Tesis Campo Patujusal

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA UDABOL FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

PROYECTO DE GRADO Estudio Técnico – Económico para el mejoramiento de la calidad del agua de inyección mediante la recuperación secundaria en el campo Patujusal de Santa Cruz

Proyecto de grado para optar al titulo de: Lic. en Ing. En gas y petróleo

Autor: Juan Miguel Medina Almendras Tutor: Ing. René Alarcón Vila

Santa Cruz de la Sierra – Bolivia 2008

AGRADECIMIENTOS:

Al Padre Celestial por ser el motor más importante de mi vida así como también a mis Padres Aly Medina Cabrera y Juana Almendras Grageda, a mis hermanos L. Marcelo, Medina A., A. Cristian Medina A., Vivian F. Medina A., Gardenia Medina A. Por darme su apoyo siempre, a mis tíos, familiares, amigos por brindarme su apoyo incondicional en especial mi tío José Padilla y Flia. Al Ing. Nelson Salazar Soruco por brindarme su apoyo en todo momento, quiero agradecer

también a mi Tutor el señor Ing. René Alarcón Vila, al Jefe de la

Carrera el Ing. Mario Carrazas, al Ing. Santiago Arana por brindarme todo su apoyo incondicional, su paciencia y su tiempo pero sobre todo su voz de aliento para que pueda terminar con mi proyecto. A la universidad de Aquino Bolivia “UDABOL” por abrirnos las puertas de su establecimiento

y

así

jóvenes

emprendedores

como

nosotros

podamos

superarnos y poder contribuir con la familia, la sociedad, y nuestro País. En especial este proyecto va dedicado para todas las personas que hicieron posible su realización por el apoyo y comprensión brindada.

INDICE

N° PAG.

1. INTRODUCCION…………………………………………………………….……….1 1.1 ANTECEDENTES…………………………………………………………….……. 1 1.2 DELIMITACION…………………………………………………………………….. 3 1.2.1 Limite Geográfico………………………………………………………….……...3 1.2.2 Límite Temporal…………………………………………………………………..3 1.2.3 Limite Sustantivo………………………………………………………………... 3 1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA…………………………………………… 4 1.4 FORMULACION DEL PROBLEMA……………………………………………… 5 1.5 SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION……………………………………….…………. 6 1.6 ESQUEMA DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION……………………………………….…………..8 1.7 OBJETIVOS………………………………………………………………………... 9 1.7.1 Objetivo General……………………………………………………………….. 9 1.7.2 Objetivos Específicos………………………………………………………….. 9 1.8 JUSTIFICACION………………………………………………………………….. 9 1.8.1 Justificación Científica………………………………………………………….. 9 1.8.2 Justificación Social…………………………………………………..……….. 10 1.8.3 Justificación Económica………………………………………..……………. 10

1.9 METODOLOGIA………………………………………………………………… 11 1.9.1 Tipo de estudio………………………………………………………………… 11 1.9.2 Tipo de investigación…………………………………………………………. 12 1.9.3 fuentes de Información…………………………………………………….. 13 1.9.3.1

Primaria.…………………………………………………………………… 13

1.9.3.2

Secundaria………………………………………………………...……….13

1.9.4 Métodos………………………………………………………………...…….....14 1.9.5 Procedimiento………………………………………………………..………...14 2. MARCO TEORICO.………………………………………………………..………..15 2.1 Marco conceptual………………………………………………………..………...15 2.2 Marco referencial…………………………………………………………..………75 2.3 Marco legal……………………………………………………………….….……...92 3.- RELEVAMIENTO Y ANALISIS DE LOS POZOS..………………….…..……..133 3.1 Introducción………………………………………..………………………....…...133 3.2 La Historia de Exploración…..…………………………………………………..135 3.3 Objetivo………………………………………...…………...………………………138 3.4 Ubicación Geográfica……………...……………………………………………...138 3.5 La Estratigrafía…………………….. ……………………………………………...138 3.5.1 La estructura ……………………..……………………………………………..144 3.5.2 La Producción... …………………….…………………………………………...146 3.6 Arreglos de los Pozos Inyectores……………………………………………………152

4. INGENIERIA DEL PROYECTO………………………………………...………….155 4.1.- Característica técnica del tratamiento de agua……………………………….155 4.2.-Diagrama de flujo………………………………………………………………….155 4.3 Requerimientos Técnicos….…………………………………………………...…159 4.4 Propuesta…………………… ………………………………………….…………160 4.4.1 Propuesta Cambios de filtros …………………………………………...……..160 4.4.1.1 Ficha técnica del Filtro Pecos………………………………………………..160 4.4.1.2 ficha técnica del filtro Nowata………………………………………………..163 4.4.2Tratamiento Físico……………………………………..…………………………165 4.5 Tratamiento químico……………………………………………………………….171 4.5.1 Productos químicos que se utilizaran…………………………………………171 4.5.2 Reacciones Químicas………………………………………………………...…173 4.5.3 Bomba dosificadora Williams………………………………………………....176 4.5.4 Análisis del Agua a Inyectarse…………...……………………………………180 4.6.-Condiciones Permitidas…………………………………………………………183 4.7.- Cronograma del horizonte del proyecto………………………………………..184 5. ANALISI ECONOMICO……………………………………………………………..185 5.1 Inversión Total……………………………………………………………………..186 5.1.1 Presupuesto de Ingresos………..……………………………………………..187 5.1.2 Cálculo de los Ingresos proyectados………………………………………..188

5.2 Evaluación Económica……………………………………………………..…188 5.2.1 Criterios de Evaluación Adoptados………………………………………..…189 6. CONCLUSIONES……………………………………………………………….…190 7. ANEXOS…………………………………………………………………………….191 8. BIBLIOGRAFIA……………………………………………………………………..199

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CAPITULO I 1. INTRODUCCION 1.1 ANTECEDENTES La Inyección de Agua dentro de los reservorios tiene el propósito de incrementar la presión del mismo y empujar los fluidos líquidos que han quedado atrapados dentro del yacimiento por falta de energía natural. Este método ha sido desarrollo dentro de lo que se llama Recuperación secundaria. Recuperación Secundaria: Al disminuir la energía natural del reservorio (se depleta), se buscará un método para entregarle nuevamente energía al mismo. En este caso lo más común es inyectarle agua, por medio de pozos productores que se convierten a inyectores, ubicados de forma estratégica. En esta cuenca toma particular relevancia, por las características de la misma, reservorios acotados y lenticulares, y la heterogeneidad de los mismos. Al no poder desechar el agua de producción, la mejor alternativa es volver a inyectarla, logrando un circuito cerrado. Mediante la inyección de agua en uno o más pozos, se forma un frente que barre parte del petróleo remanente en el reservorio, hacia los pozos productores.

Juan Miguel Medina Almendras

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Cap. I Graf. N°1

Esquema Recuperación secundaria

Fuente: Wet Chemical El agua que se utiliza para la inyección en los pozos, normalmente proviene de la producción del mismo yacimiento. La separación agua-petróleo se realiza en plantas deshidratadoras. El agua obtenida se envía luego a plantas específicas de tratamiento de agua. En las plantas de tratamiento se encontrarán diferentes equipamientos cuya función final como conjunto es entregar el agua en condiciones de ser inyectada. En este “acondicionamiento” del agua de inyección entran en juego variables de Procesos tales como el tiempo de residencia para drenaje gravitacional, temperatura, productos químicos, filtrados mecánicos, etc. En Bolivia se han implementado técnicas de recuperación secundaria en diferentes campos como ser:


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• Campo Camiri: Debido a la enorme magnitud del campo los resultados obtenidos no han sido del todo satisfactorios. • Campo La Peña: El proyecto Piloto de inyección de agua del Yacimiento La Peña, se inició en el año 2,000 con el estudio de factibilidad y la intervención de los pozos inyectores, concretándose con el inicio de la inyección a principios del año 2,001. 1.2 DELIMITACION 1.2.1 Limite Geográfico El desarrollo del proyecto

del tratamiento de agua para recuperación

secundaria y sus problemas tiene como límite geográfico: País:

Bolivia

Departamento: Santa Cruz Provincia:

Sarah

Localidad:

Santa Rosa del Sara

Nombre del Campo: Patujusal (PJS). Formación:

Petaca

Pozos: PJS03, PJS-06 y PJS-10 1.2.2 Límite Temporal El presente estudio se desarrollará en el periodo comprendido entre Agosto y diciembre del año 2008. 1.2.3 Limite Sustantivo


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El presente estudio contemplará las teorías correspondientes al tratamiento del agua de inyección de recuperación secundaria y sus problemas para

una

buena producción de hidrocarburo

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En 1997 un campo petrolero llamado Patujusal, se encuentra con la siguiente dificultad: La empresa estatal contrata los servicios a una empresa de servicios petroleros para operar la planta, esta hace un mal manejo haciendo que el pozo productor rinda al 100% cambiando los choques, que antes tenía el choque de 12pulg. Y con eso producían 2000BPD de petróleo crudo, cambiando al choque máximo dando origen a que el pozo rinda su eficiencia máxima esto provocaría que redujera la presión del pozo y que a la vez se ahogara. Pero cuando pasa a una empresa privada se contrata los servicios de una empresa petrolera a partir del año 2003 se puso en marcha la planta de inyección de agua al reservorio con el objetivo de mejorar la recuperación de petróleo. En estos campos se perforaron 20 pozos, de los cuales 12 son productores, tres inyectores de agua para recuperación secundaria, uno inyector de agua de disposición y cuatro están cerrados por improductivos. La profundidad promedio de estos pozos es de 1.700 metros, medida en la cual se encuentra el nivel productor Petaca. La producción promedio diaria actual de este campo es de 500barriles de petróleo, 0.5 millones de pies cúbicos de gas y 5000BPD de agua tratada de los cuales de 2500BPD a 4000 BPD se van a los pozos inyectores y los restantes se van al pozo de descarte. Por lo tanto el problema es tratar de mantener la producción constante, con agua de buena calidad y para que sea de buena calidad se necesita eliminar Juan Miguel Medina Almendras

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varios factores

que provocarían el taponamiento de la formación luego

seguidamente el fracturamiento de la formación dando lugar a la perdida y ahogo definitivo del yacimiento hidrocarburífero.

PRINCIPALES PROBLEMAS OCASIONADOS POR EL AGUA SI NO SE REALIZA UN BUEN TRATAMIENTO. •

Incompatibilidad con el agua de formación, precipitando sólidos insolubles dentro de la formación, obstruyendo los poros y conductos.

•

Hinchazón o expansión de arcillas en la formación con el consiguiente taponamiento de poros y conductos.

•

Taponamiento de la formación por sólidos suspendidos, que son retenidos a la entrada de poros y conductos.

•

Corrosión, ocasionados por oxigeno disuelto, gases ácidos como CO2, H2S que causan daños económicos al deteriorar equipos y tuberías de la superficie

y

subsuelo,

cuyos

productos

de

corrosión

causan

taponamiento de la formación. •

Incrustaciones, causadas por carbonato de Calcio, Sulfato de Calcio, Bario y compuesto de Hierro que causan taponamientos de la formación y/o equipos.

•

Actividad bacteriológica, presencia de bacterias aeróbicas incrementan el contenido de sólidos suspendidos. Bacterias anaeróbicas como sulfato reductoras producen H2S , que causa picadura en los equipos metálicos y el producto de corrosión Sulfuro de Hierro produce taponamiento de la formación.

•

Aceites y grasas que aglomeran partículas suspendidas en el agua pueden

causar taponamiento de la formación.


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1.4 FORMULACION DEL PROBLEMA ¿Se logrará evitar el taponamiento de la formación, corrosión, incrustación de equipos y tuberías de la superficie y el subsuelo mediante el tratamiento del agua de inyección para la recuperación secundaria? 1.5 SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION Problema Tratamientos inadecuados para el agua de inyección dentro de la formación Petaca en el campo Patujusal. Causas C1) Dosificación inadecuada de aditivos químicos. C2) PH del sistema alto (Alcalinidad), Temperatura alta, Concentración de sales /iones (contaminantes), Presión alta C3) sólidos en suspensión, Profundidad del medio filtrante, Tamaño del grano del medio filtrante Efectos E1) Taponamiento de la formación, por deposición e incrustación de sales reduciendo la permeabilidad. E2) Corrosión en todos los componentes metálicos del pozo: cañerías, herramientas, etc... E3) Deposiciones e incrustaciones de microorganismos. Solución Mejoramiento del tratamiento del agua para incrementar la producción de hidrocarburo en el campo Patujusal. Juan Miguel Medina Almendras

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Acción A1) Realizar tratamiento químico con bombas de dosificación en puntos estratégicos. A2) Dosificar un anti incrustante para que impida la formación de las sales dentro las tuberías de producción. A3) Cambiar los filtros ya sea de arena o de cartucho las veces que sea necesario. Fines F1) Corrosión controlada F2) Deposiciones e incrustaciones eliminadas F3) Sólidos suspendidos y disueltos conjuntamente con los aceites y grasas controladas.


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1.6 ESQUEMA DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION


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1.7 OBJETIVOS 1.7.1 Objetivo General Mejorar la calidad del agua de inyección por el tratamiento del agua mediante la recuperación secundaria en el campo Patujusal de Santa Cruz. 1.7.2 Objetivos Específicos 1.- Analizar la calidad de agua que se cumple actualmente. 2.-Analizar el proceso del tratamiento. 3.- Evitar el PH alto dentro del sistema de agua de inyección. 4.-Evitar el taponamiento de la formación, tuberías y equipos 5.- Determinar el punto de

corrosión en las maquinarias de operación por

donde el agua tratada realiza su recorrido para evitar costos de mantenimiento a la empresa. 6.-Eliminar y controlar la corrosión e incrustaciones de las tuberías y equipos de superficie y subsuelo 7.- Controlar y analizar la separación del agua (w), petróleo (o), gas (g). 8.- Planificar en los procesos un plan de mejora continua 1.8 JUSTIFICACION 1.8.1 Justificación Científica La calidad del agua no es la adecuada porque no cumple con los parámetros esperados, la corrosión aun no se puede controlar del todo dentro del sistema de flujo. El corte del petróleo y agua no se encuentra bien definido.


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En los cupones microbiológicos se han observado depositacion de bacterias. Por lo tanto aplicando un buen desarrollo del tratamiento de agua de inyección se analizarían los puntos dentro del sistema del diagrama de flujo del agua de inyección, para luego proceder a la ubicación estratégica en donde se dosificarían productos químicos para la mejora del tratamiento anterior. Y así se podrá llegar a un buen rendimiento en el aprovechamiento del agua de inyección para la recuperación secundaria dentro del campo patujusal. Se menciona que la búsqueda de la optimización de la producción de los hidrocarburos es de vital importancia para la competitividad de las empresas Petroleras, hoy en día a través de la recuperación secundaria por inyección de agua se puede apreciar que la producción en muchos campos petroleros fuera del país ha sido muy favorable y no cabe duda de que en este caso no será una excepción siendo que el campo Patujusal es considerado con una de las mejores plantas de agua

de inyección instaladas en el país

para

la

recuperación secundaria dándole un buen tratamiento de agua puede que llegue a su objetivo. 1.8.2 Justificación Social El proyecto del tratamiento de agua de recuperación secundaria, es muy importante porque nos beneficiamos todos por lo que genera empleos, y nos permite producir más energía como es el petróleo. 1.8.3 Justificación Económica Los beneficios que nos trae económicamente, es que es un tratamiento no muy caro, nos permite recuperar más petróleo y al producir más vendemos mas lo cual generamos más ingresos y empleos.


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1.9 METODOLOGIA En el contexto de la investigación son muchas las metodologías que es posible seguir, sin embargo, existen 2 grandes grupos que incluyen a otras más específicas. Se trata de la metodología de investigación cuantitativa y la cualitativa. La metodología cuantitativa es aquella que permite la obtención de información a partir de la cuantificación de los datos sobre variables, mientras que la metodología cualitativa, evitando la cuantificación de los datos, produce registros narrativos de los fenómenos investigados. En este tipo de metodología los datos se obtienen por medio de la observación y las entrevistas, entre otros. Como vemos, la diferencia más importante entre la metodología cuantitativa y la cualitativa radica en que la primera logra sus conclusiones a través de la correlación entre variables cuantificadas, y así poder realizar generalizaciones y producir datos objetivos, mientras que la segunda estudia la relación entre las variables obtenidas a partir de la observación en contextos estructurales y situacionales. En este caso se emplea la metodología cuantitativa. 1.9.1 Tipo de estudio La investigación es descriptiva ya que busca determinar

y recolectar la

información necesaria en función a la situación presentada, para luego poder desarrollar la organización para hacer frente al problema de estudio Descriptiva: Son las investigaciones dirigidas a determinar “cómo es “ó “cómo está” la situación de las variables que deberán estudiarse en una población o muestra; la presencia o ausencia de algo, la frecuencia con que ocurre un fenómeno (prevalencia o incidencia), y quiénes, dónde y cuándo se está presentando determinado fenómeno. Juan Miguel Medina Almendras

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Estos estudios pueden ser transversales o longitudinales, así como también retrospectivos o prospectivos, o ambos así mismo brindan las bases cognoscitivas para otros estudios descriptivos y analíticos generando posibles hipótesis para su futura comprobación o rechazo A la vez es analítica, explicativa por qué está dirigido a contestar por qué sucede determinado fenómeno, cual es la causa o “factor de Riesgo” asociado a ese fenómeno o cual es el efecto de esa causa o “Factor de Riesgo” Se considera la relación causa-efectos entre grupos de estudio y grupos de control, lo que permite explicar el origen o causa de un fenómeno.los resultados de este tipo de investigación están destinados a probar hipótesis sobre la relación de causa y efectos 1.9.2 Tipo de investigación En este proyecto aplicamos el tipo de investigación no experimental porque las variables se describen, se analizan o se las correlaciona para llegar a una interpretación de resultados. Por su ubicación de los hechos en el tiempo se considera, una investigación retrospectiva ya que se consideran los hechos ocurridos con anterioridad al diseño del estudio y el registro continua según los hechos. Según el periodo y secuencia del estudio se considera longitudinal ya que estudia una o más variables

a lo largo de un periodo que varía según el

problema investigado y las características de la variable que se estudia. En este tipo de investigación se considera el tiempo como factor importante por que participa en la relación causa – efecto o bien porque el comportamiento de las variables se mide en un periodo dado. Por la profundidad de las variables y el alcance de los resultados se consideran descriptivas, analíticas o explicativas. Juan Miguel Medina Almendras

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1.9.3 fuentes de Información 1.9.3.1

Primaria

a) Entrevista a especialistas: a.1) Ing. Herlán Paz: Ingeniería y Proyectos a.2) Ing. José Luis Palacios: Encargado del área Petróleo a.3) Ing. Nelson Salazar: Operador en tratamiento de inyección a.4) Ing. Peter Escobar: Operador en tratamiento de inyección a.5) Ing. Gabriela Chiapponi A.: Asistente de Proyectos a.6) Ing. Humberto Canchái: Asistente Técnico 1.9.3.2 Secundaria a) Bibliografía: a.1) Petróleo Moderno a.2) Manual de tratamiento de agua “Spartan Bolivia” a.3) Metodología de la investigación “E. B. Pineda, E. L. de Alvarado a.4) Metodología de la investigación “Carlos Velasco Salazar” a.5) Nueva ley y política de Hidrocarburos a.6) Ley del medio ambiente N° 1333 a.7) Resolución ministerial N° 1515 a.8) Explotación de hidrocarburos Ing. Jorge Mariaca a.9) Glossary of the Petroleum Industry – THIRD EDITION a.10) Enginerering conversion factores Juan Miguel Medina Almendras

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b) Internet: b.1) www.CHACOSA.com b.2) www.COPETROL.com b.3) www.ENERGYPRESS.com b.4) http://www.cbh.org.bo/es/index.php b.5) http://www.bolivia-industry.com/sia/marcoreg/Ley/Ley.html C) Revistas Especializadas: C.1) Energy Press 1.9.4 Métodos Son observación, métodos de deducción y calculo para tratamiento de agua 1.9.5 Procedimiento Son las acciones a tomar para llevar a cabo el proyecto. Se realizara entrevistas a empresas como son: Wet Chemical Bolivia Spartan de Bolivia Srl Chaco S.A. COPETROL YPFB


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CAPITULO II 2. MARCO TEORICO 2.1 Marco conceptual Reservorio El petróleo y el gas natural no se encuentran en cavernas o bolsones, sino embebido (impregnado) en cierto tipo de rocas a las cuales se les denomina reservorios. En consecuencia, los reservorios son rocas que tienen espacios vacíos dentro de sí, llamados poros que son capaces de contener petróleo y gas

del

mismo

modo

que

una

esponja

contiene

agua.

El reservorio tiene tres propiedades: La porosidad es un porcentaje de espacios vacíos respecto al volumen total de la roca que indicará el volumen de fluidos que pudiera contener el reservorio, sea de hidrocarburos o agua. La permeabilidad describe la facilidad con que un fluido puede moverse a través del reservorio, esta propiedad controla el caudal que puede producir un pozo que extraiga petróleo del mismo, es decir, el volumen de producción estimado. A mayor permeabilidad mejores posibilidades de caudal de producción. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio “poral” que está ocupado por petróleo o gas. Esta permite estimar el porcentaje de contenido del fluido del reservorio, mientras más alto el porcentaje de saturación, se estima mayor volumen de hidrocarburos. El factor de recuperación del hidrocarburo es el porcentaje de petróleo y/o gas natural que puede ser extraído en la etapa primaria de explotación, que en el caso de petróleo el porcentaje no es mayor al 30 %. El resto del volumen se recupera con tecnología secundaria, o recuperación asistida como la inyección de agua o gas.


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Tipos de reservorios El fluido del reservorio puede ser clasificado por:

Fuente: http://www.google.com.bo/search?hl=es&sa=X&oi=spell&resnum=0&ct=result&c d=1&q=incremento+en+el+GOR&spell=1


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Cap. II Graf. N°1

Fuente: http://www.google.com.bo/search?hl=es&sa=X&oi=spell&resnum=0&ct=result&c d=1&q=incremento+en+el+GOR&spell=1 En este cuadro podemos observar el espectro de los fluidos del reservorio desde el gas húmedo hasta el petróleo negro (black oil). Reservorio de gas seco.- Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el reservorio. No hay presencia de líquidos ni en reservorio ni en superficie. Sin embargo, a Temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener líquidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas.


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Reservorio de gas Húmedo.- Todo el diagrama de fases de la mezcla de Hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del reservorio. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el Reservorio, pero si en superficie (dos fases). La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. Reservorio de gas – condensado.- El diagrama de fases es menor que el de Petróleo y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos. El punto cricondentérmico es mayor que TR. A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se forma líquido en el reservorio, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. El

líquido

es

ligeramente

colorado,

marrón,

anaranjado,

verduzco

o

transparente. También se les llama condensados. Reservorio de petróleo volátil y su diferencia con el gas

condensado

retrogrado.Son una mezcla compleja de hidrocarburos que se comporta parecido a una fase liquida de alta presión y temperatura encontrada en los reservorios de petróleo. A veces se usa la densidad o composición típica como forma de diferenciar al gas condensado de los petróleos volátiles. La envoltura de fase de los petróleos volátiles muestra que la temperatura crítica está localizada a la derecha de la temperatura del reservorio. Cuando los petróleos volátiles so producidos y la presión del reservorio caen debajo del punto de burbuja, la fase gas puede ser móvil.


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La tabla siguiente, ilustra la composición típica de los 5 tipos de diferentes fluidos en el reservorio. Cap. II tabla N° 1

Composición típica de un fluido en fase simple en un

reservorio

Fuente: http://www.google.com.bo/search?hl=es&sa=X&oi=spell&resnum=0&ct=result&c d=1&q=incremento+en+el+GOR&spell=1 Permeabilidad.Consiste en la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se dice que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable. La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende del tipo de material, de la naturaleza del fluido, de la presión del fluido y de la temperatura. Juan Miguel Medina Almendras

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Para ser permeable, un material debe ser poroso, debe contener espacios vacíos o poros que le permitan absorber fluido. No obstante, la porosidad en sí misma no es suficiente: los poros deben estar interconectados de algún modo para que el fluido disponga de caminos a través del material. Cuantas más rutas existan a través del material, mayor es la permeabilidad de éste. El parámetro que permite su medición es el coeficiente de permeabilidad del medio (κ), el cual se expresa en Darcy. Ley de Darcy:

k=μ

q ⎡ − dP ⎤ Darcys ⎥ ⎢ A ⎣ dL ⎦

q = Relación de volumen de flujo cm3/seg A = Área de sección transversal

μ = Viscosidad del fluido Centi poises K = Permeabilidad (Darcys) − dP = Caída de presión por unidad de longitud dL

Porosidad.Es uno de los parámetros fundamentales para la evaluación de todo yacimiento como tambien es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que representa espacios que pueden almacenar fluidos.


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Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación1 por 100. La porosidad específica es la capacidad de un material de absorber líquidos o gases. La capacidad de absorción se puede medir con una fórmula matemática. Que puede servir para medir la capacidad de absorción de agua o porosidad másica:

Donde: , Masa de una porción cualquiera del material (en seco). , Masa de la porción después de haber sido sumergido en agua. , porosidad másica del objeto expresado (en tanto por ciento). Es clasificada de dos maneras: Según su origen: Primaria es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da lugar a la roca. Secundaria es aquella que se desarrolla por algunos procesos naturales o artificiales posteriores a la deposición de la roca. Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas etc. Juan Miguel Medina Almendras

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En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida. Según la comunicación de sus poros: Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera: •

Total o absoluta.

•

Interconectada o efectiva.

•

No interconectada o no efectiva.

Calidad de la roca en función a la porosidad: Calidad

Ф (%)

Muy buena

> 20

Buena

15 - 20

Regular

10 - 15

Pobre

5 - 10

Muy pobre

<5


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Saturación de hidrocarburos.Debido a ciertas propiedades de los fluidos y de las rocas almacén o reservorios, es común que al menos una parte del espacio poral esté ocupado por agua. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio poral que está ocupado por petróleo o gas natural. En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman "formaciones" y están debidamente identificadas por edad, nombre y tipo del material rocoso del cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las ansiadas rocas sedimentarias. Las "cuencas sedimentarias" son cubetas rellenas de sedimentos, que son las únicas rocas donde se pueden generar hidrocarburos (conforme a la teoría de Engler) y donde en general se acumulan. En pocos casos se dan acumulaciones de petróleo y gas en rocas graníticas. El tamaño de estas cubetas varía en decenas de miles de kilómetros cuadrados, y el espesor generalmente es de miles de metros, alcanzando hasta 7.000 metros. Estas cubetas se encuentran rodeadas por zonas de basamento (que rara vez contienen petróleo). Mojabilidad.En los últimos años la Mojabilidad ha sido reconocida como uno de los más importantes parámetros en un yacimiento. La industria tiene el privilegio de tener una serie de excelentes artículos hechos por Anderson (1986-1987) que provee discusiones exhaustivas de como la mojabilidad afecta otros parámetros del yacimiento. El único método científico apropiado de medir mojabilidad es obtener el ángulo de contacto entre dos fluidos y la roca. Si el ángulo de contacto medido a través de un fluido es menor que 90°, se puede decir que existe una situación neutralmente mojada. Sin embargo las medidas directas Juan Miguel Medina Almendras

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son raramente practicadas con materiales reales de yacimiento. Los materiales reales del yacimiento son algunas veces aproximados por superficies lisas "puras": cristal (sílice) por areniscas o cristales de calcitas para los carbonatos. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, debido a la fuerza de tensión interfacial, la interfase será curvada con una presión más alta en al lado cóncavo que en el convexo. De este modo podemos establecer que si un medio poroso es mojable a una determinada fase (fase Mojante), esta condición se traduce en que: 1. La fase Mojante ingresa al medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, es necesario entregar energía para sacarla del medio poroso. 2. La fase Mojante tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase Mojante es difícil de movilizar a través del medio poroso. En forma complementaria podemos establecer que: 1. La fase no-Mojante es expulsada del medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, no es necesario entregar energía para extraerla de la red poral. Sólo es necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en forma espontánea. 2. La fase no-Mojante tiende a ocupar los capilares de mayor diámetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase no-Mojante es más fácilmente movilizable. Sin embargo estas definiciones tienen sus limitaciones. En sistemas ideales (Ej.: medios porosos formados por manojos de capilares rectos), y en ausencia de fuerzas gravitatorias, el desplazamiento de la fase nomojante por la fase mojante procede hasta que se produce un reemplazo total de una por otra. Juan Miguel Medina Almendras

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En sistemas reales se presentan dos fenómenos que impiden que las cosas procedan como en los sistemas ideales. 1. Los sistemas porales naturales atrapan fases residuales durante los desplazamientos inmiscibles. 2. Es muy frecuente la presencia de mojabilidades mixtas. El primer punto impide que el reemplazo de una fase por otra se complete. Cuando la fase desplazada se hace discontinua, ya no es posible que progrese el desplazamiento. Esta característica pone un primer límite a la posibilidad de completar la imbibición. El segundo punto se manifiesta impidiendo que se alcancen las saturaciones residuales durante el proceso espontáneo de imbibición. Esta segunda limitación hace que el reemplazo de una fase por otra se detenga antes de llegar a la condición residual de la fase no-mojante. La Medición de Laboratorio Existen dos metodologías básicas de laboratorio para "cuantificar" la mojabilidad. •

El método de Amott.

•

El método USBM. (Conocido también como método de la centrífuga).

Describiremos sólo el primero de estos métodos, pues su interpretación es más "intuitiva". En el método de Amott se cumple la siguiente secuencia de mediciones. 1. Se elige la muestra cuya mojabilidad se quiere determinar. En general es una muestra proveniente de una corona ("core") preservada.


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2. Sin lavar la muestra, se completa la saturación de líquido hasta el 100% del VP, empleando petróleo o una fase equivalente. 3. Se inyecta petróleo, en una celda de desplazamiento, hasta que la muestra no produce más agua. Se asume que, en estas condiciones el sistema poral se encuentra en condiciones de Swirr. 4. Se realiza el primer ensayo de imbibición por inmersión de la muestra en una cubeta con agua. En esta etapa se mide el ingreso espontáneo de agua mediante el registro del petróleo expulsado del medio poroso. A la cantidad de petróleo producida en forma espontánea (sin aporte de energía externa) se lo denomina "volumen de petróleo producido por imbibición" (Voi). 5. Se desplaza petróleo adicional mediante un proceso de aporte de energía externa. Esta etapa puede cumplirse por centrifugado o por barrido con agua. A la cantidad de petróleo producida con aporte de energía externa se lo denomina "volumen de petróleo forzado" (Vof). 6. Se calcula el índice de mojabilidad al agua (Iw) como o

Iw = Voi / (Voi + Vof)

7. Se realiza el segundo ensayo de imbibición por inmersión de la muestra en una cubeta con petróleo. En esta etapa se mide el ingreso espontáneo de petróleo mediante el registro del agua expulsada del medio poroso. A la cantidad de agua producida en forma espontánea (sin aporte de energía externa) se lo denomina "volumen de agua producida por imbibición" (Vwi). 8. Se desplaza agua adicional mediante un proceso de aporte de energía externa. Esta etapa puede cumplirse por centrifugado o por barrido con petróleo. A la cantidad de agua producida con aporte de energía externa se lo denomina "volumen de agua forzado" (Vwf). 9. Se calcula el índice de mojabilidad al petróleo (Io) como o

Io = Vwi / (Vwi + Vwf)


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En forma resumida estos índices expresan, para cada fase, la siguiente proporción: •

Ind. de Mojab. = Vol. Ingresado en Forma Espontánea / Vol. Total Ingresado

Definidos de esta forma, los índices de mojabilidad al agua y al petróleo expresan la fracción del proceso de desplazamiento que se produce en forma espontánea. •

Un índice de mojabilidad cercano a 1 (uno) implica que el proceso de desplazamiento se completa en forma espontánea.

•

Un índice de mojabilidad cercano a 0 (cero) implica que el proceso de desplazamiento sólo es posible con el agregado de energía externa.

Nota: Es común que ambos índices de mojabilidad tomen valores intermedios (entre 0 y 1), indicando que, en alguna medida, tanto el petróleo como el agua ingresan en forma espontánea en el medio poroso. En general se indica como mojabilidad preferencial a la de la fase que posee mayor índice de mojabilidad, se habla de mojabilidad intermedia en los casos que ambos índices son de la misma magnitud. Las Consecuencias.Cuando un medio poroso presenta una mojabilidad preferencial a uno de los fluidos que contiene, se presentan dos efectos manifiestos que tienen importancia tanto en la producción de fluidos como en la modelización del flujo multifásico.


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Swirr o saturación de agua irreductible.Es la mínima saturación de agua obtenida por desplazamiento capilar. En los capilares cilíndricos la Swirr es nula (no hay fases residuales), pero en los medios porosos naturales toma valores, en general superiores al 10 ó 15 % del volumen de poros, siendo frecuentes Swirr superiores al 25%. Por último, la zona de transición capilar, que es aquella que incluye todos los niveles en que la Sw (saturación del agua) varía entre el 100 % del volumen total de poros y la Swirr. La capilaridad.Es la cualidad que posee una sustancia para absorber un líquido. Sucede cuando las fuerzas intermoleculares adhesivas entre el líquido y el sólido son mayores que las fuerzas intermoleculares cohesivas del líquido. Esto causa que el menisco tenga una forma curva cuando el líquido está en contacto con una superficie vertical. En el caso del tubo delgado, éste succiona un líquido incluso en contra de la fuerza de gravedad. Este es el mismo efecto que causa que los materiales porosos absorban líquidos. Un aparato comúnmente empleado para demostrar la capilaridad es el tubo capilar; cuando la parte inferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente, en contacto con un líquido como el agua, se forma un menisco cóncavo; la tensión superficial succiona la columna líquida hacia arriba hasta que el peso del líquido sea suficiente para que la fuerza de la gravedad se equilibre con las fuerzas intermoleculares. El peso de la columna líquida es proporcional al cuadrado del diámetro del tubo, por lo que un tubo angosto succionará el líquido en una longitud mayor que un tubo ancho. Así, un tubo de vidrio de 0,1 mm de diámetro levantará una columna de agua de 30 cm. Cuanto más pequeño es el diámetro del tubo capilar mayor será la presión capilar y la altura alcanzada. En capilares de 1 µm Juan Miguel Medina Almendras

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(micrómetro) de radio, con una presión de succión 1,5 × 103 hPa (hectopascal = hPa = 1,5 atm), corresponde a una altura de columna de agua de 14 a 15 m. Dos placas de vidrio que están separadas por una película de agua de 1 µm de espesor, se mantienen unidas por una presión de succión de 1,5 atm. Por ello se rompen los portaobjetos humedecidos al intentar separarlos. Entre algunos materiales, como el mercurio y el vidrio, las fuerzas intermoleculares del líquido exceden a las existentes entre el líquido y el sólido, por lo que se forma un menisco convexo y la capilaridad trabaja en sentido inverso. Las plantas succionan agua del terreno por capilaridad, aunque las plantas más grandes requieren de la transpiración para desplazar la cantidad necesaria. Ley de Jurin.Orlany 7b escuela básica Rafael Antonio Godoy La ley de Jurin define la altura que se alcanza cuando se equilibra el peso de la columna de líquido y la fuerza de ascensión por capilaridad. La altura h en metros de una columna líquida está dada por:

Donde: T = tensión superficial interfacial (N/m)

Ángulo de contacto.

θ = ángulo de contacto ρ = densidad del líquido (kg/m³) g = aceleración debido a la gravedad (m/s²) r = radio del tubo (m) Juan Miguel Medina Almendras

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El menisco.Es la curva de la superficie de un líquido que se produce en respuesta a la superficie de su recipiente. Esta curvatura puede ser cóncava o convexa, según si las moléculas del líquido y las del recipiente se atraen (agua y vidrio) o repelen (mercurio y vidrio), respectivamente. La concavidad del menisco se origina cuando las fuerzas de adhesión entre las moléculas de un líquido y las paredes del recipiente que lo contiene son mayores que las fuerzas de cohesión del líquido. La convexidad del menisco surge cuando las fuerzas de cohesión son mayores que las de adhesión. La tensión superficial actúa succionando el líquido cuando el menisco es cóncavo, y rechazándolo cuando es convexo. Debido a esta característica se da el fenómeno de capilaridad que, por ejemplo, se produce en las plantas para transportar el agua. Número capilar.Es la relación entra las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares, dada por la siguiente expresión: (3)

Donde σ es la tensión interfacial entre los fluidos desplazantes y desplazados (agua/petróleo), κ es la permeabilidad efectiva del fluido desplazante, ΔP/L es el gradiente de presión por unidad de longitud y υ es la velocidad de desplazamiento del fluido. De acuerdo con la definición del número capilar, se podría pensar en aumentar la velocidad de flujo o en aumentar la viscosidad. La primera posibilidad está


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limitada por cuestiones de costo y también porque se llega rápidamente a la presión de fractura de la roca del yacimiento, Al aumentar la viscosidad, mediante disolución de polímeros hidrosolubles como poliacrilamida o xantano, se puede ganar un factor 10, pero no más, en virtud de que se debe considerar nuevamente la barrera de la presión de fractura. Por tanto la única posibilidad es disminuir la tensión interfacial, y en forma drástica, algo como tres órdenes de magnitud. Algunos datos reportados en la literatura muestran que el porcentaje de recuperación de crudo en un medio poroso, es esencialmente nulo cuando el número capilar es inferior a 10-6 y es esencialmente 100% cuando el número capilar es superior a 10-3. Es por ello que el principal propósito de los métodos de recuperación mejorada es aumentar el número capilar con la finalidad de aumentar el porcentaje de recobro.

Razón de movilidad.Se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad (κ/µ) de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. Durante las operaciones de invasión con agua en un yacimiento petrolífero, la razón de movilidad se expresa como:

(2) Donde κo y κw representan las permeabilidades efectivas del agua y el petróleo respectivamente, mientras que µw y µo, las viscosidades correspondientes al agua y al petróleo. Para petróleos de alta viscosidad, esto es de baja movilidad, y fluidos desplazantes de baja viscosidad (alta movilidad), se hace la razón de movilidad


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M mayor que 1, con un aumento progresivo de la viscosidad del fluido de inyección. Capa rocosa (Cap rock).Una capa impermeable de roca sobre un yacimiento rocoso que evita que los hidrocarburos escapen a la superficie. Ecuación del índice de productividad para yacimientos de petroleo Cuando la presión del yacimiento es más alta que la presión de burbujeo, una sola fase se mantiene en el reservorio, pues todo el gas esta disuelto en petróleo y por consiguiente se puede aplicar la ecuación de Darcy para calcular el caudal en el pozo vertical

(1)

(2)


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Curvas de Comportamiento del flujo ( IPR ) Históricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento de flujo de un pozo o IPR ( Inflow Performance Relationship ), resultó de la suposición de que la IPR era una línea recta. Por lo tanto, bajo esta suposición, el flujo de líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. La constante de proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo se llama índice de productividad ( IP ) y la ecuación que la define es, deducida de la ec. Nº 5: Qo (3)

IP = -------------------------Pws - Pwf donde: Qo

= caudal de hidrocarburos ( BPD )

Pws = Presión máxima del yacimiento ( Psia ) Pwf = Presión de Fondo Fluyente en el Pozo ( Psia )


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Sin

embargo,

posteriormente

W.

E.

Gilbert

(1954)

realizó

diversas

observaciones en campos productores de hidrocarburos y se dió cuenta que esto sólo se cumplía cuando la Pwf se encontraba por encima del punto de burbuja o presión de saturación, mientras que para la mayoría de los pozos, en los cuales su Pwf estaba por debajo del punto de burbuja, la IPR graficada formaba una curva debido a que la fase gaseosa presente en el petróleo tenía un efecto en la producción. Este investigador encontró que el índice de productividad variaba con respecto al tiempo. Esto se debe a que la presión en el yacimiento disminuye conforme a la explotación del mismo, lo cual se traduce en un incremento en la saturación de gas y en un incremento en la resistencia a fluir del petróleo . Para una caída constante de presión, el IP también dependerá del mecanismo de empuje del yacimiento. Representación esquemática de las Curvas de comportamiento de Presión Producción.


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Para un yacimiento con empuje asociado a un acuífero activo, el IP permanecerá casi constante cuando produzca por encima del punto de burbuja, debido a que no existe gas liberado en el yacimiento que pueda afectar las permeabilidades relativas del aceite y del agua. Todo lo anterior mostró la necesidad de contar con correlaciones útiles para construir curvas de IPR. V. Vogel (1968) desarrolló un estudio sobre IPR para yacimientos con empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones consideró variaciones en las caídas de presión y en las propiedades roca – fluido, hasta obtener una relación adimensional para el índice de productividad. La correlación de Vogel para obtener una curva IPR adimensional es la siguiente:

Qo ----------Qmax

Pwf = 1 – 0.2 [ ------- ] - 0.8 Pws

Pwf

2

(4)

[ ---------] Pws

Donde: Qo = Caudal de petróleo correspondiente a la Pwf Qomax = caudal máximo de producción cuando la Pwf es igual a cero Pws = Presión de Fondo estática.


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M.J. Fetkovich (1973) demostró que los pozos de petróleo y los pozos de gas que producen por debajo de la presión de saturación o punto de burbuja, se comportaban de manera similar en términos del índice de productividad, por lo que desarrolló la siguiente correlación:

Qo = C ( Pws² – Pwf² )n

(5)

Donde : Qo = caudal de hidrocarburo correspondiente a la Pwf Pws = Presión máxima del yacimiento Pwf = Presión de Fondo fluyente. C = coeficiente de la curva n = exponente ( un valor entre 0.5 y 1.0 ) Para aplicar el método de Fetkovitch, es necesario determinar los valores de C y de n. Estos coeficientes se obtienen a través de pruebas de presión – producción de un pozo, (Isocronales o FAF), donde se miden los caudales para tres o mas diámetros de estrangulador, midiendo sus correspondientes presiones de fondo fluyentes(Pwf), así como la presión de fondo estática con el pozo cerrado para determinar por restitución el valor de Pws. En escala log – log se grafican los valores de presión contra caudal, obteniendo una línea recta. El valor de C es la ordenada al origen y el valor de n es la pendiente de dicha recta. El potencial del pozo o caudal máximo teórico se obtiene intersectando el valor de la Pws con la recta obtenida, para encontrar su correspondiente valor de caudal.


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Esquema

de

correlación de

comportamiento

de

acuerdo

a

Fetkovich.


Presión-Producción

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En la explotación de un yacimiento se utilizan varios métodos de recuperación o extracción.El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está influenciada por las características productivas de la roca, la presencia de flujo multifásico a través del medio poroso, así como el esquema de desarrollo implantado. La explotación convencional, incluye la recuperación natural ó primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar los fluidos del yacimiento. Mientras que para la recuperación Mejorada contempla métodos térmicos químicos y la inyección de gases. En este trabajo se presenta un análisis de inyección de agua como alternativa de explotación bajo un concepto de recuperación secundaria de hidrocarburos para el campo. Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida de presión natural del yacimiento. Recuperación primaria.Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie

con caudales satisfactorios o no satisfactorios.

Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede


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a

la

utilización

de

métodos

artificiales

de

bombeo.

Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber: a.

Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.

b.

Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%.

c.

Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.

El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo. Cap. II Graf. N°2

Esquema de pozo surgente

Fuente: WET Chemical. Juan Miguel Medina Almendras

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Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento. Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción. Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:

a.

El bombeo mecánico

b.

Extracción con gas o Gas Lift

c.

Bombeo con accionar hidráulico

d.

Pistón accionado a gas (plunger lift).

e.

Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible.

f.

Bomba de cavidad progresiva.

a. El bombeo mecánico. Que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo Juan Miguel Medina Almendras

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superior está unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio

de

este

equipo

asciende

a

U$S

70.000

aproximadamente. b. Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente. c. Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos. d. Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos. f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que Juan Miguel Medina Almendras

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permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator. Recuperación secundaria Consiste en la inyección de un fluido (gas o agua) dentro de un reservorio mediante pozos inyectores, empujando los hidrocarburos hacia pozos productores. Inyección de agua: El drenaje con agua (water-drive) por inyección de agua por debajo o alrededor del petróleo. El método de inyección de agua es usado por los productores de petróleo para recuperar el petróleo remanente, una vez que se ha terminado con la producción primaria. En muchos casos, este petróleo remanente es un 75% del petróleo que habrá originalmente en el reservorio. Bombeando agua bajo presión a la formación mediante pozos inyectores y espaciando éstos alrededor de un pozo productor, se logra que el agua inyectada empuje las gotas de petróleo hacia el pozo productor para su recuperación secundaria. El agua inyectada puede ser agua de mar, agua fresca o agua producida conjuntamente con el petróleo. En cualquier caso requiere tratamiento previo a su inyección, ya que pueden causar algunos problemas y más aun cuando no es compatible con el agua de formación. Para el tratamiento de agua de inyección se puede utilizar dos tipos de sistemas: Sistema Abierto o Sistema Cerrado. En un sistema cerrado el agua no entra en contacto con el aire para prevenir su contaminación con oxigeno. Este tipo de sistema se recomienda para aguas de inyección que contienen pequeñas cantidades de compuestos de hierro, ácido Juan Miguel Medina Almendras

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sulfhídrico y otros constituyentes que serían más fácilmente eliminados por procesos de aireación y sedimentación. Un sistema cerrado generalmente requiere menos tratamiento y menos costo de operación porque la utilización de equipos es mínima y la corrosión por oxígeno es más controlada. Un sistema cerrado generalmente consta de tanques de almacenamiento de agua, tuberías de los tanques de almacenamiento a los equipos de clarificación y filtración, tanques de almacenamiento de agua tratada, bombas de inyección y líneas que distribuyen el agua a los diferentes pozos de inyección. Se colocan medidores de flujo en las cabezas de los pozos para medir los flujos de inyección a cada pozo. En cambio, un sistema abierto permite el contacto del aire con ci agua y normalmente se aplica cuando hay abundancia de ácido sulfhídrico, hierro, turbidez y otros contaminantes cuya eliminación es más simple y económica por precipitación y/o aereación


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Esta aplicación va para el campo Patujusal, formación Petaca.

Cap. II Graf. N°3

Esquema de inyección de agua

Fuente: Wet Chemical Bolivia


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Cap. II Graf. N°4

Esquema de inyección de gas

En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento. Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria: •

Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del yacimiento;

•

Económica: para recuperar volúmenes adicionales de petróleo, llamados también reservas adicionales o secundarias;

•

Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento.

a. Reinyección del gas (gas-drive) por encima o atrás del petróleo.La Sgc originada en un “gas drive” producto de la despresurización de un yacimiento (gas drive interno) es diferente de la originada por la inyección de


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gas (gas drive externo). La saturación de gas media, necesaria para permitir el flujo de gas difiere notablemente en ambos procesos. Las muestras de laboratorio suelen comportarse, generalmente, de manera heterogénea5,6 dado que la heterogeneidad habitualmente encontrada en la escala de reservorio se extiende hasta la escala de laboratorio. Estos medios heterogéneos presentan características especiales tales como: !"Suelen obtenerse diferentes resultados en los barridos horizontales y verticales. El origen de esta diferencia obedece a que los barridos horizontales producen inyecciones diferenciales en las diferentes capas mientras que en los barridos verticales (o en flujo cruzado), por todas las capas circula el mismo caudal!” La red poral es única, pero las gargantas porales suelen diferir en cantidad y tamaño de acuerdo con la dirección de flujo. Debido a la cantidad de fenómenos concurrentes, no es posible establecer “a priori” la relación de eficiencias entre barridos verticales y horizontales. Y para poner toda esta información dentro de un contexto de aplicación debe tenerse en cuenta que: En el reservorio, los barridos verticales se presentan en la expansión de casquetes de gas, en el avance de acuíferos basales, en los flujos cruzados entre las capas menos permeables y más permeables de las formaciones heterogéneas. Los equilibrios capilar-gravitatorios se favorecen en formaciones de elevada permeabilidad vertical, con fluidos poco viscosos, con elevadas diferencias de densidad y con tiempos de explotación muy extendidos (bajos caudales).

b. Drenaje con agua caliente o con vapor, más costoso, pero permite recuperar el 90% del yacimiento.Es un proceso de desplazamiento y consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos de Juan Miguel Medina Almendras

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inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la Inyección Continua de Vapor. La inyección de agua caliente involucra solamente el flujo de dos fases: agua y petróleo, mientras que en los procesos de vapor y los de combustión envuelvan una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente fáciles de describir, ya que se tratan básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente

tanto

por

agua

caliente

como

por

fría.

Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo en la Inyección de Agua Caliente básicamente son: reducción de la viscosidad del petróleo y la expansión térmica de los fluidos de la formación. Recuperación terciaria Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes que puede contener electrolitos, polímeros, entre otros inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión. Existen otros métodos pertenecientes a la tercera fase de recuperación conocidos como métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos, los cuales han sido ampliamente estudiados por representar una exitosa, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el precio del petróleo es bajo, donde el principal argumento señalado es la baja rentabilidad del proceso, debida principalmente a los costos de los aditivos químicos.


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Métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos Los métodos de recuperación mejorada por métodos químicos incluyen: 1.

Inyección de polímeros y soluciones micelares poliméricas.

2.

Procesos de inyección de surfactante.

3.

Inyección de soluciones alcalinas o aditivos alcalinos combinados con mezclas de álcali-surfactante o álcali-surfactante-polímero (ASP).

1. Inyección de Polímeros. •

El principio básico que sigue este método es el agua puede hacerse más viscosa a partir de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo y de esta manera se puede mejorar la eficiencia de barrido y por tanto un mayor porcentaje de recuperación.

•

En la siguiente figura se presenta de manera esquemática el funcionamiento de este método de recuperación mejorada:

Cap. II Graf. N°5

Esquema del proceso de inyección de polímeros.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.


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Entre los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos (o biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados.

•

A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad por medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la permeabilidad al agua de la formación. Los biopolímeros son menos sensibles a los efectos de salinidad, sin embargo son más costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren

•

En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a condiciones de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean susceptibles de degradación y sean estables térmicamente. Se debe tomar en cuenta que la movilidad disminuye con el aumento de la salinidad del agua, producto de la alta concentración de iones divalentes como Ca+2 y Mg+2. En lo que se refiere a la degradación, su principal efecto es una reducción de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteración de la movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED, 1998).

2. Inyección de Surfactantes. •

El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua.

•

Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch, incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial (tensoactivos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo del volumen contactado del yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petróleo que se propaga delante del batch o tapón de surfactante (PDVSA-CIED, 1998).


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En el siguiente grafico se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho: Cap. II Graf. N°6

Esquema del proceso de inyección de surfactantes.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998. •

Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de petróleo o sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinación con sulfanatos de petróleo.

•

Aún cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han resultado exitosas, la mayoría no son rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados. Por esta razón, se han sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la disminución de los costos. Entre las alternativas encontradas figura la inyección de distintos aditivos químicos de manera combinada para disminuir los costos y así aumentar la rentabilidad de la recuperación (PDVSA-CIED, 1998).


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3. Inyección de soluciones alcalinas. •

Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación espontánea o por cambios en la mojabilidad. En el grafico siguiente se muestra un esquema del proceso: Cap. II Graf. N°7

Esquema del proceso de inyección de soluciones

alcalinas.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998. •

Aún cuando este método ha resultado ser eficiente para crudos con altos contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de este proceso la reacción química de las soluciones alcalinas con los minerales de la formación, fenómeno que se conoce como formación de escamas y consumo de álcali, producido por la interacción del aditivo químico con los minerales de la formación (PDVSA-CIED, 1998).


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Tratamiento de agua de inyección.El tratamiento involucra la reducción o eliminación del contenido de sólidos suspendidos, aceite, organismos vivos (bacterias y otros bio-organismos), gases disueltos, estabilización del agua para evitar incrustaciones, etc. Este objetivo se logra mediante la utilización conjunta de equipos mecánicos, tales como filtros y deareadores, y aditivos químicos clorinantes, biocidas específicos, secuestrantes de oxigeno, inhibidores de corrosión, inhibidores de incrustación, coagulantes y antiespumantes entre otros. La selección del tipo de aditivos químicos d utilizar depende de las características del agua a tratar, del tipo de equipo de tratamiento disponible y do la compatibilidad de los cultivos. El éxito de un sistema de tratamiento de agua de inyección depende principalmente del cuidado que se tenga en el seguimiento y control continuo de la calidad del agua a lo largo del sistema desde la fuente proveedora de agua hasta los pozos inyectores. En la mayoría de los casos la correcta utilización y control de los aditivo químicos juegan el papel más importante sobre la calidad del agua inyectada. Para el tratamiento de agua de inyección se puede utilizar dos tipos de sistemas: Sistema Abierto o Sistema Cerrado. Sistema cerrado.El agua no entra en contacto con el aire para prevenir su contaminación con oxigeno. Este tipo de sistema se recomienda para aguas de inyección que contienen pequeñas cantidades de compuestos de hierro, ácido sulfhídrico y otros constituyentes que serían más fácilmente eliminados por procesos de aireación y sedimentación. Un sistema cerrado generalmente requiere menos tratamiento y menos costo de operación porque la utilización de equipos es mínima y la corrosión por oxígeno es más controlada.


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Un sistema cerrado generalmente consta de tanques de almacenamiento de agua, tuberías de los tanques de almacenamiento a los equipos de clarificación y filtración, tanques de almacenamiento de agua tratada, bombas de inyección y líneas que distribuyen el agua a los diferentes pozos de inyección. Se colocan medidores de flujo en las cabezas de los pozos para medir los flujos de inyección a cada pozo. Sistema abierto.Permite el contacto del aire con el agua y normalmente se aplica cuando hay abundancia de ácido sulfhídrico, hierro, turbidez y otros contaminantes cuya eliminación es más simple y económica por precipitación y/o aereación. Es absolutamente necesaria que el agua de inyección sea tratada antes de ser utilizada en sistemas de recuperación secundaria. Por lo expuesto anteriormente, se concluyo que todo sistema de tratamiento se diseña principalmente con la finalidad de evitar taponamiento de la formación, tuberías y equipos; simultáneamente so trata de eliminar o controlar la corrosión de las tuberías y equipos de superficie y de subsuelo. Sólidos suspendidos.Este es el factor primordial en la calidad del agua a inyectarse, ya que los sólidos suspendidos pueden causar taponamiento de la formación. No es necesario eliminar totalmente los sólidos suspendidos sino más bien asegurarse que los que quedan en el agua tratada sean de un tamaño y concentración que no cierre los poros de la formación. Desafortunadamente no hay forma de saber a ciencia cierta el tamaño y concentración de partículas suspendidas que puede causar taponamiento a una forma determinada.


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Aplicando modelos matemáticos de filtración se puede relacionar el rato de taponamiento de la formación con la concentración y distribución de tamaño de sólidos suspendidos en el agua; sin embargo, se cuenta con el impedimento del desconocimiento del tamaño de poros y su distribución en la formación. Mediante métodos empíricos se ha logrado relacionar la permeabilidad de la formación con la concentración de sólidos suspendidos en el agua. Se ha determinado que el proceso de taponamiento se inicia cuando se alcanza una cierta concentración crítica de sólidos. En los casos en que la concentración de sólidos es superior a este límite, la rata de taponamiento se hace proporcional a la concentración de sólidos presentes en el agua. En el rango de permeabilidad de 10 a 100 milidarcis el rango crítico de sólidos suspendidos está entre 1 a 5 miligramos por litro. El defecto de citas correlaciones es que no consideran el tamaño de las partículas y su distribución de tamaño, que es un factor importante para el taponamiento de la formación. La concentración de sólidos suspendidos en el agua se mide mediante la utilización de filtros de membrana (por ejemplo, millipore). Se hace pasar una cierta cantidad de agua a través del filtro a una presión de aproximadamente 20 psig y se determina el peso de los sólidos colectados en el filtro. Generalmente se utiliza en filtro de 0.45 micrones; estos filtros pueden ser pre pesados. La turbidez también es una forma indirecta de determinar la concentración de sólidos suspendidos; por lo tanto, también nos sirve como una herramienta para detectar el posible taponamiento de la formación. Generalmente, la turbidez se usa para optimizar la operación de los filtros. La turbidez puede ser expresada como FTU (Unidad de turbidez a la formazina, NFU (Unidades de turbidez nefelométricas) y PPM (parte por millón). Desafortunadamente, no existe forma de convertir de una de estas unidades a cualquier otra. Sin embargo, para un determinado tipo de agua puede establecerse una correlación entre la concentración de sólidos suspendidos y la turbidez. Juan Miguel Medina Almendras

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Para determinar la distribución y tamaño de los sólidos suspendidos existen varias técnicas; siendo la más usada en los nuevos proyectos de recuperación secundaria el contador de partículas, manufacturado por la Compañía Coulter Electronics. La composición química de los sólidos suspendidos nos permite determinar su origen; ya sean productos de corrosión, productos de incrustación, arena, etc. y así poder escoger la acción para eliminados. Su composición química también es importante para poder seleccionar el sistema de limpieza de la formación en caso que ocurriera taponamiento. Los sólidos suspendidos en el agua se eliminan mediante la utilización de filtros. Se aumenta la eficiencia de los filtros mediante la inyección de coagulantes. Control de Sólidos.1. Un aumento en el contenido de los sólidos suspendidos nos indica corrosión o actividad bacteriana. 2. Los sólidos suspendidos deben ser analizados para determinar la naturaleza del problema. 3. Una disminución del contenido de sólidos suspendidos nos índica deposición. 4. Turbidez.- Un aumento de la turbidez nos indica posible taponamiento de la formación por sólidos suspendidos. Una disminución nos indica deposición de los filtros; debe determinarse el contenido de sólidos suspendidos y turbidez antes y después de los filtros para asegurarse que estén operando bien.


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Micro- Organismos y Bacterias.Las algas, el plancton y otros organismos causan taponamiento de la formación y obstrucción de filtros. Al adherirse estos organismos a las superficies, causan condiciones propicias para el desarrollo de colonias de bacterias anaeróbicas (sulfato reductoras) que generan ácido sulfhídrico. Estas colonias de bacterias y sus productos de corrosión (sulfuro de hierro) pueden causar taponamiento de la formación. Los organismos son eliminados mediante clorinación y posterior filtración. Las bacterias remanentes son eliminadas mediante biocidas específicos. La eliminación de organismos y bacterias se controla mediante residuales de cloro, fotómetro ATP (trifosfato de adenosina), medios de cultivo API RP38, Bioscan, residuales de Biocidas etc. El máximo contenido de organismos en el agua tratada está limitado por el máximo contenido de sólidos suspendidos permisible. El máximo número de colonias de bacterias permitido en el agua tratada depende de la cantidad de sulfuro de hierro que se genere, es decir, también depende del máximo contenido de sólidos suspendidos que se permita.


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Distribución de los Micro-Organismos en cuanto a fuentes nutricionales y fuentes de energía. AUTOTROFICOS

HETEROTROFICOS

COMPUESTOS INORGANICOS +,N,P MICRONUTRIENTES

COMPUESTOS ORGANICOS +,N,P MICRONUTRIENTES

FOTOTROFICOS

QUIMIOTROFICOS

FIAJACION CO2 (LUZ)

0XIDACION (Energía de las reacciones)

SINTESIS CELULAR PRODUCTOS INTERMEDIOS


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Temperatura: •

Factor importante en el crecimiento de los micro-organismos

•

Determinara ritmo y la cantidad total de crecimiento del M.O.

•

Rangos de temperatura para el crecimiento Bacteriano. 0

25

50

100

MESOLFILICOS

PSICROFILICOS

TERMOFILICOS

Rangos óptimos de PH para el desarrollo de micro-organismos.

PH

0

7

OPTIMO P/HONGOS EN GENERAL

OPTIMO P/ MICRORGANISMOS ACIDOFILOS


14

OPTIMO P/ BACTERIAS EN GENERAL

OPTIMO P/ALGAS EN GENERAL

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Problemas causados por micro-organismos •

Corrosión

•

Bioensuciamiento –

Filtros

–

Líneas

–

Tanques

–

Formación

Corrosión M.O.La corrosión microbiológica es un término utilizado para expresar los fenómenos de corrosión, asociados a la participación de forma activa de M.O. Participan produciendo sustancias corrosivas, originadas en su crecimiento o metabolismo (ácidos, sulfatos, etc.) Originando pilas de aireación diferencial por efecto de consumo desigual de oxigeno en zonas localizadas. Destruyendo películas protectoras sobre el metal, que son metabolizadas por M.O. Consumiendo sustancias inhibidoras de corrosión, facilitando de esta forma la acción de iones agresivos presentes en el medio producido por el metabolismo microbiano. Juan Miguel Medina Almendras

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Bacterias reductoras de sulfato.Son M.O. anaeróbicos, heterofobicas, temperatura óptima de desarrollo 25° y 44° con algunas formas creciendo hasta 70°C y rango de PH de 5.5 A 9. Requieren condiciones reductoras severas para su crecimiento, todas estas condiciones son encontradas en aguas de inyección, donde los niveles de oxigeno son por debajo de 20 PPB, alcanzados a través de deareadores y secuestrantes. Los géneros que comprenden estos tipos de bacterias son DESULFAVRIDRIO y DESULFOTOMACULUM, también citan otros dos géneros DESULBACTER y DESULFOMONAS.


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Ciclo biológico del azufre

ASIMILACION POR LAS PLANTAS

PROTEINAS DE PLANTAS Y AMINAS, CONTENIENDO S.

PUTREFACCION (BACTERIAS

BACTERIAS REDUCTORAS DE SULFATO SULFATOS SO42-

BACTERIAS OXIDANTES DE AZUFRE


BACT. RED. DE AZUFRE

AZUFRE ELEMENTAL (S°)

SULFUROS S2-

BACTERIAS OXIDANTES DE AZUFRE

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Problemas

Control con Biócidas.Depende de la NATURALEZA de los microorganismos a eliminar y de las CONDICIONES DE OPERACIÓN del sistema donde debe ser utilizado. Este último requisito exige que el ensayo de un Biócidas deba hacerse en condiciones similares a las de operación que deberán ser reproducidas en el sistema de laboratorio que se implemente.


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Principales características de un Biócidas de uso industrial: •

SELECTIVIDAD para los microorganismos a controlar.

•

COMPATIBILIDAD con otros compuestos usados en el tratamiento de agua y con las condiciones de operación del sistema.

•

Ausencia de acción CORROSIVA sobre los materiales estructurales.

•

BIODEGRADABILIDAD aceptable.

•

BAJO COSTO.

Monitoreo •

Cultivos(BSR, B. Totales, B. Aeróbicas)

•

Recuento mediante placas

•

Lecturas directas mediante sistema Bioscan

•

Residual de producto

•

Análisis de sulfito (BSR)

•

Biocupones

Se debe realizar control de bacterias sulfato reductoras a todo lo largo del sistema para determinar puntos críticos donde se hayan establecido colonias de bacterias.


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Algunos de los Productos Químicos que se utilizan: Desmulsionantes: facilitan la separación del agua y el petróleo Floculantes: favorecen el aglutinamiento de los sólidos entre sí, para separarlos más fácilmente del agua. Bactericidas: controlan la reproducción de bacterias que promueven la corrosión. Inhibidores de corrosión / incrustaciones Oxigeno.EL oxígeno causa corrosión de equipos y tuberías de superficie y del subsuelo. Además, los productos de corrosión pueden causar taponamiento y de la formación de filtros. El contenido de oxigeno en el agua se reduce mediante la utilización de deareadores y aditivos químicos eliminadores de oxigeno. Los equipos deareadores utilizados pueden ser: Calentadores: Reducen el oxígeno aumentando la temperatura del agua reduciendo así la solubilidad del oxígeno en ella. Columnas despojadoras: Estas columnas pueden ser de platos o empacadas. Requieren la utilización de un gas despojador, generalmente gas natural, el cual debe estar desprovisto de oxígeno y ácido sulfhídrico. Torres de vacío: Estas columnas también pueden ser empacadas o de platos. Su operación se basa en la reducción de la presión total reduciendo así la presión parcial del oxigeno en la fase gaseosa; por lo tanto, por efectos de equilibrio se reduce también la concentración de oxígeno en el agua. Mediante la utilización de columnas de 3 etapas, se logra reducir el contenido de oxígeno en el agua hasta 0.01 ppm. Para optimizar la operación de columnas de menor número de etapas en algunos casos se inyecta gas natural como medio despojador de oxígeno. Juan Miguel Medina Almendras

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Para reducir el contenido de oxígeno a cero se utilizan productos químicos que reaccionan con el oxígeno. Los más usados son el sulfito de sodio, que requiere ser catalizado con cloruro dé cobalto y el bisulfito de amonio. Este último no requiere catalizador y se requiere en menor cantidad que el sulfito de sodio para eliminar una misma cantidad de oxígeno. Se debe tener en cuenta que estos productos químicos también reaccionan con el cloro, el cual es generalmente inyectado al agua desde el principio del proceso. Por esta razón, debe inyectarse el secuestrante de oxigeno en un punto donde la concentración de cloro sea mínima o cero. De existir presencia de cloro en el punto de inyección del secuestrante de oxígeno, deberá inyectarse una cantidad suficiente para que reaccione con el cloro y el oxigeno disuelto. La presencia en exceso de los secuestrantes de oxígenos también afecta la acción de algunos biocidas, tales como los compuestos de amonio cuaternario. Los tanques de almacenamiento de agua tratada deben ser provistos de un colchón de gas para evitar que el agua absorba oxigeno. El mejor método para lograr este objetivo es mantener una presión de gas de 0.1 a 0.2 psig. El control de oxígeno debe realizarse midiendo directamente su concentración en el agua, para lo cual existen varios métodos calorimétricos e instrumentos tales como el Mobile 100 ó 200; estos últimos permiten medir hasta partes por billón de oxígeno. No es aconsejable controlar el oxígeno mediante residuales de sulfito, ya que en algunas aguas existen componentes que interfieren con el resultado.


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Incrustaciones.Es necesario estabilizar el agua y evitar que se produzcan depotaciones sólidas, ya que éstas pueden mantenerse en suspensión en el agua, produciendo taponamiento de la formación, o pueden formar incrustaciones sólidas a la entrada de la formación debido a la alta temperatura en el fondo de los pozos inyectores. Las incrustaciones más comunes son las de Carbonato de Calcio, Sulfato de Calcio, compuestos de Hierro y Sulfato de Bario. Las tres primeras pueden ser tratadas y eliminadas si es que ocurriera taponamiento de la formación; en cambio, no hay método práctico para eliminar las incrustaciones de Sulfato de Bario una vez formadas. La posibilidad de formación de incrustaciones de carbonato de calcio aumenta cuando aumenta la temperatura, cuando aumenta el pH, cuando disminuye el contenido de CO2 y cuando disminuye el contenido de sales disueltas. La solubilidad del carbonato de calcio en el agua aumenta con el contenido de sales disueltas, hasta un máximo de 200.000 mg/Lt. La mayoría de los depósitos de sulfato de calcio encontrados son en forma de yeso, el cual es estable hasta 40° C a presión atmosférica; a temperaturas mayores se forma sulfato de calcio anhidro o semi-hidratado. Hay diversos factores que influencian la velocidad de corrosión: La corrosividad del agua aumenta conforme aumenta su conductividad, la que a su vez aumenta con el contenido de sales. A menores valores de pH la velocidad de corrosión es mayor porque el agua se vuelve más ácida. La presencia del oxigeno, óxido de carbono y ácido sulfhídrico disueltos en el agua, hacen que ésta sea mucho más corrosiva. A mayor temperatura del agua aumenta la velocidad de corrosión, excepto cuando se trata de corrosión por Juan Miguel Medina Almendras

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gases disueltos. La presión también aumenta la velocidad de corrosión cuando el agua es corrosiva por gases disueltos; a mayor presión la concentración de los gases en el agua aumenta. A altas velocidades el agua produce erosión-corrosión; aunque a bajas velocidades o en agua estancada la velocidad de corrosión es menor, es más probable que se produzcan picaduras. La velocidad de corrosión es mínima cuando se selecciona el material apropiado. La corrosión se puede controlar de las siguientes formas: •

Usando una aleación resistente o plásticos.

•

Eliminando los gases disueltos.

•

Aumentando el pH.

•

Aislando el material del agua mediante la aplicación de recubrimientos.

•

Utilizando inhibidores de corrosión generalmente del tipo fílmico, que actúan como recubrimiento.

•

Aplicando protección catódica, ya sea por ánodos de sacrificio o corriete impresa.

Para seleccionar un inhibidor debe determinarse primero la causa del problema de corrosión. A continuación, se debe realizar una selección inicial de productos químicos. Recuerde que es muy importante contactar con compañías de experiencia que cuenten con staff técnico y calificado para asistirlo en la mejor selección de inhibidores. La selección inicial de un inhibidor también puede ser hecha en el laboratorio, aunque es menos probable conseguir buenos resultados por el hecho que se tiene que transportar el agua en alguna forma. Juan Miguel Medina Almendras

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Una vez seleccionado el inhibidor deben realizarse pruebas de campo, para determinar su eficiencia y dosificación; debe tenerse en cuenta la verificación de la compatibilidad del inhibidor con los otros productos químicos que se estén usando en el tratamiento de agua. El costo del inhibidor es muy crítico y nunca debe realizarse una selección del inhibidor basado en su costo por galón; algunas veces el inhibidor más caro en dólares por galón resulta ser el más económico en dólares por barril de agua tratada. Los tanques de almacenamiento de agua normalmente son forrados internamente con pinturas a base de resinas epóxicas; además se les da protección catódica para evitar que se produzca la corrosión en algún punto donde haya fallado el recubrimiento. La solubilidad del yeso aumenta con la temperatura hasta 40°C y luego decrece conforme se pasa el límite. La presencia del cloruro de sodio u otras sales disueltas (que no sean iones sulfato o calcio) hasta una concentración de alrededor de 150.000 miligramos por litro, aumenta su solubilidad. A mayores contenidos de sal, decrece la solubilidad del sulfato de calcio. El sulfato de bario es el menos soluble de los compuestos incrustantes. Su solubilidad aumenta con la temperatura y con el contenido de sales disueltas. Los compuestos de hierro normalmente son productos de corrosión y en su forma precipitada producen taponamiento de la formación. Existen diversos métodos para determinar la posibilidad de formación de incrustaciones de sulfato de calcio y carbonato de calcio; no así para el sulfato de Bario, salvo en casos muy particulares. Para

evitar

la

formación

de

incrustaciones,

deben

mezclarse

aguas

incompatibles y se debe estabilizar, el agua mediante la utilización de productos Juan Miguel Medina Almendras

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químicos inhibidores de incrustaciones y control de pH; los procesos ablandadores no se aplican normalmente en la producción de petróleo. Existen aguas que individualmente son estables a las condiciones del sistema y no presentan problemas de incrustaciones. Sin embargo, una vez que son mezclados se producen reacciones entre los iones disueltos formando productos insolubles; cuando esto ocurre se dice que las aguas son incompatibles. Los inhibidores de incrustaciones más usados son esteres fosfatados orgánicos, muy efectivos para inhibir incrustaciones de carbonato de calcio y polímeros orgánicos (acrilatos) que se usan a temperaturas hasta 175° C. También se usan polifosfatos inorgánicos, aunque estos pueden hidrolizarse a ortofosfatos, los cuales reaccionan con el calcio insoluble que puede ocasionar taponamiento de la formación. La mayoría de los inhibidores de incrustación actúan absorbiéndose en la superficie de los cristales. En las plantas de tratamiento se inyecte anti-incrustante antes de los deareadores, ya que junto con el oxigeno se elimina con CO2, lo cual hace que aumente el pH del agua, favoreciéndose la formación de incrustaciones. El control de incrustaciones se realiza determinando residuales del inhibidor utilizando y analizando el agua para determinar su índice de estabilidad. Control de Formación de Incrustaciones.• La disminución de la concentración de calcio, bicarbonato o carbonato indica que se están formando incrustaciones a lo Largo del sistema a menos que haya cambiado el pH. • Hierro.- Una disminución del contenido de hierro a lo largo del sistema indica su deposición en algunos puntos del sistema. • Sulfato.- Una disminución indica deposición de sulfato de calcio y(o sulfato de bario. Juan Miguel Medina Almendras

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• La tendencia del agua a producir incrustaciones debe ser determinada mediante análisis a lo largo del sistema para determinar áreas de posible problema. Corrosión.La corrosión causa pérdidas económicas por fallas de materiales y los productos de corrosión pueden causar taponamiento de la formación. La protección catódica se aplica hasta que se obtiene un potencial de -0.85 Voltios con respecto al electrodo de cobre/sulfato de cobre. La cantidad de corriente que se usa comúnmente para dar protección catódica a recipientes recubiertos es de 5 a 22 miliamperios por metro cuadrado; en el caso de recipientes sin recubrimiento se aplica de 54 a 108 miliamperios por metro cuadrado. La corrosión se controla mediante cupones, que son piezas de metal de la misma clase del material del equipo y son colocadas en el sistema, nos permiten determinar la corrosividad del sistema, la performance del material y la eficiencia del inhibidor. Existen varias formas y dispositivos para instalar y retirar los cupones de corrosión siendo el más conocido el tipo Cosasco, Caproco, etc. Los cupones se exponen al sistema un mínimo de 4 a 6 semanas después del cual son limpiados y pesados para determinar la velocidad dé corrosión ocurrida. También se utilizan corrosómetros, que son instrumentos que indican la velocidad de corrosión instantánea. El análisis de hierro en el agua, también es una forma de determinar si está ocurriendo corrosión en el sistema. También se utiliza la determinación de residuales de inhibidor, para verificar que se está dosificando en la cantidad apropiada para proteger el sistema. Control de calidad del agua de inyección


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Este control tiene que hacerse a todo lo largo del sistema desde la fuente de agua hasta los pozos inyectores. Control de Corrosión.•

Hierro.- Si se observa un aumento de la concentración de hierro a lo largo del sistema, es una indicación de que se está produciendo corrosión.

•

Mediciones de velocidad de Corrosión.- Cualquier aumento de velocidad a lo largo del sistema puede indicar contaminación con oxigeno o presencia de F-12S, producido por colonias de Bacterias Sulfato Reductoras.

•

Medidas de Concentración de Oxígeno.- Debe hacerse a lo largo del sistema y nos sirve para determinar el punto por donde está entrando el oxígeno. Para optimizar la eficiencia de las torres deareadores se debe controlar el contenido de oxígeno en el agua a la entrada y salida.

Waterflood.Es un método de mantenimiento de presión que consiste en inundar completamente el reservorio con agua. Acidificación (Acidizing).La técnica de bombear una forma de ácido hidroclorhídrico dentro del pozo para agrandar el espacio de los poros en las rocas que contienen aceite, en esta forma se incrementa el flujo de aceite y su recuperación. Acuifero (Aquifer).Una zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas un acuifero necesitará estar formado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa impermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas. Juan Miguel Medina Almendras

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Aditivo (Additive).Una sustancia química agregada a un producto para mejorar sus propiedades en este caso son los compuestos químicos a dosificar en el presente proyecto. Anticlinal (Anticline).Plegamiento de las capas superiores de las rocas similar a un arco en forma de domo. Las anticlinales constituyen excelentes prospectos para perforación puesto que el aceite en los depósitos se elevará en forma natural al punto más alto de la estructura, en virtud de que tiene una gravedad específica menor que la del agua. Véase también sinclinal (syncline). API Gravity.- Medida de la gravedad especifica del Petróleo Crudo del American Petroleum Institute (API). Según la escala API, cuanto más alto el índice, menor la densidad del crudo. La mayoría de los crudos se encuentran entre los 27 y 40 grados API; crudos con valores inferiores a 27 grados API se consideran pesados y aquellos por sobre los 40 grados API, livianos. Falla (Fault -Faulting-).Una estructura geológica que consiste de una fractura en la roca, a lo largo de la cual ha habido un perceptible deslizamiento. Presión (Pressure).El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por peso (gravedad) o mediante el uso de fuerza. Se le mide como fuerza entre área, tal como newton/por metro2.


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Recuperación mejorada EOR (Enhanced Oil Recovery).La recuperación de aceite de un yacimiento utilizando otros medios aparte de la presión natural del yacimiento. Esto puede ser incrementando la presión (recuperación secundaria), o por calentamiento, o incrementando el tamaño de los poros en el yacimiento (recuperación terciaria). Ver también: acidificación. Acidificación (Acidizing).La técnica de bombear una forma de ácido hidroclorhídrico dentro del pozo para agrandar el espacio de los poros en las rocas que contienen aceite, en esta forma se incrementa el flujo de aceite y su recuperación. Rocas sedimentarias (Sedimentary roscks).Rocas formadas por la acumulación de sedimentos en el fondo de un mar, lago o pantano durante millones de años. Trampa (Trap).Estructura geológica en la cual se acumulan hidrocarburos para formar un campo de aceite o gas. Ver también: Trampa estructural. Trampa estructural (Structural trap).Trampa de hidrocarburos formada por la distorsión de estratos de roca por movimientos de la corteza terrestre. Viscosidad (Viscosity).La viscosidad es la principal característica de la mayoría de los productos lubricantes. Es la medida de la fluidez a determinadas temperaturas. Si la viscosidad es demasiado baja el film lubricante no soporta las cargas entre las piezas y desaparece del medio sin cumplir su objetivo de evitar el contacto Juan Miguel Medina Almendras

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metal-metal. Si la viscosidad es demasiado alta el lubricante no es capaz de llegar a todos los

intersticios

en

donde

es

requerido.

Al ser alta la viscosidad es necesaria mayor fuerza para mover el lubricante originando de esta manera mayor desgaste en la bomba de aceite, además de no

llegar

a

lubricar

rápidamente

en

el

arranque

en

frio.

La medida de la viscosidad se expresa comúnmente en Poise. In situ.Son pruebas realizadas para la determinación de las características geotécnicas de un terreno, como parte de las técnicas de reconocimiento de un reconocimiento geotécnico, constituyendo una alternativa o complemento a los ensayos de laboratorio sobre muestras extraídas del terreno.


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2.2.- Marco Referencial En Bolivia se han implementado en varios campos la recuperación secundaria de los cuales se mencionan los siguientes: • Inyección de agua en el campo Camiri • Inyección de agua en el campo La peña Inyección de agua en el Campo Camiri.RESUMEN DEL PROYECTO DE RECUPERACION SECUNDARIA Primer Grupo 9.386 Km2, 14 km. de largo Zona N ( C-143 a 149), tiene mejores condiciones de Porosidad y Permeabilidad, incrementando las lutitas al Sur Zona Centra ( C-149 a C-99) mas drenada Zona Sur ( C-99 a Itapirenda, menos investigada La distribución de los fluidos en los 9 cuerpos arenosos no es igual, los CAP varían en cada arenisca En los pozos C-53 y 25, las areniscas superiores muestran presencia de agua, y petróleo en las de abajo, en muchos casos se tienen arenas gasificas de bajo de las petrolíferas, en general el CAP DE las Ar. Del primer grupo se hallan en la zona de la Ar.#4 Los empujes son de agua, gravitacional y empuje de gas en solución En la zona Norte domina el empuje de agua y GS y algo de DG Zona Central DG-EA-GS Zona Sur es posible GS Juan Miguel Medina Almendras

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ZONA NORTE Producción excesiva de agua en los pozos estructuralmente bajos, C-14, 139, 143, 63, 138, 26, 54 Declinación gradual de la presión Posible producción de petróleo en pozos estructuralmente altos ( 31, 36, 44, 38, 43) ZONA CENTRAL En esta región los buzamientos se presentan mas pronunciados que en el resto del yacimiento y pozos de flanco estructuralmente bajos, como el C-1 y C-3 han producido grandes cantidades de petróleo y han mantenido una declinación de caudal muy gradual. Esta alta recuperación hace pensar que puede existir empuje de agua. Se ha obtenido agua en varios pozos (C-64B, C64D, etc.). Una explicación a la razón porque los pozos vecinos al C-1 y C-3 no resultaron tan buenos productores como estos, es la siguiente: fueron perforados casi 15 años después en una zona ampliamente drenada por estos pozos, además no fueron terminados en agujero abierto, sino en cañería, asentada o cementada con el consiguiente daño a la formación. El pozo C-10 dio algo de petróleo con agua, los pozos C-64B, 64D y 11, dieron agua con rastros de petróleo y el C-85 dio agua salada. El pozo estructuralmente más alto C-97 se lo supone gasífero o con una RGP altísima. Se proponen tres ubicaciones en la zona O de la zona central considerando su posición de flanco, al O del C-91, 90, 77,92.


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ZONA SUR C-74 y C-124 por su posición estructural resultaron gasíferos, La mayoría de estos pozos han sido fracturados y el C-107 fue el único pozo hasta la fecha acidificado antes del fracturamiento. El pozo C-107 fue acidificado y fracturado en Junio de 1964, en la arenisca No7, produjo 100% de agua salada. Esta zona es la que ofrece mayor compactación y donde el fracturamiento hidráulico y acidificación se hacen más necesarios. Se considerar que tiene empuje EG-GS RESERVAS Vb= 51754420 m3 φ = 11.5% En el norte φ = 10.5% En el Sur Sw= 35% Bo= 1.3 m3/m3 FR= 30% Las reservas pueden variar de acuerdo a la perforación del Pozo C-77 o del pozo en actual perforación C-136. La recuperación es de 0.541 Bbl/m2 Los pozos fracturados fueron: C-45, 99, 100, 107, 116, el que mejor resultado dio fue el C-100, aunque ninguno ha dado resultados realmente alentadores..


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El C-107 fue el unico que fue acidificado antes de fracturado, produjo agua salada 100% ARENISCA CAMIRI-1 (In 00162- 1508) 1.- Mecanismo de empuje GS y algo de DG 2.- Yacimiento saturado sin casquete de gas. Presión Original= 1100 psi (Estimado9) Presión de Saturación

793 psig 87 oF

RGPi 73.5 m3/m3 a presión de Saturación FLUIDOS Se tomaron muestras de aguas de formacion de los pozos C-33, 44,45,59,74 y 99, la salinidad equivalente es de 20000 a 32000 ppm Cl Na. Do= 0.7937 gr/cc, 46.6 oAPI Viscosidad= 0.495 cps a 793 psig Destilacion Hempe Gasolina

45.3 %

Kerosene

17.3%

Diessel

19.7%

Residuo

16.8%

Perdidas

0.9%


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Proyecto de Grado

Gas: SGg

0.99 a 78 oF

φ =12% (8 -21 %) Sw= 36.2 % (Se usa la ecuación Empírica k**0.5=250*(φ**3)/Sw Bo= 1.215 m3/m3 FR= 25 % Tr= 87 oF Se presume que originalmente no existió casquete de gas, excepto en la zona sud occidental

donde se recupero gas del pozo C-124, en el momento se

estima el CGP en 290msnm (pozos C-113, 74, 96, 114) El CAP es bastante constante a lo largo de la estructura en la zona norte se encuentra de 0 a 25 msnm, mientras que en la zona central y sud esta a 25 msnm, en el flanco oriental la falla agua sucia habría alterado la situación del CAP, en la zona Norte el agua proveniente del Oeste ha invadido prácticamente casi toda la zona. En la zona Central y Sur está formada por una serie de intercalaciones de arenisca gris a gris blanquecina, de grano muy fino a fino, cemento silíceo, selección y permeabilidad media, finas intercalaciones lutiticas y abundante mica en planos de estratificación laminar, En la zona norte se presenta como un solo cuerpo limpio de intercalaciones lutiticas, acusa alto contenido de arcillas diseminadas en sus granos, su espesor bruto es de unos 15 m En general el espesor de la Arena está entre 25 y 30 m. Ambiente Nerítico


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Vb= 37074282 m3 Hprom= 4.62 m CGP

290 msnm

CAP

0-25 msnm

Se estima que es más factible económicamente el inyectar gas Tiene historial y estado actual de pozos Terminaciones: En Agujero abierto, con caños filtros En agujero entubado, baleados (Crack Jet y Penetración, abrasijet o pensamiento con arena) CAMPO CAMIRI-ARENISCA SARARENDA BA En enero/1978 se inicia el Proyecto Piloto de agua, continuando hasta año 1982, en esta fecha se suspendió la inyección y se reinicio en Abril/1990, continuando hasta Enero/1992, suspendiéndose temporalmente para la revisión de los resultados. -Inicio de la Inyección de agua:

28/Enero/1978 (Proyecto Piloto, Pozo

CAM-70) -Fin de la Inyección: -Pozos Inyectores:


Enero/1992 CAM-70, 82, 160, 58, 72, 17

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Caudales Promedios:

POZO

CAUDAL

INYECCIÓN

INYECCIÓN

ACUMULADA DE INYECCION

PROMEDIO

AGUA

(BPD)

(BBL)

(DIAS)

CAM-70

1922

3391231

1764

CAM-82

1962

715975

365

CAM-160

1341

899804

671

CAM-58

1181

648238

549

CAM-72

593

271172

457

CAM-17

418

141029

337

TOTAL

TIEMPO

DE

6067449

Conclusiones: Se visualizo un recurso de 1.6Mbbls. Como resultado de la implementación de un proyecto de inyección de agua en la zona norte del reservorio Sararenda.


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Proyecto de Grado

Campo La Peña.El proyecto Piloto de inyección de agua del Yacimiento La Peña, se inició en el año 2,000 con el estudio de factibilidad y la intervención de los pozos inyectores, concretándose con el inicio de la inyección a principios del año 2,001. Desarrollo Descripción Geológica •

Estratigrafía Las areniscas involucradas en el proyecto de inyección de agua

en el

campo La Peña corresponden a niveles de la Formación San Telmo, son productoras de petróleo y gas. La secuencia estratigráfica estudiada en estos niveles denominados arenisca la Peña, esta compuesta por un nivel arenoso inferior conformados por 4 cuerpos de origen fluvial denominados C, D, E, F interpretados como canales entrelazados que presentan una dirección de orientación Nor-Oeste Sur-Este. (Ver mapas de espesores de arena (Ø*h) Ilustraciones 7-11. La correlación por perfiles de estos cuerpos como la interpretación de los mismos con la ayuda de la sísmica 3D en el Bloque nos muestran que el desarrollo de estas arenas se extiende muy claramente en dos sectores bien diferenciados del campo La Peña, interpretándose canales con muy buen desarrollo de arenas en el flanco Este de la estructura y un canal secundario que abarca el sector Nor-Oeste de la misma. Culmina la secuencia con depósitos marinos barra costera, cuyo desarrollo se extiende en el Norte con una orientación Nor-Oeste, perdiendo espesor hacia el Sur Este, denominada Arena B. Finalmente en la parte superior de la secuencia se encuentra la unidad arcillosa marina que conforma el sello regional de la formación SanTelmo


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El complejo fluvial se caracteriza por presentar una alternancia de capas masivas, estratificación entrecruzada o laminación paralela, con delgadas laminas de arcilla, presentando un perfil de gamma particular en forma aserrada. Si bien es muy difícil poder predecir la continuidad longitudinal de estas intercalaciones de arcillas en los cuerpos arenosos, se tomó un criterio para separar los cuerpos arenosos considerando que estos paquetes arcillosos cumplan la función de sellos verticales entre arenas. La separación de estos cuerpos se lleva a cabo de acuerdo al estudio de la corona del pozo LPÑ-79, donde se puede apreciar claramente la alternancia de arenas y arcillas anteriormente descripta. De acuerdo a este criterio de separación, se realizó la correlación capa a capa del complejo arenoso fluvial, donde se identificaron 3 niveles principales arenas C, D, E y un cuerpo secundario arena F. Descripción de los cuerpos arenosos •

Arena B Corresponde a depósitos marinos interpretados como

depósitos de barra costera o frente de playa (facies shorefaces), presentan un buen desarrollo en la parte norte del campo y pierden presencia hacia el centro y sur de la estructura acuñándose con un pinch out hacia el sureste del campo la peña. Presentan características de reservorios muy buenas siendo productoras de petróleo y gas. (Ilustración 2 y 7) •

Arena C: Este cuerpo arenoso corresponde a un canal fluvial

cuya

orientación se extiende en dirección Nor-Oeste Sur-Este. Su rama principal y donde se observa el mayor desarrollo arenoso se encuentra en el flanco oriental de la estructura La Peña. En el sector sur del campo el canal se ramifica en una segunda rama que puede ser interpretada como un canal tributario secundario que se desarrollaría en el sector occidental de la estructura, para unirse al canal principal en el sector Nor-Este. En la parte central (sector más elevado de la estructura) no se depositó este cuerpo arenoso. (Ilustración 3 y 8) Juan Miguel Medina Almendras

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•

Arena D: Esta unidad al igual que la anteriormente descripta,

representa un canal bien desarrollado de orientación Nor-Oeste Sur-Este observándose que el mejor desarrollo arenoso se encuentra en el flanco Este de la estructura la Peña, entre las áreas comprendidas por los pozos LPÑ-46, LPÑ-43 LPÑ-51. En el sector Sur del campo, se interpreta una canal tributario secundario que genera una zona de facies de planicie de inundación entre el canal principal y el tributario, creando una barrera de continuidad arenosa o barrera de permeabilidad que hace que el canal que se desarrolla en el sur del campo responda a facies más de borde de canal con reservorios con baja calidad petrofísica. (Ilustración 4 y 9) •

Arena E El complejo arenoso está muy bien definido responde a un

canal principal de orientación Norte-Sur y un canal secundario que se encuentra en la parte nordeste del campo. Al igual que los otros complejos anteriormente descriptos, en la zona central es una zona de no depositación. Del análisis del desarrollo arenoso que presentan los Niveles C, D y E, podemos observar 2 claras direcciones de buena correlación. En los tres casos observamos que el mejor desarrollo arenoso se encuentra en los flancos de la estructura y en especial en el flanco Este, con una orientación NE SO. La continuidad de los cuerpos arenosos y su mejor correlación siguen esta orientación, observándose una clara barrera de permeabilidad ubicada el centro y sur de la estructura del Campo La Peña. (Ilustración 5 y 10). •

Arena F: Este cuerpo arenoso esta muy desarrollado en el sector Nor-

Noreste de la estructura. Es muy diferenciable de los niveles anteriormente descriptos, por las características eléctricas que presentan los perfiles, respondería a un sistema de barras con una marcada secuencia grano creciente, buena continuidad lateral en dirección

de su eje Noroeste-

Sureste donde se presenta el mayor desarrollo de arenas. Una disminución de esta continuidad lateral se observa Juan Miguel Medina Almendras

en el sentido transversal al eje Página 84

Proyecto de Grado

principal. El mejor desarrollo y mejores características petrofísicas del cuerpo arenoso esta dado en

la parte superior de la secuencia.

(Ilustración 6 y 11)

Corte Estructurales Se realizaron cortes estructurales por cada arreglo, con el objetivo de poder individualizar la continuidad lateral de las arenas, tanto en el sentido NorteSur, como en el Oeste-Este. De esta manera se demuestra la alta complejidad estratigráfica y la fuerte variación facial de los cuerpos.

Corte Estructural I en dirección norte sur del Arreglo del Inyector LPÑ-54. En este corte se puede observar las arenas que están siendo inundadas en el pozo inyector, el circulo color verde nos indica los intervalos arenosos abiertos. Las arenas que no tienen este símbolo estuvieron abiertas pero se encuentran cerradas en la actualidad. Evaluación Económica

1. Condiciones actuales. Inversiones realizadas al 01-04-02. La curva de producción es la explicada en el Item “Pronóstico de Producción Proyecto Piloto”. 156.4 kbbl,

más el acumulado hasta la

fecha 15.7 kbbl. 2. Condiciones Actuales mas la propuesta de intervención 2002. Curva de producción actual mas pronostico (punto 1), se adiciona curva propuesta de intervención de Productores e Inyectores 2002. Inversión punto 1 mas Inversión propuesta de Intervención. Juan Miguel Medina Almendras

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3. Propuesta Intervención 2,002 Inversión propuesta de intervención Productores e Inyectores año 2,002. Curva de producción incremental propuesta Intervención 2,002. 4. Propuesta Intervención 2,002 , asumiendo que se barrería igualmente el petróleo del modelo antiguo 5. Curva de producción similar al punto 2. Inversión realizada 2,000 y 2,001 costo hundido. Solo se considera Inversión propuesta en el 2,002. Expansión. Si el proyecto piloto responde de acuerdo al modelo planteado se diseña una expansión a 8 arreglos adicionales denominados. Para el cálculo de los volúmenes porales se interpretaron mapas cuyos datos resultaron del producto del espesor permeable por la porosidad denominados iso-hФ.

Se confeccionaron planos para cada uno de los niveles arenosos

(Ilustración 7-11). Los datos para el cálculo de espesores y porosidades fueron obtenidos del estudio petrofísico realizado en el Campo La Peña, en el cual se evaluaron datos de espesor, VHS volumen de arcilla, Sw (Saturación de agua), porosidad

y Kh (permeabilidad horizontal). Los parámetros petrofísicos

utilizados fueron los siguientes: Cut-off de porosidad 8 %, m = 1.8, Rw = 0.15, n = 2, a = 1. Los valores de Saturación de agua inicial y Boi son tomados de la primera fase explicada .


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El incremento de producción se fijo en función del h*φ de cada pozo afectado. Con ello se consiguió el incremento total por arreglo y por arena.

Arena B C D E

Vp(bbl) 7,673,190.03 16,778,982.82 14,424,198.84 12,291,240.47

Swi

Bo 0.54 0.49 0.48 0.50

1.41 1.41 1.41 1.41

POIS(bbl) 2,501,536.08 6,064,692.59 5,315,792.63 4,355,506.90 18,237,528.20

Aplicando la metodología explicada anteriormente (Buckley-Leveret) se consiguió la respuesta de la inyección por arreglo y total de la expansión. El inicio de la expansión se consideró entre febrero y mayo del año 2004. La geometría de los pattterns se pueden apreciar en la ilustración 12, la cual fue diagramada en función de los pozos existente y con posibilidades de producción. •

Reservas

Las reservas actuales están dividas en : Reserva Probada: considera la reserva por primaria de la arenisca La Peña y la reserva de los cuatro arreglos de piloto sin intervenciones . Reserva Probable: es la que obtendríamos si realizamos las intervenciones propuestas y discutidas en el ítem optimización piloto . Reserva Posible: considera los 8 arreglos de una futura expansión. (Tabla A1).


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Reserva por Secundaria ¨@ 01/04/02 KBbl

Arenisca La Peña Piloto (4 arreglos) Piloto + Piloto Mejorado Expansión ( 8 arreglos)

POIS

Acumulado

Fr Reserva por Primaria ¨@ 01/04/02 ¨@ 01/04/02 % KBbl 24.4 1178.0

Fr Probada Probable Posible Final % 26.1

KBbl 68250

KBbl 16662.6

15900

4397.0

27.7

72.4

156.4

-

4397.0

-

72.4

156.4

18230

6095.4

33.4

302.7

29.1 802.3

34.1 1070

Tabla A1 Evaluación Económica .Los datos considerados en la evaluacion fueron sacado de P, donde figuran todos los ítems cargados en el proyecto. Se dividieron los mismos en Inversion y gastos. Se evaluaron dos casos: Caso 1.Consideramos la inversión y los gastos a partir del año 2000. La curva de producción es la explicada en los Ítems “Actualización de la curva de respuesta del Proyecto y Reservas Actualizadas “.


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41.0

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En la siguiente tabla se puede observar los valores utilizados.

513173 menos 2001

Año 1997 2000 2001 2002 2003 Faltante Total

Inversión

Gastos

816,715.3 1,054,276.1 1,938,419.7 2,581,450.8 500,000.0 6,890,861.9

149,825.7 94,318.9 400,765.1 263,958.6 908,868.2

Total 966,541.0 1,148,594.9 2,339,184.8 2,845,409.4 500,000.0 7,799,730.1

Los resultados obtenidos de la evaluación económica son:

T.I.R.

%

1.48

T.I.R. Anual

%

1.49

VAN REPSOL al 0% k $ 478.4 VAN REPSOL al 13% k $ -1635.1 VAN REPSOL al 10% k $ -1427.6 VAN REPSOL al 14% k $ -1685.7 VAN REPSOL al 17% k $ -1796.4

Como se ve en este resultado los indicadores mejoraron sustancialmente con respecto al estudio anterior, donde se considero las inversiones a realizar en el año 2003.


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Caso 2.Como se considero anyteriormente las inversiones realizadas durante los primeros anos habian desarrollado unas reservas que hacian antieconomico el proyecto se considero si era rentable solamente considerar las inversiones futura como un proyecto independienteSi se considera como costo hundido las inversiones realizadas en el proyecto hasta el 2002 y evaluar el mismo con las inversiones realizadas durante el 2003 y con sus gastos. Curva de producción similar a la utilizada en el caso 1. En la siguiente tabla se puede observar los valores utilizados.

Año 1997 2000 2001 2002 2003 Faltante Total

Inversión

Gastos

2,581,450.8 500,000.0 3,081,450.8

263,958.6 263,958.6

Total

2,845,409.4 500,000.0 3,345,409.4

Los resultados obtenidos de la evaluación económica son: T.I.R.

% 17.75

T.I.R. Anual

% 18.06

VAN REPSOL al 0% k $ 2872.7 VAN REPSOL al 13% k $ 305.7 VAN REPSOL al 10% k $ 601 VAN REPSOL al 14% k $ 227.5 VAN REPSOL al 17% k $ 38.5


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INYECCION DE AGUA POZO LPÑ-43

Fuente: YPFB


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2.3 Marco Legal.Existe un reglamento de inyección de gas a los reservorios art. 46 del capítulo II del título III Actividades Hidrocarburíferas. Pero no existe un reglamento similar para la Inyección de agua. Ley de 17 de Mayo de 2005 #3680 Dr. Hormando Vaca Diez Vaca Diez Presidente del Honorable Congreso Nacional Por cuánto el Honorable Congreso Nacional ha sancionado la siguiente Ley, de conformidad con lo permitido por el Artículo 78 de la Constitución Política del Estado, la promulgo para que se tenga y cumpla como Ley de la República: El Honorable Congreso Nacional, Decreta: LEY DE HIDROCARBUROS Título I Alcance de la ley de hidrocarburos y ejecución y cumplimiento del referéndum de 18 de Julio de 2004 sobre la política de hidrocarburos en Bolivia


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Capítulo I Alcance de la ley de hidrocarburos Artículo 1º (Alcance). Las disposiciones de la presente Ley norman las actividades hidrocarburíferas de acuerdo a la Constitución Política del Estado y establecen los principios, las normas y los procedimientos fundamentales que rigen en todo el territorio nacional para el sector hidrocarburífero. Todas las personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras, públicas, de sociedades de economía mixta y privadas que realizan y/o realicen actividades en el sector hidrocarburífero, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), los servidores públicos, consumidores y usuarios de los servicios públicos, quedan sometidos a la presente Ley. Capítulo II Ejecución y cumplimiento del referéndum Artículo 3° (Abrogación). Se abroga la Ley de Hidrocarburos N° 1689, de 30 de abril de 1996. Artículo 4º (Gas Natural como Recurso Estratégico). Se reconoce el valor del Gas Natural y demás hidrocarburos como recursos estratégicos, que coadyuven a los objetivos de desarrollo económico y social del país y a la política exterior del Estado Boliviano, incluyendo el logro de una salida útil y soberana al Océano Pacífico. Artículo 8° (Régimen Económico). Se dispone que el Estado retendrá el cincuenta por ciento (50%) del valor de la producción de gas y del petróleo, conforme al mandato contenido en la respuesta de la pregunta número 5 de la Ley del Referéndum Nacional de 18 de julio de 2004.


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Título II DISPOSICIONES GENERALES Capítulo I POLÍTICA NACIONAL DE HIDROCARBUROS Y PRINCIPIOS GENERALES Artículo 9º (Política de Hidrocarburos, Desarrollo Nacional y Soberania). El Estado, a través de sus órganos competentes, en ejercicio y resguardo de su soberanía, establecerá la Política Hidrocarburífera del país en todos sus ámbitos. El aprovechamiento de los hidrocarburos deberá promover el desarrollo integral, sustentable y equitativo del país, garantizando el abastecimiento de hidrocarburos al mercado interno, incentivando la expansión del consumo en todos los sectores de la sociedad, desarrollando su industrialización en el territorio nacional y promoviendo la exportación de excedentes en condiciones que favorezcan los intereses del Estado y el logro de sus Objetivos de política interna y externa, de acuerdo a una Planificación de Política Hidrocarburífera. En lo integral, se buscará el bienestar de la sociedad en su conjunto. En lo sustentable, el desarrollo equilibrado con el medio ambiente, resguardando los derechos de los pueblos, velando por su bienestar y preservando sus culturas. En lo equitativo, se buscará el mayor beneficio para el país, incentivando la inversión, otorgando seguridad jurídica y generando condiciones favorables para el desarrollo del sector. Lo planes, programas y actividades del sector de hidrocarburos serán enmarcados en los principios del Desarrollo Sostenible, dándose cumplimiento a las disposiciones establecidas en el Artículo 171° de la Constitución Política


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de Estado, la Ley del Medio Ambiente, y la Ley N ° 1257, de 11 de julio de 1991, que ratifica el Convenio N° 169 de la OIT y Reglamentos conexos. Artículo 10º (Principios de Régimen de los Hidrocarburos). Las actividades petroleras se regirán por los siguientes principios:

a) Eficiencia: que obliga al cumplimiento de los objetivos con óptima asignación y utilización de los recursos para el desarrollo sustentable del sector; b) Transparencia: que obliga a las autoridades responsables del sector a conducir

los

procedimientos

administrativos

de

manera

pública,

asegurando el acceso a la información a toda autoridad competente y personas individuales y colectivas que demuestren interés. Asimismo, obliga a las autoridades a cumplir y hacer cumplir la presente Ley aplicando de manera correcta los principios, objetivos y políticas del sector y a que rindan cuenta de su gestión de la forma establecida en las normas legales aplicables; c) Calidad: que obliga a cumplir los requisitos técnicos y de seguridad establecidos; d) Continuidad: que obliga a que el abastecimiento de los hidrocarburos y los servicios de transporte y distribución, aseguren satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente e ininterrumpida, así como el cumplimiento de los contratos de exportación; e) Neutralidad: que obliga a un tratamiento imparcial a todas las personas y empresas que realizan actividades petroleras y a todos los consumidores y usuarios; f) Competencia que obliga a todas las personas individuales o colectivas dedicadas a las actividades petroleras a operar en un marco de competencia con sujeción a la Ley;


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g) Adaptabilidad: El principio de adaptabilidad promueve la incorporación de tecnología y sistemas de administración modernos, que aporten mayor calidad, eficiencia, oportunidad y menor costo en la prestación de los servicios. ARTICULO 11° (Objetivos de la Política Nacional de Hidrocarburos). Constituyen objetivos generales de la Política Nacional de Hidrocarburos:

a) Utilizar los hidrocarburos como factor del desarrollo nacional e integral de forma sostenible y sustentable en todas las actividades económicas y servicios, tanto públicos como privados. b) Ejercer el control y la dirección efectiva, por parte del Estado, de la actividad hidrocarburífera en resguardo de su soberanía política y económica. c) Generar recursos económicos para fortalecer un proceso sustentable de desarrollo económico y social. d) Garantizar, a corto, mediano y largo plazo, la seguridad energética, satisfaciendo adecuadamente la demanda nacional de hidrocarburos. e) Fortalecer, técnica y económicamente, a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) como la empresa estatal encargada de ejecutar la Política Nacional de Hidrocarburos para garantizar el aprovechamiento soberano de la industria hidrocarburífera. f) Garantizar y fomentar el aprovechamiento racional de los hidrocarburos, abasteciendo con prioridad a las necesidades internas del país. g) Garantizar y fomentar la industrialización, comercialización y exportación de los hidrocarburos con valor agregado. h) Establecer políticas competitivas de exportación, industrialización y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados, en beneficio de los objetivos estratégicos del país.


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ARTICULO 13° (Política de Industrialización de Hidrocarburos). El Estado Boliviano fomentará la industrialización de los hidrocarburos y la ejecución de otras actividades dirigidas a la utilización y al procesamiento de éstos en su territorio en beneficio del Desarrollo Nacional, otorgando incentivos y creando condiciones favorables para la inversión nacional y extranjera. CAPÍTULO II DE LA PROPIEDAD Y EJECUCIÓN DE LA POLÍTICA DE HIDROCARBUROS ARTÍCULO 16° (Propiedad de los Hidrocarburos). Los yacimientos de hidrocarburos, cualquiera que sea el estado en que se encuentren o la forma en que se presenten son de dominio directo, inalienable e imprescriptible del Estado. Ningún contrato puede conferir la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos ni de los hidrocarburos en Boca de Pozo ni hasta el punto de fiscalización. El Titular de un Contrato de Producción Compartida, Operación o Asociación está obligado a entregar al Estado, la totalidad de los Hidrocarburos producidos en los términos contractuales que sean establecidos por éste. ARTÍCULO 17° (Ejecución de la Política de los Hidrocarburos). La actividad hidrocarburífera, el uso, goce y disposición de los recursos naturales hidrocarburíferos, se ejecuta en el marco de la Política Nacional de Hidrocarburos.

I. La exploración, explotación, comercialización, transporte, almacenaje, refinación e industrialización de los hidrocarburos y sus derivados corresponden al Estado, derecho que será ejercido por sí, mediante


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entidades autárquicas o a través de concesiones y contratos por tiempo limitado, a sociedades mixtas o a personas privadas, conforme a Ley.

II. La actividad de comercialización en el mercado interno de los productos derivados de los hidrocarburos, podrá realizarse por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), sociedades mixtas o por personas individuales o colectivas del ámbito público o privado, conforme a Ley.

III. La actividad de comercialización para exportación de Gas Natural, será realizada por el Estado, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) como agregador y cargador, por personas individuales o colectivas, públicas o privadas o asociado con ellas, conforme a Ley.

IV. La actividad de comercialización para exportación de petróleo crudo, condensado, gasolina natural y Gas Licuado de Petróleo (GLP), será realizada por el Estado, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), por personas individuales o colectivas, públicas o privadas o asociado con ellas, conforme a Ley.

V. La actividad de comercialización para exportación de productos refinados de petróleo y productos derivados de Gas Natural será realizada por el Estado, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB),


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por personas individuales o colectivas, públicas o privadas o asociado con ellas conforme a Ley.

VI. La importación de hidrocarburos será realizada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), por sí y por contratos celebrados con personas individuales o colectivas, públicas o privadas, o asociado con ellas, sujeto a reglamentación.

VII. La refinación, almacenaje, industrialización, transporte , y distribución de gas natural por redes, podrá Ser ejecutada por el Estado, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), por personas individuales o colectivas, públicas o privadas o asociado con ellas. El Estado realizará con prioridad las actividades establecidas en los parágrafos III, IV, V y VI precedentes y, en su caso, ejercerá la opción de asociarse para la ejecución de aquellas. ARTÍCULO 18° (Adecuación y Mediación de Hidrocarburos). Los Titulares de los Contratos de Producción Compartida, Operación y Asociación, instalarán sistemas modernos de adecuación, requeridos de acuerdo a la calidad de los hidrocarburos, y de mediación en el Punto de Fiscalización. Lo volúmenes fiscalizados de 105 hidrocarburos serán aquellos que hayan sido adecuados para el transporte y comercialización, descontando los volúmenes efectivamente utilizados en las operaciones de campo, como inyección, combustible, quema y venteo de acuerdo a Reglamento que establecerá el Poder Ejecutivo. De los volúmenes fiscalizados, el Titular tendrá derecho a una retribución o participación según lo establecido en el contrato respectivo.


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Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en coordinación con las instancias competentes de hidrocarburos, constituirá, organizará, instalará y operará el Centro Nacional de Medición y Control de Producción y Transporte de Hidrocarburos. Los Volúmenes y composición de hidrocarburos producidos tanto para la exportación como para el consumo interno y su transporte, serán controlados por este Centro que contará con la capacidad técnica, administrativa, de infraestructura y equipamiento necesarios. El Centro tendrá sistemas de medición, del tipo Scada u otro similar, muestreo, análisis, adquisición y transmisión remota de datos para su procesamiento centralizado. Los puntos de medición y monitoreo de calidad y composición de los hidrocarburos, serán los puntos de fiscalización, los puntos de entrega a plantas de extracción, refinación, industrialización, sistema de transporte y puntos de exportación. Las empresas productoras, de extracción, de refinación, de industrialización y de transporte de hidrocarburos, están obligadas a instalar todos los instrumentos necesarios en los puntos de fiscalización. La autoridad competente instalará los equipos de control que considere necesarios en otros puntos diferentes de los puntos de fiscalización, tanto en las áreas de producción como en los sistemas de transporte. Además, podrá disponer que los puntos de medición propios de los productores y transportadores de hidrocarburos, sean de libre acceso a la autoridad de fiscalización y con conexión remota al Centro Nacional de Medición y Control de Producción y Transporte de Hidrocarburos con libre acceso y conexión remota. El Centro habitará todos los sistemas necesarios para el registro continuo y almacenamiento de seguridad de los datos adquiridos en todos los puntos de medición. ARTÍCULO 19º (Zona de Exclusión). La actividad hidrocarburífera se sujetará en todos los casos al Artículo 25° de la Constitución Política del Estado. Juan Miguel Medina Almendras

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TÍTULO III DE LAS ACTIVIDADES HIDROCARBURÍFERAS CAPÍTULO I CLASIFCACIÓN

DE

LAS

ACTIVIDADES

HIDROCARBURÍFERAS

Y

RECONOCIMIENTO SUPERFICIAL ARTÍCULO 31° (Clasificación de las Actividades Hidrocarburíferas). Las Actividades Hidrocarburíferas son de interés y utilidad pública y gozan de la protección del Estado, y se clasifican en:

a) Exploración;

b) Explotación;

c) Refinación e Industrialización;

d) Transporte y Almacenaje;

e) Comercialización;

f) Distribución de Gas Natural por Redes.

ARTÍCULO 32° (De las Actividades Hidrocarburíferas y de las Áreas Protegidas). El Ministerio de Hidrocarburos, el Ministerio de Desarrollo Sostenible y el Servicio Nacional de Áreas Protegidas (SERNAP), previo a las Juan Miguel Medina Almendras

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nominaciones de áreas de interés hidrocarburífero, coordinarán actividades en el marco de sus competencias, cuando las mismas coincidan en áreas geográficas. La actividades de hidrocarburos, en sus diferentes fases, podrán desarrollarse en áreas protegidas, reservas forestales, tierras de producción forestal permanente, reservas de patrimonio privado natural respetando su categoría y zonificación, cuando el Estudio Ambiental Estratégico, previo a la autorización o concesión, lo apruebe y no se pongan en riesgo los objetivos de conservación, servicios ambientales, recursos genéticos, espacios arqueológicos y socioculturales, en el ámbito del desarrollo sostenible. Estas actividades estarán sujetas a Reglamentos específicos, requiriéndose en todos los casos un Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental. ARTÍCULO 33° (Reconocimiento Superficial). Previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos, cualquier persona podrá realizar trabajos de reconocimiento superficial, consistentes en estudios topográficos, geológicos, geofísicos, geoquímicos, prospección sísmica y perforación de pozos para fines geofísicos, en áreas bajo contrato o en áreas libres, sujeto a Reglamento. El Ministerio de Hidrocarburos concederá los permisos previa notificación a los Titulares. Quienes realicen actividades de reconocimiento superficial, ejecutarán sus labores sin interferir ni causar perjuicio alguno a las operaciones bajo contrato y quedarán obligados a indemnizar al Titular, Estado o a terceros, por cualquier daño ambiental o de otra naturaleza que produzcan. La ejecución de trabajos de reconocimiento superficial no concede al ejecutante prioridad ni derecho alguno para suscribir Contratos Hidrocarburíferos. La información obtenida del reconocimiento superficial será entregada en copia al Ministerio de Hidrocarburos, quién la pondrá en conocimiento de las entidades competentes. Juan Miguel Medina Almendras

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CAPÍTULO II EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN ARTÍCULO 34° (División de Parcelas para Áreas de Contrato). A los efectos de definir el Área de los Contratos establecidos en la presente Ley, el Poder Ejecutivo mediante Decreto Supremo, dividirá el territorio nacional en parcelas que conformarán las Áreas de Contrato, tanto en Zonas declaradas Tradicionales como No Tradicionales. De manera periódica y mediante Decreto Supremo el Poder Ejecutivo determinará la incorporación de nuevas Zonas Tradicionales en base a criterios de

conocimiento

geológico,

producción

comercial

de

hidrocarburos

e

infraestructura existente. Para las actividades señaladas en los incisos a) y b) del Artículo 31º de la presente Ley, el área de un Contrato, estará conformada por una extensión máxima de cuarenta (40) parcelas en Zonas Tradicionales y de cuatrocientas (400) parcelas en Zonas No Tradicionales. Se reservarán áreas de interés hidrocarburífero tanto en Zonas Tradicionales como No Tradicionales a favor de YPFB, para que desarrolle actividades de Exploración y Explotación por sí o en asociación. Estas áreas serán otorgadas y concedidas a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con prioridad y serán adjudicadas de manera directa. ARTÍCULO 35° (Licitaciones para Actividades de Exploración y Criterios de Adjudicación). Las áreas libres dentro del área de interés hidrocarburífero, serán adjudicadas mediante licitación pública internacional, excluyendo las áreas reservadas para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). El Poder Ejecutivo mediante Decreto Reglamentario, establecerá la periodicidad de las nominaciones y licitaciones y también nominará de oficio o admitirá


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solicitudes para la nominación de áreas y fijará la garantía de seriedad de las propuestas. El Ministerio de Hidrocarburos definirá para la licitación de cada área nominada la valoración de adjudicación, teniendo en consideración uno o más de los siguientes criterios: a) Unidades de Trabajo para la primera fase obligatoria del periodo de Exploración, en adición al número mínimo de Unidades determinadas mediante Decreto Reglamentario. b) Pago de un Bono a la firma de Contrato, con destino al Tesoro General de la Nación (TGN). c) Pago de una participación adicional a la fijada en la presente Ley, con destino al Tesoro General de la Nación (TGN). d) Pago de una participación en las utilidades después de impuestos. e) Porcentaje de participación del Titular en la producción. La Convocatoria a licitaciones públicas internacionales y la adjudicación de áreas nominadas se realizarán por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en acto público. Quedan expresamente prohibidas las modalidades de contratación por invitación directa o por excepción. ARTÍCULO 36 (Plazos de Exploración y Devolución de Áreas). El plazo inicial de Exploración no podrá exceder de siete (7) años en Zona Tradicional y de diez (10) años en Zona No Tradicional, dividido en tres fases: Zona Tradicional Zona No Tradicional Fase 1: Años 1 al 3 Fase 1: Años 1 al 5 Fase 2: Años 4 y 5 Fase 2: Años 6 al 8


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Fase 3: Años 6 y 7 Fase 3: Años 9 y 10 Para las áreas de Exploración cuya extensión original sea mayor a diez (10) parcelas, se deberá renunciar y devolver una cantidad de área de acuerdo al siguiente detalle: Al finalizar la Fase 1, se deberá renunciar y devolver no menos del veinte por ciento (20%) de área original de Exploración en exceso de diez (10) parcelas. Al finalizar la Fase 2, se deberá renunciar y devolver no menos del treinta por ciento (30%) del área original de Exploración en exceso de diez (10) parcelas. A finalizar la Fase 3, se deberá renunciar y devolver el cien por ciento (100%) del área de Exploración restante, en caso de que el Titular no hubiesedeclarado hasta entonces un descubrimiento comercial, o no esté haciendo uso del periodo de retención. El mínimo de Unidades de Trabajo para cada fase será determinado mediante Decreto Supremo Reglamentario. ARTÍCULO 37º (Periodo Adicional de Exploración y Devolución de Áreas). Si se declarase uno o más descubrimientos comerciales durante cualquiera de las Fases del periodo inicial de Exploración o si estuviera haciendo uso del período de retención en cualquiera de las mencionadas fases establecidas en el Artículo precedente, el Titular podrá acceder al Periodo Adicional de Exploración que tendrá una duración de hasta siete (7) años, computables a partir de la finalización de la tercera fase, pudiendo conservar adicionalmente al área de Explotación o de Retención, hasta el treinta por ciento (30%) del área original de Exploración, que se denominará área remanente, para continuar con dichas tareas exploratorias. El periodo adicional de Exploración comprenderá las siguientes fases:


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Zona Tradicional Zona No Tradicional Fase 4: Años 8 al 10 Fase 4: Años 11 al 13 Fase 5: Años 11 al 12 Fase 5: Años 14 al 15 Fase 6: Años 13 al 14 Fase 6: Años 16 al 17 Al finalizar la Fase 4, se deberá renunciar y devolver no menos del veinte por ciento (20%) del área remanente, en exceso de diez (10) parcelas para Zona Tradicional y No Tradicional. Al finalizar la Fase 5, se deberá renunciar y devolver no menos del treinta por ciento (30%) del área remanente, en exceso de diez (1 0) parcelas para Zona Tradicional y No Tradicional. Al finalizar la Fase 6, se deberá renunciar y devolver el cien por ciento (100%) del área de exploración restante. El mínimo de Unidades de Trabajo para cada fase será determinado mediante Decreto Supremo Reglamentario. ARTÍCULO 38º (Declaratoria de Comercialidad). El titular de un contrato de exploración, explotación, producción compartida,

operación y asociación

suscrito en el marco de la presente Ley, que haya realizado un Descubrimiento Comercial deberá declarar a comercialidad del campo para su aprobación, basado en la combinación de factores técnicos, económicos y de mercado que hagan rentable su explotación. La Declaración de Comercialidad se hará ante Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)


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ARTÍCULO 39° (Selección de Áreas y Operaciones de Explotación).

I. El Titular de un contrato que haya realizado una Declaratoria de Comercialidad, podrá seleccionar un área para su Explotación que comprenda un campo sin solución de continuidad en observancia a la Ley del Medio Ambiente.

II. El Área de Explotación seleccionada dentro del área del contrato, por cada descubrimiento comercial será el área que cubra el campo descubierto y de ninguna manera deberá comprender otras estructuras.

III. A partir de la fecha de Declaratoria de Comercialidad y de conocimiento de la misma por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el Titular dentro del plazo de dos (2) años, deberá presentar el Plan de Desarrollo del Campo. A partir de la aprobación del plan por YPFB, el Titular deberá desarrollar el Campo dentro del plazo de cinco (5) años. En el caso de que el Titular no cumpla con esta obligación deberá pagar al Tesoro General de la Nación (TGN), en treinta (30) días calendario, una suma equivalente al costo total del último pozo perforado en dicho campo. En caso de incumplir con la presentación del Plan de Desarrollo del Campo o la obligación del pago de la suma equivalente en los plazos señalados, deberá devolver todo el Campo.

IV. Los descubrimientos que hayan sido declarados comerciales con anterioridad a la vigencia de la presente Ley, que no hayan sido desarrollados, se adecuarán a las disposiciones y plazos descritos en el Juan Miguel Medina Almendras

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párrafo anterior, en el marco de los Contratos Petroleros establecidos en la presente Ley.

V. En el caso de descubrimientos comerciales producidos en el marco de los contratos suscritos al amparo de la Ley N ° 1689 en los que no se haya cumplido a disposición de perforación de al menos un pozo por parcela seleccionada, de acuerdo a lo establecido por el Artículo 30º de la mencionada Ley, estas parcelas serán obligatoriamente devueltas al Estado. ARTÍCULO 40º (Retención de Áreas por lnsuficiencia de Transporte, de Mercado y Otros). Cuando el Titular efectuase el descubrimiento de uno o más campos de hidrocarburos, los que por inexistencia o insuficiencia de transporte y la falta de mercado o imitaciones a su acceso, no fueran declarados comerciales de acuerdo a la Certificación de YPFB, podrá retener el área del campo, por un plazo de hasta diez (10) años, computable desde la fecha de comunicación del descubrimiento comercial a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boliviano (YPFB) y al Ministerio de Hidrocarburos. ARTÍCULO 41° (Devolución de Áreas y Terminación de Contrato). Al vencimiento del plazo de cualquiera de los contratos o a su terminación por cualquier causa, el área será devuelta por el Titular al Estado mediante Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), para ser posteriormente nominada, licitada y/o adjudicada conforme a lo dispuesto por la presente Ley. El titular, que cumpla sus obligaciones contractuales en cualquier fase de Exploración podrá unilateralmente terminar el contrato sin responsabilidad ulterior, salvo las obligaciones establecidas por Ley, comunicando esta decisión a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con copia al Ministerio de Hidrocarburos, procediendo a la devolución del área del contrato y entregando toda la información obtenida en forma gratuita y obligatoria.


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ARTÍCULO 42º (Entrega de Instalaciones y Pasivos Ambientales). A la finalización de un contrato por vencimiento de plazo o por cualquier otra causa, el titular está obligado a dejar las instalaciones en condiciones operativas a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la continuidad de las actividades. En este caso, el Titular asumirá los Pasivos Ambientales generados hasta el momento de la transferencia. En los contratos que celebre el Estado se contemplarán previsiones para compensar las inversiones productivas realizadas en inmuebles e instalaciones no depreciadas que se encuentren en operación en el área de contrato por el Titular. A la finalización del contrato, dichos inmuebles e instalaciones serán transferidos a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a título gratuito. Sí los campos del área del contrato estuvieren en producción a tiempo de finalizar el mismo, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) podrá operarlos directamente o bajo Contrato de Asociación. ARTÍCULO 43º (Explotación de Hidrocarburos mediante el Uso de Técnicas y Procedimientos Modernos, Quema y Venteo de Gas Natural). La Explotación de Hidrocarburos en los campos deberá ejecutarse utilizando técnicas y procedimientos modernos aceptados en la industria petrolera, a fin de establecer niveles de producción acordes con prácticas eficientes y racionales de recuperación de reservas hidrocarburíferas y conservación de reservorios. La Quema o Venteo de Gas Natural deberá ser autorizada por el Ministerio de Hidrocarburos, y su ejecución estará sujeta a la Supervisión y Fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), conforme a Reglamento. ARTÍCULO 44º (Intercambio de Volúmenes de Gas Natural). Los Titulares que estén realizando actividades de Explotación podrán, temporalmente, efectuar intercambios de volúmenes de Gas Natural de acuerdo a las Juan Miguel Medina Almendras

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necesidades operativas del mercado interno y de la exportación, con la autorización del Ministerio de Hidrocarburos y la fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) de acuerdo a Reglamento. ARTÍCULO 45º (Reservorios Compartidos). Con la finalidad de maximizar la recuperación de las reservas de hidrocarburos contenidas en Reservorios Compartidos por dos o más Titulares, éstos deberán elaborar conjuntamente un plan integral de desarrollo y explotación del Reservorio Compartido, utilizando prácticas eficientes y racionales y, ejercitando técnicas y procedimientos modernos de explotación de campos, con el fin de obtener la máxima producción eficiente, el mismo que deberá presentarse al Ministerio de Hidrocarburos, para su aprobación conforme a Reglamento y someterse a la fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Cuando existan campos ubicados en dos o más departamentos que tengan Reservorios Compartidos, el o los Titulares deberán efectuar los estudios detallados a través de empresas de reconocido prestigio internacional para establecer a proporción de las reservas en cada departamento. En el caso en que un reservorio sea compartido por dos o más departamentos, la regalías serán canceladas proporcionalmente a sus reservas, proyectando Verticalmente el límite o límites departamentales al techo de cada reservorio productor. Cuando los hidrocarburos se encuentren en dos o más departamentos con base al estudio descrito en el presente artículo, el pago de regalías se distribuirá entre cada área de contrato involucrada en proporción a los factores de distribución de hidrocarburos en situ, independientemente de la ubicación de los pozos productores. ARTÍCULO 46º (Inyección de Gas Natural). Toda solicitud del Titular para la Inyección de Gas Natural de un Reservorio Productor a un Reservorio Receptor deberá estar bajo la fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Juan Miguel Medina Almendras

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Bolivianos (YPFB) y ser aprobada por el Ministerio de Hidrocarburos y perseguir los siguientes objetivos: a) Conservar las condiciones productivas del yacimiento. b) Conservar el Gas Natural que de otra manera tendría que ser quemado. c) Ejecutar proyectos de recuperación mejorada de Hidrocarburos Líquidos. d) Mejorar la capacidad de entrega del Gas Natural boliviano durante periodos de alta demanda. e) Optimizar la producción de Hidrocarburos Líquidos y de otros componentes asociados al gas en el Reservorio Productor, cuando no exista mercado para el gas Toda la reinyección que implica una transferencia de un Reservorio Productor a un Reservorio Receptor ubicados en diferentes departamentos, estará sujeta a Reglamento que contemplará el cálculo y el pago de las Regalías departamentales correspondientes a Reservorio Productor en el momento de la transferencia del Gas Natural.


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TÍTULO VII DE ECHO DE LOS PUEBLOS CAMPESINOS, INDÍGENAS Y ORIGINARIOS CAPÍTULO I DE LOS DERECHOS A LA CONSULTA Y PARTICIPACIÓN DE LOS PUEBLOS CAMPESINOS, INDIGENAS Y ORIGINARIOS ARTÍCULO 114° (Ámbito de Aplicación). En cumplimiento a los Artículos 4°, 5º, 6º, 15º y 18° del Convenio 169 de la OIT, ratificado por Ley de la República Nº 1257, de 11 de julio de 1991, las comunidades y pueblos campesinos, indígenas y originarios, independientemente de su tipo de organización deberán ser consultados de manera previa, obligatoria y oportuna cuando se pretenda desarrollar cualquier actividad hidrocarburífera prevista en la presente Ley. ARTÍCULO 115° (Consulta). En concordancia con los Artículos 6° y 15° del Convenio 169 de la OIT, la consulta se efectuará de buena fe, con principios de veracidad, transparencia, información y oportunidad. Deberá ser realizada por las autoridades competentes del Gobierno Boliviano y con procedimientos apropiados y de acuerdo a las circunstancias y características de cada pueblo indígena, para determinar en qué medida serían afectados y con la finalidad de llegar a un acuerdo o lograr el consentimiento de las Comunidades y los Pueblos Indígenas y Originarios. La Consulta tiene carácter obligatorio y las decisiones resultantes del proceso de Consulta deben ser respetadas. En todos los casos, la Consulta se realizará en dos momentos: a) Previamente a la licitación, autorización, contratación, convocatoria y aprobarán de las medidas, obras o proyectos hidrocarburíferos, siendo condición necesaria para ello. b) Previamente a la aprobación de los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental. Cuando se trate de Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental para actividades, obras o proyectos hidrocarburíferos a desarrollarse en lugares de ocupación de las Comunidades y Pueblos Juan Miguel Medina Almendras

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Campesinos, indígenas y Originarios y áreas de alto valor de biodiversidad, necesariamente tendrán que ser los de categoría 1 (Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental Analítico Integral). ARTÍCULO 116° (Responsabilidad Estatal). Las resoluciones y consensos registrados por las Autoridades Competentes como producto del proceso de consulta en sus dos momentos, tienen validez para las actividades hidrocarburíferas del proyecto objeto de la consulta. En caso de tener la consulta, reconocida en el Artículo 115º, un resultado negativo, el Estado podrá promover un proceso de conciliación en el mejor interés nacional. ARTÍCULO 117° (Autoridad Competente para Ejecutar el Proceso de Consulta). Son responsables en forma conjunta de la ejecución del Proceso de Consulta las autoridades del Ministerio de Hidrocarburos, el Ministerio de Desarrollo Sostenible, y el Ministerio de Asuntos Indígenas y Pueblos Originarios, considerados autoridades competentes, para los fines del presente Capítulo. El Proceso de Consulta deberá ser financiado por el Poder Ejecutivo, con cargo al proyecto, obra o actividad hidrocarburífera de que se trate. ARTÍCULO 118° (Representación). Los procesos de consulta establecidos en el presente Capítulo, se realizarán con las instancias representativas de las Comunidades

Campesinas

y

los

Pueblos

indígenas

y

Originarios,

independientemente de su tipo de organización, respetando su territorialidad, sus usos y costumbres, siendo nula cualquier otro tipo de consulta individual o sectorial.


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TÍTULO VIII CAPÍTULO I ACTIVIDAD HIDROCARBURÍFERA, MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES AR TÍCULO 129º (Hidrocarburos, Medio Ambiente y Recursos Naturales). Las actividades hidrocarburífera se sujetarán en lo relativo a los temas ambientales y a los Recursos Naturales a lo dispuesto sobre esta temática en la Constitución Política del Estado, Ley del Medio Ambiente y sus Reglamentos, Ley Forestal, Régimen Legal Especial de Áreas Protegidas y a los Convenios Internacionales Ambientales ratificados por el Estado en el marco del Desarrollo Nacional Sustentable ARTÍCULO

130º

(Control,

Seguimiento,

Fiscalización

y

Auditoria

Ambiental). Los Responsables Legales de actividades, obras o proyectos, AOPs de Hidrocarburos, deberán depositar en la cuenta del Ministerio de Desarrollo Sostenible (MDS) denominada “Fiscalización, Auditorias, Control y Seguimiento Ambiental del Sector de Hidrocarburos”, previo al inicio de cada AOPs no exploratoria un monto equivalente hasta el medio por ciento (0,5 %) de la inversión total de acuerdo a Reglamento. Estos recursos no podrán ser utilizados para fines distintos a los previstos en la presente Ley y serán destinados exclusivamente a actividades de fiscalización de la autoridad ambiental competente y organismos sectoriales involucrados. ARTÍCULO 131° (Comités de Monitoreo Socio-Ambiental). Cada área bajo Contrato Petrolero tendrá un Comité de Monitoreo Socio-Ambiental de Área, compuesto de un representante de cada sección municipal cubierta por el área, dos representantes de las comunidades indígenas y un representante del Titular, para evaluar los posibles impactos socio-económicos producidos a nivel


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local, y en TCO e implementar acciones que potencien los impactos positivos y mitiguen los impactos negativos de la actividad hidrocarburífera en dicha área. Cuando en el Comité de Monitoreo Socio-Ambiental de Área no se arriben a acuerdos, cualquiera de las partes podrá recurrir en apelación al Comité de Monitoreo Socio-Ambiental Nacional, quien determinará sobre las mitigaciones que deban aplicarse. Se crea el Comité de Monitoreo Socio-Ambiental Nacional que estará conformado por el Ministerio de Hidrocarburos, Ministerio de Desarrollo Sostenible, Ministerio de Participación Popular, organismo administrador y fiscalizador YPFB y un representante de los pueblos indígenas, para evaluar y dictaminar como instancia final sobre los impactos socio-económicos en poblaciones indígenas producidos por las Actividades Petroleras. La información, consulta y participación del pueblo y comunidad indígena, afectando por una Actividad, Obra o Proyecto (AOP) dentro de su Tierra Comunitaria de Origen (TCC), con obligatorias durante el proceso de elaboración Del Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental (EEIA), conforme a las disposiciones de la Ley N ° 1257, de 11 de Julio de 1991. CAPÍTULO II SITIOS SAGRADOS Y ÁREAS DE VALOR NATURAL Y CULTURAL ARTÍCULO 132° (Áreas de Valor Natural, Cultural y Espiritual). No podrán licitarse, otorgarse, autorizarse, ni concesionarse las actividades, obras o proyectos hidrocarburíferos, en áreas protegidas, sitios RAMSAR, sitios arqueológicos y paleontológicos, así como en los lugares sagrados para las Comunidades y Pueblos Campesinos, Indígenas y Originarios, que tengan valor espiritual como patrimonio de valor histórico, u otras áreas reconocidas por su biodiversidad, establecidas por autoridad competente. Juan Miguel Medina Almendras

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Se

permitirán

excepcionalmente

actividades

hidrocarburífera

en

áreas

protegidas, cuando el Estudio de Evaluación de impacto Ambiental Estratégico (EEIAE) establezca a viabilidad de la actividad en el marco de un Desarrollo Integral Nacional Sustentable. ARTÍCULO 133º (Hidrocarburos en Áreas Protegidas). Las actividades relacionadas con el uso de hidrocarburos en sus diferentes fases, podrán desarrollarse en Áreas Protegidas en sujeción estricta a la categoría y zonificación, plan de manejo, realización de consulta pública y cumplimiento a disposiciones ambientales, requiriéndose para el efecto un Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental, cuando no pongan en riesgo sus objetivos de conservación. ARTÍCULO 134º (Impacto Ambiental). Todas las operaciones de la cadena productiva de hidrocarburos deberán utilizar la mejor tecnología que disminuyan los riesgos de impacto Ambiental negativos. En aplicación del principio precautorio, el Ministerio de Desarrollo Sostenible y el Servicio Nacional de Áreas Protegidas (SERNAP), y el Ministerio de Hidrocarburos, previo a las nominaciones de áreas de interés hidrocarburífero y dotación de Concesiones y Licencias, coordinarán actividades en el marco de sus competencias, cuando las mismas coincidan en áreas geográficas. El tratamiento de los daños ambientales, pasivos ambientales y restauración de los ambientes naturales afectados por la actividad hidrocarburífera, se sujetará a resarcimiento de acuerdo al Reglamento Específico. ARTÍCULO 135° (Pasivos Ambientales). Al momento de producir los Pasivos Ambientales, la empresa está obligada a informar a la Autoridad Ambiental Competente, e iniciar inmediatamente las medidas de mitigación y restauración ambiental.


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ARTÍCULO 136° (Reglamentos Ambientales Específicos). Los Gobiernos Municipales, de manera individual o mancomunadamente en el ámbito de su jurisdicción y competencia en el marco de la Ley del Medio Ambiente y su Reglamentación, estarán facultados a proponer y aplicar Reglamentos Ambientales Específicos, para preservar su patrimonio ambiental en relación a la actividad hidrocarburífera, los que serán aprobados por la Autoridad Ambiental Competente. ARTÍCULO 137° (Saneamiento Ambiental). En ningún caso los costos emergentes de trabajos de recuperación o Saneamiento del Medio Ambiente resultantes de accidentes directamente atribuibles a las empresas que realicen actividades petroleras, podrán ser considerados como costos de operación.


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TÍTULO IX DEFINICIONES ARTÍCULO 138º (Definiciones). A los efectos de la presente Ley, se adoptan las siguientes definiciones: Agregador.- Es YPFB, quien establecerá las fuentes y los destinos de la producción, asignando las cuotas de abastecimiento del Gas Natural a los Titulares de la producción para los mercados de exportación de acuerdo a contratos “back to back”. Almacenaje.- Es la actividad de acumular hidrocarburos, productos refinados de petróleo y GLP en tanques estacionarios para su Comercialización. Área Nominada.- Es el área de interés petrolero para ser licitada, seleccionada por el Ministerio de Hidrocarburos o por una persona individual o colectiva. Autorización.- Es el acto administrativo mediante el cual el Estado Boliviano, a través de la Superintendencia de Hidrocarburos, otorga un derecho a favor de una persona individual o colectiva legalmente establecida, para desarrollar una gestión comercial o económica de la actividad de los hidrocarburos, en forma temporal o para un único objetivo, conforme a la presente Ley. Boca de Pozo.- Es el punto de salida de la corriente total de fluidos que produce un pozo (Petróleo, Gas Natural, Agua de Formación y Sedimentos), antes de ser conducidos a un Sistema de Adecuación. Campo.- Área de suelo debajo del cual existe uno o más reservorios de hidrocarburos, en una o más formaciones en la misma estructura o entidad geológica. Campo Compartido.- Área de suelo debajo del cual existen uno o más reservorios, en una o más formaciones en la misma estructura o entidad geológica que puede encontrar ubicada entre dos o más departamentos que Juan Miguel Medina Almendras

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debe ser desarrollado de forma eficiente, en la que la producción será compartida en proporción a la reserva ubicada en cada Departamento. El Poder Ejecutivo, complementará la definición. Campo Marginal.- Es aquel campo que ha producido el 90% de sus reservas probadas de hidrocarburos. Comercialización de Productos Resultantes de la Explotación.- La compra - venta de Petróleo, Gas Natural, GLP de Plantas y otros hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización. Contrato de Producción Compartida.- Es aquel por el cual una persona colectiva, nacional o extranjera, ejecuta con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo las actividades de Exploración y Explotación a nombre y representación de YPFB. El titular en el Contrato de Producción Compartida tiene una participación en la producción, en el punto de fiscalización, una vez deducidas regalías, impuestos y participaciones. Contrato “back to back “.- Contrato de transferencia de obligaciones y derechos. Contratos Petroleros.- Son los contratos de Producción Compartida, Operación y Asociación. Conversión de Gas Natural en Líquidos.- Es el proceso químico mediante el cual se transforma Gas Natural en Líquidos (GNL). Concesión.- Es el acto mediante el cual el Estado Boliviano, a través de la Superintendencia de Hidrocarburos, otorga el derecho de administración a una persona individual o colectiva legalmente establecida para desarrollar o ejecutar las actividades de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Distribución de Gas


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Natural por Redes, el Suministro y Distribución de los productos refinados de petróleo y la refinación. Declaratoria de Comercialidad.- Es la notificación del descubrimiento comercial por reservorio de un campo, que en opinión de YPFB y del Titular, justifica su desarrollo y explotación. Desarrollo de Campo.- Son las actividades de perforación y terminación de pozos de desarrollo, así como la construcción de facilidades de producción y procesamiento de hidrocarburos en un campo declarado comercial. Descubrimiento Comercial.- Es el hallazgo de hidrocarburos, en uno o más reservorios, en un campo dentro del área del contrato, cuya explotación y producción se encuentre respaldada por un análisis económico que demuestre su rentabilidad. El titular deberá notificar a YPFB. Distribución de Gas Natural por Redes.- Es la actividad de proveer Gas Natural, en calidad de servicio público, a los usuarios del área de concesión, además de construir las Redes, administrar y operar el servicio bajo los términos indicados en la presente Ley. Ductos Dedicados.- Son las Instalaciones para el traslado de hidrocarburos destinados exclusivamente al abastecimiento como materia prima a la actividad de industrialización excluyendo refinación. Ente Regulador.- Es la Superintendencia de Hidrocarburos. Exploración.- Es el reconocimiento geológico de superficie, levantamientos aerofotogramétricos,

topográficos,

gravimétricos,

magnetométricos,

sismológicos, geoquímicos, perforación de pozos y cualquier otro trabajo tendiente a determinar la existencia de hidrocarburos en un área o zona geográfica.


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Explotación- Es la perforación de pozos de desarrollo y de producción, tendido de líneas de recolección, construcción e instalación de Plantas de Almacenaje, de Procesamiento y separación de líquidos y licuables, de recuperación primaria, secundaria y mejorada y toda otra actividad en el suelo y en el subsuelo dedicada a la producción, separación, procesamiento, compresión y almacenaje de hidrocarburos. Gas Licuado de Petróleo (GLP).- Es la mezcla de propano y butano en proporciones variables. El GLP es producido en plantas y refinerías. Gas Natural.- Son los hidrocarburos, con predominio de metano, que en condiciones normalizadas de presión y temperatura se presentan en la naturaleza en estado gaseoso. Gas Natural Rico.- Es el Gas Natural antes de extraer los licuables. Gas Natural Despojado.- Es el Gas Natural después de extraer los licuables. GLP de Plantas.- Es el Gas Licuado de Petróleo (GLP) extraído del Gas Natural en plantas de extracción de licuables en campos de producción. Hidrocarburos.- Son los compuestos de carbono e hidrógeno, incluyendo los elementos asociados, que se presentan en la naturaleza, ya sea en el suelo o en el subsuelo, cualquiera sea su estado físico, que conforman el Gas Natural, Petróleo y sus productos derivados, incluyendo el Gas Licuado de Petróleo producido en refinerías y plantas de extracción de licuables. Industrialización.- Son las actividades de transformación química de los hidrocarburos y los procesos industriales y termoeléctricos que tienen por finalidad añadir valor agregado al Gas Natural: Petroquímica, Gas a Líquidos (GTL), producción de fertilizantes, úrea, amonio, metanol y otros.


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Licuables del Gas Natural.- Hidrocarburos que en las Plantas de Extracción pasan al estado líquido. Propano y butano (componentes del GLP) y pentanos y superiores (componentes de la Gasolina Natural). Licuefacción de Gas natural.- Es el proceso físico, que permite pasar del estado gaseoso al estado líquido. Línea Lateral o Ramal.- Son todas aquellas tuberías que se interconectan con el sistema Troncal de Transporte de Hidrocarburos por ductos. Líneas de Recolección.- Son las tuberías mediante las cuales el productor recolecta y traslada la producción de sus pozos hasta la entrada del Sistema de Adecuación. Licencias.- Es el acto administrativo mediante el cual el Estado Boliviano, a través de la Superintendencia de Hidrocarburos, otorga permiso o autorización a una persona individual o colectiva legalmente establecida para desarrollar una gestión comercial o económica de la actividad de los hidrocarburos conforme a la presente Ley. Operador.- Es el ejecutor de cualquiera de los contratos establecidos en la presente Ley para efectuar las actividades de Exploración y Explotación, designado el Titular. Parcela.- La unidad de medida de las áreas de Exploración y Explotación de Hidrocarburos. Planimétricamente, corresponde a un cuadrado de 5.000 (Cinco mil) metros de lado y a una superficie total de Has. 2.500 (dos mil Quinientas hectáreas).

Sus

vértices

superficiales

están

determinados

mediante

coordenadas de la Proyección Universal y Transversal de Mercator (UTM), referidos al Sistema Geodésico Internacional WGS — 84. Cada parcela está identificada por el número de la Carta Geográfica Nacional y por un sistema matricial

de

cuadrículas

petroleras

establecido

por

el

Ministerio

de

Hidrocarburos. Juan Miguel Medina Almendras

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Paridad de Exportación.- Corresponde al precio del mercado de exportación en el punto de entrega, descontando los costos de transporte y seguros asociados a la exportación hasta el punto de entrega. Paridad de Importación.- Corresponde al precio de referencia internacional, sumados los costos de Transporte y seguros asociados a la importación desde el punto de origen hasta el mercado interno. Participaciones.- Son los pagos en especie que corresponden al Titular en el Punto de Fiscalización, conforme a lo establecido en el Contrato de Producción Compartida o Contrato de Asociación, punto en el cual asume el derecho propietario. Petróleo.- Los hidrocarburos que en condiciones normalizadas de temperatura se presentan en estado líquido, así como la Gasolina Natural y los Hidrocarburos Líquidos que se obtienen en los procesos de separación del gas. Petroquímica.- Son los procesos químicos que permiten reestructurar las moléculas de los Hidrocarburos, en polímeros, resinas, plásticos, fertilizantes y otros, que son comúnmente denominados productos petroquímicos. Planificación de Política Petrolera.- Es la propuesta indictiva del desarrollo del sector de hidrocarburos, que permitirá establecer las políticas a largo plazo, buscando el mejor aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos, mediante el análisis de ciertos indicadores tales como las reservas, la producción, infraestructura y el mercado de hidrocarburos en el marco del Sistema Nacional de Planificación. Dicha política respetará los acuerdos de comercialización existentes y los mercados de exportación obtenidos por las empresas. Aquellos mercados que sean obtenidos por el Estado serán asignados siguiendo los lineamientos de esta política, de acuerdo al mejor interés de la Nación. Producción Bruta.- Es el volumen total de fluidos que produce un pozo:


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Petróleo, gas natural, agua de formación y sedimentos, antes de ser conducidos a un sistema de adecuación. Producción Fiscalizada.- Son los volúmenes de hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización de la Producción. Productos Derivados del Gas.- Son los productos que provienen de la separación y/o industrialización del gas. Productos Regulados.- Cualquier producto derivado de los hidrocarburos que tiene un precio final regulado por la autoridad competente. Productos Refinados de Hidrocarburos.- Son os productos denominados carburantes, combustibles, lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos, solventes, GLP y los sub-productos y productos intermedios que se obtienen de los procesos de refinación del Petróleo. Punto de Fiscalización de la Producción.- Es el lugar donde son medidos los hidrocarburos resultantes de la explotación en el campo después que los mismos han sido sometidos a un Sistema de Adecuación para ser transportados. Para campos con facilidades de extracción, el Punto de Fiscalización de la Producción, será a la salida de la planta ubicada antes del Sistema de Transporte y debe cumplir con los requerimientos de adecuación del gas o los líquidos de acuerdo a reglamentación. En los campos donde no existan facilidades de extracción de GLP y/o Gasolina Natural, el Punto de Fiscalización de la Producción será a la salida del sistema de separación de fluidos. Para este efecto, los productores instalarán los instrumentos necesarios corno ser: gravitómetros, registradores multiflujo, medidores másicos, cromatógrafos para análisis cualitativos y cuantitativos, registradores de presión y temperatura y todo equipo que permita establecer las


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capacidades de GLP y Gasolina Natural incorporadas en la corriente de Gas Natural despachada. Refinación.- Son los procesos que convierten el Petróleo en productos denominados

carburantes,

combustibles,

lubricantes,

grasas,

parafinas,

asfaltos, solventes, GLP y los sub-productos y productos intermedios que generen dichos procesos. Regalías.- Compensación económica obligatoria pagadera al Estado, en dinero o en especie, en favor de los Departamentos productores por la explotación de sus recursos naturales no renovables. Regalía Nacional Compensatoria.- Beneficio económico otorgado a los Departamentos de Beni y Pando, de conformidad a la Ley N ° 981, de 7 de marzo de 1988. Regulación.-

Es

la

actividad

realizada

por

la

Superintendencia

de

Hidrocarburos de cumplir y hacer cumplir la Ley y la normativa sectorial, promover la competencia en materia económica, asegurar el cumplimiento de las disposiciones antimonopólicas y defensa de la competencia, así como las normas técnicas y de seguridad. Reservas Certificadas.- Son las reservas de hidrocarburos cuantificadas por empresas especializadas que corresponden a la suma de Reservas Probadas y Reservas Probables. Reservas Prosadas.- Son las cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo a informaciones geológicas y de ingeniería de reservorios, demuestran con razonable certeza, que en el futuro, serán recuperables los hidrocarburos de los reservorios bajo las condiciones económicas y operacionales existentes. Reservas Probables.- Son reservas de hidrocarburos no probadas, en las que los estudios geológicos y los datos científicos sugieren que la probabilidad de que sean recuperables es mayor a la probabilidad de que no lo sean. Juan Miguel Medina Almendras

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Reservorio Compartido.- Es un reservorio que se encuentra bajo contratos petroleros, que se extiende más allá de los límites de un área de contrato, con continuidad dinámica de la fase de hidrocarburos. Reservorio de Hidrocarburos.- Es uno o varios estratos bajo la superficie que estén produciendo o sean capaces de producir hidrocarburos, con un sistema común de presión en toda su extensión, en los cuales los hidrocarburos estén rodeados por roca impermeable o agua. Para fines de la presente Ley, Yacimiento y Reservorio de Hidrocarburos son sinónimos. Sistema de Adecuación.- Son las instalaciones necesarias para acondicionar los hidrocarburos a ser transportados, de acuerdo a reglamentación. El Sistema de Adecuación deberá ajustarse a la naturaleza de los hidrocarburos que produzca el campo. Sistema de Transporte.- Es el Sistema Troncal de Transporte, más las líneas laterales o ramales. No incluye las líneas de recolección. Sistema Troncal de Transporte.- Es el conjunto de tuberías de Transporte de Hidrocarburos por ducto, que tiene concesión otorgada por la Superintendencia de Hidrocarburos. Tarifa

Estampilla.-

Es

la

metodología

que

la

Superintendencia

de

Hidrocarburos aplica al transporte de hidrocarburos por ductos mediante la cual se fija una única tarifa para 185 Concesiones sin discriminar distancia entre origen y destino. Tarifa Incremental.- Es la que considera los costos necesarios para ampliar y mantener la capacidad de transporte de cargadores específicos, y que serán cargados a través de tarifas a los beneficiados con dicha ampliación y/o mantenimiento. Se fija por distancias. Tierras Comunitarias de Origen (TCO).- Son los espacios geográficos que constituyen el hábitat de los pueblos y comunidades indígenas y originarias, a Juan Miguel Medina Almendras

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los que tradicionalmente han tenido acceso y donde mantienen y desarrollan sus propias formas de organización económica, social y cultural, de modo que aseguran

su

sobrevivencia

y

desarrollo.

Serán

consideradas

Tierras

Comunitarias de Origen aquellas que estén tituladas, aquellas que estén demandas con Auto de Admisión, aquellas inmovilizadas con Resolución de Inmovilización y todas las tradicionalmente reconocidas como tales. Titular.- Es toda persona individual o colectiva, nacional o extranjera, que haya sucrito Contratos de Desarrollo Compartido, Contratos de Producción Compartida, Contratos de Riesgo Compartido y Contratos de Asociación con YPFB Transporte.- Es la actividad de trasladar Hidrocarburos, Productos Refinados de Petróleo y GLP de un lugar a otro por medio de ductos, utilizando instalaciones complementarias. Se excluye de esta definición la Distribución de Gas por Redes y líneas de recolección. Unidades de Trabajo.- Son las obligaciones de trabajo expresadas en números, para las actividades exploratorias (geofísica, magnetometría, gravimetría,

perforación

de

pozos

exploratorios

y

otras

actividades

exploratorias), que deberán ser ejecutadas por el Titular en las diferentes fases de exploración.


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Unitización de Campo.- Convenio de explotación celebrado entre Titulares con áreas de contrato colindantes, que permitirá el desarrollo eficiente de un campo compartido, evitando daño al yacimiento. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Empresa Pública creada por Decreto Ley de 21 de diciembre de 1936. Zona Tradicional.- Región con información geológica donde existe producción de hidrocarburos con explotación comercial. El Poder Ejecutivo, mediante Decreto Supremo, designara las Zonas Tradicionales Hidrocarburíferas. Zona No Tradicional.- Región no comprendida en la definición de Zona Tradicional.


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LEY N° 1333 LEY DEL MEDIO AMBIENTE DEL 23 DE MARZO DE 1992 Por cuanto presenta, el honorable Congreso Nacional, DECRETA: CAPÍTULO X DE LOS RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES ARTÍCULO 68º.- Pertenecen al dominio originario del Estado todos los recursos naturales no renovables, cualquiera ser su origen o forma de yacimiento, se encuentren en el subsuelo o suelo. ARTÍCULO 69°.- Para los fines de la presente Ley, se entiende por recursos naturales no renovables, aquellas sustancias que encontrándose en su estado natural

originario

no

se

renuevan

y

son

susceptibles

de

agotarse

cuantitativamente por efecto de la acción del hombre o de fenómenos naturales. Corresponden a la categoría de recursos naturales no renovables, los minerales metálicos y no metálicos, así como los hidrocarburos en sus diferentes estados. CAPÍTULO XI DE LOS RECURSOS MINERALES

ARTÍCULO 70º.- La explotación de los recursos minerales debe desarrollarse considerando el aprovechamiento integral de las materias primas, el tratamiento de materiales de desecho, la disposición segura de colas, relaves y de montes, el uso eficiente de energía y el aprovechamiento nacional de los y yacimientos.

ARTÍCULO 71º.- Las operaciones extractivas mineras, durante y una vez concluidas su actividad deberán contemplar la recuperación de las áreas Juan Miguel Medina Almendras

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aprovechadas con el fin de reducir y controlar la erosión estabilizar los terrenos y proteger las aguas, corrientes y termales.

ARTÍCULO 72°.- El Ministerio de Minería y Metalurgia, en coordinación con la Secretaría Nacional del Medio Ambiente, establecerá las normas técnicas correspondientes que determinarán los límites permisibles para las diferentes acciones y efectos de las actividades mineras. CAPÍTULO XII DE LOS RECURSOS ENERGETICOS ARTÍCULO 73°.- Los recursos energéticos constituyen factores esenciales para el desarrollo sostenible del país, debiendo su aprovechamiento realizarse eficientemente bajo las normas de protección y conservación del medio ambiente. Las actividades hidrocarburíferas, realizadas por YPFB y otras empresas, en todas sus fases, deberán contemplar medidas ambientales de prevención y control de contaminación, deforestación, erosión y sedimentación así como de protección de flora y de fauna silvestre, paisaje natural y áreas protegidas. Así mismo, deberán implementarse planes de contingencias para evitar derrames de hidrocarburos y otros productos contaminantes. ARTÍCULO 74°.- El Ministerio de Energía e Hidrocarburos, en coordinación con la Secretaría Nacional del Medio Ambiente, elaborará las normas específicas pertinentes. Asimismo, promoverá la investigación, aplicación y uso de energía alternativas no contaminantes.


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LEY No1257 LEY DE 11 DE JULIO DE 1991 JAIME PAZ ZAMORA PRESIDENTE CONSTITUCIONAL DE LA REPÚBLICA CONVENIO CON OIT. Apruébase el suscrito sobre Pueblos indígenas y Tribales en países independientes. Por cuanto, el Honorable Congreso Nacional, ha sancionado la siguiente Ley: EL HONORABLE CONGRESO NACIONAL, DECRETA: ARTÍCULO ÚNICO.- De conformidad con el artículo 59º, atribución de la Constitución Política del Estado, se aprueba el Convenio 169 sobre Pueblos Indígenas y Tribales en Países Independientes, aprobado en la 76 Conferencia de la Organización Internacional del Trabajo, realizada el 27 de junio de 1989. Pase al Poder Ejecutivo, para fines constitucionales. Es dada en la Sala de Sesiones del H. Congreso Nacional, a los veintiún días del mes de junio de mil novecientos noventa y un años. Fdo. H. Gonzalo Valda Cárdenas, Presidente H. Senado Nacional – H. Leopoldo López Cossío, Presidente H. Cámara de Diputados - H. José Taboada Calderón de la Barca, Senador Secretario H. Senado Nacional - H. José Luis Carvajal Palma, Senador Secretario H. Senado Nacional - H. Luis Morgan López Baspineiro, Diputado Secretario - H. Julio Mantilla Cuéllar, Diputado Secretario. Por tanto, la promulgo para que se tenga y cumpla como Ley de la República.


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Los planes, programas y actividades del sector de hidrocarburos serán enmarcados en los principios del Desarrollo Sostenible, dándose cumplimiento a las disposiciones establecidas en el Artículo 171º de la Constitución Política de Estado. ARTÍCULO 171°.I. Se reconocen, respetan y protegen en el marco de la ley, los derechos sociales, económicos y culturales de los pueblos indígenas que habitan en el territorio nacional, especialmente los relativos a sus tierras comunitarias de origen garantizando del uso y aprovechamiento sostenible de los recursos naturales, a su identidad, valores, lenguas y costumbres e instituciones. II. El Estado reconoce la personalidad jurídica de las comunidades indígenas y campesinas y de las asociaciones y sindicatos campesinos. III. Las autoridades naturales de las comunidades indígenas y campesinas podrán ejercer funciones de administración y aplicación de normas propias como solución alternativa de conflictos, en conformidad a sus costumbres y procedimientos, siempre que no sean contrarias a esta Constitución y las leyes. La Ley compatibilizará estas funciones con las atribuciones de los poderes del Estado.


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CAPITULO III 3.- RELEVAMIENTO y ANALISIS DE LOS POZOS 3.1 Introducción Cap. III mapa N° 1 Mapa general de los campos de Hidrocarburos situados en Bolivia.

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales bolivianos (YPFB).


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El Campo Patujusal (PJS) fue descubierto con la perforación del pozo Pjs-X1 a una profundidad moderada de 2200 mts. Este pozo fue perforado en marzo de 1993 con una producción de petróleo de 34.8 ºAPI en la formación Petaca. El reservorio Petaca es un campo subalterno-saturado con una presión original de 2270 psi @ una profundidad de -1366.4 metros sobre el nivel del mar. El mecanismo de impulso del reservorio es el efecto combinado de la expansión de fluidos y/o posiblemente la actividad del acuífero. Actualmente el campo tiene un pozo vertical, PSJ-7,; siete pozos direccionales PJS-2D, PJS-3D, PJS-4D, PJS-5D, PJS-8DST, PJS-9D, y PJS-10A, PJS-16D, PJS-18D,; y, cinco pozos horizontales, PJS-13H, PJS-12H, PJS-14H, PJS-15H, PJS-1STH,. En Nov-2003 un proyecto piloto para inyección de agua empezó. La proporción de inyección fue de 1200 a 2100 bpd. Pozo PJS-6H se usó para este propósito. Las buenas indicaciones del reservorio alientan para extender la inyección con 2 pozos adicionales (PJ-3D y PJS-10A) durante 2005. La producción del Campo de Patujusal en diciembre de 2004 era lo siguiente: Oil (b/d)

Gas (MCFD)

Water (B/D)

870

428

5220

La producción acumulada en la misma fecha es como sigue: Oil (Bbls)

Gas (MMCF)

7,053,067

5,077


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Las reservas calcularon al 31 de diciembre de 2004: Oil (Bbls)

Gas (MMCF)

1069000

644

La estructura de Patujusal se define como un anticlinal de pliegue moderado con su eje principal en una dirección del sudeste-nordeste.

El buzamiento

oeste está claro y bien definido. Considerando que el buzamiento oriental, según la interpretación sísmica despliega ciertas complicaciones tectónicas formadas por dos fallas l tensiónales que son paralelo al eje principal de la estructura. Los pozos de Patujusal penetraron una secuencia sedimentaria normal hacia arriba

por

el

Tariquia

(Chaco),

Yecua,

Petaca,

Yantata,

Ichoa

del

indiferentemente del silurico y PRE-Silurico. 3.2 La Historia de Exploración El PATUJUSAL junto con Los Cusis, se localiza en un lineamiento estructural en el área de "Foreland" (tierras bajas), norte del arco estructural de las Colinas del Bumerang. Esta área se investigó por YPFB como parte de su trabajo exploratorio en el Foreland (las tierras bajas) el área norte de Lomerío de Santa Rosa el del Sara (el Bumerang Oriental). Por 1985 un entendiendo básicos de la estructura del área habían sido perfilados. Estos bocetos primarios de la estructura, sin embargo, junto con los datos sísmicos que existen en ese momento, no era suficiente para hacer una interpretación confiable, así se comenzó un programa de adquisición de datos sísmicos adicionales en 1986. Las nuevas líneas sísmicas fueron estudiadas y procesadas en 1990 se delinearon dos perspectivas exploratorias al noroeste y Juan Miguel Medina Almendras

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nordeste del Campo Humberto el Suárez Roca. Éstos son el PATUJUSAL y Los Cusis, respectivamente. En 1991 unos 55 km adicional de datos sísmicos fueron adquiridos y procesados. A través del estudio detallado de estos datos

se ganó un

entendiendo de las características estructurales y estratigráficas de las áreas de la perspectiva previamente delineadas. En 1991 Hubo un descubrimiento en el campo San Ignacio, demostrando también que los hidrocarburos habían emigrado y que

habían entrampado en las estructuras del "Foreland" área

noroeste y nordeste de las Colinas del Bumerang. En julio de 1992 se aspiro una Propuesta de perforación Geológica para el pozo PJS-X1. El propósito original de esto era realizar en el pozo una prueba de gas reserva de las estructuras en el área de "Foreland", con los objetivos principales en las arenas de los Petaca y Formaciones de Yantata y en Devonico y piedra arenisca de Silurico. El pozo PJS-X1 fue perforado en diciembre de 1992 hasta marzo del 1993, alcanzando una profundidad total de 2,200 m. Una sucesión sedimentaria normal fue penetrada. La sección estratigráfica encontrada incluye el Tariquia (Chaco), Yecua, y Formaciones de Petaca del Terciario (Mioceno y Oligoceno Superior); los Yantata y Formaciones de Ichoa del Jurásico, indiferentemente silurico y PRE-Silurico. El pozo PJS-X1 logró las metas puestas en la Propuesta de perforación Geológica y producía el descubrimiento de un nuevo campo. Contrariamente a las predicciones, esto verificó bien la existencia de un reservorio de petróleo importante en las arenas de la Formación de Petaca. En Patujusal, este reservorio está llamado la Piedra arenisca de PATUJUSALPETACA-1; es un reservorio con petróleo de 34.8 de °API.


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A partir de diciembre del 2000, se han perforado 13 pozos en el campo de PATUJUSAL: PJS-X1, PJS-X2, PJS-X3, PJS-X4, PJS-X5, PJS-X6, PJS-X7, PJS-X8, PJS-X9, PJS-X10, PJS-X11, PJS-X12, y PJS-X13H. Todos estos pozos han encontrado petróleo y producción de gas en la Formación de Petaca (Paleoceno/Upper Oligoceno). Geología •

Estructura tipo anticlinal de direccion E-W

•

Flanco N truncado por falla normal

•

Largo aprox. 5.5 Km. y 2.5 Km de ancho

•

Reservorio Ar. Patujusal (Fm. Petaca).

•

Areniscas feldespáticas (hasta 24%) de origen fluvial.

•

Canales principales (Channel-fill sand)

•

Barras y albardones (Splay/levee sand)

•

Depósitos de planicies de inundación (Floodplain shale)

•

Canales abandonados y calcita (Abandoned channel-fill shale)

•

Matrix arcillosa intersticial y de recubrimiento de granos ( hasta 15% smectita)

•

Porosidad: 22 a 28 % F=26%,

•

Saturación de Agua: 39 a 53 % Sw=47%

•

Permeabilidad K=130-1400 md.

•

OWC: -1384 m.


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3.3 Objetivo del Análisis El Campo patujusal

está diseñado para probar el potencial hidrocarburifico

perteneciente al bloque de la zona norte, específicamente en la formación Petaca.

3.4 Ubicación Geográfica País:

Bolivia

Departamento:

Santa Cruz

Provincia:

Sara

Localidad:

Santa Rosa del Sara

Bloque:

Norte

Campo:

Patujusal (PJS)

Pozos:

PJS-10, PJS03, PJS-06

Formaciones de Interés:

Petaca

3.5 La Estratigrafía La mayoría de los pozos perforados en el Campo de PATUJUSAL cortó una sección sedimentaria que consiste en el Tariquia, Yecua, y Formaciones de Petaca del Terciario y la Formación de Yantata del Jurásico. Sólo el pozo PJSX1, siendo el más profundo con una profundidad total de 2,200 m, completamente penetra la Formación de Ichoa (Jurásico) y piedras del Silurico. La observación más interesante con respecto a la sección penetrada en el campo es la ausencia completa de sedimentos de Devonico, como resultado de la actividad de corrosión asociada con la disconformidad Pre-jurásica. Se


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corroyeron los sedimentos de Paleozoico en esta área profundamente, dejando a sólo un relict 27 m de piedra arenisca de Silurico basal. Cap. III cuadro N° 1 Secuencia Estratigráfica SISTEMA

FORMACION

ESPESOR( m)

NEOGENO

PALEOCENO U

N

C

O

Tariquia

1,167

Yecua

440

Petaca

61

N

F

O

R

M

I

T

Y

Yantata (referred to Cret in 72

JURASSICO

Junin)

353

Ichoa (referred to Cret in Junin) U

N

C

O

N

N

C

O

R

M

I

T

Y

INDIFERENTE

SILURICO U

F

O

PRE-SILURICO

N

F

O

R

INDIFERENTE

27 M

I

T

Y

118

Fuente: Chaco S.A.


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Proyecto de Grado

Las condiciones estratigráficas usadas corresponden al Geológico los Informes para

pozo Patujusal. Ciertas diferencias existen entre estas condiciones y

aquéllos usaron en otros informes del área general. Equivalencia de terminología estratigráfica puede obtenerse en el "Cuadro Crono-estratigráfico de Bolivia" (el Mapa de Chronostratigraphic boliviano) publicó por YPFB en 1992. Pre-Silúrico Un espesor de 118 m. de Pre-Silúrico fue penetrado. Litológicamente éstos eran blanquecinos a las piedras areniscas del quartzitic rosadas. El tamaño de grano es elemento a tosco; los siliceous y cementos del carbonato están presentes. En el medio de esta sección hay calizas duras, macizas de color blanquecino con el castaño y los tonos rosas y con la fractura irregular. Las propiedades petrofísicas de esta unidad son muy pobres, con la porosidad en el orden de 2% y permeabilidad de 0.002 md. Ninguna indicación de hidrocarburos se observó en estas piedras. Silúrico Un espesor de 27 m. de Silúrico fue penetrado. Estos sedimentos constituyen un remanente del Silúrico basal dejado atrás después de un evento Pre-Ichoa erosional. Litológicamente, estos son piedras areniscas de cuarzo, de color bronce a rosa, de grano medio formado, ha redondeado, con los silíceos y cemento ferruginoso. Pirita y clorita están presentes como los minerales adicionales. Estas unidades arenosas tienen características petrofísicas buenas, con la porosidad de 20% y permeabilidad de 330 md, poniendo estas arenas en la categoría de depósitos del hidrocarburo óptimos. Se grabaron las muestras del hidrocarburo en la parte basal de esta sección, con un descubrimiento continuo de gas a 5 Unidades de Gas del Metano, con el análisis del cromatografo de tres componentes y una predicción de gas seco. El factor negativo, y la razón probable para la ausencia de un depósito del Juan Miguel Medina Almendras

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hidrocarburo en este sistema, es la ausencia de un estrato sellante en la parte superior de la formación. La Formación de Ichoa Un espesor de 353 m de la Formación de Ichoa fue penetrado. Estos sedimentos se encuentran en discordancia. Piedras de edad de Silúrico. El ciclo sedimentario del Ichoa empieza con un conglomerado del oligoceno basal (caracterizada por una diversidad de mineralogía/lítica baja), conteniendo clastos de caliza y caliza del dolomítico. Se ordena pobremente con una matriz de lutita soluble. Allí también se intercala esporádicamente longitudinal de castaño al limolita arenoso rosa y blanquecino, el lodo ligeramente calcáreo. Se grabaron las muestras del hidrocarburo en la parte basal de esta sección, con un máximo de 15 Unidades de Gas del Metano, con el análisis del cromatografo de tres componentes y una predicción de gas seco. La Formación de Yantata Esta unidad tiene un medio espesor de 72 m. litológicamente está compuesto por piedras de gris verdoso areniscas friables, principalmente subalternoangular a los granos finos y elemento subalterno-redondeados con los granos toscos raros. Ordenados moderadamente y allí es una matriz de smectita. En la parte más baja de la unidad las piedras areniscas más calcáreas y las capas delgadas de lutita anaranjado son consolidadas. En algunos pozos se informan las muestras de gas significantes en esta unidad, con el gas a 46 Unidades de Gas del Metano. El análisis de Cromatografo predice la presencia de gas seco. La Formación de Petaca Esta unidad tiene un medio espesor de 61 m. es predominantemente una sucesión del psamitico con la intercalación delgada rara de castaño a la lutita Juan Miguel Medina Almendras

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Proyecto de Grado

rosa y la limolita similarmente coloreado.

El psamitico de la unidad está

compuesto de las piedras areniscas friables grises, alguno verdoso con los nódulos blanquecinos. Mineralógicamente esto son subdesarrollados; los principales son cuarzo, feldespato de potasio (el orthoclase y microcline), plagioclase (el bitownite y labradorite), litoclastos de granito y clorita y algunos minerales pesados. La matriz es de arcilla con ambos intersticial. La porosidad es frecuentemente buena. Análisis petrofísico hecho en las muestras del centro que hay porosidad del intergranular buena (principalmente el mesopores a 150 micras y micropores a 70 micras). La Permeabilidad también es buena.

Hay

comunicación eficaz entre el poro espacio y micro fracturas que afecta los granos así como el cemento y matriz están presentes. La porosidad valora el rango entre 15% y 26%; la permeabilidad tan alto como 240 md se ha grabado. Geológicamente, la facies que constituye la Formación de Petaca es continental en el origen. Hay cuerpos raros de pelitico fluvial los sedimentos llanos también, pero éstos se corroyeron al parecer generalmente por los cauces subsecuentes. Basado adelante detalló pozo a pozo la correlación y interpretación sísmica 3D, toda la sección de Petaca era dividido en una serie de horizontes (Divide en zonas 1 a 10) la muestra es una evidencia muy buena de anomalías del cauce fluviales. Debido a la disconformidad angular, los pozos en el área occidental tienen menos zonas que en el oriental. En el sector de campo de Patujusal, la formación de Petaca era dividida en seis zonas (Zona 1 para Dividir en 6 zonas).


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Cap. III Graf. N° 1

3D Seismic Inline Section

Geologic Cross-section

Fuente: Chaco S.A. El modelo visto en las curvas del e-leño es la campanilla" "dentada, mientras indica las sucesiones ascendentes multando de ciclos del cauce, en algunos casos completa con la facies llana aluvial, mientras en otros casos es sólo posible encontrar la facies del psamitico de los cauces amalgamados. En el campo de PATUJUSAL la sucesión de la piedra arenisca de la Formación de Petaca es un reservorio de hidrocarburo productivo que contiene 34.8 API.


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Este reservorio está conocido como el "Arenisca Patujusal-Petaca-1" (PatujusalPetaca Piedra arenisca No. 1). La Formación de Yecua Esta unidad tiene un medio espesor de 440 m. litológicamente es una serie del pelitico de color castaño a rosado al limolita verdoso, macizo, y semi-duro y la lutita arenoso, así como el castaño ligero y la lutita verdoso, suave. En el más bajo y medio hay algún gris a verdoso, las piedras areniscas algo calcáreas sin la indicación de hidrocarburos. La Formación de Tariquia Esta unidad tiene un medio espesor de 1,167 m. Esto que la unidad muy espesa consiste en una sucesión continua de piedras areniscas, bronce a la rosa y encanezca, la limolita macizo, algo arenoso, y gris-verde, ligeramente calcáreo, plástico, y la lutita soluble. Las piedras areniscas están presentes como los bancos espesos. Ellos son friables, bronce a la rosa, pobremente ordenada con tamaño de grano. Ellos tienen una matriz de arcilla y son ligeramente calcáreos. La facies de conglomerado, mientras contienen clastos de cuarzo verdoso y roca cuarzosa rosa blanquecino, ocurre esporádicamente. No se han observado los hidrocarburos en la Formación de Tariquia. 3.5.1 La estructura Los PATUJUSAL presentan, junto con Los Cusís, se localiza en un lineamiento estructural en el área de "Foreland" o tierras bajas al norte del arco estructural de las Colinas del Bumerang. En esta zona de características de la plataforma, los efectos de perturbación tectónica no son significantes. Las estructuras son de rasgos plegamientos sin la complicación muy tectónica. La estructura de PATUJUSAL es un anticlinal plegado con su eje mayor orientado al SE-NW. El flanco occidental de la estructura se define claramente, Juan Miguel Medina Almendras

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mientras el ijar oriental, mostrado por la interpretación sísmica, es complicado por dos fallas del tensional orientadas paralelamente al eje mayor de la estructura. El flanco sudoeste es manso y sin las complicaciones tectónicas. Por el contraste, el ijar nordeste está cortado por una falla del tensional con buzamiento norte y con su rastro paralelo al eje mayor de la estructura. El buzamiento de la falla es pronunciada y fuertemente afecta las unidades estratigráficas más profundas del Paleozoico y sótano de Pre-Silúrico, con una tendencia fuerte hacia el tiro disminuido en las unidades estratigráficas más jóvenes. En los alcances norteños del campo de PATUJUSAL, se forman horst y estructuras del graben en este tensional la escena tectónica, se encuentran los sedimentos Jurásicos contra las sucesiones del pelitico de la Formación de Yecua Neógeno. Las Reservas & la Ingeniería del reservorio El petróleo del reservorio productor de la Formación Petaca se localiza a una profundidad promedio moderada de 1,600 m. Geológicamente, esta formación pone en correlación a la deposición fluvial continental. Es un reservorio con petróleo con 11 metros de espesor del precio neto permeable. El área es 10.3 km2, delimitado hacia el sur por el contacto de agua-aceite original. Ha estado determinado en -1,384 metros debajo del nivel del mar y hacia el norte por una falla longitudinal que casi cruza en una dirección paralela el eje del anticlinal.


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El resumen de volúmenes originales y reservas de aceite, condensado y gas Reservo

Clase

Oil (Bbls)

rio Petaca

Gas (MMCF)

Oil In-place Original

72,190,820

26,133

8,122,283

5,721

1,069,000

644

Reserves

(P1) Remaining Reserves (P1)

La zona de aceite se define claramente por su gravedad del API, moderado a las 34.8° qué es el aceite negro. 3.5.2 La Producción 18 pozos se han taladrado en este campo, todos a la formación de Petaca. En Diciembre-2004 once pozos productores: PJS-1STH; PJS-X2D; PJS-7, PJS8D, PJS-10A, PJS-12H, PJS-13H, PJS-14H, PJS-15H, PJS-16D, PJS18D. Debido a las características friables de la Formación de Petaca la unidad productor y para aumentar al máximo la recuperación de hidrocarburos en este campo, era necesario completar los pozos con el embalaje de la arena gruesa. Esta tarea se hizo a todos los pozos.


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Un sistema de Alzamiento de Gas (GL) se instaló en 1999-2000. Este sistema de GL consiste en 3 compresores y unos propulsores (12 MMPCD la capacidad total). Planilla de datos del campo Basin Partner(s)

Santa Cruz

NRI Oil Chaco S.A. NRI Gas Chaco S.A. Net Reserves Oil 1,069 LPG 0 Gas (Sales) 0 Total NPV @ 10% Net Production Oil 870 LPG 0 Gas (Sales) 0 Total 870 Injection/Consumption Gas Injected 0 Gas Consumed 0 Water 0 General Area 2,544 H 11 20.8 K 133/1400 Sw 53.6 Form Temp 68 Oil Life 8.0 Gas Life Last Accident Gas Properties OGIP 26.13 Gp 5.07 Rec Fac 19.4 1/Bg Gas Gravity 0.629 Calorific value 1077.8

Field Operator 100% 100% M Bbl M Bbl MM CF M BOE M U$S BOPD BOPD MCFD BOED MCFD MCFD BWPD Acres m % md % ºC Years Years Days BCF BCF % BTU


Patujusal Empresa

Petrolera

Well Count Producing Gas Flowing Flowing Oil Beam Pumping Oil ESP Oil Gas Lift Oil Plunger Lift Oil Total Oil Total Producing Injecting Gas Water Total Injecting Inactive Shut in Abandoned Total Inactive Total Wells Oil Properties OOIP 72.1 Np 7.0 Rec Fac 9.7 Bo 1.22 Pi Pb Pa o Oil Gravity 34.8 Water Properties Salinity 1400/2000 Rw@25ºC w SG

0 0 0 0 11 0 11 11 0 1 1 5 0 5 17 MMBO MMBO % Psi Psi Psi Cp º API ppm NaCl ohm-m Cp

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Cap. III Mapa N° 2

Mapa de los campos petroleros del bloque norte.

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).


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Cap. III Mapa N° 4

CAPO -1384 msnm

Fuente: Chaco S.A. Juan Miguel Medina Almendras

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Cap. III Fig. N° 1

Fuente: Chaco S.A.


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Cap. III Mapa N° 5

Area Proyecto Piloto de Inyeccion de agua

Escala 1 : 20000

Fuente: Chaco S.A.


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3.6 Arreglos de los Pozos Inyectores Primeramente se empieza con el pozo inyector Pjs-6 seguidamente los pozos Pjs-10 y Pjs-3 son adaptados para ser inyectores. Cap. III Graf. N° 2

Arreglo del pozo inyector Pjs-6

Fuente: Chaco S.A.


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Cap. III Graf. N° 3


Fuente: Chaco S.A.


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Cap. III Fig. N°4


Fuente: Chaco S.A.


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CAPITULO IV 4. INGENIERIA DEL PROYECTO Se analizaran puntos estratégicos para realizar el mejoramiento de la calidad del agua de inyección. 4.1.- Característica técnica del tratamiento de agua. Para la Inyección de Agua dentro del reservorio, es necesario emplear un tratamiento de agua adecuado. Con éste propósito, se procederá a analizar cada uno de los puntos clave para determinar la contaminación del agua a inyectar. 4.2.-Diagrama de flujo En el siguiente cuadro observamos el diagrama de flujo del sistema del agua de inyección:


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Cap. IV Graf. N° 1

Antiguo Diagrama de flujo del Campo Patujusal

Fuente: WET Chemica


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Cap. IV Graf. N° 2

Actual Diagrama de flujo del Campo Patujusal

Fuente: WET Chemical


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Proyecto de Grado

Los hidrocarburos que salen de los pozos llegan a los colectores de producción, para luego dirigirse a los separadores. En los separadores se produce la separación bifásica (Gas, Petróleo y agua), saliendo el gas por la parte superior para ser enviado a la Planta de Gas. Por otro lado, el petróleo y el agua salen por una sola cañería del fondo de los separadores y se dirigen al tanque separador, donde se realiza la separación del petróleo y del agua por diferencia de densidad. El petróleo separado, sale del tanque separador y se dirige e los tanques de almacenamiento, para luego ser enviado al campo Humberto Suárez Roca. El Agua que ha sido separada del petróleo dentro del tanque separador es enviada al tanque pulmón, Luego pasa al tanque Skimer, Luego pasa por los filtros de arena, para eliminar todos los sólidos que puedan existir dentro de la corriente de agua Luego, una parte del agua filtrada va al tanque de 1500Bbl que sirve para el retrolavado de los filtros. El resto del agua se dirige a la bomba quintuple, donde se eleva la presión a 3000 PSI. Con ésta presión es enviada hacia los pozos inyectores: PJS-3, 6,10 y lo que sobra pasa al pozo de descarte que es el pozo PJS-20, luego vuelve el ciclo a los colectores de producción. Tratamiento con Aditivos Químicos: Dentro del diagrama de flujo se produce la inyección de aditivos en la siguiente forma: Punto de inyección A: en la entrada de los separadores se le dosifica demulsificante, bactericida, inhibidor de corrosión secuestrante de oxigeno, surfactantes.


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Proyecto de Grado

Punto de inyección B: en la entrada del tk- pulmón se dosifica un demulsificante inverso. Punto de inyección C: en la entrada del tk- skimer se dosifica biocida y un inhibidor de corrosión. 4.3 Requerimiento Técnico:

ITEM

NOMBRE

1

TK-PULMON

1

TK-SKIMER

2

FILTROS DE ARENA

1

TK-1500

1

BOMBA

DE

INY.

QUINTUPLE 2

FILTROS

DE

CARTUCHO


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Proyecto de Grado

4.4 Propuesta 4.4.1 Propuesta Cambios de filtros A parte de los nuevos puntos estratégicos para el análisis del agua dentro del sistema del tratamiento se requerirá cambiar

el filtro Pecos

por un filtro

Nowata. Ya que el filtro Nowata tiene un porcentaje de eficiencia mayor al del filtro Pecos como también sale más barato su costo. 4.4.1.1 Ficha técnica del Filtro Pecos: La Serie 85 Filtro/Separador Esta en dos fases unidas. La primera fase emplea PEACH® PCHG filtro-une los elementos. Estos elementos remueven los sólidos contaminados y unen las entradas de las gotas liquidas en su tamaños original. El liquido unido es entonces removido en la segunda fase la alta eficacia de la veleta elimina la llovizna y coleccionando el liquido agotado a ser drenado. Estas unidades son capaces de remover las partículas de sólidos de una micra y más grande cuando se opera dentro de 10% y 100% de su capacidad.


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Proyecto de Grado

Cap. IV Graf. N°3 Estructura de un filtro peco serie 85

La serie 85 Offshore El offshore es diseñado específicamente para quitar 98% de líquidos y las partículas de sólidos contaminados como en las aplicaciones de flujo bajas los líquidos del hidrocarburo, suciedad, óxido y balanza de la tubería

del

combustible de gas natural. en las aplicaciones de flujo bajas.


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Cap. IV Graf. N°4 estructura de un filtro peco serie 85

La serie 90 Se diseña para filtrar gas seco o capas de aire las unidades. Estas unidades son sumamente útiles desecando y quitando los sólidos y otros contaminantes, de una micra y más grande dentro de la cañería. Empleando solo una fase en la filtración y capaz de utilizar varios elementos diferentes.


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Cap. IV Graf. N°5

Estructura de un filtro peco serie 90

4.4.1.2 ficha técnica del filtro Nowata Los vasos contienen dos veces más el área de la superficie por el mismo diámetro del vaso como producto competitivo. Los O-anillos duales en los elementos se sellan como la tapa del vaso es sellado Se pre-taladran puertos de la medida y puertos del desagüe la fabricación calibra y las válvulas fácil de instalar.


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El estampido optativo y enarbolamiento están disponibles alzar los cartuchos fuera de vaso que hace el vaso más seguro y más fácil usar que los vasos competitivos sin este rasgo. Cap. IV Graf. N°6 estructura de un filtro Nowata

Maximum Pressure: 150 psi - 10.3 bars Pressure Tested To: 195 psi - 13.4 bars Maximum Temperature: 220°F (104° C)


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4.4.2 Tratamiento Físico Se considera que los puntos clave para el análisis del tratamiento de agua de inyección son: Cap. IV Graf. N° 3

Propuesta de los puntos de dosificación para el nuevo tratamiento de agua

Fuente: Elaboración Propia


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• En la entrada del tanque Pulmón será el punto A: Tanque Pulmón (surge tank) Este tanque recibe los aportes del sistema de drenajes no presurizados (abiertos), además del agua separada en el separador trifásico de entrada y de la pileta de retención, componente del sistema de tratamiento. El objetivo de este tanque es compensar las variaciones normales de flujo, permitiendo así una operación estable. De su parte superior se puede extraer el hidrocarburo nadante y enviarlo al tanque skim oil. El agua separada se bombea hacia el tanque skimmer, previa inyección de demulsificante, para favorecer la rotura de la emulsión.

• El punto B se encuentra en la entrada del tanque Skimer y el punto C en la salida del tanque Skimer para entrar a los filtros de arena. Tanque Desnatador (skimmer) Es un tanque que opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica Mediante inyección de nitrógeno. Tiene como objeto separar al hidrocarburo del agua mediante un proceso continuo de skimming; el agua contaminada asciende a través de la columna central por orificios radiales entre dos platos dentados que favorecen la separación del hidrocarburo, el que queda en la parte superior del tanque, mientras el agua tiende a descender para depositarse en la zona inferior del mismo. Estará diseñado para que el agua que lo abandona no tenga mas de 100 ppm de hidrocarburos. El tanque opera completamente lleno y a caudal constante. El hidrocarburo se extrae por rebalse y se envía al tanque skim oil, mientras que el agua es enviada hacia la unidad de flotación.


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• En el punto D se encuentra en la salida de los filtros, para luego entrar al tanque de 1500bbl: Filtros de arena.Los filtros de arena o grava consisten en tanques generalmente metálicos o de plástico reforzado, capaces de resistir las presiones estáticas y dinámicas, a que son sometidos llenos de arena o grava tamizada de un determinado tamaño. El filtrado se realiza cuando el agua atraviesa la arena reteniendo las impurezas que acompañan el agua. Los filtros se ubican en el cabezal de riego, inmediatamente despues de la entrada de agua o la bomba, antes del inyector de fertilizantes y del filtro de malla. Es importante señalar que estos filtros no sustituyen a los de mallas sino que los complementan. Los filtros de grava son muy efectivos pera retener sustancias orgánicas, pues pueden filtrar a través de todo el espesor de arena, acumulando grandes cantidades de contaminantes antes de que sea necesaria su limpieza. Se utilizan en los sistemas de riego localizado cuando el agua de riego es de fuentes superficiales (presas, ríos, lagos etc.) Los factores que afectan el funcionamiento de un filtro de arena son: calidad de agua, características de la arena, caudal, y la caída de presión admisible.


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• El punto E se encuentra entre la salida del Tk-1500Bbl y en la entrada de la bomba 5tuple: Cap. IV Graf. N°4

Fuente: WET Chemical Calculo de la BHP Datos: PS= 1400 PSI PH=? TVDpromedio= 1700m.*3.281ft/1m. = 5577.7ft. ∫liquido= 1gr/cc * 8.33ppg./1gr/cc = 8.33ppg Factor de agua salada= 0.052 PH= 0.052*∫liquido*TVD Reemplazando datos: PH= 0.052* 8.33ppg.*5577.7ft. = 2416.03PSI. BHP=PS+PH Juan Miguel Medina Almendras

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Reemplazando datos: BHP= 1400PSI + 2416.03PSI = 3816.03 PSI

•

El punto F se encuentra entre la salida de la bomba Peroni o 5tuple y la entrada a los filtros Nowata.

Filtros de cartuchos.Consiste en hacer circular, mediante presión, el fluido a filtrar por el interior de un portacartuchos en el que se encuentran alojados los cartuchos filtrantes. El fluido atraviesa el cartucho filtrante dejando en éste retenidos todos los contaminantes seleccionados. La filtración por cartuchos es la técnica de filtración más aconsejada para aquellas aplicaciones cuyas exigencias en cuanto a calidad y seguridad son muy

elevadas.

Los cartuchos filtrantes pueden estar fabricados en diferentes materiales, polipropileno, ptfe, celulosa, nylon, acero inoxidable, etc, determinándose el empleo de uno u otro cartucho en función de las características del fluido a filtrar. Los cartuchos filtrantes pueden ser también de diferentes tipos en función del tipo de filtración que se pretenda conseguir, y así pueden ser: Filtros en profundidad: filtración de debaste, clarificación y abrillantado de productos.

Admiten

altas

cargas

de

contaminantes.

Filtros Plisados: filtración de abrillantado de productos y protección de cartuchos de filtración final. Admiten bajas cargas de contaminantes. Filtros Inorgánicos: filtración en superficie, sólo trabajan por tamizado. Admiten

bajas

cargas

de

contaminantes.

Filtros de Membrana: filtración final esterilizante. Poseen guía de validación Juan Miguel Medina Almendras

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de sus resultados de filtración. Integridad estable por procedimientos estándar no destructivos correlacionados con retención bacteriana. El punto G se encuentra entre la salida del filtro Nowata y en la entrada de cabeza de los pozos Pjs20 y Pjs6. El punto H se encuentra entre la salida del filtro Nowata y la entrada de cabeza de los pozos Pjs10 y Pjs3.


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4.5 Tratamiento Químico Los tratamientos químicos que se realizaran serán desarrollados de la siguiente manera: Primeramente se empezaran a dosificar químicos que combatirán contra las bacterias, algas, grasas y aceites, controlaran la corrosión etc. 4.5.1 Productos químicos que se utilizaran: QUIMICO

COMPOCICION

Un rompedor de emulsión que separa

Compuesto

el petroleo del agua

alcoholxilada

por

Resina

fenólica

Un rompedor de emulsión inverso, Mezcla de polímeros en un solvente porque separa al agua del petróleo apropiado. pero

también

funciona

como

un

clarificador. Un floculante para la clarificación del

Compuesto por acido Clorhídrico.

agua Control microbiológico que elimina Compuesto

por

Glutaraldehido,

bacterias como las plantónicas y alcohol metílico, formaldehido, alcohol ceciles.

etílico.

Es un Biocida que combate las Compuesto

por

Glutaraldehido,

bacterias aeróbicas y anaeróbicas alcohol metílico, formaldehido, alcohol como lo son las bacterias sulfato etílico. reductoras.


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QUIMICO

COMPOCICION

Es un Biocida para uso industrial que Compuesto por Phosphonium sulfate, combate las algas y los hongos.

sales de amoniocuaternario.

Un Biocida oxidante, que hace un Compuesto por u biocida oxidante control microbiológico, sistemas

abiertos

sirve para

que

eliminan

hongos y algas. Un inhibidor de corrosión

para la Compuesto por alquil ari cuaternario

producción de petróleo, que protege de amonio. las

líneas

que

corresponden

al

sistema del diagrama de flujo del agua de inyección para la recuperación secundaria. Un secuestrante de oxigeno que evita la

corrosión

en

las

líneas

de

Compuesto por bisulfito de sodio.

producción. Un antiíncrustante que su función es Compuesto por fosfonato impedir la formación de las sales. Es un clarificante.

Compuesto

por

Policloruro

de

aluminio. Es un detergente y dispersador para Compuesto la

limpieza

de

depósitos

por

acido

trimetileno

de fosfonico, acido fosfonico, hidróxido

hidrocarburos, se lo utiliza para el de

amonio,

formaldehido,

retrolavado de los filtros ya sean de dimetilformamida (EDMF). arena o cartuchos.


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4.5.2Reacciones químicas: La acción del oxigeno se da de dos maneras: –

DESPOLARIZACION

DEL

CATODO,

SUSTENTANDO

EL

PROCESO DE CORROSION. –

OXIDACION DE LOS IONES FERROSOS A FERRICOS, LOS CUALES

PRECIPITAN

(INSOLUBLES)

EN

FORMA

DE

HIDRÓXIDO FERRICO. Los mecanismos pueden ser expresados por las siguientes reacciones: •

Fe0

•

O2

Fe+2 + 2e- (DISOLUCION DEL METAL) +

2H2O

+

4e-

4OH- (FORMACION DE IONES

HIDROXIDOS) •

LOS IONESE OH- REACCIONAN CON EL Fe+2

•

Fe+2 + 2OH-

•

4Fe(OH)2 + O2 + 2H2O

•

LA DESHIDROLISIS DEL Fe(OH)3 PRODUCE PRODUCTOS DE

Fe(OH)2 (HIDROXIDO FERROSO) 4 Fe(OH)3

CORROSION: •

2Fe(OH)3

Fe2O3 + 3H2O

•

Fe(OH)3

FeOOH


+

H2O

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Cap. IV Tabla N°1 Solubilidad del oxigeno X temperatura X tenor de cloruros

TEMP (ºC)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

CLORUROS EN AGUA DE MAR (ppm) 0

5

10

15

20

14.62 13.84 13.13 12.48 11.87 11.33 10.83 10.37 9.95 9.54 9.17 8.83 8.53 8.22 7.92 7.63

13.79 13.05 12.41 11.79 11.24 10.73 10.28 9.85 9.46 9.07 8.73 8.42 8.12 7.81 7.53 7.25

12.97 12.28 11.69 11.12 10.61 10.13 9.72 9.32 8.96 8.62 8.3 7.99 7.71 7.42 7.14 6.86

12.14 11.52 10.97 10.45 9.98 9.55 9.17 8.8 8.47 8.15 7.86 7.57 7.3 7.02 6.75 6.49

11.32 10.76 10.25 9.78 9.36 8.98 8.62 8.3 7.99 7.7 7.42 7.14 6.87 6.61 6.37 6.13

OXIGENO DISUELTO EN AGUA AUSENTE DE CLORUROS TEMP ppm (ºC) O2 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50

7.6 7.4 7.2 7 6.8 6.6 6.4 6.2 6 5.8 5.6

Fuente: WET Chemical.

SULFITO DE SODIO •

SE EFECTUA SEGÚN LA REACCION:

•

2Na2SO3

•

SULFITO DE SODIO

+ O2

2Na2SO4 SULFATO DE SODIO

En sistemas de petróleo se utiliza sulfito de sodio no catalizado, debido a las reacciones de este último con H2S generalmente presente o por la incompatibilidad del catalizador con la formación de petróleo.


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NaHSO3

+

1/2O2

NaHSO4

Por encima de la dosificación ESTEQUIMETRICA se mantiene un residual de producto, expresado como SO3=, que puede variar de 1 a 2 ppm. Con un aumento de temperatura, la velocidad de reacción del bisulfito aumenta, así como disminuye la concentración de oxigeno. BISULFITO DE AMONIO Reacciona de manera análoga al sulfito; pero forma acido sulfurico. NH4HSO3 + O2

(NH4)2SO4 + H2SO4

Como se puede apreciar teorica se utiliza 6.2 ppm de bisulfito de amonio por ppm de oxigeno. El producto es comercializado en soluciones con concentraciones de purezas variables, que deben ser considerados en la dosificación final. MECANISMO DE CORROSION POR CO2 La corrosión por CO2 ocurre a partir de la formación de H2CO3 según: 2CO2 + 2H2O + 2e-

2HCO3- + H2

Luego tenemos la disolución del hierro y la formación del producto de corrosion Fe + 2H2CO3

Fe(HCO3)2 + H2

Fe(HCO3)2

Fe2+ + 2HCO3-

HCO3-

H+ + CO32-

Fe2+ + CO32+

FeCO3

CARBONATO DE HIERRO (PRODUCTO DE CORROSION) Juan Miguel Medina Almendras

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4.5.3 bomba dosificadora Williams Calibración: 1.- Primeramente tomar en cuenta la cantidad de producto que se necesita inyectar (lts. /Día). 2.- Accionar la Válvula que bloquea la entrada de líquido al visor, de tal manera que solo se consuma el líquido que queda dentro del mismo. 3.- Marcar el nivel inicial (Ni) del líquido en el visor y comenzar a cronometrar para un minuto de prueba. 4.- Una vez finalizada la prueba (1 minuto) marcar el nivel final de líquido (NF). 5.- Contar el número de división lado derecho parte interna, cada división equivale a un litro en 24 hrs., lo que quiere decir si en un minuto bajó 5 divisiones equivalen a 5 lts./dia. 6.- Si se toma como referencia las divisiones del lado izquierdo parte interna del visor cada 4 divisiones equivalen a un galón en 24 hrs., lo que quiere decir que si para un minuto bajaron 4 divisiones de éste lado equivalen a 1 gal/dia= 3.785 lts./día.


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Proyecto de Grado

Cap. IV Graf. N°15 Esquema de la bomba dosificadora Williams

7.- El siguiente paso es ver si la cantidad que dosificó en ese minuto de prueba equivale a lo que se quiere inyectar en 24 hrs. Por ejemplo si yo quiero dosificar 5 lts./día para un minuto de prueba debe bajar 5 divisiones del lado derecho parte interna del visor. 8.- Si no inyectó lo que se requiere se debe ajustar con el Stroke de la bomba y el Speed aumentado en caso de haber obtenido menor dosificación de lo requerido o viceversa. 9.- Repetir paso 2 a 8 hasta conseguir dosificar la cantidad requerida.


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Proyecto de Grado

10.- Se recomienda trabajar más con el Stroke ya que es preferible que el desplazamiento del pistón sea lo más largo posible a menor velocidad a que tenga que hacerlo a mayor velocidad. Cap. IV Graf. N°16

Uso del Stroke y speed

Uso del STROKE Y SPEED: Esta forma de calibrar bombas se aplica en caso de no contar con visor ó cuando se encuentra obstruido Posicionar el Stroke en una posición en el rango de 0 a 0.8 cc tratando en lo posible de mantener al medio la perilla.


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Proyecto de Grado

Colocar la válvula de aguja en una posición del 0 a 100 % de apertura del controlador de la bomba de tal manera que deje pasar una cierta cantidad de gas o aire, la velocidad de entrada de gas es creciente al aumentar la apertura de la misma. Controlar el número de emboladas o golpes que dio la bomba en un minuto de prueba. Multiplicar las emboladas que se contabilizó en un minuto por el valor del Stroke (cc) luego realizar conversiones para obtener el volumen en LPD. EJEMPLO: Si se quiere inyectar 5 lts./día Posición del Stroke en 0.7 cc, con 5 emboladas por minuto. El cálculo sería: 5 emb./min*0.7cc/vol = 3.5cc/min* 60min/1hr.*24hr/1día*1lt/1000cc =5.04 LPD. Toda calibración se debe hacer en línea y con flujo del sistema, ya que la presión afecta el volumen de inyección. Cada medición independiente del método utilizado se debe verificar con medidas de niveles iniciales y finales del TK dosificador en 24 horas, previamente el tanque debe ser cubicado (dimensionado). Si

se

ubica

el

pistón

en

0.6

cc/vol.*15

Emb./min=

9

cc/min.*60

min/1hr*24hr/día*1lt/1000cc = 13 LPD Cap. IV Graf. N°17 Calculo de la dosificación con la Bomba Williams

Calculo 0.6cc*15emb*1.44 = 13 LPD. Juan Miguel Medina Almendras

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4.5.4 Análisis del Agua a Inyectarse Métodos: PH: Se mide con PH metro (EXTECH) Rango:

acida < 7.5 neutra – 12 básica

Alcalinidad Fenolftaleína: 50ml de muestra de agua del sistema del tratamiento. Verter en un matraz erlenmeyer de 100 ml. Añadir 5 gotas de fenolftaleína. Si la muestra vira a color rosado, se tiene que titular (agregar) con H2S4 (ácido sulfúrico), N/10 (0.1N) hasta que vire a incoloro. Luego se procede al siguiente cálculo: ml gastados * 0.1N * 100 = ppm de alcalinidad Fenolftaleína. Alcalinidad Total: A la misma muestra anterior (ósea sin vaciar el contenido), agregar 5 gotas del indicador anaranjado de metilo (o indicador mixto).titular con ácido sulfúrico hasta que vire a un color rojo anaranjado. Sumar las gotas gastadas en alcalinidad fenolftaleína. Luego se procede al siguiente cálculo: ml. totales de ácido sulfúrico 0.1N* 100 = ppm de alcalinidad total. Cloruro: A la muestra anterior (vaciar su contenido), agregar 20 gotas de indicador cromato de potasio la muestra vira a un color amarillo. Juan Miguel Medina Almendras

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Titular con nitrato de plata N/10 (0.1N) hasta viraje de color amarillo a rojo ladrillo. Luego se procede al siguiente cálculo: ml. gastados de nitrato de plata 0.1N * 71 = ppm de cloruro. Dureza Total Medir 50 ml. A analizar en frasco graduado. Agregar una tableta tampón y 20 gotas de amoniaco concentrado. Titular con solución E.D.T.A 0.01M *20 = ppm de Dureza total. Sulfatos como SO4: Medir 25 ml. En un vial graduado a 25 ml. Introducir el vial con la muestra al colorímetro Hach870 programar N° 91 leer cero luego poner reactivo sulfaver. Luego leer y anotar el resultado. Hierro Soluble: Medir 25 ml. En un vial graduado a 25 ml. Introducir el vial con la muestra al colorímetro Hach870 programar N° 33 leer cero luego poner reactivo ferrover. Luego leer y anotar el resultado. Hierro Total: 50 ml. De la muestra agregar 7 gotas de ácido nítrico y 21 gotas de ácido clorhídrico (HCL). Seguidamente poner a digestión hasta que el volumen de muestra se reduzca a 25 ml. Luego sacar de digestión poner a enfriar, aforar a 40 ml. Con agua destilada


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Se regular el pH entre 4 – 4.5 utilizando el ácido clorhídrico 1:1 o el hidróxido de sodio de 5N y luego realizar el mismo mecanismo para el hierro soluble. Conductividad: Medido en conductivimetro (EXTECH) Sólidos Totales Disueltos: Medidos por el conductivimedro (EXTECH) Magnesio: Medir 25 ml. En un vial graduado a 25 ml. Introducir el vial con la muestra al colorímetro Hach870 programar N° 43 leer cero luego poner reactivo ácido ascórbico, luego 15 gotas de alcalinidad y 21 gotas de solución PAN. Luego leer y anotar el resultado. Sulfito: En un matraz erlenmeyer introducir 10 ml. De la muestra adicionar 7 gotas de ácido clorhídrico (HCL), y 5 gotas de indicador almidón. Titular con yoduro yodato hasta virar la muestra a color azul. Luego se procede al siguiente cálculo: ml. gastados de yoduro yodato * 8 * 5 = ppm de sulfito.


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4.6.-Condiciones Permitidas Contenido de sólidos

–

Contenido de Aceite/grasa TPH < 7 mg/l

–

Oxigeno Disuelto

< 10 ppm

–

Bacterias Sulfato Reductoras

1000 col/ml

–

Bacterias de limo

100 col/ml

–

Bacterias reductoras de Fe

10 col/ml


TSS < 10 mg/l; < 2 um

–

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4.7.- Cronograma del horizonte del proyecto Tiempo meses

1 2 3 4 5 6

Analizar la calidad del agua que se cumple actualmente. Analizar el proceso del tratamiento Evitar el ph alto dentro del sistema de inyeccion Evitar el taponamiento

de la formación,

tuberías y equipos Determinar el punto de

corrosión en las

maquinarias de operación por donde el agua tratada realiza su recorrido para evitar costos de mantenimiento a la empresa.

Eliminar

y

controlar

la

corrosión

e

incrustaciones de las tuberías y equipos de superficie y subsuelo

Controlar y analizar la separación del agua (w), petróleo (o), gas (g).


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Proyecto de Grado


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Proyecto de Grado

CAPITULO V 5. ANALISIS ECONOMICO Establecida la viabilidad técnica del proyecto, es imprescindible determinar una previsión con respecto a la viabilidad económica del mismo, ya que ambas viabilidades

demostradas,

correspondiente

inversión

justificarán a

la

realizarse,

ejecución obteniendo

del

mismo

y

posteriormente

la los

beneficios económicos correspondientes. El análisis se enfoca en el cálculo del beneficio económico que se logrará al incorporar un nuevo sistema de tratamiento de agua, mejorando la calidad y la producción de agua, la que a su vez incrementará la producción del pozo inyectado y por lo tanto, el programa de ventas de la empresa. Es decir, se deberá determinar el ingreso incremental de la empresa, en función de la capacidad de producción de petróleo, debido a la inyección de agua tratada de la planta y, los costos marginales en que se ha incurrido. Por lo tanto, se necesita determinar: (a) Los costos marginales, que implica el proyecto en función de la inversión nueva en el nuevo sistema de tratamiento de agua. (b) Los ingresos incrementales, provenientes de la venta del petróleo, producido y vendido. (c) Aplicar el criterio de evaluación para un estado de régimen, para evaluar el proyecto y así, determinar la viabilidad económica del mismo, en función de su rentabilidad y traduciendo la misma en el cálculo del periodo de recuperación de la inversión o Capital (PRC).

21/02/2009Juan Miguel Medina Almendras

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5.1 Inversión Total La Inversión total necesaria, es la correspondiente a la inversión fija que implica el incremento de la producción de petróleo en la planta de San Alberto, debido a la inyección de agua tratada, para la incorporación de nuevos e incrementados volúmenes, que permitan garantizar el suministro regular de los mismos al mercado correspondiente. La inversión realizada, es la correspondiente al costo que supone

la

implementación del sistema de tratamiento propuesto en la planta sujeta a estudio. El cuadro siguiente nos presenta en forma sintética, la inversión fija a realizarse con la finalidad señalada, en función de los diferentes ítems: Cap. V Cuadro N° 1

Inversión Total ($us)

ITEM

NOMBRE

COSTO

1

TK-PULMON

350000

1

TK-SKIMER

350000

2

FILTROS DE ARENA

5000

1

TK-1500

125000

1

BOMBA

DE

INY. 4000

QUINTUPLE 2

FILTROS

DE 2000

CARTUCHO

Fuente: Elaboración propia 21/02/2009Juan Miguel Medina Almendras

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La inversión total resultante de la adición de los conceptos señalados anteriormente resulta ser: $us. 836.000.5.1.1 PRESUPUESTO DE INGRESOS El presupuesto de los ingresos se determina en función del volumen de petróleo incrementado y producido por mes, y el precio unitario del barril de petróleo a la fecha del análisis a nivel nacional, dándonos el siguiente resultado: Supuestos: ¾ La producción mensual, es en promedio relativamente constante ¾ El precio nacional es constante

Datos de Operación Actual: Capacidad promedio de producción de agua de la planta: 17,719.36 bbl/mes Capacidad promedio de Producción de petróleo de la planta: 4,266.03 bbl/mes


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Proyecto de Grado

Base de cálculo: Implementando el sistema de tratamiento de agua propuesto y, sobre la base de las pruebas realizadas en planta piloto, y por experiencias similares, se ha determinado un incremento en la producción de petróleo del 15%, como rendimiento de producción. Los ingresos se determinan sobre la siguiente base de cálculo:

5.1.2 Cálculo de los Ingresos proyectados Producción promedio de petróleo actual: 4,266.03 bbl/mes Incremento promedio (15%) de la producción por el nuevo tratamiento de agua, a través del sistema propuesto: 639.9045 bbl/mes Producción anual incrementada: 7,678.854 bbl/año Precio de venta del petróleo: 28 $us/bbl Ingresos incrementales logrados: 215,007.912 $us/año

5.2 Evaluación Económica Para la evaluación económica del proyecto, se toma como base la proyección de los ingresos provenientes de la venta del nuevo volumen almacenado e incorporado al régimen actual. Así mismo, se debe considerar la inversión realizada para el fin señalado. 21/02/2009Juan Miguel Medina Almendras

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5.2.1 Criterios de Evaluación Adoptados El criterio adoptado para la evaluación económica del proyecto, de acuerdo a los parámetros de la empresa operadora, es el correspondiente al periodo de recuperación del capital (PRC).

Cálculo del Periodo de recuperación del capital invertido:

PRC = 836.000 $US /215,007.912 $US/año = 3.88 años

Conclusión: La empresa estila fijar como periodo aceptable de recuperación de la inversión el de diez años, en razón a que el sistema propuesto tiene una vida útil de 20 años. Por lo tanto, el proyecto cubre dicha exigencia en demasía, por lo que se justifica y se recomienda su ejecución, bajo la perspectiva económica


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CAPITULO VI 6. CONCLUSIONES 1. Se llega a la conclusión de que

el estudio del tratamiento de agua de

inyección mediante la recuperación secundaria es factible en cuanto al desarrollo del país, en lo social, económico e innovación tecnológica. 3. Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación. Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspondiente. 4. En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento. Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria: •

Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del yacimiento;

•

Económica: para recuperar volúmenes adicionales de petróleo, llamados también reservas adicionales o secundarias;

•

Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento.

5. El éxito de un sistema de tratamiento de agua de inyección depende principalmente del cuidado que se tenga en el seguimiento y control continuo de la calidad del agua a lo largo del sistema desde la fuente proveedora de agua hasta los pozos inyectores. En la mayoría de los casos la correcta utilización y control de los aditivo químicos juegan el papel más importante sobre la calidad del agua inyectada.


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CAPITULO VII 7. ANEXOS Control microbiológico Cap. VII Tabla N°1

Fuente: Wet Chemical Bolivia 21/02/2009Juan Miguel Medina Almendras

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Cap. VII Tabla N°2



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Cap. VII Tabla N°3

Fuente:

Wet


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Cap. VII Tabla N°4



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Cap. VII Tabla N°5



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Cap. VII Tabla N°6

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Cap. VII Tabla N°7



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Cap. VII Tabla N°8



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CAPITULO VIII 8. BIBLIOGRAFIA

a) Bibliografía: a.1) Petróleo Moderno a.2) Manual de tratamiento de agua “Spartan Bolivia” a.3) Metodología de la investigación “E. B. Pineda, E. L. de Alvarado a.4) Metodología de la investigación “Carlos Velasco Salazar” a.5) Nueva ley y política de Hidrocarburos a.6) Ley del medio ambiente N° 1333 a.7) Resolución ministerial N° 1515 a.8) Explotación de hidrocarburos Ing. Jorge Mariaca a.9) Glossary of the Petroleum Industry – THIRD EDITION a.10) Enginerering conversion factores

b) Internet: b.1) www.CHACOSA.com b.2) www.COPETROL.com b.3) www.ENERGYPRESS.com b.4) http://www.cbh.org.bo/es/index.php


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b.5) http://www.bolivia-industry.com/sia/marcoreg/Ley/Ley.html b.6 [email protected]

C) Revistas Especializadas: C.1) Energy Press


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Tesis Campo Patujusal

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