UNIVERSIDAD AUTONOMA GABRIEL RENE MORENO FACULTAD DE CIENCIAS EXACTAS Y TENOLOGIA
PRÁCTICO Nº 1; Rendimiento de 10 yacimientos de Bolivia
P
• ESTUDIANTE: TOLA QUISPE ELIO • Nº REGISTRO: 210050012
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• MATERIA: RESERVORIO II • SIGLA: PET-204
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• GRUPO: P1
RENDIMIENTO DE LOS DIFERENTES CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA 1. CAMPO RÍO GRANDE El campo Río Grande, ubicado aproximadamente a 55 Km. al SSE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, fue descubierto en Julio de 1961. Se encuentra ubicado dentro del área de Contrato Río Grande y cerca al límite de deformación influenciada por la tectónica del Subandino. Este campo cuenta con varios reservorios ubicados en niveles someros del Cretácico y otros más profundos del Carbonífero y Devónico, todos productores de Gas y Condensado. La producción del campo se inicia en Noviembre de 1962 en pequeña escala hasta que se implementa, en 1969, un programa de reciclaje de gas. Los reservorios donde se recicló gas son: San Telmo W (Medio y Superior), Escarpment Y3 y Escarpment Z1. Debido al avance del cauce del Río Grande que cubrió todos los pozos que habilitaban a producción el reservorio Cajones, éstos fueron abandonados. Los pozos que habilitaban los reservorios de las formaciones San Telmo y Escarpment presentaron con el tiempo una baja en la presión e invasión de agua (propia de reservorios maduros) por lo cual se fueron cerrando, ingresando el Campo en una franca declinación hasta ser considerado Marginal. La interpretación de la sísmica 3D del área logró la identificación de una fuerte anomalía de amplitud en niveles del devónico, motivo por el cual se realizó la profundización del pozo RGD22Re con el objetivo de comprobar la existencia de producción comercial de hidrocarburos en dicha Fm, con resultados positivos. Desde agosto de 2010, fecha en que se descubrieron importantes reservas de gas y condensado en el reservorio Iquiri-1 (devónico) todas las actividades de perforación en el campo tienen por objetivo habilitar ésta arenisca, a la fecha con resultados altamente satisfactorios, habilitando pozos en la parte sur del campo. Próximas actividades de exploración tienen objetivo de investigar nuevas posibilidades en el reservorio Iquiri-1 al norte de la estructura, de resultar positivo se podrán generar nuevos proyectos de perforación. Actualmente se tiene 90 pozos perforados, de los cuales la mayor parte están terminados con arreglos dobles, 23 pozos son productores, 36 cerrados, 2 pozos inyectores de agua, 3 pozos sin terminación y 26 pozos abandonados. Este campo cuenta con dos plantas; una planta es del tipo absorción refrigerada con una capacidad de proceso de 180 MMpcd, donde se obtiene GLP y gasolina natural y una planta de Inyección con capacidad de proceso de 180 MMpcd y 3500 bpd, con el objetivo de: recolectar el hidrocarburo a través de todas las líneas de los pozos que se encuentran en producción, separar el condensado del gas y estabilizarlo, distribuir el gas residual hacia el JV y el GAA y finalmente recibir el gas proveniente de los campos del Sur para su procesamiento, junto al gas del campo Río grande en la planta de Absorción. La producción promedio actual del campo (Enero 2014) es 72 MMPCD de gas, 1320 BPD de petróleo, 440 BPD de gasolina natural y 1336 BPD de GLP.
2. CAMPO LA PEÑA-TUNDY Ubicado aaproximadamente a 30 Km al SSE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra fue descubierto en Septiembre de 1965. Se encuentra ubicado dentro del área de explotación del Bloque Grigotá, cerca al límite de deformación influenciada por la tectónica del sub-andino. El Campo Tundy, se encuentra ubicado al norte del Campo La Peña, también dentro del Bloque Grigotá y fue descubierto en enero de 1989. Cuatro son los reservorios del campo: Chorro y Tarija del carbonífero medio-inferior (atravesados por los primeros 4 pozos perforados ubicados en la parte SW de la estructura, estos pozos probaron la presencia de gas y condensado en niveles lenticulares y nunca fueron puestos en producción) y los reservorios La Peña y Bolívar que son los más importantes y pertenecen a las Formaciones San Telmo y Escarpment respectivamente, ambos son productores de petróleo negro de 45° API. La estructura conforma un plegamiento anticlinal asimétrico, elongado, cuyo plano axial tiene una dirección SE a NW con hundimientos definidos y flancos relativamente suaves. El campo inicia su desarrollo en el año 1970. Actualmente cuenta con 88 pozos perforados, se tiene 9 pozos productores y 3 pozos inyectores, La producción promedio del campo al mes de Enero del 2014 es de 140 BPD de petróleo, 114 MPCD y 1953 BPD de agua. La inyección de agua promedio para el mismo mes, es de 1964 BPD.
3. CAMPO CAMIRI El Campo Camiri fue descubierto el año 1927, siendo el pozo CAM-X1 el pozo descubridor, iniciando su producción en Agosto/1927 de las arenas del 1er Grupo, posteriormente se descubrieron y pusieron en producción las Arenas Parapetí y Camiri –1 el año 1942 y 1947 respectivamente, en 1953 se descubrió y se puso en producción la Arena Sararenda 1 ó Sararenda BA (Bloque Alto), este reservorio es el mayor productor del Campo. Los pozos perforados en el campo son 165, se tiene 18 pozos productores, 73 abandonados, 71 pozos cerrados y 3 pozos sumideros, en la actualidad (Enero del 2014), el campo es productor de 10 reservorios; Arenisca-0, Basales-1, Basales-2, Camiri-1, Camiri-2, Grupo 10-11-12, Parapetí, Primer Grupo, Sararenda BA y Varias. La producción promedio del campo a Enero del 2014 es de 145 BPD de petróleo y 4 BPD de agua.
4. CAMPO YAPACANÍ El campo Yapacaní está ubicado en la Provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz, sobre la margen izquierda del Río Yapacaní en la Llanura Central. Dista desde la ciudad de Santa Cruz de la Sierra aproximadamente 125 km en línea recta con dirección Noreste. El nivel del terreno se encuentra a una altura promedio de 235 msnm y conforma una planicie boscosa con una ligera pendiente regional hacia el Norte; aunque localmente se observan suaves ondulaciones y una depresión hacia el Sudeste en dirección a la ribera del río Yapacaní. La estructura de Yapacani es un anticlinal asimétrico, su flanco norte es comprimido mientras que su flanco sud es más suave. La dirección general es E-O y hace una inflexión hacia el SO siguiendo el lineamiento de las estructuras de Boquerón y Sirari. Paralelo a la estructura se presenta la falla Yapacani, la misma que afecta el flanco N en sedimentos de las formaciones Yantata, Cajones y Petaca. Esta falla, por su corto rechazo, no afecta los reservorios superiores en cuanto a la distribución de hidrocarburos, sin embargo el rechazo se va incrementando hacia el SO del lineamiento El campo Yapacaní está ubicado en el área del Boomerang. Está constituido por cinco reservorios ubicados en la columna estratigráfica de la siguiente manera: Reservorio Petaca conformado por areniscas de edad Terciaria, produce gas - condensado, reservorio Yantata constituido por areniscas de edad Cretácica, produce gas – condensado, las Areniscas Nº 1 y Ayacucho en rocas de edad Devónica, producen gas – condensado y el reservorio Sara constituido por areniscas de edad Silúrica y tiene un cinturón de petróleo y casquete de gas. Esta planta cuenta con tres plantas para la adecuación del punto de rocío del gas (DPP1, DPP-2, DPP-3) con capacidad de proceso de 33.0, 35.0 y 60 MMPCD respectivamente, el gas en condiciones es entregado a sistema de YPFB transporte. El gas con alto contenido de CO2 es procesado para su adulzamiento en una planta de amina de capacidad para 16.0 MMPCD, este gas luego de este proceso es enviado a la DPP-2 para su proceso y posterior entrega al GCY. Las instalaciones de este campo cuenta con cinco tanques de almacenaje de condensado. La producción actual del campo es de 120.000 MPCD de gas, 850 BPD de petróleo y 320 Bbls de gasolina natural.
5. CAMPO SIRARI El campo SIRARI, inicialmente conocido como Curiche Grande, es un anticlinal que juntamente con las estructuras de Víbora, Coral, Cobra, Cascabel, y otras, se desarrolla en el sector más occidental del lineamiento conocido como el arco del Boomerang Hills. La columna sedimentaria atravesada por los pozos en el campo SIRARI comprende unidades desde el Sistema Terciario con las formaciones: Chaco, Yecua y Petaca; las formaciones Yantata e Ichoa del Sistema Cretácico; el Sistema Devónico con las formaciones Limoncito y Roboré que incluye a la Arenisca-1, Ayacucho y Piraí; y el Sistema Silúrico, representado por la Formación El Carmen con la arenisca Sara en su parte superior. El campo fue descubierto el año 1984 con el pozo SIR-X1, que verificó la existencia de yacimientos de gas-condensado en niveles arenosos de las formaciones Yantata, Petaca, Arenisca-1 y Ayacucho. Está constituido por cuatro reservorios con producción de gas condensado ubicados en la columna estratigráfica de la siguiente manera: Reservorio Petaca conformado por rocas de edad Terciaria, reservorio Yantata perteneciente a rocas de edad Cretácica y los reservorios Arenisca No. 1 y Ayacucho en rocas de edad Devónica (El reservorio Sara fue probado por el pozo SIR-X1, resultando negativo) A la fecha, los pozos perforados en el campo son 17, en la actualidad, 6 son productores de las formaciones Petaca y Cajones, la mayoría con arreglo de producción doble. Este campo cuenta con dos plantas de proceso para adecuación del punto de rocío, planta LTS-2 de capacidad de 30.0 MMPCD y la LTS-2 con capacidad de proceso 20.0 MMPCD. Se cuenta con tres tanques de almacenaje de condensado. La producción de hidrocarburos son entregados al sistema de YPFB transporte. La producción promedio actual del campo (Enero 2014) es 11.65 MMPCD de gas, 148.95 BPD de petróleo y 88.13 BPD de gasolina natural.
6. CAMPO ARROYO NEGRO - LOS PENOCOS Estos campos están ubicados aproximadamente a 190 Km. de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la provincia Sara del Departamento de Santa Cruz, en la parte más septentrional del área del Boomerang. Está constituido por un solo reservorio de petróleo de 34° API ubicado en la columna estratigráfica en la Formación Petaca conformada por areniscas de edad Terciaria. El campo Los Penocos, estructuralmente está alineado en el eje Patujusal - Los Penocos y Arroyo Negro, conformado por un anticlinal casi simétrico truncado en su flanco norte por una falla, la falla es de tipo normal y es la responsable de la formación del roll over donde se encuentra el reservorio, bloque sur respecto de la falla. La dirección del eje de la estructura y de la falla es aproximadamente este – oeste. El cierre estructural es 30 m. La batería de LPS cuenta de un manifold colector, separador de producción, que recibe la producción de los pozos LPS-X3 de bombeo mecánico y LPS-X4 productor mediante la inyección de gas lift, se cuenta con 4 tanques de almacenamiento de petróleo de los cuales 3 están en la batería LPS y 1 en la planchada del pozo LPS-4 (No operable). Estos tanques también reciben la producción de ARN-X1. La batería de Arroyo Negro está constituida por un pozo productor de petróleo mediante bombeo mecánico, 1 tanque de almacenamiento y una bomba de transferencia de petróleo: La producción promedio del campo es de 50 BPD de petróleo y 30 MPC de gas.
7. CAMPO SANTA ROSA El campo Santa Rosa se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz. Fue descubierto por YPFB con la perforación del pozo SRW-X6 que se llevó a cabo entre los años 1981 y 1982. Posteriormente se perforaron los pozos SRW-X4 y SRW-X5. El pozo SRW-X5 resultó productor de gas/condensado en las arenas Ayacucho y Arenisca Nº 1; los pozos SRW-X6 y SRW-X4 resultaron productores de la arena Ayacucho. El año 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación en los 3 pozos para habilitar a producción las reservas de gas de las arenas Ayacucho y Arenisca Nº 1. A finales del año 2010 se perforó y completó el pozo SRS-8, habilitándolo a producción en los reservorios Ayacucho, Piray y Sara, incorporando a estos dos últimos como nuevos niveles productores en el campo Santa Rosa. En agosto del año 2011 se perforó el pozo SRS-9 con resultados positivos habilitando a producción los reservorios Sara, Ayacucho y Arenisca No.1. Actualmente en el campo se encuentran en produciendo los pozos SRW-X5 , SRW-X6, SRS-8, SRS-9 y SRS-10, el pozo SRW-X4 está cerrado por invasión de agua desde octubre del año 2011 y se tiene 3 pozos abandonados. La profundidad promedio de los reservorios productores son: Arenisca N° 1 1890 metros, Ayacucho 1930 metros, Piray 2020 metros, Sara 2130 metros. La producción promedio por día actual de este campo es de 38 barriles de petróleo, 10 barriles de gasolina y 24.5 millones de pies cúbicos de gas. Toda la producción del campo es procesada en la Planta de Gas Santa Rosa.
8. CAMPO VUELTA GRANDE El Campo Vuelta Grande fue descubierto en 1978. Actualmente se explota mediante agotamiento natural. Sin embargo, desde el año 1985 al año 2009 se inyectó gas al reservorio con el objetivo de mantener la presión de los reservorios productores; en 1989, entró en funcionamiento la planta de procesamiento de gas. En este campo se perforaron 37 pozos de los cuales actualmente 31 son productores, 1 es inyector de agua de formación, 3 pozos están cerrados y 2 pozos abandonados . La profundidad promedio de estos pozos es de 2.250 metros, donde se encuentran las arenas productoras Cangapi y Tapecua. La producción promedio diaria actual es de 260 barriles diarios de petróleo, 55 millones de pies cúbicos de gas, 685 barriles diarios de gasolina y 289 metros cúbicos de gas licuado.
9. CAMPO CARRASCO El campo carrasco fue descubierto en 1991, mediante la perforación del pozo exploratorio CRC-X1, que alcanzo la profundidad de 4770 m. Habiéndose comprobado la existencia de formaciones que contienen importantes volúmenes de gas y condensado, en las formaciones Devónico, se perforaron nuevos pozos. Inicialmente se explotó por agotamiento natural. A partir del 2.002 se inyecta gas a la formación. Se perforaron 12 pozos, 11 productores de petróleo y uno como Inyector de Agua de formación, muchos de ellos se ahogaron por elevado corte de agua de formación y actualmente se encuentran cerrados o intervenidos. La profundidad media es 4750 m. Formaciones productoras: Roboré I y II, Petaca y Yantata. Actualmente producen el CRC-7 y CRC-11.También se tiene el campo Carrasco Foot Wall, en este campo se tienen los siguientes pozos: CRC FW-1, CRC FW-2 y CRC FW3 los cuales presentan daño a la formación debido a varias operaciones de reacondicionamiento (PerforacionTerminación); Inyector de agua: CRC-2 y CRC-12W. La producción media actual es, petróleo: 526 BPD, Gas: 9.5 MMPCD, Agua: 491 BPD. En la era de Y.P.F.B. se perforaron 10 pozos; de los cuales al pasar a manos de Chaco después de la Capitalización se encontraban 3 cerrados y 7 en producción de las formaciones Devonico, arenisca Robore I, Robore II y Yantata.
10.
CAMPO BULO BULO
El Campo Bulo Bulo es considerado uno de los reservorios estratégicos. El desarrollo de este campo se inició exitosamente durante el segundo semestre de 1998 con la perforación del pozo direccional BBL – 9, que alcanzó una profundidad de 5650 metros. Este pozo, en sus dos etapas de desarrollo y de exploración, completó la delineación de los reservorios Roboré I y Robore II, extendiéndose al reservorio Roboré III. En mayo del 2000 se inició la producción en el pozo Bulo Bulo 3, el mismo que comenzó aportando un volumen superior a los 600 barriles diarios de líquidos y 15 millones de pies cúbicos día de gas natural. A principios del 2001 el campo Bulo Bulo entró en pleno, funcionando con una producción aproximada de 1800 barriles y 40 millones de pies cúbicos de gas natural, con lo que se elevó el procesamiento de gas en la planta Criogénica de Carrasco hasta su capacidad máxima, es decir 70 millones de pies cúbicos por día. El Campo Bulo Bulo se explota por agotamiento natural; este campo se encuentra a unos 45 Km. de la Planta Carrasco, de donde el pozo a mayor distancia es el Pozo BBL-8; que esta situado a 47 Km. de la Planta Procesadora de Gas. Toda la producción del Campo converge al Manifold; este no es más que un colector de pozos donde se encuentra el Separador V-100; en el cual se realizan las pruebas de producción respectivas; para luego ser transportado hasta CRC por una cañería de 12” de 28 Km de longitud. La producción desde el Manifold llega hasta Carrasco previamente pasando por el Slug Catcher y los separadores respectivos para luego incorporarse a la producción de Bulo Bulo en las instalaciones de la planta Carrasco. Todo este sistema es controlado desde el DCS de Carrasco. En la actualidad son solo 7 pozos productores en el Campo Bulo Bulo uno de ellos con doble terminación; estos son el BBL-2, BBL-3; BBL-8, BBL-9, y el BBL-11LC, BBL-11LL (ahogado), BBL-13, BBL-14LC y BBL-14LL. Las formaciones productoras son Roboré I y III. Sin embargo, actualmente se tiene en perforación el BBL-10, el cual se espera aporte con 10 MMPCD de gas. La producción media actual es, petróleo: 1493 BPD, Gas: 49.5 MMPCD, Agua: 449 BPD, GLP: 225.8 MCD, Gasolina: 320 BPD.
BIBLIOGRAFIA: 1º. http://www.ypfb-andina.com.bo/index.php/nuestras-operaciones/areasoperadas 2º. http://www.ypfbchaco.com.bo/index.php/operaciones-2.html
