Ana karen huarayo troncoso corregido(1)
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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA.
FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA.
CARRERA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO.
"PROPUESTA DE INYECCIÓN CON SURFACTANTES
GENERADORES DE ESPUMA PARA REDUCIR LA
CARGA DE LÍQUIDOS E INCREMENTAR LA
PRODUCCIÓN DE GAS EN LA FORMACIÓN YECUA
DEL POZO SNQ - 3, CAMPO SAN ROQUE"
PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE
LICENCIATURA EN INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEO.
POSTULANTE : ANA KAREN HUARAYO TRONCOSO.
DOCENTE REVISOR: ING. HERBER LUIS FLORES LIQUE.
ORURO - BOLIVIA
2015
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
i
AGRADECIMIENTOS.
Primeramente doy un agradecimiento muy especial a Dios por ser mi guía, por
darme la dicha de vivir, brindarme salud y darme fuerzas necesarias para
culminar una de las metas más importantes en mi vida.
A la Universidad de Aquino Bolivia (UDABOL), por concederme la oportunidad de
formarme profesionalmente en sus aulas. la casa que sigue y seguirá venciendo la
sombra, por abrirme sus puertas y permitir mi formación como profesional.
A los docentes de Ingeniería en Gas y Petróleo por la paciencia, dedicación y por
brindarnos ese preciado tesoro como lo es la educación.
A mis padres por los sacrificios y apoyo tanto moral como económico, por
inculcarme valores y deseos de superación para culminar con éxito mis estudios.
A toda mi familia por brindarme su apoyo en los momentos difíciles, en especial a
mi madre, estarás siempre en mi corazón.
A mis grandes amigos por compartir en las buenas y en las malas gracias por su
apoyo y por creer en mí.
Mis grandes amigos y compañeros de la Universidad De Aquino Bolivia por los
buenos momentos vividos durante nuestro paso por la Universidad.
Y a todos aquellos que de alguna forma me apoyaron y estuvieron conmigo.
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA _________________________________________
ii
DEDICATORIA
A Dios Todopoderoso por darme la grandiosa oportunidad de vivir para lograr
uno de mis más anheladas metas: Ser Profesional; y especialmente por no
abandonarme y ser mi fiel compañero.
El presente proyecto va dedicado con mucho amor a mis papitos:Santiago
Huarayo y Felicia Troncoso a ustedes no solo por darme la vida si no también
por estar conmigo en todo momento y por apoyarme y ayudarme para lograr
cumplir con lo que siempre he soñado, SER PROFESIONAL. A ti mamá, te lo
dedico muy especialmente por tu años de trabajo, dedicación y por
aconsejarme; a ti papá por el apoyo incondicional, tus sabios consejos y por
confiar en mi. Mil gracias. Los amo!!!.
De igual manera dedico este trabajo a mi familia y amigos que depositaron su
apoyo y confianza en mi persona.
A todos mis compañeros y amigos de la Universidad.
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
iii
ÍNDICE DE CONTENIDO Pag.
AGRADECIMIENTOS..………..……………………………………………………….i
DEDICATORIA………………………..……………………………………….…….....ii
ÍNDICE DE FIGURAS…...………………...….………………….……………………x
ÍNDICE DE TABLAS…...………………………...……..………….…………………xii
LISTA DE ABREVIATURAS…...………………...…….……………………………xiv
RESUMEN…….…………..……………...……….….……………...……………….xvi
CAPÍTULO I - INTRODUCCIÓN.
1 INTRODUCCIÓN. ......................................................................................... 1
1.1 INTRODUCCIÓN. .................................................................................. 2
1.2 ANTECEDENTES. ................................................................................. 3
1.2.1 ANTECEDENTES DE LA TECNOLOGÍA. .......................................... 3
1.2.2 ANTECEDENTES DEL CAMPO SAN ROQUE. ................................. 5
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ................................................... 8
1.3.1 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA. ................................................. 8
1.3.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA. ................................................. 10
1.4 OBJETIVOS. ........................................................................................ 10
1.4.1 OBJETIVO GENERAL. ..................................................................... 10
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ............................................................ 10
1.5 JUSTIFICACIÓN. ................................................................................. 12
1.5.1 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO. ................................................. 12
1.5.2 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA. ............................................................. 12
1.5.3 JUSTIFICACIÓN OPERACIONAL. ................................................... 13
1.5.4 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA. ....................................................... 13
1.5.5 JUSTIFICACIÓN SOCIO – AMBIENTAL. ......................................... 14
1.5.5.1 JUSTIFICACIÓN SOCIAL. ......................................................... 14
1.5.5.2 JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL. .................................................. 14
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
iv
1.6 ALCANCES. ......................................................................................... 14
1.6.1 ALCANCE TEMÁTICO. .................................................................... 14
1.6.2 ALCANCE GEOGRÁFICO. ............................................................... 15
1.6.3 ALCANCE TEMPORAL. ................................................................... 15
1.7 APORTE. ............................................................................................. 15
CAPÍTULO II – MARCO TEÓRICO.
2 MARCO TEÓRICO. .................................................................................... 16
2.1 CUENCA SEDIMENTARIA. ................................................................. 17
2.1.1 RESERVORIO. ................................................................................. 17
2.1.2 FORMACIÓN. ................................................................................... 17
2.2 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO. ............... 18
2.2.1 ROCA RESERVORIO....................................................................... 18
2.2.1.1 TIPOS DE ROCA. ...................................................................... 19
2.2.1.2 POROSIDAD. ............................................................................. 19
2.2.1.2.1 CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD. ................................ 20
2.2.1.2.1.1 POROSIDAD ABSOLUTA (Φ). ....................................... 20
2.2.1.2.1.2 POROSIDAD EFECTIVA (K). ......................................... 20
2.2.1.2.2 CLASIFICACIÓN GEOLÓGICA DE LA POROSIDAD. ......... 21
2.2.1.2.2.1 POROSIDAD PRIMARIA. ............................................... 21
2.2.1.2.2.2 POROSIDAD SECUNDARIA. ......................................... 21
2.2.1.3 PERMEABILIDAD. ..................................................................... 21
2.2.1.3.1 CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD. ........................ 24
2.2.1.3.1.1 PERMEABILIDAD EFECTIVA. ....................................... 24
2.2.1.3.1.2 PERMEABILIDAD RELATIVA......................................... 24
2.2.1.4 RELACIÓN ENTRE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD. ........... 24
2.2.1.5 SATURACIÓN DE HIDROCARBUROS. .................................... 25
2.3 CARGA DE LÍQUIDOS. ........................................................................ 26
2.3.1 FLUJOS EN YACIMIENTOS DE GAS. ............................................. 28
2.3.1.1 FLUJO DEL YACIMIENTO AL POZO. ....................................... 28
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
v
2.3.1.2 PATRONES DE FLUJO VERTICAL EN POZOS DE GAS. ........ 28
2.3.1.3 FLUJO BURBUJA. ..................................................................... 29
2.3.1.4 FLUJO TAPÓN. ......................................................................... 29
2.3.1.5 TRANSICIÓN. ............................................................................ 30
2.3.1.6 FLUJO NIEBLA. ......................................................................... 30
2.4 PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS. ............................................. 31
2.4.1 PRODUCCIÓN PRIMARIA. .............................................................. 31
2.4.2 PRODUCCIÓN SECUNDARIA. ........................................................ 32
2.4.3 PRODUCCIÓN TERCIARIA. ............................................................ 32
2.5 ESTIMULACIÓN DE POZOS. .............................................................. 32
2.5.1 TIPOS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS. ......................................... 32
2.5.1.1 ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO. ............................ 33
2.5.1.2 ESTIMULACIÓN MATRICIAL. ................................................... 33
2.5.1.2.1 ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA (ÁCIDA). ............. 33
2.5.1.2.2 ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO-REACTIVA (NO ÁCIDA)
(NO ÁCii (NO ÁCIDA). ......................................................................... 34
2.6 EXPLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA A APLICAR............................... 34
2.6.1 INYECCIÓN DE SURFACTANTES. ................................................. 34
2.6.2 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL EQUIPO Y TECNOLOGÍA
TEjjÍA TECNOLOGÍA CAPILAR. ................................................................ 35
2.6.3 EQUIPOS DEL SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR CON CON COn
C ON SURFACTANTES GENERADORES DE ESPUMA. ......................... 36
2.6.3.1 EMPACADOR O PACK-OFF. .................................................... 36
2.6.3.2 TUBERÍA CAPILAR. .................................................................. 37
2.6.3.3 BOMBA TEXTEAM. ................................................................... 38
2.6.3.4 TANQUE DE PRODUCTOS QUÍMICOS. .................................. 39
2.6.3.5 PANEL SOLAR. ......................................................................... 39
2.6.3.6 CONTROL ELECTRÓNICO PROGRAMABLE. ......................... 40
2.6.3.6.1 DOSIFICADORA DE FONDO. .............................................. 40
2.6.4 SURFACTANTES. ............................................................................ 41
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
vi
2.6.4.1 COMPORTAMIENTO DE LOS SURFACTANTES. .................... 42
2.6.4.2 PROPIEDADES DE LOS SURFACTANTES. ............................ 43
2.6.4.2.1 ANIÓNICOS. ......................................................................... 44
2.6.4.2.2 CATIÓNICOS. ....................................................................... 45
2.6.4.2.3 NO-IÓNICOS. ....................................................................... 45
2.6.4.2.4 ANFOTÉRICOS. ................................................................... 45
2.6.4.3 APLICACIÓN Y TIPOS DE SURFACTANTES. .......................... 46
2.6.4.3.1 DESEMULSIFICADORES..................................................... 46
2.6.4.3.2 NO EMULSIFICADORES...................................................... 46
2.6.4.3.3 EMULSIFICADORES ............................................................ 46
2.6.4.3.4 AGENTES DE SUSPENSIÓN DE LIMO. .............................. 47
2.6.4.3.5 AGENTES ANTI SLUDGE .................................................... 47
2.6.4.3.6 REDUCTORES DE TENSIÓN SUPERFICIAL. ..................... 48
2.6.4.3.7 INHIBIDORES DE CORROSIÓN. ......................................... 48
2.6.4.3.8 BACTERICIDAS .................................................................... 48
2.6.4.3.9 TRATANTES DE ARCILLAS................................................. 48
2.6.4.3.10 AGENTES ESPUMANTES. ................................................ 49
2.7 SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES. ........... 49
2.7.1 INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TUBERÍA CAPILAR CAPILAR
CAPI CONVENCIONAL. ............................................................................ 50
CAPÍTULO III – MARCO METODOLÓGICO.
3 MARCO METODOLÓGICO. ...................................................................... 53
3.1 MÉTODOS Y TIPOS DE INVESTIGACIÓN. ......................................... 54
3.1.1 MÉTODO DE INVESTIGACIÓN. ...................................................... 54
3.1.1.1 METODO ANALÍTICO – SINTÉTICO......................................... 54
3.1.2 TIPOS DE INVESTIGACIÓN ............................................................ 54
3.1.2.1 INVESTIGACIÓN DESCRIPTIVA. ............................................. 54
3.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN. ....................................................... 54
3.2.1 ENTREVISTA. .................................................................................. 54
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
vii
3.2.2 REVISIÓN DOCUMENTAL. .............................................................. 54
3.3 MATRÍZ DE MARCO LÓGICO. ............................................................ 55
CAPÍTULO IV – SELECCIÓN DEL POZO.
4 SELECCIÓN DEL POZO. .......................................................................... 56
4.1 ANTECEDENTES DEL CAMPO SAN ROQUE. ................................... 57
4.2 ESTRATIGRAFÍA DEL POZO SAN ROQUE – 3 (SNQ – 3). ................. 60
4.2.1 FORMACIÓN YECUA....................................................................... 60
4.2.2 FORMACIÓN PETACA. .................................................................... 60
4.3 INFORMACIÓN DEL POZO. ................................................................ 61
4.3.1 PROPIEDADES Y CROMATOGRAFÍA DEL GAS PRESENTE EN EL
EN E EN EL POZO PRODUCTOR SNQ – 3. ............................................. 63
4.4 PRODUCCIÓN DEL POZO SNQ – 3. ................................................... 63
CAPÍTULO V - INGENIERÍA DEL PROYECTO.
5 INGENIERÍA DEL PROYECTO. ................................................................ 65
5.1 CÁLCULOS SIN LA TÉCNICA. ............................................................ 66
5.1.1 CÁLCULO DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD. .............................. 66
5.2 CÁLCULOS CON LA TÉCNICA. .......................................................... 67
5.2.1 PLANEACIÓN PARA EL PROCESO DE INYECCIÓN CON CON
CON SURFACTANTES. ............................................................................ 67
5.2.1.1 EVALUACIÓN DEL TIPO DE DAÑO. ........................................ 68
5.2.1.2 SELECCIÓN DEL SURFACTANTE GENERADOR DE ESPUMA
ESPUA ESPUMA ÓPTIMO PARA EL POZO SNQ – 3. .......................... 68
5.2.1.3 CÁLCULOS REQUERIDOS PARA LA APLICACIÓN DE LA LA
LA LA LA TÉCNICA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES
SURF SURFACTANTES. ..................................................................... 71
5.2.1.3.1 GRADIENTE DE FRACTURA. .............................................. 71
5.2.1.3.2 PRESIÓN DE FRACTURA.................................................... 72
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
viii
5.2.1.3.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN MÁXIMA EN LA
MÁXIMA MÁXIMA EN LA SUPERFICIE. ........................................... 72
5.2.1.3.4 CÁLCULO DEL CAUDAL DE INYECCIÓN MÁXIMO. .......... 73
5.2.1.3.5 CÁLCULO DE LA POTENCIA HIDRÁULICA DE LA BOMBA
BO MBA BOMBA. ............................................................................... 74
5.2.1.4 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO DE ESTIMULACIÓN
ESTIM ESTIMULACIÓN. ...................................................................... 75
5.2.1.4.1 CÁLCULO DEL TIEMPO DE INYECCIÓN. ........................... 77
5.2.1.5 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRODUCTIVIDAD ESPADO
ESPEO ESPERADO AL REMOVER EL DAÑO. ..................................... 77
5.2.1.5.1 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD DE LA ZONA DAÑADA
DAÑAD DAÑADA............................................................................... 78
5.2.2 CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE LÍQUIDO ACUMULADO A SER A
SER A SER REMOVIDO DEL POZO SNQ - 3. ........................................ 81
5.2.3 PROCEDIMIENTO DE LA INYECCIÓN SURFACTANTES. ............. 85
CAPÍTULO VI - ESTUDIO FINANCIERO.
6 ESTUDIO FINANCIERO. ........................................................................... 87
6.1 COSTOS DEL TRATAMIENTO. ........................................................... 88
6.2 VALOR ACTUAL NETO (VAN). ............................................................ 89
6.3 TASA INTERNA DE RETORNO. .......................................................... 91
6.4 RELACIÓN BENEFICIO/COSTO (RBC). ............................................. 92
6.5 INGRESOS PROYECTADOS.............................................................. 93
CAPÍTULO VII - CONSIDERACIONES AMBIENTALES.
7 CONSIDERACIONES AMBIENTALES. ..................................................... 98
7.1 IMPACTO AMBIENTAL. ....................................................................... 99
7.1.1 ACTIVIDADES DEL PROYECTO. .................................................... 99
7.2 MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES. ...... 100
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
ix
7.2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS PROYECTOS PARA SU EVALUACIÓN
EVAL EVALUACIÓN AMBIENTAL. .......................................................... 101
CAPÍTULO VIII - CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. .......................................... 102
8.1 CONCLUSIONES. ............................................................................. 103
8.2 RECOMENDACIONES ...................................................................... 103
9 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................ 105
10 ANEXOS ...................................................................................................... A
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
x
ÍNDICE DE FIGURAS…………………..……………………………..…………..Pág.
FIGURA 1. EQUIPO DE LA TECNOLOGÍA CAPILAR EN PLENA OPERACIÓN. ...... 4
FIGURA 2. VISTA DE LA INSTALACIÓN FINAL DEL EQUIPO DE INYECCION
CAPILAR CAPILAR. ................................................................................... 5
FIGURA 3. UBICACIÓN DEL CAMPO SAN ROQUE. ......................................... 7
FIGURA 4. HISTORIAL Y DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL POZO SNQ – 3
SNQ – 3 SNQ – 3. ................................................................................. 9
FIGURA 5. ACTIVIDADES A DESARROLLAR PARA LOS OBJETIVOS ESPECÍFICOS
ESPECÍF ESPECÍFICOS. ......................................................................... 11
FIGURA 6. POROSIDAD. ........................................................................... 19
FIGURA 7. PEMEABILIDAD. ....................................................................... 22
FIGURA 8. REGÍMENES DE FLUJO MULTIFÁSICO VERTICAL. ......................... 28
FIGURA 9. REGÍMENES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBING DE POZOS
GASFERI GASÍFEROS. ............................................................................ 29
FIGURA 10. HISTORIA DE VIDA DE UN POZO PRODUCTOR DE GAS................. 30
FIGURA 11. PARTES CONSTITUYENTES DE LA UNIDAD ESPECIAL DE COILED
COILED COILED TUBING. ...................................................................... 36
FIGURA 12. PACK-OFF ROSCADO. ............................................................. 37
FIGURA 13. TUBERÍA CAPILAR. .................................................................. 38
FIGURA 14. BOMBA DOSIFICADORA. ........................................................... 38
FIGURA 15. TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE SURFACTANTE LÍQUIDO. ....... 39
FIGURA 16. PANEL SOLAR. ....................................................................... 39
FIGURA 17. CONTROL ELECTRÓNICO. ........................................................ 40
FIGURA 18. BOQUILLA DOSIFICADORA. ....................................................... 40
FIGURA 19. REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE UNA MOLÉCULA DE SURFACT
SURFAC SURFACTANTE. ....................................................................... 41
FIGURA 20. ADSORCIÓN DE SURFACTANTE EN UN INTERFAZ SUPERFICIAL
SUPERL SUPERFICIAL. ......................................................................... 42
FIGURA 21. COMPORTAMIENTO DE LOS SURFACTANTES (AGENTES TENSO-
TENSIIO- TENSO-ACTIVOS). ................................................................... 42
FIGURA 22. SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR SIMPLE. ................................. 51
FIGURA 23. SISTEMA DE INYECCIÓN CON SURFACTANTES MEDIANTE LA
TUBERIA LA TUBERÍA CAPILAR. .............................................................. 52
FIGURA 24. PLANTA SAN ROQUE. .............................................................. 57
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
xi
FIGURA 25. MAPA DE UBICACIÓN Y COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA
GENERA GENERALIZADA. ...................................................................... 58
FIGURA 26. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL POZO SNQ – 3. ...................... 59
FIGURA 27. ESQUEMA GEOLÓGICO DEL POZO SNQ – 3. ............................. 61
FIGURA 28. DETERMINACIÓN DE LA ACUMULACIÓN DE LÍQUIDOS EN EL POZO
POZO PO POZO SNQ - 3. ....................................................................... 81
FIGURA 29. SISTEMA DE INYECCIÓN CON SURFACTANTES MEDIANTE LA LA LA
LA LA LA I LA TUBERIA CAPILAR. .............................................................. 86
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
xii
ÍNDICE DE TABLAS………………………………………………………………Pág.
TABLA 1. DATOS GENERALES DEL POZO SNQ - 3. ....................................... 6
TABLA 2. PRODUCCIÓN DE GAS DEL POZO SNQ – 3. ................................... 8
TABLA 3. IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMA DEL POZO SNQ – 3. ................... 10
TABLA 4. CRITERIOS BÁSICOS DE SELECCIÓN PARA EL DESARROLLO DE
PROYE PROYECTOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA BASADO EN PROYECOS
PROOS MÉTODOS QUÍMICOS. ................................................................. 13
TABLA 5. COORDENADAS DEL POZO SNQ – 3. .......................................... 15
TABLA 6. EVALUACIÓN DE PERMEABILIDAD Y POROSIDAD. ......................... 25
TABLA 7. CLASIFICACIÓN DE LOS SURFACTANTES SEGÚN SU CARGA IÓNNNICA
IÓNICA IÓNICA. ..................................................................................... 44
TABLA 8. MATRIZ DE MARCO LÓGICO ........................................................ 55
TABLA 9. DATOS DE LA FORMACIÓN YECUA. ............................................. 62
TABLA 10. PROPIEDADES DEL GAS DEL POZO PRODUCTOR SNQ - 3. ........... 63
TABLA 11. PRODUCCIÓN 2009 ACTUAL DEL POZO SNQ - 3. ........................ 63
TABLA 12. PRODUCCIÓN DE GAS. ............................................................... 64
TABLA 13. PARÁMETROS DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD. ........................... 66
TABLA 14. VALORES TÍPICOS DE S Y SU SIGNIFICANCIA RELATIVA. ............... 68
TABLA 15. SELECCIÓN DEL SURFACTANTE SEGÚN SU CARGA IÓNICA. ........... 69
TABLA 16. VARIABLES DE REFERENCIA PARA APLICAR EL SURFACTANTE. ..... 69
TABLA 17. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE PARÁMETROS EN LAS VARIAB
VARIAB VARIABLES DE REFERENCIA. ...................................................... 70
TABLA 18. CARACTERÍSTICAS DEL SURFACTANTE MF-3GL. ........................ 70
TABLA 19. CÁLCULOS SIN LA TÉCNICA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTS
SURFAS SURFACTANTES. ....................................................................... 79
TABLA 20. CÁLCULOS CON LA TÉCNICA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SUANTES
SURFA SURFACTANTES. ....................................................................... 80
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
xiii
TABLA 21. COMPARACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD SIN INYECCIÓN
INYECC INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES Y CON INYECCIÓN INYECN
INYECC INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES .................................. 80
TABLA 22. COSTO DE MOVILIZACIÓN. .......................................................... 88
TABLA 23. COSTO DEL PERSONAL. ............................................................ 89
TABLA 24. COSTO DEL SURFACTANTE GENERADOR DE ESPUMA................... 89
TABLA 25. INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO. .............................. 90
TABLA 26. INTERPRETACIÓN DE LA TASA INTERNA DE RETORNO. ................ 91
TABLA 27. RELACIÓN BENEFICIO/COSTO (B/C). ......................................... 92
TABLA 28. COSTO TOTAL DEL PROYECTO. ................................................. 93
TABLA 29. PRECIO DE VENTA DE GAS. ....................................................... 94
TABLA 30. INGRESOS PROYECTADOS. ........................................................ 95
TABLA 31. FLUJO DE CAJA ECONÓMICO. ................................................... 96
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
xiv
LISTA DE ABREVIATURAS
ABREVIATURA DESCRIPCIÓN UNIDADES
°API Grado del petróleo. API
Cp Centipoise cp
C Capacidad del volumen en fondo de
pozo
Metros
D Profundidad del intervalo de interés Metros
H Espesor del intervalo de interés. Pie
IDH Impuesto Directo a los Hidrocarburos. %
IP=J Índice de productividad. Pc/d*psi
ºF Grados Fahrenheit. ⁰F
Ft Pies. Ft
Gf Gradiente de fractura Psi/pie
Jg Índice de productividad sin daño Mpc/d*psi
Jx Índice de productividad con daño Mpc/d*psi
K Permeabilidad. Md
kx Permeabilidad reducida por daño. md
Md Milidarcy. Md
M PCD Miles de pies cúbicos día. Mpc/d
MM Bbls Millones de barriles. MMBbl
Pc/d Pies Cúbicos por Día. Pc/d
Pf Presión de fractura. Psi
Pr Presión de reservorio. Psi
Ppg Libras por galón. Lb/gal
Psi Libras por pulgada al cuadrado. Lb/plg2
Psmax Presión máxima de inyección. Psi
Pwf Presión de fondo fluyente. Psi
Pwh Presión en la cabeza del pozo. Psi
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
xv
Px Presión de la zona dañada Psi
Qg Caudal de gas. Mpc/d
Qimax Gasto de inyección máxima. Bbls/min
RAP Relación agua petróleo. Adimensional
re Radio de drenaje. Pie
rw Radio del pozo. Pie
rx Radio de penetración de la zona
dañada.
Pie
S Efecto skin o daño adimensional
Sg Saturación de gas. %
Sw Saturación de agua. %
T Temperatura. ⁰F
tiny Tiempo de inyección Min
TVD Profundidad del pozo. Pie
TIR Tasa interna de retorno. %
V Volumen de líquido acumulado en el
fondo de pozo
Bbls
Vf Volumen del fluido a inyectar. Gal
VAN Valor actual neto. Sus
Ø Porosidad. %
γw Gravedad especifica del agua. Adimensional
Γg Gravedad especifica del gas. Adimensional
µo Viscosidad del petróleo. Cp
µf Viscosidad del fluido de tratamiento. Cp
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
xvi
RESUMEN
El presente proyecto, consiste en reducir la producción de agua mediante la
inyección capilar con surfactantes generadores de espuma para incrementar la
producción del pozo SNQ - 3.
La carga de líquidos constituye un problema en muchos pozos de producción
de gas y petróleo, porque puede afectar drásticamente a los regímenes de
producción; puede dañar los equipos de fondo de pozo, implica para los
productores un costo de millones de dólares por año.
Se propone realizar un tratamiento químico para el Pozo SNQ – 3 la cual se
encuentra con una baja producción de gas debido al incremento del corte de
agua en su producción.
El tratamiento que se plantea aplicar consiste en la instalación directa de una
tubería capilar de acero inoxidable conectándolo al tanque del producto químico
(surfactante) MF-3GL; el cual sirve como medio para inyectar a la profundidad
de 1847 metros con el químico, con el objetivo de alivianar la columna de
líquidos y recuperar de esta manera la producción de gas.
El surfactante genera una espuma donde hace que el agua sea más liviano
atrapándolas en forma de burbuja y así esta permita el paso para su posterior
producción de gas.
Con la aplicación de la técnica, se demuestra que la inyección capilar con
surfactantes, es una solución al problema de producción de agua en el pozo
SNQ - 3, incrementando la producción de gas de 50,66 Mpc/d a 351,05 Mpc/d y
la carga de líquidos se reduce en 33 bbl, debido a que la misma garantiza una
resistencia adecuada.
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
CAPÍTULO I - INTRODUCCIÓN
1 INTRODUCCIÓN.
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
2
1.1 INTRODUCCIÓN.
El proyecto tiene la finalidad de incrementar la producción de Gas del pozo
SNQ - 3, Campo San Roque mediante la técnica de inyección capilar con
surfactantes generadores de espuma.
La razón que hace importante, es que el pozo tiene una baja productividad
debido a la carga de líquidos en el fondo del pozo SNQ – 3; que se produce
cuando el gas fluye hacia la superficie, forma porciones de líquido por producto
de caída de presión que no pueden llegar a la superficie, al proponer la
tecnología el pozo podrá incrementar su producción.
Lo que se espera es reducir el problema de carga de líquidos del pozo SNQ - 3,
mediante la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de
espuma.
Se demuestra que la técnica de inyección con surfactantes generadores de
espuma es aplicable a las características geológicas y petrofísicas de la
formación Yecua del Pozo SNQ – 3, para incrementar su producción.
El proyecto cubre temáticamente el área hidrocarburífera: de explotación y
producción (Upstream), con el sistema de inyección con surfactantes
generadores de espuma en la zona productora del Pozo SNQ - 3, para alcanzar
una producción adecuada. (Petroleros.)
Dentro de las limitaciones de la técnica de inyección capilar con surfactantes
generadores espuma; no se encuentra contemplado realizar ensayos con
muestras de producción del pozo en laboratorios para determinar el tiempo de
formación de los surfactantes, tampoco se evalua el acuífero activo, ni el estado
actual de las tuberías de producción, cañoneo y cálculo de reservas.
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1.2 ANTECEDENTES.
1.2.1 ANTECEDENTES DE LA TECNOLOGÍA.
La aplicación de la tecnología de inyección capilar con surfactantes (agentes
espumantes) que se toma como base fue realizada en el país de Argentina;
pero no se realizó en nuestro País, éste es una nueva técnica que se aplica
para la recuperación terciaria o mejorada de hidrocarburos. (Weatherford,
Tecnología capilar con espumantes.)
En la cuenca Neuquina Weatherford International De Argentina realizó la
primera operación de inyección con surfactantes (agentes espumantes)
mediante la Tecnología de la tubería Capilar. Los resultados obtenidos fueron
altamente satisfactorios ya que se logró triplicar la producción de gas del pozo
intervenido.
La utilización de esta tecnología permite recuperar gran parte de la producción
real en pozos gasíferos que por efecto de acumulación de líquidos bajan su
producción.
El principio de este tipo de aplicación se basa en la instalación de una tubería
capilar de acero inoxidable mediante el cual se le inyecta un agente químico
(espumante), con el objetivo de alivianar la columna de líquido y permitir de esta
manera estabilizar la producción de gas.
Esta instalación se realiza con la Unidad de Coiled Tubing Capilar.
Luego de la instalación del Tubing Capilar ó tubería capilar con su respectiva
inyección del agente quimico, se registró un incremento en el caudal de gas de
10800 m³/día, siendo la producción previa al tratamiento de 5500 m³/día
posteriormente estabilizándose en 16300 m³/día.
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La primera Instalación en Argentina, lugar donde se aplicó por primera vez el
sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma la cual
dio buenos resultados.
Informe técnico de la aplicación del sistema de inyección capilar con espumas:
Pozo Sa - 6, Neuquén – Argentina.
A continuación se puede observar las FIGURAS 1 y 2 de la operación e
instalación final del Yacimiento Agua del Cajón del 16 de Febrero de 2006.
FIGURA 1. Equipo de la Tecnología Capilar en plena operación.
Fuente. Tecnología de inyección capilar Weatherford año 2012.
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FIGURA 2. Vista de la instalación final del equipo de inyeccion capilar.
Fuente. Tecnología de inyección capilar Weatherford año 2012.
1.2.2 ANTECEDENTES DEL CAMPO SAN ROQUE.
El Campo San Roque fue descubierto en 1981; su explotación es mediante
agotamiento natural, cuenta con una planta para extraer gasolina natural y
acondicionar el gas para estar dentro de especificaciones requeridas para su
transporte.
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En este campo se perforaron 21 pozos, de los cuales actualmente 9 son
productores y 12 están cerrados.
La profundidad promedio de estos pozos es de 2800 metros, profundidad a la
cual se encuentran los niveles productores: Yecua, Petaca, Castellón y
Tapecua.
TABLA 1. Datos generales del pozo SNQ - 3.
Campo San Roque
Pozo San Roque No. 3 (SNQ - 3).
Operador YPFB-Chaco SA
Cuenca Pie De Monte
País Bolivia
Departamento Tarija
Provincia Gran Chaco
País Bolivia
Ubicación Fisiográfica Subandino Sur
Coordenadas UTM
X = 461820.23 M E
Y = 7672418.44 M N
Zt = 561 Msnm
Fuente. Elaboracion propia en base a los datos otorgados
por la empresa de YPFB - CHACO S.A.
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FIGURA 3. Ubicación del Campo San Roque.
Fuente: YPFB - CHACO S.A. Mapa del sitio - Mapa interactivo.
Campo San
Roque
actualmente
en producción.
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1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
1.3.1 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA.
En base a análisis de los datos disponibles del pozo (características técnicas e
historial de producción), definición de la situación actual y potencial del pozo,
con valores medidos de presión (505 psi) y temperatura en el pozo (148 °F) y
en la medición de cada fluido en la superficie, se obtuvieron resultados de
pérdidas de gas y una declinación de producción de 1,6 Mpc/año debido al
problema de carga de líquido que es 65,78 bbl, confirmando a su vez los
volúmenes extraídos según el historial de la producción del pozo SNQ – 3 del
campo San Roque la misma que se ve en la FIGURA 5, por lo cuál surge la
necesidad de aplicar la técnica de inyección capilar para el incremento de su
producción y reducir el problema de carga de líquidos del mismo, utilizando
surfactantes generadores de espuma. (Bolivia, 2011)
TABLA 2. Producción de gas del Pozo SNQ – 3.
PRODUCCIÓN DE
GAS
AÑO CAUDAL (Mpc/d)
2011 121,8
2012 100,08
2013 82,23
2014 67,57
2015 55,53
Fuente. Ministerio de hidrocarburos.
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FIGURA 4. Historial y declinación de producción del pozo SNQ – 3.
Fuente. YPFB – CHACO S.A.
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TABLA 3. Identificación de problema del Pozo SNQ – 3.
CAUSA PROBLEMA EFECTO
Filtraciones. Acumulación de
líquidos.
Baja productividad del
pozo SNQ – 3 del Campo
San Roque.
Fuente. Elaboracion propia.
1.3.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.
¿Cómo reducir la acumulación de líquidos en la formación Yecua del pozo
SNQ – 3; para incrementar su productividad?
1.4 OBJETIVOS.
1.4.1 OBJETIVO GENERAL.
Proponer la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de
espuma en la formación Yecua del pozo SNQ – 3; para reducir la acumulación
de liquídos y contribuir a incrementar su productividad.
1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
Determinar las características petrofísicas y geológicas del Pozo
SNQ – 3, Campo San Roque para la aplicación de la técnica de
inyección capilar con surfactantes.
Analizar y evaluar la técnica de inyección con surfactante generador
de espuma que permita incrementar la producción del pozo SNQ – 3.
Proponer el surfactante generador de espuma óptimo que pueda ser
utilizado para incrementar la producción del Pozo SNQ – 3.
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FIGURA 5. Actividades a desarrollar para los objetivos específicos.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS ACTIVIDADES
Determinar las características
petrofísicas y geológicas del
Pozo SNQ – 3, Campo San
Roque para la aplicación de
la técnica de inyección capilar
con surfactantes.
Recopilar información general del
Pozo SNQ – 3, Campo San Roque.
Describir las características
geológicas del Pozo SNQ – 3.
Definir la ubicación del sistema de
inyección capilar para reducir la carga
líquidos con surfactantes.
Analizar y evaluar la técnica
de inyección con surfactantes
generador de espuma que
permita incrementar la
producción del pozo SNQ – 3.
Describir los diferentes tipos de
surfactantes según su carga iónica.
Verificar el cumplimiento de los
parámetros requeridos para la
selección del surfactante.
Seleccionar el surfactante generador
de espuma según su carga iónica.
Proponer el surfactante
generador de espuma óptimo
que pueda ser utilizado para
incrementar la producción del
Pozo SNQ – 3.
Describir el proceso del sistema de
inyección capilar con surfactantes
generadores de espuma.
Realizar los cálculos pertinentes para
obtener el incremento de producción.
Fuente. Elaboración propia.
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1.5 JUSTIFICACIÓN.
1.5.1 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO.
Con la propuesta del proyecto se reduce la carga de líquidos, la cual permite
fluir el gas y condensado del pozo SNQ – 3 a superficie; por lo cual se
contemplan los argumentos fundamentales que se desarrollan y se presenta en
cuatro justificaciones: Técnica, Operacional, Económica y Socio-Ambiental.
1.5.2 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA.
Para el sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma
se cuenta con los equipos y maquinarias requeridas con tecnología básica y
requerida por normativa, para reducir la carga de líquidos en el fondo de pozo e
incrementar la producción de gas y condensado del pozo SNQ – 3, Campo San
Roque.
Dentro el desarrollo técnico del proyecto, se aplica la siguiente norma:
Reglamento De Normas Técnicas – DS 28397:
Art. 149 Para realizar inyecciones.
Art. 154 Diseñadas para soportar mezclas.
Art. 180 (Fluidos adecuados para inyección).
La tecnología, que se emplea y se requiere en la aplicación de inyección capilar
con surfactantes generadores de espuma, se puede adquirir en Bolivia por
medio de contratos con las empresas de servicio especializados en la
tecnología de inyección capilar con surfactantes, como ser la empresa
weatherford.
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1.5.3 JUSTIFICACIÓN OPERACIONAL.
Mediante el estudio que se realizó, la aplicación de la técnica de inyección
capilar con surfactantes generadores de espuma para el pozo SNQ – 3 del
Campo San Roque, si es viable operacionalmente ya que cumple con las
condiciones requeridas de la tabla 4.
TABLA 4. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de
recuperación mejorada basado en métodos químicos.
POZO SNQ – 3
DATOS DE LA FORMACIÓN
YECUA
CONDICIONES PARA LA
INYECCIÓN CAPILAR CON
SURFACTANTES
CUMPLE
Temperatura 148 (°F) 125 < T < 175 °F SI
Grados °API 67.5 > 50 SI
Viscosidad 0,30 (cp) µ < 15 cp SI
Espesor productor 13 ft 10 < h < 50 ft SI
Permeabilidad
Porosidad
24,2 (md)
19,9 %
20 < k < 500 md
10 < Ø < 25 %
SI
SI
Fuente. Weatherford – Capillary Technologies & Engineered Chemistry.
1.5.4 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA.
El aprovechar al máximo la producción de la formación Yecua a partir del uso
de la técnica de inyección capilar con surfactantes, se genera ingresos
económicos que se incrementan en beneficios económicos a la empresa,
Departamento y al País; este hecho se da tanto para el mercado externo como
para el mercado interno, al resultado de los millones de pies cúbicos de gas y
barriles de petróleo adicionales producidos después del tratamiento.
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1.5.5 JUSTIFICACIÓN SOCIO – AMBIENTAL.
1.5.5.1 JUSTIFICACIÓN SOCIAL.
Al realizar la aplicación de la técnica de inyección capilar con surfactantes
generadores de espuma en la Formación Yecua del pozo SNQ – 3, se
incrementa el volumen de producción de gas y condensado, lo que significa un
incremento en los ingresos de la empresa y también al impuesto directo a los
hidrocarburos (IDH), que beneficia al Departamento y a su vez a la Provincia,
por lo tanto esto genera mayores empleos para el País, obras en los municipios,
educación, salud, servicios básicos mejorando el nivel de vida del país.
1.5.5.2 JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL.
Este tipo de tecnología reduce considerablemente el impacto ambiental puesto
que no habrá que purgar, ó sea ventear el pozo a la atmósfera para restaurar el
flujo temporalmente, lo cual produce emisiones sustanciales de metano al
medio ambiente.
1.6 ALCANCES.
1.6.1 ALCANCE TEMÁTICO.
Las áreas que se abarca para el desarrollo del proyecto de inyección capilar
con surfactantes generadores de espuma explícitamente son para el área
umpstream:
Explotación de Hidrocarburos.
Producción de Hidrocarburos.
Sistemas de recuperación mejorada.
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1.6.2 ALCANCE GEOGRÁFICO.
El Pozo SNQ – 3 del campo San Roque, lugar donde se pretende aplicar la
técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma es una
zona tradicional y se encuentra ubicado en la cuenca pie de monte en el
Departamento de Tarija, Provincia Gran Chaco el cual tiene las siguientes
coordenadas:
TABLA 5. Coordenadas del pozo SNQ – 3.
COORDENADAS UTM
X = 461820.23 m E
Y = 7672418.44 m N
Zt = 561 mnsm
Fuente. Google Earth.
1.6.3 ALCANCE TEMPORAL.
El tiempo estimado para la realización del proyecto abarca desde la finalización
del semestre I/2015 a la conclusión del semestre II/2015 del mismo año.
1.7 APORTE.
Con el presente proyecto se realiza un aporte dando solución a la carga de
líquidos, puesto que con la propuesta de la técnica de inyección capilar con
surfactantes generadores de espuma, se logra el incremento de producción de
gas y condensado del pozo SNQ – 3 beneficiando económicamente al País y a
la empresa.
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CAPÍTULO II – MARCO TEÓRICO
2 MARCO TEÓRICO.
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En el presente capítulo, se describe de forma general todos los conceptos y
bases teóricas que se aplican para realizar el presente proyecto, además el
método de reducción de carga de líquidos del pozo, mediante la técnica de
inyección capilar con surfactante generadores de espuma.
2.1 CUENCA SEDIMENTARIA.
Las “cuencas sedimentarias” son cubetas rellenas de sedimentos, que son las
únicas rocas donde se pueden generar hidrocarburos (conforme a la teoría de
Engler) y donde en general se acumulan. En pocos casos se dan
acumulaciones de petróleo y gas en rocas graníticas.
El tamaño de estas cubetas varía en decenas de miles de kilómetros
cuadrados, y el espesor generalmente es de miles de metros, alcanzando hasta
7.000 metros. Estas cubetas se encuentran rodeadas por zonas de basamento
(que rara vez contienen petróleo). (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011)
2.1.1 RESERVORIO.
Uno o varios estratos o unidades geológicas bajo la superficie con límites y un
sistema común de presión en toda su extensión (conexión hidráulica) capaces
de almacenar y producir fluidos que estén completamente rodeados por roca
impermeable o agua. (Bolivia, 2011)
2.1.2 FORMACIÓN.
En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman “formaciones” y
están debidamente identificadas por edad, nombre y tipo del material rocoso del
cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las
ansiadas rocas sedimentarias. (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011)
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Es una unidad litológica, de espesor variable entre algunos hasta centenares de
metros y de considerables extensión areal. Una formación tiene unidades
menores (miembros, horizontes, capas). (Bolivia, 2011)
2.2 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO.
La petrofísica es el estudio de las propiedades físicas y químicas de las rocas y
la interconexión entre las rocas y los fluidos que contiene (hidrocarburos
líquidos, hidrocarburos gaseosos y soluciones acuosas).Debido a la importancia
del conocimiento de estas características, en esta sección se trataran algunas
de las características más importantes principalmente la composición
mineralógicas de las rocas, dando un enfoque principal a las rocas
sedimentarias, ya que son las que mayormente presentan características
favorables para ser rocas reservorios. (Angulo., Petrofísica de
Reservorios.CAPITULO I, Pág. 1., 2008)
2.2.1 ROCA RESERVORIO.
Una roca reservorio es una roca existente en el subsuelo con suficiente
porosidad y permeabilidad de modo que pueda almacenar y transmitir fluidos.
Las rocas reservorios también conocidas como rocas productivas comprenden
de ciertas características para almacenar cantidades comerciales de
hidrocarburos, para determinar si una roca es una buena roca reservorio se
consideran las siguientes características:
Tipo de roca (clasificación).
Capacidad de almacenar fluidos (porosidad).
Capacidad de flujo (permeabilidad). (Angulo., Petrofísica de
Reservorios.CAPITULO I, Pág. 17., 2008)
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2.2.1.1 TIPOS DE ROCA.
En la corteza terrestre se encuentran tres tipos de rocas estas son rocas
ígneas, rocas sedimentarias y rocas metamórficas. De los tres tipos principales
de rocas las que mayormente presentan características favorables para ser
rocas reservorios son las rocas sedimentarias porque estas tienen una
porosidad mayor a las rocas ígneas o metamórficas, además las rocas
sedimentarias se presentan en condiciones (presión y temperatura), donde los
hidrocarburos pueden generarse y conservarse. De aquí la importancia de
conocer las propiedades de este tipo de rocas. (Angulo., Petrofísica de
Reservorios.CAPITULO I, Pág. 17., 2008)
2.2.1.2 POROSIDAD.
Es el espacio disponible en las rocas para que se acumulen los fluidos o es la
capacidad de almacenar fluidos. La porosidad es de gran importancia en los
cálculos de reservas de petróleo crudo y gas natural. La porosidad es la medida
de los espacios huecos en una roca, y resulta fundamental para que ésta actúe
como almacén (Freddy Humberto Escobar, 2005) (HALLIBURTON, 2001)
FIGURA 6. Porosidad.
Fuente. Petrofísica de reservorios, Franco F. Sivila Angulo, 2008.
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La porosidad es considerada:
Muy Baja cuando es =< 5%
Baja cuando es >5% pero =<10%
Promedio cuando es >10% pero =<20%
Buena cuando es >20% pero =<30%
Excelente cuando >30%
2.2.1.2.1 CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD.
Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se
desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos
diagenéticos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros
interconectados y otros aislados. (Freddy Humberto Escobar, 2005)
Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de
qué espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos
espacios porosos. (Freddy Humberto Escobar, 2005)
2.2.1.2.1.1 POROSIDAD ABSOLUTA (Φ).
Es la razón del espacio poral total, respecto al volumen total de las roca, sin
tomar en cuenta si los poros están comunicados entre sí o no.
2.2.1.2.1.2 POROSIDAD EFECTIVA (K).
Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto o total
de la roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para
conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de
una roca.
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2.2.1.2.2 CLASIFICACIÓN GEOLÓGICA DE LA POROSIDAD.
A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue
el primer fluido que llenó el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua
connata.
Un método común de clasificación de la porosidad se basa en la condición si
porosidad se formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis
subsiguiente (dolomitización), catagénesis, campo de esfuerzos o percolación
de agua.
2.2.1.2.2.1 POROSIDAD PRIMARIA.
La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados.
Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o
clásticas) y calizas (no detríticas). (Freddy Humberto Escobar, 2005)
2.2.1.2.2.2 POROSIDAD SECUNDARIA.
Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de
sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o
cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad
secundaria es el resultado de un proceso geológico (diagénesis y catagénesis)
que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. La magnitud,
forma, tamaño e interconexión de los poros podría no tener relación directa de
la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se
clasifica en: porosidad de disolución y dolomitización (Freddy Humberto
Escobar, 2005)
2.2.1.3 PERMEABILIDAD.
Es el segundo factor importante para la existencia de un almacén.
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La permeabilidad (k) es la propiedad que permite el movimiento y pasaje de los
fluidos a través de los poros interconectados, también podemos decir que es la
facilidad con la cual el fluido fluye a través de los poros o capacidad de una roca
para que un fluido fluya a través de ella. (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011)
Su unidad de medida es el Darcy, aunque se emplea con más frecuencia el
milidarcy que es la milésima parte de un Darcy. Habitualmente, debido a la baja
permeabilidad de las rocas, se usan los milidarcies. (Ortiz, Geologia del
Petroleo, II/2011)
FIGURA 7. Pemeabilidad.
Fuente. Petrofísica de reservorios, Franco F. Sivila Angulo, 2008.
Esta propiedad de las rocas está relacionada a la porosidad pero no es
dependiente de esta.
La permeabilidad es función de:
Del tamaño de los pasajes que conectan los poros de la roca.
El tamaño de los granos de la roca.
La distribución de los granos.
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El tamaño y la distribución de los granos que componen la roca es determinante
en la permeabilidad de la roca. Una formación compuesta por granos grandes y
cuya distribución de tamaño es buena resultaran en poros con diámetros de
buen tamaño, por lo tanto se tendrán conexiones más grandes entre los poros.
Esto resultara en una alta permeabilidad de la roca y una presión capilar baja.
Estos dos últimos permiten una fácil extracción de los fluidos del reservorio
reduciendo los costos de producción e incrementando el volumen de
recuperación final.
La permeabilidad de los reservorios puede ser obtenida de diferentes fuentes,
estas fuentes son:
Análisis de muestras de núcleo.
Análisis de pruebas de pozo.
Datos de producción.
Registros de pozo.
La permeabilidad es el parámetro más importante para determinar la capacidad
de producir fluidos de una formación. Estos puede ser analizado de mejor forma
en la ecuación de Darcy, la ecuación es:
Ecuación 1
Donde:
k = permeabilidad = md
μ = Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cp)
L = Distancia que recorre el fluido = ft
A = Sección transversal ft2.
ΔP = Diferencia de Presión (P2 – P1) = psi
q = Tasa de producción = Mpc/d
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2.2.1.3.1 CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD.
2.2.1.3.1.1 PERMEABILIDAD EFECTIVA.
Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación
de este es menor al 100%. (HALLIBURTON, 2001)
2.2.1.3.1.2 PERMEABILIDAD RELATIVA.
Es la relación entre la permeabilidad efectiva a la permeabilidad absoluta.
(HALLIBURTON, 2001)
2.2.1.4 RELACIÓN ENTRE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD.
Cada tipo de roca tiene una relación única entre su permeabilidad y porosidad.
Por lo tanto, no existe una correlación general que se pueda aplicar a todos los
reservorios.
En la práctica, los datos petrofísicos de la formación productora se obtienen a
partir de mediciones en el pozo. Entre los primeros estudios esta la realización
de un perfil (registro) de porosidad.
El cálculo de la permeabilidad a partir de las mediciones de porosidad obtenidas
de los perfiles es una práctica generalizada de la industria. Sin embargo, los
parámetros que definen la estructura de los poros están relacionados con la
porosidad y el tipo de roca de una forma compleja. Por esta razón, la
permeabilidad debe ser relacionada con la porosidad de una misma formación
utilizando un modelo que describa adecuadamente el medio poroso y que
refleje el tipo de roca.
Las relaciones entre permeabilidad y porosidad son de vital importancia para
determinar la clasificación de rocas (rock typing en Ingles). La clasificación de
rocas es un proceso que clasifica las rocas en distintas unidades de flujo
hidráulico (hydraulic flow units en Ingles).
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Estas características de cada unidad de flujo hidráulico deben ser continuas
tanto lateralmente como verticalmente. Cuando los tipos de roca en un
reservorio son clasificados correctamente, se obtiene una caracterización del
reservorio representada por la relación permeabilidad – porosidad.
Como resultado de la caracterización del reservorio se puede obtener
estimaciones de la permeabilidad en intervalos donde no se tienen muestras de
la formación. (Angulo., Petrofísica de Reservorios.CAPITULO I, Pág. 171.,
2008)
TABLA 6. Evaluación de Permeabilidad y Porosidad.
EVALUACIÓN DE PERMEABILIDAD
Regular 1 – 10 md
Buena 10 – 100 md
Muy Buena 100 – 1000 md
EVALUACIÓN PORCENTUAL DE LA POROSIDAD
Descartable 0 – 5 %
Pobre 5 – 10 %
Regular 10 – 15 %
Buena 15 – 20 %
Muy Buena 20 – 25 %
Fuente: Elaborado por Boletín de Estimulación Acida.
BJ Hugues Services Company
2.2.1.5 SATURACIÓN DE HIDROCARBUROS.
Debido a ciertas propiedades de los fluidos y de las rocas almacén o
reservorios, es común que al menos una parte del espacio poral esté ocupado
por agua. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio
poral que está ocupado por petróleo o gas natural.
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Si consideramos que básicamente el volumen poroso de una roca que contiene
hidrocarburos, está saturada con petróleo, gas y agua tenemos que:
(HALLIBURTON, 2001)
Ecuación 2
Dónde:
Sw = Saturación de Agua
So = Saturación de Petróleo
Sg = Saturación de Gas (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011)
2.3 CARGA DE LÍQUIDOS.
El término “Carga de líquidos” derivado del ingles “Liquid Loading”, o en
algunos casos referido como “Gas Well Dewatering”, es el término utilizado
generalmente para referirse a las tecnologías utilizadas para remover el agua o
el condensado en los pozos de gas.
Básicamente, esta relacionado cuando en los yacimientos de gas condensado
o gas seco, la velocidad del fluido (gas + liquido) a lo largo de la tubería de
producción, cae a un punto donde las partículas líquidas tienden a ser más
pesadas que las presentes en el torrente de gas, las cuales caen al fondo del
pozo y se acumulan entre si, formando una columna hidrostática que genera
una contra presión adicional hacia el yacimiento, obteniéndose como
resultado final, una disminución de la producción neta de gas.
Si se detecta carga de líquido en el fondo, el mismo puede producir por cierto
tiempo bajo estas circunstancias, pero generando problemas de reducción de
producción; y en aquellos casos donde la presión del yacimiento es muy baja,
la producción de gas puede comportarse intermitente, hasta el punto de matar
el pozo.
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El fluido en su viaje desde el fondo hasta la superficie, presenta cambios en
presión y temperatura, de manera que el gas puede formar precipitados como
los condensados y agua condensada presente en la fase vapor.
El agua producida por su parte, puede presentar otras fuentes de
intrusión, tales como:
Conificacion desde un acuífero en una zona superior o inferior a la zona
productora.
Agua alcanzada en el pozo cuando el yacimiento presenta un soporte
hidráulico.
En general, una distinción de estas aguas puede llevarse a cabo
analíticamente en el laboratorio (agua condensada versus agua de formación),
debido a la gran diferencia de concentración de sales entre ambas, donde
prevalece la del agua de formación (mas alta).
Algunos síntomas o técnicas de reconocimiento de la carga de líquido en un
pozo de gas, son las siguientes:
a) Picos abruptos o cambios con tendencia hacia abajo, en una curva
típica de declinación de producción.
b) Presencia de baches o tapones de líquidos fluyendo irregularmente
en la superficie del pozo.
c) Incremento en la diferencia de presiones en el tiempo, entre la presión
de tubería y la presión del revestidor (Pc – Pt), en el caso de pozos
de gas completados sin empacaduras.
d) Cambios de gradientes observados en un registro fluyente de presión.
La velocidad critica se establece bajo un análisis nodal o evaluación de
comportamiento de producción, basado en el criterio de la velocidad mínima en
el fondo para acarrear los líquidos hasta la superficie.
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Los problemas de carga de líquido no solo están limitados en pozos de bajo
potencial, sino que también puede extenderse hacia pozos de alto potencial y
con tuberías de producción de gran tamaño. (Montiel., Marzo 2010)
2.3.1 FLUJOS EN YACIMIENTOS DE GAS.
2.3.1.1 FLUJO DEL YACIMIENTO AL POZO.
La capacidad que tienen los yacimientos de gas para aportar fluidos al pozo
puede ser conocida por medio del análisis del comportamiento de afluencia.
Este método nos permitirá predecir los gastos que se tendrán en los pozos a un
tiempo determinado o a periodos futuros, y a su vez, en base a tales datos se
puede llevar a cabo la optimización de los componentes de sistema de
producción.
2.3.1.2 PATRONES DE FLUJO VERTICAL EN POZOS DE GAS.
El flujo en pozos de gas de multifases en una tubería vertical está representado
por cuatro regímenes de flujo básicos, tal como se muestra en la figura 8 y 9.
(Juan Dupré)
FIGURA 8. Regímenes de flujo multifásico vertical.
Fuente. Tecpetrol Argentina tecnología capilar año 2002
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FIGURA 9.Regímenes de flujo multifásico en Tubing de pozos gasíferos.
Fuente. Tecpetrol Argentina tecnología capilar año 2002
Los regimenes de los flujos presentes en los pozos de gas en la tubería son:
Flujo burbuja.
Flujo tapon.
Flujo transcicion.
Flujo niebla.
2.3.1.3 FLUJO BURBUJA.
La tubería de producción está casi completamente llena de líquido. El gas libre
está presente en pequeñas burbujas, subiendo en el líquido.
2.3.1.4 FLUJO TAPÓN.
Las burbujas de gas se expanden, se elevan y juntan dentro de largas burbujas,
tipo baches. La fase liquida es aun la fase continua. La película liquida
alrededor de los baches pueden bajar. Tanto la fase liquida como la gaseosa
afectan el gradiente de presión.
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2.3.1.5 TRANSICIÓN.
Los cambios de flujo de líquido continuo a fase de gas continúan. Algunos
líquidos pueden ser atrapados como gotas en el gas. El gas domina el gradiente
de presión. Pero el líquido es aun significante.
2.3.1.6 FLUJO NIEBLA.
La fase gaseosa es contínua y más líquido está atrapado en el gas como niebla.
La pared de la tubería está cubierta con una delgada película de líquido, pero el
gradiente de presión es determinado primordialmente del flujo de gas. Un pozo
de gas puede tener alguno o todos estos regímenes de flujo durante su vida
productiva.
La Figura 10 muestra la progresión típica de un pozo de gas de producción
desde la producción inicial hasta el final de su vida.
FIGURA 10. Historia de vida de un pozo productor de gas.
Fuente. (Rowlan, 2006)
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Inicialmente el pozo puede tener un alto gasto de gas, entonces el régimen de
flujo es flujo niebla en la tubería pero puede ser en burbuja, transición o flujo
bache del final de la tubería a los disparos. Así como el tiempo incrementa
también la producción declina, los regímenes de flujo de los disparos a la
superficie cambiaran dependiendo el decremento de la velocidad del gas. La
producción de líquido también puede incrementar cuando la del gas declina.
El flujo en la superficie permanecerá en flujo niebla hasta que las condiciones
cambien suficientemente en la superficie para forzar el régimen reflujo
transición. En este punto la producción del pozo se convierte en algo incierto,
progresando a flujo bache así como la producción de gas declina.
Finalmente, la inestabilidad del flujo tapón en la superficie pasara a
estabilizarse, esto ocurre cuando la producción de gas esta también bajo carga
de líquidos en la superficie. Si no se hace una acción correctiva el pozo seguira
declinando en producción y podría llegar a dejar de producir.
2.4 PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS.
La producción de hidrocarburos es el proceso de sacar de manera ordenada y
planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos
subterráneos. Incluye la protección de que el pozo sea tapado por arena y
equitos, la protección ambiental de la superficie y acuíferos cercanos al pozo,
mantenimiento de las presiones y flujos de producción a niveles seguros, la
separación de gases, el bombeo en casos en que el petróleo no fluye solo, el
mantenimiento del yacimiento y múltiples técnicas de recuperación secundaria y
terciaria. (Ingenieria., 2008)
2.4.1 PRODUCCIÓN PRIMARIA.
Cuando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el
agua de la formación, o bien por la succión de una bomba. (MOUSALLI)
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2.4.2 PRODUCCIÓN SECUNDARIA.
Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones originales del
reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo.
(MOUSALLI)
2.4.3 PRODUCCIÓN TERCIARIA.
Cuando se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos, como por
ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc.
En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor
contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial. (MOUSALLI)
2.5 ESTIMULACIÓN DE POZOS.
Entre los más importantes con que cuenta la ingeniería petrolera estan los
métodos de estimulación de pozos.
Los objetivos de la estimulación son: para pozos productores, incrementar la
producción de hidrocarburos; para pozos inyectores, aumentar la inyección de
fluidos como agua, gas o vapor, y para procesos de recuperación secundaria y
mejorada, optimizar los patrones de flujo. (Silva., Manual de estimulación
matricial de pozos petroleros. )
2.5.1 TIPOS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS.
Se indica la existencia de las dos técnicas principales de estimulación de pozos:
la estimulación matricial y la estimulación por fracturamiento.
Estos dos tipos básicos de estimulación son caracterizados por los gastos y
presiones de inyección. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos
petroleros. )
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33
2.5.1.1 ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO.
La estimulación por fracturamiento son aquellos gastos y presiones superiores a
la que se encuentra la presion de fractura. (Silva., Manual de estimulación
matricial de pozos petroleros. )
2.5.1.2 ESTIMULACIÓN MATRICIAL.
Se caracteriza la estimulación matricial a gastos de inyección y presiones
inferiores a la presión de fractura.
Los pozos requieren comunmente de estimulación al inicio de su explotación,
debido al daño ocasionado durante la perforación y la terminación. Es obvio que
la condición de daño debe ser removida antes de que el pozo produzca a su
potencial natural. Esta remoción es el objetivo principal de las estimulaciones
matriciales consistiendo en la inyeccion a gasto y presión bajas de pequeños
volumenes de soluciones de estimulación. (Silva., Manual de estimulación
matricial de pozos petroleros. )
Dependiendo de la interacción entre estas soluciones y el tipo de daño presente
en la roca, la estimulación se divide en dos grandes grupos:
a) La estimulación matricial reactiva (Ácida).
b) La estimulación matricial no-reactiva (No ácida).
2.5.1.2.1 ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA (ÁCIDA).
En la cual los fluidos de tratamiento reaccionan quimicamente disolviendo
materiales que dañan la formación y los propios sólidos de la roca. En este caso
se utilizan los sistemas ácidos. Esta estimulación se emplea para remover
algunos tipos de daños como los daños ocacionados por particulas solidas
(arcillas), precipitaciones inorganicas.
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34
En algunos casos, principalmente en formaciones de alta productividad, la
estimulación matricial reactiva se utiliza no solo para remover el daño, sino
también para estimular la productividad natural del pozo, a través del
mejoramiento de la permeabilidad de la formación en la vecindad del pozo. En
este caso se tienen técnicas de acidificación matricial en arenas, areniscas y en
rocas calcáreas. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. )
2.5.1.2.2 ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO-REACTIVA (NO ÁCIDA).
En la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan quimicamente con los
meteriales o sólidos de la roca. En este caso se utilizan principalmente
soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, y aditivos
principalmente los surfactantes. Estas estimulaciones comunmente se emplean
para remover daños por bloqueos de agua, aceite o emulsión; daños por
perdida de lodo, por depositos organicos. (Silva., Manual de estimulación
matricial de pozos petroleros. )
2.6 EXPLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA A APLICAR.
2.6.1 INYECCIÓN DE SURFACTANTES.
La espuma produce una mezcla menos densa del fluido, debido al incremento
del área de superficie del liquido con las burbujas, cuyo resultado se refleja en
una reducción de las partículas líquidas deslizándose hacia el fondo por las
paredes de la tubería, conocido como el “Slippage”. El gas en todo caso,
puede mas fácilmente viajar hacia la superficie con la mezcla del surfactante.
La utilización de esta aplicación de inyección de surfactantes permite recuperar
gran parte de la producción real en pozos gasíferos que por efecto de
acumulación de líquidos bajan su producción. (Juan Dupré)
Cuando el gas natural fluye hacia la superficie desde los yacimientos, cierta
porción de líquidos producidos, generalmente se refiere al agua que se forman
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35
en el pozo producto de la caída de presión a lo largo de la tubería de
producción, no son capaces de llegar hasta la superficie debido a la velocidad
del gas y por ende, se acumulan en el fondo del pozo y aumentan la presión de
fondo fluyente (pwf).
Al aumentar esta presión, se incrementa la saturación de agua en el reservorio
del pozo, la cual reduce la permeabilidad efectiva al gas y por ende, se reduce
su producción. En este caso, si la producción de gas disminuye, mayor
acumulación de líquidos se genera en el fondo del pozo hasta el punto de poder
cesar o mermar totalmente la capacidad de producción del mismo. (Juan Dupré)
2.6.2 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL EQUIPO Y TECNOLOGÍA
CAPILAR.
La tecnología facilita la aplicación de diversos productos químicos en fondo de
pozo, a la profundidad deseada, permitiendo al operador no solo proteger la
instalación sino también maximizar la producción del pozo. Esto se logra
introduciendo un capilar de acero inoxidable (Dúplex 2205), de ¼”, ⅜” o ⅝” de
diámetro exterior hasta la profundidad deseada dentro del tubing de producción
o en el espacio anular. (Juan Dupré)
Esta tecnología permite bajar hasta profundidades del orden de 7.000 metros
con el pozo en producción y dejar el capilar instalado con un sistema de
colgador completo (con mordaza y sistema de empaquetado/Pack-Off),
vinculándolo en superficie a un sistema convencional de dosificación de
productos químicos. (Juan Dupré)
La instalación promedio demora menos de tres horas (dependiendo de la
profundidad) y debido a la naturaleza elástica y durabilidad del acero inoxidable
empleado, puede ser fácilmente retirado y vuelto a bajar en el mismo u otro
pozo por medio de la unidad móvil especial de Coiled tubing. (Juan Dupré)
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En caso de pozos que requieran la instalación del capilar en el espacio anular
casing-tubing, no es necesaria la unidad de Coiled tubing ya que el capilar se
introduce en el pozo zunchado (o engrampado) al tubing de producción durante
una intervención del mismo con un equipo de workover.
2.6.3 EQUIPOS DEL SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR CON
SURFACTANTES GENERADORES DE ESPUMA.
La característica compacta y versátil de la unidad especial de Coiled tubing
puede apreciarse en la figura 11.
FIGURA 11. Partes constituyentes de la unidad especial de coiled tubing.
Fuente. Aplicación de productos químicos. DPF.
2.6.3.1 EMPACADOR O PACK-OFF.
Cumple la función de empaquetar el capilar en boca de pozo (BOP). Se regula
hidráulicamente la presión de sello aplicada dependiendo del trabajo que se
desea realizar. (Juan Dupré)
La figura 12 muestra los detalles del modelo roscado de Pack-off.
Cabeza de Inyección Hidrogrúa Motor del
sistema
Hidráulico
Tanque de
Fluido
Hidráulico
Tanque de
Gas Oil Pack-Off
Capilar
Spool
Cabina de Comando Bomba Triplex Tanque de
Producto Químico
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FIGURA 12. Pack-Off roscado.
Fuente. Aplicación de productos químicos.
2.6.3.2 TUBERÍA CAPILAR.
Tubería de acero inoxidable mediante por el cual se le inyecta un agente
químico.
El acero inoxidable Dúplex 2205 es la aleación más versátil desde el punto de
vista de la resistencia a la corrosión, resistencia a la tracción, durabilidad y
costo.
Las características de la tubería capilar se observa en el anexo D.
Acople Hidráulico
Boquilla Dispersora
Centralizador
Pack-Off
Válvula de Alivio
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FIGURA 13. Tubería Capilar.
Fuente. Tecpetrol instalación de tubería capilar año 2010.
2.6.3.3 BOMBA TEXTEAM.
Es la encargada de inyectar el producto químico en la dosificación
seleccionada.
FIGURA 14. Bomba dosificadora.
Fuente. Dresser solución técnicas de fluidos año 2012
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2.6.3.4 TANQUE DE PRODUCTOS QUÍMICOS.
Se utiliza para almacenar el producto químico que se va a inyectar en el pozo.
FIGURA 15. Tanque de almacenamiento de surfactante líquido.
Fuente. S. Bumgardner, Advanced resources internacionales, inc.
2.6.3.5 PANEL SOLAR.
Proporciona energía a la bomba para la inyección y al controlador electrónico.
FIGURA 16. Panel Solar.
Fuente: Dresser solución técnicas de fluidos año 2012
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2.6.3.6 CONTROL ELECTRÓNICO PROGRAMABLE.
Es el instrumentó que se programa para la dosificación para la inyección.
Funciones programable mediante el uso de la palanca de mando y el árbol de
menús o a través de un ordenador portátil a través del software de terminal de
usuario, o de forma remota a través de redes de comunicación.
FIGURA 17. Control electrónico.
Fuente: (Dresser solución técnicas de fluidos, 2012)
2.6.3.6.1 DOSIFICADORA DE FONDO.
Está constituido generalmente por una boquilla de dosificación (BHA) es la que
se encarga de dispersar el surfactante en el fondo de pozo.
FIGURA 18. Boquilla dosificadora.
Fuente. (Tecpetrol, 2010) Instalación de tubería capilar.
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41
2.6.4 SURFACTANTES.
Surfactantes, también conocidos como agentes tensioactivos, son sustancias
cuyas moléculas poseen un grupo polar hidrofílico “soluble en agua” y uno
apolar hidrófobo o lipofílico, “soluble en petróleo”. Estos componentes
surfactantes y el petróleo fluyen mejor a través del yacimiento debido a la
reducción de la tensión interfacial entre las fases acuosa y oleica, emulsificación
espontánea que logra condiciones de flujo miscible, y cambios en la
humectabilidad. (Rodriguez, 2009) (Silva., Manual de estimulación matricial de
pozos petroleros.)
FIGURA 19. Representación esquemática de una molécula de surfactante.
Fuente. Tesis “modelo físico de la reducción de aceite remanente por
Desplazamiento con surfactantes” (Loredo., 2012)
Ellos se adsorben sobre el concentrado en un interfaz superficial o fluido/fluido
para cambiar las propiedades superficiales considerablemente; por
consiguiente, las moléculas se acumulan en la interfase agua-petróleo y
reducen la tensión interfacial entre las fases, como se muestra en la Figura 20.
Cabeza hidrofílica
Cabeza hidrofóbica
Grupo
soluble en
gas
Grupo
soluble en
agua
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FIGURA 20. Adsorción de Surfactante en un Interfaz Superficial.
Fuente. (Loredo., 2012)
2.6.4.1 COMPORTAMIENTO DE LOS SURFACTANTES.
Los agentes tenso-activos proveen únicamente una reducción en la densidad
del líquido tanto que puede removerlo del pozo con el flujo del gas. El propósito
es generar espuma del flujo de gas. El burbujeo natural del gas a través de la
columna de líquido contiene agente tenso-activo produciendo espuma, el cual
ayuda a la remoción de líquidos en el pozo; como se muestra en la Figura 21.
FIGURA 21. Comportamiento de los surfactantes (agentes tenso-activos).
Fuente. Gas well Deliquification second edition (lea, 2008)
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La acción espumante disminuye la contrapresión hidrostática, lo cual
incrementa la producción del gas. El incremento de producción de gas adicional
intensifica la acción surfactante y la descarga del pozo.
Los agentes espumantes o surfactantes son más aplicables en pozos de gas
con baja productividad y con producción de agua. Las moléculas de agua son
polares y pueden construir películas relativamente fuertes, mientras que los
hidrocarburos ligeros son no-polares y, por lo tanto, tienen menos fuerza de
atracción molecular.
2.6.4.2 PROPIEDADES DE LOS SURFACTANTES.
Los surfactantes son compuestos que poseen una doble afinidad, están
formados por una parte que es afín a sustancias polares (como el agua) y otra
parte que posee mayor semejanza con sustancias apolares (como el aceite), los
compuestos orgánicos anfifílicos que en medios acuosos migran hacia las
superficies acuosas para que su componente hidrosoluble permanezca en la
fase acuosa y el hidrófobo quede fuera de esa fase.
Generalmente, se clasifica a los surfactantes, de acuerdo al tipo de disociación
del grupo hidrofílico en fase acuosa, las cuales se describen a continuación.
La cabeza del anfífilo o hidrófilico es la parte hidrófila y define el tipo
de surfactante porque puede ser:
No-iónica (sin carga) en los surfactantes no iónicos.
Iónica:
Con carga negativa, en surfactantes aniónicos.
Con carga positiva, en surfactantes catiónicos.
Con carga tanto positiva como negativa, en surfactanes anfóteros.
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TABLA 7. Clasificación de los surfactantes según su carga iónica.
CLASIFICACIÓN DESCRIPCIÓN
CARGA
SOLUBLE EN
AGUA
APLICACIÓN
ANIÓNICO
Negativa
No emulsificantes
retardadores.
No emulsificantes
limpiadores.
CATIONICO
Positivo
-No emulsificante.
-Inhibidor de
corrosión.
-Bacterisidas.
NO-IÓNICO
Sin carga
-No emulsificante.
-Inhibidores de
corrosión.
-Espumantes.
ANFOTÉRICO
La carga
depende del
ph del sistema
-Viscosificante.
-Inhibidor de
corrosión.
Fuente. (Pemex, tabla de productos surfactante químicos, 2008)
2.6.4.2.1 ANIÓNICOS.
La molécula de surfactante está asociada con un metal inorgánico (un catión, el
cual es habitualmente sodio). En una solución acuosa la molécula se divide en
cationes libres (contraión, con carga positiva), y el monómero aniónico (con
carga negativa). La solución es neutra desde el punto de vista eléctrico, lo que
significa que existe un balance entre las cargas negativas y positivas. Los
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surfactantes aniónicos presentan una relativa resistencia a la retención, son
estables, y su producción es relativamente económica. (Jean, 1991)
2.6.4.2.2 CATIÓNICOS.
En este caso la molécula de surfactante contiene un anión inorgánico para
balancear su carga eléctrica. La solución se ioniza en un monómero con carga
positiva, y el anión (contraión, con carga negativa). Los surfactantes catiónicos
son altamente adsorbidos por arcillas y por lo tanto no se utilizan mucho para la
recuperación de petróleo. (Jean, 1991)
2.6.4.2.3 NO-IÓNICOS.
La molécula de surfactante no posee contracción, es decir, no posee enlaces
iónicos, pero cuando son disueltos en soluciones acuosas, exhiben propiedades
de surfactante principalmente por contrastes electronegativos a lo largo de sus
constituyentes. Los surfactantes no-iónicos son mucho más tolerantes a alta
salinidad que los aniónicos. (Jean, 1991)
2.6.4.2.4 ANFOTÉRICOS.
Esta clase de surfactantes contiene aspectos de dos o más de las clases
anteriores. Los surfactantes Anfotéricos, representan el tipo más versátil para la
formación de la espuma, debido a su propiedad de doble carga. Son muy
estables a altas temperaturas y tolerantes a altas concentraciones de sal (>10%
en peso). (Jean, 1991)
Son clasificados como buenos surfactantes avalados por estudio de laboratorio.
Los componentes anfóteros exhiben carácter catiónico en una solución ácida,
carácter aniónicos en soluciones básicas, y carácter no-iónico en soluciones
neutrales. Se dice que, son buenos agentes tenso-activos en pruebas de altas
temperaturas (350°F) con hasta 10% de sal en solución.
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46
2.6.4.3 APLICACIÓN Y TIPOS DE SURFACTANTES.
Anteriormente fueron mencionadas las propiedades de los surfactantes, pero es
necesario considerar de manera más detallada el uso que puede dársele a los
agentes surfactantes en función de las propiedades. Los surfactantes pueden
ser clasificados según su función como:
2.6.4.3.1 DESEMULSIFICADORES.
Los surfactantes tienen la capacidad de afectar la tensión superficial e
interfacial, por lo que pueden actuar como desemulsificadores, para romper
emulsiones agua-petróleo que ocurren comúnmente en la formación. Estos
surfactantes pueden actuar rápidamente o no, dependiendo de qué tan rápido el
surfactante pueda concentrarse en la interface petróleo-agua.
2.6.4.3.2 NO EMULSIFICADORES.
El objeto de los no emulsificadores es prevenir la formación de emulsiones,
estos no emulsificadores son preparados como una mezcla de surfactantes y
otros solventes, estos por lo general son preparados para yacimientos mojados
por agua y pueden ser usados para evitar la formación de emulsiones con el
agua de formación inclusive.
2.6.4.3.3 EMULSIFICADORES.
Muchos fluidos de tratamientos requieren ser emulsiones y en estos casos se
usan surfactantes para darle estabilidad a estos fluidos emulsionados. Aunque
la estabilidad de estas emulsiones no debe ser muy grande para evitar que
causen daños a la formación, por lo que se les debe dar una estabilidad que
dure un tiempo determinado mientras se está realizando el tratamiento.
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2.6.4.3.4 AGENTES DE SUSPENSIÓN DE LIMO.
Otra gran utilidad de los surfactantes es que ayudan a remover los limos y
arcillas que no son solubles en ácidos, un surfactante es adsorbido sobre la
superficie de los silicatos y arcillas, haciendo que estos se mantengan en
suspensión por medio de una repulsión electrostática, de esta manera las
partículas insolubles pueden ser removidas por el ácido gastado. En caso de no
ser removidas pueden quedarse dentro de la formación taponando las
gargantas de poros o también pueden estabilizar emulsiones que causen daño
a la formación.
Este fenómeno de suspensión también puede ser visto desde el punto de vista
electroquímico, ya que si los finos de la formación en presencia del fluido de
tratamiento se encuentran por encima del punto cero de carga, entonces estos
tendrán una carga negativa, mientras que los surfactantes de suspensión de
finos son surfactantes catiónicos y están cargados positivamente, entonces
estas moléculas son adsorbidas sobre la superficie de los finos, dando una
tendencia a su vez de que estos minerales sean mojados por petróleo,
actuando así como una fase dispersa en el petróleo, permitiendo desplazar
estos finos sin que sedimenten.
2.6.4.3.5 AGENTES ANTI SLUDGE.
El sludge al que se hace referencia en esta ocasión se forma por el contacto de
ácidos con el petróleo y estos pueden tener origen en la interface ácido-
petróleo, este lodo es muy difícil de remover y tapona la formación, reduciendo
así su permeabilidad. Estos lodos pueden ser tratados a través de surfactantes
catiónicos y aniónicos, que adsorben y proveen capas continuas de protección
en la interface ácido-aceite.
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2.6.4.3.6 REDUCTORES DE TENSIÓN SUPERFICIAL.
Uno de los usos más comunes de estos surfactantes es en yacimientos de gas
con problemas de escamas, bajando la tensión superficial e interfacial del fluido
de tratamiento. Estos reducen la presión capilar, lo que hace más fácil el
recobro del fluido del medio poroso y previene la formación de películas de
petróleo mojante; así mismo esta reducción de la presión capilar ayuda a la
limpieza del pozo ya que se necesita menos diferencial de presión para mover
el fluido a través de los canales capilares. Si no se puede limpiar el pozo con el
máximo drawdown disponible, entonces la formación está taponada y necesita
un surfactante que reduzca aún más la tensión superficial.
2.6.4.3.7 INHIBIDORES DE CORROSIÓN.
También hay surfactantes que pueden actuar como inhibidores de corrosión,
estos incluyen aminas cuaternarias acetileno no iónico; también en la mayoría
de los casos contienen algunas especies catiónicas. Su funcionamiento es igual
al de los inhibidores de corrosión estudiados anteriormente, forman una capa
sobre la superficie del metal que impide que éste entre en contacto con el ácido.
2.6.4.3.8 BACTERICIDAS.
En muchas ocasiones se tiene el conocimiento de que durante la inyección de
un fluido de tratamiento se inyectaron bacterias no deseables o incluso las
bacterias pueden ser locales, para estos casos existen surfactantes catiónicos
que tienen propiedades bactericidas y pueden ser usados junto con otros
agentes surfactantes.
2.6.4.3.9 TRATANTES DE ARCILLAS.
Muchos pozos son perforados con bentonita, y durante la perforación o
terminación esta bentonita puede invadir la formación, en sí la bentonita puede
presentar problemas de hinchamiento con agua. La bentonita es esmectita de
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sodio; y la esmectita de sodio presenta gran tendencia a hincharse, pero en
presencia de ácido la esmectita puede intercambiar iones de sodio por
hidrógeno y se sabe que las arcillas de hidrógeno se hinchan menos que las de
sodio, esto porque las capas donde puede entrar el agua para hinchar son más
delgadas con el hidrógeno que con el sodio, esto está relacionado con los iones
presentes en cada caso.
Si bien es cierto que el intercambio catiónico entre el sodio y el hidrógeno
disminuye el hinchamiento de la esmectita, se debe tener en consideración que
el ácido puede causar la floculación de las arcillas, causando taponamientos en
la formación que son más difíciles de remover que los causados por
hinchamiento. Para esto han sido desarrollados surfactantes que inhiben la
floculación de las arcillas, estos surfactantes dispersan las arcillas y minimizan
la agregación de estas dentro de la formación, luego estas partículas son más
fáciles de suspender y ser removidas de la formación.
2.6.4.3.10 AGENTES ESPUMANTES.
Los surfactantes también son usados para generar espumas estables, los
surfactantes no iónicos también son usados para darle estabilidad a las
espumas se utiliza a temperaturas de 120 a 200 ºF aunque no pueden ser
usados en rangos de temperaturas de 200 a 250 ºF, los aniónicos y catiónicos
pueden ser usados a temperaturas altas como mayor a 300 ºF, los anfotéricos
pueden ser usados a temperaturas altas como mayor a 350 ºF.
2.7 SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES.
El principio de este tipo de sistema se basa en la instalación de un tubo capilar
de acero de ¼”, ⅜” o ⅝” de diámetro exterior hasta la profundidad deseada
dentro de la tubería de producción o en el espacio anular, mediante el cual se
inyecta un agente químico (espumante), con el objetivo de alivianar la columna
de líquido y permitir de esta manera estabilizar la producción de gas. Se puede
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bajar hasta profundidades del orden de 7,000 metros con el pozo en
producción.
La adición de surfactantes a los pozos de gas para intensificar la producción de
líquidos es un método utilizado para descargar líquidos en pozos de gas. Un
método común para desplegar surfactantes en pozos de gas es el uso de
sartas capilares, diámetros pequeños de tuberías tanto dentro como por fuera
de la TP.
La instalación de la sarta de tubería capilar es un sistema de “microtubería” que
es colgada en el pozo mecánicamente a una TP.
Los sistemas de tubería capilar comúnmente son instalados usando dos
técnicas básicas que son:
Sistema convencional colgado dentro de la sarta de tubería de
producción.
Instalaciones no convencionales que son asociadas por fuera de la
tubería de producción
2.7.1 INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TUBERÍA CAPILAR
CONVENCIONAL.
Son desairados y colgados en el pozo directamente adentro de la sarta de
tubería de producción. La tubería normal es instalada utilizando una unidad de
tubería flexible o capilar. Todos los componentes del sistema pueden ser
lubricados y desairados dentro del pozo bajo condiciones fluyentes en forma
similar a la operación de la tubería flexible, evitando los costos usuales de una
unidad de trabajo convencional. La Unidad de Tubería Flexible (UTF)
generalmente puede correr o tirar de la tubería capilar a velocidades por arriba
de 130 pies/min, por lo tanto, la instalación de un sistema de tubería capilar
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convencional (10,000 pies) pueden estar listas en 2 o 3 horas con una UTF y
dos cuadrillas de hombres. (Weatherford, Instalación de tubería capilar, 2010)
FIGURA 22. Sistema de inyección capilar simple.
Fuente. Weatherford instalación de tubería capilar año 2010
Tanque de
químicos
Bomba
del
químico
Gancho de
la tubería
capilar
Manifold de
inyección química
Tubería
capilar
Boquilla
dosificadora
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FIGURA 23. Sistema de Inyección con Surfactantes mediante la tuberia capilar.
Fuente. Pemex exploración y producción.
Entrada del químico
Tubería de producción
Packer de producción
Tubería capilar
Líquidos en el fondo de
pozo
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CAPÍTULO III – MARCO METODOLÓGICO
3 MARCO METODOLÓGICO.
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La metodología se refiere a la lógica adoptada para realizar la investigación.
3.1 MÉTODOS Y TIPOS DE INVESTIGACIÓN.
3.1.1 MÉTODO DE INVESTIGACIÓN.
3.1.1.1 METODO ANALÍTICO – SINTÉTICO.
Este método fué de gran utilidad para revisión de la información de los
diferentes métodos de inyección y la aplicabilidad del mismo en el sistema.
3.1.2 TIPOS DE INVESTIGACIÓN
3.1.2.1 INVESTIGACIÓN DESCRIPTIVA.
Mediante esta investigación se explica cual es la causa que provocan la baja
producción del pozo SNQ – 3, de tal manera que se responderá a la pregunta
de ¿Cómo afecta la inyección capilar con surfactantes a la producción?
También se conocerá por que se realizan la inyección y cuáles son los efectos
de los mismos.
3.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN.
3.2.1 ENTREVISTA.
Estos procesos fueron realizados en busca de respuestas e información, para la
proyección final del Proyecto de Grado, en base a entrevistas no estructuradas
realizadas a personas del área verbalmente y todo tipo de datos reales
relacionados con el surfactante anexo G .
3.2.2 REVISIÓN DOCUMENTAL.
Se realizó una investigación documental de las herramientas y tipos de trabajo
disponibles para su solución de carga de líquidos también se hace referencia a
libros e información de internet.
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3.3 MATRÍZ DE MARCO LÓGICO.
A continuación se muestra la matríz marco lógico:
TABLA 8. Matriz de marco lógico
RESUMEN INDICADORES
MEDIOS DE VERIFICACIÓN
SUPUESTOS
FIN
AL
IDA
D Incrementar la producción del
pozo SNQ-3, Campo San Roque mediante la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma.
Incremento de caudal de producción de gas del pozo SNQ – 3, a 351,05 Mpc/d después de la instalación del equipo.
Registros del caudal de producción del pozo SNQ-3.
PR
OP
OS
ITO
Aplicar la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma a la formación Yecua del pozo SNQ – 3; para reducir la carga de líquidos del fondo de pozo.
Reducción de la carga de líquidos 33 bbl, después de la instalación del equipo.
Documento final del proyecto.
Condiciones de la formación del pozo SNQ – 3, sean aceptables para la aplicación de la técnica.
CO
MP
ON
EN
TE
S
1. Determinar las características petrofísicas y geológicas del Pozo SNQ – 3, para la aplicación de la técnica de inyección capilar con surfactantes.
Parámetros establecidos para la aplicación de la técnica.
Gas Well Delicuefaction/- solutions to gas well liquid loading problems.pdf
Tener acceso a la información. Compromiso de todo el personal involucrado.
2. Analizar y evaluar la técnica de inyección con surfactante generador de espuma que permita incrementar la producción del pozo SNQ – 3.
Parámetros según su carga iónica.
Gas Well Delicuefaction/- solutions to gas well liquid loading problems.pdf
3. Proponer el surfactante generador de espuma óptimo que pueda ser utilizado para incrementar la producción del Pozo SNQ – 3.
Incremento del nivel de producción del pozo en 85 %.
Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. Pdf
AC
TIV
IDA
DE
S
1.1 Recopilar información general del Pozo SNQ – 3.
Actividad realizada en el 1° y 2° mes de inicio para la realización del proyecto de grado.
Documento final del proyecto.
Tener acceso a la información necesaria.
1.2 Describir las características geológicas del Pozo SNQ – 3.
1.3 Definir la ubicación del sistema de inyección capilar para reducir la carga líquidos con surfactantes.
2.1 Describir los diferentes tipos de surfactantes según su carga iónica.
Actividad realizada en el 3º mes de desarrollo del proyecto.
Método de observación directa. Documento final del proyecto.
Obtener información necesaria para dicha selecciòn. Contar con el material requerido para dicha descripción. Tener acceso a las fórmulas requeridas.
2.2 Verificar el cumplimiento de los parámetros requeridos para la selección del surfactante.
2.3 Seleccionar el surfactante generador de espuma según su carga iónica.
3.1 Describir el proceso del sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma.
Se realiza en el 4º mes de desarrollo del proyecto. 3.2 Realizar los cálculos pertinentes
para obtener el incremento de producción.
Fuente. Elaboracion propia.
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CAPÍTULO IV – SELECCIÓN DEL POZO
4 SELECCIÓN DEL POZO.
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4.1 ANTECEDENTES DEL CAMPO SAN ROQUE.
El campo San Roque está ubicado en la provincia Gran Chaco del
Departamento de Tarija, que encuentra 110 km al Sur de Camiri y 29 km al
Norte de Villa Montes. Forma parte del grupo compuesto por los pozos Vuelta
Grande, Ñupuco, La Vertiente, y Escondido. Cuenta con una planta para extraer
gasolina natural y acondicionar el gas como se observa en la figura 24 para
estar dentro de especificaciones requeridas para su transporte. Fue descubierto
en 1981; su explotación es mediante agotamiento natural, su producción se
inició en el mes de abril de 1986, a través de líneas de producción doble y
sencilla. En este campo se perforaron 22 pozos, de los cuales actualmente 10
son productores y 12 están cerrados por ser improductivos.
El conocimiento geológico del área de San Roque se remonta a los años 1954 y
1956, lapso en el que se iniciaron los primeros trabajos gravimétricos.
Posteriormente, en el año 1975, la empresa SEGEASA de México, dio inicio a
los primeros trabajos de sísmica en el área, y como resultado de su
interpretación se definieron varias culminaciones de interés para ser
investigados, entre las que se destaca la estructura de San Roque.
FIGURA 24. Planta San Roque.
Fuente. www.boletín/ypfb-chaco.com
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58
FIGURA 25. Mapa de ubicación y columna estratigráfica generalizada.
Fuente. Sistemas Petroleros de las Cuencas Andinas. (Carlos E. Cruz - Jorge
F. Rodríguez - Jorge J. Hechem - Héctor J. Villar)
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59
FIGURA 26. Columna estratigráfica del pozo SNQ – 3.
Fuente. Ministerio de Hidrocarburos.
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60
4.2 ESTRATIGRAFÍA DEL POZO SAN ROQUE – 3 (SNQ – 3).
El reservorio del Pozo SNQ – 3, comprenden las formaciones Yecua y Petaca
del Terciario, el reservorio Ichoa y la discontinuidad del Castellón del grupo
Tacurú y Tapecua como se observa en la figura 26.
Una sección del reservorio Yecua está localizada justo encima de areniscas
fluviales con probable gradación con las areniscas subyacentes de la
Formación Petaca.
El espesor neto del reservorio de la Formación Yecua ha sido conformado
sobre la superficie estructural del Petaca. Se conformó un nuevo mapa
estructural para el reservorio de la Formación Yecua.
4.2.1 FORMACIÓN YECUA.
El límite inferior de la Formación Yecua, es transicional hacia las unidades de la
Formación Petaca. Se caracteriza por constituir una secuencia con marcado
predominio sedimento fino, conformando un excelente sello para las unidades
psamíticas infrayacentes.
Está representada mayoritariamente por arcillas de coloración marrón rojiza,
plásticas, algo calcáreas; se distinguen algunas delgadas intercalaciones de
areniscas limolíticas, limolitas.
Es una arcilla diagenizada, con capas laminares a tabulares, compuestas por
alumino-silicatos, micas y minerales pesados útiles para correlaciones. (Bolivia,
2011).
4.2.2 FORMACIÓN PETACA.
Espesor promedio 250 m, está constituida por una sucesión de areniscas
conglomerádicas, conglomerados y areniscas de grano fino a medio y grueso,
con regular y mala selección, cemento en partes calcáreo y ferrufinoso,
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61
intercaladas e interdigitadas con limolitas masivas y arcillitas plásticas de
coloración marrón rojiza.
FIGURA 27. Esquema geológico del Pozo SNQ – 3.
Fuente. YPFB – CHACO S.A.
4.3 INFORMACIÓN DEL POZO.
El último registro de presión de fondo se realizó en Mayo/2005, cuando el pozo
era inyector a los niveles del Yecua: 1835-68 m (3 Tramos); Cuya presión de
reservorio era: 1305 psi a 1802 m.
Los datos de la Formación Yecua del Pozo SNQ – 3, son mencionados en la
tabla 9, 10 y 11.
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TABLA 9. Datos de la formación Yecua.
FORMACIÓN YECUA
Porosidad (Ø) 19,9 %
Permeabilidad 24,2 md
Gravedad API 67,5
Viscosidad del petróleo con gas en
solución (Cp).
0,3041 cp.
Densidad de gas (lbs/pc) 1,57 lbs/pc.
Saturación de agua Sw 43,9 %
Presión de reservorio 505 psi.
Presión de cabeza de pozo 45 psi.
Presión de fondo fluyente 210 psi
Temperatura del Pozo 148 ºF.
Profundidad TVD 9186,24 pies
Espesor de la formación (h) 500 m
Factor volumetrico Bg 0.0058
Radio de drenaje re 984 pie
Radio del pozo rw 0.354 pie
Factor skin (Daño) S 9,95
Coeficiente C 0.0012
Exponente n 1,0
Carga de líquidos del pozo 65,78 bbl
Caudal de gas (Mpc/d) 50,66 (Mpc/d)
Declinación de producción del pozo 1,6 Mpc/año
Fuente. Datos otorgados por la empresa YPFB–CHACO.
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63
4.3.1 PROPIEDADES Y CROMATOGRAFÍA DEL GAS PRESENTE EN EL
POZO PRODUCTOR SNQ – 3.
TABLA 10. Propiedades del gas del pozo productor SNQ - 3.
PROPIEDADES
Gravedad esp. 0,67270
Presión [psi] 117,00 Psi
Temperatura [°F] 64,000 °F
Fuente. Ministerio de hidrocarburos.
4.4 PRODUCCIÓN DEL POZO SNQ – 3.
El pozo SNQ - 3 está en actual producción, produciendo Gas y Condensado del
reservorio Yecua; pero tiene una baja productividad de gas la cual se ilustra en
la tabla 12 debido a la presencia de carga de líquidos presentes en dicho pozo
donde se encuentran en un nivel de líquidos acumulados 1836 metros con una
acumulación de líquidos de 65,78 bbl.
La producción certificada del campo San Roque para el año 2009 se observa en
la tabla 11. Con una reserva de Gas probada de 167.908 MMPC y una probable
de 74.217 MMPC.
TABLA 11. Producción 2009 actual del pozo SNQ - 3.
HIDROCARBUROS CAUDAL
Petróleo 7 BPD
Gas 202 MPCD
Agua 4 BPD
Fuente. Boletín estadístico YPFB – CHACO S.A.
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64
TABLA 12. Producción de gas.
PRODUCCIÓN DE
GAS
Q (Mcf/d)
2011 2012 2013 2014 2015
ENERO 133,06 109,33 89,83 73,81 60,65
FEBRERO 130,90 107,56 88,38 72,62 59,67
MARZO 128,78 105,81 86,94 71,44 58,70
ABRIL 126,69 104,09 85,53 70,28 57,74
MAYO 124,63 102,40 84,14 69,14 56,81
JUNIO 122,61 100,74 82,78 68,01 55,88
JULIO 120,62 99,11 81,43 66,91 54,98
AGOSTO 118,66 97,50 80,11 65,82 54,08
SEPTIEMBRE 116,73 95,91 78,81 64,75 53,21
OCTUBRE 114,84 94,36 77,53 63,70 52,34
NOVIEMBRE 112,97 92,82 76,27 62,67 51,49
DICIEMBRE 111,14 91,32 75,03 61,65 50,66
Fuente. Ministerio de hidrocarburos.
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CAPÍTULO V - INGENIERÍA DEL PROYECTO
5 INGENIERÍA DEL PROYECTO.
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66
En el presente capítulo se detalla la secuencia de pasos para todas las
operaciones involucradas en el sistema de inyección capilar con surfactantes
generadores de espuma en el pozo SNQ - 3.
5.1 CÁLCULOS SIN LA TÉCNICA.
5.1.1 CÁLCULO DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD.
Es la relación entre la tasa de producción de un pozo y la caída de presión en la
formación el índice de productividad se expresa como J o IP.
El índice de productividad es una medida de su capacidad de producir, y es una
propiedad de los pozos que es comúnmente medida.
TABLA 13. Parámetros del indice de productividad.
ESCALA TÍPICA DE VALORES DEL ÍNDICE
DE PRODUCTIVIDAD EN MPC/D*PSI.
Baja productividad J ˂ 0.5
Productividad media 0.5 ˂ J ˂ 1
Alta productividad 1 ˂ J ˂ 2.0
Excelente productividad J > 2.0
Fuente. (Maggiolo, 2008) (Choque., 2014)
Ecuación 3
Dónde:
J = Índice de Productividad. Mpc/d*psi
Como se tiene como dato el caudal de producción así también como la
diferencia de presiones ya no es necesario calcular.
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67
Reemplazando datos en la ecuación 3:
( )
⁄
Según el índice de productividad obtenido de 0,17 Mpc/d*psi; y comparando
con los valores de referencia de la tabla 13, se puede establecer que el pozo se
encuentra con una productividad baja.
5.2 CÁLCULOS CON LA TÉCNICA.
5.2.1 PLANEACIÓN PARA EL PROCESO DE INYECCIÓN CON
SURFACTANTES.
La planeación de una estimulación matricial no reactiva consiste, en lo general,
de los siguientes pasos:
1) Evaluacion del daño.
2) Selección de la solución de tratamiento (surfactantes).
3) Gasto y presion de inyección.
4) Volumen. La derminación del volumen de solución de tratamiento
depende de la longitud del intervalo a tratar y de la penetración de la
zona dañada. Se recomienda en lo general una penetracion de 2 a 5 pies
y asegurarse que el intervalo tratado no exceda de 50 pies. En caso de
que se tenga un intervalo mayor a 50 pies deberan usarse técnicas de
estimulación selectiva, haciendo la estimulación por etapas, separadas
por bolas selladoras o agentes desviadores.
5) Incremento de productividad.
6) Procedimiento de la inyección capilar con surfactantes.
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68
5.2.1.1 EVALUACIÓN DEL TIPO DE DAÑO.
TABLA 14. Valores típicos de S y su significancia relativa.
TIPO DE DAÑO
VALOR DEL
DAÑO
VERDADERO
DAÑO QUE
PRESENTA
EL POZO
SNQ – 3
Altamente dañado S > + 10
9,95
Dañado S > 0
Sin daño S = 0
Acidificado - 1 ≤ S ≤ - 3
Fracturado - 2 ≤ S ≤ - 4
Masivamente
fracturado S < - 5
Fuente. Manual de estimulación matracial de pozos
Petroleros, Carlos Islas silva.
Según el parámetro obtenido de 9,95; y comparando con los valores de
referencia de la tabla 14; se puede establecer que el pozo SNQ - 3 presenta
un daño somero.
5.2.1.2 SELECCIÓN DEL SURFACTANTE GENERADOR DE ESPUMA
ÓPTIMO PARA EL POZO SNQ – 3.
En base a análisis existentes que se realizaron anteriormente por pruebas de
laboratorio presentado en el anexo F: para el presente proyecto se selecciona
el surfactante no-iónico en base a su carga iónica donde la cola y cabeza de la
molecula tiene la función de ser una es afin con el agua que es la parte
hidrofílica y la parte hidrófoba es afin con el condensado, es decir que es
soluble en agua y condensado ya que esta no tiene carga positiva ni negativa,
es neutra.
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69
TABLA 15. Selección del surfactante según su carga iónica.
TIPO DE
SURFACTANTE
SEGÚN SU
CARGA IÓNICA
CARACTERÍSTICAS DEL
SURFACTANTE
DATOS DEL
POZO SNQ - 3
ANIÓNICO
- Aplicable a formaciones
arenosas.
- Temperatura mayor a 300 ºF
- Soluble en agua al 30%.
- Areniscas
con alto
contenido de
arcillas.
- T = 148 ºF
CATIÓNICOS
- Aplicable a formaciones
arenosas con bajo contenido
de arcillas.
- Temperatura mayor a 300 ºF.
- Soluble en petróleo.
NO IÓNICO
- Aplicable a formaciones
arenosas con alto contenido
de arcillas.
- Temperatura 120 a 200 ºF.
- Soluble en agua al 100%.
ANFOTÉRICOS
- Para de formulaciones
farmacéuticas.
- Temperatura mayor a 350 ºF.
Fuente. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. )
TABLA 16. variables de referencia para aplicar el surfactante.
TIPO DE SURFACTANTE VARIABLES DE REFERENCIA
NO IÓNICO
Temperatura
Tipo de formación
Solubilidad
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TABLA 17. Verificación del cumplimiento de parámetros en las variables de
referencia. T
IPO
DE
SU
RF
AC
TA
NT
E
VA
RIA
BL
ES
DE
RE
FE
RE
NC
IA
PA
RÁ
ME
TR
OS
DE
L
SU
RF
AC
TA
NT
E
PA
RÁ
ME
TR
OS
DE
L P
OZ
O
CU
MP
LE
NO
IÓNICO
Temperatura 120 a 200 ºF 148 ºF SI
Tipo de formación Arenosos con alto
contenido de arcillas Arcilla y arena SI
Solubilidad En agua al 100% Presencia de
agua SI
Fuente. Elaboración propia en base a datos del pozo e informe de
Weatherford.
Se utiliza el surfactante MF-3GL porque dio buenos resultados cuando se aplico
en el yacimiento agua del cajón que presentó el mismo problema con carga de
líquidos y declinación de producción.
TABLA 18. Características del surfactante MF-3GL.
PROPIEDADES DEL SURFACTANTE MF-3GL
Densidad del agente espumante MF-3GL (ρ) 11,8 lb/galón
Viscosidad (µ) 0,72 cp
Soluble en agua de formación. 100%
Gravedad especifica 1,45
Fuente. Informe de Weatherford.
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5.2.1.3 CÁLCULOS REQUERIDOS PARA LA APLICACIÓN DE LA TÉCNICA
DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES.
La inyección de fluidos debe de ser realizada a presiones por debajo de la
presión de fractura.
La presión en el fondo no debe exceder la presión de fractura de la formación.
5.2.1.3.1 GRADIENTE DE FRACTURA.
Gradiente de Presión de Fractura es el gradiente al cual la formación se fractura
hidráulicamente con los fluidos del pozo.
Para el calculo de la gradiente de fractura se usa la constante de agua salada
de 0.465 psi/pie.
Si no se conoce la gradiente de fractura, se obtiene mediante la siguiente
ecuación:
(
) Ecuación 4
Dónde:
Gf = Gradiente de fractura (Psi/pie).
Pr = Presión de reservorio (psi).
TVD = Profundidad del pozo (pie). H
0.465 = Constante del agua salada (Psi/pie).
Mediante la Ecuación 4 se obtiene la Gradiente de Fractura, reemplazando
datos se tiene:
A una profundidad de 2800 metros → 9186,24 ft.
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(
)
( ⁄ )
5.2.1.3.2 PRESIÓN DE FRACTURA.
La presión que inducirá un sistema de inyección en la formación productora
puede calcularse mediante la gradiente de fractura.
Ecuación 5
Dónde:
Pf = Presión de fractura (Psi).
Gf = Gradiente de fractura (Psi/pie).
D = Profundidad del intervalo de interés (Pies).
Con la gradiente de fractura se cálcula la presión de fractura de la formación,
reemplazando datos en la Ecuación 5:
Con la profundidad del intervalo de interes 1851 metros → 6072,76 ft.
( ⁄ )
5.2.1.3.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN MÁXIMA EN LA
SUPERFICIE.
Es la presión de circulación del fluido en superficie que se usa para llevar el
control de la presión.
Para obtener la presión máxima en la superficie se tiene la siguiente ecuación:
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Ecuación 6
Dónde:
PS Max = Presión máxima de inyección (Psi).
Pf = Presión de fractura (Psi).
ρf = Densidad (lb/galón).
La densidad del surfactante es 11,8 (lb/galón).
Reemplazando datos en la ecuación 6:
( ⁄ )
En caso de ser la presión de inyección máxima mayor a la presión de fractura;
no es posible realizar estimulación matricial, se requiere de una estimulación
por fracturamiento. Pero el parámetro obtenido es menor a presión de fractura.
5.2.1.3.4 CÁLCULO DEL CAUDAL DE INYECCIÓN MÁXIMO.
( )
Ecuación 7
Dónde:
Qi max = Caudal de inyección maximo (bbl/min).
K = Permeabilidad de la formación (md).
h = Espesor del intervalo de interés (ft)
Pf = Presión de fractura (Psi).
µf = Viscosidad del fluido de tratamiento (cP).
re = Radio de drenaje (pie).
rw = Radio del pozo (pie).
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Reemplazando datos en la Ecuación 7:
( )
(
)
⁄
5.2.1.3.5 CÁLCULO DE LA POTENCIA HIDRÁULICA DE LA BOMBA.
Se realiza este calculo para definir a cuantos Hp se debe bombear el
surfactante hacia el pozo SNQ – 3.
( ) * (
) (
)+ Ecuación 8
Dónde:
HHP = Potencia Hidráulica de la bomba (hp).
Qimax = Caudal de inyección máxima (m3/seg).
Psmax = Presión de inyección maxima en superficie (kg/m2).
0,01315 = Factor de conversión a hp.
Para realizar el cálculo de la potencia hidráulica requerida primero se debe
realizar conversiones del caudal de inyección maxima y presión de inyección
maxima en superfice:
Se realiza la conversión del caudal de inyección maxima de (bbl/min) a
(m3/seg).
(
)
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75
Se realiza la conversión de la presión maxima de inyección en superficie de (psi)
a (kg/m2).
(
)
(
)
Reemplazando datos en la ecuación 8:
* (
) (
)+
El surfactante seleccionado debe inyectarse a una potencia de 57 hp.
5.2.1.4 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO DE ESTIMULACIÓN.
Para el cálculo del volumen se considera en lo general un intervalo menor o
igual a 50 pies. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. )
Pero para el tratamiento la formación es de arenas con alto contenido de
arcillas y la profundidad del intervalo a inyectar es 13 pies.
Primeramente se calcula el radio de la zona de penetración del surfactante con
una de las siguientes ecuaciones:
Para daño somero: rx = 2 pie + rw Ecuación 9
Para daño profundo: rx = 5 pie + rw Ecuación 10
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76
El daño que tiene el pozo SNQ - 3 es somero entonces se considera la
ecuación 9:
Finalmente se calcula el volumen del surfactante a inyectar:
(
) Ecuación 11
Dónde:
Vf = volumen de fluido a inyectar (gal)
Ø = porosidad de la formación
rx = radio daño (zona alterada) (ft)
rw = radio del pozo (ft)
re = radio de drenaje (ft)
Reemplazando datos en la ecuación 11:
(
) ( )
Transformando a bbls
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77
5.2.1.4.1 CÁLCULO DEL TIEMPO DE INYECCIÓN.
Ecuación 12
Dónde:
tiny = tiempo de inyección (min).
5.2.1.5 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRODUCTIVIDAD ESPERADO AL
REMOVER EL DAÑO.
( )
( ) (
) (
)
Ecuación 13
Dónde:
Jx = Índice de productividad con daño (MPc/d*psi).
Jg = Índice de productividad sin daño (MPc/d*psi).
kx = Permeabilidad reducida por daño (md).
k = Permeabilidad (md).
rx = Radio de daño (ft).
rw = Radio del pozo (ft).
re = Radio de drenaje (ft).
Para el cálculo del indice de productividad se requiere conocer la permeabilidad
de la zona dañada kx.
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78
5.2.1.5.1 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD DE LA ZONA DAÑADA.
De la ecuación del factor skin se despeja la permeabilidad de la zona alterada.
[
] (
) Ecuación 14
Dónde:
S = Efecto Skin (daño skin) adimensional.
( )
Ecuación 14.a
Reemplazando datos en la ecuación 14.a
(
)
De la ecuación 13 despejar Jg:
( )
( ) (
) (
)
Ecuación 13.a
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Reemplazando datos en la ecuación 13.a:
(
)
(
) ( ) (
)
Según el parámetro obtenido de 1,19 Mpc/d*psi; y comparando con los valores
de referencia de la tabla 13; se establece que el pozo SNQ – 3 tiene una alta
productividad.
Despejando Q de la ecuación 3 se obtiene el caudal de producción esperado.
( ) Ecuación 3.a
Reemplazando datos en la ecuación 3.a:
( )
TABLA 19. Cálculos sin la técnica de inyección capilar con surfactantes.
DATOS
Presion de reservorio. Pr 505 Psi
Presión de fondo fluyente Pwf 210 Psi
CÁLCULOS
Caudal Qg 50,66 Mpc/d
Indice de productividad IP 0,17 Mpc/d*psi
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80
TABLA 20. Cálculos con la técnica de inyección capilar con surfactantes.
DATOS
Presion de reservorio. Pr 505 Psi
Presión de fondo fluyente Pwf 210 Psi
CÁLCULOS
Caudal Qg 351,05 Mpc/d
Indice de productividad IP 1,19 Mpc/d*psi
TABLA 21. Comparación del índice de productividad sin inyección capilar con
surfactantes y con inyección capilar con surfactantes
PRODUCCIÓN SIN INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES.
Formación Caudal de
producción
Índice de
productividad
Tramo
Gas Yecua 50,66 Mpc/d 0,17 Mpc/d*psi 1847-1851
metros
PRODUCCIÓN CON INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES.
Formación Caudal de
producción
Índice de
productividad
Tramo
Gas Yecua 351,05 Mpc/d 1,19 Mpc/d*psi 1847-1851
metros
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5.2.2 CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE LÍQUIDO ACUMULADO A SER
REMOVIDO DEL POZO SNQ - 3.
FIGURA 28. Determinación de la acumulación de líquidos en el pozo SNQ - 3.
Fuente. Ministerio de hidrocarburos.
Como se menciono en el capítulo de selección del pozo, se indica que la carga
de líquidos es de 65,78 bbl en el fondo del pozo el nivel de líquidos acumulados
se encuentra a 1836 metros tal como se muestra en la figura 28.
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82
El proceso para liberar esta acumulación, debe ser en una o tres etapas
dependiendo de los volumenes a desalojar de líquidos en la tubería de
producción.
Capacidad de volumen en la tubería de producción.
Ecuación 15
Dónde:
C1 = Capacidad del volumen en el fondo de Pozo. (mts)
D = Profundidad del intervalo de interes (mts).
Para el volumen
Ecuación 16
Dónde:
V1 = Volumen de líquido acumulado en la tubería de producción. (bbl)
Factor de conversión = 3.02 (lt/m)
Reemplazando datos en la Ecuación 15:
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83
Reemplazando datos en la Ecuación 16:
Transformando a bbls
en la TP.
En la tubería de producción existe 0,3 bbl de líquido acumulado.
Cálculo de volumen total a desplazar:
Ecuación 17
Reemplazando datos en la ecuación 17:
( )
Para inicio del proceso de inyección se inyecta al pozo a una profundidad de 1
metro, entonces el nivel de líquidos esta a una profundidad de 1837 mts el cual
se detecta con un ecómetro.
Posteriormente se calcula cuanto de volumen desplaza el surfactante MF-3GL.
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Entonces reemplazando datos en la ecuación 15:
Reemplazando datos en la Ecuación 16:
Transformando a bbls la cantidad de líquido acumulado en la T.P.
desplazados.
Entoces se desplazan 33 bbl de líquido del Pozo SNQ – 3, de esta forma se va
operando el pozo para reducir la carga de líquidos se realiza el mismo proceso
hasta reducir toda la carga de líquidos.
La carga de líquidos en el pozo y la tubería de producción es de 66 bbl; donde
en la primera inyeción se reduce 33 bbl de líquido acumulado con 10,47 bbl de
surfactante MF-3GL y en la segunda inyección se reduce la misma cantidad con
el mismo volumen de surfactante; se puede establecer que la cantidad de
surfactante a utilizar en la aplicación de la técnica es el volumen de surfactante
por las veces que se requiere para lograr reducir la carga de líquidos.
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85
Ecuación 18
Dónde:
Vf total = volumen total requerido para reducir la carga de líquidos. (bbl)
n = numero de ciclos para reducir la carga de líquidos.
Reemplazando datos en la ecuación 18:
5.2.3 PROCEDIMIENTO DE LA INYECCIÓN SURFACTANTES.
El principio de la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de
espuma se basa en la instalación de un tubing capilar de acero inoxidable
mediante el cual se le inyecta el producto químico seleccionado.
1. Bajar el Capilar centralizado dentro del Tubing de producción hasta la
profundidad donde se encuentra la formación Yecua que es 1847 m =
6058 ft.
2. Llenar el capilar con el surfactante MF-3GL hasta la profundidad de 6025
ft = 1837 m., con 10,47 bbl.
3. Bombear a una potencia de 57 hp durante la carrera ascendente el
producto inhibidor de corrosión que es el surfactante a través de una
boquilla dispersora especialmente diseñada para lograr un efecto niebla,
facilitando así la formación de la película protectora de inhibidor de
corrosión sobre la superficie de la Tubería de producción.
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FIGURA 29. Sistema de Inyección con Surfactantes mediante la tuberia capilar.
Fuente. (Pemex, Exploración y Producción.)
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CAPÍTULO VI - ESTUDIO FINANCIERO
6 ESTUDIO FINANCIERO.
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88
El estudio económico se basa fundamentalmente, en el análisis de inversiones,
ingresos, egresos, valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR); las
mismas que determinan la puesta en marcha de un proyecto y al mismo tiempo
nos indica si es o no viable.
Esta técnica de reducción de agua es realizada por la empresa de servicios
petroleros Weatherford, que cuenta con el personal profesional adecuado,
materiales y equipos que se requieren para la realización de esta técnica de
reducción de producción de agua.
6.1 COSTOS DEL TRATAMIENTO.
Los costos de operación incluyen costos de los trabajos a realizarse, el tiempo
de duración de los trabajos y la producción de gas a producir por los trabajos
propuestos en el pozo.
Para la ejecución de esta técnica se contratará a una empresa la cual trae todo
los equipos y productos químicos con la cual se realiza la acidificación del pozo.
Pero para fines académicos se describe a continuación los siguientes
materiales y equipos que más se requieren para la inyección capilar con
surfactantes generadores de espuma:
TABLA 22. COSTO DE MOVILIZACIÓN.
COSTO DE MOVILIZACIÓN
DESCRIPCIÓN P.U. Total
(sus)
Tipo de
cambio
Total
(Bs)
Servicio unidad de Coiled tubing 25000 25000 6.96 174000
TOTAL 25000
174000
Fuente. Informe de Weatherford.
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89
TABLA 23. Costo del Personal.
COSTO DEL PERSONAL
DESCRIPCIÓN P.U CANT.
TOTAL
(SUS)
TIPO DE
CAMBIO
TOTAL
(Bs)
Supervisor 613,00 1 613,00 6,96 4266,48
Operador 413,00 1 413,00 6,96 2874,48
2 Ayudantes 210,00 2 420,00 6,96 2923,20
TOTAL 1446,00 6,96 10064,16
Fuente. Weatherford.
TABLA 24. Costo del surfactante generador de espuma.
COSTO DEL SURFACTANTE
DESCRIPCIÓN TOTAL
(sus)
TIPO DE
CAMBIO
TOTAL
(Bs)
Surfactante MF-3GL = 21 Bbl 49,98 6,96 347,86
TOTAL 49,98 347,86
Fuente. Productos químicos en la inyección Capilar con surfactantes.
Dónde: 1 Bbl equivale a 2,38 Sus.
6.2 VALOR ACTUAL NETO (VAN).
Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado
número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología
consiste en descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una
tasa) todos los flujos de caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la
inversión inicial, de tal modo que el valor obtenido es el valor actual neto del
proyecto.
En la tabla 25 se indican los parámetros para interpretar al valor actual neto.
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90
TABLA 25. Interpretación del valor actual neto.
VALOR SIGNIFICADO DECISIÓN A TOMAR
VAN>0
La inversión producirá
ganancias por encima de
la rentabilidad exigida.
El proyecto puede aceptarse.
VAN<0
La inversión producirá
ganancias por debajo de la
rentabilidad exigida.
El proyecto debería rechazarse.
VAN=0
La inversión no producirá
ni ganancias ni pérdidas.
Dado que el proyecto no agrega
valor monetario por encima de la
rentabilidad exigida, la decisión
debería basarse en otros
criterios, como la obtención de un
mejor posicionamiento en el
mercado u otros factores.
Fuente. (htt://es.wikipedia.org/wikipedia/valor_actual_neto.)
La fórmula que nos permite calcular el Valor Actual Neto es:
∑
( )
Ecuación 19
Dónde:
VP = Valor presente.
VF = Valor futuro.
Fnc = Flujo neto de caja.
n = Periodo de análisis.
De forma individual se expresa con la siguiente ecuación:
( ) Ecuación 20
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91
6.3 TASA INTERNA DE RETORNO.
Está definida como la tasa de interés con la cual el valor actual neto (VAN) es
igual a cero. El VAN es calculado a partir del flujo de caja anual, trasladando
todas las cantidades futuras al presente. Es un indicador de la rentabilidad de
un proyecto, a mayor TIR, mayor rentabilidad.
Se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de
inversión. Para ello, la TIR se compara con una tasa mínima o tasa de costo, el
costo de oportunidad de la inversión (si la inversión no tiene riesgo, el costo de
oportunidad utilizado para comparar la TIR será la tasa de rentabilidad libre de
riesgo). Si la tasa de rendimiento del proyecto – expresada por la TIR – supera
la tasa de corte, se acepta la inversión; en caso contrario, se rechaza.
Para el cálculo de la TIR se emplea la siguiente ecuación:
∑
( )
Ecuación 21
Dónde:
Io = Inversión a realizarse en el periodo “cero”.
Fnc = Flujo neto de caja.
n = Periodo de análisis.
V i = tasa de descuento.
En la tabla 29 se indica la interpretación de la Tasa Interna de Retorno.
TABLA 26. Interpretación de la Tasa Interna de Retorno.
VALOR SIGNIFICADO DECISIÓN A TOMAR
TIR>i El proyecto es rentable. Acepto el proyecto.
TIR<i El proyecto no es rentable. No acepto el proyecto
Fuente. (htt://es.wikipedia.org/wikipedia/Tasa_interna_de_retorno.)
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92
6.4 RELACIÓN BENEFICIO/COSTO (RBC).
La relación Beneficio/Costo (RBC), nos muestra de forma clara, la rentabilidad
de un proyecto considerando los ingresos generados, los gastos y la inversión,
todos calculados en el periodo de la inversión, su interpretación se encuentra en
la tabla 27.
Se define como el cociente entre la sumatoria de los Beneficios Actualizados
entre la sumatoria de los Costos Actualizados, siendo su expresión matemática:
( )
Ecuación 22
TABLA 27. Relación Beneficio/Costo (B/C).
VALOR SIGNIFICADO DECISIÓN A
TOMAR
RBC>1 Los ingresos son mayores a los
egresos. Es aceptable
RBC=1 Los ingresos son iguales a los
egresos. Es indiferente
RBC<1 Los ingresos son menores a los
egresos. No es aceptable
Fuente. ((htt://es.wikipedia.org/wikipedia/ Relación_Costo_Beneficio.))
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93
TABLA 28. Costo Total del Proyecto.
N° DETALLE TOTAL
(Sus)/mes
TOTAL
(Sus)/Año
TIPO DE
CAMBIO
TOTAL
(Bs)
1 INVERSIÓN FIJA
25049,98 25599,76 6,96 178174,33
Servicio unidad de
Coiled tubing 25000,00 25000,00
Surfactante MF-
3GL 49,98 599,76
2 CAPITAL DE
TRABAJO 1446,00 17352 6,96 120769,92
Supervisor 613,00
Operador 413,00
2 Ayudante 420,00
INVERSIÓN
TOTAL (1+2) 26495,98 42951,76 6,96 298944,25
6.4.1 INGRESOS PROYECTADOS.
El comportamiento del yacimiento que se observa en la figura 5 muestra la
declinación de la producción de gas, agua y petróleo y el pozo mayormente
produce gas, debido a que no hay una producción muy significativa y constante
de petróleo. Debido a lo anteriormente mencionado se realizó un pronóstico de
declinación para la producción del gas se tomo un valor de 1,6 (Mpc/año)
tomando como referencia el caudal de producción obtenido en el capítulo de
ingeniería, este valor se refleja en el flujo de caja, para el análisis de viabilidad
técnica del proyecto.
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94
Con la siguiente ecuación:
Ecuación 23
Dónde:
t = tiempo en día
Caudal inicial 351,05 Mpc/d
Declinación 0.004 Mpc/d
La cantidad de producción se obtiene reemplazando datos en la ecuación 23:
Transformando a Mpc/año
(
)
TABLA 29. Precio de venta de Gas.
PRECIO INTERNO
Gas = 1,1707 $/MPC
Fuente. (www.PIB.org.bo)
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95
En base al precio de venta del gas que es 1,1707 $/Mpc, se proyecta el ingreso
total.
(
) (
)
(
)
TABLA 30. Ingresos proyectados.
CANTIDAD
TOTAL DE
PRODUCCIÓN
(Mpc/Día)
CANTIDAD TOTAL
DE PRODUCCIÓN
(Mpc/Año)
PRECIO
DE
VENTA
DEL GAS
($/Mpc)
INGRESO
TOTAL
348,25 127111,63 1,17 148809,59
348,25 127111,63 1,17 148809,59
346,86 126603,88 1,17 148215,16
345,47 126098,16 1,17 147623,11
344,09 125594,45 1,17 147033,43
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96
TABLA 31. Flujo De Caja Económico.
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97
Para la evaluación del proyecto se hace utilizando las herramientas de inversión
VAN y TIR, donde se toman en cuenta los precios de venta del gas, la tasa de
descuento de 13%, los impuestos por regalías e IDH y los costos de operación.
En base a los volúmenes mensuales de producción proyectados, el flujo de
caja, dato necesario para hallar el valor el VAN y TIR, calculados mediante el
programa de Excel.
VAN ($) = 157903,09
T.I.R. (%)= 131%
R (B/C) = 1,53
De acuerdo a los resultados obtenidos, se dice que este proyecto es rentable
tomando en cuenta que el VAN es de $ 157903,09 la inversión producirá
ganancias por encima de la rentabilidad exigida.
Demostrando que la inversión será recuperada el TIR de 131 % la cual indica
que el proyecto es rentable ya que es superior a la inversión al igual que la
relación B/C es de 1,53 indica que los ingresos son mayores a los egresos.
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CAPÍTULO VII - CONSIDERACIONES AMBIENTALES
7 CONSIDERACIONES
AMBIENTALES.
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99
7.1 IMPACTO AMBIENTAL.
La aplicación del presente proyecto no tiene incidencia ambientalmente, la
empresa YPFB Chaco S.A. cuenta con su respectiva licencia ambiental para
realizar operaciones para su respectiva aplicación que es el pozo SNQ - 3 del
campo San Roque, que cumple con lo dispuesto en la ley de hidrocarburos
3058 en sus artículos mencionados en el ANEXO B.
Sin embargo para fines académicos se ha realiza la matriz de identificación de
impactos ambientales, categorización y llenado de la ficha ambiental.
7.1.1 ACTIVIDADES DEL PROYECTO.
Para la realización del proyecto en cuanto a la matriz de identificación de
impactos se consideró lo siguiente:
FASE DE MOVILIZACIÓN.
Transporte de los componentes del sistema de inyección capilar con
surfactantes.
FASE DE EJECUCIÓN.
a) Instalación de los componentes del sistema de inyección capilar
cocon surfactantes.
b) Preparación y aplicación de la técnica
FASE DE OPERACIÓN.
Montaje y desmontaje de la unidad.
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100
7.2 MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES.
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101
7.2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS PROYECTOS PARA SU EVALUACIÓN
AMBIENTAL.
Se debe indicar que existiendo normativa ambiental para las actividades
hidrocarburíferos mediante el RASH (Reglamento de Actividades para el Sector
Hidrocarburos), no existe norma para las actividades de workover
específicamente y particularmente para la inyección de Surfactantes.
La Categorización es la siguiente:
Impactos positivos: 43
Impactos negativos: 6
Coeficiente de impactos positivos: 0,45
Coeficiente de impactos negativos: 0,06
Clasificación de categoría: IV
El resultado muestra que los coeficientes de impactos positivos son 0,45 y los
coeficientes de impactos negativos 0,06, tal como se observa en la gráfica de la
clasificación de los proyectos que indica que es de categoría IV, por lo tanto no
requiere de los Estudios de evaluación de impacto ambiental (EEIA).
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CAPÍTULO VIII - CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
8 CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES.
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103
8.1 CONCLUSIONES.
Después de analizar el procedimiento y los resultados que se obtienen con esta
nueva tecnología de inyección capilar con surfactantes generadores de
espuma, se puede determinar que el uso de esta técnica es efectivo logrando
los siguientes resultados.
En base a análisis realizado de esta nueva tecnología se puede determinar las
siguientes conclusiones:
En base a los cálculos realizados se logra alcanzar la finalidad que se
propone incrementar la producción, donde se tiene una producción de
gas de 50,66 Mpc/d y con la técnica aumenta a 351,05 Mpc/d.
La carga de líquidos acumulados en la zona productora y en la tubería de
producción es un total de 66 Bbls y se logra reducir 33 Bbls.
Se recopilo información del pozo SNQ – 3 para la realizar cálculos de la
aplicación de la técnica.
Para analizar y evaluar la técnica se verifico el cumplimiento de
parámetros para la selección del surfactante.
Los surfactantes No iónico MF-3GL se utilizan como: inhibidores de
corrosión, limpiezas, para reducir la carga de líquidos. Este surfactante
fue elegido en base a tratamientos realizados en anteriormente que
tuvieron éxitos y se puede tener un mejor aprovechamiento con el
incremento del caudal de producción.
De acuerdo con los resultados del VAN = 157903,09 $us y TIR = 131%,
este proyecto es viable para su aplicación en el pozo SNQ - 3.
8.2 RECOMENDACIONES
Parte fundamental en el éxito del proyecto es la reducción de carga de líquidos
que corresponde a una identificación apropiada del problema y la selección
adecuada del tratamiento correcto para la solución del mismo.
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104
Para la aplicación de esta nueva tecnología de inyección capilar con
surfactantes generadores de espuma se tienen las siguientes
recomendaciones:
Es importante contar con la mayor cantidad de información actual del
pozo a ser aplicado para la reducción de carga de líquidos en fondo de
pozo.
Es recomendable la implementación del sistema de inyección capilar con
surfactantes generadores de espuma a pozos de campos maduros para
incrementar su producción, en este caso las condiciones el pozo SNQ - 3
son adecuados para aplicar el sistema. Además la Intervención se lo
realiza sin el equipo de reparación (W. O.).
Se recomienda inyectar el surfactante MF-3GL a una profundidad de 1
metro = 3,28 ft por día para lograr reducir la carga de líquidos e
incrementar la producción de gas.
Una vez inyectado el tratamiento químico es recomendable no abrir el
pozo demasiado grande, hasta recuperar todos los fluidos inyectados y
evitar el ahogado del pozo prematuramente.
Se recomienda realizar un control periódico para que la producción del
pozo SNQ - 3 no disminuya rápidamente.
Es necesario ejecutar trabajos de prueba de pozo para poder contar con
datos actualizados, obteniéndose de este modo el índice de
productividad y declinación a medida que avanza la producción.
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9 BIBLIOGRAFÍA
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________
106
BIBLIOGRAFÍA.
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ANEXOS
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A
ANEXOS A. INFORMACIÓN DEL POZO SNQ - 3.
INFORMACIÓN DEL POZO SNQ - 3.
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A-1
Mapa de ubicación del Campo San Roque.
Fuente. YPFB-CHACO S.A. Expuesto en el II Simpopsio Internacional
En Gas, Petroleo Y Medio Ambiente.
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A-2
Mapa estructural de la Formación Yecua del Campo San Roque.
Fuente. Recopilación de proyecto de grado Implementación Del Sistema
“Plunger Lift” Para Optimizar La Producción Del Pozo SNQ – 3
Del Campo San Roque. (Quinteros, 2011)
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B
ANEXOS B. CONSIDERACIONES AMBIENTALES..
CONSIDERACIONES AMBIENTALES.
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B-1
DS 28397 REGLAMENTO DE NORMAS TÉCNICAS.
Art. 149
Toda inyección, excepto para gas o de agua, debe ser
programada para hacerse por la tubería de inyección. En
estos casos un empacador ("packer") debe asentarse por
encima de la formación receptora, y el espacio entre las
tuberías de inyección y cañería de revestimiento debe
llenarse con el fluido anticorrosivo. Las excepciones a esta
norma podrán justificarse técnicamente.
Art. 154
Las baterías y plantas de producción deben estar diseñadas
para soportar las características de la mezcla de fluidos que
ingresen ya sean tratados o no, para la separación de gas y
líquidos.
Art. 180
(Fluidos Adecuados Para La Inyección). Si en las
operaciones de Explotación de Hidrocarburos se requiere de
grandes cantidades de agua para proyectos de recuperación
secundaria y mejorada, el operador deberá atenerse a los
siguientes criterios:
a) usar preferentemente la misma agua de formación.
b) se podrá usar agua dulce de subsuelo o fuentes
superficiales solo cuando se cuente con la autorización
ambiental correspondiente, otorgada por autoridad
competente.
Art. 190
(Buenas Prácticas De Operación). Como mínimo se deben
aplicar las buenas practicas técnicas de la industria
recomendadas por el API en las actividades que
correspondan, y las siguientes especificaciones y prácticas
que sean aplicables:
RP 42 practicas recomendadas para pruebas de laboratorio
de agentes activos de superficie para estimulación de pozos.
Fuente. Decreto Supremo 28397 (Beltze, 06 de Octubre 2005)
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B-2
LEY DEL MEDIO AMBIENTE 1333
Art. 20
todas la obras, actividades públicas o privadas, con carácter
previo a su fase de inversión, deben contar obligatoriamente
con la identificación de la categoría de evaluación de
impacto ambiental que deberá ser realizada de acuerdo a
los siguientes niveles:
1. Requiere de EIA analítica integral.
2. Requiere de EIA analítica específica.
3. No requiere de EIA analítica específica pero puede
ser aconsejable su revisión conceptual.
4. No requiere de EIA.
Art. 74
El ministerio de energía e hidrocarburos, en coordinación
con la secretaria nacional del medio ambiente, elaborara las
normas específicas pertinentes.
Así mismo, promoverá la investigación, aplicación y uso de
energías alternativas no contaminantes.
Fuente. (Ley del Medio Ambiente 1333)
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B-3
REGLAMENTO AMBIENTAL PARA EL SECTOR DE
HIDROCARBUROS (RASH)
Art. 20
se consideran actividades y/o factores susceptibles de
degradar el medio ambiente; cuando excedan los límites
permisibles a establecerse en reglamentación expresa, los
que a continuación se enumeran:
a) Los que contaminan el aire, las aguas en todos sus
estados, el suelo y subsuelo.
b) Los que producen alteraciones novicias de las
condiciones hidrogeológicas, edafológicas,
geomorfológicas y climáticas.
c) Los que alteran el patrimonio cultural, el paisaje y los
bienes colectivos o individuales, protegidos por la ley.
d) Los que alteran el patrimonio natural constituido por la
diversidad biogeológica, genética y ecológica, sus
interpolaciones y procesos.
e) Las acciones directas o indirectas que producen o
pueden producir el deterioro ambiental en forma
temporal o permanente, incidiendo sobre la salud de
la población.
Fuente. (Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos (RASH))
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C
ANEXOS C. FICHA AMBIENTAL.AMBIENTALES.
FICHA AMBIENTAL.
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C-1
MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE Y AGUAS
VICE MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE, BIODIVERSIDAD Y CAMBIOS
CLIMATICOS
DIRECCION GENERAL DE MEDIO AMBIENTE Y CAMBIOS CLIMATICOS
DIRECCION DE EVALUACION DE IMPACTO AMBIENTAL
FORMULARIO: FICHA AMBIENTAL
1. INFORMACIÓN GENERAL
FECHA DE LLENADO: 10/09/2015
LUGAR: Campo San Roque, pozo SNQ - 3, Provincia Gran Chaco del
Departamento de Tarija.
PROMOTOR:
RESPONSABLE DEL LLENADO DE LA FICHA:
NOMBRE Y APELLIDOS: Huarayo Troncoso Ana Karen.
PROFESIÓN: Estudiante CARGO:
Nº-REG.: CONSULTOR: DEPARTAMENTO: Oruro
CIUDAD: Oruro DOMICILIO: Claudina Teveneth/T. Frias Y Lizarraga
TEF. DOM.: 76146402 CASILLA:
2. DATOS DE LA UNIDAD PRODUCTIVA
EMPRESA O INSTITUCIÓN: YPFB Chaco S.A. PERSONERO LEGAL (S):
ACTIVIDAD PRINCIPAL: Exploración y Explotación
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C-1
CAMARA O ASOCIACION A LA QUE PERTENECE: Cámara Boliviana de
Hidrocarburos y Energía
NÚMERO DE REGISTRO: No Corresponde FECHA/INGRESO: No
Corresponde
DOMICILIO PRINCIPAL. Nº DE NIT:
CIUDAD Y/O LOCALIDAD: Santa Cruz de la Sierra CANTÓN:
PROVINCIA: DPTO.: Santa Cruz de la Sierra
CALLE: 3ro Anillo Interno Av. San Martín #1700 Ed. Centro Empresarial
Equipetrol P.6
TELEFONO: YPFB - Chaco S.A. ++ 591 3-3453700, 3663601 FAX.:
3. IDENTIFICACIÓN Y UBICACIÓN DEL PROYECTO
NOMBRE DEL PROYECTO: "PROPUESTA DE INYECCIÓN CON
SURFACTANTES GENERADORES DE ESPUMA PARA REDUCIR LA CARGA
DE LÍQUIDOS E INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN EN LA FORMACIÓN
YECUA DEL POZO SNQ - 3, CAMPO SAN ROQUE"
UBICACIÓN FISICA DEL PROYECTO:
CIUDAD Y/O LOCALIDAD: Campo San Roque.
CANTON: PROVINCIA: Gran Chaco. DEPARTAMENTO: Tarija.
COORDENADAS UTM: X=461820.23 m E Y=7672418.44 m N Zt=561
msnm
CODIGO CATASTRAL DEL PREVIO: Nº REG. CAT.:
REGISTRO EN DERECHOS REALES:
PARTIDA: AÑO: DPTO.:
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C-1
COLINDANTE DEL PREVIO Y ACTIVIDADES QUE DESARROLLAN:
NORTE: Planta de Gas Campo San Roque
OESTE: Pozo SNQ - 22D
SUR: Pozo SNQ - 2
ESTE: Pozo SNQ - 4
USO DE SUELO ACTUAL: Producción de Gas y Condensado
USO PROTENCIAL: Uso Comercial
CERTIFICADO DE USO DEL SUELO: EXPEDIDO POR: EN FECHA:
4. DESCRIPCIÓN DEL SITIO DE EMPLAZAMIENTO DEL PROYECTO
SUPERFICIE A OCUPAR TOTAL DE PREVIO:
OCUPADA POR EL PROYECTO: 2 M2
DESCRIPCION DE TERRENO: Bosque Tropical de Montaña
TOPOGRAFIA, PENDIENTES: Cuenta con Relieves Bajos y Accidentados
PROFUNDIDAD NAPA FEATICA: 2 a 3 mts. (Variable.)
CALIDAD DEL AGUA: El agua a la profundidad de la napa freática no
recomendable para el consumo humano.
VEGETACIÓN PREDOMINA: Posee un paisaje tropical de arbustos, la fauna está
conformada de animales domésticos y de granja.
RED DE DRENAJE NATURAL: Las aguas drenan en forma natural, siguiendo las
pendientes del lugar.
MEDIO HUMANO: El área de emplazamientos se encuentra ubicada.
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5. DESCRIPCION DEL PROYECTO
ACTIVIDAD, SECTOR: Hidrocarburífero
SUBSECTOR: Producción de Gas y Condesado
ACTIVIDAD ESPECÍFICA: Producción CIIU:
NATURALEZA DEL PROYECTO:
Nuevo (X) Aplicatoria ( ) Otros ( )
ETAPAS DEL PROYECTO:
Explotación ( ) Ejecución (X) Operación (X)
Mantenimiento ( ) Futuro Inducido ( ) Abandono ( )
AMBITO DE ACCIÓN DEL PROYECTO:
Urbano ( ) Rural (X)
OBJETIVO GENERAL
Proponer la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma
en la formación Yecua del pozo SNQ - 3; para reducir la acumulación de líquidos y
contribuir a incrementar su productividad.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Determinar las características petrofísicas y geológicas del Pozo SNQ –
3, Campo San Roque para la aplicación de la técnica de inyección
capilar con surfactantes.
Analizar y evaluar la técnica de inyección con surfactantes generador de
espuma que permita incrementar la producción del pozo SNQ - 3.
Proponer el surfactante generador de espuma óptimo que pueda ser utilizado
para incrementar la producción del Pozo SNQ - 3.
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RELACIÓN CON OTROS PROYECTOS:
Forma parte de un: Plan ( ) Programa (X) Proyecto Aislado ( )
DESCRIPCIÓN DEL PLAN O PROGRAMA:
Es un proyecto que permitirá incrementar las condiciones de producción del pozo
SNQ -3 con la aplicación de la técnica de inyección con surfactantes generadores
de espuma.
VIDA UTIL ESTIMADA DEL PROYECTO:
TIEMPO: 5 años
( ) Solo para uso del ministerio de desarrollo sostenible y medio ambiente
PRODUCCIÓN ESTIMADA DEL PRODUCTO FINAL: 360 Mpc/d
6. ALTERNATIVAS Y TECNOLOGÍAS
ALTERNATIVAS
Se consideró o están consideradas alternativas de localización?:
Si ( ) No(x)
Si la respuesta es afirmativa, indique cuales y porqué fueron desestimadas las
otras alternativas.
TECNOLOGÍA
Describir las tecnologías (maquinaria, equipo, etc.) y los procesos que se
aplicarán.
Para llevar adelante este Proyecto se ha establecido la contratación de una
empresa especializada legalmente establecida, la que operara según programa de
intervención del pozo, de igual manera se contratará una empresa ambiental
encargada de llevar a cabo el seguimiento socio ambiental, siguiendo con normas
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y técnicas establecidas por los reglamentos vigentes en materia de cumplimiento
de normas socio ambientales del sector hidrocarburos.
EJECUCIÓN:
FASE DE MOVILIZACIÓN
El Equipo a movilizar para esta actividad es el Transporte de los componentes del
sistema de inyección capilar con surfactantes
Transporte de producto químico
Transporte de una unidad de Coiled tubing
a) Trabajos Preparatorios
Se procederá a limpiar el terreno donde se efectuara las operaciones, para facilitar
la ejecución de los diferentes trabajos, como el montaje de la unidad de Coiled
tubing
b) Materiales
El material que se utilizara estará de entera responsabilidad de la empresa
especializada y de parte del operador no se prevé ningún material adicional.
FASE DE EJECUCIÓN
Se realizará según propuesta de la empresa especializada en la técnica de
inyección capilar con surfactantes.
EJECUCIÓN
Es la etapa donde se realiza la aplicación de la técnica de estimulación matricial
no reactiva con la inyección del surfactante MF-3GL con la ayuda de la unidad de
Coiled tubing.
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FASE DE OPERACIÓN
En la etapa de operación se lleva a cabo la inyección continua del surfacatnte MF-3GL
MONTAJE Y DESMONTAJE DE LA UNIDAD
Esta etapa es donde se realiza el desmontaje de la unidad de coiled tubing y
puesta en producción la línea de producción.
7. INVERSIÓN TOTAL
ETAPA DEL PROYECTO:
Prefactibilidad (X) Factibilidad ( ) Diseño Final ( )
INVERSIÓN DEL PROYECTO: máximo de 69660 $us.
Costo Total: 69660 ($us)
Costo Total: 466025,4 (Bs)
8. ACTIVIDADES
Las actividades previstas para las diferentes fases en el desarrollo del proyecto,
son la que se detallan a continuación.
ETAPA ACTIVIDAD
DESCRIPCIÓN DURACIÓN
CANT. UNIDAD
FASE DE MOVILIZACIÓN
Movilización transporte Surfactante 1 Día
Movilización transporte Coiled Tubing 1 Día
FASE DE EJECUCIÓN
Operación Instalación Del equipo CT 1 1/2 Día
Ejecución Instalación Surfactante en el tanque 1/2 Día
FASE DE OPERACIÓN
Mantenimiento Montaje Montaje de C.T. 1 1/2 Día
Mantenimiento Desmontaje Desmontaje de C.T. 1 1/2 Día
Mantenimiento Imprevistos Causas no esperados 1 1/2 Día
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9. RECURSOS HUMANOS (mano de obra)
9.1 FASE DE MOVILIZACIÓN
PROFESIONALES Permanente: - No Permanente: 1
CALIFICADA. Permanente: - No Permanente: 1
NO CALIFICADA. Permanente: - No Permanente: 2
9.2 FASE DE EJECUCIÓN
PROFESIONALES Permanente: 1 - No Permanente:
CALIFICADA. Permanente: 1 - No Permanente: Variable
NO CALIFICADA. Permanente: 2 - No Permanente: Variable
9.3. FASE DE OPERACIÓN
PROFESIONALES Permanente: 1 - No Permanente:
CALIFICADA. Permanente: 1 - No Permanente:
NO CALIFICADA. Permanente: 2 - No Permanente:
10. RECURSOS NATURALES DEL AREA, QUE SERAN APROVECHADOS
El agua para operaciones de la mezcla de los materiales e insumos.
11. MATERIA PRIMA E INSUMOS
La gasolina y el diesel oíl serán comprados de las estaciones de servicios para el
transporte, la energía eléctrica está provista del mismo campo.
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12. PRODUCCIÓN DE RESIDUOS Y/O DESECHOS
ETAPA TIPO DESCRIP. FUENTE
CA
NT
. DISPOSICIÓN O
RECEPTOR
Movilización Sólido Transporte Móvil
Va
ria
ble
Cant. Mínima al
aire
Operación Líquido Surfactante Preparado
Va
ria
ble
A los tanques
Ejecución Sólido
Bombeo del
surfactante
Va
ria
ble
Al subsuelo
Mantenimiento Sólido Residuos Infraestructura
Va
ria
ble
Almacenaje en
bolsas para su
traslado al
vertedero
municipal.
13. PRODUCCIÓN DE RUIDO (Indicar fuente y niveles)
FASE DE EJECUCIÓN
FUENTE: Actividades de operación, transporte, algunas herramientas y equipos a
utilizar en el proyecto.
NIVEL MÍNIMO db.: 65 dbs.
NIVEL MÁXIMO db.: 75 dbs.
Valores promedios tomados en proyectos similares.
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14. INDICAR COMO Y DÓNDE SE ALMACENAN LOS INSUMOS
Los Materiales e Insumos se compraran y serán trasladados hasta el lugar del
proyecto en el Camión de Operaciones donde serán colocados y no serán
descargados en el proyecto, quedaran siempre en el Camión de Operaciones, con
las medidas de seguridad necesarias para evitar accidentes y contingencias.
El combustible para las movilidades de transporte será abastecido directamente
de los surtidores que existen en la ciudad de Tarija, los aceites y grasas serán
provistas del mismo (debido a que la base de operaciones de este tipo de
empresas especializadas está en la ciudad de Santa Cruz).
15. INDICAR LOS PROCESOS DE TRANSPORTE Y MANIPULACIÓN DE
INSUMOS EJECUCIÓN
Los insumos serán adquiridos en la ciudad de Santa Cruz, los mismos que serán
transportados cuidadosamente en el Camión de Operaciones estas movilidades
son de uso exclusivo de las empresas encargadas de prestar ese servicio, hasta el
lugar del Proyecto, para este cometido se utilizara el personal especializado y
adecuado para la manipulación del surfactante.
OPERACIÓN Y EJECUCIÓN
Es muy importante destacar que es necesario que se tome el debido cuidado en
las etapas de operación de la aplicación de la técnica y mantenimiento
garantizando los datos de producción y los datos de fondo de pozo.
16. POSIBLES ACCIDENTES Y/O CONTINGENCIAS
Para atender posibles accidentes y contingencias, se cuenta con todos los centros
médicos y hospitalarios de diferentes niveles con que cuenta la ciudad de Tarija,
varios de estos centros médicos se encuentran a minutos del área donde se
realizará el proyecto, y están vinculados vía terrestre y aérea, lo cual permite un
desplazamiento rápido, que de presentarse alguna emergencia se podría acceder
a cualquiera de los centros médicos inmediatamente.
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Los posibles accidentes y/o contingencias que se puedan presentar durante el
desarrollo del proyecto, serán específicas de las actividades que se están
ejecutando como ser: trabajos con manejo de presiones altas, presencia de Gas
natural altamente inflamable, trabajo de las mezclas de los materiales e insumos
de ácidos peligrosos.
Dentro de los posibles accidentes o contingencias que se pueda dar durante la
ejecución de este proyecto se encuentran los siguientes:
Fase de movilización
- Caídas en zona de trabajo por presencia de equipo.
Fase de Ejecución
- Golpes menores del trabajador en el manipuleo de herramientas de trabajo.
- Cortocircuito en las instalaciones electrónicas de la unidad de Coiled Tubing.
- Posible incendio por presencia de Gas Natural en boca de pozo.
Fase de Operación
- Cortocircuito en las instalaciones eléctricas.
- Incendios.
Para prevenir accidentes y contingencias se prevé el entrenamiento y capacitación
del personal en seguridad e higiene y la dotación del respectivo equipo de
protección personal como ser: cascos de seguridad, protectores faciales,
cinturones, botas de protección y guantes, todos estos elementos servirán para
prevenir daños físicos, lesiones o enfermedades ocupacionales; además de todos
ser de gran necesidad y de importancia fundamental la colocación de extintores
distribuidos adecuadamente.
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17. CONSIDERACIONES AMBIENTALES
RESUMEN DE IMPACTOS AMBIENTALES “CLAVES” (IMPORTANTES)
Considerar impactos negativos y/o positivos; Acumulativos; a corto y largo plazo;
temporales y permanentes; Directos e indirectos. MEDIDAS DE MITIGACIÓN
PROPUESTAS PARA IMPACTOS NEGATIVOS “CLAVES” (IMPORTANTES)
Indicar para cada una de las fases (Preparación, Operación y Ejecución y
Mantenimiento)
FA
SE
IMPACTO MITIGACIÓN
MO
VIL
IZA
CIÓ
N
AIRE: Generación de partículas
suspendidas, monóxido de carbono en
el transcurso del movimiento de los
equipos y herramientas.
Impacto: Directo, Temporal, Localizado
y Mitigable.
Ponderación : Bajo
Es permisible
EJ
EC
UC
IÓN
SUELO: Generación de mezcla de los
materiales e insumos con agua.
Impacto: Directo, Permanente.
Ponderación: Bajo
Disponer adecuadamente,
los servicios de los tanques
para los productos
químicos.
OP
ER
AC
IÓN
SÓLIDOS: Derrame de residuos.
Impacto: Directo, Temporal,
Localizado.
Ponderación. Bajo
Almacenaje en bolsas para
su traslado al vertedero
municipal.
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18. DECLARACIÓN JURADA
Ana Karen Huarayo Troncoso en calidad de responsable Técnico de la
elaboración de la Ficha Ambiental de la "PROPUESTA DE INYECCIÓN CON
SURFACTANTES GENERADORES DE ESPUMA PARA REDUCIR LA CARGA
DE LÍQUIDOS E INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE GAS EN LA
FORMACIÓN YECUA DEL POZO SNQ - 3, CAMPO SAN ROQUE" da fe de la
veracidad de la información detallada en el presente documento y soy
responsable en caso de no ser evidente el tenor de esta declaración que tiene
calidad de confesión voluntaria.
Responsable técnico.
ANA KAREN HUARAYO TRONCOSO.
C.I. 7261144 Or.
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D
ANEXOS D. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES.
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES.
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D-1
Se describe las actividades con sus respectivos códigos ver tabla, para la
realización del cronocrana de elaboración del proyecto.
Código de actividades que realizan.
ACTIVIDADES CÓDIGO
Recopilar información general del Pozo SNQ – 3, Campo
San Roque.
001
Describir las características geológicas del Pozo SNQ - 3. 002
Definir la ubicación del sistema de inyección capilar para
reducir la carga líquidos con surfactantes.
003
Describir los diferentes tipos de Surfactantes según su carga
iónica.
004
Verificar el cumplimiento de los parámetros requeridos para
la selección del surfactante.
005
Seleccionar el surfactante generador de espuma según su
carga iónica.
006
Describir el proceso del sistema de inyección capilar con
surfactantes generadores de espuma.
007
Realizar los cálculos pertinentes para obtener el incremento
de producción.
008
Fuente. Elaboración propia.
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D-1
Diagrama de Grant.
Fuente. Elaboración propia en base a las actividades planteadas.
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E
ANEXOS E. Caracteríticas de la tubería capilar y bomba.
CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA
CAPILAR Y BOMBA.
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Características y propiedades mecánicas del capilar.
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Ga
l /
10
2 ft
0.25 0.035 11000
0 80000
30800 7700 5600 7.9 0.132
0.049 43120 10780 7840 10.4 0.094
Fuente. Aplicación de productos químicos. DPF
Características de la bomba dosificadora.
Bomba duplex simple.
Conducto para laconección.
Número de
modelo
Diametro de la tubería
para la inyección
Presión
máxima de
inyección (psi)
Caudal de
inyección
(bbl/min)
2201 1/4” 1500-2000 1-5
Fuente. Bombas texsteam dosificadoras (DRESSER).
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F
ANEXOS F. Pruebas de laboratorio existentes.
PRUEBAS DE LABORATORIO
EXISTENTES.
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F-1
J.Martin y col. (2008), realizaron pruebas similares a la de H.N.Dunning,
extendiendo los ensayos con diferentes agentes surfactantes como los no
iónicos, aniónicos, cationicos y los anfotericos.
Surfactantes no iónicos son componentes de polimeros, fenoles y
alcoholes. Estos químicos poseen una propiedad importante respecto a la
solubilidad, donde los productos tienden a ser más solubles a bajas
temperaturas menor a 200 ºF en la industria petrolera es más versátil para
la formación de la espuma que puede ayudar a remover el agua de los
pozos.
Los surfactantes aniónicos son excelentes productos para generar espuma
en agua, pero son generalmente afectados por altas concentraciones de
sal en el fluido. Pueden ser degradados a elevadas temperaturas (> 125
ºC), donde ácido sulfúrico puede formarse como bioproducto y por
supuesto, se convierte en un agente corrosivo. Los alquila-éter-sulfatos y
los sulfonatos-olefinicos, son los productos principales de esta categoría.
Los surfactantes cationicos como las aminas cuaternarias, se
desenvuelven mejor en aguas salinas que en agua fresca. Su bajo peso
molecular representan un buen escenario para la formación de espuma de
mezclas de petróleo y aguas salinas. Sin embargo, su aplicación con alto
peso molecular puede ser no efectiva en soluciones salinas y pueden
potencialmente generar emulsiones si se sobre dosifica se aplica a
temperaturas mayor a 300 ºF.
Surfactantes anfotericos, representan el tipo más versátil para la
formación de la espuma, debido a su propiedad de doble carga, son muy
estables a altas temperaturas y tolerantes a altas concentraciones de sal
(>10% en peso).
Fuente. Gas well deliquification / solution to gas well liquid loading
problems.pdf
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G
ANEXOS G. Entrevista realizada.
ENTREVISTA REALIZADA.