Proyecto Final Cementacion Petrolera 22tw

Título: Recuperación Terciaria en el Campo La Peña con Combustión In Situ Convencional Autor: Airton Castellón

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

Título: Recuperación terciaria en el campo La Peña mediante combustión in situ convencional Autor: Airton Castellón Zenteno Fecha: 23/11/2016

Código de Estudiante: 32358 Carrera: Ing. En Gas y Petróleo Asignatura: Cementación Petrolera Grupo: B Docente: Ing. Kareen Linarez Periodo Académico: Noveno Subsede: Cbba Copyright © (2016) por (Airton). Todos los derechos reservados.

Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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ÍNDICE CAPITULO I .......................................................................................................................... 5 1. Introducción .................................................................................................................... 5 CAPITULO II ......................................................................................................................... 6 2.-Marco Teórico ................................................................................................................ 6 2.1.-Bases Teóricas: ............................................................................................................ 7 2.2 Recuperación Terciaria.- ............................................................................................... 8 2.2.1 Inundación Artificial Química.- ................................................................................. 9 2.2.2 Combustión In Situ.- ................................................................................................ 10 2.2.3 Inundación Artificial Miscible.-............................................................................... 11 2.3 Selección del Método de Recuperación Terciaria ...................................................... 12 2.4. Parámetros de Diseño que se deben estimar: ............................................................. 13 2.5 Descripción del proceso de Combustión in situ convencional ................................... 13 2.5.1 Zonas de combustión y perfil de Temperaturas ....................................................... 14 2.5.2 Zonas de combustión y perfil de Temperaturas ....................................................... 15 2.5.3 Transferencia de Calor y Flujo de Fluidos: Cambios de Saturación ....................... 15 2.6 Ventajas y desventajas del método de combustión in situ convencional.................... 16 CAPITULO III ..................................................................................................................... 17 3. Planteamiento del problema.......................................................................................... 17 3.1. Identificación del problema ....................................................................................... 17 3.2.- Identificación de la situación problemática .............................................................. 18 CAPITULO IV ..................................................................................................................... 24 4. Formulación del problema ............................................................................................ 24 4.1. Análisis Causa Efecto. ............................................................................................... 24 CAPITULO V ...................................................................................................................... 25 CAPITULO V ...................................................................................................................... 25 5. Objetivos de la investigación: ....................................................................................... 25 5.1 Objetivo General.- ...................................................................................................... 25 Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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5.2. Objetivos Específicos.- .............................................................................................. 25 CAPITULO VI ..................................................................................................................... 26 6. Justificación .................................................................................................................. 26 6.1.- Justificación Técnica.- .............................................................................................. 26 6.2.- Justificación Económica.-......................................................................................... 26 6.3.- Justificación Ambiental.- .......................................................................................... 26 CAPITULO VI ..................................................................................................................... 27 6. Metodología .................................................................................................................. 27 6.2 Criterios de aplicación de la combustión in situ ......................................................... 27 6.4 Cálculo del comportamiento del pozo ........................................................................ 28 6.4.1 Cálculo de la Curva de oferta o IPR inicial antes del abandono del pozo. .............. 28 6.4.2 Cálculo de la Curva de oferta o IPR antes de la aplicación del método. ................. 29 6.4.3 Cálculo de índice de productividad ......................................................................... 30 6.5 Determinación del caudal de abandono ...................................................................... 32 6.6 Determinación de la declinación exponencial del pozo .............................................. 33 6.6 Determinación del tiempo de producción de pozo sin combustión in situ convencional .......................................................................................................................................... 34 6.7 Determinación del caudal de gas con combustión in situ convencional ..................... 35 6.8 Determinación del tiempo de producción de pozo con combustión in situ convencional ..................................................................................................................... 35 6.9 Producción del campo la peña .................................................................................... 36 Figura: campo la peña producción (may/1969 - sept/2011) ............................................. 36 .......................................................................................................................................... 36 Fuente: Andina 2003 ......................................................................................................... 36 CAPITULO VII .................................................................................................................... 37 7. Marco Práctico .............................................................................................................. 37 7.2 Descripción General del Campo la Peña .................................................................... 37 7.2.1 Mapa del campo La Peña ......................................................................................... 37 7.2.1. Estratigrafía de las formaciones .............................................................................. 38 Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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7.3. Análisis de viabilidad del método .............................................................................. 39 CAPITULO VIII .................................................................................................................. 40 8. Resultados ..................................................................................................................... 40 CAPITULO IX ..................................................................................................................... 41 9. Conclusiones ................................................................................................................. 41 9.1 Recomendaciones ....................................................................................................... 42 9.2 Bibliografía ................................................................................................................. 43


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CAPITULO I 1. Introducción

Para poder empezar con el desarrollo del tema será necesario hablar un poco sobre la región en la que se trabajara, es decir hablar un poco sobre el campo la Peña. Este campo primero fue analizado por geólogos de YPFB, alrededor de los años 60, ellos concluyeron que el lugar contaba con los requisitos mínimos como para poder realizar un perforación exploratoria en busca de petróleo, ya que en ese entonces era lo que más interesaba a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, se empezó a perforar distintos pozos y cabe mencionar que los primeros dos pozos exploratorios resultaron secos. En 1965 se culminó satisfactoriamente el pozo La Peña X3 el cual fue descubridor del principal reservorio en el campo La Peña, este pozo fue caracterizado como uno de los pocos pozos en Bolivia como productor de petróleo y gas condensado, pero principalmente productor de petróleo. El campo La Peña se fue desarrollando desde entonces hasta 1998 donde por datos obtenidos del Instituto Nacional de Estadística paro su producción debido a que empezó a perder energía natural en el pozo y por tanto su producción se fue reduciendo hasta que esta llego a ser desfavorable económicamente. El campo La Peña se encuentra ubicado en la Provincia de Andrés Ibáñez, del Departamento de Santa Cruz de la Sierra, aproximadamente a 30 Km. Al Sur-Este de la ciudad. El campo pertenece al “Bloque Grigotá”, cerca al límite de la deformación influenciada por la tectónica del sub-andino, el campo empieza la producción en 1970. El campo trabaja también por mecanismo de empuje por gas en solución, la recuperación es del orden del 5% a 30%. De índice de productividad. Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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CAPITULO II 2.-Marco teórico Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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2.1.-Bases teóricas:

Surgencia natural: Al hablar sobre energía natural nos referimos a la presión de formación que ejerce el campo, es decir, que cuando el hidrocarburo se forma en la roca madre este luego migra gracias a algunas propiedades que tiene la roca como: •

Porosidad.- Es la capacidad de almacenar fluido

•

Permeabilidad.- Es la factibilidad con la que los fluidos almacenados en una roca puedan fluir

Gracias a estas propiedades el hidrocarburo logra migrar hasta encontrarse con una trampa la cual tiene como características una capa impermeable, esta capa impermeable contiene a los hidrocarburos y evita que siga migrando, es decir, que los encierra. Al estar encerrados estos se van acumulando llegando a tener una presión de formación la cual se puede definir como el resultado del peso de sobrecarga de la formación que ejerce una presión sobre los fluidos y los poros, en otras palabras, es la compactación debido a la libertad de movimiento de los fluidos lo que genera una presión que espera escapar por algún lado y al perforarse se crea un espacio por la que trata de escapar esta presión tratando así de liberar a los fluidos contenidos en la formación. Esta presión puede ocurrir también gracias a la expansión del hidrocarburo, lo que quiere decir que el hidrocarburo está encerrado en unos pequeños orificios dentro de la roca los cuales son denominados poros y por más que se encuentre en estado líquido siempre contara con la presencia de gas esto ocasionado gracias a la temperatura que se encuentra en el fondo del pozo la cual es mucho mayor a la de la superficie gracias al gradiente térmico la cual indica un incremento en la temperatura de 1 grado cada 33 metros Es gracias a esta presión que se puede recuperar los hidrocarburos ya que ayuda a expulsarlos de la formación hacia la superficie, pero con el transcurso de vida del campo y a la liberación de esta presión, el campo empieza a reducir esta presión hasta llegar a un punto en la cual ya Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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no expulsara hidrocarburo o si bien expulsa lo hará de una manera poco rentable, es decir que costara mas producir el hidrocarburo que comerciarlo. Reservas: Las reservas pueden clasificarse en probadas, probables, posibles y remanentes. •

Probadas.- son aquellas que por cuestiones de tipo geología e ingeniería son posible recuperarlos comercialmente, están ligados a pozos con pruebas de producción satisfactorias, cuentan con una certeza de90% gracias a métodos probabilísticos, estas también pueden ser determinadas por la extensión areal, por los os y límites de los fluidos además de la continuidad de la formación, estas a su vez pueden dividirse en desarrolladas (son aquellas que cuentan con toda la infraestructura en superficie) y las no desarrolladas (aunque tienen el mismo grado no cuentan con infraestructura).

•

Probables.- tienen un menor grado de certeza de la existencia de hidrocarburos de 40 a 60% estas no están ligadas a ningún pozo pero están basadas en estudios geológicos, puede corresponder a extensiones de área donde se tienen reservas probadas, donde se infiere que continua la estructura pero no ha sido evidenciada, o a aquellas donde el control subsuperficial es insuficiente para demostrar que se trata de reservas probadas.

•

Reservas posibles.- su grado de certeza es aún menor va de 10 a 40%, se basa en estudios geológicos en estas se pueden incluir a aquellas reservas que se determinan por extrapolación de estructuras.

•

Reservas remanentes.- son las reservas que se sabe que existen pero que no se pueden llevar a superficie por falta de rentabilidad o falta de estructura.

Teniendo un poco más de conocimiento sobre lo que son las reservas y los tipos de reservas que existen, sabremos que el campo La Peña cuenta con 1.077.302 MMBbls de reservas probadas remanentes, por lo que se puede seguir extrayendo petróleo pero gracias a recuperaciones terciarias. 2.2 Recuperación Terciaria.-


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Con la producción primaria se puede extraer entre veinte y treinta por ciento del petróleo originalmente localizado dentro de un yacimiento petrolífero, consiguientemente queda entre el setenta y ochenta por ciento de los hidrocarburos que no han sido extraídos, por cuya razón se están utilizando nuevos métodos para aumentar la cantidad de petróleo recuperado estos son denominados recuperación secundaria y terciaria y no son más que procesos por los cuales se trata de proporcionar energía externa o presión al campo con el fin de seguir produciendo el hidrocarburo y continúe así con su vida productiva. Existen varios métodos de recuperación terciaria, algunos de ellos son específicamente para campos gasíferos y otros son exclusivamente para campos petroleros, existen algunos que puede ser aplicado en ambos casos pero esto va de acuerdo con las características del pozo y del hidrocarburo. Al ser el campo La Peña un campo productor de petróleo mencionare algunos tipos de procesos que existen para la recuperación terciaria de petróleo y mencionare cuál de ellos se adecua más con las características del pozo.

2.2.1 Inundación Artificial Química.Uno de los métodos utilizados como recuperación terciaria es el de Inundación Artificial Química en la cual se utiliza con inundaciones con polímeros, surfactantes y líquidos alcalinos. En la inundación artificial con polímeros se añade al agua de inyección poliacrilamidas o polisacáridos para mejorar su viscosidad y facilitar así el desplazamiento del petróleo la cual es añadida por un pozo que será destinado para la inyección de estos fluidos, generalmente se emplea un pozo que pueda afectar a gran parte del campo para así reducir los costos de producción. En la inundación con surfactantes se inyecta un tapón de una solución miscible para bajar la tensión interfacial, este proceso reduce las fuerzas capilares y mejora la eficiencia de desplazamiento. La inundación alcalina mejora la recuperación del petróleo rebajando la tensión interfacial, la emulsificación espontánea y la alteración de humectabilidad. Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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2.2.2 Combustión In Situ.Otro método importante para la recuperación mejorada de hidrocarburos es la combustión in situ el cual es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento para seguir recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria. Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo o gas presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10% con el fin de reducir la viscosidad del petróleo y así pueda fluir de una manera más provechosa, este procedimiento es utilizado generalmente en reservorios con crudo pesado. El procedimiento comienza generalmente bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión. Existen varios tipos de combustión in situ entre los que se pueden destacar los siguientes: •

Combustión convencional o "hacia adelante".- Es también llamada combustión seca ya que no existe inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos, es decir desde el pozo inyector hasta el pozo productor.

•

Combustión en reverso.- En este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los pozos productores. Los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad.

•

Combustión húmeda.- Consiste en inyectar agua en forma alternada con aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire, esto se logra gracias a que al inyectar l agua parte de ésta o


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toda se vaporiza y pasa a través del frente de combustión transfiriendo así calor delante del frente.

2.2.3 Inundación Artificial Miscible.Es una técnica por la cual se desplaza el petróleo del yacimiento mediante inyección de fluidos, con la finalidad de superar las fuerzas capilares que mantienen al petróleo residual en las rocas de los pozos. Los fluidos miscibles pueden ser el gas carbónico, gas licuado de petróleo, gas rico y gas pobre. Difieren sustancialmente en su aplicabilidad según el fluido a aplicarse el cual se decidirá cuándo previamente se realice análisis de laboratorio para determinar el fluido más eficaz para un determinado reservorio. Por lo general se utiliza como fluido el dióxido de carbono, este proceso consiste en la inyección de gas y desplazamiento del crudo por soluciones miscibles. El mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles como es el caso del dióxido de carbono es la de disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilizarían del gas en el crudo. La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el petróleo crudo cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable ondulación del petróleo. Tres tipos de inyección de dióxido de carbono han sido descubiertas y aplicadas: •

Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua

•

inyección de agua saturada con el dióxido de carbono

•

inyección del gas a presión elevada.

El proceso consiste en la elección de un pozo inyector en la cual se coloca el fluido miscible y se lo inyecta al reservorio y este provoca un empuje de los hidrocarburos logrando así proporcionar una energía capaz de expulsar los hidrocarburos por el pozo productor. Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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Estos son algunos de los métodos más importantes para la recuperación terciaria, si bien existen muchos métodos más solo mencionaremos estos debido a que estos pueden ser aplicados en todo tipo de reservorios de petróleo. Para realizar la elección del método a emplearse se necesita la recolección de datos del campo, es decir de las características del reservorio como datos TVP, es decir, información de temperatura, presión y volumen además de las propiedades de la roca como la porosidad, la permeabilidad y la saturación, gracias a esta información se podrá realizar la elección del método a emplearse.

2.3 Selección del método de recuperación terciaria Según YPFB, la caracterización del campo La Peña, al igual que todos los campos en Bolivia es una información confidencial y no se puede proporcionar a cualquier persona por lo que el trabajo se proyectara según un artículo publicado por Omar Avilés Lozano y Wagner Ayllon Tapia el 7 de septiembre de 2009 por el periódico El Diario en el cual afirma que a principios de 1981, técnicos de la Houston Oíl Technology Corporation los cuales tenían como antecedente la aplicación de una recuperación terciaria en el campo de Two Freds llegaron a Bolivia, ellos recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos abandonados e información adicional de YPFB, los cuales fueron analizados en laboratorios de la mencionada compañía. Este trabajo reveló que en los campos de La Peña, Sanandita y Camatindi existen importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con resultados económicamente positivos, tanto para los inversionistas como para el país. La evaluación preliminar llevada a cabo demostró que el éxito del proyecto de recuperación intensificada en Two Freds puede ser repetido en Bolivia, puesto que los reservorios de los mencionados campos presentan condiciones que se asemejan bastante a aquéllas del campo norteamericano, lo que permite asegurar que la técnica de combustión in situ convencional dará como resultado una muy significativa recuperación de petróleo.


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Con este antecedente la recuperación que más se adecua a las características del campo será la de combustión in situ convencional.

2.4. Parámetros de diseño que se deben estimar: ➢ Profundidad (información registrada a tiempo real ) ➢ Esfuerzos in situ ➢ Módulo de elasticidad(ensayos de laboratorio) ➢ Presión de yacimiento(registros de presión) ➢ Porosidad(registros, núcleos) ➢ Compresibilidad de la formación ➢ Altura de la fractura creada(registro de temperatura) ➢ Espesor de la zona productora

2.5 Descripción del proceso de combustión in situ convencional Combustión In Situ (fireflooding) Definición Es un método térmico de recuperación terciaria de crudos, en el cual se inyecta aire (oxígeno) en el yacimiento para producir calor con el fin de disminuir la viscosidad del fluido e incrementar su movilidad.


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2.5.1 Zonas de combustión y perfil de Temperaturas


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2.5.2 Zonas de combustión y perfil de Temperaturas Ejemplo visible

Mecanismos para la movilización del petróleo

2.5.3 Transferencia de Calor y Flujo de Fluidos: Cambios de Saturación

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2.6 Ventajas y desventajas del método de combustión in situ convencional Ventajas •

Se estima una recuperación de hasta 80% según cálculos computarizado.

•

Disminuye la viscosidad del crudo que se encuentra en el yacimiento.

•

Se puede mejorar la gravedad API de 11° hasta 26 °.

•

No deteriora el medio ambiente.

•

En comparación con la inyección tradicional de vapor, se requiere menos energía para generar vapor.

•

Mayor aumento de la gravedad API del crudo

•

Se estima una reducción del 22% de emisión de dióxido de carbono porque no se quema gas natural en superficie para generar vapor al compararse con el drenaje por gravedad asistida con vapor.

Desventajas •

La desventaja de este tipo de combustión, es que el petróleo que se produce tiene que pasar por una zona fría y si es pesado puede traer problemas en cuanto a su fluidez también el calor que se almacena fuera de la zona quemada no es usado eficientemente ya que el aire inyectado no es capaz de transportar efectivamente el calor hacia adelante.

Los procesos de combustión in situ han mostrado favorabilidad en las experiencias realizadas, sin embargo, como cualquier proceso está sometido a ciertas limitantes que desvían el proceso de cumplir sus objetivos. El peor conveniente

de un proceso de

combustión in situ es tal vez, La segregación de los fluidos o superposiciones del frente (Overrriding) y las grandes distancias de desplazamiento del proceso, hechos que conllevan a una reducción en el factor y la tasa de producción. Sin embargo, han existido esfuerzo conjuntos que han permitido aprovechar estos efectos y utilizarlos de manera favorable para el proceso, prueba de esto son el desarrollo de los Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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procesos Top Down in situ combustión, y aquellos que utilizan los efectos de drenaje gravitacional como COSH y THAL. En algunas ocasiones el proceso comienza bajando un calentador o herramienta de ignición artificial al pozo de inyección. El aire se inyecta y el calentador es operado mientras la inyección de aire se continua para mantener el avance del frente de combustión algunas ocasiones e inyecta agua de forma simultanea o alterna con aire, para aprovechar la mayor transferencia de calor que ofrece el vapor y reducir significativamente los requerimientos de producto de la combustión tienden a migrar a la parte superior de la zona de aceite, a este fenómeno se le conoce como Override, y generalmente reduce la efectividad del proceso . La inyección simultanea de agua, en forma continua o por ciclos, ayuda a mitigar este efecto.

CAPITULO III

3. Planteamiento del problema:

3.1. Identificación del problema:

Bolivia es un país que cuenta con grandes reservas de gas y algunas de petróleo, además con varias futuras potencias para el desarrollo de hidrocarburos, por lo que podría decirse que Bolivia es un país hidrocarburífero y dependiente de él ya que gran parte de los ingresos económicos del país son provenientes tanto de la industria petrolera como la de la explotación de ellos. Desde la creación de YPFB hasta la actualidad se realizaron muchas exploraciones en zonas que podrían tener un gran potencial y varias de estas tuvieron un resultado positivo, tal es el caso del campo La Peña, la cual fue descubierta en 1965, desde entonces este campo ha sido desarrollado hasta la actualidad pero sus reservas están llegando a reducirse y llego a ser abandonado debido a que su producción llego a ser desfavorable económicamente sin Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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embargo, sus reservas guardan aún importantes volúmenes de hidrocarburos, cuya extracción es posible mediante la aplicación de modernas tecnologías. A principios de 1981, técnicos de la Houston Oíl Technology Corporation llegaron a Bolivia, recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos abandonados e información adicional de YPFB, todo lo cual fue analizado en laboratorios de la mencionada compañía. Este trabajo reveló que en los campos de Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peña existen importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con resultados económicamente positivos, tanto para los inversionistas como para el país. En efecto, la producción primaria que se desarrolló en Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peña permitió recuperar solamente un veinte a treinta por ciento de la reserva probada inicialmente, lo cual significa que por lo menos setenta por ciento permanece “in situ”. Esta riqueza debe ser explotada a la brevedad posible, teniendo en cuenta la urgente necesidad de hidrocarburos líquidos que tiene el país como el de los combustibles, aunque en el campo de Bermejo ya se está aplicando una recuperación terciaria. Al presente, con el objeto de aumentar la cantidad de petróleo extraído en campos en los cuales inclusive la recuperación secundaria, como inundación artificial, no da buenos resultados, los técnicos especializados se ven obligados a aplicar procedimientos más complejos. Aunque el costo es elevado, las inversiones se justifican por su rentabilidad económica y social. En el caso concreto de Bolivia, el petróleo a recuperarse con esta tecnología constituirá una producción de vital importancia, por tratarse de un crudo pesado escaso en el país que se encuentra en los campos mencionados, actualmente abandonados. 3.2.- Identificación de la situación problemática.Para poder definir la situación problemática fue necesario recopilar información de distintas fuentes para poder determinar la magnitud del problema con mayor exactitud, si bien las fuentes difieren algo, ambas coinciden en que los niveles de producción de este campo están disminuyendo con el transcurso de los años. Cabe resaltar que la información obtenida es algo escasa debido a que la información de producción y datos de los campos es restringido. Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

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Según información obtenida en el informe de reservas de hidrocarburos al 1º de enero de 2005 y el reporte de producción certificada de hidrocarburos en 2005 al 2009 por YPFB se puede observar el total de pozos petrolíferos, es decir no gasíferos, que actualmente se encuentran en producción en el país; en el mismo están consignadas la cantidad de Reservas Probadas y Probables al 1º de enero de 2005, última certificación realizada en el país; también se consigna la Producción Certificada Acumulada en el periodo 2005 – 2009. Como puede apreciarse de los 19 campos consignados 7 ya han rebasado el nivel de Reservas Probadas que se les había certificado en 2005, situación que puede explicarse porque la estimación realizada en dicho año fue muy modesta o porque en dichos campos se aplicaron métodos de recuperación secundaria o métodos de recuperación mejorada. En vista que no existe información sobre las posibilidades productivas de estos campos, aunque es de prever que están en su última fase de declinación, aquí asumimos como Reservas Remanentes las Reservas Probadas restantes en los otros campos, también se demuestra que el campo la Peña cuenta con grandes reservas remanentes de petróleo como se puede observar en el siguiente cuadro:


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Como se puede apreciar el campo La Peña cuenta con unas reservas remanentes de 1.077.302 que pueden ser extraídos mediante recuperación secundaria. El cuadro también muestra la relación Reservas / Producción, de acuerdo con nuestros cálculos al ritmo de producción diaria de diciembre de 2009, las actuales reservas de petróleo alcanzarían para abastecer 734 días de producción, es decir, un poco más de dos años. Si tomamos en cuenta que los estándares internacionales consideran que lo óptimo es contar con una relación Reservas / Producción de por lo menos 20 años, podemos hacernos una idea de lo grave que es la situación para el país. Esto no quiere decir que en dos años ya no habrá pozos petrolíferos en el país, ciertamente la declinación de cada uno de esos pozos variará dependiendo de su caudal de producción además que se puede resaltar que la producción de los campos Surubí, Surubí BB, Surubí Noreste, Paloma y La Peña, cubrían más del 70% de la producción nacional de petróleo. Como se puede apreciar el consumo interno del petróleo está íntimamente relacionado con la producción de petróleo en los campos ya que gracias a esta podemos producir sus derivados como el combustible el cual no abastecería si no se procede a la recuperación terciaria de estos pozos, esto se puede apreciar en el siguiente cuadro obtenido gracias a YPFB, el cual manifiesta la tendencia de la demanda de combustibles.


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Mientras la demanda va creciendo el crudo se va reduciendo llegando a tener un déficit, y esto puede corroborarse gracias a un artículo publicado el sábado 24 de octubre de 2008 en el periódico La Prensa, en el sector de negocios el cual afirma el crecimiento de la importación de combustibles.


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Es un dato preocupante, pero para saber con certeza cuál es el consumo interno en el país se podrá observar en el siguiente cuadro:


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Estos son algunos de los datos importantes para tener en conocimiento el porqué es necesario la recuperación terciaria, ahora bien, para que exista la recuperación terciaria en un pozo el nivel de producción del pozo debe irse reduciendo y esto se pudo verificar gracias a un cuadro proporcionado por el Instituto Nacional de Estadística (INE). BOLIVIA: PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y CONDENSADO POR AÑO SEGÚN CAMPOS En miles de barriles DESCRIPCION 1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

Buena Vista

6,86

8,38

6,56

5,68

5,03

0,98

Camatindi

29,37

28,1

24,19

17,79

16,7

4,69

Camiri

122,22

119,68 111,19

101,14

103,59

95,85

24,63

La Peña

1.403,02 857,28 587,05

485,46

321,15

272,46

70,38

Rio Grande

480,25

444

428,81

353,82

274,72

263,18

66,75

San Alberto

13,31

26,89

13,88

8,45

4,26

Tatarenda

49,78

44,82

48,38

45,04

36,11

30,84

35,15

Víbora

664,55

668,39 1.008,10 1.510,99 1.719,02 1.886,80 546,45

Villa Montes

37,73

15,45

12,49

10,72

5,04

3,46

2,88

1998

19,09

1,33

Se puede apreciar que la producción en el campo La Peña el cual nos interesa ha ido reduciendo desde 1991 hasta 1998 año donde según esta información fue abandonado por su falta de rentabilidad, pero esto no ocurre solo en este campo si no en muchos más pero estos son algunos de los más importantes.


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CAPITULO IV

4. Formulación del problema:

La certificación de petróleo realizada estableció un descenso en la energía natural del campo La Peña además de certificar niveles de producción desfavorables económicamente a partir de 1998. Provocara.Descenso en la producción nacional y crisis energética en el país debido a la inseguridad energética.

4.1. Análisis causa efecto.Causas: •

La disminución de la energía natural del pozo.

•

Niveles de producción poco rentables.

Efecto: •

Descenso de los niveles de producción y crisis energética.


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Energía Natural del Pozo Presión de Formación Saturación

Descenso de los niveles de producción y crisis energética

Importación de combustibles

Costo vs Producción Baja Producción Producción poco CAPITULO Rentable V

CAPITULO V

5. Objetivos de la investigación:

5.1 Objetivo General.•

Proponer un plan de recuperación terciaria en el campo La Peña para incrementar la producción del campo y ayudar a satisfacer con la demanda interna y externa.

5.2. Objetivos Específicos.•

Describir los tipos de recuperación terciaria.

•

Determinar el proceso que se adecue a las características del pozo.

•

Analizar el costo de producción para verificar la viabilidad.

•

Calcular IPR inicial y de abandono para el pozo la peña-75


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CAPITULO VI 6. Justificación

6.1.- Justificación Técnica.El trabajo realizado cuenta con una justificación técnica debido a que se tendrá la obtención de tecnología avanzada, posibilitando a YPFB emplearla en otras áreas en estado de agotamiento, tales como Caigua, Monteagudo, Los Monos como a otros campos en los cuales las características del pozo sean similares al campo trabajado, además que a través de este trabajo se podrá mejorar mediante algunas recomendaciones que se puedan realizar, es decir, a partir de la experiencia que se obtendrá en el campo. 6.2.- Justificación Económica.Este trabajo está realizado con una perspectiva económica ya que lo que se quiere es incrementar los ingresos del país a través de este campo debido a que existen todavía grandes reservas en el campo que pueden ser extraídas de una manera económicamente rentable, además que se tiene por conocimiento que en este campo solo se extrajo el treinta por ciento como máximo por lo que se pretenderá extraer hasta un 60 a 70% y así tratar de mejorar los niveles de producción para que posteriormente estos puedan ser refinados y destilados poder conseguir derivados del petróleo como el diésel y otros combustibles que en la actualidad están siendo importados y costando millones de dólares al país, por lo que se quiere reducir el impacto y poder así incrementar las divisas al país y tal vez destinar el dinero a realizar nuevas exploraciones con el fin de encontrar nuevas reservas y continuar con la estrategia boliviana de hidrocarburos. 6.3.- Justificación Ambiental.Durante la recuperación de Hidrocarburos utilizando Combustión in situ convencional, se evitará minimizar el Impacto Ambiental, la ejecución del proyecto se llevara según normas vigentes. Para reducir el impacto ambiental ocasionado por este método se puede utilizar la bioventilacion que se basa en la extracción de vapores del suelo. Esta extracción se realiza Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

26


introduciendo aire a presión a la formación y luego de un tiempo extraemos el mismo aire con contaminantes, ese aire luego pasa por un purificador que extrae los contaminantes más volátiles y por último es incinerado.

CAPITULO VI

6. Metodología Dentro de la metodología que se aplica en este proyecto, es enmarcado a un diseño teóricopráctico. El cual la investigación considera un Análisis -descriptivo, porque se analizará el comportamiento del pozo antes y el después de la aplicación de la recuperación terciaria y es descriptivo porque se describirá las características que un pozo debe tener para realizar este método de recuperación. El proyecto tiene un nivel de investigación analítico ya que esta es un método de utilidad para la aplicación de sistemas de recuperación terciaria de producción de petróleo 6.1 Eficiencia del método de combustión in situ en comparación a otros métodos Métodos de recuperación terciaria

Eficiencia del método

Combustión in situ

60 a 80%

Inundación artificial química

40 a 50 %

Inundación artificial miscible

20 a 30 %

6.2 Criterios de aplicación de la combustión in situ El rango de aplicación de esta tecnología es bastante amplio al considerar crudos medianos, pesados y extra pesados. A continuación se presenta un resumen de las variables más importantes que deben ser consideradas al realizar el proceso de selección de yacimientos candidatos que cumplen con la ventana de aplicación de esta tecnología. •

Petróleo móvil a condiciones de yacimiento

•

Profundidad mayor a 330


27


•

Espesor 7-50 (evitar perdida de calor )

•

°API <> 5

•

Porosidad > 18%

•

Soi > 30%

•

Temperatura no es critica

•

La presión del yacimiento a comienzo no afecta la diferencia del mismo

•

Presencia de gas libre es perjudicial

•

La presión del yacimiento a comienzo del proceso no afecta la eficiencia del mismo.

•

Presencia de gas libre es perjudicial

•

Crudo con alto contenido de componentes pesados

•

Aplica hasta con inyección de vapor previa

•

Teóricamente es el proceso térmico de recuperación mejorada más eficiente (Fr 6080%).

6.4 Cálculo del comportamiento del pozo

6.4.1 Cálculo de la Curva de oferta o IPR inicial antes del abandono del pozo. Para esto se necesitan los siguientes datos obtenidos de pozo: Qmax= 1403,02 Bbls/d Pr= 3080 psig

Tabla 1 Caudales y presiones de fondo fluyente pwf

Q 3080 3000 2800 2600 2400 2200 2000 1800 1600 1400


28

0 64,84 220,3 366,31 502,85 629,92 747,54 855,68 954,35 1043,57


1200 1000 800 600 400 200 0

1123,32 1193,6 1254,41 1305,76 1347,65 1380,07 1403,02

Fuente: Elaboración propia

Gráfico1. Curva del IPR

curva del comportamiento del pozo inicial 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600


6.4.2 Cálculo de la Curva de oferta o IPR antes de la aplicación del método. Para esto se necesitan los siguientes datos obtenidos de pozo: Qmax= 100 Bbls/d Pr= 1600 psig Para graficar la curva IRP se necesita el cálculo de caudales (qo) y del índice de productividad (J) para diferentes presiones de fondo fluyente (pwf) Cálculo de la IPR Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

29


Trabajamos con la siguiente ecuación para obtener caudal de oil.

𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑤𝑓 2 𝑄𝑜𝑖𝑙 = 𝑄𝑚𝑎𝑥 [1 − 0,2 ( ) − 0,8 ( ) ] ̅̅̅ ̅̅̅ 𝑃𝑟 𝑃𝑟

Para presiones de fondo fluyente (Pwf) en Psig de: 1600 1500 1400 1300 1200 1100

1000 900 800 700 600 500

400 300 200 100 50 0

Ejemplo de cálculo para Pwf = 1500 psig

1500 1500 2 𝑄𝑜𝑖𝑙 = 100 [1 − 0,2 ( ) − 0,8 ( ) ] 1600 1600

𝑄𝑜𝑖𝑙 = 10,94

𝐵𝑏𝑙𝑠 𝑑

Los resultados de los caudales para cada Pwf asumida se muestran en la siguiente tabla 1 6.4.3 Cálculo de índice de productividad Se procede a calcular el índice de productividad para cada caudal encontrado y su respectiva Pwf. Ejemplo de cálculo para caudal de 10,94 Bbls0d y su respectiva Pwf = 1500 psig

𝐽=

𝐽=

𝑄𝑜𝑖𝑙 ̅̅̅ 𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓

10,94 1600 − 1500


30


𝐽=

𝐵𝑏𝑙 𝑑 𝑝𝑠𝑖𝑔

0,1094

En la tabla siguiente, se muestran los índices de productividad para cada caudal y presión de fondo fluyente. En esta tabla se puede observar que el índice de productividad no es constante debido a que se trata de un reservorio saturado, es decir ≤ Pb.

Tabla 2. Caudales e índices de productividad para cada Pwf Pwf (Psig) 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 50 0

Qoil (Bbls/d) 0,00 10,94 21,25 30,94 40,00 48,44 56,25 63,44 70,00 75,94 81,25 85,94 90,00 93,44 96,25 98,44 99,30 100,00

J (Bbls/d/psi) 0,1094 0,1063 0,1031 0,1000 0,0969 0,0938 0,0906 0,0875 0,0844 0,0813 0,0781 0,0750 0,0719 0,0688 0,0656 0,0641 0,0625


Con los resultados obtenidos de Oil vs. Pwf se procede a graficar la curva del IPR. Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

31


Gráfico2. Curva del IPR

Curva del comportamiento del pozo (IPR) 2000

Pwf (psig)

1500 1000 IPR

500 0 0

20

40

60

80

100

120

Caudal de oil (Bbls/d)


6.5 Determinación del caudal de abandono C= precio de operación y mantenimiento del pozo = 120000 $/año O=precio del petróleo para la empresa operadora = 50 $/bbl G=precio del gas en Bolivia = 6,45 $/MMBTU = 0,00645 $/scf S=intereses y regalías al Estado = 50% de ingresos GOR= relación gas-oil de la formación = 2500 SCF/STB Si nuestro pozo solo produciría petrolero aplicaríamos esta fórmula para el cálculo del caudal límite económico: 𝑄𝐿𝐸 =

𝐶 𝑂−𝑆


32


Pero como produce tanto gas como petróleo y además contamos con el dato de relación gaspetróleo, aplicaremos la siguiente: 𝑄𝑂𝐿𝐸 =

𝑸𝑶𝑳𝑬 =

𝐶 (𝑂 + 𝐺 ∗ 𝐺𝑂𝑅) − 𝑆

𝟏𝟐𝟎𝟎𝟎𝟎 (𝟓𝟎 + 𝟎, 𝟎𝟎𝟔𝟒𝟓 ∗ 𝟐𝟓𝟎𝟎) − (𝟓𝟎/𝟐)

Nota: La regalías e intereses al Estado, en este caso 50% de los ingresos, se divide entre 2 debido a que hace referencia a que la mitad de esa ganancia es para el Estado.

𝑄𝑂𝐿𝐸 = 2917,93 𝑏𝑏𝑙/𝑎ñ𝑜

𝑄𝑂𝐿𝐸 = 7,99 𝑏𝑏𝑙/𝑑𝑖𝑎

El caudal de límite económico es igual a 7,99 bbl/día.

6.6 Determinación de la declinación exponencial del pozo 𝑞 = 𝑞𝑖 ∗ 𝑒 −𝐷∗𝑡 Dónde: Q= caudal de producción en el tiempo Qi= caudal inicial bbl/día D= fracción de declinación nominal/día T=tiempo, días Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

33


Despejando tenemos:

𝐷=

𝑞 −ln(𝑞𝑖 ) 𝑡

Según el historial de producción el pozo la peña-75 inició su producción en enero de 1991 con un caudal inicial de 1403,02 Bbls/d y para diciembre de 1998 se tenía un caudal de 100 bbl/día, entre éstas dos fechas hay de por medio 2555 días, entonces:

𝐷=

100 −ln(1403,02) 2555

𝐷 = 0,00103/ 𝑑í𝑎

𝐷 = 0,032/ 𝑚𝑒𝑠

6.6 Determinación del tiempo de producción de pozo sin combustión in situ convencional 𝑞 −ln(𝑞𝑖 ) 𝑡= 𝐷

Para este cálculo tomamos como caudal inicial 100 bbl/día registrados en diciembre de 1998, y como caudal de abandono o límite económico 7,99 bbl/día.

𝑡=

7,99 ) 100 0,032

−ln(

𝑡 = 78,96 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠, 𝑎𝑝𝑟𝑜𝑥𝑖𝑚𝑎𝑑𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 7 𝑎ñ𝑜𝑠


34


6.7 Determinación del caudal de gas con combustión in situ convencional 𝑞 𝑞𝑖 = −𝐷∗𝑡 𝑒

𝑞𝑖 =

7,99 𝑒 −0.032∗455

𝑞𝑖 = 920,3 𝑏𝑏𝑙/𝑑í𝑎 6.8 Determinación del tiempo de producción de pozo con combustión in situ convencional 𝑞 −ln(𝑞𝑖 ) 𝑡= 𝐷

𝑡=

7,99 −ln(920,3) 0,032

𝑡 = 148,3 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠 𝑜 12 𝑎ñ𝑜𝑠 𝑎𝑝𝑟𝑜𝑥.


35


6.9 Producción del campo la peña

Figura: campo la peña producción (may/1969 - sept/2011)

Fuente: Andina 2003


36


CAPITULO VII

7. Marco práctico 7.2 Descripción general del campo la peña 7.2.1 Mapa del campo La Peña

Figura: campo la peña mapa estructural al tope del reservorio la peña

Fuente: andina, 2003


37


7.2.1. Estratigrafía de las formaciones El campo La Peña presenta cuatro formaciones productoras: ✓ Escarpment Superior. ✓ La Peña ✓ Bolívar ✓ Tarija En la actualidad solo se produce la arenisca La Peña.

Los reservorios más importantes pertenecen a los niveles más someros del carbonífero es decir a las formaciones San Telmo y Escarpment y son conocidos como arenisca La Peña y arenisca bolívar ambos son productores de petróleo negro a 44° y 45° API.


38


7.3. Análisis de viabilidad del método

Para realizar el análisis de la viabilidad de este proyecto se tomara como ejemplo el campo norteamericano Two Freds como factor de comparación ya que no se cuenta con la información necesaria para realizar una simulación con este método. El campo Two Freds de Texas (USA) es un yacimiento ya agotado por la producción primaria y por la inundación artificial (recuperación secundaria), había caído en su producción de un máximo de 900 barriles de petróleo por día en 1970, a menos de 200 barriles diarios en 1973. La inundación con dióxido de carbono miscible en el campo Two Freds disminuyó la viscosidad del petróleo y lo expandió hacia un volumen mayor. Su efecto fue una mayor proporción de líquidos en depósito y consecuentemente, una producción incrementada de petróleo. De modo que la aplicación de esta técnica fue un verdadero éxito, puesto que pagó su inversión original de ocho millones de dólares en 1977 y después generó un millón de dólares por mes en ganancias netas. La aplicación de este sistema en los campos abandonados de Bolivia, de acuerdo con los estudios realizados por el ingeniero Thrash, producirá un volumen de 500 barriles al día, en la iniciación. Con esta información deduciremos que el proyecto es viable y que se puede aplicar en el campo La Peña y que puede ser un proyecto que otorgara muchos ingresos en el país.


39


CAPITULO VIII

8. Resultados Tabla 3. Tabla de resultados

•

AOF inicial

1403,02 bbl/d

AOF abandono

100 bbl/d

QOIL PARA 1500 PSIG.

10,94 bbl/día

JPARA 1500 PSIG

0,1094 bbl/psig*día

QL.E.

7,99 bbl/día

D

0,032/mes

Qi sin combustión in situ convencional

100 bbl/día

tiempo sin combustión in situ convencional

78 meses

Qi con combustión in situ convencional

920,3 bbl/día

Tiempo con combustión in situ convencional

148 meses

AOF inicial = 1403,02 bbl/d

Tenemos un AOF inicial como dato que nos proporciona el historial de producción del pozo, este caudal es su última producción en el año 1998. •

AOF abandono = 100 bbl/d

El AOF de abandono se determina mediante datos, lo común y normal es cuando el pozo deja de ganar o tener una ganancia rentable. •

QOIL PARA 1500 PSIG. = 10,94 bbl/día

Calculamos un Q para una presión de fondo fluyente de 1500 psig que determina el caudal a esa presión. Asignatura: Cementación Petrolera Carrera: Ing. Gas y petróleo

40


•

J PARA 1500 PSIG = 0,1094 bbl/psig*día

Calculamos un índice de productividad para un Pwfs de 1500 psig. •

QL.E. = 7,99 bbl/día

El Caudal de limite económico es el mínimo caudal al cual puede producir un pozo debajo de ese caudal, solo dará perdidas. •

D = 0,032/mes

Esta declinación es calculada con el historial de caudales que se proporciona. •

Qi sin combustión in situ convencional = 100 bbl/día

Este caudal es el normal sin aplicar el método. •

Tiempo sin combustión in situ convencional = 78 meses

El tiempo de vida del pozo sin aplicar el método. •

Qi con combustión in situ convencional = 920,3 bbl/día

Caudal de producción del pozo con recuperación terciaria. •

Tiempo con combustión in situ convencional = 148 meses

Tiempo de vida con recuperación terciaria.

CAPITULO IX

9. Conclusiones •

Dentro de la recuperación terciaria existen tres tipos: La inundación artificial química en la cual se utiliza con inundaciones con polímeros, surfactantes y líquidos alcalinos. El método térmico en los cuales está la combustión in situ con sus tres tipos que son la convencional, la inversa y la húmeda. Y la última la inundación artificial miscible es una técnica por la cual se desplaza el petróleo del yacimiento mediante inyección de fluidos, con la finalidad de superar las fuerzas capilares que mantienen al petróleo residual en las rocas de los pozos. Los fluidos miscibles pueden ser el gas carbónico, gas licuado de petróleo, gas rico y gas pobre.


41


•

Según la información recabada el campo la Peña tiene importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con resultados económicamente positivos, tanto para los inversionistas como para el país. El método seleccionado para el campo la Peña es el de combustión in situ convencional ya que fue empleada en Two Freds en Estados Unidos, este puede ser repetido en Bolivia, puesto que los reservorios de Two Freds presentan condiciones que se asemejan bastantea a las del campo La Peña.

•

Se tomó como ejemplo el campo norteamericano Two Freds como factor de comparación ya que no se cuenta con la información necesaria para realizar un análisis económico exacto. En EEUU la aplicación de esta técnica fue un verdadero éxito, puesto que pagó su inversión original de ocho millones de dólares y después generó un millón de dólares por mes en ganancias netas. Con esto podemos decir que el proyecto es rentable económicamente

•

Con la aplicación de éste método se puede incrementar la producción del pozo La Peña-75 de 100 bbls/día a un estimado de 920,3 bbls/día.

•

El cálculo del comportamiento del pozo nos ayudó para saber a diferentes presiones de fondo fluyente que caudales produce hasta llegar a la presión de fondo fluyente de 0 para saber los caudales máximos.

9.1 Recomendaciones •

No solamente en el pozo La Peña-75, sino en todos los pozos que cumplan con los parámetros establecidos para implementar el método de la combustión in situ convencional, se recomienda implementarlo antes de que éste llegue al caudal de abandono y genere pérdidas para la recuperación de hidrocarburos.

•

Se recomienda profundizar los conocimientos del diseño del método de la combustión in situ convencional

ya que es el método en el cual se puede recuperar más

volúmenes.


42


9.2 Bibliografía • • • • • • • •

Instituto Nacional de Estadística Artículo publicado por Omar Avilés Lozano y Wagner Ayllon Tapia el 7 de septiembre de 2009 por el periódico El Diario Artículo publicado el sábado 24 de octubre de 2008 en el periódico La Prensa Informe de reservas de hidrocarburos al 1º de enero de 2005 y el reporte de producción certificada de hidrocarburos en 2005 al 2009 por YPFB Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos www.hidrocarburosbolivia.com Apuntes del Ingeniero Hermas Herrera docente de Ingeniería de Reservorios Revista La comunidad del petróleo


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