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PRODUCCION PETROLERA

Contenido 1

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Introduccion ................................................................................................................ 2 1.1

Historia de los Hidrocarburos en Bolivia .............................................................. 2

1.2

Evolución de Precios de Hidrocarburos ............................................................... 2

Objetivo general.......................................................................................................... 3 2.1

Objetivo general .................................................................................................. 3

2.2

Objetivo especifico:.............................................................................................. 3

Desarrollo de las Operaciones .................................................................................... 3 3.1

4

5

6

Produccion Petrolera ........................................................................................... 3

Empuje natural ........................................................................................................... 4 4.1

. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). .................................................... 4

4.2

Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). ....................................................... 5

4.3

Empuje hidrostático (water drive). ........................................................................ 5

Extraccion Artificial ..................................................................................................... 5 5.1

El bombeo mecánico ........................................................................................... 5

5.2

Extracción con gas o Gas Lift. ............................................................................. 6

5.3

Bombeo con accionar hidráulico. ......................................................................... 6

5.4

Pistón accionado a gas (plunger lift). ................................................................... 6

5.5

Bomba de cavidad progresiva.............................................................................. 6

Evaluacion de la produccion en Bolivia ....................................................................... 7 6.1 Producción de Petróleo En Bolivia durante los tres últimos años 2011, 2012 y 2013. 7 6.1.1

2011 ............................................................................................................. 7

6.1.2

2012 ............................................................................................................. 8

6.1.3

2013 ............................................................................................................. 9

6.2

Produccion por campo ....................................................................................... 10

6.2.1

2012 ........................................................................................................... 12

6.2.2

2013 ........................................................................................................... 13

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Conclusiones ............................................................................................................ 14

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Bibliografia ................................................................................................................ 14

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Anexos ..................................................................................................................... 15

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PRODUCCION PETROLERA

1 Introduccion 1.1 Historia de los Hidrocarburos en Bolivia El Pozo Bermejo (BJO-X2), ubicado en el campo del mismo nombre, fue el primero en producir crudo en Bolivia desde 1924, y pese a ello, con 88 años de antigüedad, sigue produciendo 35 barriles de petróleo día (BPD). Este pozo se encuentra en la serranía Candado-Suaruro en el Subandino Sur, y forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Azorrales y Bermejo, situado en la provincia Arce del departamento de Tarija, según una publicación bimestral de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

Los hidrocarburos son un componente muy importante de la historia del siglo XX en Bolivia. Si bien el país ha estado históricamente asociado a la minería, a través del descubrimiento del petróleo se logró vincular el Oriente con el resto del país. Pero este proceso resultó ser altamente explosivo y volátil, con dos nacionalizaciones y un actual proceso de cambio de políticas en relación con este sector. Los hechos más importantes serán abordados a continuación. la producción de petróleo, ésta mejoró desde 1990 hasta la fecha aunque a una tasa mucho menor (20%) a la registrada en el caso del gas natural (91%). Cabe señalar que, la producción de este carburante disminuyó de manera importante en los años 1999 y 2000 debido a la caída de la demanda en el mercado interno. Sin embargo, la caída en la producción se recuperó a partir de 2001, por los fuertes incrementos en el precio internacional del crudo que incentivaron la producción y exportación de crudo residual .

1.2 Evolución de Precios de Hidrocarburos Brusca caída de precios y demanda internacionales Durante el primer semestre de 2009, los resultados del sector petrolero se vieron severamente afectados por la caída de la demanda y de los precios internacionales del crudo y gas. La cotización media del crudo Brent en este periodo fue de 51,7 dólares/barril, un 53% inferior a los 109 dólares/barril del primer semestre de 2008. El precio medio del Henry Hub en el semestre se situó en 4,2 dólares/MBtu, frente a los 9,5 dólares del semestre anterior (lo que supone una caída del 55,8%). Por su parte, los márgenes de refino disminuyeron en el periodo un 63,2%, al pasar de 6,8 dólares/barril a 2,5 dólares/barril.

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PRODUCCION PETROLERA 2 Objetivo general 2.1 Objetivo general Mediante el siguiente informe demostraremos el desarrollo que tiene bolivia en el comercio de liquidos deribados del petroleo

2.2 Objetivo especifico: Valoraremos mediante tablas la produccion de los ultimos tres años de liquidos deribados del petroleo de bolivia de los datos reales de YPFB

3 Desarrollo de las Operaciones 3.1 Produccion Petrolera

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., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o 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 natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo.

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PRODUCCION PETROLERA 4 Empuje natural

El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo. Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento. Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción.

Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber:

4.1 . Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.

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PRODUCCION PETROLERA 4.2 Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gases del 40/50%.

4.3 Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.

5 Extraccion Artificial Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:

5.1 El bombeo mecánico que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: 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 por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el 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. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000 aproximadamente.

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PRODUCCION PETROLERA 5.2 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.

5.3 Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos.

5.4 Pistón accionado a gas (plunger lift). 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. e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos.

5.5 Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre SANTA CRUZ-BOLIVIA

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PRODUCCION PETROLERA rotor y estator.

6 Evaluacion de la produccion en Bolivia

6.1 Producción de Petróleo En Bolivia durante los tres últimos años 2011, 2012 y 2013. La información estadística que se refleja en este informe tiene por fuente los boletines estadísticos de YPFB de los años 2011, 2012 y 2013. 6.1.1

2011

La producción certificada de petróleo, condensado y gasolina natural es aquella producción medida en el punto de fiscalización de los campos. La producción certificada de condensado en 2011 representa el 69,14% de la producción total y alcanzó los mayores volúmenes promedio en los meses de junio, julio y agosto con 33,57 MBbl/día, SANTA CRUZ-BOLIVIA

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PRODUCCION PETROLERA 33,92 MBbl/día y 33,34MBbl/día respectivamente. Por otro lado, la producción de petróleo que representa el 10,82% del total producido, alcanzó sus mayores valores los meses de enero, julio y septiembre. Asimismo, la producción de gasolina natural que representa el 20,05% del total, alcanzó sus mayores niveles de producción los meses de octubre y noviembre con 9,66 MBbl/día y 9,65 MBbl/día respectivamente.

La producción promedio del total de hidrocarburos líquidos en 2011 superó a la producción promedio de 2010 en 4%. Respecto al 2010, la producción promedio de condensado se incrementó en 3%, la producción de gasolina natural se incrementó en 8% y la producción de petróleo en 2%.

6.1.2

2012

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PRODUCCION PETROLERA La producción certificada de condensado en el 2012 representó el 71,29% de la producción total y alcanzó el mayor volumen promedio en el mes de septiembre con 42,64 MBbl/día. Por otro lado, la producción de petróleo representó el 9,02% del total de líquidos producido, alcanzó un máximo el mes de abril con un volumen de 4,88 MBbl/día.

Asimismo, la producción de gasolina natural que representa el 19,69% de la producción total de líquidos, alcanzó su mayor nivel en el mes de noviembre con un volumen de 11,99 MBbl/día. La producción promedio de hidrocarburos líquidos en la gestión 2012 superó a la producción promedio de 2011 en 15,52%. La producción promedio de condensado se incrementó en 19,11%, la producción de gasolina natural se incrementó en 13,49% y la producción de petróleo disminuyó en 3,65%.

6.1.3

2013

La producción certificada de condensado en 2013 representó el 71,71% de la producción total de hidrocarburos líquidos y alcanzó el mayor volumen promedio en el mes de octubre con 44,58 MBbl/día. Por otro lado, la producción de petróleo representó el 8,71% del total de líquidos producido y alcanzó el mayor volumen promedio el mes de marzo con 5,34 MBbl/día. Asimismo, la producción de gasolina natural, representó el 19,58% de la SANTA CRUZ-BOLIVIA

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PRODUCCION PETROLERA producción total de líquidos y alcanzó el mayor promedio el mes de junio con un volumen de 12,0 MBbl/día.

La producción promedio total de hidrocarburos líquidos del año 2013, se incrementó en 15,0% respecto a la producción del año 2012 donde la producción de condensado creció en 15,7%, la producción de gasolina natural en 14,4% y la producción de petróleo en 11,1%.

6.2 Produccion por campo

Producción por Campo. La información oficial publicada por YPFB no da cuentas de cuál es la producción de hidrocarburos por cada pozo, sin embargo, sí lo hace por campos, a continuación más gráficos con la producción promedio de los campos más importantes del país en los años 2011, 2012 y 2013. 2011

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Los campos que más aportan a la producción total de hidrocarburos líquidos son Sábalo y San Alberto, campos gasíferos que producen condensado asociado al gas natural, la producción promedio de condensado de estos campos durante la gestión 2011 representó el 55,3% de la producción total de hidrocarburos líquidos.

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6.2.1

2012

Los campos que más aportan a la producción total de hidrocarburos líquidos son Sábalo y San Alberto, campos gasíferos que producen condensado asociado al gas natural. La producción de condensado de estos campos en 2012 representó el 50,7% de la producción total de hidrocarburos líquidos.

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6.2.2

2013

Los campos que más aportaron a la producción total de hidrocarburos líquidos fueron Sábalo y San Alberto, campos gasíferos que producen condensado asociados al gas natural, la producción de estos campos el 2013 representó 47,9% de la producción total de hidrocarburos líquidos. Durante la gestión 2013, el promedio de la producción certificada de petróleo, condensado y gasolina natural fue de 59,04 MBbl/día, representando un incremento del 15,04% respecto al año 2012.

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7 Conclusiones Segun las tablas de produccion de petroleo en bolivia nos da a conocer que nuestra produccion de petroleo noi es buena comparada con la produccion de gas ya que solo alcansa para el mercado interno.

8 Bibliografia  http://www.cbhe.org.bo/  http://www.equipetrol.com/index.php?option=com_content&view=article&id=13&lan g=es&Itemid=19

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9 Anexos Equipetrol s.a.: bombeo mecanico

El grupo EquiPetrol cuenta con un equipo de Ingenieros con vasta experiencia y capacidad para realizar la evaluación y diseño de sistemas de levantamiento artificial en busca de la optimización de sistemas de producción, apoyados por software de tecnología Proveemos servicios integrales de diseño, venta de equipos y herramientas, puesta en marcha y optimización de: 

Sistemas de Gas Lift:

Optimización de la producción por medio de la reducción en presión hidrostática que permite a los fluidos del reservorio entrar al pozo con mayor caudal. 

Sistemas de Levantamiento Hidráulico:

Los sistemas de Bombeo Hidraúlicos transmiten su energía mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería.

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PRODUCCION PETROLERA 

Sistemas de Bombeo Mecánico

La relativa simplicidad de los componentes de fondo de este sistema hacen esta opción un sistema de levantamiento artificial fiable y habilitado para un gran rango de aplicaciones. 

Sistemas de Bombeo de Cavidad Progresiva

El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se deplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. Este tipo de bombas permite manejar alto volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de aguas, así como también son ideales para manejar de mediana y baja gravedad API. 

Sistemas de Plunger Lift

Un método de levantamiento artificial usado principalmente en pozos de gas para alivianar la columna descargando pequeños volúmenes de líquidos o para pozos de petróleo con poca presión de fondo. Es un sistema de fácil mantenimiento y amigable con el medio ambiente

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