bajo ....... 14 Figura 7: Historial de producción Pro ducción de gas g as ............................................................. 15 Figura 8: Historial de Producción
Figura 9: Historial de Producción de Petróleo ..................................................... 16 Figura 10. Sistema de LAG ................................................................................. 16 Figura 11: Método de Bullheading ....................................................................... 17 Figura 12: Grafico de BullHeading ...................................................................... 18
2
INDICE DE TABLAS
Tabla 1: Contratos de Exploración y Explotación Petrolera del Grupo Repsol YPF S.A. en Bolivia.................. ...................................................................................... 3
Tabla 2: Ubicación del pozo en Superficie ............................................................. 5 Tabla 3: Propiedades De Reservorio ..................................................................... 8 Tabla 4. Propiedades Petrofísicas del pozo Surubí C-8 ......................................... 9 Tabla 5: Estado de los pozos del campo Surubí .................................................. 10 Tabla 6: Campos del Bloque Mamoré .......................................... ....................... 12 Tabla 7: Reservas (Ryder Scott Co.) ................................................................... 12 Tabla 8: Reservas Remanentes de Gas Natural (DeGolyer & MacNaughton) ..... 12 Tabla 9: Capacidad de Producción Surubí a 2016 ............................................... 13 Tabla 10: Pronostico de la Producción del Pozo.................................................. 15
CAPITULO I
GENERALIDADES
1.1. INTRODUCCIÓN La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar a cabo las buenas técnicas para conseguir el objetivo. Conceptualmente es muy sencillo ya que es similar al método de producción por flujo natural con la diferencia que la relación gas-líquido en la columna de fluidos es alterada mediante la inyección de gas comprimido. El Levantamiento Artificial por Gas es uno de los métodos más utilizados a nivel mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros. El principio del levantamiento artificial por gas lift (LAG) 1 es reducir el peso de la columna hidrostática inyectando gas dentro del pozo (puede ser al anular o al tubing pero no al yacimiento, LAG no es Gas Flooding), el cual se mezcla y disuelve con los fluidos que se desean producir y reduce su peso, produciendo una caída en la presión en el fondo del hoyo y por consiguiente una ma yor presión diferencial (P). Esto hace que se necesite menos energía para levantar el fluido (al ser éste menos pesado), y que el mismo pueda ser llevado hasta la superficie. Es necesario inyectar el gas lo más profundo posible para reducir sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas adecuada para que la fricción de la corriente multifásica no anule la reducción de peso. En cuanto a los componentes, básicamente todo sistema de levantamiento artificial está compuesto por equipos de superficie y equipos de subsuelo.
1 AMADO
PACHÓN, Cristian Fabián. Ingeniería conceptual para la aplicación del sistema gas lift en campo
escuela colorado. Trabajo de grado en Ingeniería de Petróleos. 2012.
1
La producción por ser un sistema que implica realizar acciones en etapas para buscar un resultado, posee también componentes, los cuales en modo de ejemplos pueden estar determinados cómo se distribuye la mano de obra entre los diferentes rubros y actividades del predio; cómo se distribuyen los ingresos entre consumo, producción y ahorro; cómo la producción de un rubro contribuye a la generación de productos para el autoconsumo y para la venta, entre otras. También es importante recalcar la capacidad productiva que se tiene, es decir con qué materia de hidrocarburo se cuenta para ser explotado, y qué mecanismos serán utilizados para poder extraer dicha materia ya sean naturales o artificiales, el último mecanismo se da cuando ya el pozo está muerto y el hidrocarburo no se extrae naturalmente. La finalidad del proyecto es optimizar la producción de tal manera que se pueda llegar a incrementar el factor de recobro, después de que se instale el diseño del arreglo subsuperficial y superficial. La razón que hace importante al proyecto es que se quiere maximizar la producción de líquidos. Lo que se espera del proyecto que con la aplicación de este método de recuperación primaria es cubrir la gran demanda de hidrocarburos que existe en el estado Boliviano.
1.2. ANTECEDENTES 1.2.1 ANTECEDENTES GENERALES Campo Surubí El campo Surubí fue descubierto a inicios de 1992 con el pozo SRB A-1, productor de petróleo y gas de las formaciones Petaca y Yantata, se encuentra en producción desde septiembre de 1993. El Contrato de Operación del Área de Campos Surubí, Surubí Bloque Bajo y Paloma, entró en efectividad el 2 de mayo de 2007 con un plazo de vigencia de 22 años, culminando en el año 2029. La titularidad del Contrato está conformada por Repsol E&P Bolivia S.A. en un 100% siendo el Operador de la misma. 2
Tabla 1: Contratos de Exploración y Explotación Petrolera del Grupo Repsol YPF S.A. en Bolivia.
Fuente: Repsol YPF en Bolivia UBICACIÓN DEL CAMPO SURUBI El campo Surubí se encuentra situado a 175 km al NO de Santa Cruz, y al Oeste del campo Paloma, dentro del bloque Mamoré.
3
Están ubicados en:
Ubicación Fisiográfica: Límite entre Pie de Monte y llanura Chaco-Beniana.
Departamento: Cochabamba
Provincia: Carrasco
Localidad: Eterasama
Figura 1: Ubicación del campo Surubí
Fuente: Elaboración propia en base a información del Ministerio de desarrollo Sostenible y mapas de campos petrolíferos de Bolivia (ANH).
4
Tabla 2: Ubicación del pozo en Superficie SIGLA
POZO
COORDENADA X
COORDENADA Y
COORDENADA Z
SRB C-8
SURUBI
328566,63
8109965,11
255,2
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016. Estratigrafía de la Formación La principal formación productora de petróleo del área es el Lower Petaca, compuesta de reservorios arenosos, depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial. La Formación Petaca (Terciario Oligoceno superior-Mioceno inferior) es el reservorio principal en el campo Surubí. En cuanto a su litología la formación Petaca cuenta con arenisca calcárea intercalados con arcillas. Las arcillitas y lutitas de las formaciones Upper Petaca y Yecua, constituyen el sello regional. La formación Yecua que recubre la Formación Petaca y está a su vez se encuentra cubierta por la formación Tariquía, que se compone de lutitas y areniscas rojizas La otra formación productora, Yantata, es de origen cretácico y es un importante productor de gas y condensado. La formación Yantata es un reservorio arenoso continuo depositado en un ambiente de tipo continental eólico fluvial. Dadas las características de sedimentación esta Formación es masiva e hidráulicamente continua. El sello para esta estructura corresponde al cuello pelítico denominado Formación Naranjillo (Cretácico Superior-Terciario).
5
Figura 2: Columna estratigráfica del Sud Andino Sur
Fuente: Geología del petróleo y del gas natural y la explotación petro lera en Bolivia, Ing. Geólogo petrolero José Jorge Antonio Téllez Sasamoto
6
Consideraciones Estructurales del pozo Surubí C-8 En la corte estrucrural están presentes las siguientes formaciones Upper Petaca y Lower Petaca (Terciario), la Formación Naranjillos (Cretácico Terciario) y las Formaciones Yantata (Cretácico).
Figura 3: Corte Estructural del Campo Surubí
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016.
7
La Formación Yantata se subdivide en dos: hacia el tope un Yantata Duro cuya porosidad original está casi completamente obturada por la precipitación de cemento silicio y la parte inferior denominada Yantata Reservorio. La estructura de Carrasco
Footwall
está limitada y controlada en su flanco SE por
la Falla Carrasco, principal elemento estructural del área. Ésta falla tiene un buzamiento al SE. La Falla Carrasco no compromete a los reservorios Petaca y Yantata en el Bloque Bajo, y por el contrario, representa un elemento muy importante al constituir un cierre estructural en dirección SE.
PETROFÍSICA Los niveles de arena de la Formación Lower Petaca se presentan con espesores comprendidos entre 32 y 83 metros con intercalaciones de arcilla, con NTG (Unidades de Gas Total) del orden del 34% según los resultados de la evaluación petrofísica. La porosidad media evidenciada por los registros es de 17% para el espesor de aporte. La saturación promedio de agua de formación, ha sido calculada basándose en el método de presiones capilares. El valor promedio obtenido fue de 34%. Los valores finalmente considerados para el cálculo volumétrico, se muestran en la siguiente tabla:
Tabla 3: Propiedades De Reservorio PETACA YANTATA NTG
35%
45%
POROSIDAD
17%
21%
SWI
34%
41%
Fuente: CAMPOS GASIFEROS Y PETROLIFEROS DE BOLIVIA, Ministerio de hidrocarburos y energía, La Paz, Diciembre 2011 En la tabla siguiente se muestran los detalles de la evaluación petrofísica del pozo Surubí C-8. 8
Tabla 4. Propiedades Petrofísicas del pozo Surubí C-8 Intervalo de datos Pozo SRB C-8
Reservorio Neto
Profundidad
Prof.
Espesor
Espesor
Avg.
Avg. Vol.
(m)
máxima (m)
bruto (m)
(m)
PHI
De arcilla
3297
3366
69
20
0,153
0,116
NTG
0,2872
Espesor Neto Espes
Avg.
or (m)
PHI
Avg. SW
Avg.
Avg.
Vol de
Perm
NTG
arcilla 14,63
0,17
0,40
0,11
153,00
0,21
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016. DESARROLLO DEL CAMPO Figura 4: Imagen Satélite del área Mamoré con indicación de planchadas y trayectorias de pozos.
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016.
9
En la actualidad en el campo existen 25 pozos y tienen el estado siguiente:
Tabla 5: Estado de los pozos del campo Surubí Surubí Petaca
Surubí Yantata
Pozo
Estado Actual
SRB – A1
GL
SRB – A2
CA
SRB – A3
CT
SRB – B1 (zona)
AB
SRB – C1
GL
SRB – C2
GL
SRB – C3
CW
SRB – C4
GL
SRB – C5
CT
SRB – C6
GL
SRB – C7
GL
SRB – C8
GL
SRB – D1
CT
SRB – D2
GL
SRB – D3
GL
SRB – D4
GL
SRB – D5
GL
SRB – I1
IW
SRB – I2
CT
SRB – I3
CT
SRB – I4
CT
SRB – I5
CT
Pozo SRB SRB SRB
B2
CR
C2 YTT
CR
C8 (zona)
AB
–
–
Estado actual
–
AB Abandono EA esperando abandono FL fluyente GL Gas Lift CT Cerrado Temporal CR Cerrado en reserva CM Cerrado por problemas mecánicos CW Cerrado por invasión de agua IW Inyector de agua IG Inyector de gas CA Cerrado por arena
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016. El área Mamoré cuenta con 63 pozos perforados en los 3 campos: 25 son productivos, 2 son sumideros y 35 pozos cerrados. Los pozos son desviados y se encuentran terminados con empaque de grava para controlar los problemas de disgregación de la formación. Los pozos están distribuidos en 8 Planchadas.
10
Figura 5: Ubicación del campo en Superficie
Pozo Surubí C-8
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016.
11
Tabla 6: Campos del Bloque Mamoré Productores (FL + GL)
11
9
5
25
Abandonados
1
0
0
1
Inyección agua/gas
0
0
0
0
Cerrados (EA+EI+CT+CR+CM+CW+CA)
9
20
6
35
Sumideros
1
0
1
2
Pozo improductivo
0
0
0
0
22
29
12
63
TOTAL
Tabla 6: Campos del Bloque Mamoré Productores (FL + GL)
11
9
5
25
Abandonados
1
0
0
1
Inyección agua/gas
0
0
0
0
Cerrados (EA+EI+CT+CR+CM+CW+CA)
9
20
6
35
Sumideros
1
0
1
2
Pozo improductivo
0
0
0
0
22
29
12
63
TOTAL
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016.
El caudal de producción total del campo a septiembre de 2004 fue de unos 1750 bpd de petróleo con aproximadamente 3.7 Mpcsd de gas. La producción acumulada al 31 de agosto de 2004 fue de 16 Mbbl de petróleo y 20 Bpc de gas. La presión inicial registrada por el pozo SRB A-1 fue de 4879 psi.
Tabla 7: Reservas (Ryder Scott Co.) Probadas
Probables
Posibles
Gas de
Petróleo
Condensado
Gas de
Petróleo
Condensado
Gas de
Petróleo
Condensado
separador
Mbbl
Mbbl
separador
Mbbl
Mbbl
separador
Mbbl
Mbbl
-
-
MMpc
1,266
MMpc
1,166
-
2,06
API
MMpc
2,191
-
-
42,2
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016.
Tabla 8: Reservas Remanentes de Gas Natural (DeGolyer & MacNaughton) RESERVA PROBADA 1º DE ENERO DE 2005
RERSERVA PROBABLE 1º DE ENERO DE 2005
RESERVA PROBADA + PROBABLE 1º DE ENERO DE 2005
5.06 MMpc
14.359 MMpc
19.419 MMpc
PRODUCCION ACUMULADA 2005 A 2007
RESERVA PROBADA REMANENTE ESTIMADA A DICIEMBRE 2007
ESTADO
7.59 MMpc
0
PRODUCTOR
Fuente: Geología del petróleo y del gas natural y la explotación petro lera en Bolivia, Ing. Geólogo petrolero José Jorge Antonio Téllez Sasamoto. 12
Tabla 9: Capacidad de Producción Surubí a 2016
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016. El siguiente gráfico muestra el histórico de producción de petróleo, agua y gas del campo.
Figura 6: Relación de producción gas, petróleo y agua del Campo Surubí
Fuente: CAMPOS GASIFEROS Y PETROLIFEROS DE BOLIVIA, Ministerio de hidrocarburos y energía, La Paz, Diciembre 2011 Tras analizar estos valores y el comportamiento del campo en cuanto a la producción y los cortes de agua, se estimó que los resultados de la evaluación son demasiado pesimistas. 13
Figura 7: Historial de producción del Campo Surubí, Paloma y Bloque Bajo
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016. En la curva se observa un incremento en la producción de petróleo a comienzos del año 1995 producto de la entrada de los pozos del campo Surubi. A su vez, el incremento del año 2005, corresponde a la entrada del pozo SRB BB-105 y a la intervención sin equipo realizada en el SRB A-2. La inyección de gas se inicia en el año 1998 en los pozos PLM A-6 y PLM X-1 al reservorio Petaca. A finales de 1999 el pozo PLM X-1 deja de inyectar al res ervorio Petaca y empieza a inyectar al reservorio Yantata. El 2003 se inicia la inyección de gas en el pozo PLM A-3 al reservorio Yantata. Actualmente la inyección de gas fue suspendida debido a la demanda de gas. 14
El proyecto de recuperación secundaria, se realiza en la formación petrolífera de Lower Petaca. Se inició en octubre de 1999, con un plan piloto, con el pozo SRB A3i (que fue productor), convertido a inyector de agua. Con la formación recabada, se planifico el proyecto de recuperación secundaria a todo el reservorio Lower Petaca.
Tabla 10: Pronostico de la Producción del Pozo SRB C-8 FECHA MPCD
BPD
ENERO-16
0,1050
168,9
FEBRERO-16
0,1043
167,8
MARZO-16
0,1036
166,7
ABRIL-14
0,1029
165,5
MAYO-16
0,1022
164,4
JUNIO-16
0,1015
163,3
JULIO-16
0,1008
162,3
AGOSTO-16
0,1002
161,2
SEPTIEMBRE-16
0,0995
160,1
OCTUBRE-16
0,0988
159,0
NOVIEMBRE-16
0,0921
149,1
DICIEMBRE-16
0,0915
146,9
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016. Figura 8: Historial de Producción de gas Pozo Surubi C-8 0,106 0,104 0,102 0,1
D C 0,098 P M
0,096 0,094 0,092 0,09 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Enero - Diciembre (2016)
Fuente: Elaboración propia con datos basados en el Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016. 15
Figura 9: Historial de Producción de Petróleo Pozo Surubi C-8 175 170 165 D P 160 B
155 150 145 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Enero - Diciembre (2016)
Fuente: Elaboración propia con datos basados en el Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016.
Levantamiento Artificial por Gas Lift
El levantamiento artificial por gas (gas lift) consiste, básicamente, en proporcionar un volumen adicional de gas a los fluidos del pozo para disminuir la densidad de la mezcla bifásica y, de ese modo, reducir las pérdidas de presión en la tubería.
Figura 10. Sistema de LAG
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial AIP & Tecniazuca 2011
16
Si el pozo produce a través de la sarta de producción, el gas será inyectado en el espacio anular, o viceversa.
Método de Bullheading
El Bullheading consiste en bombear en el pozo una cantidad de fluidos (killing fluid) que es al menos igual al: Volumen del tubing + Volumen debajo del packer Haciendo que la formación absorba el fluido qué está en el tubing. La presión de superficie más la presión hidrostática del k illing fluid debe ser siempre inferior al valor de la presión de fractura. Este método es usado para matar el pozo antes de iniciar un workover y para trabajos de acidificación y/o lavados de diferentes tipos. En condiciones particulares, puede ser usado para controlar el pozo en el caso de un kick. En el caso de matar el pozo el procedimiento es siempre seguido de una circulación directa de acondicionamiento
Figura 11: Método de Bullheading
Fuente: Eni Corporate University, WORKOVER, Curso de Well Control para actividades de Workover 17
Nota 1 La técnica del Bullheading puede ser aplicada durante la perforación cuando, en el caso, que se teme que ha penetrado un colchón conteniendo H2S y que todo el equipo instalado en superficie no es el apropiado para manipular con seguridad este gas.
Nota 2 Antes de realizar una circulación directa, es necesario abrir la válvula de circulación arriba del packer.
Gráfico de Bullheading
La línea roja es la presión máxima. Si la presión excede la línea roja, la formación se romperá (zona de fractura).
La línea verde representa la condición de cierre. Las presiones por debajo de la línea verde indican que el pozo está en Bajo balance (Zona de Influjo).
El área entre la línea roja y la verde es la zona de seguridad para la operación de Bullheading.
Figura 12: Grafico de BullHeading
Presión máxima al tope de la formación
Fuente: Drilling Formulas en 12 de Julio, 2015
18
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.3.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA El problema principal del pozo es la reducción de la tensión superficial lo cual causa conificacion de agua reduciendo así el caudal de producción de petróleo. Además el pozo cuenta con presiones sobrepresurizadas que influye en el empuje natural de los hidrocarburos. Nuestro país cuenta con una gran demanda de hidrocarburos líquidos y es por ello que se llegó a la importación de los mismos.
1.3.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA Debido a los altos índices de sobrepresurización de la arena Lower Petaca se originó un alto corte de agua generando una declinación en los caudales de producción y un decremento del factor de recobro con una caída del potencial productivo. Entonces ¿Se podrá lograr el incremento de la producción del pozo SRB C-8 mediante la aplicación de restauración de presiones por el método Bullheading?
1.4. OBJETIVOS 1.4.1. OBJETIVO GENERAL Proponer la implementación de bombeo por gas lift mediante la restauración de presiones utilizando el método de Bullheading para mejorar la producción del pozo Surubí C-8.
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Analizar los historiales de producción y propiedades petrofísicas de las arenas Upper y Lower Yantata para evaluar el potencial productivo del pozo SRB C-8.
Elaborar el nuevo perfil de presiones restaurado mediante la aplicación de la tecnología Bullheading para poder restaurar las presiones de ahogo.
Diseñar el programa de bombeo por gas lift para poder incrementar el factor de recobro del pozo SRB C-8.
19
Proponer el nuevo arreglo subsuperficial y superficial para verificar los caudales e índice de productividad optimizados en el pozo SRB-C8 y verificar los resultados con el programa PipeSym.
Realizar una evaluación técnica y económica para corroborar la viabilidad del proyecto de grado.
1.5. JUSTIFICACION DEL PROYECTO.1.5.1. JUSTIFICACION TECNICA.La finalidad del presente proyecto es coadyuvar al incremento de la producción en el pozo SRB C-8, mediante el método bombeo por Gas lift por la restauración de presiones por Bullheading, de tal forma evitar la declinación de la producción de crudo y logrando recuperar mayor cantidad del mismo.
1.5.2. JUSTIFICACION SOCIAL. Aumentando la producción de hidrocarburos líquidos del pozo se tendrá mayores ingresos. Con el dinero percibido del IDH Impuesto directo de los Hidrocarburos y se lograra generar muchos empleos que son de mucho beneficio al país.
1.5.3. JUSTIFICACION ECONOMICA.El propósito del proyecto es incrementar la producción de hidrocarburos líquidos lo que conlleva a la obtención de regalías para la región además de incrementar la Tasa Interna de Crecimiento (TIC) y el Tesoro General de la Nación (TGN).
1.5.4. JUSTIFICACION AMBIENTAL.El desarrollo del proyecto va a cumplir las normas establecidas por los artículos 73 y 74 de la Ley 1333 del Medio Ambiente, que hace referencia al tratamiento de residuos sólidos la Ley 3058, Ley 3058: Ley de Hidrocarburos además de las Normas ASME, AGA y ASTM. Otras normas que se deben cumplir son los artículos 44 al 49 del reglamento ambiental para el sector de hidrocarburos. A demás de cumplir con las normas ISO 9001 de calidad, ISO 14001 y OSHAS 18001.
1.6. ALCANCES.1.6.1 ALCANCE TEMÁTICO.El área de aplicación que abarca este proyecto en la industria petrolera es el de explotación de hidrocarburos; producción primaria y secundaria, métodos de 20
levantamiento artificial y reservorios, abocándonos en producción crudos del pozo Surubí C-8.
1.6.2 ALCANCE GEOGRAFICO.El pozo Surubí C-8 se halla ubicado dentro de las siguientes coordenadas UTM: X=328566,63 m
Y=8109965,11 m
Zt=255,2 msnm
Departamento: Cochabamba - Provincia: Carrasco - Localidad: Eterasama Ubicación Fisiográfica: Límite entre Pie de Monte y llanura Chaco- Beniana. Distancia: 176 Km al NO de la ciudad de Santa Cruz en línea recta. Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas:
Latitud: 17° 6'15.05"S
Longitud: 64°35'55.22"O
Figura 13. Ubicación del Campo Surubí
Fuente: Programa de trabajo y presupuesto YPF REPSOL 2016. 1.6.3 ALCANCE TEMPORAL.El presente proyecto tendrá un alcance temporal de aproximadamente 10 meses, que corresponde al tiempo que se requiere para terminar con la elaboración de la propuesta del proyecto. 21
BIBLIOGRAFIA AMADO PACHÓN, Cristian Fabián. Ingeniería conceptual para la aplicación del sistema gas lift en campo escuela colorado. Trabajo de grado en Ingeniería de Petróleos. 2012.
Básico. Curso Taller, ESP OIL International Training Group. 2004
BERRIO I., RUBIANO C, Y RUIZ E. Nuevas tecnologías de levantamiento artificial.
Informe Resol Programa de Trabajo y P resupuesto 2016, Área de Contrato Surubí Campo Paloma, Surubi y Surubi BB.MAGGIOLO, Ricardo. Gas Lift. –
MIRTHA SUSANA BIDNER, Propiedades de la roca y los fluidos en reservorios de petróleo, 1ed. Buenos Aires, julio, 2001.
MUÑOZ RODRIGUEZ, A. Y TORRES TORRES, E. Evaluación técnica de las estrategias de levantamiento artificial implementadas en campos maduros. Diseño de una herramienta software de selección. Trabajo de grado en Ingeniería de Petróleos. 2007.
RICARDO MAGGIOLO, Gas Lift Basico, 2ed. Petroleum Engineer, 2004
TÉLLEZ SASAMOTO, JOSÉ JORGE, Geología del petróleo y del gas natural y la exploración petrolera en Bolivia, 1ed. La Paz, mayo, 2010.
22
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES Implementación de bombeo por gas lift mediante la restauración de presiones utilizando el método de Bullheading para mejorar la producción del pozo Surubí Gestión 2016
JULIO
AGOSTO
ACTIVIDAD
2a
1ª
3a
2ª
3ª
SEPTIEMBRE 4ª
1ª
Determinación del tema Definición del problema Organización y Recolección de datos Revisión bibliográfica Elaboración del perfil Entrega perfil
del
Defensa perfil
del
Elaboración del marco teórico Análisis de la información Corrección y elaboración de informe final Defensa trabajo
del
23
2ª
3ª
OCTUBRE 4ª
1ª
2ª
3ª
4ª
TEMARIO TENTATIVO CAPITULO I GENERALIDADES 1.1. INTRODUCCIÓN 1.2. ANTECEDENTES 1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.4. OBJETIVOS 1.5. JUSTIFICACION DEL PROYECTO 1.6. ALCANCES
CAPITULO II MARCO TEORICO 2.1. CONCEPTOS GENERALES DE LAS PROPIEDADES PETROFISICAS DE LA ROCA 2.2. PROGRAMA DE BOMBEO POR GAS LIFT 2.3. PERFIL DE PRESIONES MEDIANTE EL METODO DE BULLHEADING 2.5. PARAMETROS DEL PROGRAMA PIPESYM
CAPITULO III MARCO PRÁCTICO 3.1. ANÁLISIS DE HISTORIALES DE PRODUCCIÓN Y PETROFÍSICAS DE LAS ARENAS UPPER Y LOWER YANTATA.
PROPIEDADES
3.2. ELABORACION DEL NUEVO PERFIL DE PRESIONES RESTAURADO MEDIANTE LA APLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA BULLHEADING. 3.3. DISEÑO DEL PROGRAMA DE BOMBEO POR GAS LIFT PARA INCREMENTAR EL FACTOR DE RECOBRO. 3.4. ANALISIS COMPARATIVO CON EL PROGRAMA PIPESYM.
CAPITULO IV EVALUACION DEL PROYECTO 4.1. EVALUACION TECNICA 4.2. EVALUACION ECNOMICA
CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. CONCLUSIONES 5.2. RECOMENDACIONES
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BIBLIOGRAFIA GLOSARIO ANEXOS CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
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