Ana Karen Huarayo Troncoso Corregido(1)

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 TÍ TULO 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 _____________________________________ ______________________________________ _

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.

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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA _____________________________________ _________________________________________ ____

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.

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ÍNDICE DE CONTENIDO

Pag.

AGRADECIMIENTOS..………..………………………………………………………. AGRADECIMIENTOS..………. .……………………………………………………….ii DEDICATORIA………………………..……………………………………….…….....ii ÍNDICE DE FIGURAS…...………………... FIGURAS…...………………...….………………….……………………x ….………………….……………………x ÍNDICE DE TABLAS…...……………………… TABLAS…...………………………...……..………….…………………x ...……..………….…………………xiiii LISTA DE ABREVIATURAS…...………………...…….…………………… ABREVIATURAS…...………………...…….……………………………xiv ………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 – SOCIO – AMBIENTAL. .............................. ......................................... ........... 14 1.5.5.1 JUSTIFICACIÓN SOCIAL. ................................................... ......................................................... ...... 14 1.5.5.2 JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL. ................................................ .................................................. .. 14 iii


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............................................... 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). ................................. (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

iv


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 TECNOLOGÍA A APLICAR.................... 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 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

v


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............ DESEMULSIFICADORES...................................... ......................................... ............... 46 2.6.4.3.2 NO EMULSIFICADORES......... EMULSIFICADORES................................... ............................................. ................... 46 2.6.4.3.3 EMULSIFICADORES ............................ ...................................................... ................................ ...... 46 2.6.4.3.4 AGENTES A GENTES 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............................................... ARCILLAS................................................. .. 48 2.6.4.3.10 AGENTES ESPUMANTES. ES PUMANTES. ................................................ ................................................ 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 – ANALÍTICO – SINTÉTICO......................................... 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

vi


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 – ROQUE – 3 (SNQ – (SNQ – 3). ................. ................. 60

4.2.1 FORMACIÓN YECUA............................................... 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 E EN EL POZO PRODUCTOR SNQ – SNQ – 3. ................................... ............................................. .......... 63 4.4

PRODUCCIÓN DEL POZO SNQ – 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 DEL SURFACTANTE SURFACTANTE GENERADOR DE ESPUMA ESPUA ESPUMA ESPUA ESPUMA ÓPTIMO PARA EL POZO SNQ – 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 P RESIÓN DE FRACTURA........................ FRACTURA.................................................. ............................ .. 72

vii


5.2.1.3.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN MÁXIMA EN LA MÁXIMA MÁXIMA EN E N 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 CÁL CULO DEL TIEMPO DE INYECCIÓN............................ ........................... 77 5.2.1.5 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRODUCTIVIDAD PRODUCTIVIDAD ESPADO ESPEO ES ESPEO ESPERADO PERADO AL REMOVER EL DAÑO. ..................................... ..................................... 77 5.2.1.5.1 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD DE LA ZONA DAÑADA DAÑAD DAÑADA........................................... DAÑADA..................................................................... .................................... .......... 78 5.2.2 CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE LÍQUIDO ACUMULADO A 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 VALOR ACTUAL NETO (VAN). .................................................. ............................................................ .......... 89

6.3

TASA INTERNA DE RETORNO................................................. .......................................................... .......... 91

6.4

RELACIÓN BENEFICIO/COSTO (RBC). ............................................. ............................................. 92

6.5

INGRESOS PROYECTADOS..................... PROYECTADOS............................................... ......................................... ............... 93

CAPÍTULO VII - CONSIDERACIONES AMBIENTALES. 7

CONSIDERACIONES AMBIENTALES.................................................... ....................................................... 98 7.1

IMPACTO AMBIENTAL. IMPACTO AMBIENTAL.................................................... ....................................................................... .................... 99

7.1.1 ACTIVIDADES DEL PROYECTO. .................................................. .................................................... .. 99 7.2

MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES. IMPACTOS AMBIENTALES. ...... 100

viii


7.2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS PROYECTOS PARA PARA SU EVALUACIÓN EVAL EVALUACIÓN AMBIENTAL. ................................. .......................................................... ......................... 101

CAPÍTULO VIII - CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 8

9

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. .......................................... .......................................... 102 8.1

CONCLUSIONES. ................................................... ............................................................................. .......................... 103

8.2

RECOMENDACIONES ................................................ ...................................................................... ...................... 103

BIBLIOGRAFÍA.......................................................... .................................................................................... .............................. .... 105

10 ANEXOS .................................................. ............................................................................ .................................................... ..........................A

ix


ÍNDICE DE FIGURAS

..

…………………

Pág.

……………………………..…………..

FIGURA 1. EQUIPO DE LA TECNOLOGÍA C APILAR EN PLENA OPERACIÓN OPERACIÓN. ...... 4 FIGURA 2. VISTA DE LA INSTALACIÓN FINAL DEL EQUIPO DE INYECCION ...................................... .......................... .......................... .......................... ................... ...... 5 CAPILAR CAPILAR.......................... FIGURA 3. UBICACIÓN DEL C AMPO S AN ROQUE......................... ..................................... ................. .... 7 FIGURA 4. HISTORIAL Y DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL POZO SNQ SNQ – – 3 SNQ – SNQ – 3 SNQ – SNQ – 3. ......................... ...................................... .......................... .......................... .......................... ................. .... 9 FIGURA 5. ACTIVIDADES A DESARROLLAR PARA LOS OBJETIVOS ESPECÍFICOS ....................................... .......................... .......................... ..................... ........11 ESPECÍF ESPECÍFICOS. .......................... 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 ...................................... ......................... ......................... .......................... .............29 GASFERI GASÍFEROS . ......................... FIGURA 10. HISTORIA DE VIDA DE UN POZO PRODUCTOR DE GAS ................. .................30 FIGURA 11. P ARTES CONSTITUYEN CONSTITUYENTES TES DE LA UNIDAD UNIDAD ESPECIAL ESPECIAL DE COILED ...................................... .......................... ......................... ................... .......36 COILED COILED TUBING. ......................... FIGURA 12. P ACK-OFF ROSCADO. ........................ ..................................... .......................... ........................ ...........37 FIGURA 13. TUBERÍA C APILAR. ......................... ...................................... .......................... .......................... ............... .. 38 FIGURA 14. BOMBA DOSIFICADORA.......................... ...................................... .......................... ..................... ........38 FIGURA 15. T ANQUE DE ALMACENAMIENTO ALMACENAMIENTO DE SURFACTAN SURFACTANTE TE LÍQUIDO. ....... 39 FIGURA 16. P ANEL 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. A 20. ADSORCIÓN DE SURFACTANTE EN UN INTERFAZ SUPERFICIAL SUPERL SUPERFICIAL. .......................... ....................................... .......................... .......................... ..................... ........42 FIGURA 21. COMPORTAMIENTO DE LOS SURFACTANTES ( AGENTES AGENTES TENSO..................................... .......................... .......................... ................. ....42 TENSIIO- TENSO- ACTIVOS ACTIVOS). ........................ FIGURA 22. SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR SIMPLE......................... ................................. .........51 FIGURA 23. SISTEMA DE INYECCIÓN CON SURFACTANTES MEDIANTE LA ...................................... .......................... ........................ ...........52 TUBERIA LA TUBERÍA CAPILAR. ......................... FIGURA 24. PLANTA S AN ROQUE.......................... ...................................... .......................... ........................ ...........57

x


FIGURA 25. M APA DE UBICACIÓN UBICACIÓN Y COLUMNA COLUMNA ESTRATIGRÁFIC ESTRATIGRÁFICA A GENERALIZADA ...................................... .......................... ......................... ................... ....... 58 GENERA GENERALIZADA . ......................... FIGURA 26. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL POZO SNQ – SNQ – 3....................... ......................59 FIGURA 27. ESQUEMA GEOLÓGICO DEL POZO SNQ – SNQ – 3.......................... ............................. .... 61 FIGURA 28. DETERMINACIÓN DE LA ACUMULACIÓN DE LÍQUIDOS EN EL POZO ....................................... .......................... .......................... ................... ...... 81 POZO PO POZO SNQ - 3. .......................... FIGURA 29. SISTEMA DE INYECCIÓN CON SURFACTANTES MEDIANTE LA LA LA ...................................... .......................... ........................ ...........86 LA LA LA I LA TUBERIA CAPILAR . .........................

xi


ÍNDICE DE TABLAS

………………………………………………………………

Pág.

TABLA 1. D ATOS GENERALES ..................................... ............... ..6 GENERALES DEL POZO SNQ - 3. ........................ TABLA 2. PRODUCCIÓN DE GAS DEL POZO SNQ – SNQ – 3. ........................ ................................... ...........8 TABLA 3. IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMA DEL POZO SNQ – SNQ – 3. ................... ................... 10 TABLA 4. CRITERIOS BÁSICOS DE SELECCIÓN PARA EL DESARROLLO DE PROYE PROYECTOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA BASADO EN PROYECOS

..................................... .......................... .......................... ............... .. 13 PROOS MÉTODOS QUÍMICOS. ........................ TABLA 5. COORDENADAS DEL POZO SNQ – SNQ – 3. ......................... ...................................... ................. ....15 TABLA 6. EVALUACIÓN DE PERMEABILIDAD Y POROSIDAD.......................... ......................... 25 TABLA 7. CLASIFICACIÓN DE LOS SURFACTANTES SEGÚN SU CARGA IÓNNNICA CARGA IÓNNNICA ...................................... .......................... .......................... .......................... ..................... ........44 IÓNICA IÓNICA. ......................... IÓNICA TABLA 8. M ATRIZ DE MARCO ..................................... .......................... ................... ......55 MARCO LÓGICO ........................ TABLA 9. D ATOS DE LA FORMACIÓ ....................................... ................... ...... 62 FORMACIÓN N YECUA. .......................... 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. P ARÁMETROS DEL INDICE ........................... ..66 INDICE DE PRODUCTIVIDA PRODUCTIVIDAD D. ......................... TABLA 14. V ALORES TÍPICOS ............... 68 TÍPICOS DE S Y SU SIGNIFICANCIA RELATIVA. ............... 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 ..................................... .......................... ................. .... 70 VARIAB VARIABLES DE REFERENCIA. ........................ TABLA 18. C ARACTERÍSTICAS ........................ 70 ARACTERÍSTICAS DEL SURFACTANTE SURFACTANTE MF-3GL. ........................ TABLA 19. C ÁLCULOS SIN SIN LA TÉCNICA TÉCNICA DE INYECCIÓN INYECCIÓN CAPILAR CON CON SURFACTS ....................................... .......................... .......................... ................... ...... 79 SURFAS SURFACTANTES SURFAS SURFACTANTES........................... CON LA TÉCNICA TÉCNICA DE INYECCIÓN INYECCIÓN CAPILAR CON SUANTES TABLA 20. C ÁLCULOS CON

....................................... .......................... .......................... ................... ...... 80 SURFA SURFACTANTES . ..........................

xii


TABLA 21. COMPARACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD SIN INYECCIÓN INYECC INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES Y CON INYECCIÓN INYECN

.................................. ......... 80 INYECC INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES ......................... 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 T ASA 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 G AS. ......................... ...................................... .......................... ................. ....94 TABLA 30. INGRESOS PROYECTADOS. ........................ ..................................... .......................... ................... ...... 95 TABLA 31. FLUJO DE C AJA ECONÓMICO.......................... ....................................... .......................... ............96

xiii


LISTA DE ABREVIATURAS ABREVIATURA

DESCRIPCIÓN

UNIDADES

°API

Grado del petróleo.

API

Cp

Centipoise

cp

C

Capacidad del volumen en fondo de

Metros

pozo 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.

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/plg

Psmax

Presión máxima de inyección.

Psi

Pwf

Presión de fondo fluyente.

Psi

Pwh

Presión en la cabeza del pozo.

Psi

⁰F

xiv


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

r e

Radio de drenaje.

Pie

r w

Radio del pozo.

Pie

r x

Radio de penetración de la zona

Pie

dañada. S

Efecto skin o daño

adimensional

Sg

Saturación de gas.

%

Sw

Saturación de agua.

%

T

Temperatura.

tiny

Tiempo de inyección

Min

TVD

Profundidad del pozo.

Pie

TIR

Tasa interna de retorno.

%

V

Volumen de líquido acumulado en el

Bbls

⁰F

fondo de pozo 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

xv


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.

xvi


CAPÍTULO I - INTRODUCCIÓN 1 INTRODUCCIÓN.


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 – SNQ – 3, 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.

2


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.

3


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 – Neuquén – Argentina. 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.

4


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.

5


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 po zo 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 X = 461820.23 M E

Coordenadas UTM

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.

6


FIGURA 3. Ubicación del Campo San Roque.

Campo San Roque actualmente en producción.

Fuente: YPFB - CHACO S.A. Mapa del sitio - Mapa interactivo.

7


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 – 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 – SNQ – 3. 3.

PRO PRODUCCI N 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.

8


FIGURA 4. Historial y declinación de producción del pozo SNQ – 3. – 3.

YPFB – CHACO CHACO S.A. Fuente. YPFB –

9


TABLA 3. Identificación de problema del Pozo SNQ – 3. – 3.

CAUSA

PROBLEMA

EFECTO Baja

productividad

del

Acumulación de pozo SNQ – – 3 del Campo Filtraciones. líquidos. San Roque.

Fuente. Elaboracion propia. 1.3.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA. ¿Cómo reducir la acumulación de líquidos en la formación Yecua del pozo SNQ – SNQ – 3; 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; 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 la técnica de inyección con surfactante generador de espuma que permita incrementar la producción del pozo SNQ – SNQ – 3. 3.



Proponer el surfactante generador de espuma óptimo que pueda ser utilizado para incrementar la producción del Pozo SNQ – 3. – 3.

10


FIGURA 5. Actividades a desarrollar para los objetivos específicos.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS Determinar las características petrofísicas y geológicas del Pozo SNQ – – 3, Campo San Roque para la aplicación de

ACTIVIDADES Recopilar información general del Pozo SNQ – SNQ – 3, 3, Campo San Roque. Describir

las

características

geológicas del Pozo SNQ – SNQ – 3. 3.

la técnica de inyección capilar Definir la ubicación del sistema de con surfactantes. inyección capilar para reducir la carga líquidos con surfactantes. Describir los diferentes tipos de Analizar y evaluar la técnica surfactantes según su carga iónica. de inyección con surfactantes Verificar el cumplimiento de los generador de espuma que parámetros requeridos para la permita incrementar la selección del surfactante. producción del pozo SNQ – SNQ – 3. 3. Seleccionar el surfactante generador de espuma según espuma según su carga iónica.

Proponer

el

surfactante

generador de espuma óptimo que pueda ser utilizado para

Describir el proceso del sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma.

incrementar la producción del Realizar los cálculos pertinentes para Pozo SNQ – SNQ – 3. 3. obtener el incremento de producción.

Fuente. Elaboración propia.

11


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 – SNQ – 3, 3, Campo San Roque. Dentro el desarrollo técnico del proyecto, se aplica la siguiente norma: Reglamento De Normas Técnicas – Técnicas – DS 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.

12


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 – SNQ – 3 3

CONDICIONES PARA LA

DATOS DE LA FORMACIÓN

INYECCIÓN CAPILAR CON

YECUA

SURFACTANTES

Temperatura

148 (°F)

Grados °API

67.5

Viscosidad

0,30 (cp)

Espesor productor

13 ft

Permeabilidad

24,2 (md)

Porosidad

19,9 %

CUMPLE

125 < T < 175 °F

SI

> 50

SI

µ < 15 cp

SI

10 < h < 50 ft

SI

20 < k < 500 md

SI

10 < Ø < 25 %

SI

Weatherford – Capillary Capillary Technologies & Engineered Chemistry. Fuente. Weatherford – 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.

13


1.5.5 JUSTIFICACIÓN SOCIO – SOCIO – AMBIENTAL. 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.

14


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 – SNQ – 3. 3. X = 461820.23 m E

COORDENADAS UTM

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 conc lusión del semestre II/2015 del mismo año. 1.7 APORTE 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 – SNQ – 3 3 beneficiando económicamente al País y a la empresa.

15


CAPÍTULO II

–

MARCO TEÓRICO

2 MARCO TEÓRICO.


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” 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 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)

17


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)

18


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 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. 19


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.

20


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.

21


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 tamaño de los pasajes que conectan los los poros de la roca.



El tamaño de los granos de la roca.



La distribución de los granos. 22


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 Presión (P2 – – P1) P1) = psi q = Tasa de producción = Mpc/d

23


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). 24


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 – permeabilidad – porosidad. 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 1 – 10 md

Buena

10 – 100 10 – 100 md

Muy Buena

100 – 100 – 1000 1000 md

EVALUACIÓN PORCENTUAL DE LA POROSIDAD Descartable

0 – 5 0 – 5 %

Pobre

5 – 10 5 – 10 %

Regular

10 – 15 10 – 15 %

Buena

15 – 20 15 – 20 %

Muy Buena

20 – 20 – 25 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.

25


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 Saturación de Gas (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011) II/2011) 2.3 CARGA DE LÍQUIDOS. El término “Carga de líquidos” líquidos” derivado derivado del ingles “Liquid Loading ”, o en algunos casos referido como “Gas Well Dewatering” 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.

26


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 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 ( P c – P t t), ), en el caso de pozos de gas completados sin empacaduras. d) Cambios de gradientes observados en un registro fluyente 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.

27


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 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 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

28


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.

29


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) 30


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)

31


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. )

32


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 estimulación matricial reactiva (Ácida). b) La estimulación 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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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 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. 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 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 34


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, pres ión, 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)

35


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.

Cabeza de Inyección

Hidrogrúa

Motor del

Tanque de

sistema

Fluido

Hidráulico

Hidráulico

Capilar

Tanque de Spool

Pack-Off

Cabina de Comando

Gas Oil

Bomba Triplex

Tanque de Producto Químico

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.

36


FIGURA 12. Pack-Off roscado.

Acople Hidráulico

Válvula de Alivio Pack-Off

Centralizador

Boquilla Dispersora

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.

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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. 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

39


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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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 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.

Cabeza hidrofílica

Cabeza hidrofóbica Grupo soluble en agua

Grupo soluble en gas

de aceite remanente por Fuente. Tesis “modelo físico de la reducción de aceite 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.

41


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)

42


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 LOS SURFACTANTES. 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 acuos os 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.

43


TABLA 7. Clasificación de los surfactantes según su carga iónica.

CARGA CLASIFICACIÓN

DESCRIPCIÓN

SOLUBLE EN

APLICACIÓN

AGUA No ANIÓNICO

Negativa

emulsificantes

retardadores. No

emulsificantes

limpiadores. -No emulsificante. CATIONICO

Positivo

-Inhibidor

de

corrosión. -Bacterisidas. -No emulsificante.

NO-IÓNICO

Sin carga

-Inhibidores

de

corrosión. -Espumantes.

La carga ANFOTÉRICO

depende del

-Viscosificante. -Inhibidor

de

ph del sistema 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.

45


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 ácidopetróleo, 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 48


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.

Gancho de la tubería capilar

Bomba del químico Tanque de químicos

Manifold de inyección química

Tubería capilar

Boquilla dosificadora

Fuente. Weatherford instalación de tubería capilar año 2010

51


FIGURA 23. Sistema de Inyección con Surfactantes mediante la tuberia capilar.

Entrada del químico Tubería de producción

Packer de producción

Tubería capilar

Líquidos en el fondo de pozo

Fuente. Pemex exploración y producción.

52


CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

–

3 MARCO METODOLÓGICO.

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ___________________________________ ______________________________________ ___

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 ANALÍTICO – – SINTÉTICO. SINTÉTICO. Este método fué de gran utilidad para revisión de la información de los diferentes métodos de inyección y la aplicabilidad del de l 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 – SNQ – 3, 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. 54


3.3 MATRÍZ DE MARCO LÓGICO. A continuación se muestra la matríz marco lógico: TABLA 8. Matriz de marco lógico INDICADORES

MEDIOS DE VERIFICACIÓN

Dpozo SNQ-3, SNQ-3, Campo San Roque A mediante la técnica de inyección D I capilar con surfactantes generadores L Ade espuma. N I F

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.

Aplicar la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma a la formación Yecua del pozo SNQ – SNQ – 3; 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.

RESUMEN Incrementar la producción del

O T I S O P O R P

1. Determinar las características petrofísicas y geológicas del Parámetros Pozo SNQ – SNQ – 3, 3, para la aplicación establecidos para la de la técnica de inyección capilar aplicación de la técnica. S E con surfactantes. T N2. Analizar y evaluar la técnica de con surfactante E inyección N generador de espuma que Parámetros según su O permita incrementar la producción carga iónica. P SNQ – 3. 3. M del pozo SNQ – 3. Proponer el surfactante O C generador de espuma óptimo que Incremento del nivel de pueda ser utilizado para producción del pozo en incrementar la producción del 85 %. Pozo SNQ – SNQ – 3. 3. 1.1 Recopilar información general del Pozo SNQ – SNQ – 3. 3. Actividad realizada en 1.2 Describir las características características el 1° y 2° mes de inicio geológicas del Pozo SNQ – SNQ – 3. 3. para la realización del 1.3 Definir la ubicación del sistema de proyecto de grado. inyección capilar para reducir la carga líquidos con surfactantes. 2.1 Describir los diferentes tipos de surfactantes según su carga iónica. 2.2 Verificar el cumplimiento de los Actividad realizada en parámetros requeridos para la el 3º mes de desarrollo selección del surfactante. del proyecto. 2.3 Seleccionar el surfactante generador de espuma espuma según su carga iónica. 3.1 Describir el proceso del sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma. 3.2 Realizar los cálculos pertinentes para obtener el incremento de producción.

Se realiza en el 4º mes de desarrollo del proyecto.

Documento final del proyecto. Gas Well Delicuefaction/solutions to gas well liquid loading problems.pdf Gas Well Delicuefaction/solutions to gas well liquid loading problems.pdf Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. Pdf

SUPUESTOS

Condiciones de la formación del pozo SNQ – 3, sean aceptables para la aplicación de la técnica.

Tener acceso a la información.

Compromiso de todo el personal involucrado.

Documento final del proyecto.

Tener acceso a la información necesaria.

Método de observación directa.

Obtener información necesaria para dicha selecciòn. Contar con el material requerido para dicha descripción.

Documento final del proyecto.

Tener acceso a las fórmulas requeridas.

Fuente. Elaboracion propia. 55


CAPÍTULO IV

–

SELECCIÓN DEL POZO

4 SELECCIÓN DEL POZO.


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 57


FIGURA 25. Mapa de ubicación y columna estratigráfica generalizada.

Andinas . (Carlos E. Cruz - Jorge Fuente. Sistemas Petroleros de las Cuencas Andinas. F. Rodríguez - Jorge J. Hechem - Héctor J. Villar)

58


FIGURA 26. Columna estratigráfica del pozo SNQ – SNQ – 3. 3.

Fuente. Ministerio de Hidrocarburos.

59


4.2 ESTRATIGRAFÍA DEL POZO SAN ROQUE ROQUE – – 3 3 (SNQ – (SNQ – 3). 3). El reservorio del Pozo SNQ – SNQ – 3, 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, 60


intercaladas e interdigitadas con limolitas masivas y arcillitas plásticas de coloración marrón rojiza. FIGURA 27. Esquema geológico del Pozo SNQ – SNQ – 3. 3.

YPFB – CHACO CHACO S.A. Fuente. YPFB – 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.

61


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 0,3041 cp. solución (Cp). Densidad de gas (lbs/pc)

1,57 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 r e

984 pie

Radio del pozo r w

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

–CHACO. CHACO. Fuente. Datos otorgados por la empresa YPFB –

62


4.3.1 PROPIEDADES Y CROMATOGRAFÍA DEL GAS PRESENTE EN EL POZO PRODUCTOR SNQ – SNQ – 3. 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 SNQ – – 3. 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

YPFB – CHACO CHACO S.A. Fuente. Boletín estadístico YPFB –

63


TABLA 12. Producción de gas.

Q (Mcf/d)

PRODUCCIÓN DE GAS

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.

64


CAPÍTULO V - INGENIERÍA DEL PROYECTO 5 INGENIERÍA DEL PROYECTO.


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 ESCA LA T PICA DE VALORES VALORES DEL NDICE 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

2008) (Choque., 2014) Fuente. (Maggiolo, 2008) (Choque.,

    

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.

66


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 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 inyección capilar con surfactantes.

67


5.2.1.1 EVALUACIÓN DEL TIPO DE DAÑO. TABLA 14. Valores típicos de S y su significancia relativa.

VALOR DEL TIPO DE DAÑO

DAÑO VERDADERO

DAÑO QUE PRESENTA EL POZO SNQ 3 –

Altamente dañado

S > + 10

Dañado

S>0

Sin daño

S=0

Acidificado

-1≤S≤-3

Fracturado

-2≤S≤-4

Masivamente fracturado

9,95

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 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 – SNQ – 3. 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.

68


TABLA 15. Selección del surfactante según su carga iónica.

TIPO DE SURFACTANTE

CARACTERÍSTICAS DEL

DATOS DEL

SEGÚN SU

SURFACTANTE

POZO SNQ - 3

CARGA IÓNICA -

ANIÓNICO

Aplicable a formaciones arenosas.

-

Temperatura mayor a 300 ºF

-

Soluble en agua al 30%.

-

Aplicable a formaciones arenosas con bajo contenido de arcillas.

CATIÓNICOS

-

Areniscas

-

Temperatura mayor a 300 ºF.

con alto

-

Soluble en petróleo.

contenido de

-

Aplicable a formaciones

arcillas.

arenosas con alto contenido

-

T = 148 ºF

de arcillas.

NO IÓNICO -

Temperatura 120 a 200 ºF.

-

Soluble en agua al 100%.

-

Para de formulaciones

ANFOTÉRICOS

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 Temperatura

NO IÓNICO

Tipo de formación Solubilidad

69


TABLA 17. Verificación del cumplimiento de parámetros en las variables de referencia. E T N E A D T O C A P I F T R U S

E D A I S C E N L E B R E A I F R E A R V

Temperatura NO

Tipo de formación

IÓNICO Solubilidad

E S T O N R A T T L E E C M D A Á F R R A U P S

S O O R Z T O E P M Á L R E A D P

120 a 200 ºF

148 ºF

SI

Arcilla y arena

SI

Arenosos con alto contenido de arcillas En agua al 100%

Presencia de agua

E L P M U C

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.

70


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.

71


          ⁄ 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:

72


        

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.

Dónde:

           

Ecuación 7

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). r e = Radio de drenaje (pie). r w = Radio del pozo (pie). 73


Reemplazando datos en la Ecuación 7:

                        ⁄ 5.2.1.3.5 CÁLCULO DE LA POTENCIA POTENCIA HIDRÁULICA HIDRÁULICA DE LA BOMBA. Se realiza este calculo para definir a cuantos Hp se debe bombear el surfactante hacia el pozo SNQ – SNQ – 3. 3.

      *   + +   

Ecuación 8

Dónde:

HHP = Potencia Hidráulica de la bomba (hp). Qimax = Caudal de inyección máxima (m 3/seg). Psmax = Presión de inyección maxima en superficie (kg/m 2). 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).

                     74


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 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 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 + r w

Ecuación 9

Para daño profundo: rx = 5 pie + rw

Ecuación 10

75


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 r x = radio daño (zona alterada) (ft) r w = radio del pozo (ft) r e = radio de drenaje (ft) Reemplazando datos en la ecuación 11: 11:

                  Transformando a bbls            

76


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 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). r x = Radio de daño (ft). r w = Radio del pozo (ft). r e = Radio de drenaje (ft). Para el cálculo del indice de productividad se requiere conocer la permeabilidad de la zona dañada k x.

77


5.2.1.5.1 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD PERMEABILIDAD DE 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

78


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 – 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

79


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 Gas Yecua

de Índice

de

Tramo

producción

productividad

50,66 Mpc/d

0,17 Mpc/d*psi 1847-1851 metros

PRODUCCIÓN CON INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES. Formación Caudal Gas Yecua

de Índice

de

Tramo

producción

productividad

351,05 Mpc/d

1,19 Mpc/d*psi 1847-1851 metros

80


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 S NQ - 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.

81


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:

          

82


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.

83


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, 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.

84


     

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 produ cto 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 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.

85


FIGURA 29. Sistema de Inyección con Surfactantes mediante la tuberia capilar.

Fuente. (Pemex, Exploración y Producción.)

86


CAPÍTULO VI - ESTUDIO FINANCIERO 6 ESTUDIO FINANCIERO.


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

Tipo de Total

(sus)

cambio (Bs)

Servicio unidad de Coiled tubing 25000

25000 6.96

174000

TOTAL

25000

174000

Fuente. Informe de Weatherford.

88


TABLA 23. Costo del Personal. COSTO DEL PERSONAL TOTAL TIPO DE TOTAL DESCRIPCIÓN

P.U

CANT. (SUS)

CAMBIO (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 Surfactante MF-3GL = 21 Bbl TOTAL

TOTAL TIPO DE

TOTAL

(sus)

(Bs)

49,98 49,98

CAMBIO 6,96

347,86 347,86

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.

89


TABLA 25. Interpretación del valor actual neto. VALOR

SIGNIFICADO La

VAN>0

inversión

DECISIÓN A TOMAR

producirá El proyecto puede aceptarse.

ganancias por encima de la rentabilidad exigida. La

VAN<0

inversión

producirá El proyecto debería rechazarse.

ganancias por debajo de la rentabilidad exigida. La inversión no producirá Dado que el proyecto no agrega ni ganancias ni pérdidas.

valor monetario por encima de la rentabilidad exigida, la decisión

VAN=0

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:

Dónde:

   ∑   

Ecuación 19

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

90


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 – expresada por la TIR – TIR – supera 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
El proyecto no es rentable.

No acepto el proyecto

Fuente. (htt://es.wikipedia.org/wikipedia/Tasa_interna_de_retorno.)

91


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 RBC>1 RBC=1 RBC<1

SIGNIFICADO Los ingresos son mayores a los egresos. Los ingresos son iguales a los egresos. Los ingresos son menores a los egresos.

DECISIÓN A TOMAR Es aceptable Es indiferente No es aceptable

Fuente. ((htt://es.wikipedia.org/wikipedia/ Relación_Costo_Beneficio.))

92


TABLA 28. Costo Total del Proyecto.

N°

DETALLE

1 INVERSIÓN FIJA Servicio unidad de Coiled tubing

TOTAL

TOTAL

TIPO DE

TOTAL

(Sus)/mes

(Sus)/Año

CAMBIO

(Bs)

25049,98

25599,76

6,96

178174,33

25000,00

25000,00

49,98

599,76

1446,00

17352

6,96

120769,92

42951,76

6,96

298944,25

Surfactante MF3GL

2

CAPITAL DE TRABAJO Supervisor

613,00

Operador

413,00

2 Ayudante

420,00

INVERSI N TOTAL (1+2)

26495,98

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.

93


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)

94


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)

PRECIO CANTIDAD TOTAL

DE

DE PRODUCCIÓN

VENTA

(Mpc/Año)

DEL GAS

INGRESO TOTAL

($/Mpc)

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

95


TABLA 31. Flujo De Caja Económico.

96


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.

97


CAPÍTULO VII - CONSIDERACIONES AMBIENTALES 7 CONSIDERACIONES AMBIENTALES.


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 co con surfactantes. b) Preparación y aplicación de la técnica



FASE DE OPERACIÓN. Montaje y desmontaje de la unidad.

99


7.2 MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES.

100


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). 101


CAPÍTULO VIII - CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.


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 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 líquidos acumulados en la zona productora y en la tubería tubería de producción es un total de 66 Bbls y se logra reducir 33 Bbls.



Se recopilo información del pozo SNQ – SNQ – 3 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. 103


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 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. ráp idamente.



Es necesario ejecutar trabajos 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.

104


9

BIBLIOGRAFÍA


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&

ENGINEERED

CHEMISTRY. Weatherford. (s.f.). Tecnología capilar con espumantes. www.PIB.org.bo. (s.f.). htt.//.es.wikipedia.org/wiki/relación_costo_beneficio. htt.//.es.wikipedia.org/wiki/relación_costo_beneficio. (s.f.). htt.//.es.wikipedia.org/wiki/tasa_interna_de_retorno. htt.//.es.wikipedia.org/wiki/tasa_interna_de_retorno. (s.f.). htt.//.es.wikipedia.org/wiki/valor_actual_neto. htt.//.es.wikipedia.org/wiki/valor_actual_neto. (s.f.).

108


ANEXOS


ANEXOS A. INFORMACIÓN DEL POZO SNQ - 3. INFORMACIÓN DEL POZO SNQ - 3. 3.

A


Mapa de ubicación del Campo San Roque.

Fuente. YPFB-CHACO S.A. Expuesto en el II Simpopsio Internacional En Gas, Petroleo Y Medio Ambiente.

A-1


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 – SNQ – 3 3 Del Campo San Roque. (Quinteros, 2011) A-2


ANEXOS B. CONSIDERACIONES AMBIENTALES.. CONSIDERACIONES AMBIENTALES.

B


DS 28397 REGLAMENTO DE NORMAS TÉCNICAS. 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 Art. 149 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. Las baterías y plantas de producción deben estar diseñadas Art. 154

para soportar las características de la mezcla de fluidos que ingresen ya sean tratados o no, para la separación de gas y líquidos. (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

Art. 180

siguientes criterios: a) usar preferentemente la misma 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. (Buenas Prácticas De Operación). Como mínimo se deben aplicar las buenas practicas técnicas de la industria recomendadas

por

el

API

en

las

actividades

que

Art. 190 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) B-1


LEY DEL MEDIO AMBIENTE 1333 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 Art. 20

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. El ministerio de energía e hidrocarburos, en coordinación con la secretaria nacional del medio ambiente, elaborara las

Art. 74

normas específicas pertinentes. Así mismo, promoverá la investigación, aplicación y uso de energías alternativas no contaminantes.

Fuente. (Ley del Medio Ambiente 1333)

B-2


REGLAMENTO AMBIENTAL PARA EL SECTOR DE HIDROCARBUROS (RASH) 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 Art. 20

condiciones

hidrogeológicas,

edafológicas,

geomorfológicas y climáticas. c) Los que alteran el patrimonio cultural, 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))

B-3


ANEXOS C. FICHA AMBIENTAL.AMBIENTALES. FICHA

C

AMBIENTAL.

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ___________________________________ _______________________________________ ____

MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE Y AGUAS VICE MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE, BIODIVERSIDAD Y CAMBIOS CLIMATICOS DIRECCION GENERAL DE MEDIO AMBIENTE Y CAMBIOS C AMBIOS 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 NºNº-REG.:

CONSULTOR:

CIUDAD: Oruro TEF. DOM.: 76146402

CARGO: DEPARTAMENTO: Oruro

DOMICILIO: Claudina Teveneth/T. Frias Y Lizarraga CASILLA:

2. DATOS DE LA UNIDAD PRODUCTIVA EMPRESA O INSTITUCIÓN: YPFB Chaco S.A.

PERSONERO LEGAL (S):

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Exploración y Explotación

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.

COORDENADAS UTM: X=461820.23 m E

DEPARTAMENTO: Tarija. Y=7672418.44 m N

msnm

CODIGO CATASTRAL DEL PREVIO:

Nº REG. CAT.:

REGISTRO EN DERECHOS REALES: PARTIDA:

AÑO:

DPTO.: C-1

Zt=561


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. C-1


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) Mantenimiento ( )

Operación (X)

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 características petrofísicas y geológicas del Pozo Pozo SNQ – SNQ – 3, Campo San Roque para la aplicación de la técnica de inyección capilar con surfactantes.



Analizar y evaluar la técnica de inyección con surfactant surfactantes es generad generador or 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.

C-1


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 C-1


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.

C-1


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.

ETA ETAPA Movilización Movilización Operación Ejecución

ACTIV CTIVID IDA AD DESC DESCRI RIPC PCII N FASE FASE DE MO MOVI VILI LIZA ZACI CI N transporte Surfactante transporte Coiled Tubing FASE DE EJECUCIÓN Instalación Del equipo CT Instalación Surfactante en el tanque

FASE FASE DE OPER OPERA ACI N Mantenimiento Montaje Montaje de C.T. Mantenimiento Desmontaje Desmontaje de C.T. Mantenimiento Imprevistos Causas no esperados

C-1

DURA DURACI CI N CANT. UNIDAD 1 1

Día Día

1 1/2 1/2

Día Día

1 1/2 1 1/2 1 1/2

Día Día Día


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 .

C-1


12. PRODUCCIÓN DE RESIDUOS Y/O DESECHOS

ETAPA

Movilización

Operación

TIPO

DESCRIP.

Sólido

Líquido

Transporte

Surfactante

FUENTE

. T N A C

Móvil

e l b a i r a V

Preparado Pr eparado

e l b a i r a V

Bombeo del Ejecución

Sólido

e l b a i r a V

surfactante

DISPOS POSICI N O RECEPTOR Cant. Mínima al aire A los tanques

Al subsuelo Almacenaje en

Mantenimiento

Sólido

Residuos

Infraestructura

e l b a i r a V

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.

C-1


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. C-1


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.

C-1


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) E S A F

IMPACTO AIRE:

Generación

de

MITIGACIÓN partículas

suspendidas, monóxido de carbono en N Ó I C A Z I L I V O M

el transcurso del movimiento de los equipos y herramientas.

Es permisible

Impacto: Directo, Temporal, Localizado y Mitigable. Ponderación : Bajo

SUELO: Generación de mezcla de los Disponer adecuadamente, N Ó I C U C E J E

N Ó I C A R E P O

materiales e insumos con agua.

los servicios de los tanques

Impacto: Directo, Permanente.

para

Ponderación: Bajo

químicos.

SÓLIDOS: Derrame de residuos.

Almacenaje en bolsas para

Impacto:

Directo,

los

productos

Temporal, su traslado al vertedero

Localizado.

municipal.

Ponderación. Bajo

C-1


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.

C-1


ANEXOS D. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES.

D


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

001

San Roque. Describir las características geológicas del Pozo SNQ - 3. Definir la ubicación del sistema de inyección capilar para

002 003

reducir la carga líquidos con surfactantes. Describir los diferentes tipos de Surfactantes según su carga

004

iónica. Verificar el cumplimiento de los parámetros requeridos para

005

la selección del surfactante. Seleccionar el surfactante generador de espuma espuma según su

006

carga iónica. Describir el proceso del sistema de inyección capilar con

007

surfactantes generadores de espuma. Realizar los cálculos pertinentes para obtener el incremento de producción.

Fuente. Elaboración propia.

D-1

008


Diagrama de Grant.

Fuente. Elaboración propia en base a las actividades planteadas.

D-1


ANEXOS E. Caracteríticas de la tubería capilar y bomba . CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA CAPILAR Y BOMBA.

E


Características y propiedades mecánicas del capilar. n ó i c a m n r ó i o f c e c d a D r e r T a a r a p l a r p a a l a l i p a a e i i a d c c C r n n l o e e % t t e s 2 s s . d g e g i i 0 s s l l p i D u s u e s e e O P E P R P R d

0.25

0.035

11000

0.049

0

80000

o t n e i m i t s e v e R l a a i c n e t s i s i e s R P

a r u g e S o o j j a a b b a a r r T T e e d t f t a 2 d d f d 0 2 n n 0 i c 1 ó ó i i a / o 1 s i s i p l s / e e r s r s e b a a P P P P P L C G

30800

7700

5600

7.9

0.132

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

Diametro de la tubería

modelo

para la inyección

2201

1/4”

Presión

Caudal de

máxima de

inyección

inyección (psi)

(bbl/min)

1500-2000

1-5

dosificadoras (DRESSER). Fuente. Bombas texsteam dosificadoras (DRESSER).

E-1


ANEXOS F. Pruebas de laboratorio existentes. PRUEBAS DE LABORATORIO EXISTENTES.

F


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 F-1


ANEXOS G. Entrevista realizada. ENTREVISTA REALIZADA.

G

Ana Karen Huarayo Troncoso Corregido(1)

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