metodos de extraccion artificial en bolivia

ÍNDICE CAPITULO CAPIT ULO 1: INTR INTRODUC ODUCCIÓN CIÓN

1

CAPITULO 2: OBJETIVO DEL TRABAJO

2

CAPITULO CAPIT ULO 3: MARC MARCO O TEOR TEORICO ICO

2

CAPITULO CAPIT ULO 4: DESAR DESARROL ROLLO LO

3

4.1 PROCESO PROCESOS S DE DESHIDR D ESHIDRATACIÓN ATACIÓN .HHBK............ ........................ ..................... ......... 3 CAPITULO 5: CONCLUCIO CONCLUCIONES NES Y RECOMENDACIO RECOMENDACIONES NES

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CAPITULO 6: BIBLIOGRAFIA

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CAPITULO CAPIT ULO 7: ANEX ANEXOS OS

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CAPITULO CAPIT ULO 1: INTR INTRODUC ODUCCIÓN CIÓN

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CAPITULO 2: OBJETIVO DEL TRABAJO

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CAPITULO CAPIT ULO 3: MARC MARCO O TEOR TEORICO ICO

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CAPITULO CAPIT ULO 4: DESAR DESARROL ROLLO LO

3

4.1 PROCESO PROCESOS S DE DESHIDR D ESHIDRATACIÓN ATACIÓN .HHBK............ ........................ ..................... ......... 3 CAPITULO 5: CONCLUCIO CONCLUCIONES NES Y RECOMENDACIO RECOMENDACIONES NES

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CAPITULO 6: BIBLIOGRAFIA

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CAPITULO CAPIT ULO 7: ANEX ANEXOS OS

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PRODUCCION

CAPITULO 1:

INTRODUCCIÓN IÓN

La producción de hidrocarburos, es la aplicación de metodologías para explotar y benef benefic icia iars rse e de los los recu recurso rsos s deri deriva vados dos del del petró petróle leo. o. Es neces necesari ario o resal resalta tarr que básicamente básicamente antes que seleccionar el sistema sistema de extracción extracción será imprescindibl imprescindible e llegar  al diseño de instalación más adecuado, que será en función de: Tipo

de yacimiento, Tipos de petróleo, Relación gas-Petróleo Tipo de drenaje Características del sistema de extracción a instalar  Métodos de recuperación secundaria o asistida Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., etc., el fluido fluido llegará a la superficie superficie con caudales satisfactorio satisfactorios so no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. ahogado. Para prosegui proseguirr con la extracc extracción ión se procede procede a la utiliz utilizaci ación ón de métodos métodos artifici artificiale ales s de bombeo.

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PRODUCCION

CAPI CAPITU TUL LO 2: 2:

OBJE OBJET TIVO IVO DEL DEL TRABA RABAJO JO

Es hacer conocer conocer los métodos de recuperació recuperación n que se realizan actualment actualmente e en los pozos de Bolivia.

CAPITULO 3:

MARCO TEORIC ORICO O

Petróleo.- Es un líquido o una mescla de hidrocarburos de origen natural compuesto por carbono e hidrogeno que se encuentran en grandes cantidades bajo la superficie terrestre. yacimiento nto donde donde existe existen n varios varios pozos pozos dicho dicho yacimi yacimient ento o esta esta Megacampo es un yacimie encima de la formación huamampampa. subsuelo a una Formación Huamampampa Es una formación que se encuentra en el subsuelo profundidad de 4000 a 5000 metros.

Porosidad.- Es la medida del espacio intersticial (espacio existente entre grano y grano) el cual está disponible para contener fluidos tanto líquidos como gaseosos. Su determinación es de gran importancia ya que permite estimar el volumen de petróleo en sitio

Permeabilidad.- Característica de la roca que mide la capacidad de dejar fluir un líqu líquid ido o o un gas gas a trav través és de los los cana canale les s que que cons consti titu tuye yen n el volu volume men n poro poroso so interconectado.

Extracción con gas o Gas Lift.- Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente.

El bombeo mecanico.- consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite transmite el movimiento movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor.

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PRODUCCION

CAPITULO 4: 4:

DESARROLLO 4.1

PROCES OS DE DESHID RATACI ÓN .HHBK

El pozo LPS X-4 del campo Los Penocos, que en el último período había mostrado signos de aparente agotamiento, resurgió como resultado de la implementación del sistema de extracción artificial Gas Lift, lográndose incrementar su producción en un 300%, según se informó en YPFB Andina. El sistema de bombeo neumático (Gas Lift), se aplica para recuperar y/o incrementar la producción del pozo, ante la pérdida gradual de energía propia, que en el caso del LPS X-4, tiene mayor mérito no solo por el caudal de líquidos encontrados, sino por la riqueza de sus componentes, toda vez que tiene alto contenido de diesel (50%). El trabajo se realizó en dos partes: pa rtes: a nivel superficial y a nivel de pozo. Para asegurar el suministro de gas al pozo (desarrollo Gas Lift), se realizó una conexión física de la Línea Patujusal de YPFB Chaco con el Campo Los Penocos. El yacimiento se encuentra ubicado en el área denominada Boomerang Hills; es un campo productor de petróleo y está ubicado a 170 km.al Nor-Oeste en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz. Son cuatro los pozos pertenecientes a este campo:

LPS X-1, LPS X-2, LPSX-3 y LPSX-4. El pozo LPS X-4 ingresó gradualmente en declinación. Producía 92 barriles de petróleo por día (Bbls/día) en su último control de flujo continuo realizado en noviembre de 2009 y, 30 Bbls/día como promedio los últimos seis meses con registro intermitente. Con el sistema Gas Lift pasó a producir 280 Bbls/día alcanzando un incremento de 300% en la producción total del campo. Este proyecto (sistema Gas Lift) forma parte del plan de incremento de producción de YPFB ANDINA, así como del plan estratégico de YPFB Corporación, destinados a generar las condiciones condiciones necesarias necesarias para alcanzar alcanzar una mayor extracción extracción y provisión provisión de gas gas y líqu líquid idos os.. El obje objeti tivo vo es redu reduci cirr paul paulat atin inam amen ente te la impo import rtac ació ión n de dies diesel el procedente de países vecinos. La producción de diesel en Bolivia aún es deficitaria, por lo que debe importar este combustible principalmente de Venezuela para cubrir la demanda del mercado interno. Las refinerías de YPFB producen 11.000 barriles diarios/día, siendo destinada la mayor  parte de esta producción al sector agrícola cruceño.

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PRODUCCION

YPFB Andina trabaja en el desarrollo del plan de replicación del sistema gas lift en otros dos pozos del Campo Los Penocos: el LPS X-1 y luego el LPS-X-2, serán los

próximos pozos en someterse a las pruebas de recuperación y mejora de la producción. Los técnicos prevén –incluso- para agilizar y maximizar los tiempos y la

mecáni mecánica ca de aplicac aplicación ión del referi referido do sistem sistema, a, la instal instalaci ación ón de un compres compresor or que funcionaría en circuito cerrado con los demás pozos.

El resultado obtenido en el PLSX-4, constituye un importante acierto no solo desde el punto de vista del aumento de la producción de petróleo, -que es significativo viendo el índice histórico del pozo-, sino por el sistema utilizado y su bajo costo financiero.  YPFB

ANDINA está desarrollando paralelamente en el área Norte, nuevos proyectos de intervención, profundización y workover, para obtener mayores volúmenes de gas y líquidos que permitan duplicar la producción y ayudar a cubrir la demanda del mercado interno y externo. EXTRACCIÓN CON GAS O GAS LIFT - SURGENCIA ARTIFICIAL. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería a través del anular para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran el gas automáticamente. Y se usa gas comprimido como fuente de energía, y es usado para producir crudos y livianos petróleos. Existen dos tipos de flujos de gas lift:

•

GAS LIFT CONTINU O

•

Alto índice de productividad y depende de la inyección Inyección continúa de gas en la columna del fluido del pozo.

•

Alta presión de fondo

•

Bajo valores de producción

GAS LIFT

GAS LIFT INTERMITEN TE

•

•

 Termina la inyección para que la pfw baje y aporte un nuevo n uevo tapón Bajo presión de fondo.

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PRODUCCION

Componentes de superficie del gas lift • • • • • •

Válvula maestra Controlador eléctrico de inyección La válvula motora Panel solar  Estrangulador  Depurador de líquidos y regulador de gas

Controlador de inyección.- Que se encarga de controlar por tiempo la apertura y cierre de la válvula motora.

Válvula motora.- permite el ingreso del gas inyectado hacia el fondo del pozo ya sea atraves de la tubería o casing.

Estrangulador de flujo.- regula el pase del gas a través del macarroni y caising en el anular.

Válvula maestra.- Es la que permite controlar el pozo. Componentes de subsuelo: • • • • • • • •

El mandrel de bolsillo El mandrel BLT. La válvula operativa La válvula de descarga Niple de asiento Standing valve Uniones corredizas Cinta bandit

Válvulas.- Es un regulador de presión que se encarga de vencer la presión de apertura de la válvula para permitir el ingreso del gas inyectado.

Mandrels.- Son los soportes y fijan las válvulas de gas lift.

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PRODUCCION

permite acumular el fluido en el tubing tubing y sellar la salida del Standing valve.- es la que permite gas hacia la formación aligerando la columna del fluido hacia la superficie.

Niple de asiento.- Es la que permite fijar al standing valve (válvula de pie) en el tubing. Uniones corredizas.- Es la que permiten unir la tubería macarroni con el mandrel.

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PRODUCCION

POZO DE PETRÓLEO MÁS ANTIGUO DEL PAÍS SIGUE PRODUCIENDO 17 de Noviembre de 2010, 06:15 Camiri - Bolivia.- El pozo Camiri 3 (CAM-3) , considerado como el más antiguo del país en operaci operación, ón, registr registra a hasta hasta el present presente e una producc producción ión acumul acumulada ada de 1.806. 1.806.211 211 barriles (Bbls) de petróleo con una densidad de 52.6 grados API (American Petroleum Institute), según un informe de YPFB Andina SA. De acuerdo al informe de la subsidiaria de la estatal petrolera YPFB Corporación, el pozo CAM-3, considerado como un ícono en la historia hidrocarburífera de Bolivia, está en declinación; declinación; sin embargo, aún aporta entre 20 y 21 barriles barriles diarios de petróleo para el consumo interno. “Este volumen se suma a los restantes 22 pozos del Campo Camiri que en total producen 160 Bbls día de petróleo y de 18 a 20 Bbls día de condensado”, se lee en el informe de YPFB Andina. La perforación del octogenario pozo CAM-3 comenzó el 27 de junio de 1929 y concluyó el 7 de mayo de 1930 (a 943 metros de profundidad), ese año comenzó a producir  comerc comercial ialmen mente te en forma forma ininte ininterru rrumpi mpida da a travé travéss de bombeo bombeo mecáni mecánico. co. Los trabajos de exploración estuvieron a cargo de la compañía estadounidense Standar Oil. El pozo en referencia, se encuentra ubicado al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, a 17 kilómetros de Camiri. El campo del mismo nombre está dividido en tres zonas. El área Norte, donde está ubicado el CAM-3, la zona Centro y Sur. En la zona Norte, están ubicados siete pozos ( batería 16 con cuatro pozos y batería

14 con seis). En la zona centro hay otros siete pozos y en la zona Sur más al fondo ocho que conforman los 23 pozos productores del campo Camiri. En cada batería existen dos tanques contenedores cuyo producto se transporta hasta plantas a través de YPFB Transporte.

“Para extraer petróleo del campo Camiri se utiliza en un 90 por ciento el sistema

de Gas Lift (que consiste en inyectar gas para sacar el petróleo) y el restante -7-

PRODUCCION

porcentaje porcentaje corresponde corresponde al bombeo bombeo mecánico, mecánico, como en el caso CAM 3”, informa  YPFB Andina.

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO MECANICO El bomb bombeo eo mecán mecánic ico o es el méto método do de leva levant ntam amie ient nto o arti artifi fici cial al más más usad usado o a nive nivell mundial. Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que se abastece con energía producida a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, el cual moviliza a una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas ver figura a continuación.

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PRODUCCION

POZOS CON EL PLUNGER LIFT POZO RIO GRANDE Para el caso de Rio Grande la extracción artificial se realiza con plunger lift, que es un método aplicable a pozos con baja producción de líquido y una relación-gas-petróleo relativamente alta o con recuperación rápida de presión. Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. La operación comienza comienza con el cierre de la línea de producción producción en superficie superficie por medio de una válvula controlada por un temporizador, permitiendo el descenso del pistón en caída libre hasta que llega al nivel de líquido, el líquido pasa a través del orificio del pistón para que este quede totalmente debajo de la columna de donde deberá ser  elevado en el siguiente ciclo junto con el gas de formación, esta diferencia de presión hace que el pistón viaje hacia arriba con el líquido que esta sobre el cuándo la línea de producción nuevamente se abre.

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PRODUCCION

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Un equipo de bombeo electrocentri electrocentrifugo fugo consta básicamente de una bomba centrífuga centrífuga de varias varias etapas, etapas, cuyo cuyo eje está conecta conectado do direct directamen amente te a través través de una sección sección protectora a un motor eléctrico sumergible, sumergida en el fluido del pozo, y conectada hasta la superficie a través de un cable para suministrar suministrar la energía energía eléctrica del motor. El cabl cable e condu conduct ctor or se suje sujeta ta al conj conjun unto to y a la tuber tubería ía medi median ante te flej flejes es metá metálilico cos s flexibles, los cuales son colocados cada 12 a 15 pie. El conjunto motor – protector – bomb bomba, a, tien tiene e un acopl acoplam amie ient nto o cont contin inuo uo que que se logr logra a medi mediant ante e ejes ejes de conex conexió ión n estriada, estriada, los cuales tienen como finalidad finalidad hacer rotar el protector protector y la bomba al girar el eje del motor. Bombea el fluido a presión hasta la superficie.

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PRODUCCION

El principio de este sistema de bombeo5 es la operación basada en la operación continua de una bomba centrifuga multietapa cuyos requerimientos de potencia son suministrados por un motor eléctrico de inducción, alimentado desde la superficie a trav través és de un cable cable de pote potenci ncia a por por una una fuen fuente te de tensi tensión ón primar primaria ia.. Una Una vez vez se transforma la tensión primaria la energía requerida es transmitida a través del cable de potencia potencia hasta el motor de subsuelo subsuelo desde el transformador. transformador. El motor genera la fuerza para que transmita a la bomba, compuesta por etapas cada una de las cuales consta de un impulsor que rota y difusor estacionario los cuales imparten un movimiento rotacional al líquido para llevarlo hasta superficie.

Santa Cruz, 12 de agosto (AN-YPFB ).-La campaña de perforación e intervención de pozos de  YPFB Chaco SA, contempla la puesta en producción de 13 nuevos pozos presente gestión, informó el Presidente Presidente Ejecutivo Ejecutivo de la compañía, compañía, Ing. gasíferos en la presente Pedro Torquemada. En enero de este año, se inició la perforación de dos pozos someros (hasta 2.500 metros de profundidad) y la intervención de un pozo en el campo Bulo Bulo y la de

tres pozos en el área de Santa Rosa.

La intervención de pozos se realizará en los campos Santa Rosa y El Dorado, la mayo mayorr part partee de el ello loss perf perfor orad ados os en la lass déca década dass de los los 80 y 90 90,, con con una una profundidad promedio que oscila entre los 2.500 metros en Santa Rosa y los 4.500 metros en El Dorado. Se trata de pozos netamente gasíferos, que en la época en que fueron perforados no tenían mercado para su producción y por tanto se mantenían en reserva, a la espera de una oportunidad de comercializarla, como ha ocurrido recientemente a raíz de los compromisos asumidos para suministrar gas al mercado local y de exportación. Tamb Tambié ién n se encue encuent ntra ra en marc marcha ha un terce tercerr equip equipo o de perf perfora oraci ción ón que que opera operará rá inicia inicialme lmente nte en el campo campo Bulo-Bu Bulo-Bulo lo con la perfor perforació ación n profunda profunda del pozo BBL-10, BBL-10, completando así un proceso inédito en los registros de la compañía, por la movilización de personal, equipos y recursos económicos que representa la perforación de nueve nuevos pozos y la intervención de otros cuatro en diferentes campos que opera la compañía: Bulo Bulo, El Dorado y Humberto Suárez Roca y Santa Rosa.  Actualmente, la subsidiaria de YPFB Corporación, trabaja con tres de los seis equipos de intervención y perforación de pozos que operan en Bolivia, constituyéndose en la empresa líder del rubro en esta actividad. La inversión de YPFB Chaco S.A. en esta gestión es de $us 89.192, cifra que será distribuida en la perforación e intervención de pozos, líneas de recolección, sistema de compresión de Vuelta Grande y otros proyectos operativos. -11-

PRODUCCION

INYECCIÓN DE AGUA

La primera primera inyección inyección ocurrió accidentalment accidentalmente e cuando el agua, proveniente proveniente de algunas algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros año de 1980, cuando los opera operador dores es notaro notaron n que que el agua agua que habí había a entr entrado ado a la zona zona produ product ctor ora a habí había a mejorado la producción. Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. El primer patrón de flujo, denominado una invasión invasión circular, circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo, a medida que

aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente Este méto método do se expan expandió dió lent lentam amen ente te en otra otras s provi provinc ncia ias s circul circular ar más amplio amplio.. Este productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro -12-

PRODUCCION

de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrolló la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos. En 1921, la invasión circular se cambió por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos pozos produ product ctor ores es se alte altern rnaro aron n en ambo ambos s lado lados s con con una una líne línea a igua iguall de pozos pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazó por un arreglo de 5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permit permitie ieron ron mayor mayores es tasa tasas s de inye inyecc cció ión. n. En la actua actualilida dad, d, es el prin princi cipa pall y más más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. Hoy en día, más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.

CAPI CAPITU TUL LO 5:

CONC CONCL LUCIO UCIONE NES S Y RECOM RECOMEN ENDA DACI CION ONES ES

Es necesario resaltar que básicamente básicamente antes que seleccionar seleccionar el sistema sistema de extracción extracción será imprescindible imprescindible llegar al diseño de instalación instalación más adecuado, que será en función función de: Tipo

de yacimiento, Tipos de petróleo, Relación gas-Petróleo Tipo de drenaje Características del sistema de extracción a instalar  Métodos de recuperación secundaria o asistida

Existen varios métodos para la recuperación del pozo ya que cada pozo tiene sus sus prop propia ias s cara caract cter erís ísti tica cas s para para inst instal alar ar el méto método do adec adecua uado do para para su recuperación o sistema de levantamiento.

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PRODUCCION

CAPITULO 6:

BIBLIOGR OGRAFIA

http://archivos.bolivia.indymedia.org/es/2004/09/11915.shtml http://www.petrobras.com/es/paises/bolivia/

www.cumminspower.com

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PRODUCCION

CAPITULO 7:

ANEXO S

BOMBEO MECANICO

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PRODUCCION

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLES

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