Campo Camiri
September 15, 2022 | Author: Anonymous | Category: N/A
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UNIVERSIDAD AUTÓNOMA JUAN MISAEL SARACHO FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTES CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL
ESTUDIO TÉCNICO PARA LA APLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA POWER WAVE EN LA ARENISCA SARARENDA DEL CAMPO CAMIRI
Por: CINTHIA LORENA ORTIZ SERRANO
AGOSTO DE 2022 VILLA MONTES-TARIJA
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BOLIVIA
ÍNDICE 1. ANTECEDENTES...................................................................................................1 2. OBJETIVOS............................................................................................................3 2.1 OBJETIVO GENERAL......................................................................................3 2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS..............................................................................3 3. JUSTIFICACIÓN....................................................................................................4 4. MARCO TEÓRICO................................................................................................5 4.1 RECUPERACIÓN PRIMARIA..........................................................................5 4.1.1 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN..........................................................5 4.2 RECUPERACIÓN SECUNDARIA....................................................................7 4.2.1 INYECCIÓN DE GAS.................................................................................7 4.2.2 INYECCIÓN DE AGUA.............................................................................8 4.3 FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE GAS Y DE AGUA............................................................................................13 4.3.1 PRESIÓN DE UN FLUIDO.......................................................................13 4.3.6 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS........................................................14 4.3.3 PROPIEDADES DEL SISTEMA ROCA-FLUIDO..................................15 4.4 RECUPERACIÓN TERCIARIA......................................................................16 4.5 CAMPO CAMIRI..............................................................................................17 4.5.1 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL..................................................................17 4.5.2 ESTRATIGRAFÍA.....................................................................................21 4.5.3 PRODUCCIÓN DEL CAMPO CAMIRI...................................................25 4.6 TECNOLOGÍA POWER WAVE.....................................................................27 4.6.1 HISTORIA DE LA TECNOLOGÍA POWER WAVE..............................28 4.6.2 OPTIMIZACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN DE POZOS........................29 4.6.3 HERRAMIENTA POWER WAVE...........................................................30 4.6.4 BENEFICIOS POTENCIALES DE LA HERRAMIENTA......................31 4.7 PROCEDIMIENTO PARA LA INYECCIÓN DE AGUA CONVENCIONAL .................................................................................................................................32 4.7.1 ETAPA INICIAL O ANTES DE LA RUPTURA.....................................32 4.7.2 ETAPA DESPUÉS DE LA RUPTURA.....................................................33 4.8 ANÁLISIS ECONÓMICO................................................................................35 4.8.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN).............................................................35
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4.8.2 TASA INTERNA DE RENTABILIDAD (TIR)........................................35 4.8.3 RELACIÓN BENEFICIO/COSTO............................................................36 5. METODOLOGÍA Y PLAN DE TRABAJO.......................................................37 5.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN............................................................................37 5.2 TÉCNICASDE DEINVESTIGACIÓN....................................................................37 INVESTIGACIÓN.................................................................37 5.3 MÉTODO 5.5 PLAN DE TRABAJO.......................................................................................38 6. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES...............................................................39 7. COSTO DEL ESTUDIO PROPUESTO..............................................................41 8. BIBLIOGRAFÍA...................................................................................................42
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ÍNDICE DE FIGURAS Figura 44-1:Metodos 1:Metodos de recupera recuperacion cion secundaria...... secundaria................ ..................... ..................... .................... ..................... ..................... ..................... .................5 ......5 Figura 44-2:Metodo 2:Metodo de inyeccion de gas......... gas.................... ..................... ..................... ..................... .................... ..................... ......................................8 ...........................8 Figura 4-3:Esquema 4- 3:Esquema del desplazamiento desplazamiento de petróleo por agua en un canal de fujo (Según Clark)........9 Figura 44-4:Inyeccion 4:Inyeccion de agua externa o perierica... perierica............. .................... ..................... ..................... ..................... ..................... .................... ................10 ......10 Figura 4- 5:Inyeccion de agua en un arreglo de 5 pozos. (Segun Craig y col)......... col).................... ..................... .....................11 ...........11 Figura 44-6:Método 6:Método de inyección de agua.......... agua.................... .................... ..................... ..................... ..................... ..................... .................... .......................12 .............12 Figura 44-7:Ubicación 7:Ubicación del Campo Camiri...... Camiri................. ..................... ..................... ..................... .................... ..................... ..................... ............................17 ..................17 Figura 44-8:Culminación 8:Culminación Itapirenda seccion estructural.... estructural............... ..................... ..................... ..................... .....................................18 ...........................18 Figura 44-9:Sección 9:Sección Sísmica y Supercial E-W......... E-W................... ..................... ..................... ..................... ..................... .................... ............................19 ..................19 Figura 4- 10:Campos Camiri,Guairuy Camiri,Guairuy y Guapoy- Mapa de Ubicación de las Estructuras...... Estructuras.......................19 .................19 Figura 4- 11:Mapa Estructural al Tope del Reservorio Sararenda................. Sararenda............................ ..................... ..............................20 ....................20 Figura 4- 12:Perl Geoeléctrico Geoeléctrico de los Reservorios del Campo Camiri........ Camiri................... ...........................................22 ................................22 Figura 4- 13:Perl Geoeléctrico Geoeléctrico de los Reservorios del Campo Camiri........ Camiri................... ...........................................23 ................................23 Figura 4- 14:Historial de Producción del Campo Camiri a enero de 2020....... 2020................. .......................................26 .............................26 Figura 4-15:Descripció 4- 15:Descripción n de la eciencia de barrido con Tecnología Power Wave................ Wave.......................... ................27 ......27 Figura 4-16:Comparación entre una inyección convencional y una inyección con Power Wave..........29 Figura 44-17:Herram 17:Herramienta ienta de Supercie Power Wave........ Wave.................. .................... ..................... ..................... ..................... ..................... .................30 .......30 Figura 44-18:Diseño 18:Diseño de la herramienta Power Wave........ Wave.................. ..................... ..................... ..................... ..................... ............................31 ..................31
ÍNDICE DE TABLAS Tabla IV- 1: Caracteríscas de los Mecanismos de Producción Primaria..... Primaria................ ..................... ..................... ..................... .............6 ...6 Tabla IVIV-2:Estragraa 2:Estragraa del Campo Camiri....... Camiri.................. ..................... .................... ..................... ..................... ..................... ..................... .......................22 .............22 Tabla IV- 3:Factor de recuperación del Campo Camiri a agosto de 2020....................... 2020.................................. ........................26 .............26 Tabla IV- 4:Benecios Potenciales de la Herramienta Power Wave......... Wave.................... ..................... .................... .........................32 ...............32
1. ANTECEDENTES La producción de hidrocarburos se realiza mediante dos métodos de recuperación, primaria y secundaria. En recuperación secundaria generalmente se utiliza la inyección de gas y/o de agua que llega a producir de un 15% al 40% del hidrocarburo existente, quedando las reservas que no pueden producirse de ninguna manera. Actualmente el gobierno nacional juntamente con la empresa estatal petrolera YPFB buscan reactivar la producción de campos maduros mediante métodos de recuperación secundaria. Según Raúl Velásquez, el analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, indica que los incrementos de las operaciones de carburantes muestran un alza debido al crecim crec imie ient ntoo de dell pa parq rque ue au auto tomo moto torr y la ca caíd ídaa en 40 40% % en la pr prod oduc ucci ción ón de hidrocarburos líquidos (2015 a 2022) y considera que la reactivación de campos maduros ayudara a combatir el déficit de hidrocarburos en Bolivia como en la creciente importación de combustibles como diésel y gasolina. Uno de los campos maduros del país es el Campo Camiri, fue descubierto el 20 de marzo de 1927 con la perforación del pozo Camiri X-1 y la producción del mismo por la empresa Estandard Oil Company. Es uno de los pozos más antiguos de Bolivia, ya que hasta la fecha mantiene una producción estable asistido con el sistema de bombeo mecánico (UBM) y tiene una producción acumulada de 1,893,288 Bbls de petróleo de 52.6 °API. Debido a la crecie creciente nte demanda interna de combustibles combustibles es necesario la aplicación de nuevas tecnologías tecnologías aplicadas a campos maduros que tengan reservas remanentes remanentes que sean factibles tanto técnico como económicamente. La empresa Wavefrot Technologies Inc, da como propuesta de una recuperacion mejorada la tecnología Power Wave, que tiene una eficiencia de recuperacion de petróleo del 15% al 20% extra al de inyección de agua convencional. conven cional.
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Distintos países de América del Sur aplicaron esta tecnología, alargando la vida productiva de sus pozos en comparación a una inyección de agua convencional. Por ejemplo:
Ecuador que tuvo una recuperación del 36,75% en el Campo Paraíso.
Argentina que aumentó su producción en un 25%, en el Campo La Flores.
Venezuela aumentó su producción en un 31% en el Campo La Cira.
En Bolivia no se llevó a cabo la aplicación de la tecnología en sus pozos ni existe proyecto alguno que se esté ejecutando para su aplicación, únicamente existen proyectos que sugieren la aplicación de esta tecnología con diversos estudios que respaldan dichos proyectos, por ejemplo:
Estudio técnico para la implementación de la tecnología “powerwave” en el pozo pjs-6 del campo patujusal, elaborado por el estudiante Julio Ruiz Cardona de la Universidad Autonoma Juan Misael Saracho, Tarija, Bolivia.5
Aplicación de la herramienta powerwave en el campo carrasco para aumentar la tas tasaa de rec recuper uperaci ación ón de hid hidroca rocarbur rburos, os, ela elabor borado ado por el uni univers versita itario rio Moises Flores de la Universidadde Aquino, Santa Cruz, Bolivia.
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2. OBJETIVOS 2.1 OBJETIVO GENERAL
Realizar el estudio técnico para la aplicación de la tecnología Power Wave en
la Arenisca Sararenda del Campo Camiri. 2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Describir las características generales del Campo Camiri y de la arenisca productora Sararenda.
Especificar los métodos actuales de recuperación secundaria y recuperación mejorada en los pozos del Campo Camiri.
Reseñar el estado de la producc producción ión y las propiedades propiedades del agua para inyección en el Campo Camiri.
Delimitar y definir el área de estudio del reservorio Arenisca Sararenda. Seleccionar la herramienta de agua pulsante que se ajuste a las propiedades de la arenisca productora Sararenda del Campo Camiri.
Implementar la herramienta Power Wave.
Elaborar el análisis técnico de la tecnología aplicada.
Analizar Anali zar el beneficio/costo beneficio/costo de la aplic aplicación ación de la tecno tecnología logía POWERWAVE POWERWAVE en el Campo Camiri.
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3. JUSTIFICACIÓN De acuerdo a datos del Instituto Nacional de Estadística (INE) existe una creciente demanda de combustible, la subvención a carburantes prevista para este año es de 4.794,6 millones de bolivianos, pero analistas advierten que el monto previsto no abastecerá ya que el PGE se elaboró con un precio de 50,47 dólares y la última vez cerró en 109,1 dólares. El exministro de hidrocarburos Mauricio Medinacelli indica que la creciente demanda de combustibles líquidos aporta a una mayor presión fiscal y un elevado costo de importación para cubrir el déficit de oferta-demanda además de que viene creciendo gradualmente, gradualmente, a tal punto que es probabl probablee que en un corto plazo la emisión de deuda sea insostenible. El mi mini nist stro ro de hi hidr droc ocar arbu buro ross Fr Fran ankl klin in Mo Moli lina na an anun unci cioo qu quee se pr proy oyec ecta ta “l “laa impl im pleme ement ntaci ación ón de un unaa est estrat rateg egia ia de rea react ctiv ivac ació iónn de ca camp mpos os ma madu duros ros o qu quee finalmente han sido cerrados y tienen potencial de producción de petróleo, lo que permitirá una disminución de la subvención de combustibles” Se considera al Campo Camiri por ser uno de los campos considerados en el proyecto de reactivación de campos maduros, además de que ya cuenta con un pozo inyector de agua (CAM-017) que está ubicado en la arenisca Sararenda que es el principal reser reservo vori rioo de dell Ca Camp mpoo Ca Cami miri ri y ti tien enee un el elev evado ado po pote tenc ncia iall hi hidr droca ocarb rburi urifer feroo comparado a los demás reservorios. La tecnología Power wave proporciona una factibilidad técnica y económica al aumentar las tazas de producción por encima del 15% extra a una inyección de agua convencional proporcionando un beneficio potencial no solo al campo petrolero sino al país por el aumento de producción y por ende abastecimiento de combustible requerido por la población y aumento de recursos económi económicos cos para el estado.
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4. MARCO TEÓRICO Para poder entender la aplicación de la tecnología de Aguas Pulsantes, inicialmente definiremos el concepto de recuperación primaria y secundaria.
4.1 RECUPERACIÓN PRIMARIA La recuperación recuperación primaria es la primera etapa de producc producción ión del hidrocarburo, el cual con la misma presión del yacimiento sale a superficie por surgencia natural gracias a la energía que aportan los distintos mecanismos de producción. Figura 4-1:Metodos de recuperacion secundaria
Fuente: Silva, Métodos de recuperación primaria.
4.1.1 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN Los mecanismos mecanismos de producción producción son las fuerzas que ayudan a expulsar expulsar los fluidos fluidos del yacimiento, una vez que se agota la energía que aportan para la producción se da inicio a la recuperación secundaria y terciaria. Los mecanismos de producción son:
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Tabla IV-1: Características de los Mecanismos de Producción Primaria
CARACTERISTICAS CARACTERISTICA S DE LOS MECANISMOS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA (Según Thakur y Satter) Mecanismo
Presión d deel
RGP
Yacimiento Permanece alta. Permanece La presi resión ón es sen ensi sibble a las las Empuje por tasas de agua. producción de petróleo, agua y gas.
Producción de
Eficiencia
Otros
agua. Permanece baja, si la presión permanece alta
Aumenta apreciablemente y los los pozo pozoss los los pozos buzamiento abajo producen agua temprano.
a N calculado por balance de Promedio materiales 50% aumenta cuando We no se considera.
35% 80%
Empuje por gas en solución.
Declina rápida y Prim Primer eroo baja baja,, continuamente. luego sube a un máxi má ximo mo y cae cae nuevamente.
Expansión de la roca y de los fluidos.
1% a 10% Declina rápida y Permanece baja Ninguna (Excepto en continuamente. y constante. Promedio yacimi yac imient entos os con 3% Pi>P b alta Sw).
Empuje por capa de gas.
Ausente o 20% a Cae suave y Aumenta 40% continuamente. continuamente insignificante. en pozos Promedio buzamiento >25% arriba.
5% a 35% Ninguna (Excepto en Promedio yacimi yac imient entos os con alta Sw). 20%
Requiere bombeo al comienzo de la producción.
La ru rupt ptuura del gas en los pozos buzamiento abajo indi indica ca un capa emp mpuude je por gas.
Drenaje por gravedad.
o 40% a Declina rápida y Permanece baja Ausente 80% continuamente. en pozos insignificante. buzamiento Promedio abajo y alta en 60% pozos buzamiento arriba.
Fuente: Paris de Ferrer, Ferrer, M. Inyección agua y gas en yacimientos yacimientos petrolíferos. petrolíferos. (2007)
Cuando k es >200 md, y el buzamiento es >10º y la µo baja (< 5cp)
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4.2 RECUPERACIÓN SECUNDARIA La segunda etapa de producción de un pozo consiste en la inyección externa de un fluidoo (gas o agua) para ayudar a mantener y/o aumentar la presión del yacimiento fluid yacimiento y se pueda producir el hidrocarburo remanente que no termino de surgir a superficie por recuperación primaria. Los métodos convencionales para tener un recobro extra de hidrocarburo es la inyección de gas y de agua. 4.2.1 INYECCIÓN DE GAS Fue el primer método sugerido para mejorar la producción de hidrocarburos y la primera vez que se utilizó este método fue en el año 1900. 19 00.
Factores que influyen en la eficiencia de recobro por inyección de gas
Propiedades del fluido del yacimiento
Tipo de empuje
Geometría del yacimiento
Continuidad de la arena
Relieve estructural
Propiedades de la roca
Temperatura del yacimiento
Presión del yacimiento
Tipos de inyección de gas Existen dos tipos de inyección de gas.
Inyección de gas interna o dispersa Quee co Qu cons nsis iste te en la in inye yecc cció iónn de ga gass de dent ntro ro de la zo zona na de pe petr tról óleo eo,, generalmente se aplica a yacimientos con empuje de gas en solución, sin capa de gas inicial y donde hay tendencia a desarrollarse una segunda capa de gas.
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Inyección de gas externa Consiste en la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas primaria o secundaria, generalmente se aplica a yacimientos con empuje por segregación.
Figura 4-2:Metodo de inyeccion de gas
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Fuente: Silva, Métodos de recuperación.
4.2.2 INYECCIÓN DE AGUA Su primera aplicación se dio en el año 1865, es uno de los métodos de recuperación de menor costo y tiene una eficiencia del 60% promedio. La inyección del agua se realiza mediante pozos inyectores que se encuentran distribuidos entre los pozos productores para que pueda pued a barrer el hidrocarburo hacia ellos.
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Figura 4-3:Esquema del desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo (Según Clark)
Fuente: Paris de Ferrer, M. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos. petrolíferos.
Tipos de arreglos De acuerdo con la distribución de los pozos productores e inyectores se identifican dos tipos de inyección.
Inyección periférica o externa Características:
Conocida como inyección tradicional
El agua es inyectada es los flancos del yacimiento, fuera de la zona de petróleo.
Se usa cuando no se cuenta con una buena descripción del yacimiento, sus propiedades y la estructura favorece favo rece la inyección de agua.
Ventajas Se requieren pocos pozos.
No es necesaria la perforación adicional de pozos ya que se pueden utilizar pozos productores viejos como inyectores. inyectores .
No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión.
Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.
Desventajas
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Una porción de agua inyectada no es aprovechada para desplazar el petróleo. No se pude realizar un seguimiento detallado del frente fren te de invasión. Pueden existir fallas por no haber una buena comunicación entre la periferia y el yacimiento.
El proceso de invasión es lento como el desplazamiento teniendo como consecuencia una recuperación de la inversión a largo plazo.
Figura 4-4:Inyeccion de agua externa o periferica
Paris de Ferrer, M. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos petrolíferos.
Inyección en arreglos o dispersa Características
Conocida como inyección de agua interna.
Se inyecta el agua dentro de la zona de petróleo.
Fuente:
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Para la selección del arreglo se debe tomar en cuenta su estructura y los lími lí mite tess de dell ya yaci cimi mien ento to,, la co cont ntin inui uida dadd de la lass ar aren enas as,, la po poro rosi sida dad, d, permeabilidad y el número y posición de los pozos existentes.
Para tener un barrido uniforme uniforme se debe tener pozos inyectores distribuidos distribuidos en medio de pozos productores y en el caso de no existir se deben perforar pozos inyectores interespaciados.
Se emplea en particular en los yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal.
Ventajas
La invasión del agua es más rápida en reservorios homogéneos de bajo buzamiento y de bajas permeabilidades efectivas con alta densidad del pozo.
Elevada eficiencia del barrido areal.
Permite un buen control del frente de invasión.
El volumen de petróleo es grande en un periodo corto.
Rápida respuesta del yacimiento.
Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.
Desventajas
Requiere de una mayor inversión, debido al número de pozos inyectores.
Precisa una mejor descripción del yacimiento.
Exige un mayor seguimiento y control por lo que se necesita mayor cantidad de recursos humanos. Es más riesgosa. Figura 4-5:Inyeccion de agua en un arreglo de 5 pozos. (Segun Craig y col)
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Fuente: Paris de Ferrer, M. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos. petrolíferos.
Características del agua de inyección El agua no debe ser corrosiva: Por ejemplo, el sulfuro de hidrogeno, el
oxíge oxí geno no y el di dióx óxid idoo de ca carbo rbono no so sonn do doss fue fuent ntes es co comu mune ness qu quee cau causa sann problemas de corrosión.
El ag agua ua no de debe be de depos posit itar ar mi mine neral rales es baj bajoo co condi ndici cione oness de ope opera raci ción ón:: El encostramiento reduce la capacidad de flujo y es una de las casusas de la corrosión. El enccostramiento se forma de la mezcla de aguas incompatibles y los cambios físicos que causan que el agua se convierta en súper saturada.
El ag agua ua no de debe be co cont nten ener er sol solid idos os su suspe spend ndid idos os o lí líqui quidos dos en suf sufic icie ient ntee cantidad para causar taponamiento de los pozos de inyección. Se debe considerar la cantidad y tipo de minerales arcilloso presentes en la formación ya que el agua inyectada no debe reaccionar y causar hinchamiento de los minerales mencionados.
La salmuera debe ser compatible con el agua presente inicialmente en la form fo rmac aciión ón,, el ag agua ua pr prod oduc ucid idaa e iny nyec ecttad adaa de debe berr se serr man aniipu pula lada da separadamente, si no son completamente compatibles. Figura 4-6:Método de inyección de agua
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Fuente: Silva, Métodos de recuperación
4.3
FACTORES
QUE
CONTROLAN
LA
RECUPERACIÓN
POR
INYECCIÓN DE GAS Y DE AGUA 4.3.1 PRESIÓN DE UN FLUIDO Se refiere a la presión termodinámica termodinámica que interv interviene iene en la ecuación constitutiva constitutiva y en la ecuación del movimiento del fluido, en algunos casos especiales esta presión coincide con la presión media o incluso con la presión hidrostática.
Presión Hidrostática Es la presión que ejerce un fluido en reposo, la presión que se somete un cuerpo sumergido en un fluido, debido a la columna de líquido que tiene sobre él. Un fluido en movimiento ejerce una presión hidrodinámica adicional relacionada con la velocidad. Presión de Formación También llamada presión de poro, es aquella que ejercen los fluidos atrapados en el es espa paci cioo po poro roso so,, so sobr bree la ma mattri rizz de la ro roca ca en un ya yaci cimi mien entto, normalmente la presión hidrostática, o la presión ejercida por una columna de agua desde la profundidad de la formación hasta el nivel del mar.
4.3.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA
Espesor neto Es el espesor neto de una arena productora que contribuye al recobro del petróleo
Porosidad Es la fracción del volumen total de una muestra que está ocupado por poros o espacios vacíos. La eficiencia de recobro del petróleo o gas de un yacimiento es una función directa de la porosidad, ya que ella determina la cantidad de petróleo presente para cualquier porcentaje de saturación de petróleo dado. dado .
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Permeabilidad Es una propiedad que cuantifica la capacidad de un material para transmitir fluidos, es la conductividad de un medio poroso para un fluido.
Permeabilidad efectiva: Capacidad de flujo preferencial o de transmisión de un fluido particular cuando existen otros fluidos inmiscibles presentes en el yacimiento.
Permeabilidad absoluta: Propiedad del medio que permite el paso de un fluido, cuando este lo satura al 100%.
Permeab Perm eabili ilidad dad rel relati ativa: va: Se def define ine como como la rel relaci ación ón de la permeabi permeabilid lidad ad absoluta de la roca con la permeabilidad efectiva del fluido a una saturación.
Compresibilidad de la roca Es la relación entre el cambio porcentual de volumen y el cambio en la presión aplicada a un fluido o una roca.
Saturación Es una fracción de volumen poroso ocupado por un fluido en particular. 4.3.6 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Viscosidad Es una propiedad del fluido que indica la resistencia al flujo, definida como la relación entre el esfuerzo cortante y la velocidad de corte. Densidad Masa de unidad de volumen de crudo a una determinada temperatura y presión, expresada en unidades de masa sobre volumen.
Gravedad especifica Es la relación entre la densidad del líquido y la densidad del agua, ambas en las mismas condiciones.
Gravedad api
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Es una unidad propia de American Petroleum Institute y es una escala de gravedad específica para medir la densidad relativa de diversos líquidos de petróleo, expresada en grados.
Compresibilidad del fluido Los fluidos disminuyen su volumen al ser sometidos a una determinada presión, manteniendo constante otros parámetros.
Solubilidad del gas Volumen de gas en condiciones normales disuelto en un volumen de petróleo a cierta presión y temperatura.
Presión de burbuja Es la mayor presión a la cual se libera la primera burbuja de gas del petróleo.
Factor volumétrico del petróleo Es la relación entre el volumen de petróleo a temperatura y presión de yacimiento y el volumen que existe a condiciones de presión y temperatura normales. 4.3.3 PROPIEDADES DEL SISTEMA ROCA-FLUIDO
Movilidad Se refiere a la mecánica de desplazamiento de un fluido por otro y está controlada por lass di la difer feren enci cias as qu quee ex exis iste tenn en entr tree el coc cocie ient ntee de la pe perm rmea eabil bilid idad ad efe efect ctiv ivaa y la viscosidad.
Flujo fraccional
Humectabilidad o mojabilidad Tendencia de un fluido a adherirse a una superficie solida con presencia de otro fluido inmiscible
Presion Capilar Es la diferencia entre dos fluidos inmiscibles. Es la diferencia entre la presión de la fase mojante y de la fase no mojante.
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Tensión interfacial Es la energía libre existente en la zona de contacto de dos fluidos inmiscibles. Esta energía evita que emulsionen espontáneamente.
Desplazamiento Un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en el medio poroso. Requiere entrada de un fluido y salida de otros.
Tipos de desplazamiento El desplazamiento de los fluidos inmiscibles puede ser:
Pistón sin fugas
Pistón con fugas
Mecanismos de desplazamiento El mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua se puede presentar en cuatro etapas:
Condiciones iniciales (Antes de la inyección)
La invasión
La ruptura del agua
Posterior a la ruptura
4.4 RECUPERACIÓN TERCIARIA Son los procesos utilizados después de una recuperación primaria y secundaria con el fin de extraer el hidrocarburo remanente que quedo después de haberse aplicado los métodos anteriormente mencionados. Para aplicar esta tecnología se debe tener en cuenta el precio del petróleo y las gananci gan ancias as que se pued pueden en obt obtene ener, r, ya que gen general eralment mentee se uti utiliz lizan an tec tecnol nologí ogías as complejas y costosas. Algunos de los métodos de recuperación terciaria que podemos mencionar son:
Métodos miscibles: Extracción de hidrocarburos con solventes
Métodos térmicos: Inyección de vapor o combustión in situ
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Métodos químicos: Inundación química y recuperación con microorganismos.
4.5 CAMPO CAMIRI Fue descubierto perforación del pozo Cami Camiri ri X-1 y la descubierto el 20 de marzo de 1927 con la perforación producción del mismo por la empresa Estandard Oil Company. En el año 1929 se perfora el pozo CAM-X3, e inician su explotación en el año 1930. Es considerado uno de los pozos más antiguos de Bolivia, ya que hasta la fecha mantiene una producción estable asistido con el sistema de bombeo mecánico (UBM) y tiene una producción acumulada de 1,893,288 Bbls de petróleo de 52.6 °API. Figura 4-7:Ubicación del Campo Camiri
Fuente: YPFB Andina
4.5.1 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL Según ún la rev revist istaa Cam Campos pos Gas Gasífe íferos ros y Pet Petrol rolífe íferos ros de Bol Bolivi ivia: a: “La trampa está Seg constituida por un anticlinal alargado en dirección Norte-Sud afectado por fallas longitudinales inversas; en el subsuelo del campo Camiri se tiene un excelente control de valores estructurales aportados por la perforación de 165 pozos que definieron las fallas que afectan la estructura y la geometría de la arenisca Sararenda, principal
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reser re servo vori rioo pro produ duct ctor or de pet petról róleo eo en lo loss ca camp mpos os Ca Cami miri ri y Gu Guai airuy ruy.. Un Unaa fal falla la impo im port rtan ante te es “A “Agu guaa Su Suci cia” a” qu quee co comp mpar arti time ment ntaa la es estr truc uctu tura ra en dos bl bloqu oques es productores de petróleo, el principal pr incipal reservorio reser vorio es la arenisca Sararenda que, al a l igual que otras, está en ambos bloques; en el bloque bajo es denominada arenisca Santa Anita. El pozo CAM-X201 con sus 3770 metros de profundidad final, es el más profundo del campo Camiri e investigo la formación Los Monos sin llegar a alcanzar los reservorios del Humampampa, que fue el objetivo final de la perforación. Hacia el Sur, Su r, la te tect ctóni ónica ca de dell sub subsue suelo lo se to torna rna co comp mple leja ja y el si sist stem emaa de fa fall llas as ti tien enen en buzamientos altos, este cambio estructural se aprecia en el sector denominado Itapirenda.” (1) Figura 4-8:Culminación Itapirenda seccion estructural
Fuente:
Campos
Gasíferos y Petrolíferos de
Bolivia (Ministerio de Hidrocarburos
Energía
y
20
1
MINIST MIN ISTERIO ERIO DE HID HIDROC ROCARB ARBURO UROS S Y ENE ENERGÍ RGÍA. A. (2 (2011) 1).. CAMPOS
GASÍFEROS Y PETROLÍFEROS DE BOLIVIA (La BOLIVIA (La Paz, Bolivia) Figura 4-9:Sección Sísmica y Superficial E-W
Fuente:
Campos Gasíferos y Petrolíferos de Bolivia (Ministerio de Hidrocarburos y Energía) Figura 4-10:Campos Camiri,Guairuy y Guapoy- Mapa de Ubicación de las Estructuras
21
Fuente: Campos Gasíferos y Petrolíferos de Bolivia (Ministerio de Hidrocarburos y Energía Figura 4-11:Mapa Estructural al Tope del Reservorio Sararenda
22
Fuente: Campos Gasíferos y Petrolíferos de Bolivia (Ministerio de Hidrocarburos y Energía)
4.5.2 ESTRATIGRAFÍA La secuencia litológica del Campo Camiri inicia en el subsuelo con el sistema Carbo Ca rboní nífer feroo Ba Basa sall don donde de se enc encue uent ntra rann la lass fo form rmac acio ione ness Ch Chorr orroo y Tu Tupam pambi bi,, a continuación, en el Sistema Devónico, se encuentran distribuidos los reservorios productores de petróleo pertenecientes a la formación Iquiri. El principal es el reservorio denominado “Arenisca Sararenda” que tiene un espesor de 30 metros, es un cuerpo arenoso en su totalidad y el petróleo extraído del reservorio es de 52 a 54 °API.
Tabla IV-2:Estratigrafía del Campo Camiri
SISTEMA CARBONÍFERO BASAL
FORMACIÓN CHORRO TUPAMBI
RESERVORIO GRUPO 1 GRUPO 2
DEVÓNICO
IQUIRI
GRUPO 3
Ar. #4 Ar. 5+6+7 y 8 Ar. Parapeti Ar. Camiri Ar, Sararenda Ar. #10 Ar. #11 Ar. #12 Ar. #13 Ar. #14 Ar. #15 Ar. #16 Ar. Basales
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Fuente: Elaboración propia
Figura 4-12:Perfil Geoeléctrico de los Reservorios del Campo Camiri
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Fuente: Campos Gasíferos y Petrolíferos de Bolivia (Ministerio de Hidrocarburos y Energía) Figura 4-13:Perfil Geoeléctrico de los Reservorios del Campo Camiri
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Fuente: Campos Gasíferos y Petrolíferos de Bolivia (Ministerio de Hidrocarburos y Energía)
4.5.3 PRODUCCIÓN DEL CAMPO CAMIRI Inicio su producción con la explotación de los reservorios superiores del primer grupo el 20 de marzo de 1927 y fue descubierto por el pozo CAM-1. Hasta 1964 tenían una producción acumulada de 361,811 m 3 o 2,270,000 Bbls. La formación del grupo 2 fue descubierto por el pozo CAM-2A en 1947, en este grupo se encuentran las areniscas Parapeti y Camiri. Para 1964 tenían una producción acumulada de 542,000 m3 o 3,410,000 Bbls. El 5 de agosto de 1953 se descubre el reservorio ¨Arenisca Sararenda¨ perteneciente al grupo 3 con el pozo CAM-32 a una profundi profundidad dad de 1099.0 mts, convirtiéndose convirtiéndose en el principal reservorio del campo. Alcanzoo su máxim Alcanz máximaa producción el año 1956 con 8000 BPD y para 1964 contaba con una producción acumulada de 2,809,837 m 3 o 17,673,875 Bbls. En 1977 y 1980 se efectuaron pruebas piloto de inyección de agua en el reservorio Sararenda mediante los pozos CAM-70 Y CAM-160. En abril de 1977 las operaciones de campo pasaron a cargo de Andina S.A. con 49 pozos en producción y una producción pr oducción promedio de 65 BPD. Al 31 de diciembre del mismo año se registró una producción acumulada de 49,75 MMBbls de petróleo. Actualmente el Campo Camiri cuenta con 165 pozos perforados, de los cuales 18 están en producción de petróleo asistidos con sistema de gas lift y bombeo mecánico, 74 abandonados, 72 cerrados y 1 inyector de agua.
26
De los 18 pozos en producción, 2 están produciendo con surgencia natural, 1 asistido con bombeo mecánico (UBM) y 15 asistidos por sistema de gas lift. También se considera al pozo CAM-017 que es pozo inyector de agua. Para el 2020 el Campo Camiri tiene una producción de 120,00 BPD de petróleo, 456 MPCSD de gas y 5.00 BPD de agua. Tiene una capacidad nominal de almacenamiento de 4,700.00 barriles y Capacidad de procesamiento de 4.0 MMPCSD de gas natural. En la siguiente tabla se muestra el resumen de factor de recuperación a agosto de 2020. Tabla IV-3:Factor de recuperación del Campo Camiri a agosto de 2020
Volumen in situ
MM Bbls
184,009
Producción acumulada
MM Bbls
51,180
Factor de recuperación
%
27,88
Fuente: YPFB Andina Figura 4-14:Historial de Producción del Campo Camiri a enero de 2020
27
Fuente: YPFB Andina
4.6 TECNOLOGÍA POWER WAVE La tecnología consiste en coloca colocarr una herrami herramienta enta en boca de pozo que tecnología Power Wave consiste gene ge nera ra vi vibr brac aciion ones es mi mien entr tras as se re real aliiza la in inye yecc cció iónn de ag agua ua,, al altter eran ando do momentáneamente las características petrofísicas de la roca abriendo camino al fluido inyectado, la herramienta Power Wave es un apoyo fundamental a la recuperación secundaria aumentando la eficiencia de recobro y haciendo más efectivo el barrido. Seguin la empresa Wavefront Technology Solutions Inc. “… Las herramientas Power Wave Wa ve ge gene neran ran un pul pulso so de pre presi sión ón de fl flui uido do di diná námi mico co de al alta ta am ampl plit itud, ud, ba baja ja frecuencia que causa una flexión elástica momentánea de la estructura de poros. Este pulso de presión mueve el fluido hacia adentro y hacia afuera de una gran cantidad de redes de poros, obteniendo así un movimiento de inyección de frente uniforme y resultando en la colocación óptima de fluidos para la estimulación de pozos y operaciones de inundación de agua…” (2) Figura 4-15:Descripción 4-15:Descripción de la eficiencia de barri barrido do con Tecnología Power Wave
Technology Solutions Inc.
Fuente: Wavefront
28
2
Wavefront Technology Solutions Inc. Industry Leader in Dynamic Fluid Flow
Technology. (POWERWAVE) 4.6.1 HISTORIA DE LA TECNOLOGÍA POWER WAVE La tecnología Power Wave fue propuesta por la compañía de servicios Wavefront Technology Solutions Inc, donde la definen como el proceso dinamico-mecanico que genera gen era el pul pulso so ene energi rgizad zadoo del flu fluido ido con vib vibrac racion iones es para cambiar cambiar los val valores ores petrofísicos del reservorio, aumentar la presión y por ende las tazas de producción. prod ucción. Julio Ruiz en su Tesis profesional indica que “…En los años 1930 varios pozos petroleros en Rusia registraron aumentos de producción de petróleo después de terremotos terrem otos o sismos en las cercanías cercanías de los pozos. Lo que dio inicio inicio a un estudio del efecto de la vibración en un medio poroso, estudios que se profundizaron en 1970 y 1990 llevados a cabo por científicos del área petrolera. Luego de un tiempo la empresa Wavefront Technologies Inc se especializaría en el área diseñando una herramienta capaz de replicar el efecto de las vibraciones del terremoto, sismos, en los medios porosos. Así nació la tecnología Powerwave…” (3)
3
Ruiz, J. R. (2018). (2018). “Estudio Técnico para la Implementación de la Tecnología
POWERWAVE en el Pozo PJS-6 del Campo Patujusal”. Tesis Profesional (Ingeniero
29
Petrol Pet rolero ero). ). Uni Univer versid sidad ad Aut Autónom ónomaa Jua Juann Mis Misael ael Sara Saracho cho,, Facu Faculta ltadd de Cie Cienci ncias as Integradas Villa Montes, Tarija (Bolivia). 4.6.2 OPTIMIZACIÓN DE LA ESTIMULACIÓN DE POZOS La tecnología de aguas pulsantes proporciona un 50% de mejoría en los resultados posteriores a la estimulación primaria y secundaria. La tecnología Power Wave es una gran propuesta debido a los beneficios potenciales que puede otorgar ya que puede recuperar del 15% al 20% extra del POES (petróleo original en el sitio) siendo mayor a la propuesta del 10% por recuperación terciaria La empresa Wavefront logro un ahorro de costos del 30% por estimulación gracias a las reducciones de los costos químicos, tiempo de mezclado etc.
Figura 4-16:Comparación entre una inyección convencional y una inyección con Power Wave
Fuente: Wavefront Technology Solutions Inc.
30
4.6.3 HERRAMIENTA POWER WAVE
Herramienta de Superficie El diseño de la herramienta de powerwave en superficie consta de lo siguiente:
Herramienta de pulsamiento
Controlador
Sensor de presión
Medidor de Flujo Figura 4-17:Herramienta de Superficie Power Wave
Fuente: Wavefront Technology Solutions Inc.
Esta herramienta se conecta directamente con la boca de pozo, tiene la capacidad de regular las pulsasiones por minuto. En la siguiente imagen se muestra el diseño de la herramienta.
31
Figura 4-18:Diseño de la herramienta Power Wave
Fuente: Julio Ruiz Cardona, Trabajo de investigación Tecnológica.
Herramienta de Fondo de pozo La empresa Wavefront Technology Incs, dispone de distintos tipos de herramientas, las cuales se aplican dependiendo el tipo de reservorio al que aplicara esta tecnología. Estas herramientas pueden ser:
Herramienta de chorro pulsante PJT (Pulsating Jet Tool)
Herramienta de boquilla autoajustable SAN (Self Adjusting Nozzle Tool)
Herramienta Odyssey
4.6.4 BENEFICIOS POTENCIALES DE LA HERRAMIENTA La tecnología de agua pulsante presenta varios beneficios potenciales frente a una inyección de agua convencional:
32
Tabla IV-4:Beneficios Potenciales de la Herramienta Power Wave
BENEFICIOS
EXPLICACIÓN
Aume Au ment ntaa el el cor corte te de ac acei eite te
La re rela laci ción ón ag agua ua-a -ace ceit itee es es el el cor corte te de ac acei eite te;; en en la mayoría de los campos el corte disminuye con el tiempo a medida que se produce cada vez mayores cantidades de agua.
Meno Me noss pozo pozoss de pro produ ducc cció iónn
Lass herr La herram amie ient ntas as Pow Power erwa wave ve hac hacen en que que los los inyectores existentes de wateflood sean más eficientes.
Exti Ex tien ende de la vi vida da de dell cam campo po
Powe Po werw rwav avee ext extie iend ndee la la vid vidaa de de poz pozos os ma madu duro ross al al revertir la disminución de los recortes de petróleo y retrasar el abandono.
Fuente: Fuente: Wavefront Technology Solutions Inc.
4.7 PROCEDIMIENTO PARA LA INYECCIÓN DE AGUA CONVENCIONAL 4.7.1 ETAPA INICIAL O ANTES DE LA RUPTURA
Producción de Agua y Petróleo Movilidad
( Krw ) Spf ∗ μ o =( adimensional ) ( kro ) Swc∗ μ w
M =
Volumen poroso V pp = 7757.8∗ ∅∗h∗ A =( Bbl )
Producción de agua hasta el momento de la ruptura W pf = Easf ∗( S wc− S wr )∗V p = (Bbl)
33
Producción de petróleo hasta el momento de la ruptura E asf ∗( Swpf − S wr )∗V P N pf = =( Bbl ) β o
Volumen inyectado de agua hasta el momento de la ruptura W iny = Easf ∗( S wpf − Swr )∗V P =( Bbl )
Producción de agua y fluidos Producción de petróleo hasta el momento de la ruptura
( k ro )S ∗∆ P
0.002254∗k ∗
q o= μO∗ βO
[
wc
( )
d 2 a −1.17 + ∗ln + 0.5 ( Si + S p ) d π rw
Producción de agua hasta el momento de la ruptura q w=
W pf t ff
=( Bbl )
Corte de agua WOR=
qw q t
=( % )
Recuperación de petróleo hasta el momento de la ruptura N N RP f = N pf = V ∗( 1 − pf S )/ β =(% ) p wi o
4.7.2 ETAPA DESPUÉS DE LA RUPTURA
Producción de petróleo y agua en la zona virgen Volumen desplazable V D=V P∗ ( S wpf −S wr )=( Bbl )
]
34
Producción de petróleo en la zona virgen ∆ N pn= ∆ Eas∗( S w pf − S wc )∗V p = (Bbl)
Producción de agua en la zona virgen ∆ W pn=∆ Eas∗( S wc −S wr )∗V p = (Bbl)
Variación de la fracción del volumen poroso nuevamente invadido ∆Q
i= ¿
∆V iny =(adimensional) ¿ Easf ∗V P
Pendiente de la curva de flujo fraccional ∂ f w ∂ Sw
=
1
Qi
=( adimensional)
Producción de petróleo y agua en la zona invadida Producción de petróleo en la zona invadida
]
[
∆ N pp =( 1− f w )∗ ∆ V i−( ∆ N pn+ ∆ W pn ) =( Bbl )
Producción de agua en la zona invadida
[
]
∆ W pp=( f w )∗ ∆ V i−( ∆ N pn+ ∆ W pn ) =( Bbl )
Producciones totales de Petróleo y Agua en el Intervalo de t n y tn+1. Producción de petróleo ∆ N p =
(∆ N pn pn + ∆ N pp pp ) β o
=( Bbl )
Producción de agua ∆ W p=( ∆ W pn+ ∆ W pp )=( Bbl )
Tiempo de inyección ∆ t =
∆ W iny q t
35
Recuperación de petróleo N p N p RP t = = N V p∗(1− S wt )/ β o
4.8 ANÁLISIS ECONÓMICO Es fundamental llevar acabo el análisis economico para determinar la rentabilidad de la herramienta. De esta manera se tomará en cuenta los siguientes criterios de evaluación de proyectos.
4.8.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) n
VAN =− I o +
Fn ∑ = (1 +i) k
k k
k
1
Donde: VAN=valor actual neto, USD USD.. Io=inversión inicial, USD USD.. Fnk =diferencia =diferencia entre cobro y pagos en el periodo n, USD. i=tasa de descuento, fracción. descuento, fracción. n=número de años en los que se calcula la inversión. El resultado se define bajo los siguientes criterios: VAN=0 Da igual realizar la inversión VAN>0 Es factible realizar la inversión VAN
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