Perfil de Tesis Muestra

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” BOLIVIA

TRABAJO DE GRADO

“ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL PRODUCTIVO DE LA FORMACIÓN LOS MONOS EN LA ESTRUCTURA SARARENDA”

DAVID FERNANDO PEREIRA BANEGAS

SANTA CRUZ – 2012

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” BOLIVIA

PERFIL DE TRABAJO DE GRADO

“ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL PRODUCTIVO DE LA FORMACIÓN LOS MONOS EN LA ESTRUCTURA SARARENDA”

DAVID FERNANDO PEREIRA BANEGAS

MODALIDAD DE PROYECTO DE GRADO, REQUISITO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA PETROLERA

TUTOR: ING. LUIS SALAZAR C.

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág. FIGURA 1.1.

Fuente de hidrocarburos…………….……………………...

2

FIGURA 5.1.

Triángulo de los recursos de Gas y Petróleo……………

7

FIGURA 6.2.

Ubicación en la estructura del Prospecto SRR-X1……..

8

FIGURA 7.2.3. Poros intercomunicados…………………………………….

13

ÍNDICE DE CUADROS

Pág. CUADRO 4.3. Objetivos y Acciones…………………………………………. 5 CUADRO 7.1. Contenido de la fundamentación teórica………………….. 9

1. INTRODUCCIÓN En la actualidad a nivel mundial existe un crecimiento sostenido de la demanda energética, consecuentemente para cubrir la creciente demanda, los países poseedores de reservas de hidrocarburos, vienen desarrollando actividades exploratorias y de explotación principalmente en reservorios convencionales. Para equilibrar la ecuación demanda/producción, las altas tasas de producción vienen ocasionando la declinación acelerada de los yacimientos convencionales en actual producción. Las lutitas (ricas en contenido orgánico) consideradas rocas madres, constituyen una fuente importante de generación y almacenamiento de hidrocarburos, pero cuyas características petrofísicas, no permiten el flujo de fluidos por la casi inexistente conectividad de los poros (baja permeabilidad). A estos tipos de reservorios que almacenan gas en este tipo de rocas, se denomina yacimientos no convencionales, debido a que contienen un gran volumen de recursos importantes; este aspecto ha impulsado el desarrollo de nuevas tecnologías para la explotación de estos recursos por grandes compañías a nivel mundial. A diferencia de los yacimientos convencionales, estas formaciones no pueden producir tasas económicas de flujo, a su vez, los mismos no podrán ser producidos rentablemente, sin aplicárseles previamente técnicas y tratamientos para estimular su producción, (Perforación Dirigida y Fracturamiento Hidráulico).

Fig.1.1. Fuentes de Hidrocarburos Fuente: U.S. Energy information Administration, 2009

1.2

ANTECEDENTES

Su conocimiento data de mediados de la década de 1980, gracias a unos estudios geológicos que cayeron en manos de George P. Mitchell, un productor independiente americano que transportaba gas desde Texas a Chicago, que en su afán de intentar lograr salvar sus reservas de gas se vio forzado a invertir en lo que aquellos estudios decían: se podía extraer gas de entre los yacimientos de lutitas. Con una fe ciega por salvar su campo de explotación de gas, montó una formación geológica llamada Bernett Shale, cerca de Dallas, TX. En aquel laboratorio se corroboró lo que los estudios decían: se podía extraer gas de entre las formaciones lutiticas del subsuelo. Pero no fue hasta mediados de los años ’90 cuando la tecnología permitió la extracción de dicho combustible, con lo que hoy en día se conoce como Fracturación Hidráulica. Ahora bien, con ella apareció la controversia acerca del impacto ecológico que podía provocar, controversia que siempre acompaña a un nuevo descubrimiento. La aparición del shale gas (gas de lutitas), cambió la percepción energética del mundo y rápidamente llamó la atención de las grandes cadenas energéticas, que ante la noticia que promueve el fin del petróleo dentro de unos 40 años (hace 50 ya se decía lo mismo) vieron aquí una oportunidad de oro para compensar este “pesimismo” energético que venía asolando el globo. A partir de aquí, se empezaron a hacer estudios geológicos para hallar subsuelo de esquisto. Casualmente le tocó a EEUU, que con lo que ya tiene y lo que puede conseguir del gas en las lutitas, está previsto que en unos 20 años vista, pase a ser el segundo mayor exportador de gas del mundo, por detrás de Rusia. Mientras se cree que la base del shale gas es grande y extensa, el recurso todavía no se ha cuantificado a nivel nacional para la mayoría de los países. Los estudios más reconocidos (IGU 2003, VNIIGAS 2007, USGS 2008, BGR 2009) muestran un inventario global de aproximadamente 16,110 tcf o 456 tcm de los recursos de shale gas comparado con 187 tcm de gas convencional. Se asume que casi el 40% de estos recursos serían económicamente recuperables. Los Estados Unidos y los países CIS (Comunidad de Estados Independientes) cuentan con más del 60% del total estimado. Las estimaciones europeas del recurso, por una parte, no son muy

alentadoras aproximadamente del 7% de los recursos globales estimados, y China y la India en apenas alcanzan el 2% cada uno. Se

debe enfatizar que hoy éstas son las mejores estimaciones disponibles y

pueden cambiar significativamente cuando se realicen evaluaciones más apropiadas. Los Estados Unidos representan un ejemplo. En 2007, la base de recurso de shale gas de los Estados Unidos (véase las definiciones en el extremo) estaba estimada en 21.7 tcf, pero solamente un año más tarde fue revisado a 32.8 tcf. A finales de 2008, el shale gas explicó 13.4% de reservas probadas de gas natural de los Estados Unidos, comparadas con 9.1% a finales de 2007. Al ser la Serrania Sararenda una estructura conocida y en actual perforación, es que se ha visto la conveniencia de realizar el estudio de la estimación del potencial productivo de la Formacion Los Monos (roca madre), utilizando en un futuro cercano la perforación horizontal y el Fracturamiento Hidráulico (Fracking) de la misma. De acuerdo a estudios geológicos, sísmicos y pozos preliminares se establece en la secuencia estratigráfica, la existencia de un potente espesor de sedimentos lutiticos de aproximadamente 1600 mts correspondiente a la Formacion Los Monos. Estudios geoquímicos realizados en el área camiri-Guairuy, dan cuenta de la existencia de generación y migración de los hidrocarburos, considerando como roca madre a la formacion los monos con un contenido TOC de 1.0%. Este elemento importante se ha considerado para encauzar del presente trabajo que tiene como objetivo estimar el potencial productivo de la Formacion Los Monos (LMS) que pudiese ser considerado por su gran potencia (espesor), como un yacimiento no convencional.

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.3.1 Identificación del Problema Los valores del Contenido Total de Carbón (TOC, por sus siglas en ingles), determinados, establecen que la Formación Los Monos es Roca Madre o Roca Generadora de hidrocarburos, por consiguiente este aspecto se constituye en motivo de estudio, para estimar los recursos potencialmente recuperables. 1.3.2 Formulación del Problema De acuerdo al volumen de hidrocarburos contenido en la Formación LMS y sus características petrofísicas deficiente se plantea la siguiente interrogante: ¿Cuál será el volumen recuperable de hidrocarburos en la Formación LMS y cuál será el comportamiento de la producción? 1.4 OBJETIVOS 1.4.1 Objetivo General Estimar el potencial productivo de las reservas recuperables de la Formación Los Monos en la estructura Sararenda. 1.4.2 Objetivos Específicos 

Caracterizar la información geológica de la estructura Sararenda.



Recopilar la información durante la etapa de perforación del pozo SRR-X1.



Determinar las reservas recuperables y el potencial productivo de la Formacion Los Monos en la estructura Sararenda.



Evaluar Técnica – Económicamente el proyecto.

1.4.3 Acciones del Proyecto Cuadro 1.1 Objetivos y Acciones Objetivo Específico

Acciones 1.1.

Adquirir

información

de

las

características geológicas, de la 1. Caracterizar la información geológica de la estructura Sararenda.

estructurara Sararenda. 1.2.

Obtener los datos del Contenido Total de carbón (TOC).

2. Recopilar la información durante la

2.1.

Examinar las unidades de gas

etapa de perforación del pozo SRR-

Total (UGT) de la formacion LMS,

X1.

detectados durante la perforación del pozo SRR-X1. 2.2.

Determinar la zona de interés a ser evaluada (Fm. LMS).

3. Determinar las reservas recuperables y

el

potencial

productivo

de

3.1.

el

volumen

de

hidrocarburos in situ.

la

Formacion Los Monos en la estructura.

Calcular

3.2.

Calcular el potencial productivo de hidrocarburos de la Fm. LMS.

4. Evaluación Técnica – Económica.

3.3.

Elaborar una curva IPR.

4.1.

Realizar

el

análisis

técnico

–

económico. 4.2.

Descripción de los costos que se asignarían

al

aplicar

nuevas

tecnologías para la extracción del HC en la Formacion LMS. Fuente: Proyecto de grado “EMI” Ing. M.Sc. Francisco Martínez Solaris, 2012. Elaboración: Propia

1.5

JUSTIFICACIÓN

1.5.1 Justificación técnica Realizar el estudio de las formaciones lutiticas, hasta hace una década atrás, no se hubiera considerado viable, pero gracias a la combinación adecuada de tecnologías y precios internacionales elevados para los hidrocarburos en los últimos años, se desarrolló la opción de explorar y explotar este tipo de yacimientos considerados no convencionales. Las rocas sedimentarias con gran contenido de materia orgánica compactadas, hasta formar capas rocosas casi impermeables (entre 0,01 y 0,1 md), antes eran consideradas improductivas, debido a que el hidrocarburo no podía ser expulsado de la misma al pozo y de esta a la superficie; se recurrió entonces a la fracturación hidráulica masiva, técnica que permitió fracturar la roca y conectar los poros secundarios para liberar el hidrocarburo almacenado en estos yacimientos.

Fig. 1.2. Triangulo de los recursos de gas y petróleo Fuente: SPE, Argentina Petroleum Section, 2010

1.5.2 Justificación Económica

La realización de este tipo de estudio a realizar, permite encontrar nuevas posibilidades u otras alternativas de desarrollo en los campos, que a su vez permitan incrementar las reservas de gas natural de lutita, atraer inversiones y aplicar nuevas tecnologías, de manera tal que se pueda cumplir con los compromisos de mercado externo e interno

1.6

ALCANCE

1.6.1 Alcance Temático

Área de Investigación:

Ingeniería de Reservorios Ingeniería de Producción.

Tema Especifico:

Estimación del potencial productivo de la formación los monos en la estructura Sararenda.

1.6.2 Alcance Geográfico

País:

Bolivia

Departamento:

Santa Cruz

Provincia:

Cordillera

Estructura:

Sararenda

Pozo:

Exploratorio, SRR-X1

Formación de Estudio:

“Los Monos”

Fig. 1.3. Ubicación en la estructura del prospecto Sararenda-X1 Fuente: Prospecto SRR-X1, YPFB. Andina S.A. (2009)

1.6.3 Alcance temporal La elaboración del proyecto tendrá una duración de nueve meses comprendidos entre Febrero y Octubre del año 2012.

7. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA 7.1.

Fundamentación teórica Cuadro 7.1. : Contenido de la Fundamentación Teórica

Objetivo

Fundamentación

Específico

Teórica

Acciones

1. Caracterizar la

1.1.

información

características geológicas,

geológica de la

de

estructura

Sararenda. 1.2.

Sararenda.



Adquirir información de las

la

Obtener

Principios Geológicos.

estructura

los

Contenido

datos Total

del



de

Carbón (TOC)

Interpretación de

resultados

de

análisis

geoquímicos. 2. Recopilar

la

1.1.

Examinar las unidades de

información

gas

durante la etapa

Formación LMS, detectados

de perforación del

durante la perforación del

pozo SRR-X1.

pozo SRR-X1. 1.2.

total

Determinar

(UGT)

la

de

zona

la 

Detecciones de gas en superficie.

de

interés a ser evaluada.

2. Analizar

las

2.1.

Interpretar los registros de

características

pozo para determinar el tope

petrofísicas de la

y base de la formacion LMS.



Registros

de

pozos realizados.

Formacion LMS 4. Determinar las 4.1.

Calcular

el

volumen

reservas

hidrocarburos in situ.

recuperables y 4.2.

Calcular

el

de



Descripción

del

método de cálculo. potencial



Estimación de la

el

potencial

productivo la

productivo de hidrocarburos

de

de la Fm. LMS.

Formacion 4.3.

Los Monos en la

curva IPR.

Elaborar

un

perfil

de

producción.

estructura

Sararenda. 5. Evaluación Técnica Económica.

5.1. –

Realizar el análisis técnico –



económico, 5.2.

Presupuestos.

Descripción de los costos que se

Costos

asignarían

al



Flujo de caja.

aplicar

nuevas tecnologías para la extracción

del

HC

en

la

Formación Los Monos.

Fuente:

Proyecto de Grado “EMI” Ing. M.Sc. Francisco Martínez Solaris

Elaboración:

7.2.

Propia

Desarrollo de la Fundamentación Teórica

7.2.1. Aspectos Geológicos La geología comprende el estudio de la composición, estructura, propiedades, y la historia de conformación y composición física del planeta, los procesos por los que se forma, y los cambios en la historia de la vida de la tierra. Una de las ramas de la geología es la geología del petróleo, en la que se combinan diversos métodos o técnicas exploratorias para seleccionar las mejores zonas para la búsqueda y ubicación de hidrocarburos.

y

7.2.1.1.

Condiciones

Favorables

para

la

formacion

de

yacimientos

convencionales. Para que exista un yacimiento de petróleo o gas

deben existir las siguientes

condiciones: 

Cuenca sedimentaria.



Roca generadora o roca madre.



Migración.



Roca reservorio



Roca sello.



Trampa.

7.2.1.2.

Rocas Sedimentarias

Las rocas sedimentarias son aquellas rocas formadas de sedimentos que provienen de rocas preexistentes, sufren transporte, acumulación y diagénesis hasta formarse la roca sedimentaria, derivan de productos provenientes de la meteorización de rocas preexistentes (rocas antiguas). 7.2.1.3.

Diagénesis.

Es el proceso de alteración biológica, física y química de los fragmentos orgánicos debido al pronunciado efecto de la temperatura. Esto puede comenzar inmediatamente después de la depositación y continúa durante el soterramiento. Los principales cambios diageneticos tienden a reducir la porosidad y permeabilidad de un sedimento, pero algunos, tal como la disolución, puede incrementar la porosidad y/o permeabilidad.

7.2.1.4.

Roca Madre

Roca sedimentaria con alto contenido de materia orgánica, que origina la formación de petróleo y/o gas.

7.2.2. Reservorios No Convencionales Estos yacimientos (roca, formacion) actúan a la vez como fuente y reservorio de los hidrocarburos, no presentando trampas ni sellos, lo que le confiere generalmente una distribución regional. Presentan muy baja permeabilidad, dificultando la extracción del gas y haciendo necesaria la utilización de métodos no convencionales tales como fracturación (fracing) y perforación 7.2.2.1.

Que son las lutitas gasíferas?

Las lutitas gasíferas son rocas sedimentarias de grano fino, ricas en contenido orgánico y capaz de generar y retener gas, el cual puede ser explotado a través de métodos no convencionales. 7.2.3. Propiedades Petrofísicas de la roca. 7.2.3.1.

Porosidad

Es una medida de los espacios vacíos contenidos en una roca, expresada como fracción o porcentaje del volumen total de dicha roca. = Porosidad Vb= Volumen de roca (total) Vg= Volumen de los granos Vp= Volumen de los poros La porosidad de la roca puede clasificarse en:



Absoluta:



Efectiva:



Porosidad Primaria:



Porosidad secundaria:

Fig. 7.2.3. : Poros interconectados Fuente: E. Sagarnaga (2009)

7.2.3.2.

Permeabilidad

Es la capacidad o habilidad que tiene el medio poroso, para permitir el flujo de fluidos. 7.2.3.3.

Saturación de agua

Es una fracción o porcentaje del volumen poral ocupado por un fluido (petróleo, gas, agua). Sw = Saturación de Agua So = Saturación de Petróleo

Sg = Saturación de Gas SHC = Saturación de Hidrocarburos 7.3.

Fracturamiento Hidráulico

El hecho que las formaciones porosas y permeables podrían fracturarse mediante la inyección de fluidos, dio lugar al desarrollo de la técnica de Fracturamiento hidráulico, la cual básicamente consiste en romper la formacion mediante fluidos apropiados y luego rellenar esta fractura con un agente de sostén que en la mayor parte de los casos consiste en arena de malla y grano redondeado. El proceso consiste en mezclar productos químicos especiales para obtener un fluido de Fracturamiento adecuado que se bombea dentro de la zona de interés a un caudal y presión superior a la presión de fractura del reservorio. 7.4.

Perforación Horizontal

Permite llegar a la zona donde se ubica el shale gas. Se realiza, inicialmente, una perforación vertical hasta llegar al yacimiento, tras lo que el perforador gira horizontalmente para introducirse y taladrar los pozos de shale.. 7.5.

Determinación del volumen in situ de hidrocarburos

En base a la información geológica y petrofísica que se obtenga de la perforación del pozo SRR-X1, se aplicara métodos existentes para la determinación del volumen de hidrocarburos in situ. Se pretende utilizar el método volumétrico para determinar el volumen de los recursos hidrocarburiferos contenidos en la formacion de estudio. (Formacion los monos). 7.6.

Evaluación del potencial productivo

El potencial productivo se evaluara utilizando los métodos aplicados para reservorios convencionales, considerando además el efecto del Fracturamiento

hidráulico sobre la roca y la longitud de la trayectoria horizontal que presentaría el pozo. 8.

PROGRAMA DE ACTIVIDADES

PASO 1.- Adquirir información de las características geológicas de la estructura Sararenda. Solicitar información geológica del pozo SRR-X1 y de los campos Camiri y Guairuy, a la empresa YPFB Andina PASO 2.- Obtener los datos del Contenido Total de Carbon (TOC) Solicitar los datos del TOC realizados en Bolivia por Wicaksono Prayitno en el año 2002, en el área del subandino sur. PASO 3.- Examinar las unidades de gas total (UGT) de la formacion, detectados durante la perforación del pozo SRR-X1. De acuerdo a los datos que se recepcionan en la cabina de logging, se pretende analizar UGT detectadas en superficie. PASO 4.- Determinar la zona de interés a ser evaluada (Fm. LMS) En función a las gradientes de presión estimadas durante la perforación se determinara la ubicación de la arcilla (lutita), a ser evaluada. PASO 5.- Interpretar los registros de pozo para determinar el tope y base de la Formacion Los Monos. De acuerdo a los registros de pozo que se tomaron, determinar las profundidades a las que se encuentran el inicio y culminación de la Formación. PASO 6.- Calcular el volumen de hidrocarburos in situ. Aplicando el método volumétrico para estimación de reservas, se pretende calcular el volumen de hidrocarburos que pudiese contener la Formación Los Monos. PASO 7.- Calcular el potencial productivo de hidrocarburos de la Fm. LMS. El potencial de hidrocarburos se lo estimara en función a las experiencias realizadas en EE.UU. para la construcción de un pozo horizontal y las aperturas que tomaran las fracturas inducidas en la formación. En consideración a estos

datos, los cálculos para la estimación del potencial se lo harán como si fuese un reservorio convencional. PASO 8.- Elaborar un perfil de producción. Crear una curva IPR, donde se estime el comportamiento que pudiese tener el pozo. PASO 9.- Realizar el análisis Técnico – Económico PASO 10.- Descripción de los que costos que se asignarían al aplicar nuevas tecnologías para la extracción del HC.

9.

TEMARIO TENTATIVO

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

1.1.

INTRODUCCIÓN

1.2.

ANTECEDENTES

1.3.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.4.

OBJETIVOS

1.5.

JUSTIFICACIÓN

1.6.

ALCANCE

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1.

ASPECTOS GEOLÓGICOS

2.2.

PROPIEDADES PETROFISICAS DE LA FORMACIÓN LOS MONOS

2.3.

RESERVORIOS NO CONVENCIONALES

2.4.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

2.5.

PERFORACIÓN HORIZONTAL

2.6.

MÉTODOS DE CUANTIFICACIÓN DE RECURSOS

2.7.

EVALUACIÓN DEL POTENCIAL PRODUCTIVO

CAPÍTULO III

MARCO PRÁCTICO

3.1.

DATOS GEOLÓGICOS DE LA ESTRUCTURA SARARENDA.

3.2.

ANTECEDENTES DEL CAMPO GUARUY, CAMPO CAMIRI Y DEL POZO SRR-X1

3.3.

CÁLCULOS PARA DETERMINAR EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS.

3.4.

APLICACIÓN DE UNA PERFORACIÓN HORIZONTAL Y EL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.

3.5.

EVALUACIÓN Y DETERMINACIÓN DEL POTENCIAL PRODUCTIVO.

CAPÍTULO IV

EVALUACIÓN

4.1.

EVALUACIÓN TÉCNICA

4.2.

EVALUACIÓN ECONÓMICA

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1.

CONCLUSIONES

5.2.

RECOMENDACIONES

GLOSARIO BIBLIOGRAFÍA ANEXOS

10.

RONOGRAMA DE ACTIVIDADES AÑO 2012 MESES Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre SEMANAS 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 Elaboracion del Perfil de Trabajo de Grado Correccion de Observaciones Defensa del Perfil ACTIVIDADES DEL MARCO TEORICO Aspectos Geologicos Propiedades Petrofisicas de la Fm LMS Reservorios no convencionales Perforacion Horizontal Fracturamiento hidraulico Metodos de Cuantificacion de Recursos Evaluacion del Potencial Productivo DEFENSA DEL MARCO TEORICO ACTIVIDADES DEL MARCO PRACTICO Datos Geologicos de la estructura sararenda Antecedentes del Campo Guairuy y Camiri Calculos para determinar el volumen de HC. Aplicacion de un Perforacion Horizontal y el Fracturamiento Hidraulico Evaluacion y determinacion del potencial productivo DEFENSA DEL MARCO PRACTICO Correccion de Observaciones Presentacion del 1er Borrador Defensa del 1er Borrador Defensa Borrador Final ante tribunal Defensa Final del Trabajo de Grado

Fuente: Elaboración Propia