CAMPO LA PEÑA_mejorado2

CAMPO LA PEÑA

1.- ANTECEDENTES Fue Fue desc descub ubie iert rto o en 1965 por BOLI BOLIVI VIA A GULF GULF OIL OIL COMP COMPAN ANY Y con con la  perforación de LPN-X1 los principales reservorios son las areniscas La Peña  perteneciente a la formación Escarpment medio, Arenisca Bolivar del Escarpm Escarpment ent Inferi Inferior or y arenis arenisca ca de la forma formación ción Tarija Tarija,, Todas Todas del siste sistema ma Carbonifero. Se perforaron 76 pozos de los cuales 40 fueron productores donde actualmente hay 20 pozos en producción.

2.- IDENTIFICACION DEL CAMPO El campo La Peña se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz,  provincia Andrés Ibáñez a 30 Km. Al SSE de la capital del departamento.

Marco regional La estructura de La Peña, limita al este con la estructura Los Junos al oeste con Palmar, es integrante del lineamiento Rio Grande al sur, La Peña y Paurito al norte

3. ESTRUCTURA

La estructura es un anticlinal elongado en sentido noroeste a sudeste, ligeramente asimétrico, con suaves buzamientos en los flancos oriental y occidental. La estructura tiene una longitud de 7 km. Por 3 ½ km. De ancho, cubriendo una area de 24.5 km2 aproximadamente.. De acuerdo al análisis litológico la Arenisca La Peña se presenta como una arenisca gris clara de grano fino a medio, subredondeado subanguloso, friable, calcárea La estructura de la arenisca La Peña, presenta laminaciones y estructura entrecruzada en las barras de boca de distribución. Los tipos de registros utilizados para su estudio fueron perfiles eléctricos y radioactivos (inducción, gamma ray, potencial expontáneo, neutrónico) La permeabilidad es variable dependiendo del tipo de depósito de sedimentación (de 6 md. A 660 md.) El entrampamiento que presenta el campo La Peña es una trampa combinada estructural y estratigráfica. Si bien la estructura es importante y es el principal entrampamiento de hidrocarburos en el área, es importante tener en cuenta que los depósitos que conforman el paquete arenoso La Peña responden a un sistema de depositación marino fluvial.

Estratigrafía La secuencia estratigráfica atravesada por los pozos en este campo es la siguiente:

2. DESCRIPCION DE FORMACIONES

SISTEMA TERCIARIO Formación Chaco Inferior Alternancia de capas de arena de grano fino a medio, unidas con cemento calcáreo endurecido, con capas de arcillas rojizas oscuras, y limonitas grises claras. El espesor de las capas de arcillas es de 1 a 20 metros.

Formación Yecua Predominancia de arcillas rojizas oscuras, arcillitas rojizas, verduscas, violetas; con espesor de 1 a 3 metros e intercaladas con delgadas capas de areniscas y lutitas grises. En la localidad de Abapó se encuentra las areniscas intercaladas con caliza.

Formación Petaca La base de esta unidad está formada por un conglomerado polimictico  brechoso, de color blanquecino y rojizo, con elastos ángulos y sub redondos de 5 a 100 cm de diámetro.

SISTEMA CRETACICO Formación Cajones Formada por capas de areniscas calcáreas y calizas arenosas, intercaladas con delgadas lentes de lutitas.

Formación Tacurú. Margas arenosas y areniscas arcillosas componen principalmente esta formación, de estratificación, fuertemente entrecruzada, de coloración rojo  pálida. Consideradas del tipo eólico.

SISTEMA CARBONIFERO Formación Escarpmet. Considerada como parte netamente arenosa, debida a una acción glacial disminuida. Integrada en su generalidad por areniscas finas rojas, amarillentas etc.

Formación San Telmo. Se la considera como el techo del Sistema Gondwana, por tres unidades menores: Miembro Yaguaca, inferior, lutitas arenosas marrón violáceo; Miembro Chimeo, medio, arenoso principalmente, con algunos lentes de tilitas rojas y Miembro Caiguami, superior, donde la fracción tilita es predominante sobre la arenosa, color marrón rojizo a rojo violáceo.

Formación Taiguati. Descansa sobre la anterior, hallándose compuesta por areniscas arcillosas, lutitas rojas y tilitas areno-arcillosas del mismo color. Esta formación se acuña

en el sector occidental de nuestra zona de trabajo. Dichas sedimentitas se consideran en parte depositadas en un ambiente marino por los fósiles encontrados en ella, y en su porción superior revelan naturaleza glacial. Se le asigna una edad carbónico superior a pérmico inferior.

Formacion chorro Está constituida por areniscas color café rojizo o rosado palido de grano fino hasta medio, generalemnte masivas aunque algunos casos presentan estratificaion laminar, fuertemente cementada por sílice, sus a menudo  presentan recubrimiento de pelicula de hematita

Formación Tarija. En concordancia y sobre la anterior yace la Formación Tarija que, casi en su totalidad, se halla compuesta por tilitas areno-arcillosas gris oscuros, con delgadas intercalaciones arenosas.

Formación Tupambi: Base inferior del Sistema Gondwana, descansa discordantemente sobre el devónico medio, encontrándose integrada preferentemente por areniscas grises con lentes intercalados de tilita del mismo color, siendo abundante la presencia de tilitas areno-arcillosas.

2. PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE PRODUCCION El campo La Peña se caracteriza por ser productor de Petróleo. El petróleo que produce es de 45 °API. La Energia del yacimiento es por Empuje de Agua. PRODUCCION DE PETROLEO DEL CAMPO LA PEÑA (LPÑ-48) Bbls 2002 2003 ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

19.310 13.139 13.901 12.882 15.945 15.743 16.681 16.788 16.291 16.649 14.410 14.655

2002

14.683 13.592 5.416 14.259 15.523 14.089 15.309 14.655 14.152 13.938 13.259 13.366

2003

CAUSAS DEL DAÑO 

El daño a la formación se presenta en la arenisca La Peña que está aproximadamente a 2585 - 2603 m. y consiste en la pérdida de compactación de las arenas productoras al ser invadidas por la intrusión

de agua de formación. Es tan grave éste problema que el pozo empieza a  producir arena en superficie.

Los daños son :  

Bajo grado de consolidación. Incremento en la producción de agua.

Solución al daño de formación. 





Debido a que el Pozo empezó a producir arena en superficie que se tuvieron que instalar desarenadores para evitar incrustaciones de sólidos en las instalaciones de superficie. La forma de controlar éste daño ha sido reduciendo la velocidad crítica del flujo de petróleo a condiciones de reservorio, a fin de evitar la entrada de agua al radio de drenaje y de ésta manera evitar el desmoronamiento de las partículas de arena. El método usado para solucionar la producción de arena fue empaque de grava.

Casing Blank Pipe Filtros Baleos #1

D40/D90=4.75 D10/ D40/D90=4.75 D10/D95=4.41 % de finos =

OD 7¨ 4¨ 4.5¨ -------

ID 6.18¨ 3.5¨ 3.5¨ -------

L(m) ------18.36 18.36 19.6

Densidad Slurry: 0.07 ppg Cp = 0.6 ft3/ft

Diámetro medio de la grava D50*5=250*5=1250 D50*6=1250*6=1500

CONCLUSIONES La utilización de un empaque de grava a la formación fue con el objetivo de minimizar la producción de arena del pozo debido principalmente al bajo grado de consolidación de las arenas productoras y al incremento de la producción de agua.

Pudimos observar que al utilizar un empaque de grava se tuvo una excelente disminución en la producción de arena y así se evitó las incrustaciones de sólidos en los equipos de superficie.