Recuperacion Mejorada 6d2w5m

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

Título: PROYECTO PROPUESTA DE RECUPERACIÓN MEJORADA APLICANDO LA INYECCIÓN DE NITRÓGENO PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO EN EL CAMPO CAMIRI, SANTA CRUZ BOLIVIA - BOLIVIA Autor: Encinas Barra Brian Choque Guarachi Elizabeth Guarachi Imopoco Guisela Gabriela Tarqui Espinoza Boris Ivan Fecha: 15-/06-/2017 Código de estudiante: Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo Asignatura: Reservorios II Grupo: B Docente: Ing. Hugo Chambi Challa Periodo Académico: semestre 1/2017 Subsede: La Paz

Copyright © 2017 por Brian Encinas B. - Boris I. Tarqui E. – Guisela G. Guarachi .- Elizabeth Choque I. Todos los derechos reservados.

Título: PROYECTO PROPUESTA DE RECUPERACIÓN MEJORADA APLICANDO LA INYECCIÓN DE VAPOR DE AGUA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCION EN UN 10% DE LAS RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO EN EL CAMPO SAN ALBERTO, TARIJA - BOLIVIA ________________________________________________________________________________________

RESUMEN: La primera parte del presente trabajo va dirigida a conocer las características del campo Camiri en el cual pretendemos realizar un proceso de recuperación mejorada; En la parte teórica del trabajo pretendemos conocer los tipos de clasificación de reservorios de petróleo así como las características petrofísicas que deben de tener los mismos, puesto que un proceso de recuperación mejorada solamente puede ser aplicado en campos productores de petróleo; Posteriormente tratamos de analizar las reservas de hidrocarburos que debemos tener en el campo escogido para realizar el proceso de recuperación mejorada; seguidamente hacemos una descripción de los tipos de recuperación mejorada que existen y que pueden ser utilizados, siendo que hacemos énfasis en el tipo de recuperación mejorada por inyección de agua que es el pretendemos aplicar al campo escogido, además de analizar las ventajas, desventajas y problemas que podemos tener con este tipo de inyección, finalmente mediante pretendemos realizar un análisis económico del tipo de inyección a ser usado aplicado al pozo para verificar si es factible o no realizar esta operación en campo.

Palabras clave: recuperación mejorada, reservorio, petrofísica, hidrocarburos.

ABSTRACT: The first part of the present work is directed to know the characteristics of Camiri field in which we intend to realize an improved recovery process; In the theoretical part of the paper we intend to know the types of classification of oil reservoirs as well as the petrophysical characteristics that must have them, since an improved recovery process can only be applied in oil producing fields; Subsequently we try to analyze the hydrocarbon reserves that we must have in the chosen field to realize the process of improved recovery; We then describe the types of improved recovery that exist and can be used, with emphasis on the type of recovery improved by injection of water that is intended to apply to the chosen field, as well as analyzing the advantages, disadvantages And problems that we can have with this type of injection, finally by means of an economic analysis of the type of injection to be used applied to the well to if it is feasible or not to perform this operation in the field

Key words: Improved recovery, reservoir, petrophysics, hydrocarbons.

Asignatura: Reservorios II Carrera: Ing. Gas y Petróleo

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TABLA DE CONTENIDO: CAPITULO I .......................................................................................................................... 5 1. Introducción. ................................................................................................................... 5 1.1. Antecedentes............................................................................................................... 7 1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................................... 8 Definición del Problema. ........................................................................................................ 8 CAPITULO II ......................................................................................................................... 8 2. Marco teórico .................................................................................................................. 8 Clasificación de reservorios de petróleo. ............................................................................ 8 Propiedades petrofísicas del reservorio. ........................................................................... 10 Propiedades físicas del petróleo. ...................................................................................... 11 Viscosidad ........................................................................................................................ 11 Tipos de recuperación mejorada. ...................................................................................... 11 Inyección de Nitrógeno .................................................................................................... 13 2.1.1. Operación técnica. .......................................................................................... 14 CAPITULO III ..................................................................................................................... 18 3. Objetivo de investigación ............................................................................................. 18 Objetivo general. .............................................................................................................. 18 Objetivo especifico ........................................................................................................... 18 CAPÍTULO IV ..................................................................................................................... 18 4. MARCO PRÁCTICO ................................................................................................... 18 SEPARACION CRIOGENICA ................................................................................... 19 SEPARACION POR MEMBRANA ............................................................................ 20 COMPARACION DE LOS PROCESOS PARA GENERACION DE N2 .................. 21 4.1.1. DETERMINACIÓN DEL FACTOR “Z” ...................................................... 22 4.1.2. FACTOR VOLUMETRICO DE FORMACION (Bg) ................................... 23 4.3.1. Arreglo de pozo Inyector y Productores Seleccionados ................................. 24 CAPITULO V ...................................................................................................................... 38 5. Análisis Económico ...................................................................................................... 38 5.1. Parámetros de evaluación de proyecto ............................................................... 39 5.1.1. Valor actual neto (VAN). ............................................................................... 39 5.1.2. Tasa interna de retorno (TIR). ........................................................................ 39 5.1.3. Relación Utilidad – inversión (RUI). ............................................................. 39 CAPITULO IV ..................................................................................................................... 46 6. Metodología. ................................................................................................................. 46 Tipo de investigación. ...................................................................................................... 46 Fuentes secundarias. ......................................................................................................... 46 CAPITULO IIV .................................................................................................................... 47 7. Conclusiones................................................................................................................. 47 CAPITULO IIIV .................................................................................................................. 47 8. Recomendaciones ......................................................................................................... 47 CAPITULO 9 ....................................................................................................................... 48 9. Bibliografía. .................................................................................................................. 48 Asignatura: Reservorios II Carrera: Ing. Gas y Petróleo

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LISTA DE GRÁFICOS E IMÁGENES Figura 1: Campo Camiri mapa estructural al tope del reservorio Santa Anita ....................... 7 Figura 2: Desplazamiento miscible con nitrógeno ............................................................... 16 Figura 3: Recuperación de aceite por inyección de nitrógeno variando la temperatura....... 17 LISTA DE TABLAS Tabla 1: Datos de reservas del Campo Surubí ......................... Error! Bookmark not defined. Tabla 2: Propiedades de reservorio ......................................... Error! Bookmark not defined. Tabla 3: Propiedades de los fluidos ......................................... Error! Bookmark not defined. Tabla 4: Volúmenes originales IN SITU .................................... Error! Bookmark not defined. Tabla 5: Reservas ..................................................................... Error! Bookmark not defined. Tabla 6: Reservas Desarrolladas .............................................. Error! Bookmark not defined. Tabla 7: Reservas sin Desarrolar.............................................. Error! Bookmark not defined. Tabla 8: Reservas Desarrolladas .............................................. Error! Bookmark not defined. Tabla 9: Permeabilidad relativa en función de la saturación .. Error! Bookmark not defined. Tabla 10: Relación kro/krw ...................................................... Error! Bookmark not defined. Tabla 11: kro/krw y fw en función de Sw ............................... Error! Bookmark not defined. Tabla 12: Distancia del frente de invasión .............................. Error! Bookmark not defined. Tabla 13: Inversión inicial para el proyecto ............................. Error! Bookmark not defined. Tabla 14: Proyección de recuperación para 10 años .............. Error! Bookmark not defined.


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CAPITULO I

1.

Introducción.

En la actualidad la mayoría de campos petroleros en Bolivia están siendo explotados por un largo tiempo, por ello debe haber un análisis para poder realizar una recuperación final de hidrocarburos, evaluando procesos mediante los cuales podamos incrementar el volumen de hidrocarburos que pueden ser recuperados, ya que con ello muchos campos pueden alargar su vida de producción incrementando las reservas de hidrocarburos.

Estos procesos de recuperación de pueden ser subdivididos en tres grandes categorías: recuperaciones primaria, secundaria y mejorada. En el proceso primario, el aceite es forzado a salir del yacimiento petrolero por los mecanismos naturales de expulsión de los fluidos, como expansión del aceite con su gas disuelto, entrada de agua, etc. Cuando la presión del yacimiento ha disminuido y se tiene la suficiente información desde el punto de vista técnico y económico, se puede inyectar agua o gas para mantener o al menos reducir la rapidez de declinación de la presión existente en el yacimiento, así como reducir también el ritmo de declinación de la producción y aumentar la recuperación final. La conversión de algunos pozos productores a pozos inyectores y la subsecuente inyección de gas o agua para desplazar el aceite en el yacimiento, ha sido denominada como recuperación secundaria de aceite.

La recuperación mejorada, que es la tercera etapa de producción, ha sido la que se aplica después de la inyección de agua (o de cualquier proceso secundario usado). En los procesos terciarios se han usado fluidos miscibles, productos químicos y energía térmica, para el desplazamiento adicional de aceite después de que un proceso de recuperación secundaria ya no sea rentable. Los procesos de recuperación que pertenecen a esta categoría son: inyección de gases, productos químicos y el uso de energía térmica. Los gases usados son gases hidrocarburos (C1-C4), CO2, nitrógeno (el nitrógeno se considera dentro de este rubro, al ser considerado éste un gas inerte y que entra en la clasificación de los métodos de


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desplazamiento miscible) y gases de combustión. Para fines prácticos, el uso de gas se ha de considerar un proceso de recuperación terciaria si la eficiencia de recuperación depende de otro mecanismo donde no haya habido desplazamiento frontal miscible, caracterizado por la alta tensión interfacial en las permeabilidades.

Los procesos de recuperación terciaria implican la inyección al yacimiento, de uno o varios fluidos de diferentes tipos. Estos fluidos inyectados y los procesos de inyección proveen energía al yacimiento, para así desplazar al aceite hacia los pozos productores. Adicionalmente, los fluidos inyectados interactúan con el sistema roca-fluido del yacimiento, creando las condiciones favorables para la recuperación del aceite. Estas interacciones pueden dar lugar a: reducir la tensión interfacial, reducir ladensidad del aceite, disminuir la viscosidad del aceite, cambiar la mojabilidad o crear un comportamiento favorable de fases.

Poe ello los procesos de recuperación mejorada son una de las mejores opciones para poder incrementar las reservas de hidrocarburos en los campos en los cuales la producción ha disminuido o está cerca de hacerlo, sin embargo la selección de procesos de recuperación mejorada deben seguir ciertos criterios utilizados ampliamente, que están basados en un grupo de parámetros del yacimiento (profundidad, temperatura, presión, permeabilidad, saturación de aceite, viscosidad, etc.), generalmente obtenidos de la experiencia de campo (éxitos y fracasos) o bien desde un entendimiento de las características y de la física de cada uno de los procesos de recuperación mejorada. Además, los criterios de selección permiten obtener una visión general de los procesos posibles de implantar en un determinado campo, antes de seleccionar el más adecuado.

En este trabajo se realiza el análisis de cada uno de los procesos de recuperación mejorada, analizando las características del Campo Camiri que ha sido escogido para la realización de este proceso, siendo que el propósito del trabajo es realizar la inyección de agua en dicho campo, además de realizar un análisis de las ventajas y desventajas de este tipo de


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inyección aplicado al campo, para posteriormente realizar un análisis económico y observar si es factible o no realizar una inversión en este tipo de recuperación.

1.1. Antecedentes.

El campo Surubí fue descubierto a inicios de 1992 con el pozo SRB-A1, productor de petróleo y gas de las formaciones Petaca y Yantata, se encuentra en producción desde septiembre de 1993.

Descubierto por la empresa Standard Oil en 1927, es un campo petrolífero con gas asociado.

La producción total de petróleo del campo Camiri llegó a 50.506.513 bls a 30 de abrlil de 2006.

Figura 1: Campo Camiri mapa estructural al tope del reservorio Santa Anita

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energia


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1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Definición del Problema.

En el desarrollo operativo que se produce en el Campo Camiri pozo (C-87) se puede evidenciar las condiciones operativas tanto del flujo de producción de barriles de petróleo para las refinerías a nivel nacional y no así para exportación a nivel internacional.

Haciendo una comparación entre ambos flujos, es evidente que las operaciones de producción y exportación al exterior no se realizan ni con menor proporción en relación a las operaciones de producción a nivel nacional, siendo el principal problema la poca cantidad de barriles de petróleo generados en los pozos muchos llegando a una declinación completa del estado del pozo.

La inyección de gas nitrógeno al reservorio se hace con el objetivo principal de recuperar los hidrocarburos que aún se encuentran atrapados en el subsuelo y constituye un técnica que ha tomado mucha importancia en los últimos 30 años.

En los últimos 15 años donde se empezó a utilizar masivamente el nitrógeno conjuntamente con el dióxido de carbono (CO2) para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) entre otros países.

CAPITULO II

2.

Marco teórico

Clasificación de reservorios de petróleo.

Las características fisicoquímicas del aceite a recuperar son variadas: corresponden desde aceites pesados (alta viscosidad y alta densidad) hasta aceites volátiles (baja viscosidad y


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una baja densidad). Este rango de aceites involucra una gran gama de propiedades fisicoquímicas; por tal motivo la tecnología de EOR no puede enfocarse a un tipo particular de aceite.

Claramente, un proceso complicado de EOR no podrá ser aplicable a todos los crudos, ya que los procesos conllevan diferentes tecnologías, las cuales habrán de ser ajustadas al tipo de aceite.

Una dificultad paralela consiste en los tipos de yacimientos, que varían desde formaciones de carbonatos a profundidades someras o considerablemente profundas, hasta pequeños cuerpos de arena.

Finalmente, la saturación, distribución y composición física del aceite en el yacimiento, como resultado de las operaciones de producción realizadas, son factores importantes en la implantación de un proceso de EOR. Tradicionalmente, a un yacimiento que experimento una producción primaria, le sigue la inyección de agua como fuente de energía.

La recuperación en yacimientos individuales, según una gran cantidad de estudios realizados en EUA, mediante la implantación de los procesos de EOR, puede acercarse a un total promedio, incluyendo recuperaciones primaria y secundaria, si es el caso, de 43% del aceite original, cuando la inyección de agua alcanza el limite económico. El aceite remanente detrás del frente de inyección de agua, queda en gran parte aislado como gotas entrampadas dentro de los poros o como películas de aceite alrededor de las partículas de roca; esto depende de la mojabilidad de la roca.

En las regiones barridas, la saturación de aceite remanente normalmente es alrededor de 30%. Un proceso EOR necesita ser capaz de movilizar las gotas de aceite y crear un banco de aceite que pueda ser propagado eficientemente hacia los pozos productores y de mejorar la eficiencia volumétrica, todo esto en condiciones económicas favorables.


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Propiedades petrofísicas del reservorio.

Para poder comprender la clasificación de reservorios de hidrocarburos, es fundamental tener el conocimiento del concepto de las propiedades petrofísicas que distinguen distintos tipos de reservorios ya que en estas se encuentran la porosidad, la permeabilidad, la permeabilidad relativa (como una función de la saturación), la presión capilar y la mojabilidad son algunas de las propiedades que deben ser tomadas en cuenta en el estudio de un proyecto de recuperación mejorada.

Cuanto mayor es la porosidad y cuanto mayor sea la saturación de aceite residual al final de la etapa de recuperación primaria (o al final de la etapa de recuperación secundaria), un proyecto de recuperación mejorada se convierte en lo más viable y eficaz.

Tanto para la recuperación mejorada como para la recuperación primaria, una alta permeabilidad es buena señal.

La distribución de permeabilidad en el yacimiento depende del grado de homogeneidad y de sus afectos que ya se han tratado previamente.

El efecto de las fuerzas capilares en la eficiencia de recuperación depende del gasto de producción. Esto ocasionalmente es benéfico, por ejemplo cuando ayuda a mantener un frente uniforme entre dos fluidos inmiscibles un medio poroso heterogéneo (imbibición). Pero las fuerzas capilares a menudo tienen un efecto no deseado, ya que son las responsables de que el aceite se atrape en los poros. Este entrampamiento es función de la 𝑣𝜇

relación 𝜎𝑐𝑜𝑠𝜗 (relación de fuerzas viscosas y de fuerzas capilares), v es la velocidad del frente.

De acuerdo con análisis de núcleos desarrollados por Moore y Slobod9, la saturación de 𝑣𝜇

aceite residual decrece cuando la relación 𝜎𝑐𝑜𝑠𝜗 se incrementa.


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Propiedades físicas del petróleo.

La principal propiedad del fluido que debe ser tomada en cuenta cuando se diseña un proyecto de recuperación mejorada es la viscosidad. Viscosidad

Si los fluidos son muy viscosos, las velocidades de desplazamiento serán bajas, ya que la aplicación de gradientes de presión es limitada. La producción de aceite será a un gasto tan bajo que no será económicamente atractivo.

Para un volumen dado de fluido inyectado, con los demás parámetros iguales, la saturación de aceite residual será alta si la viscosidad del aceite también es alta.

Reexaminemos la ecuación de flujo fraccional para el caso en el que consideramos constante la presión capilar en el medio poroso.

Tipos de recuperación mejorada.

Los procesos de EOR pueden ser clasificados dentro de cinco categorías: controladores de movilidad, químicos, miscibles, térmicos y otros procesos de EOR como el microbiano. Los procesos que controlan la movilidad, como su nombre lo indica, son aquellos basados primordialmente en mantener un control favorable en las relaciones de movilidades, para asi mejorar la magnitud de la Ev; por ejemplo, el caso de añadir polímeros al agua o el de reducir la movilidad del gas con espumas. Asignatura: Reservorios II Carrera: Ing. Gas y Petróleo

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Los procesos químicos son aquellos en los cuales se inyectan ciertos productos químicos, como son: los tensoactivos y los agentes alcalinos, los cuales mediante la combinación del comportamiento de fases y la reducción en la tensión interfacial, logran desplazar al aceite y consecuentemente logran mejorar la ED. En algunos casos, el control de la movilidad también es parte de los procesos químicos, teniendo así estos procesos el potencial de mejorar tanto EV como ED.

El objetivo de los procesos miscibles es inyectar fluidos que sean directamente miscibles con el aceite o bien que generen la miscibilidad en el yacimiento; esto se logra mediante la alteración de la composición o lo que es lo mismo, la ruptura de la cadena principal de carbonos del aceite; algunos ejemplos de estos métodos son: la inyección de solventes hidrocarburos o de CO2. El comportamiento de fases es el mayor factor a considerar en la aplicación de estos procesos.

Los procesos térmicos dependen de la inyección de energía térmica o de la generación insitu de calor, para el mejoramiento de la recuperación de aceite. La inyección de vapor o la inyección de aire u oxígeno para el proceso de combustión, son ejemplos de estos procesos. La alteración en la viscosidad del aceite, el comportamiento de fases favorable y en algunos casos las reacciones químicas, son los mecanismos primarios de la recuperación mejorada.

Se les llama otros procesos, a todos aquellos procesos que no entran en las categorías mostradas anteriormente, como son: las técnicas de recuperación microbiana de aceite, inyección inmiscible de CO2, entre otros.

La clasificación mostrada no es totalmente satisfactoria; de hecho existe cierta carencia en la precisión de los términos utilizados. Por ejemplo, los procesos químicos caen dentro de una categoría, pero en todos los procesos se utilizan productos químicos.


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También se notan algunas coincidencias en los mecanismos de los procesos mencionados; por ejemplo, los procesos químicos dependen del comportamiento de fases y de una limitada solubilidad entre diferentes fluidos, siendo similar para los procesos miscibles.

Inyección de Nitrógeno

La extracción por solventes (tipo miscibles) incluye inyección de N2, CO2 e inyección de hidrocarburos. La inyección de fluidos hidrocarburos miscibles es muy cara comparada con otros gases como el Nitrógeno y el dióxido de carbono. El CO2 puede no estar disponible y el nitrógeno tiene la ventaja de estar disponible en cualquier lugar. La inyección de nitrógeno es usada especialmente para yacimientos profundos con baja permeabilidad y para yacimientos con alta presión.

Una de las ventajas del uso de nitrógeno como gas de inyección, sobre los gases naturales y el CO2, es su abundancia y disponibilidad. Esta ventaja es debido al hecho de que el nitrógeno se encuentra en el aire y mediante el uso de apropiada tecnología puede ser extraído.

El principal objetivo de la inyección de N2 es lograr miscibilidad con el fluido del yacimiento. La miscibilidad obtenida por la inyección de nitrógeno en un yacimiento con aceite ligero es una miscibilidad condicional, donde los fluidos no son miscibles al primer o, pero forman dos fases, con uno de los fluidos absorbiendo componentes del otro. Después del o suficiente y del continuo cambio de componentes, el sistema llegará a ser miscible. El fenómeno de miscibilidad N2 – aceite crudo ligero es muy complejo y depende de la composición del fluido del yacimiento, temperatura, presión, así como otros factores tales como: una interfase de transferencia de masa, el efecto de permeabilidades relativas, presión capilar y gravedad.

Existen tres zonas en el desplazamiento de aceite crudo ligero durante la inyección de nitrógeno a presiones elevadas. La segunda zona es la más importante por los mecanismos


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involucrados en lograr miscibilidad. El banco miscible puede, o no, ser formado en la segunda zona, por lo que el desplazamiento es inmiscible hasta que la zona miscible es creada.

2.1.1. Operación técnica.

En el desplazamiento miscible, el nitrógeno puede desplazar al aceite fácilmente mediante el desarrollo de un banco miscible a través de la vaporización de los componentes intermedios del aceite. El nitrógeno adquiere miscibilidad dinámica (el N2 es enriquecido por cambio en la composición del aceite crudo) con el aceite del yacimiento a altas presiones, lo cual ocurre por la transferencia de masa de los componentes intermedios del aceite dentro del gas de inyección seguido por la condensación de las masas moleculares intermedias más grandes dentro de la fase líquida a partir de la fase de gas enriquecido, esto ocurre a través de un proceso multio que involucra un mecanismo combinado de vaporización – condensación del gas. Además de los mecanismos de vaporización algunos otros mecanismos juegan un papel importante en la efectividad de la recuperación de aceite por inyección de nitrógeno como:

-

Incremento de la Densidad de la Fase Desplazante.

-

Decremento de la Densidad de la Fase Desplazada.

-

Incremento en la Viscosidad de la Fase Desplazante.

-

Decremento de la Viscosidad de la Fase Desplazada.

-

Reducción de la Tensión Interfacial en la Interfase.

En el proceso se pueden distinguir tres zonas de interés:

Zona 1. En la cual se observa una zona virgen; es decir, no se lleva a cabo un cambio composicional, esta zona será desplazada por un posterior banco miscible.


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Zona 2. Es donde se llevan a cabo los cambios de composición y se consigue la miscibilidad; el límite guía de esta zona tiene la misma composición de aceite de la zona virgen, la máxima concentración de componentes intermedios es observada sólo en el límite guía de la segunda zona y entonces los componentes intermedios son separados del aceite crudo. Se presenta un decremento en la densidad del líquido y un incremento en la densidad del gas; esto continuará hasta que las densidades del gas y el líquido converjan al mismo valor (completamente miscibles). En esta zona es llevada a cabo una reducción en el ritmo de vaporización durante el avance del proceso de desplazamiento hasta que la vaporización es reducida a cero (por el consumo del total de los componentes intermedios). Detrás del banco miscible la densidad del líquido incrementa y la densidad de la fase de gas se reduce muy rápido, debido al proceso de intercambio que se llevó a cabo y que ha finalizado.

La variación de densidades en las fases líquidas y gas son el resultado de dos mecanismos combinados:

1. En el límite guía de la segunda zona, la viscosidad del líquido disminuye y la viscosidad del gas incrementa debido al proceso de avance del desplazamiento. 2. Detrás del límite guía de la segunda zona, donde el proceso de multio es llevado a cabo, la viscosidad del líquido aumenta y la viscosidad de la fase gas disminuye.

Es evidente que la relación de movilidad mejora por los cambios de viscosidades de ambas fases en el límite guía de la segunda zona; consecuentemente, el desplazamiento es más efectivo. La digitación por viscosidad es reducida como una consecuencia de la reducción de relación de movilidad.

Zona 3. El proceso termina con la tercera zona; en el comienzo de la zona tres la fracción mol de nitrógeno incrementa fuertemente y los componentes de hidrocarburos son reducidos drásticamente. En la parte posterior de esta zona se formará entonces un banco de nitrógeno.


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Título: PROYECTO PROPUESTA DE RECUPERACIÓN MEJORADA APLICANDO LA INYECCIÓN DE VAPOR DE AGUA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCION EN UN 10% DE LAS RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO EN EL CAMPO SAN ALBERTO, TARIJA - BOLIVIA ________________________________________________________________________________________ Figura 2: Desplazamiento miscible con nitrógeno

Fuente (E.R. Arriaga y R. Córdova. Recuperación mejorada en yacimientos naturalmente fracturados, Tesis UNAM, 2008).

La vaporización es más fuerte al principio del proceso en el límite de la segunda zona, esto sugiere que la composición original del aceite crudo es un factor clave para lograr miscibilidad en una temprana etapa del proceso de desplazamiento.

El tamaño del banco miscible es directamente afectado por la temperatura y la Relación Gas – Aceite en solución; es obvio que cuando la Relación Gas – Aceite en solución incrementa, la concentración de componentes intermedios incrementa, entonces, por lo que más componentes intermedios estarán disponibles en el aceite crudo.

Resultados de laboratorio han mostrado que el factor más importante para conseguir miscibilidad entre el nitrógeno y el aceite del yacimiento es la cantidad de componentes ligeros e intermedios en el aceite. El incremento de componentes intermedios así como el decremento de contenido de metano reducen la Presión Mínima de Miscibilidad (PMM). El nitrógeno desarrolla miscibilidad con el aceite por el mismo mecanismo que el metano (vaporización por conducción de gas). Con suficiente cantidad de metano en el aceite del


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yacimiento la PMM para el nitrógeno e inyección de metano es casi la misma, pero la disminución del contenido de metano causa diferencias. Estudios han mostrado que la inyección nitrógeno – propano puede disminuir la PMM pero al combinar metano con nitrógeno no tienen efectos significativos en la PMM. Otros resultados muestran que la PMM en la inyección de nitrógeno incrementa suavemente cuando la temperatura disminuye.

El incremento en el factor de recuperación de aceite con el aumento de temperatura para altas presiones de inyección de nitrógeno puede ser explicado como sigue: la actividad molecular incrementa con la temperatura, produciendo más interacción entre las fases, lo que provoca una rápida vaporización del aceite crudo durante el desplazamiento de nitrógeno y un incremento en la constante de equilibrio, lo que significa que la miscibilidad puede ser obtenida más rápidamente. Figura 3: Recuperación de aceite por inyección de nitrógeno variando la temperatura

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energia


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CAPITULO III

3.

Objetivo de investigación

Objetivo general.

Proponer una metodología de recuperación de petróleo mediante inyección de nitrógeno aplicado al Periodo Devónico en la Formación Iquiri SRR-1, del pozo (C-87) bloque Camiri para incrementar su producción, conociendo conceptos fundamentales de lo que es recuperación mejorada.

Objetivo especifico

-

Evaluar el tipo de formación Geológica actual del pozo (C-87) para verificar si cumple con las características y requisitos de aplicar inyección de Nitrógeno.

-

Diseñar y seleccionar el sistema de inyección de Nitrógeno por Membranas Filtrantes para la Formación Iquiri SRR-1, aplicable al pozo (C-87).

-

Demostrar el Caudal de producción y factor de recobro aplicando la nueva tecnología en la formación Iquiri SRR-1 de los pozos productores C-170, C91A, C87, C-82, C-162.

-

Realizar el análisis económico para verificar si el proyecto es viable.

CAPÍTULO IV 4.

MARCO PRÁCTICO En el presente capítulo se presentara los aspectos más importantes del diseño del sistema de inyección de nitrógeno GENERACION DE N2 Para la inyección de nitrógeno en yacimientos petrolíferos, ews necesario producirlo en forma económica. El nitrógeno se produce en plantas de separacion de gases de aire y puede ser de dos tipos: a) Separación Criogénica Asignatura: Reservorios II Carrera: Ing. Gas y Petróleo

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b) Separación por membranas. SEPARACION CRIOGENICA La figura esquematizada el proceso fundamental que se lleva a cabo en la generación criogénica de N2 el cual consiste en enfriar el aire hasta alcanzar la temperatura de licuefacción para la destilación de los diferentes componentes. En la separación de N2, el aire es comprimido y purificado para remover contaminantes como el vapor de agua y el CO2.

Aire Turbina Oxigeno gas Nitrógeno

Compres or

Columna de baja presión

gas

Intercambiador de calor principal Calentador de gas de regeneración (eléctrico o por vapor

Argón

Nitrógen o liquido

Columna de argón crudo

Columna de alta presión

Refrigerado r

Tamiz molecular Absolvedor

Gas de escape de la Regeneración Figura 15 Separación criogénica del aire


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Oxígeno líquido


La separación de la corriente de aire purificado en sus componentes principales (N2 y O2), se logra a través de una columna de destilación en un proceso de dos etapas. En la primera etapa (licuefacción, alta presión), el aire liquido empieza a ebullir en la columna inferior, iniciándose el proceso de separación. El N2 se dirige hacia la parte superior de la columna, propiciando que el aire líquido, en el fondo de la columna, vaya enriqueciéndose en O2, lográndose una separación total de N2, O2 y gases raros. Los gases de N2 obtenidos en el domo de la columna inferior (alta presión, se condensan al o con el O2 líquido que se encuentran en el fondo de la columna superior (baja presión)).

Una corriente de O2 residual abandona el fondo de la columna de alta presión y se subenfria en un intercambiador de calor. El vapor en la parte superior de la columna, es condensado por intercambio de calor con la corriente de O2 residual. El líquido condensado se envía como reflujo hacia la torre y el vapor es N 2 gaseoso de alta pureza.

Esta corriente se calienta al pasar a través de los intercambiadores de calor a contraflujo que operan a lo largo del proceso.

SEPARACION POR MEMBRANA

Las membranas están hechas por polímero especiales que permiten la separacion rápida y selectiva de los gases, reteniendo el O2, CO2 y el vapor de agua y dejando fluir la mayor parte del N2 a lo largo de esta com un producto separado de la corriente. El proceso se realiza a temperatura ambiente. Este proceso se utiliza generalmente para manejar volúmenes de gas menores que los empleados en la separación criogénica.


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COMPARACION DE LOS PROCESOS PARA GENERACION DE N2

En la tabla se presenta una comparación entre las ventajas y desventajas de los procesos criogénicos y por membranas. Como se puede observar en dicha tabla, el proceso de separación criogénico del aire, luce como el más recomendado para procesos en el N2 inyectado no contenga componentes que puedan perjudicar el proceso, como el de vapor de agua, que pudiera ocasionar la formación de hidratos, originando restricciones en el flujo. Por las razones antes expuestas, se recomienda al proceso criogénico como la primera opción a revisar para la producción de N2 en el caso de estudio de este proyecto de investigación.

PROCESO

VENTAJAS

DESVENTAJAS

Bajo consumo eléctrico por

Mayor uso de espacio físico.

CRIOGENICO

unidad de N2. Produce N2 de alta pureza. Puede generar N2 líquido.

Utilización de numerosos equipos para su funcionamiento.

Maneja grandes volúmenes de producción.

Bajos costos de inversión

MEMBRANAS

Altos costos de inversión.

Mayor tiempo para el arranque y la puesta en operación.

Requiere consumo de electricidad para las unidades de N2

Flexibilidad para variar la pureza y la tasa de producción. Rápida instalación e inicio de proceso.

No rentable para altos requerimientos de pureza. No rentable para grandes volúmenes de producción.

Tabla N° 12 Cuadro de ventajas y desventajas de uso de sistema de nitrógeno


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4.1. COMPARACION DE PROPIEDADES ENTRE EL N2 Y EL GAS NATURAL Las propiedades termodinámicas del N2 son diferentes a las del gas natural, por ello resulta interesante comparar propiedades tales como factor volumétrico, compresibilidad, densidad y viscosidad para unas mismas condiciones de yacimiento y discutir ventajas y desventajas que estas presentan desde el punto de vista de desplazamiento del crudo, mantenimiento de presión y economía del proceso. Para presentar el gas natural característico de la inyección en el campo Camiri, se utilizó una composición de gas ligeramente seco a continuación: 4.1.1. DETERMINACIÓN DEL FACTOR “Z” El factor de comprensibilidad “Z” de los gases, corrige el volumen del gas real a condiciones de presión y temperatura respecto a lo establecido por la ley de gases ideales. A presiones bajas se considera que el gas tiene un comportamiento similar al de los gases ideales por lo que el factor “Z” se aproxima a uno. Para estimar el factor “Z” para la mezcla de gas natural fue atraves de la correlación de Standing y Katz a continuación:

Valores experimentales de z para el N2

Factor de compresibilidad para el nitrógeno Presión (bar) Temp. (K)

100

200

300

400

500

350

1,0052

1,0559

1,1422

1,248

1,3629

400

1,0377

1,0926

1,1609

1,2382

1,3216

450

1,043

1,0973

1,1606

1,2303

1,3043

Fuente: manual de ingeniero quimico, perry.r

Se puede observar en dicha figura un comportamiento creciente del factor “Z” para ambos gases a medida que se incrementa la presión. El factor “Z” del N2 presenta valores superiores a 1 y mayores a los del gas natural.


22


4.1.2. FACTOR VOLUMETRICO DE FORMACION (Bg)

Se define como la relación entre el volumen del gas a condicione de yacimiento y el volumen de gas a condiciones de superficie a una temperatura especifica. Para un gas real esta relación viene dada por:

4.2.ANALISIS Y DISEÑO SOBRE LAS PRUEBAS DE INYECTIVIDAD Permite conocer el comportamiento a distintas presiones y tener una idea más clara de la capacidad de isión de la Formación Iquiri. Si la tasa de inyección no es acorde al número de la presión de fondo si no mucho mayor, se crea una ruptura o fractura en la formación debido a una presión llamada Presión de Fractura (Pf). Figura 19 presiones de fractura o critica

Presión de fractura o crítica Pwf

Rata de Inyección Fuente: Libro de ingeniería de yacimientos de gas

4.3.ANALISIS DEL INCREMENTO DE LAS RESERVAS RECUPERABLES Primeramente se calculara el volumen de petróleo de la Formación Iquiri SRR-1 Método (4 triángulos).


23


POZO INYECTOR

Pozo

Distancia a

Espesor de pozo productor

Productor

pozo

(ft)

productor (m) C-87

C-91A

14,45

46

C-170

178,55

46

C-82

62,88

31

C-162

190,45

33

fuente: elaboración propia

4.3.1. Arreglo de pozo Inyector y Productores Seleccionados ARREGLO DE POZOS CAMIRI FIGURAN 22 Pozos seleccionados vista en planta

C-82

C-136

C-87 C-108

C-91 C-162

C-101 C-137 C-170


C-97

24


fuente: elavoracon propia

Para el calculo del metodo de 4 triangulos se tomo las formulas siguientes: 𝑎+𝑏+𝑐

P=(

2

)

Ec.5.1

𝐴 = √𝑃(𝑃 − 𝑎)(𝑃 − 𝑏)(𝑃 − 𝑐)


Ec.5.2

25


ARREGLO INYECTOR C-87 POZOS

a

C-91A - C-87 - C-

b

c

P

Area m2

Area ft2

14.45

64.52

62.88

71

460

4,947

62.88

200.56

190.45

227

6

64,586

190.45

261.06

178.55

315.03

17,002

183,012

178.55

179.13

14.45

186

1,278

13,756

24,74

266,301

82 C-82 - C-87 - C162 C-162 - C-87- C170 C-162 - C-87- C91A AREA TOTAL

Para el cálculo del método de 4 triángulos se tomó las formulas siguientes

𝑃=(

𝑎+𝑏+𝑐 ) 2

𝐴 = √𝑃(𝑃 − 𝑎)(𝑃 − 𝑏)(𝑃 − 𝑐)

Arreglo inyector c-87 pozos

a

b

c

P

Area m2

Area pie2

c-91A C-87

4.45

64.52

62.88

71

460

4.947

62.88

200.56

190.45

227

6.000

64.586

190.45

261.06

178.55

315.03

17.002

183.012

178.55

179.13

14.45

186

1,278

13.756

24.740

266.301

C-82 C-82 C-87 C162 C-162 C-87 C-170 C-170 C-87 C-91ª AREA TOTAL


26


POZO

H (pies)

C-91

72.16

C-170

43.296

C-82

75.44

C-162

121.36

C-87

114.8

B promedio

85.4112

Ahora teniendo las longitudes del espesor y el área del terreno, sabiendo que el buzamiento es aproximadamente cero, lograremos tener el volumen de la arenisca sararenda-1 bloque ato del arreglo multiplicado Petróleo y gas asociado Calculo del petróleo original en sitio (poes) El petróleo original en sitio se calcula usando la siguiente ecuación:

𝑉(𝑆𝑅𝑅 − 1) = 𝐴𝑥ℎ(𝑝𝑟𝑜𝑚) V(SRR-1) = 266301 (pie2) x 85.41 (pie) V(SRR-1) = 22744768,41 (pies3) POES(SRR − 1) = POES(SRR − 1) =

7758 𝑥 𝐴 𝑋 ℎ 𝑥 ∅ 𝑥 𝑆𝑜 𝛽𝑜𝑖

7758 𝑥 6,1249 𝑋 85.41 𝑥 0,105 𝑥 0,35 1,35

POES(SRR − 1) = 110479.3409 STB

Calculo del gas en solución original en sitio (GOES):

GOES (SRR-1) = POES X Rsi GOES (SRR-1) = 110479.3409 x 945 GOES (SRR-1) = 104402977.2 PCS


27


Calculo del Gas Condensado Original en Sitio (GCOES):

Cantidad de gas condensado original en sitio (a condiciones estándar) se calcula mediante la siguiente relación. GCOES(SRR − 1) = GCOES(SRR − 1) =

43560 𝑋 𝐴 𝑋 ℎ 𝑥 ∅ 𝑆𝑔𝑐𝑖 𝛽𝑔𝑐𝑖

43560 𝑋 6,1249 𝑋 85,41 𝑥 0.105 𝑥 0,21 0.0116

GCOES(SRR − 1) = 43315786.6 𝑀𝑀𝑆𝑇𝐵

Calculo de Bgci 𝛽𝑔𝑐𝑖 = 𝛽𝑔𝑐𝑖 =

0.0282 𝑋 𝑍𝑖 𝑋 𝑇 𝑃𝛾𝑎𝑐

0.0282 𝑋 0.909 𝑋 (89𝑂 𝐹4 + 60𝑜 𝑅) 𝑃𝛾𝑎𝑐

𝛽𝑔𝑐𝑖 = 0,0116

Calculo del factor de recuperación: Para yacimientos de gas condensados 𝐹𝑅 = 1 −

𝛽𝑔𝑖 (𝑁2 𝑦𝑎𝑐)

𝐹𝑅 = 1 −

𝛽𝑔

0,013 0,00913

𝐹𝑅 = 0.424 % = 42.4 % Calculo de Bgi (N2 yac) 𝛽𝑔𝑖 (𝑁 2 𝑦𝑎𝑐) = 𝛽𝑔𝑖 (𝑁 2 𝑦𝑎𝑐) =

0,0282 𝑥 𝑍𝑖 𝑥 𝑇 𝑦𝑎𝑐 𝑃 𝑦𝑎𝑐

0,0282 𝑥 1.0 𝑥 (89 + 460𝑂 𝑅) 1213

𝛽𝑔𝑖 (𝑁 2 𝑦𝑎𝑐) = 0,013


28


CALCULO DE RESER RECUPERABLES 𝑁 𝑟𝑒𝑐 = 𝑁(𝑃𝑂𝐸𝑆) 𝑋 𝐹𝑅 𝑁 𝑟𝑒𝑐 = 110479,3409 𝑥 0.424 𝑁 𝑟𝑒𝑐 = 46821.1447 𝑆𝑇𝐵 RESERVAS DE GAS DISUELTO: 𝐺𝐴𝑆 𝐷𝐼𝑆𝑈𝐸𝐿𝑇𝑂 = 𝑁 𝑟𝑒𝑐 𝑋 𝑅𝑠 𝐺𝐴𝑆 𝐷𝐼𝑆𝑈𝐸𝐿𝑇𝑂 = 46821.1447,1447 𝑋 945 𝐺𝐴𝑆 𝐷𝐼𝑆𝑈𝐸𝐿𝑇𝑂 = 44245981.74

Determinación de presiones: Calculo de la presión de burbuja: 𝑃𝑏 = 18 𝑥 (

𝑃𝑏 = 18 𝑥 (

𝑅𝑠 0.83 ) 𝑋 10−0.39 𝑆𝐺𝑔

945 0.83 ) 𝑋 10−0.39 1,182

𝑃𝑏 = 2628,75 Presión de fondo fluyente Pwf

1088,8 psi

Presión de Burbuja Pb

2628. 75 psi

Presión del Reservorio Pr

1213 psi

Calculo de volumen de gas requerido para operar mediante bombeo neumático o gas lift Calcular la presión espacio anular del bombeo neumático 𝐺(𝑔)𝑥 𝐿

𝑃𝐸𝐴 (𝑔𝑎𝑠) = 𝑃𝑤 𝑥 𝑒 53.3 𝑥 549 𝑥 0,85 1.41 𝑥 3664,69

𝑃𝐸𝐴 (𝑔𝑎𝑠) = 1088,8 𝑥 𝑒 53.3 𝑥 𝑇(𝑔)𝑥 0,85 𝑃𝐸𝐴 (𝑔𝑎𝑠) = 1340.21𝑃𝑠𝑖


29


Datos: Pw : 1088.8 ( Psi ) Z: 0.85 Gg: 1,41 (psi/pie) L: 3664,69 (pie) T (gas): 89oF + 460 = 5490R

Calculo de PMc y gravedad especifica del gas inyectado 6.084 𝐴𝑃𝐼 − 5.9 6.084 𝑃𝑀 (𝑔𝑎𝑠) = 51.2 − 5.9 𝑙𝑏 𝑃𝑀 (𝑔𝑎𝑠) = 134,30 𝑙𝑏 − 𝑚𝑜𝑙 6.084 𝑃𝑀 (𝑔𝑎𝑠) = 𝐴𝑃𝐼 − 5.9 𝑃𝑀𝑐 𝑌(𝑔𝑎𝑠) = 𝑀𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑃𝑀 (𝑔𝑎𝑠) =

𝑌(𝑔𝑎𝑠) =

134,30 28.96

𝑌(𝑔𝑎𝑠) = 4,69

Calculo de gradiente de la presión de gas (Gg) y Gradiente de presión de petróleo producido (Go): 𝐺(𝑔𝑎𝑠) =

𝐺(𝑔𝑎𝑠) =

𝑌𝑔 𝑥 𝑃 53.35 𝑋 𝑍 𝑋 𝑇

4,69 𝑥 1213 53.35 𝑋 0,85 𝑋 (89 + 460 𝑅) 𝐺(𝑔𝑎𝑠) = 0.23


30


0.433𝑥 141,5 131.5 𝑋 𝐴𝑃𝐼 0.433𝑥 141,5 𝐺(𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜) = 131.5 𝑋 51,2 𝐺(𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜) =

𝐺(𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜) = 0.34

CALCULO DEL VOLUMEN DE PETROLEO QUE SE PRODUCIRA EN BPD CON EL SISTEMA DE BOMBEO DE GAS LIFT 𝑃𝑖 − 𝑃𝑤 𝐿 𝑄𝑜 = 0.0039 ( ) [1 − 𝐹(𝑔)] 𝑋 100 𝐺(𝑃𝑒𝑡 + 𝐺𝑎𝑠) 1000

𝐿=( 𝐿=(

𝑃𝑖 − 𝑃𝑤 ) 𝐺(𝑃𝑒𝑡)

980 − 1088.8 ) 0.34

𝐿 = 320 𝑝𝑖𝑒𝑠 980 − 1088,8 −320 𝑄𝑜 = 0.0039 ( ) [1 − 0.00913] 𝑋 100 (0.34 + 0.23) 1000 𝑄𝑜 = 236.039 𝑏𝑏𝑙/𝑑𝑖𝑎 Calculo de PMc y gravedad especifica del gas inyectado nitrógeno 𝑃𝑀 (𝑁2) 𝑀𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑔 28,02 ( ) 𝑚𝑜𝑙 𝑌(𝑁2) = 𝑔 28,96 ( ) 𝑚𝑜𝑙 𝑌(𝑁2) =

𝑌(𝑁2) = 0.97 Claculo de gradiente de la presión de gas (Gg) nitrógeno 𝐺(𝑁2) =


𝑌𝑔 𝑥 𝑃 53.35 𝑥 𝑍 𝑥 𝑇

31


𝐺(𝑁2) =

0.97 𝑥 1213 53.35 𝑥 1,0 𝑥 (89 + 460𝑅)

𝐺(𝑁2) = 𝑂. 𝑂40 CALCULO DE VOLUMEN DE PETROELO QUE SE PRODUCIRA EN BPD CON EL SISTEMA DE BOMBEO DE INYECCION DE NITROGENO 𝑄𝑜 = 0.0039 (

𝑃𝑖 − 𝑃𝑤 𝐿 ) [1 − 𝐹(𝑔)] 𝑋 100 𝐺(𝑃𝑒𝑡 + 𝐺𝑎𝑠 𝑁2) 1000 𝐿=( 𝐿=(

𝑃𝑖 − 𝑃𝑤 ) 𝐺(𝑃𝑒𝑡)

980 − 1088.8 ) 0.34

𝐿 = 320 𝑝𝑖𝑒𝑠 980 − 1088,8 −320 𝑄𝑜 = 0.0039 ( ) [1 − 0.00913] 𝑋 100 (0.34 + 0.23) 1000 𝑄𝑜 = 350.054 𝑏𝑏𝑙/𝑑𝑖𝑎

Calculo de IPR (índice de productividad) vogel para el lift

Es recomendado este método porque la reserva promedio del reservorio (Pr) está por debajo de la presión del punto de burbuja. 𝑄𝑜 = 𝑄𝑚𝑎𝑥

𝑄𝑜 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑤𝑓 2 1 − 0,2 [ 𝑃𝑟 ] − 0.8 [ 𝑃𝑟 ] ( )

𝑄𝑜 𝑄𝑚𝑎𝑥 = ( ) 1088 1088,8 2 1 − 0,2 [1213] − 0.8 [ 1213 ]


32


236.039 𝑄𝑚𝑎𝑥 = ( ) 1088 1088,8 2 1 − 0,2 [1213] − 0.8 [ 1213 ] 𝑄𝑚𝑎𝑥(𝑔𝑎𝑠) = 3210.301 𝐵𝑃𝐷

𝐽=(

𝐽=(

𝑄 𝐵𝑃𝐷 )= 2 𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑠𝑖

236,039 𝐵𝑃𝐷 𝐵𝑃𝐷 ) = 1900 1213 𝑃𝑠𝑖 − 1088.8 𝑃𝑠𝑖

Calculo de IPR (Índice de productividad) de Vogel para el gas nitrógeno

𝑄𝑜

𝑄𝑚𝑎𝑥 = (

1 − 0,2 [

𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑤𝑓 2 ] − 0.8 [ ] 𝑃𝑟 𝑃𝑟 )

354.059 𝑄𝑚𝑎𝑥 (𝑁2) = ( ) 1088 1088,8 2 1 − 0,2 [1213] − 0.8 [ 1213 ] 

𝑄𝑚𝑎𝑥 (𝑁2) = 4815 − 457 𝐵𝑃𝐷

CALCULO DEL INDICE DE RENTABILDAD PARA EL GAS NITROGENO

𝐽=(


𝑄 𝐵𝑃𝐷 )= 2 𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑠𝑖

33


354,059 𝐵𝑃𝐷 𝐵𝑃𝐷 𝐽=( ) = 2.851 2 1213 𝑃𝑠𝑖 − 1088 𝑃𝑠𝑖 𝑃𝑠𝑖

Tecnología a aplicar en el proyecto En el diseño de sistema de inyección de nitrógenos aplicara los siguientes dispositivos tecnológicos. 

El sistema de generación de nitrógeno en sitio está basado en la tecnología de membrana filtrante o tamices moleculares.

Paquete estándar de generación e inyección de n2 para 1350 SCFM 2000 y PSI de inyección 

Compresor d aire primario XHP 900/350



UNIDAD DE MENBRANA DE NITROGENO NPU 1500



Compresores reciprocantes booter joy WB12



Compresores reciprocantes booter joy WB11



Personal requerido


34


Compresor de aire primario XHP 900/350 

DE FASES DE COMPRESORES DE TORNILLOS HELICOIDALES



Rata de 900CFM@ 350PSI@ STP. Ratas de 380 BHP@1800 RPM



325 PSI de presión después del enfriamiento



Controles neumáticos y mecánicos



Velocidad del motor sincronizada con la succion del compresor



Movidos por motor Caterpillar 3406 TA a diésel, cuagro ciclos



Montado en el cmpo sobre patines para la reducción de sonidos

Unidad de membrana de nitrógeno NPU 1500



Entrada minima de aire 600 SCFm



entrada minima de aire 600 SCFm



Entrada máxima de aire 2800 SCFm



Salida mánima de nitrógeno; 300 SCFm



Salida máxima de nitrógeno; 1500 SCFm



presion máxima de entrada; 200 psi



presion maxima de descarga; 175 psi


35




temperatura máxima de entrada 120f



temperatura de descarga del nitrógeno 50 a 110 f



contenido máximo de oxigeno 10% por volumen



contenido mínimo de oxigeno 0,5% por volumen



propia planta generatriz de energía de 440 VCD/75KVA



movida por un motor DEUTZ de 6 cilindros 148 BHP a 2100 RPM



Equipado con un sistema de control el cual monitores la pureza y presión de flujo y realiza ajustes automáticamente a la unidad de membrana de nitrógeno



La unidad se haya montada sobre patines



Rango de pureza de descarga de nitrógeno mínimo 95% y máxima 97%

Compresor reciprocante booster Joy WB12 

Dos cilindos. Una o dos etapas reciprocante



Capacidad de compresión con una presion de entrada de 165 PSI



Una 3000 SCF m a 650 PSI de salida



Dos etapas 2150 SCFm a 1400 PSI de salida minima



Dos etapas 1550 SCFm a 1850 PSI de salida maxima



Rangos de presion certificados por la ASME



Movido por motor DETROIT 12 (V) a 10 pies de distanca desde la unidad compresor reciprocante booster joy WB12


36




Montado sobre patines para atenuar el sonido de operación

Compresor reciprocante booster joy WB11 

Un cilindro reciprocante una etapa



Capacidad de compresión con una presión de entrada de 1200 psi



1500 SCFm a 2000 PSI de salida



Rangos de presión certificados por los códigos ASME



Movido por motor DETROIT 6 (V) a diésel de 2 strokes



Emisión de sonido menores a 100 decibeles a 10 pies de distancia



Desde la unidad



Montado sobre patines para atenuar el sonido de operación


37


UBICACIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE A TOTAL= AXHP 900/500+ ANPU 1500+ AJOY 12 + AJOY11+ ACONTEINER+ AALMACEN RESPUESTOS MANTENIMIENTO

A TOTAL=47.79 + 31.68 + 29.46 + 13,20 + 15 +15 A TOTAL=152.13 m2

CAPITULO V

5.

Análisis Económico Un aspecto importante en todo proyecto es el económico, este determinara la facilidad o no del proyecto presentado. Este análisis puede mostrar si la aplicación del método de recuperación mejorada de hidrocarburos mediante la inyección al reservorio Lower Petaca del campo Surubi, justificara la inversión que se debe realizar y mostrar la utilidad que generaría la aplicación de este método de recuperación. Asignatura: Reservorios II Carrera: Ing. Gas y Petróleo

38


5.1.Parámetros de evaluación de proyecto

Los principales parámetros o indicadores que se toman en cuenta para la evaluación económica de un proyecto y sus definiciones son:

5.1.1. Valor actual neto (VAN).

El valor actual neto, es un crédito financiero para el análisis de proyectos de inversión que consiste en determinar el valor actual de los flujos de caja que se esperan en el transcurso de la inversión, tanto como los flujos positivos como de las salidas del capital (incluida la inversión inicial), donde estas se representan como signo negativo, mediante su descuento a una tasa o coste de capital adecuado al valor temporal del dinero y al riesgo de la inversión. Según este criterio se recomienda realizar aquellas inversiones cuyo valor actual neto sea positivo.

5.1.2. Tasa interna de retorno (TIR).

La tasa interna de retorno, es el tipo de descuento que hace el VAN (valor actual neto) sea igual a cero, es decir, el tipo de descuento que iguala el valor actual de los flujos negativos actualizados de un proyecto de inversión. En el análisis de inversiones, para que un proyecto se considere rentable, su TIR debe ser superior al coste del capital empleado.

5.1.3. Relación Utilidad – Inversión (RUI). El RUI es la utilidad neta respecto a la inversión, la condición de la RUI es que el resultado tiene que ser mayor al 1%.


39


5.2.- Análisis de los costos producción y Precios

Análisis económico de evaluación del Gas Nitrógeno y Bombeo Hidraulico Para el Petróleo

Para el gas

Precio de venta Máximo

27,110 $us/BBL Precio de venta MI

1,123 $us/MPC

Precio de venta Mínimo

24,530 $us/BBL Precio de venta Brasil

3,172 $us/MPC

Costo de Transporte

2,480

$us/BBL Precio de venta Argentina

4,563 $us/MPC

Costo de Producción

0,970

$us/BBL Costo de Transporte MI

0,410 $us/MPC

Total costos

Costo de Transporte ME

0,720 $us/MPC

Pago de Impuestos y Regalías

Costo de Producción

1,002 $us/MPC

Costos istrativo

6,462 $us/BBL

Pago de Regalías

18,000 %

Pago de Impuestos

32,000 %

Tasa de Interés Tasa de inflación anual

3,06%

Riesgo país

7,00%

Tasa Pasiva referencial del Banco Central de Bolivia.

5,00%

Tasa mínima aceptable de rendimiento 15,06%

5.2.1.- Costos de inversión Gas Nitrógeno y Bombeo Hidráulico

Inversión Planta Piloto de inyección

5548,5

de nitrógeno Montaje de la unidad inyectora N2

134,6

Acondicionamiento de pozos productores

50,7

Manteniendo sistema inyectora de N2

951,7

TOTAL

6685,5


40


5.2.3.- Producción

Producción Anual Producción Hidráulico Año

qo

qg

(MBBL)

(MMPC)

1

129,210 276,12177

2

129,210 276,12177

3

129,210 276,12177

4

129,210 276,12177

5

129,210 276,12177

6

129,210 276,12177

7

129,210 276,12177

8

129,210 276,12177

9

129,210 276,12177 1162,89

Reserva remanente

1,6 MMBBL

porcentaje de recuperación

70 %

Volumen de producción

1,12 MMBBL RGP

2137 PCN/BN

Qo

354 BBL/Dia

Qo

129210 BBL/Año

Tiempo


8,66805975 Año

41


5.3.- Calculo de la factibilidad económica del proyecto Flujo de caja


42


5.3.1.- Calculo del VAN (valor absoluto neto) Calculo del VAN (valor actual neto)

Años

FC

Acumulado FC

d =15,06

(M$us)

M$us)

FC (M$us)

0

-6685,500

-6685,500

-6685,500

-6685,500

1

1346,947

-5338,553

1344,922

-5340,578

2

1346,947

-3991,605

1342,899

-3997,679

3

1346,947

-2644,658

1340,880

-2656,799

4

1346,947

-1297,711

1338,864

-1317,935

5

1346,947

49,236

1336,850

18,915

6

1346,947

1396,184

1334,840

1353,755

7

1346,947

2743,131

1332,833

2686,588

8

1346,947

4090,078

1330,829

4017,417

9

1346,947

5437,025

1328,827

5346,244

VAN=

5346,244 M$us.

5.3.4.- Tiempo de Recuperación El tiempo de recuperación de la inversión según el cálculo del VAN se describe en el siguiente cuadro. 6000.000 4000.000 2000.000 0.000 -2000.000

0

2

4

6

8

10

Series1

-4000.000 -6000.000 -8000.000


43


5.3.2.- Calculo de la TIR (Tasa Interna de retorno)

Calculo de la TIR 0 -6685,500 -6685,500 -6685,500 1

1346,947

1344,793 -5340,707

2

1346,947

1342,642 -3998,065

3

1346,947

1340,495 -2657,571

4

1346,947

1338,350 -1319,220

5

1346,947

1336,210

16,990

6

1346,947

1334,073

1351,062

7

1346,947

1331,939

2683,001

8

1346,947

1329,809

4012,810

9

1346,947

1327,682

5340,492

TIR(%)

VAN 0

25,602

0,05

17,589

0,1

9,606

0,15

1,651

0,1602

0

Resultado

TIR > d

Factible

0,1506 15,06


No es factible realizar la inversión

44


5.3.3.- Calculo de RUI

Calculo del RUI Años 0

-6685,500

-6685,500

1

1344,922

-5340,578

2

1342,899

-3997,679

3

1340,880

-2656,799

4

1338,864

-1317,935

5

1336,850

18,915

6

1334,840

1353,755

7

1332,833

2686,588

8

1330,829

4017,417

9

1328,827

5346,244

0 RUI=

5346,244

RUI=

0,79968

6685,500 RUI>1

Factible

RUI<1

No es factible realizar la inversion

RUI= 0,0005

No es factible realizar la inversion


45


CAPITULO IV

6.

Metodología.

Tipo de investigación.

Según el tipo de datos recolectados la investigación se encuentra enmarcado en un tipo de investigación cuantitativo.

Según el problema de la investigación que se presenta un bajo flujo de barriles de petróleo registrado en los pozos productores de Campo Camiri requiere de un estudio cuantitativo ya que es un estudio específico además de objetivo; donde se usa un razonamiento hipotético con análisis

Fuentes secundarias.

-

Fuentes institucionales.- adquirida por instituciones que tengan relación con el tema en particular

-

Fuentes documentales.- selección de documentos, información datos estadísticos, manuales de procedimientos, reglamentos, interno e informes.

-

Fuentes bibliográficas.-se recopila todo el material bibliográfico que será empleado en el tema en particular.


46


CAPITULO IIV

7. Conclusiones

La Inyección de nitrógeno instalada en el yacimiento resulta la alternativa más ventajosa de inyectar un recurso renovable como el aire.

Se verificó el tipo de Formación Geológica actual del pozo (C-87) logrando de esta manera de que es apto para este tipo de inyección de nitrógeno ya que dicho gas ayuda al soporte del espacio de las paredes del pozo elevando fracturas y corrosión.

En cuanto al gas nitrógeno inyectado, se maneja una gran cantidad en el yacimiento lo cual es reinyectado al mismo por ser un proceso Continuo de inyección.

Mediante la Implementación del sistema de Inyección de nitrógeno se pretende lograr la estabilización del pozo CAMIRI-87, manteniendo a su vez los caudales de producción de petróleo.

Con la inyección de nitrógeno se propone un Factor de Recuperación considerable del 42,4% en la formación Iquiri SSR-1 bloque alto llegando a un caudal 354059(BPD) barriles de petróleo por día en cambio con lo que se está utilizando el gas lift el caudal es de 236.039 BPD, la diferencia es considerable aplicando nitrógeno. CAPITULO VIII 8. Recomendaciones Se recomienda realizar una prueba de inyectabilidad por año a la formación Iquiri en el pozo inyector para analizar el comportamiento de las areniscas receptoras del nitrógeno.


47


Se Recomienda realizar corridas de registros eléctricos en los pozos formados para los arreglos y futuros arreglos para poseer datos confiables para sus respectivos análisis de producción

Buscar otras zonas con las características similares que permitan aplicar inyección de nitrógeno del mismo campo Camiri u otros aledaños a este. Se recomienda un mantenimiento periódico mensual de los equipos utilizados en la inyección. Se recomienda creación de un artículo en la Ley de Hidrocarburos con respecto al uso y control de inyección de nitrógeno para recuperación mejorada de petróleo CAPITULO 9 9.

Bibliografía. -

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-

Shedid A. Shedid, Al-Abbas A, (EPRI), “Comparación de las inyecciones químicas convapor a través de pozos verticales y horizontales” 2000.


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