Pozo Percheles

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”

BOLIVIA

MODELO DE SIMULACION Y LABORATORIO

“CAMPO

PERCHELES”

MOISES BEBETO FLORES CRUZ

SANTA CRUZ DE LA SIERRA- 2017

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”

BOLIVIA

TRABAJO DE GRADO

“OPTIMIZACIÓN

DE LA PRODUCCIÓN MEDIANTE EL CAMBIO DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE BOMBEO MECÁNICO POR CAVIDADES PROGRESIVAS EN EL POZO TTR-40 DEL RESERVORIO YUMAO ”

MOISES BEBETO FLORES CRUZ

MODALIDAD: PROYECTO DE GRADO, PRESENTADO COMO REQUISITO PARA OPTAR AL TITULO DE LICENCIATURA EN INGENIERIA PETROLERA TUTOR: ING. CELESTINO ARENAS MARTINEZ SANTA CRUZ DE LA SIERRA- 2017

1. INTRODUCCIÓN El presente documento constituye el Plan de Trabajo y Presupuesto correspondiente a la gestión 2016 para el campo Percheles, actualmente adjudicado mediante contrato de operación a YPFB Chaco S.A. Los acápites que le estructuran detallan estos trabajos según la categoría de actividad que les compete, pudiendo ser éstas actividades de inversión (CAPEX) o actividades de operación (OPEX). En este sentido, todo proyecto que supone una inversión de capital (CAPEX) es presentado en la redacción con una descripción técnica pormenorizada y los montos asociados. En forma complementaria, se presenta para cada reservorio del campo la información de la producción de hidrocarburos acumulada y la correspondiente al último mes fiscalizado.

2. ANTECEDENTES El Campo Percheles Se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz, provincia Andrés Ibáñez, fue descubierto en 2004, mediante la perforación del pozo PCH-X1001, alcanzó una profundidad final de 3941 m, descubriendo reservas de gas/condensado en las areniscas Tarija N°1 Bloque Alto y Tarija N°2 Bloque Bajo. En el año 1966 y 1970 YPFB perforó los pozos PCH-X1 y PCH-X2, los mismos que resultaron

improductivos,

recuperando

agua

de

formación

con

rastros

de

hidrocarburos provenientes del nivel Carbonífero. Posteriormente en el año 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación del pozo PCH-X1001 y se perforaron los pozos PCH-1002 y PCH-1003. El primero con producción de gas de la Arenisca Tarija N° 2 Bloque Bajo y el segundo resulto improductivo. La profundidad promedio de estos reservorios es de 3290 metros de profundidad a la cual se encuentran los niveles que fueron productores Fm. Tarija Arenisca 1(B.A) y 2 (Bloque Bajo). Actualmente todos los pozos del campo se encuentran cerrados por invasión de agua. El campo cuenta con una planta de procesamiento de gas (Dew Point) con capacidad para procesar mínimo 35 MMpcd de gas natural, la misma que está alimentada por los campos EL Dorado y El Dorado Sur y se encuentra en operación desde enero de 2009.

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Ambos pozos al haber evidenciado ausencia de hidrocarburos en niveles cretácicos y carboníferos fueron abandonados. Posteriormente CHACO en el año 1997 efectuó un nuevo registro de sísmica 2D en el área (337 Km.) con el propósito de definir prospectos exploratorios dentro del Bloque Juan Latino II. CHACO procedió a efectuar trabajos de reinterpretación geofísica con el objetivo de reevaluar el potencial hidrocarburífero del Bloque Juan Latino II. Con estos datos sísmicos se llegó a definir con mayor precisión la presencia de una estructura anticlinal en el área de Percheles, a la que YPFB denominó Anticlinal Percheles. FIGURA 1: EQUIPOS DEL CAMPO PERCHELES.

Fuente: Programa y equipos de válvulas YPFB Chaco.

2.1. Periodo en el que se encuentra el campo El campo se encuentra cerrado, pero la planta procesa el gas proveniente de los campos: El Dorado, El Dorado Sur y El Dorado Oeste.

2.2. Fase de exploración en la que se encuentra el campo En estos momentos el campo no aplica ninguna exploración. 3

3. DESCRIPCION DEL CAMPO EN GENERAL El Campo Percheles se halla localizado en la región de pie de monte central, donde se ubican campos de gas-condensado, tales como El Dorado, Naranjillos, Río Grande y El Palmar, en los cuales los reservorios Cretácicos, Carboníferos y Devónicos son los principales productores de hidrocarburos de la región. El lineamiento estructural Percheles-Naranjillos al estar localizado en la zona de pie de monte, adyacente a la Faja Subandina Centro, no presenta un relieve topográfico superficial de magnitud, teniendo a rocas de edad terciaria aflorando. Este lineamiento estructural está controlado por un sistema de fallas comprecionales, localizándose los despegues en el tope del Silúrico y base de la Formación Los Monos. Las estructuras someras son en general anticlinales de rampa, teniendo la falla efecto sobre el Devónico, Carbonífero y Cretácico. Las líneas sísmicas transversales a la estructura de Percheles, muestran el desarrollo de un anticlinal afectado por una falla de tipo inverso y con buzamiento hacia el oeste, falla que se ha denominado como Percheles. En el bloque alto de esta falla se tiene el desarrollo de una estructura anticlinal con cierre en cuatro direcciones para niveles carboníferos, cretácicos y terciarios y en el bloque bajo de la falla se ha podido mapear la existencia de una estructura anticlinal con cierre en cuatro direcciones para niveles del Devónico Superior y Carbonífero Inferior. El Pozo Percheles-X1001 (PCH-X1001) fue propuesto para investigar el potencial hidrocarburífero en la Formación Iquíri como objetivo primario, así como también de otros niveles más someros que durante la perforación muestren buenas posibilidades de contener hidrocarburos. Como resultado de dicha investigación se ha comprobado la acumulación de volúmenes comerciales de hidrocarburos en reservorios de la Formación Tarija. La secuencia estratigráfica atravesada por el pozo comprende unidades formaciones de los sistemas Terciario, Cretácico, Carbonífero y Devónico. El pozo PCH-X1001 perforado en el año 2004, alcanzó una profundidad final de 3941 m, descubriendo reservas de gas/condensado en las areniscas Tarija N°1 Bloque Alto y Tarija N°2 Bloque Bajo. Por falta de mercado para gas natural el pozo se puso en 4

reserva. El año 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación en el pozo PCH-X1001 y se perforaron los pozos PCH-1002 y PCH-1003. El primero con producción de gas de la Arenisca Tarija N° 2 Bloque Bajo y el segundo resulto improductivo. Actualmente los pozos PCH-1001 y PCH-1002 se encuentran CERRADOS por ser improductivos. FIGURA 2: DESCRIPCION DE LOS POZOS DEL CAMPO PERCHELES.

Fuente: Informe de pozos del campo percheles YPFB Chaco.

FIGURA 3: ANALISIS CROMATOGRAFICO DEL CAMPO PERCHELES

Fuente: Análisis de laboratorio de Cromatografía SERVOLAB SRL.

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4. DESCRIPCION DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE El área de contrato para la explotación del campo Kanata tiene una extensión igual a 25000 hectáreas correspondientes a 10 parcelas. Esto puede ser apreciado en la gráfica a continuación: FIGURA 4: CARACTERISTICAS DEL AREA DEL CAMPO PERCHELES.

Fuente: Diseño del área de perforación YPFB Chaco.

4.1. Descripción de facilidades de campo y planta El campo cuenta con una planta de procesamiento de gas (Dew Point) con capacidad para procesar 35 MMpcd de gas natural, la misma que está en operación desde enero de 2009. La planta recibe la producción de los pozos y separa las fases gas, condensado y agua, además el gas es procesado para obtener gasolina natural. El condensado y gasolina natural son bombeados al oleoducto OCSZ2 del transportador y el gas entregado para su despacho por el Gasoducto Al Altiplano (GAA). La Planta y las líneas de recolección están conformadas por los siguientes equipos y áreas de trabajo:

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4.1.1. Colectores Se cuenta con un colector de producción para Percheles y El Dorado respectivamente, los mismos están ubicados en la planchada del pozo originario de cada campo. El colector contiene válvulas manuales del tipo esclusa. Cada línea de recolección de flujo de los Campos Percheles y El Dorado cuenta con un indicador de presión (PI), cupón de corrosión, válvulas manuales y check de 3 ”. El múltiple de prueba del colector

está conectado al separador trifásico de prueba y a una línea que dirige el flujo de producto hacia el punto de venteo. En planta se tiene un cabezal de recolección, que recibe la producción obtenida en los campos Percheles y El Dorado, las líneas que ingresan al cabezal son de 6” cada una, mismas que derivaran a los separadores de

producción de cada campo. Las líneas que ingresaran a los separadores de producción contienen válvulas SDV.

4.1.2 Separadores La planta tiene separadores horizontales de primera y segunda etapa: ANSI 900 y 300 respectivamente. En la primera etapa se separa el gas, condensado y agua donde cada uno de los componentes es medido; en la segunda etapa se separa el gas del condensado a una presión más baja.

4.1.3 Depurador El depurador tiene la función de eliminar los líquidos que contiene el gas, que puedan haber surgido del proceso de separación. El proceso actual contempla el control de nivel del depurador que es enviado a un separador de baja presión. Posteriormente, el gas se dirige a la planta desgasolinadora o al gasoducto.

4.1.4 Planta desgasolinadora El gas proveniente del depurador entra a un tanque de separación de líquidos, donde estos son eliminados del proceso y el gas sigue su trayectoria hacia un intercambiador de calor gas – gas donde interactúa con el gas de salida de la planta hacia despacho. Una vez que el gas ha pasado por el intercambio de calor, entra al Chiller.

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En el Chiller se realiza la parte más importante del proceso ya que es allí donde se condensan los compuestos más pesados del gas a tratar, utilizando el gas propano como refrigerante y produciendo gasolina. A la salida del Chiller, el gas se dirige a un separador Gasolina / Glicol también llamado frío - frío, donde el gas es liberado de la gasolina y del glicol (Glicol utilizado en el Chiller para evitar el congelamiento de algunas moléculas de agua que hayan podido entrar en el proceso). Al separase los líquidos, la gasolina se dirige al subenfriador de propano y posteriormente al tanque mezclador o acumulador de gasolina, el glicol se dirige al sistema de regeneración y el gas sigue su trayectoria por la parte superior del separador para llegar de nuevo al intercambiador gas - gas. Posteriormente a su paso por el intercambiador, el gas es dirigido hacia el despacho para su entrega al gasoducto (este gas se denomina gas residual). El circuito de propano que interviene en esta planta de desgasolinado, comienza en el tanque acumulador de propano. A la salida del tanque, el propano se dirige a un filtro y luego al intercambiador refrigerante donde se intercambia calor entre este propano y el propano caliente que sale del Chiller. El propano pasa luego al economizador cuya función es hacer útiles las dos fases en que se encuentra el propano (gas y líquido), dirigiendo la parte gaseosa hacia la descarga de la primera etapa de los compresores para propano y la fase líquida hacia el Chiller donde este propano entra en contacto con los tubos por los que circula gas dentro del Chiller. En el proceso anterior, al intercambiar temperaturas con un gas caliente, éste se convierte en gas y sale por la parte superior del Chiller, donde se dirige al intercambiador para pasar por el depurador de succión del refrigerante y llegar al múltiple de succión de la primera etapa de los compresores para propano. Una vez el gas sale del sistema de compresión (descarga segunda etapa) a 200 PSI, es conducido al enfriador en donde se condensa el gas de propano para posteriormente dirigirse al tanque de almacenamiento en fase líquida. El sistema de compresión de propano está compuesto por un sistema de compresión con un sistema de enfriamiento. La operación comprende una presión de succión de 19 PSI en primera

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etapa y presión de entrada a la segunda etapa de 53 PSI, con descarga final a 200 PSI. Los compresores son alimentados con gas propano desde el depurador de succión del refrigerante al múltiple de succión para primera etapa y desde el economizador al múltiple de succión para la segunda etapa. El múltiple de descarga del compresor se conecta al enfriador para pasar luego el propano en fase líquida a almacenamiento.

4.1.5 Sistema de regeneración de glicol El glicol que retorna de la planta desgasolinadora y de la torre de secado, entra al regenerador de glicol. Este opera a una temperatura de 320°F, lo cual hace que en la regeneración se evapore el agua que pudiera traer el glicol. El vapor es mandado hacia la atmósfera y el glicol hacia el tanque succión glicol - glicol (T-200). Este tanque alimenta la succión de las bombas y al intercambiador, que descargan el glicol a una presión 900 PSI hacia la planta desgasolinadora.

4.1.6 Sistema de compresión El sistema para compresión de gas de venta está compuesto por dos unidades de compresión de una etapa, con el objeto de subir la presión del gas de la salida de la planta desgasolinadora. El sistema opera con un compresor y uno en reserva. La presión de succión es de 1020 PSI y la presión de descarga es de 1440 PSI y una capacidad de 35 MMpcd. Los compresores son movidos por motores a gas (del mismo que produce la planta).

4.1.7 Almacenamiento La planta dispone de un almacenamiento para el manejo de la producción de condensado y gasolina natural con una capacidad de veinte mil barriles (20.000 Bbl). Dos tanques de 10.000 Bbl con techos flotantes. Cada tanque almacena cualquiera de los productos, es decir, no hay tanque de dedicación exclusiva a un producto. Cada tanque dispone de dos líneas principales, una para entrada y otra para descarga de producto. Existen dos líneas adicionales de

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entrada, que son la de recirculación de las bombas de despacho y la de espuma del sistema contra incendio. Desde el sistema de almacenamiento se despacha producto hacia la interconexión con el ducto de YPFB Transporte. El propano líquido para el sistema de refrigeración de la planta desgasolinadora es almacenado a presión en un tanque cilíndrico horizontal con dos líneas principales: una de entrada y otra de salida de GLP.

4.1.8 Despacho de productos De acuerdo con los productos manejados en la planta se tienen las siguientes áreas de despacho: 

Gas Residual.

La cañería de salida del gas desde la planta de desgasolinado pasa por un cuadro de control de presión y se dirige al sistema de despacho (a cargo de otros). El despacho consta de un sistema de medición por placa orificio y una trampa de despacho de clasificación ANSI 600. Esta trampa está destinada al mantenimiento de la cañería hacia el gasoducto. 

Condensado – Gasolina Natural.

La planta posee un sistema de bombeo conformado por dos bombas donde el sistema funciona con una bomba operando y con la otra en reserva. El sistema de bombeo recibe el producto desde los tanques de almacenamiento que alimentan la succión de las bombas por gravedad. El producto es bombeado para llegar al empalme de YPFB Transporte.

4.1.9 Sistemas auxiliares La planta además, está provista de Válvulas de Seguridad (PSV), Sistema de Venteo, Calentadores para Gas, Tratamiento de Aguas Aceitosas, Aguas Industriales, Aire de Instrumentos y Servicios, Separador de producción, Gas Combustible y Gas de Arranque de Compresores.

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4.1.10 Sistemas de medición Para la medición de la producción del campo Percheles se dispone de 1 tren de separación en planta; conformado por un separador de alta y otro de baja. 

Separadores de prueba

Para la cuantificación de producción de cada uno de los pozos del campo Percheles se cuenta con un separador trifásico de alta presión (AP). Este separador estará ubicado después del colector (manifold) de producción. La función del separador de prueba es separar las corrientes de gas, petróleo y agua del pozo que se encuentre en prueba para la cuantificación correspondiente mediante medidores independientes.

4.1.11 Medidores de producción 

Gas.- Medidores de placa orificio.



Condensado.- Medidores de flujo másico (efecto coriolis).



Agua.- Medidores magnéticos.

4.1.12 Medidores de proceso La planta Dew Point cuenta con medidores de placa orificio, los que computan los caudales de gas combustible de los equipos de procesos y de generación. Para la medición de gas al quemador, se utiliza un medidor de flujo por dispersión térmica y está instalado en la línea principal del quemador. Finalmente la medición del volumen de venta de gas es del tipo ultrasónico y para líquidos del tipo másico. La instalación, operación y mantenimiento de los mismos están a cargo de la Compañía YPFB Transporte.

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5. HISTORIAL DE PRODUCCION Y PRESION FIGURA 5: HISTORIAL Y GRÁFICOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PERCHELES

Fuente: Gráficos de producción YPFB Chaco.

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FIGURA 6: DESCRIPCIÓN COMPLETA DE LOS DATOS DE PRESIÓN Y CAUDALES DE PRUEBA DE PRESIÓN REALIZADA EN EL POZO PCH-X1001.

Fuente: datos de presiones y caudales YPFB Chaco.

6. PROPUESTA DE MEJORAMIENTO La elaboración de este tipo de propuesta lleva a tener un conocimiento fundamental en la cual la propuesta que implementaría es de realizar una recuperación a través de la instalación de un Sistema de Levantamiento artificial de Bombeo de cavidades progresivas en un pozo, para poder verificar si la propuesta que esta planteando va a dar un buen funcionamiento. Su aplicación en el campo Percheles es la solución usada para poder producir los fluidos de los sistemas carboníferos.

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El objetivo general de la propuesta, es analizar la viabilidad técnica y económica de la operación de instalación del Sistema de Levantamiento Artificial de Bombeo de cavidades progresivas en la campo de Percheles, la cual se encuentra en una región ambientalmente sensible. Observados los argumentos mencionados es que se considera posible la aplicación de esta técnica para poder recuperar las reservas remanentes que se encuentran en el pozo del campo percheles. La propuesta se desarrollara en base a las teorías y estudios científicos sobre la tecnología de Bombeo de cavidades progresivas. De este modo poder ratificar todas las ventajas de la tecnología del sistema y así lograr optimizar su aplicación para el campo Percheles. Cambios importantes y frecuentes que modifican considerablemente las producciones de un pozo como son los sistemas artificiales: 

Instalar o cambiar un método de levantamiento artificial.



Selección y diseño del BCP.



Evaluar nuevas tecnologías.



Cambiar los tamaños de los equipos de BCP en superficie.

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7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 7.1. Conclusiones 

Sabiendo las características del pozo, se pudo verificar la cantidad de reservas de gas existente y la productividad o la vida de producción del reservorio.



El análisis

productivo de los pozos se concluye que la declinación de la

productividad del pozo se debe a la declinación de la presión del reservorio ya que la productividad del pozo cambia en función del tiempo el cual reduce el potencial del pozo y también se sabe en el mismo campo están interconectados dos pozos al mismo tiempo PCH-X1001 y PCH-X1002 están en comunicación entre ambos pozos.

7.2. Recomendaciones 

La estrategia para aumentar la recuperación es de poder realizar estudios de factibilidad para la aplicación de sistemas de recuperación secundaria y mejorada, reingeniería de los pozos, diversificación de sistemas artificiales y la aplicación de nuevas tecnologías en pozos e instalaciones.



Antes de tomar la decisión de cerrar o abandonar un campo, se deberá de concientizar efectuar los análisis técnicos y económicos para evaluar la rentabilidad del campo con la reserva remanente, por supuesto incluyendo; procesos de recuperación secundaria, mejorada, diversificación de los sistemas artificiales de producción de pozos así como la aplicación de nuevas tecnologías en pozos e instalaciones con la finalidad de aumentar el factor de recuperación.

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8. ANEXOS 8.1 volúmenes de gas e hidrocarburos producidos

MES

Agosto ; 2015

CAMPO

PERCHELES

RESERVORIO

Tarija 1 BA

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

PCH-1001:C

En reserva

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION ACTUAL

HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR

Surgente natural Productor Primario TOTAL RESERVORIO

MES

PRODUCCION MENSUAL

ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL 0

GAS MPC

PRODUCCION ACUMULADA

AGUA PETROL. BBL BBL

GAS MPC

AGUA BBL

0

0

0

292

6384

0

0

0

0

292

6384

0

Agosto ; 2015

CAMPO

PERCHELES

RESERVORIO

Tarija 2 BB

P OZ O Y/ O LI NE A

ES TA DO A CTUA L




PRODUCCION MENSUAL PRODUCCION ACUMULADA

ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO ESTR. TIEMPO TOTAL PETROL. N/64 HRS N/64 HRS N/64 HRS HRS BBL

GAS MPC

AGUA BBL

PETROL. BBL

GAS MPC

AGUA BBL

PCH-1001:L

Cerrado por zona agotada Surgente natural Productor Primario

0

0

0

15782

414799

PCH-1001:trj2

Cerrado por zona agotada Surgente natural Productor Primario

0

0

0

15165

461302

2001

0

0

0

30947

876101

5162

TOTAL RESERVORIO

16

0

3161

MES

Agosto ; 2015

CAMPO

PERCHELES

RESERVORIO

Tarija 3A BA

P OZO Y/ O LI NE A

ES TA DO A CT UA L

PCH-1001:trj3a

En reserva





MES

PERCHELES

RESERVORIO

Tarija 3C BA

P OZO Y/ O LI NE A

ES TA DO A CT UA L

PCH-1001:trj3c

En reserva



AGUA BBL

PETROL. BBL

GAS MPC

AGUA BBL

0

0

0

20

1001

0

0

0

0

20

1001

0





CAMPO

0

GAS MPC

Agosto ; 2015

CAMPO

MES



0

GAS MPC

AGUA BBL

PETROL. BBL

GAS MPC

AGUA BBL

0

0

0

4

41

0

0

0

0

4

41

0

Agosto ; 2015 PERCHELES

RESERVORIO

Tacobo

P OZ O Y/ O LI NE A

ES TA DO A CTUA L

PCH-1001:tcb

Abandonado






Surgente natural Productor de Gas

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GAS MPC

AGUA BBL

PETROL. BBL

GAS MPC

AGUA BBL

0

0

0

0

100

0

TOTAL RESERVORIO

0

0

0

0

0

100

0

TOTAL CAMPO

0

0

0

0

31263

883627

5162

9. BIBLIOGRAFIA 

Autor: Ing. Enrique Aguilar Hernández “Retos y oportunidades de la reactivación de campos”



SERVOLAB SRL. “ Análisis de laboratorio de Cromatografía ”



Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Chaco S.A.

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Pozo Percheles

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