`TESIS CAMPO PETROLIFERO SABALO

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

TRABAJO DE GRADO

APLICACIÓN DE UN MÉTODO DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS PARA MANTENER LA TASA DE PRODUCCIÓN EN EL BLOQUE SAN ANTONIO ANTONIO (CAMPO (CAMPO SÁBALO)

RENE AMADOR ARANA MARQUEZ

COCHABAMBA, 2016 I

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

APLICACIÓN APLICACIÓN DE UN MÉTODO DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS PARA MANTENER LA TASA DE PRODUCCIÓN EN EL BLOQUE SAN ANTONIO (CAMPO SÁBALO)

RENE AMADOR ARANA MARQUEZ

Modalidad: Tesis de Grado, presentado para optar al título de Licenciado en Ingeniería Petrolera

TUTOR: Ing. Martin Ledezma Perizza

COCHABAMBA, 2016 II

Dedicatoria Dedico la presente tesis de grado a todos mis seres queridos, en especial a mis padres: mi papá Elias Arana Chavarria y mi mamá Carmen Rosario Marquez Sarabia. Que con su infinito amor, cariño, paciencia, comprensión, sabiduría y apoyo incondicional no dudaron de mí, poniendo todo su esfuerzo y orientación para que yo pudiera seguir el buen camino y convertirme en un hombre de bien, motivándome a progresar sin retroceder, apoyándome en mis peores momentos y motivándome en los buenos. Incluyo en mis seres queridos a mis hermanas, hermanos y amigos, que con su amistad y colaboración fue un motivo para seguir adelante y aprender nuevos conocimientos.

III

Agradecimientos 

A mis amados padres gracias por darme la vida, criarme, educarme, comprenderme apóyame y darme su amor incondicional, permitiéndome desarrollar en la persona que soy ahora.



A mis hermanas Helen, Milenka, mi hermano Alex por su apoyo y orientación recibidos a lo largo de este tiempo y a toda la familia, en especial a Luis Fernando a quien considero como un segundo padre, que siempre están ahí cuando los necesito y velando por mi bienestar.

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A mis amigos y amigas, amistades que crecieron dentro de la universidad luchando en las buenas y en las malas, les quedo muy agradecido por su amistad sincera y apoyo.

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También quedo muy agradecido a todos los docentes por enseñarme con con dedicación y empeño todos los conocimientos necesarios de la carrera, en especial al Ing. Martin Ledezma por su guía como tutor, a los ingenieros María  Alcoba y Rene Ren e Zurita revisores r evisores de mi tesis, te sis, quedo que do agradecido por su tiempo, esfuerzo y observaciones que permitieron mejorar este trabajo a lo largo de su desarrollo.

 A todos ellos muchas gracias y que Dios los bendiga.

IV

Resumen Ejecutivo  Ante la demanda interna y externa existente de hidrocarburos Bolivia siempre ha estado en la necesidad de satisfacerlas realizando exploraciones, perforaciones y explotaciones para obtener el hidrocarburo. Según el plan estratégico de YPFB corporación en los siguientes años se espera que uno de los campos más importantes de Bolivia (campo Sábalo) tenga una caída considerable de su producción del 4,5% anual. Ante este problema se desarrolló el presente proyecto. Las estructuras geológicas que presenta el bloque San Antonio son muy favorables para la acumulación de hidrocarburos, porque presenta trampas estructurales y estratigráficas producidas por los movimientos tectónicos de la tierra. El tipo de hidrocarburo almacenado en el campo es un gas húmedo porque posee las siguientes propiedades: Relación gas petróleo (35.314 Pies cúbicos normales por cada barril), 63,40 grados API (Hidrocarburo liviano), contenido de heptano plus (C7+ 2,07%) y un alto contenido de metano (85%). Luego se realizó un análisis sobre las características de los pozos candidatos SBL-X2, SBL-3 y SBL-4. Obteniendo información sobresaliente que fue muy útil para poder continuar con los siguientes objetivos, lo más relevante fue: existen dos pozos desviados (SBL-3 y SBL-4) y un pozo vertical (SBL-X2), el pozo más profundo es SBL-X2 (5.194,66 metros de profundidad), el que tiene la mayor presión SLB-4 (5.436 Psig), el pozo con la mayor permeabilidad SLB-4 (167 mD) y el pozo con mayor declinación en su producción es SLB-X2 (45,89% de gas y 49,37% de líquido), todos estos parámetros fueron considerados al momento de la selección del método de recuperación. El método más eficiente demostró ser el Gas Lift en el pozo SBL-X2 ya que este pozo sufrió la mayor declinación en su producción y se adecua a los parámetros de operación exigidas por el método. El método del Gas Lift consiste en inyectar gas de manera continua para impulsar el líquido en el pozo y así aumentar la producción del mismo. Se consideró 3.000 barriles por día el caudal deseado porque este caudal fue el caudal inicial de V

producción del pozo SBL-X2 por lo tanto los equipos instalados en el pozo pueden soportar este caudal de producción, para determinar este espaciamiento se utilizó el método gráfico determinando así que se necesitara 6 mandriles y la profundidad de cada uno. Luego se seleccionaron los equipos necesarios para el método considerando la presión de inyección 1.600 Psig y la presión en superficie 600 Psig. Se utilizaron dos programas de producción: el PROSPER para graficar el IPR (para realizar análisis de la producción) y el PIPESIM para comprobar que el método grafico fue realizado de forma correcta. Para poder demostrar que la aplicación del método seleccionado mantiene la tasa de producción en el bloque San Antonio se hizo la demostración de hipótesis, es el método de Chi cuadrada considerando los valores de producción actuales del pozo SBL-X2 y otros valores una vez aplicando el método seleccionado. En la demostración de hipótesis se obtuvo una hipótesis nula, entonces se afirmó que la aplicación de un método de recuperación de hidrocarburos mantiene la tasa de producción en el bloque San Antonio. En la evaluación técnica se realizó una breve evaluación de los equipos llegando a la conclusión de que el método del Gas Lift si es favorable técnicamente porque se puede conseguir los equipos necesarios para su aplicación, en lo económico el método del gas lift continuo demostró tener un costo total de la instalación incluyendo equipos, recursos humanos y seguridad. Dando un total de 3,7 millones de dólares pero al aplicar este método da ganancias económicas al país de más de 7,65 millones de dólares demostrando ser un método que si favorece económicamente a nuestro país.

VI

ÍNDICE

1.3.1.1.

CAPITULO I GENERALIDADES ................................................... ............................................................ ......... 1 INTRODUCCIÓN .................................................. ............................................................................ .................................. ........ 2 ANTECEDENTES ................................................. ........................................................................... .................................. ........ 4 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................ .................................................... .... 5 Identificación del problema ................................................ .................................................................. .................. 5 Identificación de la situación problemática ........................................ ........................................ 5

1.3.1.2.

Identificación de la causa ............................................... ..................................................................... ...................... 5

1.3.2.

Formulación del de l problema ................................................. ................................................................... .................. 6 Análisis causa-efecto ............................. ...................................................... ............................................... ...................... 6

1. 1.1. 1.2. 1.3. 1.3.1.

1.3.2.1.

2.1.1.1.

OBJETIVOS Y ACCIONES ............................................................... .................................................................... ..... 6 Objetivo general ................................................................... .................................................................................... ................. 6 Objetivos específicos ................................................. ........................................................................... .......................... 6 Objetivos específicos y acciones del proyecto .................................. .................................. 7 JUSTIFICACIÓN........................................................... .................................................................................... .......................... 8 Justificación técnica ............................................... ......................................................................... .............................. .... 8 Justificación económica ................................................. ....................................................................... ...................... 9 Justificación social ................................................................... ............................................................................... ............ 9 ALCANCE................................................................. .......................................................................................... .............................. ..... 9 Alcance temático ............................... ......................................................... .................................................... .......................... 9 Alcance geográfico ............................................................. ............................................................................. ................ 10 Alcance temporal ................................................ .......................................................................... ................................ ...... 11 HIPÓTESIS .................................................. ........................................................................... ......................................... ................ 11 Formulación de la hipótesis ............................................... ............................................................... ................ 11 Análisis de variables ................................................... ........................................................................... ........................ 11 MATRIZ DE CONSISTENCIA ............................................... ............................................................... ................ 11 CAPITULO II FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA ..................................... ..................................... 12 INGENIERÍA DE YACIMIENTOS................................................... .......................................................... ....... 13 Características físicas de las rocas y de la trampa .......................... .......................... 14 Rocas del yacimiento.................................................. .......................................................................... ........................ 14

2.2.

TRAMPAS DE HIDROCARBUROS ..................................................... ..................................................... 15

1.4. 1.4.1. 1.4.2. 1.4.3. 1.5. 1.5.1. 1.5.2. 1.5.3. 1.6. 1.6.1. 1.6.2. 1.6.3. 1.7. 1.7.1. 1.7.2. 1.8. 2. 2.1. 2.1.1.

VII

Trampas estructurales .................................... ............................................................. .................................... ........... 15 2.2.2. Trampas estratigráficas .................................. ........................................................... .................................... ........... 16 2.2.3. Trampas combinadas ................................................. ......................................................................... ........................ 16 2.3.  YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS .............................................. .............................................. 17 2.3.1.  Yacimientos de gas seco................................................ .................................................................... .................... 18 2.3.2.  Yacimientos de gas húmedo ................................................... .............................................................. ........... 19 2.3.3.  Yacimientos de gas condensado ................................................ ....................................................... ....... 20 2.4. CARACTERIZACIÓN DE LAS ROCAS DEL YACIMIENTO ................ 21 2.4.1. Porosidad de las rocas del yacimiento ....................................... ............................................. ...... 21 2.4.1.1. La clasificación de la porosidad ..................................................... ........................................................ ... 22 2.2.1.

2.4.1.2.

Factores que afectan la porosidad ......................................... .................................................... ........... 23

2.4.1.3.

Geometría y distribución de los granos ............................................ ............................................ 23

2.4.2.

Permeabilidad de las rocas del yacimiento ...................................... ...................................... 24 Medición de la permeabilidad absoluta a bsoluta............................................. ............................................. 25

2.4.2.1.

2.5.1.1.

FLUIDOS PRESENTES EN EL YACIMIENTO ..................................... ..................................... 25 Saturación de fluido ................................................ .......................................................................... .............................. 26 Saturación de petróleo ..................................................................... ......................................................................... 26

2.5.1.2.

Saturación de agua ..................................................... ............................................................................. ........................ 26

2.5.1.3.

Saturación de gas ..................................................................... ............................................................................... .......... 26

2.5.2.

2.6.1.1.

Determinación de la Saturación .................................................. ......................................................... ....... 27 Agua intersticial (Swi) ........................................................................ ............................................................................ 27 Volúmenes de los fluidos en e n el yacimiento .................................... ........................................ 28 PROPIEDADES DEL GAS ........................................................ ................................................................... ........... 29 Peso molecular aparente ................................................ .................................................................... .................... 30 En base a la composición de la mezcla ............................................ ............................................ 30

2.6.1.2.

Sacar el peso molecular en base a la gravedad específica ............. 31

2.5.2.

Gravedad específica del gas condensado ............................. ........................................ ........... 32 Propiedades pseudocríticas .............................................................. .............................................................. 34 En base a la composición para el gas natural .................................. .................................. 34

2.5. 2.5.1.

2.5.3. 2.5.4. 2.5. 2.5.1.

2.5.3.

2.6.3.1. 2.6. 2.6.1. 2.7.1.1.

PERFORACIÓN DE POZOS ......................................................... ................................................................ ....... 35 Tipos de pozos ........................................... .................................................................... ......................................... ................ 35 Pozos exploratorios ................................................ .......................................................................... .............................. 35 VIII

2.7.1.2.

Pozos de evaluación ....................................... ................................................................. .................................... .......... 36

2.7.1.3.

Pozos de desarrollo ................................................ .......................................................................... .............................. 36

2.7.2. 2.7.2.1.

Clasificación de los pozos ................................................. ................................................................. ................ 37 Verticales ................................................ ......................................................................... ............................................. .................... 37

2.7.2.2.

Horizontales................................................................. ......................................................................................... ........................ 37

2.7.

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS............................................... ............................................... 37 SISTEMA ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN ..................................... ..................................... 38 Parámetros de funcionamiento para sistemas artificiales de producción en pozos de aceite. .................................................. ......................................................... ....... 38 Sistemas de producción para pozos de gas ..................................... ..................................... 39 Bombeo mecánico .................................................. ............................................................................ .............................. 40 El ciclo c iclo del bombeo mecánico .................................................... ........................................................... ....... 40

2.8.1. 2.8.1.1. 2.8.1.2. 2.8.2. 2.8.2.1.

2.8.3.1.

Bombeo de cavidades progresivas ............................... ................................................... .................... 42 Principios de funcionamiento y definiciones de finiciones ................................... ................................... 43

2.8.3.2.

Elastómeros................................................................. ......................................................................................... ........................ 45

2.8.4. 2.8.4.1.

Gas lift ................................................ .......................................................................... .................................................. ........................ 45 Rangos de aplicación ....................................................................... ........................................................................... 46

2.8.4.2.

Levantamiento artificial por gas continuo c ontinuo ...................................... .......................................... 47

2.8.4.3.

Levantamiento artificial a rtificial por gas intermitente:.................................. .................................. 51

2.8.4.4.

Método gráfico para el Cálculo de espaciamiento de los mandriles ............................................. ....................................................................... .................................... .......... 54

2.8.4.5.

Balance de gas .................................................... ............................................................................. ................................ ....... 56

2.8.4.6.

Índice de productividad ...................................... ............................................................... ................................ ....... 57

2.8.5.

Bombeo Electrosumergible (BES) ............................. ..................................................... ........................ 58 RECUPERACIÓN SECUNDARIA ........................................................ ........................................................ 59 Inyección de agua ................................................... ............................................................................. .............................. 59 Tipos de inyección ..................................... .............................................................. ......................................... ................ 60

2.8.3.

2.9. 2.9.1. 2.9.1.1.

Inyección de gas .................................................................. ................................................................................. ............... 62 2.10. RECUPERACIÓN MEJORADA (EOR) ................................................. ................................................. 65 2.10.1. Métodos térmicos................................................ .......................................................................... ................................ ...... 66 2.10.1.1. Inyección de vapor .................................................. ............................................................................ .............................. 66 2.9.2.

IX

2.10.1.2. Inyección de agua caliente ................................................. ................................................................. ................ 68 2.10.1.3. Combustión in situ .................................................. ............................................................................ .............................. 68 2.10.1.4. combustión convencional .............................................. .................................................................. .................... 70 2.10.1.5. Combustión húmeda......................... húmeda................................................... .................................................. ........................ 71 2.10.1.6. Combustión en reverso .................................................. ...................................................................... .................... 72

Métodos de inyección de gases...................................................... gases......................................................... ... 73 2.10.2.1. Inyección de gases miscibles ............................... ......................................................... ............................. ... 74 2.10.2.

Métodos de inyección químicos ................................ ........................................................ ........................ 77 2.10.3.1. Inyección de polímeros ............................................................... ...................................................................... ....... 78 2.10.3.

2.10.3.2. Inyección de Surfactantes .................................................. .................................................................. ................ 80

SOFTWARES DE SIMULACIÓN DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................................... .............................................................................. .......... 81 2.11.1. ECLIPSE simulador s imulador de reservorios ............................................ ................................................... ....... 82 2.11.1.1. Funciones del software ECLIPSE ...................................................... ...................................................... 83 2.11.

2.11.1.2. Datos mínimos requeridos ..................................... .............................................................. ............................ ... 84

Simulador PIPESIM ............................................................. ............................................................................. ................ 84 2.11.2.1. Funciones del PIPESIM................................................... ....................................................................... .................... 85 2.11.2.

2.11.2.2. Datos mínimos requeridos ..................................... .............................................................. ............................ ... 86

Simulador PROSPER .................................................................... .......................................................................... ...... 86 86 2.11.3.1. Funciones del software PROSPER ................................................. .................................................... ... 87 2.11.3.

2.11.3.2. Datos mínimos requeridos ..................................... .............................................................. ............................ ... 87 3. 3.1. 3.2. 3.2.1. 3.2.1.1. 3.2.1.2. 3.2.2. 3.2.2.1. 3.2.2.2.

CAPITULO III MARCO PRÁCTICO ............................................... ...................................................... ....... 88 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN................................................. ........................................................ ....... 89 ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DEL BLOQUE SAN ANTONIO (CAMPO SÁBALO) .................................................................... .............................................................................. .......... 91 Descripción del área de estudio ..................................................... ........................................................ ... 91 Desarrollo del Campo Sábalo.................................................. ............................................................. ........... 92 Ubicación del bloque San Antonio ................................................. .................................................... ... 92 Interpretación de la secuencia sec uencia estratigráfica del activo San Antonio y geometría del yacimiento .......................................... .......................................... 93 Secuencia estratigráfica del bloque San Antonio ............................ ............................ 93 Geometría del yacimiento ............................................... ................................................................... .................... 95 X

3.2.3.1.

Identificación de las propiedades petrofísicas del yacimiento ....... 98 Porosidad en el yacimiento ................................................ ................................................................ ................ 98

3.2.3.2.

Permeabilidad del yacimiento ................................................. ............................................................ ........... 99

3.2.4.

Identificación de las características del fluido de producción ...... 100 Clasificación del fluido de producción............................................ ............................................ 100

3.2.3.

3.2.4.1.

3.2.5.1.

Determinación las características de los pozos candidatos (SBL-X2, SBL-3 y SBL-4)................................................. ................................................................... .................. 106 Características del pozo SBL-X2 ................................................ ..................................................... ..... 107

3.2.5.2.

Características del pozo SBL-3 ................................................... ........................................................ ..... 110

3.2.5.3.

Características del pozo SBL-4 ................................................... ........................................................ ..... 112

3.3.

SELECCIÓN DEL MÉTODO DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS APLICABLE AL BLOQUE SAN ANTONIO....... 115 Análisis de los métodos de recuperación adaptables a los pozos candidatos ............................................ ...................................................................... .................................. ........ 115 Parámetros y adaptabilidad al fluido de producción de los métodos de recuperación .................................................. ................................................................ .............. 115

3.2.5.

3.3.1. 3.3.1.1.

3.3.2.1.

Análisis de los pozos candidatos ca ndidatos ............................................... .................................................... ..... 125 Análisis del de l pozo SBL-X2 ................................................... ................................................................. .............. 125

3.3.2.2.

Análisis del pozo SBL-3 y SBL-4 ..................................................... ..................................................... 126

3.3.3.

Determinación del pozo candidato más adecuado ....................... ....................... 128 Elección del pozo y el método más adecuado.................. ade cuado................................ .............. 128

3.3.2.

3.3.3.1. 3.4.

Dimensionamiento del mecanismo de recuperación de hidrocarburos seleccionado................................................... ............................................................ ......... 130

3.4.1.

Análisis de los datos técnicos de diseño del método de recuperación seleccionado ............................................... ............................................................. .............. 130

3.4.1.1.

Selección del tipo de gas lift ................................................... ............................................................ ......... 132

3.4.1.2.

Calculo de la curva IPR ................................................... ..................................................................... .................. 132

3.4.2.

Realización de los cálculos de diseño de dimensionamiento del método de recuperación seleccionado ................................... ................................... 135

3.4.2.1.

Caudal de inyección de gas ............................................... ............................................................. .............. 135

3.4.2.2. 3.4.2.3.

Calculo de espaciamiento de los mandriles ................................... ................................... 135 Características de las válvulas en el gas lift ................................... ................................... 143 XI

3.4.2.4.

Potencia del compresor.................................................. .................................................................... .................. 144

3.4.3.

Establecimiento de los equipos de superficie y subsuelo necesarios para el e l método de recuperación seleccionado .......... .......... 145

3.4.3.1.

Equipos de superficie ..................................... .............................................................. .................................. ......... 145

3.4.3.2.

Equipos de subsuelo ...................................................... ........................................................................ .................. 150

3.5.

Simulación del incremento de hidrocarburos producido por el método de recuperación seleccionado ................................ ................................ 152

3.5.1.

Selección de un simulador de producción petrolera pe trolera ..................... 152

3.5.2.

Realización la simulación del método de recuperación seleccionado................................................................... ..................................................................................... .................. 153

3.5.2.1.

Curva IPR ........................................................ .................................................................................. ................................... ......... 153

3.5.2.2.

Simulación del de l gas lift ............................................................. ...................................................................... ......... 157

3.5.2.3.

Predicción de la producción modificando parámetros en PIPESIM ............................ ..................................................... ................................................... ................................... ......... 161

3.5.3.

Comparación de los resultados obtenidos obteni dos por el simulador con los cálculos manuales .................................... ............................................................. ........................... 163

3.5.3.1.

IPR manual – IPR Prosper .................................................. ................................................................ .............. 163

3.5.3.2.

Comparación del diseño de gas lift en PIPESIM con el manual. .......................................... .................................................................... ................................................ ...................... 164

3.5.4.

Realización de la curva IPR con el nuevo caudal de producción ............................... ......................................................... ................................................... ........................... 165

3.6.

DEMOSTRACIÓN DE LA HIPÓTESIS ........................................... ............................................... .... 167 CAPITULO IV EVALUACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA ................. 173 EVALUACIÓN TÉCNICA .................................................. .................................................................... .................. 174 Viabilidad técnica de la instalación de gas lift continuo con tinuo................ 175 Equipos a utilizar................................................. ........................................................................... .............................. .... 176 Prestación de servicios .................................................. .................................................................... .................. 181 Recursos humanos ............................................. ....................................................................... .............................. .... 183 EVALUACIÓN ECONÓMICA ............................................................. ............................................................. 184 Costos actuales del pozo SBL-X2 ............................................... .................................................... ..... 184 Ingresos totales del pozo SBL-X2 ............................................... .................................................... ..... 184 Egresos totales del pozo SBL-X2 .................................................... .................................................... 185

4. 4.1. 4.1.1. 4.1.2. 4.1.3. 4.1.4. 4.2. 4.2.1. 4.2.1.1. 4.2.1.2.

XII

4.2.1.3.

Utilidad del pozo SBL-X2 ................................................ .................................................................. .................. 186

4.2.2. 4.2.2.1.

Costos del pozo SBL-X2 aplicando gas lift continuo ..................... 186 Ingresos totales del pozo SBL-X2 aplicando gas lift continuo ..... 186

4.2.2.2.

Egresos totales................................................ ......................................................................... .................................. ......... 186

4.2.2.3.

Utilidades de producción anuales .......................................... ................................................... ......... 194

CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............... 196 5.1. CONCLUSIONES ................................................. ........................................................................... .............................. .... 197 5.2. RECOMENDACIONES .............................................................. ....................................................................... ......... 198 BIBLIOGRAFÍA ANEXOS 5.

XIII

ÍNDICE DE TABLAS TABLA1: OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y ACCIONES ................................................... ................................................... 7 TABLA 2: CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS. ................................................ ................................................ 17 TABLA 3: CARACTERÍSTICAS DE LOS TIPOS DE HIDROCARBUROS .................. 19 TABLA 4: RANGOS DE LA PERMEABILIDAD. .......................... .................................................... ................................ ...... 24 TABLA 5: PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS COMPONENTES DEL GAS NATURAL ................................................... ............................................................................ ........................................ ............... 29 TABLA 6: PARÁMETROS PARA LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN. ................................................ ......................................................................... ............................................ ................... 38 TABLA 7: SISTEMAS DE PRODUCCIÓN PARA G GAS AS ................................................ ................................................ 39 TABLA 8: RANGOS DE APLICACIÓN DE LAG ................................................ .......................................................... .......... 46 TABLA 9: TASAS DE FLUJO CONTINUO ........................................................... .................................................................. ....... 46 TABLA 10: INYECCIÓN ALTERNADA DE VAPOR, CRITERIOS DE DISEÑO. ......... 67 TABLA 11: COMBUSTIÓN IN SITU, CRITERIOS DE DISEÑO. .................................. .................................. 69 TABLA 12: PROCESOS MISCIBLES, CRITERIOS DE DISEÑO. ............................... ............................... 74 TABLA 13: INVASIÓN CON POLÍMEROS, CRITERIOS DE DISEÑO. ....................... 79 TABLA 14: INYECCIÓN CON SURFACTANTES, CRITERIOS DE DISEÑO. ............. ............. 80 TABLA 15: DISEÑO METODOLÓGICO.................................................... ...................................................................... ................... 89 TABLA 16: ANÁLISIS ESTRATIGRÁFICO DEL SISTEMA SISTEM A DEVÓNICO. .................... 94 TABLA 17: EVALUACIÓN DE LA POROSIDAD DEL YACIMIENTO. ......................... ......................... 98 TABLA 18: EVALUACIÓN DE LA PERMEABILIDAD DEL YACIMIENTO.................. 99 TABLA 19: CROMATOGRAFÍA DEL GAS EN EL YACIMIENTO. ............................ ............................ 100 TABLA 20: 20 : CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR. ................................................ .................................................... .... 102 TABLA 21: PROPIEDADES DEL GAS DEL BLOQUE SAN ANTONIO. ................... 105 XIV

TABLA 22: CLASIFICACIÓN DEL HIDROCARBURO DEL BLOQUE SAN ANTONIO ...................................................... ................................................................................ .................................. ........ 106 TABLA 23: 23 : COMPARACIÓN CON EL GAS G AS HÚMEDO.............................................. ............................................. 106 TABLA 24: PROPIEDADES FÍSICAS DEL POZO SBL-X2 ....................................... ....................................... 108 TABLA 25: ARREGLO DE PRODUCCIÓN DEL POZO SBL-X2 ............................... ............................... 109 TABLA 26: PROPIEDADES FÍSICAS DEL POZO P OZO SBL-3. ........................................ ........................................ 111 TABLA 27: ARREGLO DE PRODUCCIÓN DEL POZO SBL-3. ................................ ................................ 111 TABLA 28: PROPIEDADES FÍSICAS DEL POZO P OZO SBL-4. ........................................ ........................................ 113 TABLA 29: ARREGLO DE PRODUCCIÓN DEL POZO SBL-4. ................................ ................................ 114 TABLA 30: PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO DEL BOMBEO MECÁNICO................................................... ............................................................................ .......................... 116 TABLA 31:PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO DEL BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS ........................................... ................................................................. ...................... 117 TABLA 32: PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO DEL GAS LIFT ....................... 118 TABLA 33: PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE. ................................................. ....................................................................... ...................... 119 TABLA 34: PARÁMETROS DE LA L A RECUPERACIÓN SECUNDARIA ..................... ..................... 119 TABLA 35: PARÁMETROS DE LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR. ............... 121 TABLA 36: PARÁMETROS DE LA COMBUSTION IN SITU. .................................... .................................... 122 TABLA 37: PARÁMETROS DE LOS GASES MISCIBLES ....................................... ....................................... 123 TABLA 38: PARÁMETROS DE INYECCIÓN DE POLÍMEROS ................................ 124 TABLA 39: PARÁMETROS DE INYECCIÓN DE SURFACTANTES ......................... ......................... 124 TABLA 40: CUMPLIMIETO DE PARÁMETROS DE LOS DIFERENTES MÉTODOS CON LA L A PROFUNDIDA DEL POZO SBL-X2 .......................................... .......................................... 126

XV

TABLA 41: ADAPTABILIDAD CON LA PROFUNDIDAD DE LOS POZOS SBL-3  Y SBL-4................................................. ......................................................................... ................................................... .......................... 127 TABLA 42: ADAPTABILIDAD CON LA TEMPERATURA DE LOS POZOS SBL-3 Y SBL-4. ................................................... ............................................................................ ................................................... .......................... 127 TABLA 43: PARAMETROS PARA PODER SELECCIONAR EL POZO MÁS ADECUADO........................................................... ................................................................................... .................................. ......... 129 TABLA 44: DATOS TÉCNICOS DEL POZO SBL-X2 ............................... ................................................ ................. 130 TABLA 45: DATOS DEL FLUIDO EN EL YACIMIENTO. .......................................... .......................................... 131 TABLA 46: SELECCIÓN DEL TIPO DE GAS LIFT.................................................... ................................................... 132 TABLA 47: CÁLCULO DE LAS PRESIONES CON SUS RESPECTIVOS CAUDALES ................................................... ............................................................................ .......................................... ................. 133 TABLA 48: 48 : ESPACIAMIENTO DE LOS MANDRILES ............................................... ............................................... 142 TABLA 49: CARACTERÍSTICAS DE LAS L AS VÁLVULAS DEL GAS LIFT. .................. 143 TABLA 50: EQUIPOS DE SUPERFICIE DEL GAS LIFT. .......................................... .......................................... 145 TABLA 51: SELECCIÓN DEL TIPO DE TUBERÍA EN SUPERFICIE ........................ 147 TABLA 52: CARACTERÍSTICAS MÁS IMPORTANTES DE LOS SEPARADORES........................................................ .................................................................................. .............................. .... 148 TABLA 53: 53 : SELECCIÓN DE VÁLVULAS ............................... ......................................................... ................................... ......... 149 TABLA 54: EQUIPOS DE SUBSUELO DEL GAS LIFT. ............................................ ............................................ 150 TABLA 55: 55 : CARACTERÍSTICAS DEL MANDRIL M ANDRIL SELECCIONADO. ....................... 151 TABLA 56: VÁLVULA DE INYECCIÓN DE GAS LIFT. ............................................. ............................................. 152 TABLA 57: 57 : SELECCIÓN DEL SIMULADOR.................... SIMULADOR............................................. .......................................... ................. 152 TABLA 58: DATOS DEL POZO SBL-X2................................................... .................................................................... ................. 168 TABLA 59: MODELO CHI CUADRADA............................................... ..................................................................... ...................... 169 TABLA 60: FRECUENCIA OBSERVADA "O" .................................................. ........................................................... ......... 169 XVI

TABLA 61: 61 : FRECUENCIA ESPERADA "E" ............................................................. ............................................................... 170 TABLA 62: CÁLCULO DE LA CHI CUADRADA ............................................... ....................................................... ........ 170 TABLA 63: TABLA DE DISTRIBUCIÓN CHI CUADRADA ....................................... ....................................... 171 TABLA 64: VIABILIDAD TÉCNICA DEL GAS LIFT CONTINUO. ............................. ............................. 175 TABLA 65: EQUIPOS NECESARIOS PARA EL GAS LIFT. ..................................... ..................................... 176 TABLA 66: EQUIPOS DEL SERVICIO WIRELINE. ........................................... ................................................... ........ 181 TABLA 67: PERSONAL DE INSTALACIÓN ................................................. .............................................................. ............. 183 TABLA 68: PERSONAL DE INSTALACIÓN DEL SISTEMA ..................................... ..................................... 183 TABLA 69: INGRESOS DEL POZO SBL-X2 .................................................... ............................................................. ......... 184 TABLA 70: EGRESOS DEL POZO SBL-X2 .............................................................. .............................................................. 185 TABLA 71: INGRESOS DEL GAS LIFT CONTINUO. ................................................ ................................................ 186 TABLA 72: EGRESOS DEL GAS LIFT CONTINUO. ..................................... ................................................. ............ 187 TABLA 73: 73 : EGRESOS DE EQUIPOS ............................. ....................................................... ........................................... ................. 188 TABLA 74: EGRESOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS....................................... ....................................... 191 TABLA 75: EGRESOS DEL PERSONAL DE INSTALACIÓN. .................................. .................................. 192 TABLA 76: EGRESOS DEL PERSONAL DE PROCESOS ....................................... ....................................... 193 TABLA 77: EGRESO TOTAL DE LA INSTALACIÓN DEL GAS LIFT CONTINUO. ................................................... ............................................................................ .......................................... ................. 193 TABLA 78: EGRESOS ANUALES ................................................... ............................................................................. .......................... 194 TABLA 79: UTILIDADES Y CAUDALES .......................................................... ................................................................... ......... 194

XVII

ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA 1: MAPA GEOGRÁFICO BLOQUE SAN ANTONIO ..................................... 10 FIGURA 2: MATRIZ DE CONSISTENCIA ................................................. .................................................................... ................... 12 FIGURA 3: TRAMPA ESTRUCTURAL. ............................................... ....................................................................... ........................ 15 FIGURA 4: TRAMPA ESTRATIGRÁFICA ................................................. .................................................................... ................... 16 FIGURA 5: TRAMPA COMBINADA ................................................. ........................................................................... .............................. 17 FIGURA 6: DIAGRAMA DE FASES DE UN GAS NATURAL ...................................... ...................................... 18 FIGURA 7: DIAGRAMA DE FASES ................................................. ........................................................................... .............................. 20 FIGURA 8: DIAGRAMA DE GAS CONDENSADO .................................................... ........................................................ 21 FIGURA 9: MEDIO POROSO .................................. ........................................................... ................................................... .............................. 22 FIGURA 10: UNIDAD “DARCY” .................................................. ............................................................................ ................................ ...... 24 FIGURA 11: ESQUEMA E SQUEMA DEMOSTRATIVO DE LA DISTRIBUCIÓN DE FLUIDO. ...... 27 FIGURA 12: POZO EXPLORATORIO .................................................. .......................................................................... ........................ 35 FIGURA 13: POZO DE EVALUACIÓN. ................................................ ........................................................................ ........................ 36 FIGURA 14: 14 : CICLO DEL BOMBEO MECÁNICO................................................... ......................................................... ...... 41 FIGURA 15: FUNCIONAMIENTO POR CAVIDADES PROGRESIVAS ....................... 43 FIGURA 16: MEDIDAS DEL ROTOR Y ESTATOR................................................ ...................................................... ...... 44 FIGURA 17: POSICIONES DEL ROTOR Y ESTATOR DE UNA BOMBA DE LÓBULO SIMPLE ............................... ........................................................ ................................................... .............................. 44 FIGURA 18: TIPOS DE LAG ................................................ .......................................................................... ........................................ .............. 46 FIGURA 19: TIPOS DE FUNCIONAMIENTO DE LAG CONTINUO ............................. ............................. 50 FIGURA 20: LAG INTERMITENTE................. INTERMITENTE........................................... .................................................... .................................... .......... 51 FIGURA 21: TIPOS DE LAG INTERMINTENTE .......................................................... .......................................................... 54 FIGURA 22: EQUIPO BES ....................................................... ................................................................................ .................................... ........... 59 XVIII

FIGURA 23: DEPLAZAMIENTO DEL PETRÓLEO POR AGUA.................................. .................................. 60 FIGURA 24: INYECCIÓN DE AGUA PEREFÉRICA ...................................... .................................................... .............. 60 FIGURA 25: INYECCIÓN DE AGUA EN ARREGLOS ................................................. ................................................. 61 FIGURA 26: INYECCIÓN DE AGUA EN EL MEDIO POROSO ................................... ................................... 63 FIGURA 27: INYECCIÓN DE GAS INTERNA ...................................... .............................................................. ........................ 64 FIGURA 28: INYECCIÓN DE GAS EXTERNA ............................. ...................................................... ................................ ....... 64 FIGURA 29: 29 : INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR................................................ ........................................................... ........... 66 FIGURA 30: DIFERENTES ZONAS DURANTE LA COMBUSTIÓN CONVENCIONAL ................................................ .......................................................................... .................................... .......... 70 FIGURA 31: 31 : COMBUSTIÓN IN SITU S ITU HÚMEDA................................................ ........................................................... ........... 71 FIGURA 32: DIFERENTES ZONAS FORMADAS DURANTE LA COMBUSTIÓN EN REVERSO ............................ ...................................................... .................................................... .................................... .......... 73 FIGURA 33: INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO .............................................. .............................................. 76 FIGURA 34: PROCESOS P ROCESOS DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS .............................. ......................................... ........... 77 FIGURA 35: INYECCIÓN DE POLÍMEROS ............................ ..................................................... .................................... ........... 78 FIGURA 36: SIMULACIÓN DE UN RESERVORIO POR ECLIPSE ............................. ............................. 82 FIGURA 37: SIMULACIÓN CON PIPESIM ....................................................... .................................................................. ........... 85 FIGURA 38: UBICACIÓN DEL BLOQUE SAN ANTONIO (CAMPO SÁBALO) .......... 92 FIGURA 39: ANÁLISIS DEL CORTE ESTRUCTURAL ANTICLINAL DEL POZO SBL-X1 ....................................................................... ......................................................................................... .................. 97 FIGURA 40: MODELO 3D DEL BLOQUE SAN ANTONIO .......................................... .......................................... 97 FIGURA 41: REPRESENTACIÓN DE LOS EQUIPOS DE SUPERCIE ..................... 146 FIGURA 42: REPRESENTACIÓN GRÁFICA DEL MANDRIL. ............................. .................................. ..... 151 FIGURA 43: MENÚ PRINCIPAL DE PROSPER. ........................................... ....................................................... ............ 153 FIGURA 44: TIPO DE SISTEMA .................................................................... ................................................................................ ............ 154 XIX

FIGURA 45: INGRESO DE DATOS PVT AL PROSPER. .......................................... 154 FIGURA 46: DATOS IPR PROSPER............................................ PROSPER...................................................................... .............................. .... 155 FIGURA 47: DATOS VOGEL PROSPER. ................................................. .................................................................. ................. 156 FIGURA 48: CURVA IPR EN PROSPER. ......................................................... .................................................................. ......... 156 FIGURA 49: CARACTERIZACIÓN C ARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO EL PIPESIM. ................................ ................................ 157 FIGURA 50: 50 : CONDICIONES DEL POZO. ................................................. .................................................................. ................. 157 FIGURA 51: DATOS DEL YACIMIENTO EN PIPESIM. ............................................. ............................................. 158 FIGURA 52: DATOS D ATOS TUBERÍA DE PRODUCCIÓN PIPESIM. .................................. .................................. 158 FIGURA 53: OPCIÓN O PCIÓN DEL GAS G AS LIFT EN PIPESIM........................................... PIPESIM................................................... ........ 159 FIGURA 54: DISEÑO DEL GAS LIFT. .............................................................. ....................................................................... ......... 159 FIGURA 55: ESPACIAMIENTO DE LOS MANDRILES PIPESIM.............................. ............................. 160 FIGURA 56: GRÁFICA DEL DISEÑO DE GAS LIFT PIPESIM.................................. ................................. 160 FIGURA 57: ANÁLISIS NODAL MEDIANTE PIPESIM. P IPESIM. ............................................. ............................................. 161 FIGURA 58: VARIACIÓN V ARIACIÓN DE LA PRESIÓN DEL YACIMIENTO. ............................. ............................... 162 FIGURA 59: GRÁFICA G RÁFICA IPR CON LAS VARIABLES DE LA PRESIÓN. .................... 163 FIGURA 60: 60 : COMPARACIÓN DEL IPR. ................................................... .................................................................... ................. 164 FIGURA 61: COMPARACIÓN DEL DISEÑO DE GAS LIFT. ............................ ..................................... ......... 164 FIGURA 62: INGRESANDO EL DATO DEL NUEVO CAUDAL EN PROSPER. ....... 166 FIGURA 63: CURVA IPR DEL INCREMENTO PRODUCIDO POR EL MÉTODO SELECCIONADO. ................................................... ............................................................................. .............................. .... 166 FIGURA 64: CAMPANA DE GAUSS................................................ .......................................................................... .......................... 172

XX

ÍNDICE DE GRÁFICAS GRÁFICA 1: CURVA DE RENDIMIENTO LAG CONTINUO ........................................ ........................................ 49 GRÁFICA 2: 2 : CURVA IPR. ................................................ ......................................................................... .......................................... ................. 134 GRÁFICA 3: MÉTODO GRÁFICO DEL GAS LIFT PROFUNDIDAD P ROFUNDIDAD DEL POZO SBL-X2 .......................... ....................................... ..................... ........ ¡Error! Marcador no definido. GRÁFICA 4: MÉTODO GRÁFICO GAS LIFT NIVEL HIDROSTÁTICO. ¡Error! Marcador no definido GRÁFICA 5: PRESIÓN DE INYECCIÓN. .......................... ............................ ¡Error! Marcador no definido. GRÁFICA 6: NIVEL DE LA PROFUNDIDAD DE FLUJO... ¡Error! Marcador no definido. GRÁFICA 7: GRADIENTE DE FLUJO DESDE SUPERFICIE HASTA EL FONDO DEL POZO. ..................................... ..................................... ¡Error! Marcador no definido. GRÁFICA 8: ESPACIAMIENTO DEL 1ER MANDRIL. ...... ¡Error! Marcador no definido. GRÁFICA 9: ESPACIAMIENTO DEL 2DO MANDRIL ....... ¡Error! Marcador no definido. GRÁFICA 10: ESPACIAMIENTO DE LOS DEMAS MANDRILES¡Error! Marcador no definido.

XXI

LISTA DE ANEXOS ANEXO A:

A1 Cuadro de la demanda de hidrocarburos (2015-2019). A2 Análisis documental del Plan Estratégico Corporativo (20152019) YPFB Corporación

ANEXO B:

B1 Inspección al bloque San Alberto y San Antonio.

ANEXO C:

C1 Producción del bloque San Antonio en el año 2014.

ANEXO D:

D1 Análisis documental de los Campos Gasíferos y Petrolíferos de Bolivia (Ministerio de Hidrocarburos & Energía)

ANEXO E:

E1 Norma API para el diseño de gas lift continuo.

ANEXO F:

F1 Características del bloque San Antonio.

ANEXO G:

G1 Decreto supremo 27691. G2 Decreto supremo 1202.

ANEXO H:

H1 Tabla de cañerías de acero inoxidable con costura Schedule 40-80. H2 Tabla de cañerías de acero inoxidable inoxidable con costura ISO 65 serie liviana.

ANEXO I:

I1

Representación 3D del mandril.

I2

Representación 3D del sistema gas lift en superficie.

XXII

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE INGENIERÍA PETROLERA 1. CAPITULO I GENERALIDADES “BOLIVIA”

CAPITULO I GENERALIDADES

1-203

1.1.

INTRODUCCIÓN

En la industria petrolera, la explotación de los yacimientos es de suma importancia ya que ellos presentan el medio de obtención de hidrocarburos hacia la superficie, lo cual reviste a su vez un interés de aspecto económico para el país. La producción petrolera está encargada del proceso de extracción de hidrocarburos previa perforación de un pozo, que es un ducto desde el yacimiento hacia la superficie lo que permite que pueda ser explotado, después es procesado en las respectivas plantas y posteriormente es comercializado. Por lo anterior, existe una preocupación de los ingenieros petroleros, que la producción de dichos pozos se efectué en forma óptima; es decir, que el pozo produzca a un gasto tal que la vida productiva de este sea lo más prolongada posible claro está que sin dejar de importar el aspecto económico. (UNAM, 2004) En la producción de un yacimiento normalmente pueden distinguirse tres etapas: Recuperación primaria, recuperación secundaria y recuperación terciaria (realizando los respectivos estudios). La recuperación primaria es un periodo donde el hidrocarburo se drena naturalmente hacia el pozo, debido a la diferencia del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento. La presión ejercida por el yacimiento depende de la profundidad, a mayor profundidad mayor presión producto del peso ejercido por las formaciones de la cuenca, comprimiendo el hidrocarburo que se encuentra en el yacimiento, esta presión es mayor que la presión del pozo productor provocando que el hidrocarburo se mueva hacia una presión menor permitiendo su producción. Los mecanismos en la recuperación primaria más importantes son tres: empuje por gas en solución, en este caso el gas esta disuelto en el petróleo es decir que el yacimiento solo presenta petróleo y agua, cuando se empieza a producir el gas tiene un efecto de expansión provocando la producción de petróleo. Empuje por capa de gas, este tipo de empuje se presenta en yacimientos que tienen los tres tipos de fluidos (agua, petróleo y gas) cuando empieza la producción la capa de gas que esta comprimida por la presión natural del yacimiento crece y empuja el petróleo hacia el pozo productor. Por último empuje por agua como su nombre indica es cuando el agua o acuífero que está ubicado en la parte inferior de los demás fluidos en el yacimiento, esto es por la 2-203

diferencia en sus densidades, si el acuífero es activo tiende a desplazar el petróleo permitiendo su producción. (Ferrer, 2001) Durante la recuperación primaria se puede aplicar métodos asistidos de producción, estos métodos provocan el incremento la diferencial de presión entre el pozo y la formación, la recuperación primaria termina cuando la presión del yacimiento ha bajado demasiado, o cuando se está produciendo cantidades demasiado importantes de fluidos no deseados como agua o gas. La recuperación secundaria es una técnica aplicada cuando termina la recuperación primaria, consiste en inyectar un fluido menos costoso que el hidrocarburo para mantener el gradiente de presión, estos fluidos se inyectan por pozos inyectores, y desplazan o arrastran una parte del hidrocarburo hacia otros pozos que son los productores.  Actualmente se han desarrollado más técnicas aparte de las tradicionales tradicional es que también son conocidas como métodos de recuperación mejorada. Se clasifica como recuperación mejorada cualquier método que se aplique después de un método de recuperación secundaria tradicional, sea este el caso se conocería como recuperación terciaria, o bien en lugar de los métodos convencionales de recuperación secundaria (inyección de agua o gas). Este tipo de recuperación se divide en dos grandes grupos: los métodos térmicos y los métodos de inyección de agua con productos químicos. Los métodos térmicos son: inyección cíclica de vapor, inyección continua de vapor y combustión in situ. Lo que tienen en común el utilizar el calor para disminuir la viscosidad del crudo lo que reduce la oposición al movimiento del crudo permitiendo que este pueda desplazarse. Por último los métodos químicos, que son utilizados dependiendo las características del yacimiento y del fluido de producción, su función es provocar una reacción química para desplazar el petróleo a los pozos productores, una de las características es que se mezcla con el hidrocarburo, este método puede utilizar los siguientes químicos: (Solvente, CO2, micro emulsiones, baja tensión, alcalinos y agua viscosa).

3-203

1.2.

ANTECEDENTES

En general la recuperación de hidrocarburos nace ante la necesidad de aumentar la producción final que tiene cada yacimiento, lo que produjo que a medida del transcurso de los años se desarrollaran diferentes métodos debido a las características individuales que tiene cada yacimiento. En Bolivia la recuperación de hidrocarburos tuvo más importancia en la década de los 60´s, debido a que fue una época con una situación económica crítica y el gobierno no cooperaba para el desarrollo de más campos, ante la caída de la producción, en 1962 se utilizó el método de fracturamiento hidráulico en el campo Camiri. (YPFB, 2013) Según el Plan estratégico Corporativo de YPFB (2015-2019), en la actualidad Bolivia produce 2.214,177 MMpcd de gas y 1.121 TMD de líquidos para cubrir la demanda interna y externa de hidrocarburos, esta demanda está en incremento constante y para el año 2019 se tendrá una demanda de 2.485,799 MMpcd de gas y 1.193 TMD de líquidos. (Ver anexo A “A1”).

Por esta causa, diversos campos fueron desarrollados, Uno de los más importantes es el campo Sábalo también conocido como bloque San Antonio, iniciando con su producción en 1999, por la perforación del pozo SBL-X1, está ubicado en Tarija, provincia Gran Chaco a 20 km aproximadamente de Villamontes, en la actualidad cuenta con 8 pozos y los 8 pozos son productores, de acuerdo al informe realizado por Dirección de Hidrocarburos y Minería en la gestión 2015, tuvo una producción promedio de 635.66 MMpcd y 18000 Bpd. (ver anexo B), esta producción fue menor que la de la gestión 2014, según la memoria anual de YPFB Andina 2014, (ver anexo C), pudiendo así identificar una declinación de la producción, confirmamos este dato mediante el análisis documental del Plan Estratégico Corporativo de YPFB corporación donde indica, que el Bloque San Antonio tiene una declinación con un factor promedio de 4,5% Anual. (Ver Anexo A “A2”) San Antonio llega a producir el 30% de la producción nacional, demostrando la importancia que tiene, llegando a ser considerado entre los tres megacampos de Bolivia, según la Memoria Anual de YPFB Andina S.A. del total de la producción del bloque San Antonio el 80% del gas es destinado a Brasil y la producción de líquidos es destinado para el consumo interno. (YPFB Andina S.A., 2014) 4-203

El bloque San Antonio produce gran cantidad de hidrocarburos, dicho volumen es destinado para cubrir las demandas internas, pero también tienen obligación con la demanda externa con el Brasil. La producción del campo Sábalo tendrá una declinación en su producción a partir de los siguientes años, según el análisis documental de Los Campos Gasíferos y Petrolíferos de Bolivia por el Ministerio de Hidrocarburos & Energía, se observó un descenso en la producción de San Antonio para el 2017 (ver anexo D) La producción del bloque es enviada a la Tercera Unidad de Tratamiento de Gas, mejor conocido como el Tercer Tren, con una capacidad de procesamiento de 709 MMpcd y 60.000 bpd de condensado, esta planta se encarga de tratar el gas para cumplir la demanda del mercado interno y los convenios de exportación. (Ministerio de Hidrocarburos & Energia, 2011)

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.3.

1.3.1. Identificación del problema 1.3.1.1. Identificación de la situación problemática 

La madurez del campo por los años de explotación hacen que que la energía natural del yacimiento entre en una declinación promedio de 4.5% anual.



La caída del diferencial de presión entre el pozo y el reservorio, en los pozos más antiguos (SBL-2, SBL-3 y SBL-4) producen la disminución en el volumen de producción de hidrocarburos provocando: Que la planta de procesamiento de gas ubicado en San Antonio no obtenga un valor aceptable para procesar el gas y líquido.

1.3.1.2. Identificación de la causa 

Madurez del yacimiento en el bloque San Antonio por los años de explotación.



La caída del diferencial de presión entre el pozo y el reservorio, en los pozos más antiguos (SBL-2, SBL-3 y SBL-4).

5-203

1.3.2. Formulación del problema

La madurez del yacimiento por los años de explotación en el bloque San Antonio provoca la declinación en la producción de hidrocarburos. 1.3.2.1. Análisis causa-efecto

Causa: La madurez del yacimiento por los años de explotación en el bloque San Antonio. Efecto: Declinación de la producción de hidrocarburos.

OBJETIVOS Y ACCIONES

1.4.

1.4.1. Objetivo general

 Aplicar un método de recuperación de hidrocarburos para mantene r la tasa de producción en el bloque San Antonio (campo Sábalo). 1.4.2. Objetivos específicos  

 Analizar la información del bloque San Antonio (campo Sábalo). Seleccionar el método de recuperación de hidrocarburos aplicable al bloque San  Antonio. 6-203



Dimensionar el mecanismo de recuperación de hidrocarburos seleccionado.



Simular el incremento de hidrocarburos producido por el método de recuperación seleccionado.

1.4.3. Objetivos específicos y acciones del proyecto

Para el logro de los objetivos específicos de la tesis se tienen que seguir las siguientes acciones: TABLA1: OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y ACCIONES. ACCIONES.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

ACCIONES 

Describir el área de estudio.



Interpretar la secuencia estratigráfica del activo San Antonio y la geometría del



 Analizar la información del bloque San Antonio

yacimiento. 

(campo Sábalo).

Identificar las propiedades petrofísicas del yacimiento.



Identificar las características del fluido de producción.



Determinar las características de los pozos candidatos(SBL-X2,SBL-3 y SBL-4)

OBJETIVOS OBJETIVOS ESPEC FICOS FICOS



Seleccionar el método de

ACCIONES ACCIONES



adaptables a los pozos candidatos.

recuperación de hidrocarburos aplicable al bloque San Antonio.

 Analizar los métodos de recuperación

 

 Analizar los pozos candidatos. Determinar el pozo candidato más adecuado.

7-203



 Analizar los datos técnicos de diseño del método de recuperación seleccionado.



Dimensionar el



del método de recuperación seleccionado.

mecanismo de recuperación de



Realizar los cálculos de dimensionamiento



Establecer los equipos de superficie y

hidrocarburos

subsuelo necesarios para el método de

seleccionado.

recuperación seleccionado.

Simular el incremento de hidrocarburos producido por el método de recuperación seleccionado.



Seleccionar un simulador de producción petrolera.



Realizar la simulación del método de recuperación seleccionado.



Comparar los resultados obtenidos por el simulador, con los cálculos manuales.



Realizar la curva IPR con el nuevo caudal de producción.

Fuente: [Elaboración propia, 2016]

1.5.

JUSTIFICACIÓN.

1.5.1. Justificación técnica

Para el diseño de un método de recuperación de hidrocarburos se debe realizar una recopilación de datos, un análisis de los datos sobre el yacimiento estudiado será fundamental para la selección del método, desde un punto de vista de producción. El bloque San Antonio entró a una etapa de madurez, ingresando una declinación promedio natural de 4.5%, anteriormente se hizo trabajos para acondicionar los pozos y mantener su producción. Pero la caída de la producción es un hecho al que se enfrenta cada yacimiento, por lo que es necesario considerar con siderar un diseño de

8-203

recuperación de hidrocarburos para cumplir con la producción que necesita Bolivia para los mercados internos y externos. 1.5.2. Justificación económica

En la actualidad el Campo Sabalo produce el 30% de la producción nacional, De esta producción el 80% del gas es para gas de exportación al Brasil el resto del gas y 100% de líquidos es destinado para cubrir la demanda interna. De la producción de este campo Tarija recibe alrededor de $us 183.1 millones e regalías de este modo es necesario mantener los caudales de producción para así abastecer a los mercados tanto interna como externamente, pero ante el decline presentado de 4.5% anual estos beneficios corren riesgo y también se pone en peligro el cumplimiento de contratos de exportación y demanda interna. Según del Plan Estratégico Corporativo de YPFB corporación (2015-2019) en uno de sus principales objetivos que tiene YPFB en su plan estratégico aparte de la exploración de nuevos campos es garantizar la producción de hidrocarburos para cumplir con la demanda del mercado interno y los compromisos de exportación. 1.5.3. Justificación social

 Actualmente Bolivia tiene como principal fuente económica los Hidrocarburos, porque estos contribuyen al desarrollo del país. Socialmente el proyecto beneficiará a toda Bolivia, porque existe una demanda tanto en el mercado interno como en el mercado externo, que aumenta para cubrir el desarrollo que tiene Bolivia, este desarrollo trae consigo más fuentes de trabajo y a su vez mejora la calidad de vida de los bolivianos. 1.6.

ALCANCE

1.6.1. Alcance temático

El proyecto estará enfocado, en el análisis de la geología y estratigrafía del campo, determinar características generales que tiene el hidrocarburo, conocimiento de reservorios y producción petrolera para determinar el método de recuperación más eficiente. Para la solución problema se realizará la recolección de datos, mediante entrevistas, consultas, análisis de varios libros y documentos. 9-203

1.6.2. Alcance geográfico FIGURA 1: MAPA GEOGRÁFICO BLOQUE SAN ANTONIO.

Fuente: [YPFB andina S.A., 2015]

El proyecto se realizará en el bloque San Antonio ubicado en: País:

Bolivia

Departamento:

Tarija

Provincia:

Gran Chaco

Campo:

Sábalo

Sociedad:

Petrobras Bolivia S.A. (OP) 35%; Andina 50% y TEPBO 15%

Cuenca:

Subandino Sur

Ubicación Geológica en Superficie:

Flanco Occidental de la estructura, próxima a zona de eje, planchada en rocas del sistema carbonífero.

10-203

1.6.3. Alcance temporal

El presente proyecto se lo realizará en las gestiones primer y segundo semestre del 2016. 1.7.

HIPÓTESIS

1.7.1. Formulación de la hipótesis

La aplicación de un método de recuperación de hidrocarburos permitirá mantener la tasa de producción en el bloque San Antonio. 1.7.2. Análisis de variables

Variable independiente: La aplicación de un método de recuperación de hidrocarburos.

Variable dependiente: Mantener la tasa de producción en el bloque San Antonio.

1.8. MATRIZ DE CONSISTENCIA

PROBLEMA

OBJETIVO

HIPÓTESIS

TEMA TEMA DE INV INVES ESTIG TIGAC ACII N APLICACIÓN DE UN MÉTODO DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS PARA MANTENER LA TASA DE PRODUCCIÓN EN EL BLOQUE SAN ANTONIO (CAMPO SÁBALO)

11-203

La

madurez

del

 Aplicar

un

yacimiento por los

método

de

años de explotación

recuperación de

en el bloque San

hidrocarburos.

La aplicación de un método de recuperación de hidrocarburos.

 Antonio.

PROVOCA

PERM PERMIT ITIR IR

PARA

La declinación en la

Mantener la tasa

producción

de producción en

de

el

hidrocarburos.

bloque

San

 Antonio.

Mantener

la

tasa

de

producción

en

el bloque San  Antonio.

FIGURA 2: MATRIZ DE CONSISTENCIA. Fuente: [Elaboración propia, 2016 ]

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE INGENIERÍA PETROLERA 2. CAPITULO II FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA “BOLIVIA”

12-203

2.1. Ingeniería de yacimientos

Es aquella ciencia y aquel arte que permite el control y el pronóstico del comportamiento de un yacimiento durante su vida productiva.

13-203

Es ciencia porque tiene una amplia base científica, pero es “más arte” porque en la práctica, la mayoría de datos, fenómenos y “síntomas” del yacimiento pueden ser

interpretados lógicamente en varias formas. (Mannucci, 2003, Pág. 1) El objetivo de la ingeniería de petróleos es el recobro en una forma óptima de los hidrocarburos contenidos en el yacimiento. Este recobro depende de los siguientes factores: 2.1.1. Características físicas de las rocas y de la trampa 2.1.1.1. Rocas del yacimiento

La unidad geológica puede estar formada por diferentes tipos de roca: Ígneas metamórficas y sedimentarias.

Rocas ígneas: Son el resultado de la solidificación del magma y se identifican por: o

Presencia de muchas sustancias vítreas como componente básico.

o

Continuidad en la unión de sus componentes.

Comprenden dos grupos: o

o

Rocas ígneas intrusivas: Solidificación del magma en el interior de la corteza terrestre. Por ejemplo: diques, silts, lacolitos, chimeneas, stocks y batolitos. Rocas ígneas extrusivas: solidificación del magma en el exterior de la corteza terrestre. Por ejemplo: mantos de lava, tobas y tufas

Rocas metamórficas: Son derivadas de otras rocas por proceso de metamorfismo (presión y temperatura). Se identifican por: o

o

Presencia de poca sustancia vítrea.  Aspecto bandeado o de foliación.

Rocas sedimentarias: son el resultado de la unión de elemento de rocas preexistentes, que dan lugar a un sólido continuo. Se forman por la acumulación y 14-203

consolidación de material derivado de la destrucción de otras rocas. Este material es disuelto, transportado y depositado por el agua, el viento o lo glaciares. Se identifican por la presencia de fósiles. Se clasifican en: o

Rocas detríticas: Se forman por sedimentación de materiales transportados en suspensión (acción eólica o glaciar). Por ejemplo: conglomerados, brechas, areniscas y lutitas.

o

Rocas no detríticas: Se producen por la sedimentación de partículas transportadas en solución por el agua; ejemplo: calizas oolíticas. (Mannucci, 2003, Pág. 1-11)

2.2. Trampas de hidrocarburos

La trampa de hidrocarburos es una condicíon geológica de las rocas del subsuelo que permite la acumulacion del petroleo o del gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural (pliegues y fallas) o estratigrafos (lentes, acuñamiento de rocas porosas contra rocas no porosas denominadas rocas sellos). (Rodríguez, 2007, Pág. 6) Las trampas de hidrocarburos se clasifican en:

2.2.1. Trampas estructurales

Son consecuencias directa de los cambios geológicos producidos por las fuerzas subterráneas por la deformación de los estratos del subsuelo, causado por fallas (fracturas con desplazamientos) y plegamientos (figura 3). (Rodríguez, 2007, Pág. 7) FIGURA 3: TRAMPA ESTRUCTURA EST RUCTURAL. L.

15-203

Fuente: [Ingeniería Básica de Yacimientos, 2007]

2.2.2. Trampas estratigráficas

Son aquellas en las que el factor principal determina la trampa es la variación del tipo de roca originadas por cambios laterales y verticales en la porosidad de las rocas. Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de la roca porosa. Su presencia está relacionada con el ambiente en el cual se depositaron los estratos y con el sitio que ocupa en la cuenca (figura 4). (Rodríguez, 2007, Pág. 7) FIGURA 4: TRAMPA ESTRATIGRÁ EST RATIGRÁFICA. FICA.

Fuente: [Ingeniería Básica de Yacimientos, 2007]

2.2.3. Trampas combinadas

Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran constituidos por combinación de trampas. Ello significa que tanto el aspecto estructural (combinación de pliegues y/o fallas) como los cambios estratigráficos en el estrato que forma el yacimiento (cambios de porosidad de las rocas), influenciaron en entrampamiento de los hidrocarburos. Pero siempre se requiere una estructura para que exista la acumulación petrolífera, ya 16-203

que el contenido original del yacimiento se acumula porque el petróleo migra buzamiento arriba (Figura 5). (Rodríguez, 2007, Pág. 11) FIGURA 5: TRAMPA COMBINADA.

Fuente: [Ingeniería Básica de Yacimientos, 2007]

 Yacimientos de hidrocarburos 2.3. Yacimientos Los yacimientos de hidrocarburos se clasifican de acuerdo a los hidrocarburos que contienen. Los parámetros que se consideran de utilidad en esta clasificación pueden dividirse en dos grupos: 

Aquellos que se miden en campo durante las pruebas de producción: presión, temperatura, relación gas-petróleo (o condensado), gravedad API y color de líquido del tanque, etc.



Aquellos que que se se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas representativas y simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presión.

Dependiendo del estado en que se encuentre inicialmente la mezcla de hidrocarburos en el yacimiento, en forma general los yacimientos se pueden clasificar en yacimientos de gas y yacimientos de líquido o petróleo como se observa en la tabla 2. Dependiendo los grados API el petróleo puede subdividirse en yacimientos de crudo liviano, mediano, pesado y extrapesado. (Rojas, 2003, Pág. 21) TABLA 2: CLASIFICACIÓN DE LOS Y ACIMIENTOS. ACIMIENTOS.

17-203

Fuente: [Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado, 2003]

 Yacimientos de gas seco 2.3.1. Yacimientos Los yacimientos de gas seco contienen principalmente metano (%C1>90) con pequeñas cantidades de pentano y componentes más pesados (%C5+<1). Debido al alto contenido de componentes volátiles del gas seco, la condensación del líquido solo se alcanza a temperaturas bajo 0 oF como se observa en el diagrama de fases mostrado en la figura 6. La temperatura de los yacimientos de gas seco es mayor a la cricondentérmica y ni a las condiciones de yacimiento ni a las condiciones de superficie se entra a la región de dos fases durante el agotamiento de presión del yacimiento por lo que la mezcla de hidrocarburos se encuentra siempre en la fase gaseosa. Teóricamente los yacimientos de gas secos no producen líquidos en superficie, sin embargo, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria y generalmente un sistema de hidrocarburos que produzca con una relación gas-líquido (RGL) mayor de 100000 PCN/BN se considera seco. Del gas seco se puede extraer cierta cantidad de líquidos por medio de procesos criogénicos (enfriamiento). (Rojas, 2003, Pág. 22) FIGURA 6: DIAGRAMA DE FASES DE UN GAS NATURAL.

18-203

Fuente: [Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado, 2003]

 Yacimientos de gas húmedo 2.3.2. Yacimientos Los gases húmedos se caracterizan por un mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos. El término “húmedo” proviene que a las

condiciones de separación en superficie la mezcla cae en la región de dos fases generando relaciones gas-líquido mayor que 15000 PCN/BN de acuerdo a la tabla 3 tomada del trabajo de McCain. El líquido del tanque tiende a ser incoloro (similar a la gasolina natural con gravedad API mayor a 60º. El contenido liquido en el gas húmedo es menor que 30 BN/MMPCN. TABLA 3: CARACTERÍSTICAS DE LOS TIPOS DE HIDROCARBUROS. HIDROCARBUROS. API -<70

C2 +

C1

GAS SECO GAS HUMEDO

RGP >100000 >15000

<0.7% <4

>90% <90

COLOR -----INCOL.

GAS COND. PET. VOL.

>3200 >1750

>40 >40

<12.5 >12.5

>60 <60

AM. CLARO AM. OSCURO

PET. NEGRO

<1750

<45

>20

<50

NEG-VER

VARIACIÓN DE LA RGP Y GRAVEDAD API DURANTE LA VIDA PRODUCTIVA GAS SECO Y GAS HÚMEDO………permanecen constantes GAS CONDENSADO…………………aumentan a P
PETRÓLEO NEGRO…………………..RGP NEGRO…………………..RGP aumenta  aumenta y la gravedad API cambia poco a P
Fuente: [Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado, 2003]

Los gases húmedos difieren de los gases condensados en lo siguiente: 

No ocurre condensación retrógrada con el agotamiento de la presión.



Tiene menos cantidad de componentes pesados. 19-203



La cantidad de líquido en el separador es menor.

 Aunque el diagrama de fases que se muestra en la figura 7, no es exactamente representativo de todos los tipos de yacimiento ya que un yacimiento de crudo volátil no tiene la misma composición que uno de gas, se usará este diagrama solo con fines descriptivos. Consideremos que las condiciones iniciales del yacimiento son 300 oF y 3600 Psi, punto A. Como se puede observar en la figura 7, a estas condiciones, la mezcla se encuentra en fase gaseosa. A una temperatura constante en 300 oF, es evidente que la mezcla permanece en estado gaseoso mientras la presión declina a lo largo de la línea A-A1. Además, la composición del fluido producido no cambia durante la reducción de la presión. Esto se cumple porque a esa temperatura cricondentérmica (250 oF). Al fluir la mezcla hasta el sistema de separación (línea A-A2) entra en la región de dos fases y en este caso se condensa aproximadamente un 6% del volumen de la mezcla producida. (Rojas, 2003, Pág. 24) FIGURA 7: DIAGRAMA DE FASES.

Fuente: [Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado, 2003]

 Yacimientos de gas condensado 2.3.3. Yacimientos En la composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas condensado es todavía predominante metano (>60%) como en el caso de los yacimiento de gas seco y húmedo, aunque la cantidad de hidrocarburos pesados es considerablemente mayor. Un gas condensado es un gas con líquido disuelto.

20-203

La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales de presión y temperatura (Figura 8) se encuentra en la fase gaseosa o en el punto de rocío. La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la cricondentérmica de la mezcla. Un gas condensado presenta condensación retrograda isotérmica en un rango de temperaturas (200 oF-400 oF) y presiones (3000-8000 Psi) normales en yacimientos. En su camino hacia el tanque de almacenamiento el condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura, penetra rápidamente la región de dos fases para llegar a superficie con las características de la tabla 3 mostrada anteriormente. (Rojas, 2003, Pág. 25). FIGURA 8: DIAGRAMA DE GAS CONDENSADO.

Fuente: [Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado, 2003]

2.4. Caracterización de las rocas del yacimiento

2.4.1.Porosidad de las rocas del yacimiento La porosidad es la fracción del volumen total de la roca no ocupada o libre de material. Las rocas sedimentarias consisten de: 

Granos de materia solida de variadas formas que constituyen lo que se denomina matriz o esqueleto y los cuales están más o menos cementados. 21-203

Espacios vacíos entre los granos, llamados poros, en los cuales se se pueden alojar fluidos como agua o petróleo o gas y además circular en este espacio.



Considérese una roca de cualquier forma como la mostrada en la (figura 9): FIGURA 9: MEDIO POROSO.

Fuente: [Caracterización Física de Yacimientos, 2003]

Donde, Vt: volumen total o aparente de la roca. Vp: volumen o espacio (volumen poroso) entre granos. Vs: volumen real de los granos. La porosidad está definida en porcentaje, es la relación entre el volumen poroso y el volumen total. (Mannucci, 2003, Pág. 2-1) ec-1 2.4.1.1. La clasificación de la porosidad 

Según la comunicación de los poros o

Porosidad efectiva: Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados entre sí. Es la que se mida en la mayoría de los porosimetros y es en realidad la que interesa para las de petróleo y gas en sitio.

22-203

o

Porosidad absoluta: Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados o no entre sí. La diferencia entre ambas porosidades se denomina porosidad residual o no efectiva. (Mannucci, 2003, Pág. 2-3)

2.4.1.2. Factores que afectan la porosidad

Los factores principales que afectan la porosidad son los siguientes: 

Tipo de empaque.



Distribución de los granos y su geometría (forma y tamaño).



Material cementante.



Presión de capas suprayacentes y confinantes.



Presencia de partículas finas de arcilla (arcillosidad). (Mannucci, (Mannucci, 2003, Pág. 2-4)

2.4.1.3. Geometría y distribución de los granos

Investigaciones realizadas reconocen que los materiales naturales que están presentes en una arena poseen una gran variedad en su tamaño y que no solamente el empaque, sino la angularidad y distribución del tamaño de las partículas afecta a la porosidad. Como valores reales de la porosidad pueden indicarse los siguientes: (Mannucci, 2003, Pág. 2-9) 

Areniscas, entre 10 y 40%, dependiendo de la naturaleza del cemento y su estado de consolidación.



Calizas y dolomitas, entre 5 y 25%.



Arcillas, entre 20 y45% dependiendo al origen y de la profundidad.

En general, se puede decir que la porosidad es: 

Despreciable si es <5%

23-203



Baja si 5


Buena si 10< porosidad<20%



Excelente si es >20%

2.4.2. Permeabilidad de las rocas del yacimiento

La permeabilidad es la medida de la factibilidad con que una roca permite que los fluidos se muevan dentro del volumen poroso interconectado. Así como la porosidad es la forma de medir la capacidad de almacenar fluidos en la roca porosa, la permeabilidad regula la tasa a la cual los fluidos puedan ser producidos o desplazados de este medio poroso. La unidad para una roca dad la permeabilidad se cuantifica como la cantidad de fluido normal que pasa a través de sección transversal unitaria en una unidad de tiempo. Considere un medio poroso como el señalado en la figura 10. FIGURA 10: UNIDAD “DARCY”.

Fuente: [Caracterización Física de Yacimientos, 2003]

Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de un centipoise y que llena totalmente el medio poroso, fluye a través de él bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un cm 2 por segundo, por centímetro de longitud y bajo una diferencial de presión de una atmosfera. Los rangos de la permeabilidad son dados por el instituto de los Estados Unidos el cual da un rango representado en la siguiente tabla 4: (Mannucci, 2003, Pág. 2-13) TABLA 4: RANGOS DE LA PERMEABILIDAD. PERMEABILIDAD.

24-203

Rango

Permeabilidad mD

Muy lenta

<0,1

Lenta

0,1-0,5

Moderadamente lenta

0,5-2,0

Moderada

2,0- 6,5

Moderadamente elevada

6,5-12,5

Elevada

12,5-25

Muy elevada

>25

Fuente: [Soil Consevation Service ,(2005)]

2.4.2.1. Medición de la permeabilidad absoluta 

Ley de Darcy

La idea de permeabilidad fue introducida por primera vez en 1856 por Henry Darcy, quien investigó el flujo de agua a través de filtros de arena para purificación del agua. Darcy realizó una serie de pruebas hasta a llegar a la siguiente ecuación: ec-2 Donde, Q= Tasa de flujo (cm 3/seg) L= Longitud del empaque (cm)  A= Área transversal en (cm2) K: es la constante de proporcionalidad dependiente de las características de la arena. (Mannucci, 2003, Pág. 2-16) 2.5. Fluidos presentes en el yacimiento

25-203

Para estimar la cantidad de fluidos presentes un yacimiento es necesario determinar la fracción de volumen poroso ocupada por cada fluido presente. (Mannucci, 2003, Pág. 2-53) 2.5.1. Saturación de fluido “Es la fracción del volumen poroso en el yacimiento ocupado por un determinado fluido” 

Según su nomenclatura es representado por la letra Si, donde i=o,w,g

En el yacimiento selo se presentan tres fluidos: Petróleo: o; agua: w y gas: g, por lo tanto: 2.5.1.1. Saturación de petróleo

Es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada por el petróleo. ec-3 2.5.1.2. Saturación de agua

Es la fracción del volumen poroso del yacimiento ocupada por el agua connata. ec-4 2.5.1.3. Saturación de gas

Es la fracción del volumen poroso del yacimiento ocupada por el gas. ec-5  Además, en el medio poroso se cumple: ec-6

26-203

Los fluidos Agua, gas y petróleo son los fluidos más comunes encontrados en el yacimiento. (Mannucci, 2003, Pág. 2-54) 2.5.2. Determinación de la Saturación

Ello puede hacerse mediante: a)

Métodos directos en el laboratorio, tales como el llamado Método de Retorta y el de “Extracción por solventes”. por  solventes”.

b)

Métodos indirectos en el pozo mediante el perfilaje eléctrico con registros especiales con tal objetivo. (Mannucci, 2003, Pág. 2-54)

2.5.3. Agua intersticial (Swi)

El agua intersticial o connata o innata es aquella que está presente en cualquier punto de todo yacimiento de hidrocarburos. Esta agua rodea a los granos y llena los pequeños poros grandes y las grietas, tal como se muestra en la figura 11.

FIGURA 11: ESQUEMA DEMOSTRATIVO DE LA DISTRIBUCIÓN DE FLUIDO.

Fuente: [Caracterización Física de Yacimientos, 2003]

La saturación de agua depende de:

27-203



Tamaño de los poros y la distribución entre entre ellos.



La altura de la muestra encima de la zona productora de agua.

Las areniscas de poros grandes, calizas oolíticas o vacuolas y todas las rocas con altas porosidades tienen relativamente bajos valores de saturación de agua connata irreducible, mientras que las areniscas de poros pequeños tienen por lo general altas saturaciones de agua connata irreducible. (Mannucci, 2003, Pág. 2-56) 2.5.4. Volúmenes de los fluidos en el yacimiento

Desde el punto de vista volumétrico considerando al yacimiento como un sistema homogéneo, los volúmenes de petróleo, gas y agua presentes en la zona de petróleo pueden estimarse de la forma siguiente:  

Agua ec-7

 

Petróleo ec-8

Donde, Vwi y Vo en barriles de yacimiento (BY) si Vp es en acres-pie, siendo: ec-9 Donde,  A=área en Acres y h=la altura en pies,  

= fracción.

Gas ec-10

Donde, 28-203

Vg=volumen de gas en pies cúbicos de yacimiento (PCY) si vp=es en acres-pie. Sí Sg=0 (yacimiento subsaturado), entonces So=1-Swi. (Mannuci, 2003, Pág. 2-57) 2.5. Propiedades del gas

En la industria petrolera para determinar las propiedades del gas natural y gas condensado. Los análisis de laboratorio son la vía más apropiada para determinar las propiedades físicas y químicas de una mezcla particular de hidrocarburos; sin embargo, en ausencia de datos de laboratorio las correlaciones representan una alternativa viable para estimar las propiedades de gases y líquidos presentes en el yacimiento de hidrocarburos.  A continuación se mostrara la tabla 5 de las propiedades físicas de los componentes del gas. (Rojas, 2003, Pág. 101)

TABLA 5: PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS COMPONENTES COMPONENTES DEL GAS NATURAL

29-203

Fuente: [Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado, 2003]

2.5.1. Peso molecular aparente

El peso molecular aparente de una mezcla dependiendo de la información disponible puede ser determinado por los siguientes métodos: 2.6.1.1. En base a la composición de la mezcla 

 



Gas Natural, ∑

ec-11

∑

ec-12

Condensado,

Gas Condensado, 30-203

∑

ec-13

Donde, Mg, Mc, Mgc= peso molecular del gas natural, condensado (liquido) y gas condensado, respectivamente, lbm/lbmol o grm/grmol. Mi= peso molecular del componente i en la mezcla, lbm/lbmol o grm/grmol. Yi,Xi,Zi = fracción molar del componente i en el gas natural, condensado y gas condensado, respectivamente. N= número de componentes de cada mezcla. 2.6.1.2. Sacar el peso molecular en base a la gravedad específica

Del comportamiento de los gases a baja presión, la gravedad especifica de una mezcla de hidrocarburos a condiciones normales (CN: 14,7 lpca y 60 F) está dada por: ec-14 Donde Ma es el peso molecular del aire (28.96 lbm/lbmol) De la ecuación 14. El peso molecular se puede sacar por, Para el gas natural, ec-15 Para el gas condensado, ec-16 Donde, γg= gravedad especifica del gas natural (aire=1)

31-203

γgc= gravedad especifica del gas condensado (aire=1)

Para el condensado, Cragoe presenta la siguiente ecuación, ec-17 Donde, ϒc= gravedad especifica del condensado (agua=1)

 API=gravedad API del condensado Esta ecuación permite hacer un estimado aceptable del peso molecular del condensado cuando no se conoce la composición del mismo. La gravedad API según el American Petroleum Institute puede ser determinado con la siguiente ecuación: (Rojas, 2003, Pág. 104) ec-18 2.5.2. Gravedad específica del gas condensado

En base a la relación gas-condensado (liquido) de superficie (RGC, PCN/BN) se puede estimar la gravedad especifica de la mezcla gas condensado que produce un yacimiento y la cual fluye hasta superficie al sistema de separación gas-liquido como se muestra en la (tabla 4) ilustrada anteriormente, de las propiedades físicas de los componentes del gas natural. 

Balance de masa: ec-19



Balance molar: ec-20

Las tasas másicas y molares de gas y condensado se pueden determinar a partir de las tasas de flujo. 32-203

ec-21 (

)

ec-22 ec-23 ec-24

Remplazando la ecuación 21 y 22 en la ecuación 19 se obtiene la tasa másica de gas condensado que entra al separador, ec-25 La tasa molar del gas condensado se obtienen de las tasas molares de gas y condensado, ec-26 Dividiendo la tasa másica por la tasa molar se obtiene el peso molecular del gas condensado, ec-27

En función de RGC=qg/qc y γg=Mg/28.96 la ecuación 27 puede escribirse,

ec-28 La gravedad especifica del gas condensado (aire=1) se calcula a partir de Mgc, ec-29 Donde, γgc=gravedad especifica del gas condensado (aire=1)

33-203

γg=gravedad especifica del gas (aire=1) γgc=gravedade especifica del condensado (aire=1)

RGC=relación gas-condensado, PCN/BN Mc=peso molecular del condensado, lbm/lbmol. Subiendices: g=as, c=condensado, gc= gas condensado Si se tiene informacion de las relaciones gas-petróleo (Ri) y de las gravedades específicas (γgi) de los gases producidos en cada etapa de separación la ecuacion 30 permite cacular un valor de γgc mas presciso que el de la ec. 29. ∑ ∑

ec-30

Donde, NE= No. De etapas de separación. (Rojas, 2003, Pág. 106) 2.5.3. Propiedades pseudocríticas

Las propiedades críticas de un gas condensado se pueden determinar en el laboratorio usando una celda visual PVT. En razón de que esta medición toma bastante tiempo y necesita de un equipo de gran precisión, Kay recomendó el uso de valores seudocríticos para para correlacionar las propiedades termodinámicas de mezclas gaseosas y liquidas de hidrocarburos. La presión y temperatura seudocrítica (Psc y Tsc) se pueden determinar a partir de la composición o de la gravedad especifica de la mezcla. 2.6.3.1. En base a la composición para el gas natural 

Para el gas natural ∑ ∑

34-203

ec-31 ec-32



Para el gas condensado ∑

∑

ec-33

ec-34

Donde, Pci= presión crítica del componente i, lpca Tci= temperatura crítica del componente i, or Yi, Zi fueron previamente definidos. (Rojas, 2003, Pág. 110) 2.6. Perforación de pozos

Perforación es el proceso de construir un hoyo en el subsuelo para explotar y/o para la extracción de recursos naturales tales como agua, gas o petróleo. (nous group, Pág. 2, 2005) 2.6.1. Tipos de pozos

Los tipos de pozos se diferencias por la función que cumplen:  

Exploratorios.

 

Evaluación.

 

Desarrollo.

2.7.1.1. Pozos exploratorios

El principal objetivo de estos pozos es establecer la presencia de hidrocarburos (figura 12). FIGURA 12: POZO EXPLORATORIO. EXPLORATORIO.

35-203

Fuente: [“Tipos de pozos”, 2014] 

2.7.1.2. Pozos de evaluación

Su principal objetivo es de determinar el tamaño del campo las propiedades del yacimiento y cómo van a producir la mayoría de los pozos (figura 13). FIGURA 13: POZO DE EVALUACIÓN.

Fuente: [“Tipos de pozos”, 2014] 

2.7.1.3. Pozos de desarrollo

El principal objetivo es poner en producción al campo, siendo su prioridad producción antes que la toma de datos. Entre estos pozos se encuentran: 

Pozos de producción.



Pozos de inyección.



Pozos de observación. (Vaz, 2014)

36-203

2.7.2. Clasificación de los pozos

2.7.2.1.Verticales 

Son los pozos convencionales dentro de la industria petrolera.



Sus ventajas radican en:



Menor tiempo de perforación.



Menor longitud de tubería.



Menor longitud de tubería de revestimiento.



Menores costos.

Desventajas: 

Caudal de producción menor.



Problemas de conificación de agua y crudo.

2.7.2.2. Horizontales 

Sus ventajas radican en:



Pare minimizar bajas en la producción.



Para yacimientos propensos a la conificación de agua y aceite.



Para yacimiento propenso a la producción de arena.



En yacimientos fracturados done un pozo horizontal horizontal de una mejor oportunidad de interceptar las fracturas. f racturas. . (nous group, Pág. 4, 2005)

2.7. Producción de hidrocarburos Durante la vida productiva de los yacimientos se encuentran tres “etapas” que se

refieren a tres distintas recuperaciones de aceite de acuerdo a la presión y la producción que cualquier yacimiento pueda presentar. La primera etapa (comportamiento primario) consta de la producción de fluidos del yacimiento con la energía natural del mismo (Pi) la cual empezará a declinar hasta 37-203

llegar a la segunda etapa o recuperación secundaria. En la recuperación secundaria, se busca restablecer o mantener la energía (presión) . Finalmente el yacimiento entra a la etapa final de producción en donde se utilizan métodos de recuperación mejora o EOR, por sus siglas en inglés (Enhanced Oil Recovery. (Alcudia & De la Fuente, 2015, Pág. 8) 2.8.1. Sistema artificiales de producción

Inicialmente, la presión del yacimiento (Py) es considerablemente más elevada que la presión del fondo fluyendo en los pozos (Pwf), es decir: Py>Pwf. Esta elevada presión diferencial natural desplaza los hidrocarburos hacia el pozo y hacia la superficie. No obstante, a medida que la presión del yacimiento disminuye debido a la producción, de la misma forma lo hace esta diferencia de presiones. Para reducir la Pwf o incrementar la diferencia entre Py y Pwf y aumentar la producción de hidrocarburos, es necesario implementar un sistema artificial de producción (SAP) o de levantamiento artificial. (Alcudia & De la Fuente, 2015, Pág. 16) 2.8.1.1. Parámetros de funcionamiento para sistemas artificiales de producción en

pozos de aceite. La selección de un sistema artificial es un proceso que obedece a razones económicas y técnicas en las cuales tanto el ingeniero de producción como el de yacimientos  juegan un papel importante para garantizar un sistema eficiente y adecuado a las condiciones del pozo.  A continuación se ilustrara la tabla 6 que relaciona los parámetros más importantes a considerar de un pozo de aceite. (Dupré, Giérega, Cabral & Suriano citados en Marttelo, 2010, Pág. 5) TABLA 6: PARÁMETROS PARA LOS SISTEMAS SISTEM AS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN.

38-203

Fuente: [PEMEX Exploración y Producción, 2010]

2.8.1.2. Sistemas de producción para pozos de gas

Los pozos productores de gas, tienen la problemática de la presencia de líquidos, como son el agua y los condensados. Cando se produce el gas, si la velocidad del gas es lo suficientemente elevada, lleva líquidos consigo. Una elevada velocidad de gas resulta en un régimen de flujo tipo niebla, en el que las gotas de líquido se encuentran dispersas en el gas. En este caso el porcentaje de líquido en la corriente de gas en la tubería de producción es reducido. (Dupré, Giérega, Cabral & Suriano citados en Marttelo, 2010, Pág. 5)  A continuación se ilustrara la tabla 7 que relaciona los parámetros más importantes a considerar de un pozo de gas. TABLA 7: SISTEMAS DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN PARA GAS.

39-203

Fuente: [Sistema de producción para Pozos de Gas Natural, 2009]

2.8.2. Bombeo mecánico

Existen diferentes tipos de bombeo mecánico sus principales aspectos son la varilla de succión y los instrumentos usados. Están el uso de varios sistemas diferentes de bombeo, por ejemplo, el bombeo convencional con varilla de succión, el bombeo de carrera larga y los bombeos hidráulicos, centrífugos y sónicos. Pero se estudiara el bombeo convencional con varilla de succión. Este método, tan común y simple mecánicamente, tiene muchas características interesantes, pero quedan aún varias interrogantes que todavía no se resuelven satisfactoriamente como por ejemplo, la determinación de la profundidad de la colocación de la bomba y el diámetro del embolo que puede llevar el máximo gasto con bombeo de un pozo particular. Otro problema interesante es el de las anclas separadoras de gas (separadores en el fondo del agujero); y queda todavía otro más: la interpretación de los resultados obtenidos con los dispositivos para determinar la profundidad del nivel del fluido en el espacio anular durante el bombeo. (McGraw, 2010, Pág. 299) 2.8.2.1. El ciclo del bombeo mecánico

40-203

En su forma más simple, la bomba consiste de un cilindro o camisa suspendida en la tubería de producción, el embolo se mueve arriba y hacia abajo en el interior de este cilindro por medio de la sarta de varillas de succión, la cual consiste en una serie de varillas de acero enroscadas y acopladas en la superficie en la unidad de bombeo. La unidad y la maquinaria motriz en la superficie suministran el movimiento oscilatorio a la sarta de varillas de succión y, en consecuencia, a la bomba. En el fondo del cilindro esta estacionada una válvula estacionaria de bola y asiento, la válvula estacionaria o fija (SV), en tanto que una segunda válvula de esfera y asiento, la válvula viajera (TV), está localizada en el embolo. FIGURA 14: CICLO DEL BOMBEO MECÁNICO.

Fuente: [Fundamentos de producción y mantenimiento de  pozos petroleros, 2010]

Las características principales del ciclo se ilustran en la figura 14 y los cuatro esquemas incluidos en esta figura se refieren a las situaciones que se describen abajo. 

Movimiento descendente de émbolo, cerca del fondo de la carrera: El fluido se mueve hacia arriba a través de la válvula viajera abierta mientras el peso de la columna de fluido en la tubería de producción esta soportado por la válvula fija, la cual en consecuencia está cerrada (si la cantidad de hidrocarburos fluyendo fuera mayor que el peso de la columna del fluido, la válvula viajera estaría abierta aun cuando el embolo estuviera cerca del fondo de su carrera, y el pozo fluiría o, posiblemente, se pondría en movimiento).

41-203



Movimiento ascendente del émbolo, cerca del fondo de la carrera: la válvula viajera ahora está cerrada; en consecuencia, la carga debida a la columna del fluido se ha transferido a la tubería de producción a la sarta de varillas. La válvula fija (mostrada abierta en la figura 14 b) se abre tan pronto como la presión de abajo excede la presión de arriba; la posición en la carrera hacia arriba, en la cual ocurre esto, depende del espaciamiento de la bomba, es decir, del volumen incluido entre las válvulas fijas y viajera al fondo de la carrera, y el porcentaje de gas libre atrapado en el volumen del fluido.



Movimiento ascendente del émbolo, cerca de la parte superior de la carrera: Si en el pozo hay producción obtenida por bombeo, la válvula fija debe estar abierta este tiempo, permitiendo que la formación entregue producción a la tubería de producción. La válvula viajera está cerrada.



Movimiento descendente del émbolo, cerca de la parte superior de la carrera: La válvula fija está cerrada por el aumento de presión que resulta de la compresión de los fluidos entre el volumen de las válvulas fija y viajera. La válvula viajera está abierta en la figura 14 d), pero el punto de la carrera hacia abajo en el cual se abre depende del porcentaje de gas libre en lo fluidos entrampados, ya que la presión debajo de la válvula debe exceder a la presión de arriba (es decir, la presión debida a los fluidos en la tubería de producción arriba de émbolo) antes de que la válvula viajera se abra. (McGraw, 2010, Pág. 301)

2.8.3. Bombeo de cavidades progresivas

La bomba PCP (por cavidades progresivas) está constituida por dos piezas longitudinales en forma de hélice, una que gira en contacto permanente dentro de la otra que esta fija, formando un engranaje helicoidal: 

El rotor metálico, es la pieza interna conformada por una sola hélice.

42-203



El estator, la parte externa está constituida por una camisa de de acero revestida internamente por un elastómero (goma), moldeado en forma de hélice enfrentadas entre sí, cuyos pasos son el doble del paso de la hélice del rotor.

 Algunos de los avances logrados y que en la actualidad juegan un papel importante, han extendido su rango de aplicación que incluyen: 

Producción de petróleos pesado y bitúmenes (<18o API) con cortes de arena hasta un 50%.



Producción de crudos medios (18-30 o API) con limitaciones en el % de SH2.



Petróleos livianos (>30 o API) con limitaciones en aromáticos.



Producción de pozos con altos % de agua y altas producciones brutas, asociadas a proyectos avanzados de recuperación secundaria (por inyección de agua). (Hirschfelt, 2008, Pág. 2)

2.8.3.1. Principios de funcionamiento y definiciones

El estator y el rotor no son concéntricos y el movimiento del rotor es combinado, uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional (en dirección opuesta a su propio eje) alrededor el eje del estator. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separada entre sí. Cuando es rotor gira en el interior del estator (succión) hasta la descarga, generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo, es de desplazamiento positivo. En la siguiente figura 15 ilustra el funcionamiento de un bombeo mecánico por cavidades progresivas. FIGURA 15: FUNCIONAMIENTO POR CAVIDADES PROGRESIVAS.

43-203

Fuente: [Manual de Bombeo por Cavidades Progresivas, 2008]

La geometría del sello helicoidal formado por el rotor y el estator están definidos por los siguientes parámetros (Figura 16): FIGURA 16: MEDIDAS DEL ROTOR Y ESTATOR.

Fuente: [Manual de Bombeo por Cavidades Progresivas, 2008 ]

La capacidad de la bomba PCP para vencer una determinada presión está dada por las líneas de sello hidráulico formados entre ROTOR-ESTATOR. Para obtener esas líneas de sello se requiere una interferencia entre rotor/estator, es decir una compresión entre rotor y estator. En la siguiente imagen figura 17 podemos ver posiciones del rotor y estator en una bomba de lóbulo simple. (Hirschfelt, 2008, Pág. 5) FIGURA 17: POSICIONES DEL ROTOR Y ESTATOR DE UNA BOMBA DE LÓBULO SIMPLE.

44-203

Fuente: [Manual de Bombeo por Cavidades Progresivas, 2008]

2.8.3.2. Elastómeros

Son la base del sistema por cavidades progresivas en el que esta moldeado el perfil de doble hélice del estator. De su correcta determinación y su interferencia con el rotor depende en gran medida la vida útil de la PCP. Este elemento que puede ser estirado un mínimo de dos veces su longitud y recuperar inmediatamente su dimensión original. (Hirschfelt, 2008, Pág. 9) 2.8.4. Gas lift

El gas lift o conocido por sus siglas LAG (Levantamiento artificial por gas), es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie. Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas: 

LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantarla bajo condiciones de flujo continuo.



LAG Intermitente: Donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de líquido.

En la siguiente figura (Fig. 18) podemos ver ilustrado los dos tipos básicos de LAG: (ESP OIL, 2004, Pág. 9) 45-203

FIGURA 18: TIPOS DE LAG.

Fuente: [ESP OIL “Gas Lift Básico”, 2004] 

2.8.4.1. Rangos de aplicación

El levantamiento artificial por gas se aplica preferente en pozos que producen crudos livianos-medianos. En la siguiente tabla 8 se muestran los rangos de aplicación en el método de levantamiento artificial por gas continuo e intermitente. TABLA 8: RANGOS DE APLICACIÓN DE LAG.

Fuente: [ESP OIL “Gas Lift Básico”, 2004]

En la tabla 9 que se muestra a continuación fue presentada por K. Brown para establecer las tasas máximas y mínimas que bajo condiciones de flujo continuo vertical pueden ser transportadas eficientemente en diferentes tuberías de producción, los cálculos fueron realizados considerando una RGL de 2000 pcn/bn. (ESP OIL, 2004, Pág. 10) TABLA 9: TASAS DE FLUJO CONTINUO.

46-203

Fuente: [ESP OIL “Gas Lift Básico”, 2004] 

2.8.4.2. Levantamiento artificial por gas continuo

En este tipo de levantamiento artificial se inyecta una tasas diaria de gas en forma continua lo más profundo posible en la columna del fluido a través de una válvula en el subsuelo, con el propósito de disminuir la presión fluyente en el fondo del pozo aumentado la diferencial de presión a través del área de drenaje para que la formación productora aumente la tasa de producción que entrega al pozo. a) Mecanismo de levantamiento:

En el levantamiento artificial por gas continuo los mecanismos de levantamiento involucrados son: 

Reducción de la densidad del fluido y del peso de la columna lo que que aumenta el diferencial de presión aplicado al área de drenaje del yacimiento.



Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase liquida.



Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas.

b) Eficiencia del LAG continuo:

La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta a medida que se inyecta por el punto más profundo posible la tasa de gas adecuada, de acuerdo al comportamiento de producción del pozo. La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente posible, la cual está a dos o tres tubos por encima de la empacadura superior. 47-203

Cuando se dispone de suficiente presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática de líquido que se encuentra inicialmente sobre la válvula operadora se coloca una válvula a la mencionada profundidad, sin necesidad de utilizar válvulas que descarguen previamente el líquido utilizado para controlar el pozo. En caso contrario se debe utilizar varias válvulas por encima de la operadora conocidas con el nombre de válvulas de descarga, ya que ellas descargaran por etapas el líquido que se encuentra por encima de la válvula operadora. Un espaciamiento correcto de estas válvulas y adecuada selección de las mismas permitirán descubrir la válvula operadora para inyectar así el gas por el punto más profundo posible. 

Tasas de inyección de gas adecuadas: Tal como se observa en la figura anterior la tasa de inyección de gas dependerá de la tasa de producción, del aporte de gas de la formación de la RGL total requerida por encima del punto de inyección. Estimar la RGL total adecuada dependerá de si se conoce o no el comportamiento de afluencia de la formación productora. (

)

ec-41

Donde, qiny= Tasa de inyección de gas requerida, Mpcn/d. RGLt= Relación gas líquido total pcn/bn. RGLf= Relación gas líquido de formación, pcn/bn. ql= tasa de producción de líquido (bruta),d/b Cuando se conoce el comportamiento de afluencia de la formación productora se debe utilizar un simulador de análisis nodal que permita cuantificar el impacto de la tasa de inyección de gas sobre la tasa de producción del pozo. La representación gráfica de la tasa de producción en función a la tasa de inyección de gas recibe el nombre de Curva de Rendimiento del pozo de LAG continuo.

48-203

La siguiente grafica 1 ilustra la determinación de la curva de rendimiento del pozo de LAG continuo. GRÁFICA 1: CURVA DE RENDIMIENTO LAG CONTINUO.

Fuente: [ESP OIL “Gas Lift Básico”, 2004]  

Control de la tasa de inyección: Para el LAG continuo la tasa de inyección diaria de gas se controla con una válvula ajustable en la superficie, la presión aguas arriba será la presión del sistema o múltiple, mientras que la presión aguas abajo dependerá del tipo de válvulas utilizadas como operadora en el pozo y la tasa de inyección de as suministrada al pozo

c) Subtipos de LAG continuo:

Existen dos subtipos de LAG continuo: tubular y anular. 

LAG continúo tubular: Este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a través de la tubería de producción.

49-203



LAG continúo anular: En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la tubería de producción y se levanta conjuntamente por los fluidos aportados por el yacimiento a través del espacio anular antes mencionado.

d) Uso de tuberías enrolladas “Coiled tubing”:

Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde se inyecta el gas por una tubería enrollable introducida en la tubería de producción y se produce por el espacio anular existente entre la tubería de producción y el “Coiled tubing”. Esta

variable se utiliza cuando se desea reducir el área expuesta al flujo y producir en forma continua sin deslizamiento, o cuando por una razón operacional no se pueden usar las válvulas de levantamiento instaladas en la tubería de producción.  A continuación se mostrara una figura 19 los tipos de LAG. (ESP OIL, 2004, Pág. 16)

FIGURA 19: TIPOS DE FUNCIONAMIENTO FUNCIONAMIENTO DE LAG L AG CONTINUO.

Fuente: [ESP OIL “Gas Lift Básico”, 2004]

50-203

2.8.4.3. Levantamiento artificial por gas intermitente:

El levantamiento artificial por gas intermitente consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta superficie, el tapón de líquido que aporta el yacimiento por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa la inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello el aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de la inyección. a) Mecanismos de la inyección:

En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de levantamiento involucrados son: 

Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido.



Expansión del gas inyectado la cual empuja al tapón de líquido hacia el cabezal del pozo y de allí a la estación del flujo.

La siguiente figura 20 se ilustra el ciclo de levantamiento con gas en flujo intermitente. FIGURA 20: LAG INTERMITENTE.

Fuente: [ESP OIL “Gas Lift Básico”, 2004]

51-203

b) Ciclo de levantamiento intermitente: Es el lapso transcurrido entre dos arribos

consecutivos del tapón de líquido a la superficie. 

Influjo: Inicialmente la válvula operadora está cerrada. La válvula de retención en el fondo del pozo se encuentra abierta permitiendo al yacimiento aportar fluido hacia la tubería de producción. El tiempo requerido para que se restaure en la tubería de producción el tamaño de tapón

adecuado

depende

fuertemente del índice de productividad del pozo, de la energía de la formación productora y del diámetro de la tubería. 

Levantamiento: Una vez restaurada la presión del líquido, la presión del gas en el anular debe alcanzar a nivel de la válvula operadora, el valor de la presión de apertura (Pod) iniciando el ciclo de inyección de gas en la tubería de producción para desplazar el tapón de líquido en contra de la gravedad, parte del líquido se queda rezagado e n las paredes de la tubería (“liquid fallback”) y en cuanto el tapón llega a la superficie, la alta presión del mismo provoca un aumento brusco de la Pwh.



Estabilización:  Al cerrar c errar la válvula operadora por la disminución dis minución de la l a presión p resión en el anular el gas remanente en la tubería se descomprime progresivamente permitiendo la entrada de los fluidos hacia el pozo nuevamente.

c) Eficiencia del LAG intermitente

La eficiencia del levantamiento intermitente al igual que en el continuo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril de petróleo, la eficiencia aumenta en medida que se elige la frecuencia de ciclos que maximice la producción diaria de petróleo y se utilice la cantidad de gas por ciclo necesaria para un levantamiento eficiente del tapón de líquido. 

Máxima profundidad de inyección: La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacional posible la cual está a dos o tres tubos por encima de la empacadura superior. Por lo general en este tipo de LAG no se requieren válvulas de descarga ya que la energía del yacimiento es baja y el nivel estático se encuentra cerca del fondo del pozo.

52-203



Tasa de inyección de gas adecuada: El volumen de gas de levantamiento que se suministra a la tubería de producción durante el periodo de inyección es aproximadamente el requerido para llenar dicha tubería con el gas comprimido proveniente del anular. El consumo diario será el volumen anterior multiplicado por el número de tapones que serán levantados al día. Las restricciones en la superficie juegan un gran papel en el volumen de gas requerido por ciclo.



Control de la inyección: Para el LAG intermitente la tasa diaria de gases controla con una válvula ajustable a superficie conjuntamente con la válvula especial (piloto) en el subsuelo con un controlador de ciclos de inyección en la superficie.

d) Subtipos de LAG intermitente: Existen tres subtipos de LAG intermitente: 

LAG intermitente convencional: En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón de líquido en contra de la gravedad. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento y/o el índice de productividad alcanza valores bajos (aproximadamente Pws menores de las 150 lpc por cada 1000 pies e índices menores de 0.3 bpd/lpc).



LAG intermitente con cámara de acumulación (Chamber lift): En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio anular entre el revestidor de producción y la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente el líquido directamente a favor de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento alcanza valores muy bajos, de tal magnitud (aproximadamente menores de las 100 Psig por cada 1000 pies) que con el intermitente convencional el tapón formado sería muy pequeño y por lo tanto la producción será casi nula.



LAG intermitente con pistón metálico (Plunger lift): En este tipo de LAG intermitente se utiliza en espacia interno de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas deslaza directamente un pistón metálico que sirve de interface sólida entre el gas 53-203

inyectado y el tapón de líquido a levantar. Se utiliza para minimizar el resbalamiento de líquido durante el levantamiento del tapón. En la siguiente figura 21 se representan los diferentes subtipos de LAG intermitente. (ESP OIL, 2004, Pág. 19)

FIGURA 21: TIPOS DE LAG INTERMINTENTE.

Fuente: [ESP OIL “Gas Lift Básico”, 2004] 

espaciamie nto de los mandriles 2.8.4.4. Método gráfico para el Cálculo de espaciamiento Los pasos para obtener las profundidades y presiones de manera gráfica y manual son los siguientes: a. Identifique en el grafico presente la coordenada del eje “x” representa la presión y el eje “y” representa la  profundidad b. Dibujar una línea donde indique la profundidad del pozo.

54-203

c. Dibujar una línea con la estándar de gradiente de presión del fluido a matar G.P.

que empieza desde la presión del pozo Pwf para así obtener la profundidad del fluido en el pozo p ozo aplicando la siguiente siguien te formula: ec-42 ec-43 d. Calcular la línea de presión de inyección desde superficie hasta el fondo, es

decir desde Pi en superficie hasta la presión de fondo tomando en cuenta el factor de seguridad de S.F. por la gravedad especifica del gas S.G. por lo tanto la presión de inyección en el fondo del pozo es: (

)

ec-44

e. Calcular la presión de flujo en el fondo del pozo como se hizo en el inciso “c”,

pero utilizando la presión de fondo, el caudal deseado y el índice de producción: (

)

ec-45

Dónde: ql: es el caudal deseado bpd. Pwf: presión del pozo psig. Pfw: presión de flujo en el fondo de pozo en psig. IP: índice de productividad (bpd)/psi.  Ahora para calcular el nivel que se encontrara encon trara cuando exista flujo se utilizara u tilizara la misma ecuación que en el inciso “c”:

Realizar el grafico desde la presión del flujo en el fondo del pozo hasta la profundidad obtenida. f. Realizar el gradiente de flujo desde la presión de flujo en superficie Pwh hasta la

presión de inyección en el fondo del pozo Piwf.

55-203

g. Empezar a sacar la presión y espaciamiento del mandril en el tope empezando

por la presión de flujo Pwh usando la inclinación del gradiente de presión de G.P., es decir trazando una línea paralela y usar la misma inclinación que tiene respecto a la línea trazada en el inciso “C”. h. Dibujar una línea de gradiente de presión alado de la de inyección con una

caída de 10 psi que son los requeridos para cerrar la válvula 1 usando una línea paralela. Estos 10 psi es lo mínimo recomendado, una vez puesta la línea de la caída de presión de 10 psi procedemos sacar la profundidad del 2do mandril al igual que se hizo con el 1er mandril. i.

Empezar a graficar el espaciamiento de los mandriles, tiene que llegar a ser más profundo que el nivel hidrostático dentro del pozo, es decir la línea que se trazó en el inciso “c” (Schulmberguer, 2012)

2.8.4.5. Balance de gas

El volumen diario de gas utilizado con fines de levantamiento utiliza parcialmente la capacidad del sistema de compresión. La capacidad de compresión restante es utilizada por el gas proveniente de los yacimientos y recolectada a través del sistema de baja presión. Para mantener controlado el uso eficiente de la capacidad de compresión de gas es necesario realizar balances de los volúmenes de gas utilizado tanto a nivel de pozo como a nivel de sistema. 

En el pozo: La tasa de gas de levantamiento medido en el registrador de flujo de cada pozo, debe ser aproximadamente igual a la tasa de gas que deja pasar la válvula operadora de subsuelo bajo condiciones dinámicas de operación, es decir, bajo el diferencial de presión existente entre la presión del gas de inyección y la presión en la columna de fluido frente a la válvula. El gas aportado por la formación no se puede medir pero se determina por la diferencia entre el total medido en la estación durante la prueba del pozo y el gas de levantamiento inyectado simultáneamente al pozo.



En el sistema: El volumen diario de gas recolectado de la estaciones menos en el quemado o venteado, menos el extraído del sistema de baja presión para otros 56-203

usos, debe ser igual al que entra al sistema de compresión.

El

volumen diario de gas que entra al sistema de compresión menos el extraído inter-etapas debe ser igual a la suma del volumen diario enviado a los diferentes usos: Transferencia a otros sistemas, inyectado al yacimiento, combustible, levantamiento artificial por gas, entregado a terceros, recirculación, etc. Finalmente el volumen diario enviado a los múltiples de LAG o Sistema de “Gaslift” debe ser igual a la sumatoria de los caudales diarios de gas inyectado a los

pozos asociados al sistema. Para el control y seguimiento de estos balances se colocan facilidades de medición en puntos estratégicos del sistema de gas con registradores de flujo debidamente codificados y reportados en sistemas de información y control. (ESP OIL, 2004, Pág. 22)

2.8.4.6.Índice de productividad En las relaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había asumido flujo solo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la de líquido, ql, conocida también como tasa bruta ya que incluye el agua producida. Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc : 

Baja productividad: J < 0,5



Productividad media: 0,5 < J < 1,0



Alta Productividad: 1,0 < J < 2,0



Excelente productividad: 2,0 < J

Cuando no existe daño (S=0) el índice J reflejará la verdadera productividad del pozo y recibe el nombre de J ideal y en lo sucesivo se denotara J’ para diferenciarlo del índice

real J. Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal, matemáticamente: ec-46 Otro método para obtener el índice de productividad es la ecuación de Vogel que es: ec-47 (

)

(

57-203

)

Donde: q´= es la constante de caudal maximo conocido q: es el caudal de la prueba de pruccion Bpd Pwf: presión de la prueba de producción Psig Ps: presión en el yacimientoPsia. (ESP OIL, 2004, Pág. 29) 2.8.5. Bombeo Electrosumergible (BES)

La aplicación del sistema artificial de bombeo electrosumergible requiere del conocimiento y de la comprensión de la parte eléctrica y electrónica, con la finalidad de analizarlo y enfocarlo el bombeo electrosumergible como un sistema integral en donde todos los parámetros del yacimiento-pozo-equipo BES (Bombeo Electrosumergible) de fondo-equipo BES de superficie están íntimamente relacionados y correlacionados. La estreche coordinación técnica y la buena comunicación del personal del área de electricidad  –  electrónica con el personal del área de ingeniería de petróleo (operaciones  – producción) es uno de los factores preponderante y de vital importancia para optimizar el sistema BES y obtener largos tiempos de vida útil de los equipos BES. (ESP OIL, 2004, Pág. 1) El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial aplicado para desplazar volúmenes de crudo con una alta eficiencia y economía, en yacimientos potencialmente rentables (o en su defecto con grandes prospectivas) y en pozos profundos, con el objeto de manejar altas tasas de flujo. Este método es aplicado generalmente cuando se presentan los siguientes casos: 

Alto índice de productividad



Baja presión de fondo



Alta relación agua-petróleo



Baja relación gas-petróleo

El BES se basa en la utilización de bombas centrífugas (de múltiples etapas) de subsuelo ubicadas en el fondo del pozo, estas son accionadas por motores eléctricos. El BES tiene un rango de capacidades que va desde 200 a 9000 BPD, trabaja a profundidades entre los 12000 y 15000 pies, el rango de eficiencia está entre 18  – 68% 58-203

y puede ser usado en pozos tanto verticales como desviados o inclinados. (Pérez, 2009) La siguiente figura 22 representa los equipos del bombeo electrosumergible. FIGURA 22: EQUIPO BES.

Fuente: [Comunidad Petrolera, 2009]

2.9. Recuperación secundaria

Las fuerzas primarias que actúan en los yacimientos como mecanismos de recuperación de petróleo, generalmente se han completado mediante la inyección de agua y de gas como procesos secundarios de recobro. Posteriormente se han utilizado otros procesos mejorados de recuperación de petróleo, pero su aplicación ha estado limitada por la rentabilidad que se requiere para su explotación comercial, por estas razones la inyección de agua y gas siguen siendo métodos convencionales más utilizados para obtener un recobro extra de petróleo de los yacimientos. (Ferrer, 2001, Pág. 11) 2.9.1. Inyección de agua

59-203

Este proceso se constituye como el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. En la siguiente figura 23 se presenta un esquema del desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo. FIGURA 23: DEPLAZAMIENTO DEL PETRÓLEO POR AGUA. AGUA.

Fuente: [Inyección de Agua y Gas en yacimientos Petrolíferos, 2001]

2.9.1.1. Tipos de inyección

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes: a) Inyección periférica o externa

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, como se observa en la (figura 24), el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto aguapetróleo. FIGURA 24: INYECCIÓN DE AGUA PEREFÉRICA.

60-203

Fuente: [Inyección de Agua y Gas en yacimientos Petrolíferos, 2001]



Características: o

o

Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento o la estructura del mismo favorece la inyección de agua. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

b) Inyección en arreglos o dispersa

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores, como se observa en la (figura 25). FIGURA 25: INYECCIÓN DE AGUA EN ARREGLOS.

61-203

Fuente: [Inyección de Agua y Gas en yacimientos Petrolíferos, 2001]



Características: o

La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, porosidad y del número y posición de pozos existentes.

o

o

Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan nuevos pozo inyectores interespaciados, en ambos casos, el propósito es de obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada uti lizada en la fase de recobro. (Ferrer, 2001, Pág. 15)

2.9.2. Inyección de gas

El solo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los casos, la inyección de gas; como este es más liviano que el petróleo, tiende a formar una capa artificial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae por la parte más baja de la capa, dará como resultado una forma de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasas de producción relativamente elevadas, el gas disuelto en el petróleo reduce su viscosidad y mantiene alta la presión, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de 62-203

producción a un nivel más elevado durante la vida productiva del campo. La figura 26 muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por el gas en un canal poroso. FIGURA 26: INYECCIÓN DE AGUA EN EL MEDIO POROSO.

Fuente: [Inyección de Agua y Gas en yacimientos Petrolíferos, 2001]

Otros beneficios de la inyección de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos oficiales no permiten el desperdicio de gas, es recomendable conservarlo para futuros mercados y, en este caso, se inyecta en un yacimiento para almacenarlo.  Además, como se dispone de gas en algunas áreas de producción, ya sea del mismo yacimiento que se está explotando o de otras fuentes, y como es de un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin presentar mayores dificultades. 2.9.2.1. Tipos de inyección

Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: inyección de gas interna o dispersa e inyección de gas externa. a) Inyección de gas interna o dispersa

Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, son capa de gas inicial y donde no hay tendencia desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de ser inyectado. 

Características:

63-203

o

o

Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento relativamente delgados. Generalmente, se requiere requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan formando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona productiva del yacimiento. Como se muestra en la figura 27, la selección de dichos pozos y el tipo de arreglo dependen de la configuración del yacimiento con respecto a la estructura, al número y posición de los pozos existentes, de la continuidad de la arena y de las variaciones de la porosidad y permeabilidad.

o

La permeabilidad efectiva al gas gas debe ser preferiblemente baja. FIGURA 27: INYECCIÓN DE GAS INTERNA

Fuente: [Inyección de Agua y Gas en yacimientos Petrolíferos, 2001]

b) Inyección de gas externa

Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria (figura 28). FIGURA 28: INYECCIÓN DE GAS EXTERNA

64-203

Fuente: [Inyección de Agua y Gas en yacimientos Petrolíferos, 2001]

Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación debido a la influencia de la fuerzas de gravedad.

Características:

 o

o

Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo. Los pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buna buna distribución areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectabilidad y de los puntos de inyección que se requieran. (Ferrer, 2001, Pág. 18)

2.10. Recuperación mejorada (EOR)

Los métodos de recuperación mejorada están enfocados a producir el aceite no movible mediante la inyección de materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento, o materiales que comúnmente están en la yacimiento pero que no son inyectados a condiciones específicas con el fin de alterar considerablemente el comportamiento físico-químico de los fluidos del yacimiento. Los hidrocarburos explotables mediante métodos EOR entran en un amplio rango de características físico-químicas: desde crudos volátiles con altas gravedades API y baja viscosidad hasta crudos con gravedades API muy bajas y de viscosidad muy alta. (Alcudia & De la Fuente, 2015, Pág. 21) 65-203

2.10.1. Métodos térmicos

Recuperación térmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos. Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de extracción. En el caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor interés para la aplicación de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción de la viscosidad del petróleo que acompaña del incremento de la temperatura, permite no solo que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulte una razón de movilidad más favorable. (Alvarado & Banzér, 2002, Pág. 4)

2.10.1.1. Inyección de vapor

En la inyección continua de Vapor, el vapor es inyectado a través de un cierto número de pozos, mientras el petróleo es producido a través de pozos adyacentes. Los principales mecanismos que contribuyen al desplazamiento del petróleo de este tipo de proceso son: la expansión térmica de fluidos del yacimiento, la reducción de la viscosidad del petróleo y la destilación con vapor, siendo este último es quizás el más significativo. Además de estos, mecanismos, también se han notado efectos por empuje por gas y por extracción de solventes. Uno de los procesos de vapor más utilizados en la actualidad, es el de la inyección alternada de vapor (también conocida como inyección cíclica de vapor, remojo con vapor, estimulación con vapor). Esta técnica consiste en inyectar vapor a una formación productora a través de un pozo productor por un periodo determinado, luego del cual el pozo es cerrado por un tiempo (para permitir la suficiente distribución de calor inyectado). Después de esto, el pozo es puesto nuevamente a producción. La figura 29 ilustra la inyección de vapor cíclica. (Alvarado & Banzér, 2002, Pág. 5) FIGURA 29: INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR

66-203

Fuente: [“Exploration & Production TechnologiesTechnologies- EOR Process Drowings”, 2012] 

Parámetros de diseño de la inyección de vapor son representados en la tabla 10: TABLA 10: INYECCIÓN ALTERNADA DE VAPOR, CRITERIOS DE DISEÑO.

Parámetros

Valor

Gravedad

< 16º API

Viscosidad

> 400 cp en condiciones de yacimiento

 Yacimiento Profundidad

<3000 pies

Espesor

> 50 pies

Porosidad

> 25 %

Petróleo in situ

> 1000 Bbls (acre-pie)

Permeabilidad

> 100 md

Transmisibilidad

>100md-pies/cp

Agua

Las propiedades del agua connata del yacimiento no son críticas. El agua del generador de vapor deberá ser relativamente suave, ligeramente alcalina, libre de oxígeno, de sólidos, de petróleo, de H2S y de hierro disuelto.

67-203

Factores favorables

Pozos existentes adaptables a la inyección de vapor. Disponibilidad de combustible para suplir a los generadores de vapor. Disponibilidad de agua que sea barata y ligeramente alcalina, libere de H 2S, petróleo, hierro disuelto y turbidez. Presión de yacimiento adecuada en arenas más finas. Formación homogénea.

Litología

Contenido de arcillas bajo

Factores

Fuerte empuje de agua. Capa de gas

desfavorables

fracción de arena total baja

Fuente: [Paris, 2007]

2.10.1.2. Inyección de agua caliente

La inyección de agua caliente al igual que la inyección continua de vapor, es un proceso de desplazamiento. El proceso consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto número de pozos y producir petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglo, tal como en la inyección continua de vapor. En su forma más sencilla, 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. Exceptuando los efectos de temperatura y el hecho de que generalmente se aplican a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios 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. (Alvarado & Banzér, 2002, Pág. 6) 2.10.1.3. Combustión in situ

68-203

La combustión in situ implica la inyección de aire al yacimiento, el cual mediante ignición espontanea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo. La energía térmica generada por este método da lugar a una serie de reacciones químicas tales como oxidación, desintegración catalítica, destilación y polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos tale como empuje por gas, desplazamientos miscibles, condensación, empuje por vapor y vaporización, a mover el petróleo desde la zona de combustión hacia los pozos productores. Se conocen dos modalidades de llevar a cabo la combustión in situ en un yacimiento, denominadas: combustión convencional o hacia delante (“Forward Combustión”) y combustión en reverso o contracorriente (“reverse combustión”). En la

primera de ellas se puede subdividirse dependiendo de la relación agua/aire inyectado, en: Húmeda normal, incompleta y súper húmeda. Las mismas persiguen lograr una mejor utilización del calor generado por la combustión dentro del reduciendo así los costos del proceso. (Alvarado & Banzér, 2002, Pág. 7) Los parámetros para la combustión in situ son los siguientes (tabla 11): TABLA 11: COMBUSTIÓN IN SITU, CRITERIOS DE DISEÑO.

Parámetros

Valor

Gravedad

> 40º API

Viscosidad

<100 cp (rango normal 100-5,000 cp)

Composición

Componentes asfalticos

 Yacimiento Espesor

> 10 pies

Profundidad

>500 pies

Saturación de petróleo

> 500 Bbls/(acre-pie) Bbls/(acre-p ie)

Transmisibilidad

Kh/μ >20 md-pies/cp

Temperatura

> 150ºF

Agua

El agua connata no es critica

Factores favorables

Temperatura del yacimiento alta, buzamiento alto

69-203

yacimiento

Espesor neto en relación con el total Permeabilidad vertical  Alto h Factores

Fracturas extensivas

desfavorables

Capa grande de gas Empuje fuerte de agua Fluidos altamente contrastantes Problemas serios con las emulsiones pre-existentes

Fuente: [Paris, 2007]

2.10.1.4. combustión convencional

En este proceso, los fluidos inyectados y el frente de combustión se mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos productores. Durante este proceso se forman dentro del yacimiento varias zonas perfectamente diferenciables, las cuales se indican en detalle en la figura 30. Estas zonas se originan por las altas temperaturas generadas dentro del medio poroso, el cual se encuentra saturado inicialmente con agua, a gua, petróleo y gas. (Alvarado & Banzér, 2002, Pág. 8) FIGURA 30: DIFERENTES ZONAS DURANTE LA COMBUSTIÓN CONVENCIONAL. CONVENCIONAL.

70-203

Fuente: [“Recuperación Térmica de Petróleo”, 2002] 

Los mecanismos que actúan durante este proceso son muy variados, destacándose el empuje por gas, el desplazamiento miscible, la vaporización y la condensación. Tales mecanismos son auxiliados por reacciones y procesos físico-químicos importantes tales como oxidación, destilación, desintegración catalítica y polimerización, las cuales ocurren simultáneamente en las zonas de combustión, de coque y de desintegración catalítica indicadas en la figura 30 ilustrada anteriormente. En las zonas ocurre también un incremento en la presión debido principalmente al aumento del volumen de fluidos por expansión térmica, la cual produce un aumento de la tasa de flujo hacia los pozos productores. (Alvarado & Banzér, 2002, Pág. 9) 2.10.1.5. Combustión húmeda

Esta variante de la combustión convencional se genera al inyectar agua alternada o simultáneamente con el aire, una vez que se ha logrado la ignición del crudo in situ. Su clasificación en normal, incompleta o súper húmeda, ha sido propuesta en base a las características de los perfiles de temperatura y saturación originados durante el proceso. FIGURA 31: COMBUSTIÓN IN SITU HÚMEDA

71-203

Fuente: [“National [“National Petroleum Council, Enhanced Oil Recovery”, 1984]

En el caso de combustión húmeda en sus variantes normal o incompleta, el agua inyectada al ponerse en contacto con la zona quemada, se evapora y fluye a través del frente de combustión es en este caso, mayor que la temperatura de vaporización del agua a la presión del sistema ilustrado en la figura 31. El proceso se denomina húmeda normal cuando el coque depositado se consume completamente. Por el contrario, cuando el agua inyectada hace que el combustible depositado no se queme por completo, entonces se denomina combustión húmeda incompleta. La combustión súper-húmeda se logra cuando la cantidad de calor disponible en la zona quemada no es suficiente para vaporizar toda el agua inyectada al sistema. En este proceso, la máxima temperatura de combustión desaparece, y la zona de vaporización-condensación se esparce por todo el medio poroso. Este proceso ha sido denominado también “combustión Parcialmente Apagada”. (Alvarado & Banzér, 2002,

Pág. 9). 2.10.1.6. Combustión en reverso

72-203

En este caso, el frente de combustión se mueve en dirección opuesta al flujo de aire, induciéndose a la ignición del crudo en el pozo productor. La Figura 32 presenta un esquema simplificado de este proceso, indicándose las zonas dentro del yacimiento. FIGURA 32: DIFERENTES ZONAS FORMADAS DURANTE LA COMBUSTIÓN EN REVERSO

Fuente: [“Recuperación Térmica de Petróleo”, 2002] 

El movimiento del frente de combustión es hacia las zonas de mayor concentración de oxígeno y los fluidos desplazados atraviesan dicho frente de combustión como parte de la corriente de gas, siendo transportados a raves de la zona caliente hacia los pozos productores por drenaje por gravedad y por empuje por gas. El comportamiento de este proceso es muy diferente al convencional, pues la zona de combustión no consume todo el combustible depositando delante de ella, pero si parte de los componentes medianos y livianos del petróleo in situ. Casi ni existe producción de Monóxido o Bióxido de carbono y las principales reacción ocurridas durante la oxidación del crudo originan compuestos oxigenados tales como aldehídos, ácidos peróxidos y otros. (Alvarado & Banzér, 2002, Pág. 12) 2.10.2. Métodos de inyección de gases

Estos métodos tienen por objetivo incrementar el número capilar. Esto significa que la tensión interfacial entre el fluido inyectado y el aceite se reduce. Estos métodos recuperan aceite por transferencia de masa. (Lake & Wash citados en Rangel, 2012, Pág. 97) 73-203

2.10.2.1. Inyección de gases miscibles

 Alguno de los fluidos que se pueden utilizar en este proceso son gas natural, GLP (gases licuados de petróleo), dióxido de carbono, N 2 y gases de combustión. Es importante señalar que existen varios tipos de miscibilidad: (Chiericci citado en Rangel, 2012) 

Miscibilidad al primer contacto. Ocurre cuando los fluidos son miscibles en cualquier proporción.



Miscibilidad de contacto múltiple por condensación. La fracción de de aceite intermedia en el yacimiento se “condensa” al gas inyectado, enriqueciendo la fase liquida en equilibrio y haciéndole cada vez más ligera.



Miscibilidad de contacto múltiple por vaporización. vaporización. Se puede explicar cuando se tiene un yacimiento con aceite ligero, rico en hidrocarburos intermedios, y se le inyecta gas seco o N2. A través de los contactos sucesivos entre el aceite y el vapor, el cual se está enriqueciendo por la vaporización de la fracción miscible.

Parámetros de diseño de inyección de gases miscibles son los siguientes (tabla 12): TABLA 12: PROCESOS MISCIBLES, CRITERIOS DE DISEÑO.

Parámetros

Valor

Gravedad

> 25 API

Viscosidad

<15 cp a condiciones de yacimientos (menos critica que la gravedad)

Composición

Alto

porcentaje

de

hidrocarburos

intermedios, especialmente C 5-C12 Presión

>10 %del VP de petróleo móvil

Profundidad

No critico

Saturación de petróleo

<9000 pies

Permeabilidad

2-10

Agua

No es critica El agua no afecta de modo que es tolerante en reservorios con agua.

74-203

Factores favorables

Disponibilidad del gas Buzamiento alto Espesor alto Baja permeabilidad vertical Formación homogénea

Factores desfavorables

Fracturas extensivas Presencia de un buen acuífero Permeabilidad

vertical

alta

en

un

yacimiento horizontal  Alto contraste de permeabilidad permeabilidad Inversión inicial alta Fuente: [Paris, 2007]

 A continuación se describirá los siguientes tipos de inyección de gas: 

Inyección de nitrógeno: Para un yacimiento de aceite dado, la miscibilidad con N2 ocurre a una presión mayor que si fuera con gas natural. Por consiguiente, la inyección de gas miscible con N2 se limita a yacimientos profundos de aceite volátil con presiones altas. Por otro lado, la inyección inmiscible de N2 se lleva a cabo para desplazar verticalmente el aceite en casos donde predomine el efecto de gravedad. Aun este caso el N2 extrae parte de la fracción ligera del aceite, produciéndose en superficie esta mezcla.



Inyección de gases en combustión: Como su nombre indica, los gases de combustión se refieren a los gases que se producen después de un proceso de combustión y es una mezcla de CO2 y otros gases. Los gases de combustión desplazan aceite por transferencia de masa de componentes intermedios del aceite al gas inyectado, y por la subsecuente condensación de los componentes intermedios con mayor peso molecular a la fase liquida.(Shokoya citado en Rangel, 2012, Pág. 97)



Inyección de gases de hidrocarburos: El gas natural inyectado es enriquecido con etano, propano o butano para incrementar su miscibilidad con el aceite del yacimiento. Cuando el proceso es miscible, se pueden usar tres métodos: el primero usa un gas licuado de petróleo (LP) en un bache de aproximadamente 5 75-203

por ciento del volumen poroso. El segundo método consiste en inyectar gas natural enriquecido con etano hasta hexano, seguido de gas seco y posiblemente agua en un bache de 10-20 por ciento del volumen poroso. El tercer método consiste en inyectar gas seco a alta presión para vaporizar los componentes ligeros del aceite que está siendo desplazado. La inyección de aceite incrementa y disminuye la viscosidad del aceite.(Satter citado en Rangel, 2012, Pág. 97) 

Inyección de dióxido de carbono (CO2): Cuando se inyecta CO2 se vuelve soluble en el aceite residual a medida que los hidrocarburos ligeros se disuelven en el CO2 y el CO2 se disuelve en el aceite. Esto ocurre principalmente cuando la densidad del CO2 es alta (cuando esta comprimido) y cuando el aceite contiene un volumen significativo de hidrocarburos ligeros. Por debajo de una presión dad el CO2 y el aceite dejaran de ser miscibles. A medida que la temperatura incrementa (y la densidad del CO2 disminuye), o a medida que la densidad del aceite aumenta (la fracción ligera del aceite se reduce), la presión mínima necesaria para lograr la miscibilidad entre el aceite y el CO 2 incrementará. Cuando se trata de un proceso miscible el CO 2 puede desplazar el aceite, provoca que el segundo se hinche y disminuya su viscosidad, ayudando a mejorar la eficiencia de desplazamiento. En la figura 33 muestra un esquema del proceso de inyección de CO2. (Rangel, 2012, Pág. 98) FIGURA 33: INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO.

76-203

Fuente: [“Exploration & Production TechnologiesTechnologies- EOR Process Drowings”, 2012] 

2.10.3. Métodos de inyección químicos

 Algunos químicos son inyectados con el objetivo de reducir la tensión interfacial (incrementar el número capilar), y/o disminuir la relación de movilidad a fin de mejorar el control sobre la movilidad (reducir la canalización). Los métodos de recuperación de esta categoría incluyen inyección de surfactantes, polímeros y álcalis. La figura 34 muestra el proceso de inyección de químicos.

FIGURA 34: PROCESOS DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS.

77-203

Fuente: [“Enhanced Oil Recovery Program DOE´s”, 2008] 

2.10.3.1. Inyección de polímeros

Los polímeros tienen la función de incrementar la viscosidad del agua, de tal forma que la relación de viscosidades disminuye. Con este método se presenta una reducción de permeabilidad debido a la absorción de moléculas del polímero. Este método se aplica principalmente en formaciones de arenas con fluidos ligeros a intermedios, con porosidades buenas o intermedias. Debido a la movilidad de los polímeros, la permeabilidad no debe ser muy baja ni la viscosidad muy alta. La profundidad es un factor crítico, ya que se puede relacionar con la temperatura del yacimiento, la cual influye en la estabilidad de los químicos. Se recomienda que la temperatura sea menor a 93 oC, aproximadamente la salinidad es otro parámetro que debe mantenerse por debajo de un límite máximo permitido. La figura 35 muestra un esquema de inyección de polímeros. (Rangel, 2012, Pág. 100)

FIGURA 35: INYECCIÓN DE POLÍMEROS.

78-203

Fuente: [“National Petroleum Council, Enhanced Oil Recovery”, 1984] 

Parámetros de diseño de inyección de polímeros (tabla 13): TABLA 13: INVASIÓN CON POLÍMEROS, CRITERIOS DE DISEÑO.

Parámetros

Valor

Gravedad

> 25 API

Viscosidad

<150 cp (preferiblemente<100)

Composición

No critica

 Yacimiento Saturación de petróleo

>10 %del VP de petróleo móvil

Espesor neto

No critico

Profundidad

<9000 pies

Razón de movilidad

2-40

Permeabilidad

>20 md

Factor de heterogeneidad

0.5-0.85

Parámetros Temperatura

Valor <175◦F   (algunos

79-203

polímeros

son

estables

a

temperaturas mayores)

Agua

Salinidad preferiblemente baja

Litología

 Areniscas preferiblemente, pero pueden ser usados en carbonatos Se deben evitar las calizas con alta porosidad

Factores favorables

Condiciones apropiadas para la inyección de agua  Alta saturación de petróleo móvil  Alto φh

Factores desfavorables

Fracturas extensivas Empuje fuerte de agua Capa de gas  Alto contrasten de permeabilidad  Agua de formación altamente salina Problema de infectividad severo  Alto contenido de arcilla y calcio

Fuente: [Paris, 2007]

2.10.3.2. Inyección de Surfactantes

Es aplicable en arenas con fluidos ligeros a intermedios en densidad, y con valores de viscosidades menores a las del caso de la inyección de polímeros. De igual manera, la temperatura del yacimiento debe ser menor a 93

o

C aproximadamente; y la

temperatura, así como la salinidad son factores muy importantes que se deben considerar. El surfactante inyectado debe disminuir la tensión interfacial hasta movilizar el aceite residual con lo cual se crea un banco de aceite y agua fluyan como fases continuas. La tensión interfacial se debe de mantener en el frente de desplazamiento para evitar que el aceite movilizado se re-atrapado. Asimismo, la retención del surfactante debe ser baja. (Spildo, Johannessen &Skauge citados en Rangel, 2012, Pág. 101) Parámetros de diseño para inyección de surfactantes (tabla 14): TABLA 14: INYECCIÓN CON SURFACTANTES, CRITERIOS DE DISEÑO.

80-203

Parámetros

Valor

Gravedad

> 25 API

Viscosidad

<30 cp a condiciones de yacimiento

Composición

Livianos intermedios son deseables

 Yacimiento Saturación de petróleo

>30 %

Espesor neto

>10 pies

Profundidad

>8000 pies

Permeabilidad

>20 md

Temperatura

<175◦F

Agua

<5,000 ppm de calcio y magnesio(se requiere prelavado) < 100,000 ppm de solidos totales disueltos(se requiere prelavado)  Agua suave de baja salinidad, debe estar disponible para un tapón de limpieza.

Factores favorables

Formación homogénea  Alto φh

Barrido de inyección de agua >50%

Factores

Fracturas extensivas

desfavorables

Capa grande de gas Empuje fuerte de agua

Fuente: [Paris, 2007]

2.11. Softwares de simulación de producción de hidrocarburos

81-203

El Software es un conjunto de programas, documentos, procedimientos, y rutinas asociadas con la operación de un sistema de cómputo. Distinguiéndose de los componentes físicos llamados hardware. Comúnmente a los programas de computación se les llama software; el software asegura que el programa o sistema cumpla por completo con sus objetivos, opera con eficiencia, esta adecuadamente documentado, y suficientemente sencillo de operar. (El Siglo de Torreón, 2002) 2.11.1. ECLIPSE simulador de reservorios

El simulador de la empresa Schlumberger ECLIPSE ofrece un conjunto más completo y fiables de la industria de soluciones numéricas para la predicción rápida y precisa del comportamiento dinámico para todos los tipos de depósitos y planes de desarrollo (figura 36). El simulador ECLIPSE ha sido el punto de referencia para la simulación de yacimientos comercial durante más de 25 años gracias a sus amplias capacidades, fiabilidad, escalabilidad paralela, y la cobertura de plataforma inigualable. FIGURA 36: SIMULACIÓN DE UN RESERVORIO POR ECLIPSE

Fuente: [“Basic of Reservoir Simulation with Eclipse Reservoir Simulation”, 2006] 

Con más de 30 años de desarrollo continuo y la innovación, el simulador ECLIPSE es el simulador de yacimientos más rica en características y completa sobre la simulación de toda la gama de modelos de yacimientos, incluyendo el petróleo, composición, térmica de volúmenes finitos que cubre el mercado, y racionalizar. Al elegir entre una amplia gama de opciones adicionales, tales como refinamientos locales de la red y las capacidades de la superficie redes de simulación se pueden adaptar para satisfacer sus necesidades, la mejora de sus capacidades de modelado de yacimientos. (Schlumberger, 2016) 82-203

s oftware ECLIPSE 2.11.1.1. Funciones del software Esta simulación del reservorio es regularmente usado con gran éxito, y llega a ser uno de los principales soportes para tomar una decisión cuando los planes acerca de la producción de petróleo son hechos. Esto es, porque cada vez si hubiera datos inciertos en los resultados, la simulación puede revelar invaluable información sobre el flujo del reservorio, y no omitiéndolo, puede apuntar a áreas las cuales están cerradas a la investigación o puede presentar posible escenarios de producción. Un aspecto importante en este software, es que en las operaciones costa afuera se requiere planes que sean más fiables y económicos que los reservorios ubicados en tierra, al ejecutar la planificación uno no puede asegurar si cometerá errores cuando se está determinando una operación de un plan, desde la ejecución para adelante son largos. En tal caso, algunas de las tareas del ingeniero de reservorios a cargo haciendo la simulación del reservorio con el software ECLIPSE son: 

Evaluar la calidad del ingreso de datos.



Transformar el ingreso de datos a una forma adecuada para la simulación.



Identificar cuales partes de los datos son los más susceptibles a la incertidumbre.



Identificar necesariamente la información adicional adquirida.



Identificar la información clave con el cual podríamos directamente elegir la mejor operación y conocer la información que estaban en incertidumbre.



Realizar la simulación de un conjunto de reservorios.



Evaluar la calidad de los resultados de la simulación e incertidumbres que vienen con estos.



Utiliza la información disponible de otros campos para comparar la simulación realizada. 83-203



Señala los futuros problemas y soluciones potenciales, sugiere un plan de producción.

En este contexto podemos claramente ver que el simulador llega ser simplemente una herramienta usada en el proceso en varios casos una indispensable herramienta, pero el factor humano (el ingeniero), es indudablemente el principal factor en este proceso. (Pettersen, 2006, Pág. 7) 2.11.1.2. Datos mínimos requeridos

Los prerrequisitos para poder ejecutar la simulación, tener conocimiento básico del reservorio son requeridos, tantos como mínimos por el lector, deber conocer terminologías, más que todo es una ventaja. Alguno de los cálculos de fondo y ecuaciones diferenciales es recomendado. Especialmente para la última parte del texto, un básico conocimiento del algebra y algunos métodos numéricos también son ventajosos. (Pettersen, 2006, Pág. 10) Los datos mínimos son: 

Propiedades de los fluidos.



Propiedades petrofísicas.



Propiedades de los sólidos.



Especificaciones del pozo.



Dinámica del yacimiento.



Presión del yacimiento.

2.11.2. Simulador PIPESIM

PIPESIM ofrece una capacidad de modelado riguroso e integral para flujos multifásicos de estado continuo en redes de acopio de petróleo y gas (figura 37), y sistemas de tuberías. Ofrece la potencia y la flexibilidad para modelar aplicaciones que van

84-203

desde

análisis de sensibilidad de un solo pozo de parámetros claves, a un estudio de planificación de varios años para un campo de producción completo. PIPESIM usa algoritmos de solución probada, métodos modernos de producción y técnicas de análisis de software para crear una herramienta robusta de planificación y diseño de campo de petróleo. Con un banco de datos físico de propiedad extenso, PIPESIM cubre la gama completa de líquidos encontrados en la industria del petróleo, incluyendo petróleo negro o de fase única, como así también mezclas composicionales. El software puede además aplicarse a redes de inyección de CO2 o vapor de un único componente. (Schneider Electric, 2016) FIGURA 37: SIMULACIÓN CON PIPESIM.

Fuente: [“Schneider Electric”, 2016] 

2.11.2.1. Funciones del PIPESIM

PIPEPHASE ahora ofrece las capacidades de modelado necesarias para adecuadamente administrar y modelar reservas de gas o petróleo mediante el desarrollo de una interfaz con populares simuladores de reservorios, mejorando la capacidad de PIPEPHASE de modelar los pozos bajo superficie. La integración con el software de simulación de reserva permite la simulación de lo siguiente: (Schneider Electric, 2016) 

Recuperación mejorada de petróleo de campos reducidos.



Análisis de sensibilidad



Dimensionamiento de líneas 85-203



Redes de inyección de vapor



Análisis de extracción de gas

2.11.2.2. Datos mínimos requeridos

Los datos necesarios para la simulación por PIPESIM son: (RyB Group, 2009) 

Información de la composición del fluido.



Información sobre la data principal que se debe suministrar al simulador depende del tipo de fluido y el tipo de proceso que se desea simular.



Menús principales para construir un caso de PIPESIM.



Especificaciones del pozo.

2.11.3. Simulador PROSPER

Prosper es un simulador de yacimientos de la empresa petroleum experts que corre bajo ambiente DecisionSpace lo que permite que el modelaje integrado el cual es mucho más directo para los usuarios. Resulta necesario aclarar que el ambiente DecisionSpace es un software que permite usar varias aplicaciones a la vez con distintas bases de datos para que posteriormente se pueda unir todo con el fin de obtener una mejor simulación, ya que en la búsqueda de petróleo y gas, la última cosa que quiere es un entorno que no permite alcanzar fácilmente las metas propuestas, por lo cual lo que realmente se desea es la capacidad de utilizar las aplicaciones, datos y flujos de trabajo que se elija y de acceder a estos datos cuando se necesite para poder identificar rápidamente las mejores perspectivas. El entorno DecisionSpace ayuda a hacer precisamente esto. Entre la descripción y beneficios del simulador Prosper encontramos que el mismo proporciona soluciones cinco veces más rápido en promedio que otros simuladores de yacimientos importantes, esta velocidad se debe a que el desempeño es alcanzado utilizando la configuración mínima que trae el simulador por defecto, todo esto debido a la nueva formulación de balance de volumen del simulador la cual se traduce en una 86-203

convergencia más rápida en sus cálculos a partir de pocas iteraciones, produciéndose además una mayor precisión para los pronósticos de producción, ya que resuelve las ecuaciones de la superficie y del subsuelo en un modelo acoplado de red, en contraste con el enfoque tradicional en donde se resuelve los modelos de subsuelo y superficie por separado y requiere de muchas iteraciones y de largos periodos de tiempo para generar resultados aceptables. (Meaño & Nieves, 2011)

s oftware PROSPER 2.11.3.1. Funciones del software Este simulador permite a los usuarios utilizar yacimientos provenientes de diversos modelos geológicos para combinarlos dentro de un solo sistema de redes, por lo que es un sistema multi-yacimientos. Además ayuda a los ingenieros a tomar decisiones con mayor rapidez ya que ofrece un flujo de trabajo integrado desde la carga del modelo estático hasta la simulación, una velocidad sin precedentes y con una alta precisión lo que les permite a los ingenieros de simulación una mejor información con la cual puedan tomar mejores decisiones. (Halliburton, 2015) Las principales funciones son: 

Diseña sistema de levantamiento artificial.



Reduce el tiempo de decisión del usuario.



Simulación de los equipos de superficie.



Realiza curvas de comportamiento IPR.

2.11.3.2. Datos mínimos requeridos 

Composición del fluido, presión y temperatura del yacimiento.



Especificaciones del campo y pozos en el mismo.



Volumen del hidrocarburo en el yacimiento.



Características geológicas del yacimiento. (Meaño & Nieves, 2011)

87-203

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

3. CAPITULO III MARCO PRÁCTICO

88-203

CAPITULO III

3.1. Diseño de la investigación

 A continuación se detallaran los objetivos específicos e specíficos que son realizados para cumplir el objetivo general del presente trabajo de grado. TABLA 15: DISEÑO METODOLÓGICO. METODOLÓGICO.

OBJETIVOS

ACCIONES

FUNDAMENTO

ESPECÍFICOS

TEÓRICO 



Describir el área de



estudio.

 Analizar la información

INSTRUMENTO





estructural.

Interpretar la secuencia

del bloque

estratigráfica del activo

San Antonio

San Antonio y la

(campo

geometría del

Sábalo).

yacimiento. 

Geología





Propiedades de los

Secuencia estratigráfica.



Fórmulas de

hidrocarburos.

parámetros del

Ingeniería de

hidrocarburo.

yacimientos.



Tablas de interpretación.

Identificar las propiedades petrofísicas

89-203

del yacimiento. 

Identificar las características del fluido de producción.



Determinar las características de los pozos candidatos (SBLX2, SBL-3 y SBL-4).



Seleccionar el



 Analizar los métodos de



Métodos de



Datos del campo



Tablas de

método de

recuperación adaptables

recuperación de

recuperación

a los pozos candidatos.

hidrocarburos.

de



hidrocarburos aplicable al bloque San

 Analizar los pozos



candidatos. 

Determinar

el

Parámetros de

interpretación. 

Tablas de

funcionamiento.

comparación.

FUNDAMENTO

INSTRUMENTO

pozo

candidato más adecuado.

 Antonio.

ACCIONES

OBJETIVOS ESPECÍFICOS 

Dimensionar

TEÓRICO





 Analizar los datos

Cálculos de diseño

el mecanismo

técnicos de diseño

de los métodos de

de

del método de

recuperación

recuperación

recuperación

hidrocarburos.

de

seleccionado.

hidrocarburos



seleccionado.



Realizar los cálculos

funcionamiento de

de dimensionamiento

los equipos de

del método de

superficie y

recuperación

subsuelo.

seleccionado. 

Parámetros de

Establecer

los

equipos de superficie y

subsuelo

necesarios

para

método

el de

90-203



Fórmulas de diseño.



Tablas de interpretación.

recuperación seleccionado.



Simular el



Seleccionar un



Simulador de

incremento de

simulador de producción

recuperación de

hidrocarburos

petrolera.

hidrocarburos.

producido por



Realizar la simulación

el método de

del método de

recuperación

recuperación

seleccionado.

seleccionado. 

 Softwares de

producción. 

Cálculos de parámetros.

 Tablas de comparación.

Comparar los resultados obtenidos por el simulador, con los cálculos manuales.



Realizar la curva IPR con el nuevo caudal de producción.

Fuente: [Elaboración Propia]

3.2. Análisis de la información del bloque San Antonio (campo Sábalo)

Para la selección de un método de recuperación de hidrocarburos, es imprescindible realizar un buen análisis de la información del yacimiento, a su vez dependerá de datos que sean reales para obtener buenos resultados. Este análisis permitirá interpretar las características y propiedades del yacimiento, los cuales son necesarios para tener un buen criterio al momento de seleccionar seleccionar un método de recuperación de hidrocarburos. 3.2.1. Descripción del área de estudio

91-203

La descripción del área de estudio se realizó para conocer mejor lugar donde necesita aplicar un método de recuperación de hidrocarburos, de esta manera poder entender algunos términos relacionados al campo. 3.2.1.1. Desarrollo del Campo Sábalo

Su desarrollo comenzó con la perforación del pozo SBL-X1 en 1999 confirmando las existencias de los hidrocarburos en Huamampampa.  Actualmente el bloque San Antonio llamado así porque se encuentra en la serranía del mismo nombre, cuenta con 8 pozos todos son productores, tiene una producción total de 635,66 MMpcd de gas y 18.000 Bpd de condensado, el gas es procesado en la planta procesadora de gas conocida con el tercer tren que tiene una capacidad de 709 MMpcd de gas y 60.000 Bpd de petróleo. La producción del bloque San Antonio presenta una declinación de la producción de hidrocarburos del 4,5% anual representado en la gráfica de producción del bloque (ver anexo D) esta declinación podría causar incumplimiento a las demanda internas y externas de hidrocarburos en Bolivia.

3.2.1.2. Ubicación del bloque San Antonio

El bloque se encuentra ubicado en Tarija, provincia Gran Chaco, el bloque se encuentra en las siguientes coordenadas UTM. 

X=433.192



Y=7.648.521

 A continuación (figura 38) se ilustra la ubicación de l bloque en general FIGURA 38: UBICACIÓN DEL BLOQUE SAN ANTONIO (CAMPO SÁBALO).

92-203

Fuente: [Elaboración Propia Propia en base a datos obtenidos de PETROBRAS]

3.2.2. Interpretación de la secuencia estratigráfica del bloque San Antonio y

geometría del yacimiento La interpretación de la secuencia estratigráfica y geometría del yacimiento sirve para entender el comportamiento del yacimiento y las características que hacen único a cada yacimiento, dependerá de los de los estudios geológicos realizados al campo Sábalo. A continuación serán interpretados estos estudios. 3.2.2.1. Secuencia estratigráfica del activo San Antonio

93-203

La columna sedimentaria atravesada en el campo Sábalo como se puede observar en el anexo F (figura F1) comprende unidades desde el sistema carbónico representado por las formaciónes Tarija, Itacuami, Tupambi e Itacua. Terminando en el sistema devónico, representado por las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa que son columnas sedimentarias. Cuando hablamos de la columna sedimentaria nos referimos a aquellas formaciones que contienen rocas sedimentarias una de sus principales características es que presentan fósiles y la posible acumulación de hidrocarburos. La estratigrafía que se atravesó por los diferentes pozos de desarrollo del campo corresponde a rocas por el grupo Macharetí que están en el sistema carbonífero, iniciando con la perforación de las formaciones Tarija, Tupambi e Itacua. Alcanzado hasta el sistema devónico representado por Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Dentro de la formación Huamampampa se pueden diferenciar los siguiente niveles: Areniscas Huamampampa I (H1), areniscas Huamampampa II (dividiéndose a su vez H2A y H2B), areniscas Huamampampa III (H3) y Areniscas Huamampampa IV (dividiéndose a su vez H4A y H4B) conocer sobre estos niveles es muy importante porque son los cuerpos más producen estos están representados en el Anexo F (tabla F1).



Sistema devónico (formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa):

Estas columnas sedimentarias son muy conocidas y descritas a lo largo de la faja sub andina debido a que sus litologías son muy apropiadas para almacenar hidrocarburos y cuando se descubrió el potencial hidrocarburífero se procedieron a realizar diversos estudios de Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Las formaciones productoras en el campo Sabalo son Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Las cuáles serán analizadas en la siguiente (tabla 16). TABLA 16: ANÁLISIS ESTRATIGRÁFICO DEL SISTEMA DEVÓNICO.

Formación

Cuerpo

Profundidad (m) 94-203

Tipo de Roca

Interpretación

Huamampampa

H1

3.252-3.280

Areniscas

H2

3.280-3.761

Limolitas y lutitas

H3

3.761-3.834

 Areniscas, lutitas y limolitas

H4

3.834-4.109

 Areniscas muy finas

Huamampampa

al

tener la presencia de rocas

principalmente

areniscas y limolitas, es considerado

una

formación sedimentaria capaz

de

poder

almacenar hidrocarburos.

Icla

Icla

4.109-4.434

Limolitas, lutitas y areniscas

Icla

4.434-4.680

Santa

4.680-5.221

Rosa

similar

que

Huamampampa,

la

diferencia radica en la

lutitas

presencia de lutitas las

Limolitas y finas

Santa Rosa

es

intercaladas con

areniscas muy

Inferior 

Icla

cuales deben ser de cuidado por la reacción de hinchamiento que poseen.

Limolitas,

 A diferencia de las

cemento y

demás tiene cemento.

areniscas Fuente: [Elaboración Propia en base a datos obtenidos de PETROBRAS]

En el campo Sábalo el principal reservorio de hidrocarburos es la formación Huamampampa a 3.700 metros de profundidad aproximadamente, en general los hidrocarburos se encuentran a partir de los niveles H1, H2, H3 y H4. Después de Huamampampa la otra formación con gran cantidad de hidrocarburos es Icla y Santa Rosa también del sistema Devónico. La mayoría de los tipos de rocas encontradas en las formaciones del sistema devónico clasifican a este sistema como una columna sedimentaria, la presencia cemento que presenta la formación Santa Rosa, es un factor que influye en la firmeza y compactación de la roca sedimentaria y esto es muy importante porque determina el tipo de terminación de pozo que serán analizados de manera específica más adelante. 3.2.2.2. Geometría del yacimiento

95-203

La geometría del yacimiento es un parámetro muy importante debido a que es necesario conocer la estructura para así comprender el mecanismo de producción del yacimiento y así poder aplicar futuros métodos para mejorar la producción del mismo. En campo Sábalo pertenece a la serranía San Antonio conociéndose como “Activo San Antonio”, la serranía San Antonio es parte de la faja plegada y fallada superficial,

la estructura del campo Sábalo es muy nueva no más antigua que 3-2M.a. De acuerdo al anexo F (figura F2) varios eventos geológicos estuvieron presentes en el área, tuvo muchos estilos de sedimentación y de levantamiento. La estructura de Sábalo se desarrolló solamente cuando la frente de deformación migro hacia el este, en las épocas del Mioceno y Plioceno.



Estructura del Campo Sábalo

La estructura del campo Sábalo fue dada a conocer mediante un estudio sísmico realizado en 1998 antes de realizar la primera perforación con el pozo SBL-X1 (Anexo F figura F3). En el estudio sísmico podemos identificar un pliegue anticlinal, la estructura más profunda no es uniforme debido a que presenta tres fallas esto evita que la formación sea continua a los largo de la estructura geológica pero es favorable para la acumulación de hidrocarburos. Con la perforación del pozo SBL-X1 se obtiene información adicional (Figura 39) de esta forma nos permite tener una mejor interpretación sobre la estructura del campo Sábalo. En este modelo de la geología estructural realizado después de la perforación del pozo SBL-X1, se identificó un falla inversa conocida como (Falla Valverde- San Antonio) que inicia desde el sistema terciario y termina en el sistema Carbonífero, provocando el levantamiento a superficie del sistema carbonífero. 96-203

FIGURA 39: ANÁLISIS DEL CORTE ESTRUCTURAL ESTRUCTURAL ANTICLINAL DEL POZO SBL-X1.

Fuente: [Elaboración Propia en base a datos obtenidos de PETROBRAS]

Las tres fallas que produjeron una trampa estructural, estas afectan a las formaciones del

sistema

Devónico

provocando

el

levantamiento

de

las

formaciones

Huamampampa, Icla, Icla inferior y Santa Rosa. Esta falla permite el contacto de las formaciones del sistema devónico con la formación los monos formando una clase de cuña estructural. La tres fallas dividieron en 4 partes las formaciones del sistema devónico las cuales pueden ser mejor entendidas con la siguiente figura. FIGURA 40: MODELO 3D DEL BLOQUE SAN ANTONIO.

Fuente: [Elaboración Propia en base de datos obtenidos de PETROBRAS]

97-203

En la figura 40 se tiene la denominación de cada una de las partes divididas por las fallas presentes en el yacimiento, con esto se podrá tener un mejor entendimiento de sobre ubicación de los pozos, además de que existe una zona de sobrepresionado que significa que en ese bloque existe una mayor presión acumulada que en otras zonas. 3.2.3. Identificación de las propiedades petrofísicas del yacimiento

Las características petrofísicas más importantes de un yacimiento son la porosidad y la permeabilidad, dependerá de estos factores la producción y volumen de líquidos en el yacimiento.

3.2.3.1. Porosidad en el yacimiento

Las propiedades petrofísicas a resaltar pertenecen al sistema devónico debido a que es donde se encuentran las formaciones productoras y estos tienen características petrofísicas muy importantes ya que poseen la capacidad de almacenar hidrocarburos.  A continuación se evaluara la porosidad del yacimiento tomando como valor de referencia, es la porosidad determinada en la prueba build up del pozo SBL-X2 que se puede apreciar en el anexo F (tabla F3), en esta prueba se obtuvo resultados muy importantes, que se interpretó a continuación. La porosidad es una variable representada por φ (omega) su valor es adimensional. La

presente prueba proporciona un resultado de 0,407 (40,7%) que comparando con los valores estándares presentado por Mannucci en la siguiente tabla (Tabla 17) se interpretó la porosidad. TABLA 17: EVALUACIÓN DE LA POROSIDAD DEL YACIMIENTO.

Porosidad Eficiencia

Valor

Despreciable

<5%

Resultado

interpretación Al obtener una

98-203

Baja

5<φ<10%

Buena

10<φ<20%

Excelente

>20%

40,7 %

porosidad mayor a 20% podemos deducir que el yacimiento tiene una gran capacidad de almacenaje.

Fuente: [Elaboración Propia en base a la teoría del autor Mannucci]

La porosidad del yacimiento es excelente debido a que es mayor a 20%, esta información coincide con la porosidad que es característica estándar de las arcillas que tienen una porosidad general de 20-45%. Al tener una porosidad alta la acumulación de yacimientos es mucho mayor. Es por eso que el campo Sábalo tiene una gran cantidad de reservas calculadas anexo F (tabla F4) llegando a ser un mega campo en Bolivia. 3.2.3.2. Permeabilidad del yacimiento

La permeabilidad también influye en la capacidad de almacenar fluidos en la roca porosa a su vez esta regula la tasa a la cual los fluidos puedan ser producidos o desplazados, al ser un propiedad petrofísica puede ser determinada también con la prueba build up anexo F (tabla F3). La permeabilidad es representado por la letra K, en la prueba la permeabilidad tiene un valor de K=20 md tomando como valor de referencia el resultado de la prueba build up del pozo SBL-X2. Este valor junto con las variables de altura y área tienen influencia en el caudal de acuerdo la fórmula de Darcy.A continuación se elaboró la tabla 18, para evaluar la permeabilidad de acuerdo a los rangos establecidos por la Soil Conservation Service de Estados Unidos. TABLA 18: EVALUACIÓN DE LA L A PERMEABILIDAD DEL YACIMIENTO.

Permeabilidad Eficiencia

Valor (mD)

Muy lenta

<0,1

Lenta

0,1-0,5

Moderadamente

0,5-2,0

Resultado

La permeabilidad tiene un valor de 20 lo que indica que es una permeabilidad elevada, esto coincide con el gran caudal de producción del campo.

lenta Moderada

2,0-6,5

Moderadamente

6,5-12,5

interpretación

99-203

elevada Elevada

12,5-25

Muy elevada

>25

20

Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios de la SCS]

3.2.4. Identificación de las características del fluido de producción

Saber las características del fluido de producción nos permite conocer el tipo de fluido presente en el yacimiento y así poder optar por el método de recuperación más eficiente y que pueda ser aplicable al fluido de producción. 3.2.4.1. Clasificación del fluido de producción

Clasificar el fluido de producción es muy importante para seleccionar el método de recuperación ya que todos los métodos funcionan con un determinado tipo de fluido. Existen varios tipos de hidrocarburos principalmente se dividen en dos grupos que son: el petróleo y el gas. A su vez estos dos grupos tienen subdivisiones. Para saber qué tipo de hidrocarburo es, se debe tener la cromatografía del hidrocarburo del Bloque San Antonio. La cromatografía del gas en el yacimiento del bloque San Antonio (Anexo F), realizada por PETROBRAS. Será ilustrada en la siguiente tabla 19. TABLA 19: CROMATOGRAFÍA CROMATOGRAFÍA DEL GAS G AS EN EL YACIMIENTO.

Componente

Porcentaje

N2

0,50

CO2

2,12

C1

84,99

C2

6,05

C3

1,99

iC4

0,41

nC4

0,68

iC5

0,39

nC5

0,32 100-203

C6

0,48

C7+

2,07

Fuente: [“Elaboración Propia en base de datos obtenidos de PETROBRAS”] 

La cromatografía presenta la cantidad de componentes en porcentaje dentro de la mezcla, los componentes que resaltan por su valor son una gran cantidad de metano C1 (84,99%) y un contenido bajo de heptano más C7+ (2,07%) que son los componentes más pesados, al tener un porcentaje así de metano se considera un gas natural por que el metano es el componente más liviano. Pero existen diferentes tipos de gas para determinar el tipo de gas, será necesario determinar más variables para tener una clasificación más precisa de la misma.  Además de observar un contenido de dióxido de carbono CO2 (compuesto que produce corrosión) es mayor al valor permitido (2%) para que sea considerado un gas dulce, el contenido es de 2,12% clasificándolo como un gas agrio, este parámetro debe ser considerado ya que influye en la selección del método y el equipo a utilizar. 

Peso molecular

El peso molecular es una variable necesaria para poder determinar la gravedad específica que el parámetro más importante que sirve para calcular más propiedades del gas y variables necesarias para aplicar un método de recuperación de hidrocarburos. Con la ecuación 11 página 30 se obtiene el peso molecular del hidrocarburo presente en el yacimiento. Utilizando los valores de las propiedades físicas de los componentes del gas natural.

∑

Ejemplo C1: Mg: Peso molecular de la mezcla es la variable a determinar. Mi: Peso molecular del metano =16,043 lbm/lbmol 101-203

Yi: La fracción molar es el porcentaje molar divido entre 100. Σ: sumatoria de cada componente para  obtener el valor del peso molecular de la

mezcla. Teniendo el valor del porcentaje molar de metano (C1) C1=84,99 Debemos sacar la fracción molar que es el porcentaje molar de cada componente dividido en 100:

Entonces reemplazando los datos tenemos:

Una vez obtenido la fracción molar (Yi) podemos calcular el peso molecular del componente reemplazando los datos en la ecuación 11 página 30 tenemos:

El peso molecular del metano es 13,64 lbm/lbmol en el gas del yacimiento. Con la siguiente tabla (tabla 20) procederemos a calcular el peso molecular total del gas natural presente en el yacimiento. TABLA 20: CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR.

Componente

% molar

Yi

Peso molecular (lbm/lbmol)

Peso molecular de la mezcla

N2

0,50

0,0050

28,0134

0,14

CO2

2,12

0,0212

44,01

0,93

C1

84,99

0,8499

16,043

13,64

C2

6,05

0,0605

30,07

1,82

102-203

C3

1,99

0,0199

44,097

0,88

iC4

0,41

0,0041

58,124

0,24

nC4

0,68

0,0068

58,124

0,39

Componente

% molar

Yi

Peso molecular (lbm/lbmol)

Peso molecular de la mezcla

iC5

0,39

0,0039

72,151

0,28

nC5

0,32

0,0032

75,151

0,23

C6

0,48

0,0048

86,178

0,41

C7+

2,07

0,0207

100,205

2,07

Total

100%

1 

21,04

Fuente: [Elaboración Propia]

Calculado el peso molecular se obtuvo un valor de 21,04 lbm/lbmol, que nos confirma que es un gas natural, uno de los parámetros guía que asegura que no se produjo un error al realizar el cálculo, es que todo gas natural nunca puede tener un peso molecular mayor a la del aire 28,95 lbm/lbmol. 

Gravedad específica

La gravedad específica es la relación que existe de un fluido, entre agua si el líquido y aire si es gas. La gravedad específica esta dad por la siguiente ecuación 14 página 31.

Donde, γg: gravedad específica a calcular.

Mg: peso molecular del gas= 21,038 lbm/lbmol Ma: peso molecular del aire=28,95 lbm/lbmol (constante) Reemplazando los valores podemos calcular lo siguiente: 103-203

La gravedad especifica es un resultado adimensional, obtuvimos un valor de 0,73 este valor no permitirá determinar diversas variables al momento de realizar el diseño del método seleccionado, con este valor procederemos a sacar el API. 

Gravedad API

Es una variable importante para clasificar el tipo de hidrocarburo que tenemos en el yacimiento. Se puede determinar mediante el uso de la ecuación 18 página 32:

Donde,  API: grado API a calcular γg: gravedad especifica del gas= 0,73

Reemplazando:

El grado API de 63,40 obtenido podemos interpretar que es considerado un hidrocarburo liviano porque es mayor a 45 API. 

Relación gas petróleo RGP

Este parámetro también sirve para determinar el tipo de gas que se encuentra en el yacimiento. Puede ser obtenido mediante el caudal de producción de líquido y gas. Como la relación de gas petróleo es un valor de relación entre pies cúbicos sobre barriles (Pcpd/Bpd). Podemos deducir la siguiente ecuación. 104-203

Donde, qg: producción de gas de todo el campo = 635´660.000 Pcpd (pies cúbicos por día). Qp: producción de líquidos de todo el campo = 18.000 Bpd (barriles por día). Reemplazando obtendremos lo siguiente:

Se interpretó esto como que por cada barril producido obtenemos 35.314,44 Pc (pies cúbicos) de gas. Ya obtenidos los valores de las propiedades del gas se elaboró la tabla 21 con los resultados que ayuda a interpretar mejor y poder determinar el tipo de gas que tenemos en el yacimiento. TABLA 21: PROPIEDADES DEL GAS DEL BLOQUE SAN ANTONIO.

Propiedades

Resultado

Unidad

Peso molecular

21,04

Lbm/lbmol

Gravedad

0,73

Adimensional

 API

63,40

Grados API

Relación gas

35.314,44

Pc/Bbl

Especifica

petróleo Fuente: [Elaboración Propia]

Con los resultados obtenidos podemos hacer una comparación con los valores que poseen los diferentes tipos de hidrocarburos y poder determinar de forma certera el 105-203

tipo de hidrocarburo presente en el yacimiento. Para hacer esto se usó una tabla 22 tomando en cuenta las diferentes propiedades que posee los hidrocarburos. TABLA 22: CLASIFICACIÓN DEL HIDROCARBURO DEL BLOQUE SAN ANTONIO.

Tipo

RGP

API

C7+

C1

Interpretación

--

<0,7%

>60 %

Comparando con los

(Pc/Bbl) Gas seco.

>100.000

Gas húmedo.

>15.000

<70

<4%

<90 %

Gas

>3.200

>40

<12,5%

>60 %

Condensado.

resultados calculados del hidrocarburo presente en el bloque San Antonio coinciden con las características

Pet. Volátil.

>1.750

>40

>12,5%

<60 %

Pet. Negro.

>1.750

<45

>20%

<50 %

de un gas húmedo.

Fuente: [Elaboración Propia en base a la teoría del autor Rojas]

 A continuación se elaboró una tabla de comparación (tabla 23) para poder representar mejor porque es considerado un gas húmedo. TABLA 23: COMPARACIÓN CON EL GAS HÚMEDO.

Parámetro

Gas húmedo

Gas del

Aceptación

 Yacimiento

de

Conclusión

parámetros RGP

>15.000

35.314,44

 API

<70

63,40



C7+

<4

2,07



C1

<90

84,99



El gas del yacimiento es considerado gas húmedo por cumplir con sus



características.

Fuente: [Elaboración Propia]

3.2.5. Determinación las características de los pozos candidatos (SBL-X2, SBL-3 y

SBL-4)

106-203

Determinar las características de los pozos candidatos delimitara la zona estudio para así poder seleccionar un método de recuperación más adecuado al pozo candidato más eficiente. Se seleccionó como candidatos los pozos (SBL-2, SBL-3 y SBL-4) por ser lo más antiguos en funcionamiento según en anexo F (tabla F5) los pozos entraron en producción en los siguientes años: 

SBL-2 año de operación en 2001.



SBL-3 año de operación en 2002.



SBL-4 año de operación en 2002.

3.2.5.1. Características del pozo SBL-X2

De acuerdo al anexo F figura F5 el pozo SBL-2 podemos obtener una descripción a simple vista de que es un pozo convencional (vertical), el pozo tiene la abreviación de SBL-X2 por ser de exploración, que tiene una profundidad final de 5.194,66 m, su terminación fue diseñada para producir de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa, produce de la formación Santa Rosa, el pozo fue desarrollada para explorar posible presencia de gas en la formación santa Rosa obteniendo un buen resultado, con el cual se certificó las reservas que se tiene en dicha formación (anexo F figura F4). 

Ubicación del pozo SBL-X2 dentro la estructura del yacimiento

La ubicación del pozo dentro la estructura geológica puede ser identificada con la información del corte estructural del pozo en el yacimiento anexo F (figura F8). En la figura podemos resaltar que el pozo fue enfocado para desarrollar las formaciones de Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Teniendo contacto con las mismas en el bloque medio. 

Permeabilidad del pozo SBL-X2

107-203

La permeabilidad no es un valor homogéneo en el yacimiento por lo que cada pozo tiene un valor de permeabilidad distinta a otro, la prueba build up permite conocer este parámetro, los resultados de esta prueba se puede ver en anexo F (Figura F11). Se tiene un valor de la permeabilidad de (K= 20md) este parámetro es un factor que se usara para el dimensionamiento del método de recuperación más adelante. 

Condiciones físicas del pozo SBL-X2

Las condiciones físicas que tiene cada pozo son diferentes, lo que hace único a cada pozo, estas condiciones influyen mucho en el fluido del yacimiento y su comportamiento de producción, por lo que es necesario saber estas condiciones al momento de seleccionar un método de recuperación, las condiciones físicas son determinadas una vez terminado el pozo.  A continuación se elaborara una tabla (tabla 24) de estos parámetros iniciales obtenidos por PETROBRAS. TABLA 24: PROPIEDADES FÍSICAS DEL POZO SBL-X2.

Propiedad

Valor

Unidad

Interpretación

Profundidad

5.194,66

Metros

Es considerado un pozo profundo.

Temperatura

131,4

o

C

La temperatura es elevada esto es debido a la profundidad.

Presión inicial

7.615

Psig

La presión es elevada por la presencia del gas y la profundidad.

Presión actual

5.391

Psig

La caída de presión se debe a la producción a lo largo de los años del gas

Fuente: [Elaboración Propia en base de datos obtenidos de PETROBRAS]

Dentro de estas propiedades una de los más importantes es la presión porque de esta depende la producción, en el yacimiento la presión inicial es elevada 7.615 Psia esto es debido a la profundidad y el gas acumulado en el yacimiento, la presión actual es de 108-203

5.391 Psia es por la producción del yacimiento, la temperatura influye mucho en la condición del fluido del yacimiento también es un factor que se toma para seleccionar el material del método de recuperación de hidrocarburos. 

Arreglo de producción del pozo SBL-X2

El arreglo de producción que se hizo en el pozo SBL-X2 puede ser diferenciado por las siguientes características (Tabla 25) que podemos diferenciar del anexo F (figura F5): TABLA 25: ARREGLO DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN DEL POZO SBL-X2.

Sección

Tipo

Interpretación

Packers

Tiene dos tipos de Packers

El pozo tiene dos packers debido a

uno de 7” y otro de 9 ¾”

que fue diseñado para producir una selección del fluido en la producción.

Características

Tubería de revestimiento de 9

En la formación Huamampampa se

del arreglo de

¾ ” con operación de cañoneo

realizó la operación de cañoneo para

producción

en

tener producción de la misma.

Huamampampa Características

Tubería de revestimiento de

También se realizó el cañoneo en Icla

del arreglo de

5” con operación de cañoneo

para poder producir de esta

producción en

formación.

Icla Características

del arreglo de

Hoyo descubierto, liner de

Esta formación tiene la terminación de

producción de 5”.

hoyo descubierto por que fue el

producción en

objetivo de la perforación.

Santa Rosa

Fuente: [Elaboración Propia en base de datos obtenidos de PETROBRAS]



Producción del pozo SBL-X2

La producción del pozo esta detallada en la tabla F6 del anexo F, la producción empezó en el 2001 y tuvo una constante producción de 111 MMpcnd y 3.086 Bpd hasta el 2004, a partir del 2004 la producción empezó a declinar, en la actualidad su 109-203

producción declino en un 45,89% de gas y un 49,37% de líquidos, debido a la caída de presión y cantidad de años de producción. 3.2.5.2. Características del pozo SBL-3

De acuerdo al anexo F (figura F6) podemos obtener una descripción a simple vista, que el pozo de exploración SBL-X3 inicio como un pozo vertical hasta 2.200 m, después se ejecutó el pozo SBL-D3 en donde se aplicó un perforación direccional para tener una terminación horizontal, que tiene una profundidad final de 3.642,32 m, su terminación fue diseñada para producir de la formación Huamampampa al ser un pozo con terminación horizontal permite tener un mayor contacto con el yacimiento lo que aumenta de manera considerable la producción del pozo. 

Ubicación del pozo SBL-3 dentro la estructura del yacimiento

La ubicación del pozo dentro la estructura geológica es muy importante, esta ubicación puede ser identificada con la información del corte estructural del pozo en el yacimiento anexo F (figura F9). En la figura podemos resaltar que el pozo fue enfocado para desarrollar la formación Huamampampa. Teniendo contacto con esta formación en el bloque medio del yacimiento. 

Permeabilidad del pozo SBL-3

La permeabilidad no es un valor homogéneo en el pozo, por lo que cada pozo tiene un valor de permeabilidad distinta a otro, la prueba build up nos permite conocer este parámetro, los resultados de esta prueba se puede ver en anexo F (Figura F13). Se tiene un valor de la permeabilidad de (K= 127 md) relativamente alto comparado con la permeabilidad del pozo SBL-X2, este parámetro es un factor que se usara para el dimensionamiento del método de recuperación más adelante. 

Condiciones físicas del pozo SBL-3

Las condiciones físicas que tiene cada pozo son diferentes, lo que hace único a cada pozo, estas condiciones influyen mucho en el fluido del yacimiento yacimiento y

110-203

su

comportamiento de producción, por lo que es necesario saber estas condiciones al momento de seleccionar un método de recuperación.  A continuación se elaborara una tabla 26 de estos pa rámetros iniciales obtenidos por PETROBRAS. TABLA 26: PROPIEDADES FÍSICAS DEL POZO SBL-3.

Propiedad

Valor

Unidad

Interpretación

Profundidad

3.642,32

Metros

Esta profundidad es para desarrollar de manera específica la formación Huamampampa.

Temperatura

75,4

o

C

La temperatura no es tan elevada esto es debido a la profundidad.

Presión inicial

6.658,93

Psig

La presión es elevada por la presencia del gas que acumula presión.

Presión actual

5.343

Psig

La presión bajo debido a la producción del gas húmedo en Huamampampa.

Fuente: [Elaboración Propia en base de datos obtenidos de PETROBRAS]

Dentro de estas propiedades una de los más importantes es la presión y la temperatura, estas son menores a la del pozo SBL-X2 debido a que el pozo SBL-3 es menos profundo, por lo tanto a mayor profundidad más presión y más temperatura.



Arreglo de producción del pozo SBL-3

El arreglo de producción que se hizo en el pozo SBL-3 puede ser diferenciado por las siguientes características (Tabla 27) que podemos diferenciar del anexo F (figura F6): TABLA 27: ARREGLO DE PRODUCCIÓN DEL POZO SBL-3.

Sección

Tipo

Interpretación

111-203

Tubería de

Telescópico (5 ½” y 7”)

La tubería de producción tiene dos medidas específicas las cuales fueron

producción

adaptadas para la terminación horizontal. Packers

Tiene dos tipos de Packers: uno

El primer packer de 9 5/8” sirve de

de 9 5/8 “ y otro de 7”

anclaje del liner de 7” y el packer de 7”

sirve de anclaje para el liner de 5 ½” Características del

Tubería de revestimiento de 7”

En la formación Huamampampa cuerpos

arreglo de

con operación de cañoneo que

H1, H2 y H3 producen por el liner de 7”

producción en

afecta a los cuerpos H1, H2 y

gracias a la operación de cañoneo.

Huamampampa

H3. Cuerpo H4 liner de producción

Se realizó el proceso terminación

de 5 con terminación horizontal”

horizontal para tener un incremento en la

ranurada no cementada (hoyo

producción del pozo.

descubierto). Fuente: [Elaboración Propia en base de datos obtenidos de PETROBRAS]



Producción del pozo SBL-3

La producción del pozo esta detallada en la (tabla F7) del anexo F, la producción empezó en el 2002 y tuvo una constante producción de 150 MMPcnd y 4.005 Bpd hasta el 2006, a partir del 2006 la producción empezó a declinar, en la actualidad su producción de gas declino en un 23,11% y la de líquido en un 30,71% producto de la caída natural de la presión y la cantidad de años de producción.

3.2.5.3. Características del pozo SBL-4

De acuerdo al anexo F (figura F7) podemos obtener una descripción a simple vista, que el pozo SBL-4 inicio como un pozo de exploración con el fin de estudiar el sistema carbonífero, SBL-X4 inicio como un pozo vertical hasta 3.135 m, después se ejecutó el pozo SBL-D4 en donde se aplicó un perforación direccional para poder tener un mayor contacto con el área del yacimiento a su vez poder llegar a la

formación

Huamampampa cuerpo H4, que tiene una profundidad final de 3.924 metros, su 112-203

terminación

fue

diseñada

para

producir

exclusivamente

de

la

formación

Huamampampa al ser un pozo con terminación horizontal permite aumentar de manera considerable la producción del pozo por tener más contacto con la formación productora. 

Ubicación del pozo SBL-4 dentro la estructura del yacimiento

La ubicación del pozo dentro la estructura geológica es muy importante, esta ubicación puede ser identificada con la información del corte estructural del pozo en el yacimiento (anexo F figura F10). En la figura podemos resaltar que el pozo fue enfocado para desarrollar la formación Huamampampa en específico el cuerpo H4. Teniendo contacto con esta formación en el bloque medio del yacimiento. 

Permeabilidad del pozo SBL-4

La permeabilidad no es un valor homogéneo en el pozo por lo que cada pozo tiene un valor de permeabilidad distinta a otro, la prueba build up nos permite conocer este parámetro, los resultados de esta prueba se puede ver en anexo F (Figura F13). Se tiene un valor de la permeabilidad de (K= 167 md) relativamente alto comparado con la permeabilidad del pozo SBL-X2 y SBL-3. 

Condiciones físicas del pozo SBL-4

Las condiciones físicas que tiene cada pozo son diferentes, lo que hace único a cada pozo, estas condiciones influyen mucho en el fluido del yacimiento y su comportamiento de producción, por lo que es necesario saber estas condiciones al momento de seleccionar un método de recuperación, las condiciones físicas son determinas una vez terminado terminad o el pozo.  A continuación se elaborara una tabla 28 de estos parámetros iniciales obtenidos por PETROBRAS. TABLA 28: PROPIEDADES FÍSICAS DEL POZO SBL-4.

Propiedad

Valor

Unidad

113-203

Interpretación

Profundidad

3.924

Metros

Esta profundidad es para desarrollar de manera específica la formación Huamampampa.

Temperatura

o

C

96,11

La temperatura no es tan elevada esto es debido a la profundidad.

Presión inicial

6.513,71

Psig

La presión es elevada por la presencia del gas acumulado en el yacimiento.

Presión actual

5.436

Psig

La presión declino debido a la producción del gas húmedo.

Fuente: [Elaboración Propia en base de datos obtenidos de PETROBRAS]

Dentro de estas propiedades una de los más importantes es la presión y la temperatura, estas son menores a la del pozo SBL-X2 debido a que el pozo SBL-4 es menos profundo, por lo tanto a mayor profundidad más presión y más temperatura.



Arreglo de producción del pozo SBL-4

El arreglo de producción que se hizo en el pozo SBL-4 puede ser diferenciado por las siguientes características (Tabla 29) que podemos diferenciar del anexo F (figura F7): TABLA 29: ARREGLO DE PRODUCCIÓN DEL POZO SBL-4.

Sección

Tipo

Interpretación

Tubería de

Liner pre-perforado de 7”

La tubería de producción es de una sola medida debido a que solo produce del

producción

cuerpo H4 de la formación Huamampampa. Packers

Tiene un packer de 9 ¾”

El packer de 9 ¾” sirve de anclaje para el

114-203

liner pre-perforado de 7”. Huamampampa

Tubería de revestimiento

La característica principal de este pozo es

de 9 ¾” cementado afecta

que la producción es por el contacto del

a los cuerpos H1, H2 y

cuerpo H4.

H3. Liner de producción a lo largo del cuerpo H4 con hoyo descubierto. Fuente: [Elaboración Propia en base de datos obtenidos de PETROBRAS]



Producción del pozo SBL-4

La producción del pozo esta detallada en la (tabla F8) del anexo F, la producción empezó en el 2002 y tuvo una constante producción de 153 MMPcnd y de 4.423,23 Bpd hasta el 2007, a partir del 2007 la producción empezó a declinar, en la actualidad su producción de gas declino en un 23,15% y la de líquido en un 37,56%.

hidroca rburos aplicable al bloque 3.3. Selección del método de recuperación de hidrocarburos San Antonio Para la selección del método de recuperación es necesario: analizar todos los métodos de recuperación aplicables al yacimiento, para poder saber si son aplicables o no, se debe identificar los parámetros de funcionamiento específicos que posee cada método, analizar los pozos donde se requiera el método, una vez identificados los parámetros de los métodos se procede a la evaluación del cumplimiento de los mismos, lo que permitirá la selección del método más aplicable al pozo. 3.3.1. Análisis de los métodos de recuperación adaptables a los pozos candidatos

Dependerá mucho de este análisis para poder diferenciar los métodos que son adaptables a nuestro yacimiento es necesario conocer los parámetros de funcionamiento que tiene cada método, de este modo se podrá realizar una buena selección del mismo. 3.3.1.1. Parámetros y adaptabilidad al fluido de producción de los métodos de

recuperación 115-203

La industria petrolera desarrollo diversos métodos de recuperación debido a que cada yacimiento, hidrocarburo y pozo es diferente. A continuación se determinó los parámetros de funcionamiento que poseen y la adaptabilidad de cada método con el fluido presente en el yacimiento. 

Bombeo mecánico

Los parámetros considerados para el funcionamiento del bombeo mecánico son los siguientes tabla 30: TABLA 30: PARÁ P ARÁMETROS METROS DE FUNCIONAMIENTO FUNCIONAMIENTO DEL BOMBEO MECÁNICO.

Parámetro

Valor

Interpretación

Manejo de corrosión

Bueno a excelente

Los materiales y equipo del método son tolerantes a compuestos que producen corrosión.

Manejo de gas

Regular a bueno

Es recomendable en pozos con gas

Parámetro

Valor

Interpretación

Manejo de Sólidos

Regular a bueno

Se debe tener precaución con los sólidos del pozo.

Gravedad API

>8 o API

Puede trabajar con crudos extrapesados, pesados, medianos y livianos.

Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios desarrollados por PEMEX]

 Adaptabilidad del Bombeo mecánico con el fluido de d e producción. El bombeo mecánico queda descartado por lo siguiente: o

o



Se tiene gas húmedo en el yacimiento con un API de 63,40 el bombeo mecánico es más favorable para petroleros (>8) pesado extrapesado medianos y livianos. No es muy tolerable a presencia de gas debido a que la presencia del gas evita que la bomba no funcione de manera correcta.

Bombeo por cavidades progresivas 116-203

Los parámetros considerados para el funcionamiento del bombeo por cavidades progresivas, son los siguientes tabla 31: TABLA 31: PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO DEL BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS.

Parámetro

Valor

Interpretación

Manejo de corrosión

Aceptable

Los materiales del método son susceptibles a la corrosión.

Manejo de gas

Bueno

Puede utilizarse en pozos con producción de gas.

Manejo de Sólidos

Excelente

En caso de tener solidos es permisible ante ellos.

Parámetro

Valor

Interpretación

Gravedad API

>45 o API

Solo trabaja con crudos livianos.

Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios desarrollados por PEMEX]

 Adaptabilidad del Bombeo por cavidades progresivas co n el fluido de producción. El bombeo por cavidades progresivas es un método adaptable al fluido del yacimiento por lo siguiente: o

o

o



Opera con hidrocarburos mayores 45 o API cumpliendo con la condición de nuestro fluido que tiene 63, 40 o API. Tiene un buen manejo del gas, teniendo un gas húmedo no es problema este método. En cuanto al manejo por corrosión es aceptable esto es favorable ya que tenemos 2,12% de CO2.

Gas lift

Los parámetros considerados para el funcionamiento del Gas lift sea continuó o intermitente, son los siguientes: 117-203

TABLA 32: PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO DEL GAS LIFT.

Parámetro

Valor

Interpretación

Manejo de corrosión

Bueno a excelente

Los materiales del método son bastantes tolerantes a compuestos que producen corrosión.

Manejo de gas

Excelente

Puede utilizarse en pozos con alta producción de gas.

Parámetro

Valor

Interpretación

Manejo de Sólidos

Bueno

En caso de tener solidos su equipo es permisible ante ellos.

Gravedad API

>15 o API

Puede trabajar con crudos pesados, medianos y livianos.

Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios desarrollados por PEMEX]

 Adaptabilidad del Gas lift con el fluido de producción. p roducción. El método de Gas lift es un método adaptable por lo siguiente: o

o

o

o



Opera con hidrocarburos mayores a 15 o API. Tiene un buen a excelente manejo de gas, lo que no representaría problema en el campo. Tiene de bueno a excelente manejo de corrosión que una ventaja porque el gas húmedo del yacimiento tiene 2,12% de CO2. Un factor adicional que posee es una buena tasa de producción de líquidos lo que es una ventaja.

Bombeo electrosumergible 118-203

Los parámetros considerados para el funcionamiento del bombeo electrosumergible, son los siguientes (tabla 33): TABLA 33: PARÁ P ARÁMETROS METROS DE FUNCIONAMIENTO FUNCIONAMIENTO DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE. ELECTROSUMERGIBLE.

Parámetro

Valor

Interpretación

Manejo de

Bueno

Los materiales del método son adaptables a

corrosión

compuestos que producen corrosión.

Parámetro

Valor

Interpretación

Manejo de gas

Pobre a regular

No es favorable utilizar en pozos con producción de gas.

Manejo de

Pobre a regular

En caso de tener solidos no es conveniente

Sólidos Gravedad API

utilizar este método. >10 o API

Puede trabajar con crudos extrapesados, pesados, medianos y livianos.

Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios desarrollados por PEMEX]

 Adaptabilidad del Bombeo electrosumergible con el e l fluido de producción. El bombeo electrosumergible es un método descartado debido al siguiente criterio: o

Su manejo de gas es de pobre a regular, entonces su materiales y equipamiento no toleran y no funcionan de manera eficiente con la presencia de gas, esto no es favorable para el campo San Antonio debió a que es un yacimiento de gas húmedo.



Recuperación secundaria

General mente este tipo de recuperación es utilizado para yacimientos de petróleo sus parámetros están representados en la siguiente tabla 34. TABLA 34: PARÁMETROS DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA.

Parámetro

característica

Interpretación

Información requerida

Buena descripción del

Es un parámetro muy importante

yacimiento

donde influye la localización de los

119-203

pozos inyectores y productores.

Tipo de yacimiento

Poco buzamiento,

Esto es debido a que este método

homogéneo y gran

consiste en desplazar el volumen

extensión areal.

por lo que un yacimiento con alto buzamiento no será beneficioso.

Parámetro

característica

Interpretación

Manejo de corrosión

Bueno.

Los materiales del método son adaptables a compuestos que producen corrosión.

Manejo de gas

Bueno a excelente.

Tiene un excelente manejo del incluso uno de los métodos consiste en utilizar el gas para inyectar

Condiciones especiales

Requiere de fuentes

Si no se cuenta con el fluido a

seguras de agua y gas.

inyectar este método es insostenible.

Hidrocarburo con el que

Petróleos pesados.

opera

Puede trabajar con crudos extrapesados, pesados, medianos y livianos.

Equipo de operación

Pozos inyectores y

Se realizan nuevos pozos que son

equipo de bombeo en

inyectores o se utilizan pozos que

superficie.

produzcan gran cantidad de agua volviéndolos inyectores

Fuente: [Elaboración Propia en base a la Teoría del autor Ferrer]

De acuerdo a la interpretación de los parámetros podemos identificar que este método no es muy aplicable a nuestro bloque San Antonio esto a que tenemos la presencia de gas húmedo en el yacimiento y este método es más aplicable para petróleos pesados ya que desplaza a los mismos, se requiere de un yacimiento homogéneo y como ya se analizó más antes el yacimiento presenta tres fallas como se pudo observar en la figura 45, donde estas fallas producen la discontinuidad del yacimiento, lo que impide el buen desplazamiento del hidrocarburo en el yacimiento, por último se necesita bastantes recursos económico para poder implementar nuevos pozos que sean solo de inyección. 120-203

 Adaptabilidad de la Recuperación secundaria con el flui do de producción. Este método que consiste en desplazar el hidrocarburo con otro fluido más barato no es adaptable al fluido del yacimiento del campo San Antonio, aquí las razones: o

o

o

El principal parámetro parámetro que provoca provoca que se descarte este método, es porque es más beneficioso para petróleos pesados, debido a que estos requieren de un esfuerzo adicional para poder ser producidos una vez que la presión decline. Este método es más eficiente cuando se tiene yacimientos homogéneos homogéneos y con poco buzamiento, como ya se explicó anteriormente el yacimiento es discontinuo por la presencia de 3 fallas lo que son de un alto ángulo. Requiere de pozo adicionales para ejecutar la inyección, en el campo San  Antonio todos los pozos son productores activos, es decir que no n o hay pozos que estén produciendo solamente agua para poder utilizarlos como pozos inyectores.



Métodos térmicos.

Inyección continúa de vapor Es un método térmico a continuación se elaboró una tabla 35 donde indica y se interpreta sus parámetros. TABLA 35: PARÁMETROS DE LA INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR.

Parámetro

Valor

Interpretación

Saturación de petróleo

>152 Bbl (acre-metro)

El contenido de petróleo o líquido en el yacimiento debe ser elevado.

Viscosidad

20-1.000 cp

Es muy útil para petróleos viscosos.

Gravedad

< 25º API

Es ideal para crudos pesados y extrapesados.

Fluido de operación

Agua ligeramente

El agua a utilizar para este método

tratada.

debe ser tratada antes de calentarla e inyectarla como vapor.

Fuente: [Elaboración Propia en base a la Teoría del autor Ferrer]

121-203

La característica más importante de los métodos términos es que trabajan con petróleos viscosos y requiere de una buena permeabilidad, por lo tanto no es conveniente utilizar en el campo San Antonio.

Combustión In situ Este método consiste en suministrar calor quemando parte del petróleo en el yacimiento, a continuación se elaboró una tabla 36 donde indica y se interpreta sus parámetros. TABLA 36: PARÁMETROS DE LA COMBUSTION IN SITU. SIT U.

Parámetro

Valor

Interpretación

Saturación de petróleo

>152,40 Bbl (acre-pie)

El contenido de petróleo o líquido en el yacimiento debe muy elevado.

Viscosidad

100-5.000 cp

Es muy útil para petróleos viscosos.

Gravedad

> 40º API

Es ideal para crudos livianos.

Factor a considerar

No debe haber gas

El gas tiene la propiedad de ser

presente

inestable porque tiene una combustión rápida y violenta.

Fuente: [Elaboración Propia en base a la Teoría del autor Ferrer]

El método de combustión in situ no sería adaptable a nuestro campo esto debido a que: es más ideal para petróleos viscosos, se tiene presencia de gas lo que es desfavorable y se lo ejecuta cuando la temperatura es baja.

Adaptabilidad de los Métodos térmicos con el e l fluido de producción



 Al hablar habla r de los métodos térmicos térm icos nos referimos a inyección de vapor, vapo r, agua caliente y combustión in situ los tres métodos tienen parámetros similares por lo que comparando con las características del fluido del yacimiento del campo San Antonio se llega a la conclusión de que no es compatible, por los siguientes puntos: o

Estos métodos son ideales para petróleos viscosos debido a que la temperatura afecta a la viscosidad, al aumentar la temperatura la viscosidad reduce lo que provoca el movimiento del petróleo en el yacimiento.

122-203

o

o



No se adaptan a pozos que contengan gas debido a que el gas es un fluido que tiene viscosidad muy baja y no requiere de calor para mejorar ese parámetro. Son necesarios pozos inyectores para que este método pueda ejecutarse por lo que se debe considerar mucho el factor económico.

Métodos de gases miscibles

Los parámetros se ilustraron con su respectiva interpretación en la tabla 37 son los siguientes: TABLA 37: PARÁMETROS DE LOS GASES MISCIBLES.

Parámetro

Valor

Interpretación

Viscosidad

<15 cp

No es apto para petróleos muy viscosos.

Composición el

 Alto contenido de C5 y

Es más favorable tener este tipo de

fluido

C7+

componentes ya que favores a su recuperación.

Gravedad

> 25º API

Es ideal para crudos medianos y livianos.

Factor a considerar

Es ideal para una

Es favorable si la formación es continua.

formación homogénea Fuente: [Elaboración Propia en base a la Teoría del autor Ferrer]

 Adaptabilidad del método de gases miscibles con co n el fluido de producción. Este método es adaptable al fluido del yacimiento del campo San Antonio considerando los siguientes criterios: o

o

o



Puede utilizarse en petróleos mayores a 25 o API por lo que se puede adaptar a nuestro campo San Antonio. Trabaja con hidrocarburos que no sean muy viscosos, como el gas a producir es gas húmedo no tiene un alto valor en la viscosidad. Se adapta a cualquier tipo de permeabilidad, como son componentes gaseosos que se inyectan no tienen problema con la movilidad en el yacimiento.

Inyección de polímeros 123-203

Para la inyección de polímeros se tiene la siguiente tabla 38: TABLA 38: PARÁMETROS DE INYECCIÓN DE POLÍMEROS

Parámetro

Valor

Interpretación

Viscosidad

<150 cp

No es apto para petróleos muy viscosos.

Composición el fluido

Permisible a cualquier tipo

Esto indica que existe una gran

de inyección

de fluido.

variedad de fluidos a inyectar.

Gravedad

> 25º API

Es ideal para crudos medianos y livianos.

Factor a considerar

Favorable en yacimiento

Su función es aumentar la

con acuíferos.

viscosidad del agua para desplazar el fluido.

Fuente: [Elaboración Propia en base a la Teoría del autor Ferrer]

 Adaptabilidad de la inyección de polímeros con el fluido de producción. Este método de reacción química es adaptable al fluido del yacimiento del Bloque San  Antonio tomando en cuenta los siguientes criterios. o

Opera con gravedades mayores a 25 o API, este parámetro es cumplido por que el gas húmedo del yacimiento tiene 63,40 o API, además de que no se apto para petróleos muy viscosos el gas húmedo cumples con ese parámetro.

o



La permeabilidad del yacimiento tiene tiene un valor tal que cumple el parámetro que exige este método.

Inyección de surfactantes

Los parámetros de inyección de surfactantes están representados en la siguiente tabla 39: TABLA 39: PARÁMETROS DE INYECCIÓN DE SURFACTANTES.

Parámetro

Valor

Interpretación

Viscosidad

<30 cp

No es apto para petróleos muy viscosos.

Gravedad

> 25º API

Es ideal para crudos medianos y livianos.

Factor a considerar

No es favorable en yacimiento

124-203

Su función es aumentar la

con capa de gas.

viscosidad del agua.

Fuente: [Elaboración Propia]

 Adaptabilidad de la inyección de surfactantes surfactante s con el fluido de producción. De igual manera es un método de reacción química que si se adapta al fluido del yacimiento por las siguientes razones: o

El fluido con el que opera es mayor a 25 o API este es un parámetro cumplido, también no se adapta a fluidos viscosos esto es conveniente para el gas húmedo.

o

La permeabilidad del yacimiento tiene un valor que permite que el parámetro que exige este método se cumpla.

3.3.2. Análisis de los pozos candidatos

Si bien ya se diferenció los métodos adaptables al campo ahora se debe considerar los métodos que si sean adaptables a los pozos candidatos para esto se requiere el análisis de los pozos candidatos ya que sus parámetros influyen en el método que se puede adoptar.  A continuación se procedió al análisis de los pozos, para un correcto análisis entre el pozo y el método adaptable, en base a sus características ya fueron de terminadas anteriormente.

3.3.2.1. Análisis del pozo SBL-X2

El pozo SBL-2 es el único pozo convencional (vertical) entre los otros candidatos (SBL3 y SBL-4), también se considera el más profundo porque llega hasta las formaciones Icla y Santa rosa 5.194,66 m, es esta misma profundidad que hace los siguientes métodos ya no sean adaptables al pozo. Para una mejor comprensión se elaborara la siguiente tabla 40: 125-203

TABLA 40: CUMPLIMIETO DE PARÁMETROS DE LOS DIFERENTES MÉTODOS CON LA PROFUNDIDA PROFUNDIDA DEL POZO SBL-X2.

Método Bombeo por cavidades

Profundidad

Cumplimiento

metros

de parámetros

600-3.000

X

progresivas

Conclusión De acuerdo al parámetro de

Gas litf

1.500-4.500



profundidad solo tres

Gases miscibles

Permisible a



métodos son

cualquier

adaptables al pozo

profundidad

SBL-2.

Inyección de polímeros

<2.743,20

Inyección surfactantes

> 2.438,40

X

.



Fuente: [Elaboración Propia en base a datos obtenidos de PETROBRAS]

La profundidad discriminó a dos métodos por lo tanto se procederá a analizar los métodos que si cumplieron este parámetro, El gas lift si es un método adaptable con la profundidad del pozo SBL-X2 porque la formación productora que es Huamampampa tiene una profundidad de 3.500 metros.  Al ser uno de los pozos más profundos tiene una temperatura mayor que los demás pozos candidatos (SBL-3 y SBL-4) tiene una temperatura de 131,4 oC este parámetro afecta al método de inyección de surfactantes como ya se explicó previamente, este método actúa en yacimientos con temperaturas menores a 79,44 oC porque a mayores temperaturas afecta al funcionamiento correcto del surfactante, por lo tanto el método de inyección de surfactantes queda descartado. Más al contrario el método de inyección de gases miscibles y gas lift es tolerante a cualquier temperatura. La permeabilidad en el pozo SBL-2 es de 20md es un factor que no afecta al método de gases miscibles y gas lift de echo favorece a la movilidad de los gases. En conclusión el método adaptable al pozo SBL-2 es el de inyección de gases miscibles y gas lift por que cumple con todos los parámetros de funcionamiento. 3.3.2.2. Análisis del pozo SBL-3 y SBL-4

El pozo SBL-3 y SBL-4 son similares, ambos son pozos desviados con terminación horizontal ya mencionado anteriormente, el pozo SBL-3 desarrolla la 126-203

formación

Huamampampa los cuerpos (H1, H2, H3 y H4) tiene una profundidad de 3.642,32 m, el pozo SBL-4 tuvo como objetivo desarrollar la formación Huamampampa en específico el cuerpo H4 tiene una profundidad de 3.924 m. tomando en cuenta los parámetro de profundidad de ambos pozos se desarrolló la siguiente tabla 41. TABLA 41: ADAPTABILIDAD ADAPTABILIDAD CON LA PROFUNDIDAD DE LOS POZOS SBL-3 Y SBL-4.

Método

Profundidad

SBL-3

SBL-4

metros

3.642,32 m

3.924 m

600-3.000

X

X

Bombeo por

Conclusión De acuerdo al

cavidades progresivas

parámetro de

Gas litf

1500-4500





Gases miscibles

Permisible a





métodos son adaptables al

cualquier

pozo SBL-3 y

profundidad

SBL-4.

<2.743,20

Inyección de

profundidad tres

X

X

polímeros Inyección surfactantes

> 2.438,40





Fuente: [Elaboración Propia]

El parámetro de la profundidad del pozo SBL-3 discriminó a dos métodos que si eran adaptables al campo pero no al pozo. En cuanto al parámetro de la profundidad del pozo SBL-4 es ligeramente mayor a la del pozo SBL-3 de igual manera discrimino a dos métodos que si eran adaptables al campo pero no al pozo, por lo cual se procederá a analizar los métodos que si cumplieron este parámetro. Con los tres métodos que si cumplieron el parámetro de profundidad se analizó la temperatura de los pozos para saber si son adaptables al pozo. La temperatura en el pozo SBL-3 es de 75,4 oC, la temperatura en el pozo SBL-4 es de 96,11 oC que es mayor comparando con la del pozo SBL-3, con este dato se elaboró la tabla 42 para determinar si los métodos cumplen este parámetro: TABLA 42: ADAPTABILIDAD ADAPTABILIDAD CON LA TEMPERATURA DE LOS POZOS SBL-3 Y SBL-4.

Método

Temperatura o C

SBL-3

SBL-4

75,4 oC

96,11 oC

127-203

Conclusión

Gas litf

38-204





Gases

Permisible a





miscibles

cualquier

Todos los métodos cumplieron con el parámetro de temperatura para SBL-3. Para el pozo SBL-4 la

Temperatura

Inyección

79,44



X

surfactantes

temperatura inhabilita la adaptabilidad de la inyección de surfactantes.

Fuente: [Elaboración Propia]

La permeabilidad del pozos SBL-3 es de 127md, en cuanto al parámetro de permeabilidad el único método que exige una permeabilidad en específico es el de inyección de surfactantes, este valor debe ser mayor a 20 md por lo cual cumple con este parámetro el pozo, los demás métodos son adaptables a cualquier valor de la permeabilidad. La permeabilidad del pozo SBL-4 es de 167md, es el que tiene la más alta permeabilidad de los pozos candidatos, esta permeabilidad no afecta a la adaptabilidad de los métodos que si se adaptan a la temperatura del pozo. Como conclusión el pozo SBL-3 tiene tres métodos que son adaptables a las condiciones del pozo, que son inyección de inyección de surfactantes, gases miscibles y gas lift. Para el pozo SBL-4 tiene dos métodos que son adaptables a las condiciones del pozo, que son inyección de gases miscibles y gas lift. 3.3.3. Determinación del pozo candidato más adecuado

Una vez que se realizaron las anteriores acciones se procedió a determinar el pozo más adecuado con el método más eficiente.

mé todo más adecuado 3.3.3.1. Elección del pozo y el método En este acápite se determinó el método más eficiente al pozo más adecuado, debido a que ya se realizó su respectivo análisis lo que nos permitirá elegir de manera eficiente. Se empezara a discriminar los métodos y pozos menos eficientes:

128-203

En los tres pozos se llegó a la conclusión que los métodos adaptables son el de gas lift y el de inyección de gases miscibles. Pero la producción en los pozos SBL-3 y SBL-4 todavía sigue siendo eficiente pese a la cantidad de años que estos pozos entraron en producción, entonces el método de inyección de gases miscibles no sería un método eficiente esto debido a que son necesarios pozos inyectores para poder emplear este método, es decir que necesitaría hacer pozos nuevos que sean solo inyectores lo que demandaría una elevada cantidad económica al proyecto, en conclusión el único método que sería aplicable a los pozos candidatos es el método de gas lift. El de gas lift es favorable debido a que este método posee las siguiente cualidades: Gran caudal de producción, no requiere de pozos adicionales de inyección, tiene un excelente manejo de gas, requiere de equipos especiales que son instalados en el pozo que permiten que se acumule el líquido y con el gas del yacimiento empujan el bache de líquido a superficie, pero en cual de dos pozos se ejecutara en cual será más eficiente, para poder determinar el pozo más adecuado se elaborara una tabla 43 con las características principales. TABLA 43: PARAMETROS PARA PODER SELECCIONAR EL POZO MÁS M ÁS ADECUADO. ADECUADO.

Parámetros

SBL-X2

SBL-3

Presión actual (Psig)

5.391

5.343

SBL-4

Conclusión

5.436

El pozo SBL-X2 demuestra tener

Declinación de la

45,11

23,11

23,15

producción de gas (%)

alarmante de su producción.

Declinación de la producción de líquido (%)

una declinación

49,37

30,71

37,56

Fuente: [Elaboración Propia]

Con los parámetros identificados en la tabla 43 podemos notar que el pozo más eficiente para ejecutar el gas lift es el pozo SBL-X2, porque además de tener una elevada presión en el yacimiento lo que es favorable para el método el mismo caudal del gas del pozo ayudara a impulsar el líquido a superficie, otro factor que influye es la producción del líquido ha sufrido un gran decline en su producción de líquidos una

129-203

declinación de 49,37% , por lo que se utilizara el método del gas lift en este pozo contrarrestar la caída de la producción de líquidos (condensado). 3.4. Dimensionamiento

del mecanismo de recuperación de hidrocarburos

seleccionado Si bien se utilizara gas lift en el pozo SBL-X2 es necesario obtener la eficiencia de este método de recuperación para eso se debe conocer el mecanismo de operación que tiene y dimensionar los mimos para así tener valores cuantitativos y probar la eficiencia que tiene el método en el pozo. 3.4.1.

Análisis de los datos técnicos de diseño del método de recuperación seleccionado

Para tener un buen diseño del método gas lift, se diferenciara que tipo de método de gas lift es debido a que existe de dos tipos: ya sea gas lift continuo o gas lift intermitente. Para tener un mejor análisis a continuación se hizo tablas enlistando los datos que son requeridos para el diseño del método. La primera tabla 44 son los datos disponibles del pozo SBL-X2 que fue el pozo seleccionado, previamente estos datos fueron analizados de manera individual en las anteriores acciones. TABLA 44: DATOS TÉCNICOS DEL POZO SBL-X2.

Propiedad

Valor

Unidad

Conclusión

Profundidad

5.194,66

Metros

El gas lift tiene un límite

Temperatura del yacimiento

131,4

Profundidad del yacimiento

3.500

Metros

Presión del yacimiento

5.578,27

Psig

o

C

de 4500 metros de profundidad al tener el reservorio productor a los 3500 metros este método demuestra ser adaptable.

Presión de fondo fluyente

5.391

Psig

Caudal de gas

60,06

MMscfd

El caudal de gas es óptimo para poder

130-203

Caudal de condensado

1564,56

Bpd

aplicar este método, ya que se requiere de una

Relación gas petróleo

38.387,79

scf/bbl

fuente de inyección de gas.

Relación petróleo gas

26,05

bbl/MMscf

Permeabilidad

20,7

md

Porosidad

0.379

fracción

Temperatura en superficie

23,03

o

Temperatura de flujo en

56,89

o

C C

línea Presión en separador

600

Psig

ID del pozo

7 

pulgadas

Fuente: [Elaboración Propia en base a datos obtenidos por Petrobras]

La siguiente tabla son datos del fluido, además de enlistar las características del condensado de igual manera están enlistados porque fueron usados para el dimensionamiento del mecanismo seleccionado. TABLA 45: DATOS DEL FLUIDO EN EL Y ACIMIENTO. ACIMIENTO.

Propiedad

Valor

Unidad

Conclusión

Gravedad específica del

0,73

Adimensional

Estas condiciones son las

gas húmedo

más fundamentales

 API del gas húmedo

64,40

Peso molecular

21,04

o

 API

Lbm/lbmol

debido a que con estas podemos determinar condiciones adicionales. Los datos del condensado

Gravedad especifica del

0,78

Adimensional

condensado

serán útiles para el simulador debido que es

 API del condensado

51

GLR condensado

2.094,79

o

 API

Pc/Bbl

131-203

necesario colocar los datos del fluido sobre el cual el gas actuara.

Fuente: [Elaboración Propia]

En la tabla 45 se muestra los datos más importantes, en cuanto a la cromatografía ya fue analizada previamente y es la misma la que permitió obtener datos sobre el fluido. 3.4.1.1. Selección del tipo de gas lift

Con los datos ya ordenados nosotros podemos determinar el tipo de gas lift ya sea continuo o intermitente que se utilizara siendo este un punto vital para realizar el respectivo dimensionamiento ya que cada uno se diferencia por los equipos a utilizar y su respectivo diseño.  A continuación se hizo la tabla 46 enunciando los parámetros técnicos del gas lift continuo e intermitente comparando con los datos actuales del pozo de este modo lograr identificar qué tipo de gas lift será el que se diseñó. TABLA 46: SELECCIÓN DEL TIPO DE GAS LIFT.

Parámetros

LAG

LAG

SBL-2

Análisis

327,31

Como la presión estática es

Continuo intermitente Presión estática

>150

<150

(Psi/1000pies) Índice de productividad

mayor a 150, el IP mayor a >0,5

<0,3

1,39

(bpd/Psi) Tasas de producción

0,5 y un buen caudal de producción de líquidos el tipo de gas lift a utilizar

>200

<100

1.564,56

será el continuo

(bpd) Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios de “Gas lift Básico” de Maggiolo] 

Las características coinciden con las exigidas por el gas lift continuo por lo tanto será ese el que se utilizara. 3.4.1.2. Calculo de la curva IPR

Es muy importante obtener la curva IPR del yacimiento ya que esta curva nos el caudal de producción de condensado en el pozo en relación a la presión y nos permitirá realizar un análisis al momento de realizar el diseño del método.

132-203

Se utilizó en método de Vogel es ecuación 47 pagina 58, debido a que se contaba con todos los datos para su aplicación.

(

)

(

)

Donde: q´= es la constante de caudal maximo conocido q: es el caudal de la prueba de pruccion1.564,56 Bpd Pwf: presión de la prueba de producción=5.391 Psig Ps: presión en el yacimiento=5.578,27 Psig Reemplazando tenemos:

(

)

(

)

Con el caudal máximo conocido se encuentran los caudales, para una serie de posibles presiones fluyentes desde la presión estática hasta llegar a cero con el uso de la siguiente ecuación. [

(

)

(

) ]

Reemplazando los valores de Ps de cero hasta la presión del yacimiento nosotros podemos calcular el caudal a estas presiones a continuación se demuestra con una presión de 2500 psi, se elaboró la siguiente tabla a distintas presiones: [

)

(

(

) ]

Bpd TABLA 47: CÁLCULO DE LAS PRESIONES CON SUS RESPECTIVOS CAUDALES.

Presión (Psig)

Caudal (Bpd)

133-203

0 

26.283,3

500

25.643,2

1000

24.665.2

1500

23.349,4

2000

21.695,7

2500

19.704,1

3000

17.374,7

3500

14.707,4

4000

11.702,3

4500

8.359,29

5000

4.678,41

5578,27

0

Fuente: [Elaboración Propia]

Con los valores de caudal obtenidos a diferentes valores de presión se elabora la siguiente gráfica: GRÁFICA 2: CURVA IPR.

IPR

IPR

6000 5000

N OI

4000

S E

3000

R P

2000 1000

0 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

CAUDAL (Bpd) Fuente: [Elaboración Propia utilizando EXCEL]

Esta curva IPR podemos comprender el rendimiento actual del reservorio, lo que se puede entender de la gráfica es que él pozo tiene una amplia capacidad de producción de líquidos, debido al alto valor del caudal máximo de producción que presenta (q´=26.283,3 Bnpd) por lo que aplicando un método de recuperación de hidrocarburos es favorable e incrementaría la producción del pozo. 134-203

3.4.2. Realización de los cálculos de diseño de dimensionamiento del método de

recuperación seleccionado En este acápite se procedió se calculó los parámetros de diseño del gas lift para que estos puedan ser conocidos y así tener las características del método. 3.4.2.1. Caudal de inyección de gas

Es uno de los parámetros necesarios obtener el caudal necesario de gas para inyectar, este parámetro nos permite realizar cálculos para el dimensionamiento del método. Para obtener este valor se utilizó la siguiente ecuación 41 de la página 48: (

)

Donde, qiny: Tasa de inyección de gas requerida, Mpcn/d. RGLt: Relación gas líquido total pcn/bn= 58.960,4 RGLf: Relación gas líquido de formación, pcn/bn= 38.387,79 ql: tasa de producción deseada de líquido bpd= 3.000 Se utiliza un valor de 3.000 bpd debido a que el pozo SBL-X2 al inicio de su producción conto con una producción de 3.145 bpd por lo que la condición del pozo es favorable a esta producción deseada. Reemplazando tenemos: (

)

 Al tener el caudal cauda l de inyección se puede p uede tener un estimado e stimado de la presión presió n de inyección que necesitara el gas se asumirá un valor de 1.600 psig debido a que es la presión máxima en compresores que se utilizan para inyectar considerando el caudal de inyección. 3.4.2.2. Calculo de espaciamiento de los mandriles

135-203

Con los datos ya completos se procederá a determinar la profundidad a la que se encontraran asentadas las válvulas a lo largo de la sarta y también se determinara la profundidad.  A continuación se ejecutaron los siguientes pasos para obtener las profundidades y presiones de manera gráfica y manual utilizando los pasos y fórmulas que inician en la página 55. GRAFICA 3: MÉTODO GRÁFICO DEL GAS LIFT PROFUNDIDAD PROFUNDIDAD DEL POZO SBL-X2

Presión (psig)

d a id d n uf o r P

X=5.376 psig

Y=17042 ft

Fuente: [“Elaboración Propia”] 

Dibujar una línea con la estándar de gradiente de presión 0,465 psi/ft que empieza desde la presión del pozo 5.376,3 psig para así obtener la profundidad del fluido en el pozo aplicando la siguiente formula:

136-203

GRAFICA 4: MÉTODO GRÁFICO GAS LIFT NIVEL HIDROSTÁTICO. HIDROSTÁTICO.

Presión psig

5.480 ft

tf d a di d n fu o r P

X=5.376 psig

Y=17042 ft

Fuente: [“Elaboración Propia”] 

Calcular la línea de presión de inyección desde superficie hasta el fondo, es decir desde 1.600 psig en superficie hasta la presión de fondo tomando en cuenta el factor de seguridad de 0,253 por la gravedad específica del gas 0,73 por lo tanto la presión de inyección en el fondo del pozo es 2.004,8 psig. ( (

137-203

) )

GRAFICA 5: PRESIÓN DE INYECCIÓN.

Presión (psig)

1.600 psig

5.480 ft

t)f ( d a di d n fu o r P

2.004 psig

X=5.376 psig

Y=17042 ft

Fuente: [“Elaboración Propia”] 

Calcular la presión de flujo en el fondo del pozo como se hizo en el inciso “c”, pero

utilizando la presión de fondo, el caudal deseado y el índice de producción: (

)

Dónde: ql: es el caudal deseado bbl/d=3.000 Pwf: presión del pozo psig: 5.376,3 Pfw: presión de flujo en el fondo de pozo en psig. IP: índice de productividad (bbl/d)/psi=1,39 Despejando Pwf y reemplazando los valores tenemos: (

138-203

)

 Ahora para calcular el nivel, donde se encontrara el condensado dentro del pozo cuando exista flujo se utilizara la misma ecuación que en el inciso “c”:

Realizar el grafico desde la presión del flujo en el fondo del pozo hasta la profundidad obtenida. GRAFICA 6: NIVEL DE LA PROFUNDIDAD DE FLUJO.

Presión psig

1.600 psig

5.480 ft

      t         f        d       a         d        i         d       n      u         f      o       r        P

2.004 psig

X=5.376 psig

Y=17042 ft

Fuente: [“Elaboración Propia”] 

Realizar el gradiente de flujo desde la presión de flujo en superficie 600 psig hasta la presión de inyección en el fondo del pozo 2.004,8 psig. 139-203

GRAFICA 7: GRADIENTE GRADIENTE DE FLUJO DESDE SUPERFICIE HASTA EL FONDO DEL POZO. Presi Presi n (ps (psig) ig) 1.600 psig

600psig

5.480 ft

ft d a id d n uf o r P

X=5.376 psig

Y=17042 ft 2.004 psig

Fuente: [“Elaboración Propia”] 

Empezar a sacar, la presión y espaciamiento del mandril en el tope. Se debe empezar utilizando la presión de flujo 600 psig usando la inclinación del gradiente de presión de 0,465 psi/ft, es decir trazando una línea paralela y usar la misma inclinación que tiene respecto a la línea trazada en el inciso “C”.

140-203

GRAFICA 8: ESPACIAMIENTO DEL 1ER MANDRIL. Presión psig

600 psig

1.600 psig

M#1 2.240 ft

tf        d       a         d        i         d       n fu      o  r P

Fuente: [“Elaboración Propia”] 

Dibujar una línea de gradiente de presión alado de la de inyección con una caída de 10 psi que son los requeridos para cerrar las válvulas usando una línea paralela. Estos 10 psi es lo mínimo recomendado según el API-11V6, una vez puesta la línea de la caída de presión de 10 psi procedemos sacar la profundidad del 2do mandril de igual forma que se hizo con el 1er mandril. GRAFICA 9: ESPACIAMIENTO DEL 2DO MANDRIL. Presi n (psig) (psig) 600 psig

M#1 2.240 ft

ft

M#1 4.130 ft d a id d n uf o r P

Fuente: [“Elaboración Propia”] 

141-203

1.600 1.600 psig

Empezar a graficar el espaciamiento de los mandriles, tiene que llegar a ser más profundo que el nivel hidrostático dentro del pozo, es decir la línea que se trazó en el inciso “c” GRAFICA 10: ESPACIAMIENTO DE LAS DEMAS MANDRILES. 600 psig

Presi Presi n (ps (psig) ig)

1.600 psig

M#1 2.240 ft

M#1 4.130 ft ft d a di d n uf o r P

M3 5.790 ft

M#4 7.200 ft

M#5 8400 ft

M#6 9.350 ft

Fuente: [“Elaboración Propia”] 

 Al realizar esta grafica además de obtener el espaciamiento de los mandiles, nos permitirá conocer los parámetros de las válvulas, las cuales son: temperatura y presiones de operación en superficie y en el fondo. TABLA 48: ESPACIAMIENTO DE LOS MANDRILES.

142-203

Mandril

Profundidad Espaciamiento

Mandril #1

ft

ft

2.240

0

Conclusión La primera válvula no tiene

Mandril #2

4.130

1.890

espaciamiento debido a que es el

Mandril #3

5.790

1.660

tope, a medida que aumenta la

Mandril #4

7.200

1.410

profundidad el espaciamiento se

Mandril #5

8.400

1.200

Mandril #6

9.350

950

reduce.

Fuente: [Elaboración Propia]

3.4.2.3. Características de las válvulas en el gas lift

Para obtener las características de las válvulas que se utilizará en el gas lift se debe el 1er paso es determinar el espaciamiento y profundidad de los mandriles una vez hecho esto se puede tener parámetros de temperatura y presión a la cual trabajara cada válvula, el número de válvulas es igual al número de mandriles por lo tanto como se graficó 6 mandriles para llegar al nivel hidrostático dentro del pozo se tendrá 6 válvulas. Con la profundidad de los mandriles se determinó la temperatura con el gradiente geotérmico que tiene la formación, y con la ayuda de la gráfica se determinó las presiones de operación tanto dentro del pozo como en superficie. Estos resultados serán tabulados en la siguiente tabla en la cual se ilustro la presión de operación en superficie (Pso) y la presión de operación en el fondo (Pvo) de cada válvula. TABLA 49: CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS DE LAS VÁLVULAS V ÁLVULAS DEL GAS LIFT.

Válvula

Profundidad

Nro.

ft

1

2.240

Temperatura o

F

Presión de

Presión de

operación Superficie

operación Fondo

Pso (psig)

Pvo (psig)

1.600

1.660

38,66

143-203

2 

4.130

71,27

1.590

1.680

3 

5.790

99,92

1.580

1.710

4

7.200

124,256

1.570

1.730

5 

8.400

144,96

1.560

1.750

6 

9.350

161,36

1.550

1.760

Fuente: [Elaboración Propia]

3.4.2.4. Potencia del compresor

Un componente principal del gas lift continuo es el compresor, su parámetro más importante es el de calcular la potencia del compresor. Para calcular la potencia del compresor se utiliza la siguiente formula: [(

)

]

Dónde: Potencia: Caballos de fuerza (hp). M: gasto de gas en condiciones estándar 3.172 Mpcd. P1: presión de entrada en el compresor psig= 600 P2: presión de salida del compresor psig=1.600 E: Efiiencia del compresor= 85% Reemplazando: (

) [(

)

]

La potencia del compresor para el sistema de gas lift diseñado es de 4.538,866 hp. Con este parámetro se puede elegir el compresor más eficiente de acuerdo a catálogos.

144-203

3.4.3. Establecimiento de los equipos de superficie y subsuelo necesarios para el

método de recuperación seleccionado Una vez dimensionado el método gas lift continuo se estableció los equipos necesarios para su funcionamiento, para una mejor comprensión se dividió en equipos de superficie y subsuelo. 3.4.3.1. Equipos de superficie

Los equipos necesarios para el gas lift en superficie son: TABLA 50: EQUIPOS DE SUPERFICIE DEL GAS LIFT.

Equipo Planta compresora

Función

Conclusión

Su función principal es de comprimir el

Llegaría a ser el componente

gas llevar de una presión baja a una alta,

principal debido a que otorga

estos pueden ser de distintos tipos:

potencia al gas para que

Reciprocantes y centrífugos.

este pueda ser inyectado hacia el pozo.

Sistema de

Es la encargada de transportar el gas y

Es la forma de conducir el gas

distribución de gas

distribuirlo a cada pozo. La presión y el

hacia los pozos de manera

volumen de gas que llega al pozo

que este pueda ser inyectado

dependerá de la presión y el volumen

y transportado de una forma

disponibles en la planta compresora,

segura.

menos la pérdida que se origina en el sistema de distribución.  Además de controlar el volumen de inyección del gas.

Equipo

Función

Conclusión

Sistema de

Está formado por las líneas de flujo,

Este sistema hace posible que

recolección de

encargadas de transportar el fluido hacía

el gas inyectado se usado

fluidos

el separador, donde se separan la fase

constantemente durante el

líquida, la cual es transportada a los

funcionamiento de este

tanques, y la fase gaseosa, que es

método.

enviada a la planta compresora para su reinyección. Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios de ESP OIL “Gas lift Básico”] 

145-203

Para una mejor interpretación de los equipos de superficie se realizó el siguiente modelo 3D. FIGURA 41: REPRESENTACIÓN DE LOS EQUIPOS DE SUPERCIE.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando CADWORKS]



Compresores

Como ya estableció la potencia requerida 4.322,73 hp que es el necesario para poder inyectar el caudal de inyección 37 MMPcnd. Considerando este dato y la presión de entrada al compresor 600 Psig y salida del compresor 1.600 Psig. Por lo tanto es necesario el uso de dos compresores por la elevada potencia que se requiere, además que será de tipo reciprócante porque estos compresores son lo que permiten operar a altas presión y grandes caudales. 

Sistema de distribución de gas y recolección de fluidos

146-203

Tanto el sistema de gas como el de recolección de fluidos dependerán mucho del tipo de cañería a utilizar y también que el sistema de recolección de fluidos se necesitara un separador para poder separar el gas de líquido para que este pueda ser reinyectado. Para seleccionar el tipo de cañería a utilizar se debe considerar los siguientes, se debe conocer en primer lugar el tipo de fluido a transportar, condiciones de trabajo del sistema como son: la presión, temperatura y corrosión. Por lo tanto a continuación se elaboró una tabla presentado las características del pozo SBLX-2 para así poder analizar y proceder a seleccionar el tipo de cañería. TABLA 51: SELECCIÓN DEL TIPO DE TUBERÍA EN SUPERFICIE.

Características

Valor

Unidad

conclusión conclus ión

Tipo de fluido

Gas húmedo

--

Por el fluido a producir

Presión

600 en superficie

Psig

se utilizara la tubería de acero inoxidable que

1.600 de inyección Temperatura

23,03

o

C

también es aplicable a la presión y temperatura.

Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios de JHG ingeniera “Manual para la identificación y selección de cañerías”] 

Para la distribución de gas se usara la cañería de acero con costura de carbono inoxidable, debido que las ventajas es que es más económica que una tubería sin costura de las mismas condiciones. La presión para la tubería de distribución de gas será en función a su presión el cual es de 1.600 Psig (122,5 Kg/cm2) en base a esta presión y utilizando la tabla de cañerías Schedule 40-80 (Anexo H) se determinó usar la cañería de 6 pulgadas de diámetro nominal debido al cabezal de pozo instalado en SBLX-2, 168,276 mm diámetro exterior grado B debido a que tolera una presión de 126,5 Kg/cm2 demostrando ser aplicable para la presión de operación deseada. Para la recolección de líquidos se usara la cañería de acero de carbono con costura liviana, debido a es muy favorable utilizar en fluidos que tiene poca presión y la ventaja 147-203

que tiene es que son más económicas que las cañerías de acero de carbono no livianas. La presión para la tubería de recolección de líquidos será de acuerdo a su presión que es de 600 Psig (2,18 Kg/cm2) en función a esta presión y con la tabla de cañerías ISO 65 serie liviana de acero inoxidable comercial (Anexo H), tomando en cuenta el cabezal del pozo SBLX-2 se determinó utilizar la cañería de 2 pulgadas de diámetro nominal, 60,325 mm de diámetro exterior porque tolera un presión de hasta 49,2 Kg/cm2 cumpliendo con la exigencia de la presión de operación. 

Separador

Para saber qué tipo de separador se va utilizar es necesario conocer cuál será el más eficiente para el método del gas lift continuo. Los separadores difieren ligeramente en detalles, por lo que son clasificados de acuerdo a su forma vertical horizontal o esférica. Con la elaboración de la siguiente tabla se procederá a elegir el tipo de separador ideal para el proceso del gas lift.

TABLA 52: CARACTERÍSTICAS MÁS IMPORTANTES DE LOS SEPARADO SEP ARADORES. RES.

Por su función

Por su

Características

Conclusión

Son frecuentemente usados donde la

El tipo de separador a

relación gas-líquido es alta y maneja baja

utilizar será el

capacidad de líquido.

bifásico porque se

forma 



Bifásico

Vertical

Trifásico

desea separa el gas Horizontal

Son frecuentemente usados cuando el

del líquido para que

volumen de gas es elevado debido a que

este gas puede ser

este tipo de separador puede contener

reinyectado.

más gas que un separador vertical de mismo diámetro. Esférico

Será del tipo horizontal porque se maneja un

Este tipo de separador son utilizados

gran volumen de gas y

para mantener la presión pero no son

este tipo de separador

148-203

muy usados por dificultades en su

es apto para este tipo

fabricación.

de volumen.

Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios de la Universidad de Venezuela “Diseño y evaluación de separadores Bifásicos y Trifásicos”] 

En cuanto al tipo de separador será un separador tipo filtro, debido a que poseen un filtro de tipo coalescente en el cual el gas fluye a través de los filtros provocando que las pequeñas gotas de líquido se acumulen en cantidades más grandes favoreciendo a la separación del gas del líquido.

Válvulas dentro del sistema de gas lift continuo Para seleccionar las válvulas, se debe de determinar el tipo y diseño que tendrán de acuerdo de la operación a realizar, ya sea para detener, iniciar o regular un flujo y también evitar el reflujo del mismo. El material de la válvula dependerá de la temperatura y presión de operación, también dependerá de estos factores la norma de fabricación y conexión de la línea. Con la tabla del tipo de material de la válvula por según la temperatura (Anexo I) al ser la temperatura de 23,03 oC, serán válvulas de hierro fundido de acuerdo a la temperatura de operación. Para un mejor entendimiento de la selección de válvulas se elaboró la tabla 53: TABLA 53: SELECCIÓN DE VÁLVULAS.

Parte LAG

Tipo de válvula

Evaluación

2 Válvula tipo

Estas válvulas actuaran como de control y de

diafragma

alivio, ya además de controlar el fluido tiene

continuo Separador

tolerancia la corrosión. Compresores

4 válvulas tipo

Estas válvulas irán instaladas antes y

globo

después de los dos compresores, en caso de que se requiera mantenimiento o regulación del fluido al ingreso y salida de los mismos.

149-203

Ingreso al pozo

1 válvula tipo

Esta válvula trabaja con grandes presiones,

aguja

estrangulamientos precisos y regulara la tasa de inyección de gas proveniente de los compresores será regulador mediante el sistema automatizado de gas lift continuo de weatherford.

Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios de JHG ingeniería “Manual para la identificación y selección de válvulas”] 

3.4.3.2. Equipos de subsuelo

Los equipos de subsuelo necesarios para el gas lift son:

TABLA 54: EQUIPOS DE SUBSUELO DEL GAS LIFT.

Equipo Mandriles

Función

Conclusión

Son tuberías con diseños especiales

Los mandriles son necesarios

que en sus extremos poseen roscas

para el método de gas lift ya

para

de

que estos alojan a las válvulas

producción formando, de este modo,

de inyección las cuales hacen

parte integrada de ella. Sirven de

posible

receptáculo para instalar la válvula de

funcione..

conectarse

levantamiento

o

a

la

sarta

inyección

a

que

el

gas

lift

la

profundidad que se necesite. Válvulas de inyección

La válvula de Levantamiento Artificial

El diseño de estas dependerá

por Gas son básicamente, reguladores

mucho de la presión de

de presión. Deben ser diseñadas para

operación y la profundidad

operar en condiciones de fondo y ser

para que estas funcionen de

capaces de inyectar el gas a la presión

manera eficiente.

y volumen requeridos. Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios de ESP OIL “Gas lift Básico”] 



Mandril 150-203

El mandril es una de las piezas más importantes ya nombrando sus motivos en la tabla 55, este equipo dependerá mucho de la tubería de producción instalada en el pozo SBL-X2 y la profundidad de la instalación de las válvulas previamente calculadas. La profundidad de la última válvula es de 9.350 pies (2849,88 metros), de acuerdo a la figura F5 del (Anexo F) donde ilustra el esquema del pozo SBL-X2, el diámetro de la tubería de producción hasta los 3.700 metros es de 7 pulgadas, por lo tanto el mandril debe ser de 7 pulgadas de diámetro ya que va acoplada a la misma. Revisando el catálogo de mandriles proporcionados de la empresa weatherford, el tipo de mandril a utilizar ser de la serie SMOR, porque es uno de los mandriles disponibles de 7 pulgadas de diámetro, recomendados cuando se opera con alta presión, en pozos profundos y tiene resistencia a la corrosión. Las características del mandril están ilustradas en la siguiente tabla: TABLA 55: CARACTERÍSTICAS DEL MANDR M ANDRIL IL SELECCIONA SE LECCIONADO. DO.

Tipo de

Número del

Diámetro de la

Diámetro interior

Diámetro del

Mandril

modelo

tubería pulgadas

pulgadas

bolsillo pulgadas

SMOR-2

2919-XXX

7

5,25

1.5

Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios de Weatherford “Gas“Gas-lift Equipment Catalog”] 

Para una mejor apreciación del modelo del mandril se elaboró su representación gráfica utilizando el software SolidWorks. FIGURA 42: REPRESENTACIÓN GRÁFICA DEL M ANDRIL. ANDRIL.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando “SOLIDWORKS”] 



Válvula de inyección 151-203

Las características de la válvula de inyección son: TABLA 56: VÁLVULA DE INYECCIÓN DE GAS LIFT.

Modelo

RC-2

Número del modelo

Diámetro de la

Área de flujo

válvula pulgadas

pulgadas2

1,5

0.780

0219-XXX

Fuente: [Elaboración Propia en base a criterios de Weatherford “Gas“Gas-lift Equipment Catalog”] 

La válvula de inyección dependerá mucho del caudal de inyección, la válvula que se eligió para que sea alojada dentro del mandril SMOR fue de la serie RC debido a que son recomendables cuando se tiene una elevada tasa de inyección además de ser compatible con el mandril seleccionado previamente. 3.5.

Simulación del incremento de hidrocarburos producido por el método de recuperación seleccionado

Una vez realizado el cálculo de manera manual se procederá a realizar la simulación con los datos utilizados en los cálculos manuales de esta forma tener una confirmación de que los valores obtenidos han sido calculados de manera correcta. 3.5.1. Selección de un simulador de producción petrolera

Si bien ya se mencionó a tres softwares de producción, es momento de elegir al que represente de mejor manera, tanto la curva IPR como el mecanismo del método seleccionado que este caso fue el gas lift.  A continuación se elaboró una tabla en la cual se seleccionó el simulador a utilizar u tilizar de acuerdo a sus características: TABLA 57: SELECCIÓN DEL SIMULADOR.

ECLIPSE

PIPESIM

PROSPER

152-203

Conclusión

Eclipse

es

un

Prosper es un programa

Se

más

más rustico es decir con

softwares la curva IPR

apropiado para la

dinámico e ilustrativo

comandos más directos

se lo realizara con

inyección de pozos

el

podemos

no es tan dinámico e

Prosper y la simulación

adicionales es decir

utilizar para modelar el

ilustrativo como PIPESIM

de

recuperación

gas lift y también sirve

o ECLIPSE pero al igual

PIPESIM.

secundaria.

para simular diferentes

que Pipesim cumple con

métodos

las

software

 A

demás

requiere

de

un

Pipesim

más

software

que un

cual

es

producción artificial.

modelado 3D para

de

utilizara

gas

lift

dos

con

mismas

características y algunas adicionales

su ejecución Fuente: [Elaboración Propia]

No se utilizará el software ECLIPSE debido a que no se tiene el modelado 3D, se simulara en Prosper para la curva IPR debido a que es el único software que cuenta con la correlación de Vogel la cual fue usada en el cálculo manual y también se utilizara PIPESIM para el gas lift debido a que es uno de los softwares más dinámico e ilustrativo. 3.5.2. Realización la simulación del método de recuperación seleccionado

En este acápite se realizó la simulación de los cálculos manuales y el método para así poder hacer una comparación más adelante. 3.5.2.1. Curva IPR

Para la curva IPR se utilizara el software PROSPER por que tiene la correlación de Vogel, la misma que se utilizó en el caculo manual, se simulara con los siguientes pasos: Ingresar al software y entrar en la venta inicial superior izquierda (condición del sistema o summary system). FIGURA 43: MENÚ PRINCIPAL DE PROSPER.

153-203

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PROSPER]

Una vez de ingresar al menú de inicio del software PROSPER luego indicar el tipo de fluido presente en el yacimiento, en este caso seco y gas húmedo (dry and wet gas). FIGURA 44: TIPO DE SISTEMA.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PROSPER]

Volver al menú principal doble click al cuadro (PVT data) llenar los siguientes datos: (GOR= relación gas petróleo, Oil Gravity= gravedad específica del condensado, Gas Gravity= gravedad específica del gas y wáter salinity salinidad del agua). FIGURA 45: INGRESO DE DATOS PVT AL PROSPER.

154-203

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PROSPER]

Ingresar a IPR data en esta ventana se coloca los datos del reservorio los cuales son: (Presión de reservorio, temperatura del reservorio, corte de agua y relación gas petróleo), seleccionar la correlación de Vogel y llenar los datos de este modo se obtiene la curva IPR. FIGURA 46: DATOS IPR PROSPER.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PROSPER]

155-203

Una vez seleccionada la correlación y llenado los datos del reservorio se llenan los datos que exige la correlación de Vogel (caudal de producción=Test Rate y la presión de fondo del caudal llenado= Test Bottom Holes Pressure). FIGURA 47: DATOS VOGEL PROSPER.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PROSPER]

Después clic en calcular y así obtendremos la curva IPR. FIGURA 48: CURVA IPR EN PROSPER.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PROSPER]

La curva IPR obtenida por el software PROSPER nos demuestra el rendimiento del pozo SBL-X2 la cual es de 26.539,9(Bnpd) representado AOF. Al ser elevado este valor nos da a entender que el pozo tiene una gran capacidad para producir líquidos.

156-203

3.5.2.2. Simulación del gas lift

Para el mecanismo de gas lift se utilizó el simulador PIPESIM debido a su fácil manejo y dinamismo que posee. Se simula con los datos del condensado los cuales están especificados en el anexo F los datos más relevantes son el o API 51 y la gravedad específica es pecífica del gas, se s e realizó la simulación con los siguientes pasos: Ingresar al programa ingresar en la opción “new single brach” es decir arreglo simple o estudio para un solo pozo. Ingresar a “setup” y luego entrar a la opción “black oil” e

ingresar los datos. FIGURA 49: CARACTERIZACIÓN CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO EL PIPESIM.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

Colocar las partes esenciales para hacer la simulación; reservorio, tubería de producción, nodo superficial y un nodo para análisis. FIGURA 50: CONDICIONES DEL POZO.

157-203

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

Llenar los respectivos datos empezando por el yacimiento, presión, temperatura y índice de producción (1,39 obtenido de la prueba build up del pozo SBL-X2 anexo F): FIGURA 51: DATOS DEL YACIMIENTO EN PIPESIM.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

Llenar los datos de la tubería de producción como ser: Profundidad del pozo, temperatura, diámetro interior de la tubería de producción y temperatura en el fondo del pozo. Poner en arreglo detallado la profundidad y espaciamiento de los mandriles. FIGURA 52: DATOS TUBERÍA DE PRODUCCIÓN PIPESIM.

158-203

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

Una vez ingresados los datos del yacimiento y tubería de producción se procede a realizar el diseño del gas lift, ingresando a la opción “artificial lift” luego ingresar a “gas lift” e ingresar a “gas lift desing”. FIGURA 53: OPCIÓN DEL GAS LIFT EN PIPESIM. PIPESIM .

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

Ingresar los datos calculados manualmente de diseño del gas lift (Presión de Inyección=1.600psig, caudal de producción deseado= 3.000 Bpd y presión del yacimiento 5.931 psig.) FIGURA 54: DISEÑO DEL GAS LIFT

159-203

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

Después clic en perfom desing. Esta opción calcula la característica de los mandriles la presión de cierre y apertura de operación en superficie. FIGURA 55: ESPACIAMIENTO DE LOS MANDR M ANDRILES ILES PIPESIM

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

Como último paso esta graficar el diseño del gas lift, eso se hace ingresando a la opción “graph”. FIGURA 56: GRÁFICA DEL DISEÑO DE GAS LIFT PIPESIM.

160-203

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

En la gráfica se puede ilustrar las profundidades de cada mandril los cuales están posesionados de igual forma que el diseño gráfico manual. Podemos apreciar las líneas de presión y temperatura, es por eso que el programa obtiene de este grafico las condiciones de cada mandril. 3.5.2.3. Predicción de la producción modificando parámetros en PIPESIM

 Además de realizar el diseño gráfico en PIPESIM, también podemos predecir la producción en caso de modificar parámetros, para activar esta función se debe ir a la barra de herramientas. Luego entrar a operations e ingresar a la opción Nodal Analysis. Como se ilustra en la siguiente figura 57. FIGURA 57: ANÁLISIS NODAL MEDIANTE PIPESIM.

161-203

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

Una vez ingresando a esa opción aparece la ventana de Nodal Analysis, donde las variables a modificar es la presión del d el yacimiento colocando los siguientes valores 5.391 psig, 6.000 psig y 7.000 psig. Y mantenemos la presión de la tasa de inyección 1.600 psig (Figura 58).

FIGURA 58: VARIACIÓN DE LA PRESIÓN DEL YACIMIENTO.

162-203

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

Después de ingresar los respectivos datos para obtener la curva de presión de líquidos respecto a la presión del yacimiento y la presión inyección. Para obtener esta gráfica se hace clic en Run Model. Para obtener el siguiente gráfico (Figura 59). FIGURA 59: GRÁFICA IPR CON LAS VARIABLES DE LA PRESIÓN.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PIPESIM]

En la gráfica podemos apreciar un incremento de la producción, la presión del yacimiento cuando es de 6.000 psig tiene un aumento en la producción de 4.568 Bpd y cuando la presión del yacimiento es de 7.000 psig la producción es de 5.800 Bpd. Entonces al amentar la presión del yacimiento incrementa la tasa de producción considerablemente. 3.5.3.

Comparación de los resultados obtenidos por el simulador con los cálculos manuales

La comparación de los resultados obtenidos por computadora y los hechos manualmente ayuda analizar y ser más certeros cuando estos coinciden. Se empezará por la comparación del IPR. 3.5.3.1. IPR manual – IPR PROSPER

163-203

La comparación se realizará poniendo una imagen alado de la otra e interpretando los resultados que tienen figura 60. FIGURA 60: COMPARACIÓN DEL IPR.

IPR 6000 5000 4000 I S (

3000 I S E

IPR

2000 1000

0 0

10000

20000

30000

CAUDAL (Bpd)

Fuente: [Elaboración Propia]

La curva IPR ilustrada a la izquierda fue la realizada de manera manual mediante la correlación de Vogel, la cual nos dio un caudal máximo de (q´=26.283,3 Bnpd), utilizando el software PROSPER el parámetro de caudal máximo nos dio un valor de 26.539,9 (Bnpd), al obtener el mismo parámetro con una variación del 0,96% se concluye que el cálculo manual fue realizado de manera adecuada pudiendo obtener así un valor similar al de la simulación.

l ift en PIPESIM con el manual. 3.5.3.2. Comparación del diseño de gas lift Se tomara los parámetros de profundidad obtenidos por la gráfica diseñada de forma manual, para poder realizar una comparación con el grafico del simulador. FIGURA 61: COMPARACIÓN DEL DISEÑO DE GAS LIFT.

164-203

Fuente: [Elaboración Propia]

Como se puede observar en la comparación de las gráficas, son muy similares lo que significa que hay una confirmación de que el diseño gráfico manual fue realizado de manera correcta.

3.5.4.Realización de la curva IPR con el nuevo caudal de producción Para poder valorar el incremento de la producción con el método de inyección por gas lift, se procederá a hacer la curva IPR con el caudal de producción del método el cual es 3.000 Bpd, se utilizó el software PROSPER para elaborar la nueva curva IPR del gas lift. De igual forma que se elaboró la curva IPR del pozo SBL-X2 en condiciones actuales en el PROSPER, se elaboró la curva IPR con la aplicación del método, una vez ingresando al programa, configurando en tipo de fluido y colocando los respectivos

165-203

datos del yacimiento se llena los datos para la nueva curva IPR, ingresando el caudal de 3.000 Bpd. FIGURA 62: INGRESANDO EL DATO DEL NUEVO CAUDAL EN PROSPER.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PROSPER]

Luego de colocar nuevo caudal aplicando el método del gas lift continuo, clic en calcular luego ingresar a “Plot”, la función de plot del software PROSPER graficará la

nueva curva IPR para así obtener: El nuevo caudal máximo del pozo (AoF) y el índice de producción (IP).

FIGURA 63: CURVA IPR DEL INCREMENTO PRODUCIDO PRODUCIDO POR EL MÉTODO MÉT ODO SELECCIONÁDO. SELECCIONÁDO.

Fuente: [Elaboración Propia utilizando PROSPER]

166-203

El caudal máximo aplicando el método es de 50.889,4 Bnpd), el caudal máximo del pozo es de 26.539,9 (Bnpd), al implementar el método podemos concluir que si existirá un incremento notable en el rendimiento del pozo, de este modo queda confirmado que el levantamiento artificial por gas lift LAG es el método más eficiente para este pozo SBL-X2. La producción aumento con este diseño en un 48% (3.000 Bpd) que es el caudal que se estableció de este diseño. La producción actual del pozo es 1.564,56 Bbld , no se eligió un caudal más alto de recuperación debido a la relación gas petróleo que posee el campo es bastante elevado por que se necesitaría un caudal considerable de inyección se tomó 3.000 Bpd por que el gas necesario a inyectar para esta caudal no supera los 37 MMPcd, ya que este caudal de gas es la capacidad máxima que un compresor puede inyectar a la mayor presión de 1.600 psig. 3.6. Demostración de la hipótesis

La aplicación de un método de recuperación de hidrocarburos permitirá mantener la tasa de producción en el bloque San Antonio. Parte de la utilización de las siguientes variables para su debida demostración:

Variable Independiente La aplicación de un método de recuperación de hidrocarburos

Variable Dependiente Mantener la tasa de producción en el bloque San Antonio.

Dimensión Producción

Indicador Índice de producción La aplicación de un método de recuperación de hidrocarburos tiene el objetivo de atenuar la declinación de la producción del campo Sábalo, debido a la cantidad de años de explotación provocando una disminución consecutiva de la producción. Este 167-203

método ayuda al diferencial de presión y actúa en el fluido para que este pueda aumentar el caudal de producción. Se consideró como referencia el libro de Mario F. Triola “Estadística” utilizando el

método de chi cuadrada para la demostración de la hipótesis. Para iniciar la demostración de la hipótesis se deberá analizar las muestras de los datos obtenidos como se puede observar en la tabla 58. TABLA 58: DATOS DEL POZO SBL-X2.

PROPIEDADES

SBL-X2

SBL-X2

UNIDADES

Condición actual

Gas lift continuo

Caudal de producción.

1.564,56

3.000

Bpd

Índice de productividad

8,48

16,26

Bpd /psi

 AOF

26.539,9

50.889,4

Bpd

Fuente: [Elaboración Propia]

En la tabla 58 se ilustro los datos del pozo SBL-X2 en condiciones actuales y luego aplicando el método del gas lift continuo, esto se hizo con el fin de comprobar que aplicando el método mantiene la tasa de producción en el bloque san Antonio. Como siguiente procedimiento, se realizaran los pasos para la afirmación o negación de la hipótesis:

Paso 1: Establecimiento de la hipótesis nula o alternativa. El valor de µ será obtenido del plan estratégico corporativo de YPFB en anexo A2 donde podemos apreciar que para el 2017 el campo Sábalo ingresara en una declinación del 4,5%, considerando que la producción de líquidos del campo Sábalo es de 18.000 Bbld (anexo B1) considerando este caudal de producción la caída de la misma será un volumen de:

Por lo tanto la declinación esperada para el 2017 en el campo Sábalo es de 810 Bpd. 

Hipótesis nula, Ho 168-203

Ho= la aplicación de un método de recuperación de hidrocarburos mantiene la tasa producción del campo Sábalo. El valor de la hipótesis nula es:

Dónde: µ=Caída del caudal anual de producción del campo. 

Hipótesis alternativa, Ha

Ha= la aplicación de un método de recuperación de hidrocarburos no mantiene la tasa de producción del campo Sábalo. Valor de la hipótesis alternativa es:

Paso 2: Aplicación del método de Chi cuadrada. El primer procedimiento es elaborar del Modeló de Chi cuadrada, ilustrándose el procedimiento en la siguiente tabla: TABLA 59: MODELO CHI CUADRADA.

Categoría 1

Categoría 2

Total 1-2

Categoría A

A

B

(A+B)

Categoría B

C

D 

(C+D)

Categoría C

E

F

(E+F)

Total A-B-C

(A+C+E)

(B+D+F)

Gran Total

Fuente: [Elaboración Propia con criterios del libro “Estadística” de Mario F] 

Reemplazando los datos de la tabla 59 a la tabla 60 tenemos: TABLA 60: FRECUENCIA OBSERVADA "O".

Categoría 1

Categoría 2

169-203

Total 1-2

Categoría A

1.564,56

3.000

4.564,56

Categoría B

8,48

16,26

24,74

Categoría C

26.539,9

50.889,4

77.429,3

Total A-B-C

28.112,9

53.905,7

82.018,6

Fuente: [Elaboración Propia]

Luego de elaborar la frecuencia observada, se procederá a elaborar la frecuencia esperara en la siguiente tabla 61, que se calcula con la siguiente ecuación: (

)(

)

Donde, E= frecuencia esperada. TABLA 61: FRECUENCIA ESPERADA "E".

PROPIEDADES

SBL-X2

SBL-X2

UNIDADES

Caudal de producción.

1.564,56

3.000

Bpd

Índice de productividad

8,47

16,25

Bpd/psi

 AOF

26.542,6

50.876,7

Bpd

Fuente: [Elaboración Propia]

Paso 3: Cálculo de la Chi cuadrada. Una vez obtenida la frecuencia esperada y la observada se pasara a calcular la Chi cuadrada con la siguiente fórmula y posteriormente ilustrada en la tabla 61. (

)

∑

Donde, X2= Chi cuadrada, O= frecuencia observada y E= frecuencia esperada. TABLA 62: CÁLCULO DE LA CHI CUADRADA. CUADRADA.

Casillas X$Y

Frecuencia

Frecuencia

observada

esperada 170-203

(O-E)

(O-E)

(

)

“O”

“E”

Muestra 1 Q

1.564,56

1.564,56

0

0

0

Muestra 2 Q

3.000

3.000

0

0

0

Muestra 1 IP

8,48

8,47

0,01

0,0001

1,2x10-

Muestra 2 IP

16,26

16,25

0,01

0,0001

6x10-

Muestra 1 AOF

26.539,9

26.542,6

-2,7

7,29

2,75x10-

Muestra 2 AOF

50.889,4

50.876,7

12,7

161,29

3,16x100,003

Fuente: [Elaboración Propia]

Paso 4: Grados de libertad. Los grados de libertad son calculados, para obtener el valor de la Chi cuadrada en tablas y ver hasta qué valor puede ser acepta la Chi cuadrada de este modo si aceptar o rechazar la hipótesis: (

) (

)

(

) (

)

Dónde: GL= grados de libertad. C= columnas 3 Remplazando:

Con los grados de libertad y tomando un valor de significancia de 0,05 para que no de un valor de confianza del 95% ingresamos con estos datos a la tabla de Chi cuadrada: TABLA 63: TABLA DE DISTRIBUCIÓN CHI CUADRADA.

Fuente: [“Estadística” libro de Mario F.] 

171-203

De esta tabla obtuvimos un valor de 5,99, esto quiere decir que el valor del Chi cuadrado calculado no debe exceder de 5,99. Por lo tanto:

Como se observa la Chi cuadrada calculada es menor que la Chi cuadrada de tablas indicando que se acepta la hipótesis nula Ho, para así poder mantener la producción en el campo Sábalo.

El método de recuperación de hidrocarburos mantiene la tasa de producción en el bloque Sábalo.  A continuación se muestra en la figura 64 la campana cam pana de Gauss, que nos indica la aceptación de la hipótesis nula. FIGURA 64: CAMPANA DE GAUSS.

Fuente: [Elaboración Propia]

172-203

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA

4. EVALUACIÓN MCAL. TÉCNICA Y ECONÓMICA ANTONIO JOSÉ DE SUCRE INGENIERÍA PETROLERA “BOLIVIA”

EVALUACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA

173-203

4. INTRODUCCIÓN

En este capítulo se desarrollara la evaluación técnica y económica que requiere la aplicación del método seleccionado el cual es levantamiento artificial por gas lift (LAG) continuo, por lo tanto los elementos necesarios para su aplicación son: equipos de superficie, equipos de subsuelo, personal y servicios, además que es necesario conocer el costo de estos componentes y el costo del trabajo realizado para la aplicación del mismo. 4.1.

EVALUACIÓN TÉCNICA

El bloque San Antonio conocido como el campo Sábalo, esta operado por una asociación de tres empresas las cuales son: ANDINA (50%), PETROBRAS BOLIVIA S.A. (Operaria-35%) y TOTAL (15%). Dieron a conocer en el plan estratégico corporativo PEC 2015 que el campo Sábalo entro en una declinación del 5% anual en su producción total y que para el año 2017 se espera una declinación mayor de la producción, debido a esta caída de producción por la cantidad de años de producción que tiene el campo se vio la necesidad de optar métodos para poder mantener la producción de este mega campo debido a que tiene una gran demanda de hidrocarburos tanto interna como externa, por este motivo se realizó un exhaustivo análisis para poder determinar que método de recuperación de hidrocarburos es el más adaptable y eficaz al campo Sábalo también se realizó un estudio para seleccionar el pozo candidato con la cual aplicando el método de recuperación llegaría a ser el más eficiente. Llegando a la conclusión de que el método más eficiente es el levantamiento artificial por gas lift debido a que se adapta al fluido del yacimiento y en el pozo SBL-X2, por ser

174-203

uno de los pozos en la que más declino la producción en un 49,37% de líquidos y 45,11% de gas. El diseño del gas lift continuo se realizó por el método gráfico de manera manual y también utilizando el software PIPESIM, donde se determinó las características de las válvulas y su espaciamiento. Se realizó también el cálculo del caudal de gas inyectar, la presión de operación de las válvulas y la potencia del compresor, las razones que hacen posible el cumplimiento técnico del gas lift continuo en el pozo SBL-X2 son las siguientes: 

Alta presión estática, elevado índice de productividad y alta tasa de producción de líquido son parámetros favorables para el gas lift continuo.



Composición del fluido si es adaptable adaptable al método gas lift.



Características físicas del pozo SBL-X2 se adaptan al método del gas lift continuo y gran cantidad de disposición de gas.



Condiciones óptimas de las cañerías de revestimiento del pozo SBL-X2 adecuadas para el nuevo caudal de producción.



Profundidad del reservorio Huamampampa es adaptable al método.

Estas son las principales razones para optar por la aplicación de un gas lift continuo al pozo SBL-X2, este método podrá mantener o disminuir la caída de producción.

ins talación de gas lift continuo 4.1.1. Viabilidad técnica de la instalación La viabilidad técnica queda demostrada mediante una comparación en la siguiente tabla del aumento de la producción, es decir el caudal actual que tiene el pozo SBL-X2 y el caudal del mismo pozo una vez aplicado el método de recuperación el cual es gas lift continuo. TABLA 64: VIABILIDAD TÉCNICA DEL GAS LIFT CONTINUO.

Condiciones del

Producción Bpd

Conclusión

1.564,56

La producción de

pozo SBL-X2  Actual

175-203

Implementando

condensado aumenta un

3.000

47,85% con la aplicación

gas lift continuo

del método lo que lo hace viable técnicamente Fuente: [Elaboración Propia]

 Al tener una producción de d e 3.000 Bpd utilizando gas lift continuo podemos apreciar que incrementa de manera considerable la producción actual que tiene el pozo, de este modo hace viable técnicamente la aplicación del gas lift otro de los factores importante a considerar es el caudal de inyección necesario para poder tener esa producción deseada, este caudal de inyección es de 31,71 MMpcd este caudal de gas es sustentable ya que en superficie contamos con un caudal de 60.06 MMpcd es un factor de igual manera importante para que este método sea viable técnicamente. 4.1.2. Equipos a utilizar

Se dará a conocer mediante la elaboración de una tabla los equipos necesarios para la aplicación del sistema de levantamiento artificial por gas gas lift continuo. TABLA 65: EQUIPOS NECESARIOS PARA EL GAS LIFT.

Equipo

No

Imagen

Funciones

Parámetro de operación

176-203

Compresor

2

Comprime y eleva la presión del gas permitiendo

la

Marca: Ariel Modelo: JGD/2

inyección hacia el

Flujo

máximo:

pozo.

20MMpcd Presión

de

entrada 600psi. Presión de salida 1600 psi. Compresor

del

tipo reciprocante. Potencia:

2.500

Hp. Numero

de

cilindros: 2

Equipo

No

Imagen

Funciones

Parámetro de operación

Tablero

de

Regula la tasa de

Marca:

control

inyección del gas

Weatherford.

automatizado.

mediante

1

control válvula.

el de

la

Temperatura de operación hasta un mino de 34 oF, utiliza

Windows,

8Mb de ram y con carcasa resisten a los rayos del sol de hasta 500 V

177-203

Válvulas gas lift

6

de

Es la válvula que

Marca:

es controlada por

Weatherford.

la

inyección

presión

inyección,

de esta

Serie:

RC

debe ser elegida

Modelo: RC-2

para que pueda

Numero:

soportar

las

XXX.

condiciones

del

pozo y del fluido a producir, dependerá mucho de estas válvulas para

tener

un

0219-

Pozos con alta presión

desde

2500 hasta 6000 psi. Opera

con

buen sistema de

grandes caudales

gas lift continuo.

de

inyección

maneja

y la

corrosión.

Equipo

No

Imagen

Funciones

Parámetro de operación

Mandriles

6

Este

accesorio

debe

ser

necesariamente instalado

debido

Marca: Weatherford. Serie: SMOR Mandril

a:

de

bolsillo.  Aloja

a

las Modelo: SMOR-2

válvulas gas lift.  A su vez estos pueden

ser

Numero:2919-

XXX

instalados en la

Tamaño

tubería

tubería

producción.

de

de

la 7

pulgadas. Resistente a la corrosión

y

trabaja con altas

178-203

presiones. Separador

1

Este

equipo

es

necesario para la separación del gas y líquido para que el gas pueda ser

Marca:

Parker

Balston. Tipo:

centrífugo

horizontal. Presión

reinyectado.

separación

de 600

psi.

Equipo

No

Imagen

Funciones

Parámetro de operación

Válvula

de

2

diafragma.

Estas

válvulas

ejercerá

una

al

ingresar

al

separador

Resistentes

la

corrosión.

que

controla el caudal

Presión máxima

y una válvula de

de operación 600

alivio

Psi.

en

para

evitar acumulación

Diámetro:

de la presión que

pulgadas

sea

peligrosa

y

dañe al separador.

179-203

Marca: Hezhong

Material inoxidable

2

acero

Válvula

tipo

4

globo

Reducir

o

aumentar

las

presiones y flujos

Marca:Hezsong Diámetro:

6

pulgadas.

de gas. Material

acero

inoxidable.

Válvula

tipo

1

aguja

Regula el ingreso del gas inyectado dentro del pozo es

Marca: Walworth Diámetro:

6

pulgadas.

controlado por un Material

sistema automatizado

de

acero

inoxidable.

gas lift continuo.

Equipo

No

Imagen

Funciones

Parámetro de operación

Generador

2

eléctrico

Proporciona energía

Marca: cummins

a

los

compresores.

Motor a diesel. Capacidad 500 L.

Grúa

1

Sirve para levantar

Empresa

las

servicio:

cargas

pesadas. Fuente: [Elaboración Propia utilizando Gas lift Equipment Catalog de Weatherford]

180-203

Servipetrol

de

4.1.3. Prestación de servicios

Una de las empresas más confiables en este tipo de trabajos es la empresa Weatherford, weatherford tiene una sección especial el cual es conocido como servicios wireline, son los encargados de instalar equipos de subsuelo para el arreglo de producción. La prestación de sus servicios cuenta con las siguientes características. TABLA 66: EQUIPOS DEL SERVICIO WIRELINE.

Equipo

Imagen

Servicio

Imagen

Servicio

Camión estándar

Equipo Carga

del

equipo

de

cableado

181-203

Equipo

de

presión para la instalación

Equipo

de

presión

por

bajada

cableado

Equipo

Imagen

Herramientas y

piezas

manejo

de

cableado

Fuente: [Elaboración Propia en base a Weatherford wireline services]

182-203

Servicio

4.1.4. Recursos humanos

La aplicación del método de recuperación de hidrocarburos necesitara del siguiente personal para su instalación y también para la instalación del sistema de gas lift. TABLA 67: PERSONAL DE INSTALACIÓ INST ALACIÓN. N.

Personal

cantidad

Operador

Descripción Ingeniero petrolero (>5 años de experiencia) con

1

altos conocimientos en la secuencia operativa del presente trabajo y dirección de la empresa de servicios. Técnico

Supervisor (> 3 años de experiencia) controla

2

herramientas,

componentes

y

forma

de

instalación de cada uno  Ayudante

Encargados de la descarga e instalación de

4

materiales los (> 1 año de experiencia) refuerzo en la supervisión de los componente. Fuente: [Elaboración Propia]

TABLA 68: PERSONAL DE INSTALACIÓN DEL SISTEMA.

Personal Supervisor

cantidad del 1

proyecto

Descripción Ingeniero petrolero (>5 años de experiencia) con altos conocimientos en procesos e instalación de sistema de recolección de gas y fluidos.

Técnico operativos

9

Técnicos superiores (> 3 años de experiencia) trabajan en la instalación del sistema de superficie del gas lift continuo

183-203

Fuente: [Elaboración Propia]

EVALUACIÓN ECONÓMICA

4.2.

Es necesario realizar la evaluación económica, debido que es necesario determinar la viabilidad, esta viabilidad dependerá de que el método seleccionado produzca ganancias económicas. La evaluación económica de un pozo se la realiza en base a su producción, por lo tanto se realizara en base al incremento de producción mediante el uso de gas lift continuo. Entonces se procedió a evaluar los costos tomando en cuenta la producción actual del pozo SBL-X2 y la producción implementando el gas lift continuo al pozo. Para determinar la utilidad se usa la siguiente formula:

La utilidad es calculada para un año de producción, se calcula las utilidades para cada caso. 4.2.1. Costos actuales del pozo SBL-X2 4.2.1.1. Ingresos totales del pozo SBL-X2

Los ingresos totales dependerán del precio del barril de líquido, este precio está asignado por el estado mediante el decreto supremo 27691 el cual asigna un precio de 27,11 $us/Bbl con un 50% de regalías y un incentivo de 30 $us/Bbl son regalías del Decreto supremo 1202, dicho incentivo se debe a que en nuestro país no produce mucho hidrocarburo líquido y esta producción es para consumo interno a precio establecido. El precio total del petróleo es de 57,11 $us/Bbl establecido por DS 27691 y DS 1202 (Anexo G).  A continuación se elabora una tabla para saber los ingresos actuales que tiene el pozo SBL-X2. TABLA 69: INGRESOS DEL POZO SBL-X2.

Ingresos del

Precio

Producción

pozo SBL-X2

($us/Bbl)

Promedio (Bpd)

184-203

Regalías

Totales ($us/d)

Barril de petróleo

27,11

1.564,56

50% 

21.208

30

1.564,56

0% 

46.937

Incentivo

Total de ingresos por día

68.145

Fuente: [Elaboración Propia en base a consideración del Decreto Supremo 27691-1202]

La utilidad actual del pozo SBL-X2 será estimada por producción anual, para después comparar el método a aplicar. Ingresos de producción anual:

4.2.1.2. Egresos totales del pozo SBL-X2

Los egresos serán determino utilizando el costo de cada barril de petróleo, el coste de BOE (barril equivalente de petróleo) es de 22,11 $us/Bbl para todas las energías primarias y secundarias. Para impuesto y regalías, son un 50% de este valor del BOE, estipulado por la ley de hidrocarburos y decreto supremo. Con este criterio se obtendrá los egresos del pozo SBL-X2 elaborando la siguiente tabla. TABLA 70: EGRESOS DEL POZO SBL-X2.

Regalías

Egresos del

Precio

Producción

pozo SBL-X2

($us/Bbl)

Promedio (Bpd)

Barril de petróleo

22,11

1.564,56

0%

34.592

Costos

22,11

1.564,56 1 .564,56

50%

17.296

de

Totales ($us/d)

impuestos Total de ingresos por día

51.888

Fuente: [Elaboración Propia en base a consideración del Decreto Supremo 27691-1202]

Como ya se conoce el costo de egreso total que tiene el pozo SBL-X2, se procedió a sacar el egreso por año de la siguiente manera. 185-203

4.2.1.3. Utilidad del pozo SBL-X2

Teniendo ya el valor de ingreso y egresos del pozo SBL-X2, se procedió a sacar la utilidad actual que tiene este pozo.

 Actualmente el pozo SBL-X2 tiene una utilidad de 5 ´930.000 dólares por año. 4.2.2. Costos del pozo SBL-X2 aplicando gas lift continuo 4.2.2.1. Ingresos totales del pozo SBL-X2 aplicando gas lift continuo

El procedimiento para obtener los ingresos totales será el mismo que se hizo el ingreso del pozo a condiciones actuales, a diferencia que cambiaría la producción colocando el caudal de líquidos aplicando gas lift continuo. TABLA 71: INGRESOS DEL GAS LIFT CONTINUO.

Regalías

Ingresos del

Precio

Producción

pozo SBL-X2

($us/Bbl)

Promedio (Bpd)

Barril de petróleo

27,11

3.000

50%

40.665

30

3.000

0%

90.000

Incentivo

Totales ($us/d)

Total de ingresos por día

130.665

Fuente: [Elaboración Propia en base a consideración del Decreto Supremo 27691-1202]

Ingresos de producción anual:

4.2.2.2. Egresos totales

En este caso para la evaluación económica los egresos serán calculados en función a los costos involucrados en el proceso de instalación y producción: 186-203



Egresos de producción.



Egresos de equipos.



Egresos de prestación de servicios.



Egresos de personal.



Egresos de seguridad.

a) Egresos de producción

Para obtener los egresos de producción se realiza de la misma forma que se hizo en las condiciones actuales del pozo SBL-X2, tomando en cuenta la producción del gas lift continuo 3.000 Bpd y el caudal de inyección de gas 31,72MMpcnd.

TABLA 72: EGRESOS DEL GAS LIFT CONTINUO.

Regalías

Egresos del

Precio

Producción

pozo SBL-X2

($us/Bbl)

Promedio (Bpd)

Barril de petróleo

22,11

3.000

0%

66.330

Costos

22,11

3.000

50%

33.165

de

Totales ($us/d)

impuestos Total de ingresos por día

99.495

Fuente: [Elaboración Propia en base a consideración del Decreto Supremo 27691-1202]

Con el ingreso diario ya obtenido, se debe añadir el gasto que se tiene por cada millar de pie cubico inyectado, el valor estándar por millar inyectado es de: 0.33 $us/MMpcd. Por lo tanto el costo de la inyección de gas es de:

Con el costo de inyección por día ya obtenido y el costo de de la producción sacamos el egreso total de producción por día.

Para determinar la utilidad total es necesario sacar el egreso anual de la producción. 187-203

b) Egresos de equipos

Los equipos ya especificados en la evaluación técnica son esenciales para poder aplicar el gas lift continuo, los equipos serán importados de la empresa proveedora Weatherford. El compresor será adquirido de la importadora Ariel Corp. La instalación se realizara en 5 días este parámetro se consideró por referencias a tesis similares donde realizaron instalaciones de gas lift pero se hizo una relación entre la profundidad y el tipo de válvulas, de igual manera la instalación de todo el sistema durara 6 meses tomando este valor de referencia de una tesis de inyección de gases. TABLA 73: EGRESOS DE EQUIPOS.

Equipo

No

Imagen

Compresor

Tablero

de

control automatizado.

188-203

Precio

Precio

Unitario

acumulado

$us

$us

2 

1´500.000

3´000.000

1

3.000

3.000

Válvulas gas lift

6

300

1.800

No

Precio

Precio

Unitario

acumulado

$us

$us

280

1.680

de

inyección

Equipo

Imagen

Mandriles

6 

189-203

Separador

Válvula

de

1

25.000

25.000

2

1.250

2.500

No

Precio

Precio

Unitario

acumulado

$us

$us

diafragma.

Equipo

Válvula

Imagen

tipo

4

1.000

4.000

tipo

1

1.200

1.200

globo

Válvula aguja

190-203

Generador

de

20.000

2

40.000

eléctrico

Grúa

1

3.000

18.000

(mensuales)

Costo total

3´097.180

Fuente: [Elaboración Propia]

c) Egresos de prestación de servicios

El encargado de estos servicios será el equipo de Wireline de Weatherford, debido a que cuenta con todos los equipos necesarios para la instalación, las condiciones del pozo la instalación tomara 5 días esto por el número de válvulas y la profundidad del pozo. TABLA 74: EGRESOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS.

Equipo

Camión

Imagen

Cantidad

Tiemp

Precio

Precio

o

unitari

acumulado

(días)

o $us

$us

1

5 

300

1.500

1

5 

2.305

11.525

estándar

Carga del equipo de cableado

191-203

Equipo de

1

5 

244

1.220

1

5

135

675

Cantidad

Tiemp

Precio

Precio

o

unitari

acumulado

(días)

o $us

$us

---

0,62

6.200

5 

302

18.120

presión por instalació n Equipo de presión por bajada

Equipo

Imagen

cableado

10.000 pies

12

Herramien tas

y

piezas manejo de cableado

Costo total

39.240

Fuente: [Elaboración Propia]

d) Egresos de personal

El personal contratado estará encargado de la instalación correcta y la aplicación del diseño desarrollado. TABLA 75: EGRESOS DEL PERSONAL DE INSTALACIÓN.

192-203

Personal

Tiempo de

Cantidad

instalación (días)

Salario

Salario total

Diario ($us)

($us)

Operador

5

1

500

2.500

Técnico

5

2

300

3.000

 Ayudante

5

4

250

5.000

Costo total

10.500

Fuente: [Elaboración Propia]

TABLA 76: EGRESOS DEL PERSONAL DE PROCESOS.

Personal

Tiempo de

Cantidad

instalación

Salario

Salario total

Diario ($us)

($us)

(Meses) Supervisor del

6

1

2200

13.200

6

9

1.400

75.600

proyecto Técnico operativos

Costo total

88.800

Fuente: [Elaboración Propia]

 Al tener el egreso necesarios para aplicar el gas lif t continuo, se procedió a calcular el egreso total producido por el método seleccionado. TABLA 77: EGRESO TOTAL DE LA INSTALACIÓN DEL GAS LIFT CONTINUO. CONTINUO.

Egresos de la instalación de gas lift continuo

Monto $us

Equipos

3´097.180

Prestación de servicios de instalación más accesorios

193-203

39.240

Personal de instalación

10.500

Personal de instalación del proceso

88.800

Equipos de protección personal

4.000

Subtotal

3´239.720

Imprevistos 15%

485.958

Total

3´725.678

Fuente: [Elaboración Propia]

Una vez obtenido el costo total de la instalación del gas lift continúo más el costo de los imprevistos podemos obtener el costo total de producción e instalación anuales, este es un estimado de los costos reales. TABLA 78: EGRESOS ANUALES.

Egresos de la instalación de gas lift continuo

Monto $us

Costos totales de producción en un año

36´320.000

Costos totales por instalación del método seleccionado

3´725.678

Total de egresos

40´045.678

Fuente: [Elaboración Propia]

4.2.2.3. Utilidades de producción anuales

Esta utilidad es la ganancia total que se obtendrá de un año de producción aplicando el método de recuperación seleccionado el cual es gas lift continuo tomando en cuenta la instalación del mismo.

Para determinar si el método es rentable será necesario un análisis con los caudales de producción actual y el caudal del gas lift continuo, considerando también sus utilidades. TABLA 79: UTILIDADES Y CAUDALES.

194-203

Condición del

Caudal Diario (Bpd)

pozo SBL-X2

Caudal Anual

Utilidades por año

(Bpd)

(MM$us/ año)

 Actual

1.564,56

571,064

5,93

Gas lift continuo

3.000

1´095.000

7,65

Fuente: [Elaboración Propia]

 Al aplicar ap licar el método se tiene un incremento inc remento del 24,46% en las l as utilidades utilidade s considerando cons iderando el costo de la instalación el cual será remunerado en menos de 6 meses, y la utilidad aumenta porque los siguientes años ya sería una utilidad de 11,37 MM$us porque ya no se toma en cuenta el egreso total de la instalación del gas lift continuo, teniendo un aumento de la utilidad de 47,84% en los siguientes años.

195-203

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

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

196-203

5.1.

CONCLUSIONES

El objetivo de esta tesis es el de aplicar un método de recuperación de hidrocarburos para mantener la tasa de producción del bloque San Antonio (campo Sábalo). Al realizar los objetivos específicos para cumplir con este objetivo se obtuvo los siguientes resultados: 

El valor de la porosidad en el campo es de 40,7% lo que significa que posee una gran capacidad de almacenaje de hidrocarburos considerando los criterios del autor Mannucci. El hidrocarburo presente en el campo es gas húmedo por que posee las siguientes características: Relación gas petróleo (35.314,44 Pies cúbicos normales por cada barril), 63,40 grados API (Hidrocarburo liviano), contenido de heptano plus (2,07%) y un alto contenido de metano (84,99%). De los tres pozos candidatos SBL-X2, SBL-3 y SBL-4 es pozo SLB-X2 presenta una gran caída de la producción (45,89% de gas y 49,37% de líquido).



El Gas Lift es el método más eficiente en el pozo SBL-X2. Se aplicara el Gas Lift por que los parámetros de operación son 4.500 metros es adaptable a la profundidad de Huamampampa, posee buen manejo de gas, adaptable a hidrocarburos medianos y livianos es decir mayor a 15 grados API, tiene un buen caudal de producción hasta de 30.000 bpd y que se tiene el caudal suficiente de gas para la aplicación de este método.



Se determinó aplicar gas lift continuo por las siguientes características: Presión estática de 327,31 (Psi por cada 1.000 pies), un índice de productividad de 8,48 (barriles día por psi), y una tasa de producción de 1.564 barriles por día.  Al graficar se pudo calcular la cantidad de mandriles necesarios (6 mandriles), la profundidad de cada uno, presiones y temperatura de operación. Luego se seleccionaron los equipos necesarios para el método considerando la presión de inyección 1.600 Psi y la presión en superficie 600 psi. Por lo que se necesita 2 compresores reciprócante, 4 válvulas tipo globo, 2 válvulas tipo diafragma, 1 197-203

válvula tipo aguja, un separador horizontal tipo filtro y tuberías de acero inoxidable debido al contenido de dióxido de carbono CO2 (2,02%).



Al realizar la curva IPR IPR con PROSPER se tuvo una variación variación del 0,96 % con el cálculo realizado de forma manual (manual 26.283,3 BNPD y en PROSPER 26.539,9 BNPD) demostrando un cálculo preciso, al realizar la gráfica con PIPESIM se puede observar que no varía con la gráfica manual comprobando de esta forma que el diseño gráfico fue realizado de forma correcta.



Al elaborar la demostración de la hipótesis se confirmó como una hipótesis nula por lo tanto: la aplicación de un método de recuperación de hidrocarburos mantiene la tasa de producción en el bloque San Antonio.



En la evaluación técnica y económica, se obtuvo un total del costo de instalación del gas lift continuo de 3,72 MM$us, pero el ingreso será de 7,65 MM$us por año demostrando aplicando este método de recuperación de hidrocarburos produce un benéfico económico para el país.

5.2. 

RECOMENDACIONES Se recomienda considerar el gas lift como método de aplicación para otros pozos del campo Sábalo ya que comparten las mismas características, debido a que se espera una fuerte declinación para el 2017 y un constante aumento de la demanda de hidrocarburos tanto interna y externa.



Si bien los métodos de inyección de surfactantes y gases gases miscibles demostraron ser métodos adaptables al campo, pero estos requieren de pozos inyectores, por lo tanto es favorable considerar que una vez que los pozos del campo Sábalo no tengan una producción rentable convertir estos pozos en pozos inyectores para así aplicar estos métodos y aumentar la producción del campo.



Realizar la adecuación de los equipos de superficie para el sistema de inyección es decir realizar un diseño conceptual de la línea de recolección de líquidos y de distribución de gas. Para poder realizar un proyecto de grado empezando por la ingeniería conceptual. 198-203

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE INGENIERÍA PETROLERA

6. BIBLIOGRAFÍA

“BOLIVIA”

BIBLIOGRAFÍA

199-203

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