INTRODUCCION ................................................................................................................................... 2 DELIMITACION ..................................................................................................................................... 3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ...................................................................................................... 4 FORMULACION DEL PROBLEMA.......................................................................................................... 4 OBJETIVOS ........................................................................................................................................... 4 JUSTIFICACION .................................................................................................................................... 4 TIPO DE ESTUDIO ................................................................................................................................ 5 TIPO DE INVESTIGACIÓN ..................................................................................................................... 5 MARCO TEORICO ................................................................................................................................. 6 RECUPERACIÓN PRIMARIA.- .............................................................................................................. 10 RECUPERACIÓN SECUNDARIA ........................................................................................................... 12 RECUPERACIÓN TERCIARIA ............................................................................................................... 15 1. INYECCIÓN DE POLÍMEROS Y SOLUCIONES MICELARES POLIMÉRICAS ........................................ 15 2. PROCESOS DE INYECCIÓN DE SURFACTANTE ................................................................................ 16 3. INYECCIÓN DE SOLUCIONES ALCALINAS O ADITIVOS A DITIVOS ALCALINOS COMBINADOS CON MEZCLAS DE ÁLCALI-SURFACTANTE ÁLCALI-SURFACTANTE O ÁLCALI-SURFACTANTE-POLÍMERO ÁLCALI-SURFACTANTE-POLÍMERO (ASP). ................. .......................... .................. .................. ......... 16 POZO PATUJUSAL .............................................................................................................................. 17 INGENIERÍA DEL PROYECTO .............................................................................................................. 22 ANEXOS ............................................................................................................................................. 28
ANTECEDENTES
La Inyección de Agua dentro de los reservorios tiene el propósito de incrementar la presión del mismo y empujar los fluidos líquidos que han quedado atrapados dentro del yacimiento por falta de energía natural. Este método ha sido desarrollo dentro de lo que se llama Recuperación Al disminuir la energía energía natural del reservorio reservorio (se depleta), se buscará un método para entregarle nuevamente energía al mismo. En este caso lo más común es inyectarle agua, por medio de pozos productores que se convierten a inyectores, ubicados de forma estratégica. En esta cuenca toma particular relevancia, por las características de la misma, reservorios acotados y lenticulares, y la heterogeneidad de los mismos. Al no poder desechar el agua de producción, producción, la mejor alternativa alternativa es volver a inyectarla, logrando un circuito cerrado. Mediante la inyección de agua en uno o más pozos, se forma un frente que barre parte del petróleo remanente en el reservorio, hacia los pozos productores.
Esquema Recuperación secundaria
El agua que se utiliza para la inyección en los pozos, normalmente proviene de la producción del mismo yacimiento. La separación agua-petróleo se realiza en plantas deshidratadoras. El agua obtenida se envía luego a plantas específicas de tratamiento de agua.
En las plantas de tratamiento se encontrarán diferentes equipamientos cuya función final como conjunto es entregar el agua en condiciones de ser inyectada. En este “acondicionamiento” del agua de inyección entran en juego variables de Procesos tales como el tiempo de residencia para drenaje gravitacional, temperatura, productos químicos, filtrados mecánicos, etc. En Bolivia se han implementado técnicas de recuperación secundaria en diferentes campos como ser: • Campo Camiri: Debido a la enorme magnitud del campo los resultados obtenidos no han sido del todo satisfactorios. • Campo La Peña: El proyecto Piloto de inyección de agua del Yacimiento
La Peña, se inició en el año 2,000 con el estudio de factibilidad y la intervención de los pozos inyectores, concretándose con el inicio de la inyección a principios del año 2,001
DELIMITACION Limite Geográfico El desarrollo del proyecto del tratamiento de agua para recuperación secundaria y sus problemas tiene como límite geográfico: País: Bolivia Departamento: Santa Cruz Provincia: Sarah Localidad: Santa Rosa del Sara Nombre del Campo: Patujusal (PJS). Formación: Petaca Pozos: PJS03, PJS-06 y PJS-10
s tratar de mantener la producción constante, con agua de buena calidad y para que sea de buena calidad eliminar los diferentes compuestos
Tratamientos inadecuados para el agua de inyección dentro de la formación Petaca en el campo Patujusal. Se logrará evitar el taponamiento de la formación, corrosión, incrustación de equipos y tuberías de la superficie y el subsuelo mediante el tratamiento del agua de inyección para la recuperación secundaria?
Objetivo General
Mejorar la calidad del agua de inyección por el tratamiento del agua mediante la recuperación secundaria en el campo Patujusal de Santa Cruz. Objetivos Específicos
Analizar el proceso del tratamiento. Se analizaran puntos estratégicos para realizar el mejoramiento de la calidad del agua de inyección. Planificar en los procesos un plan de mejora continua
Justificación Científica
La calidad del agua no es la adecuada porque no cumple con los parámetros esperados, la corrosión a un no se puede controlar del todo dentro del sistema de flujo. Se menciona que la búsqueda de la optimización de la producción de los hidrocarburos es de vital importancia para la competitividad de las empresas Petroleras, hoy en día a través de la recuperación secundaria por inyecc ión de agua se puede apreciar que la producción en muchos campos petroleros fuera del país ha sido muy favorable y no cabe duda de que en este caso no será una excepción siendo que el campo Patujusal es considerado con una de las mejores plantas de agua llegue a su objetivo.
Justificación Social El proyecto del tratamiento de agua de recuperación secundaria, es muy importante porque nos beneficiamos todos por lo que genera empleos, y nos permite producir más energía como es el petróleo
Justificación Económica Los beneficios que nos trae económicamente, es que es un tratamiento no muy caro, nos permite recuperar más petróleo y al producir más vendemos más lo cual generamos más ingresos y empleos METODOLOGIA
En el contexto de la investigación son muchas las metodologías que es posible seguir, sin embargo, existen 2 grandes grupos que incluyen a otras más específicas. Se trata de la metodología de investigación cuantitativa y la cualitativa. La metodología cuantitativa es aquella que permite la obtención de información a partir de la cuantificación de los datos sobre variables, mientras que la metodología cualitativa, evitando la cuantificación de los datos, produce registros narrativos de los fenómenos investigados. En este tipo de metodología los datos se obtienen por medio de la observación y las entrevistas, entre otros. Como vemos, la diferencia más importante entre la metodología cuantitativa y la cualitativa radica en que la primera logra sus conclusiones a través de la correlación entre variables cuantificadas, y así poder realizar generalizaciones y producir datos objetivos, mientras que la segunda estudia la relación entre las variables obtenidas a partir de la observación en contextos estructurales y situacionales
La investigación es descriptiva ya que busca determinar y recolectar la información necesaria en función a la situación presentada, para luego poder desarrollar la organización para hacer frente al problema de estudio
En este proyecto aplicamos el tipo de investigación no experimental porque las variables se describen, se analizan o se las correlaciona para llegar a una interpretación de resultados
Reservorio El petróleo y el gas natural no se encuentran en cavernas o bolsones, sino embebido (impregnado) en cierto tipo de rocas a las cuales se les denomina reservorios. En consecuencia, los reservorios son rocas que tienen espacios vacíos dentro de sí, llamados poros que son capaces de contener petróleo y gas del mismo modo que una esponja contiene agua. El reservorio tiene tres propiedades: La porosidad es un porcentaje de espacios vacíos respecto al volumen total de la roca que indicará el volumen de fluidos que pudiera contener el reservorio, sea de hidrocarburos o agua. La permeabilidad describe la facilidad con que un fluido puede moverse a través del reservorio, esta propiedad controla el caudal que puede producir un pozo que extraiga petróleo del mismo, es decir, el volumen de producción estimado. A mayor permeabilidad mejores posibilidades de caudal de producción. La saturación de hidrocarburos expresa el porcenta je del espacio “poral” que está ocupado por petróleo o gas. Esta permite estimar el porcentaje de contenido del fluido del reservorio, mientras más alto el porcentaje de saturación, se estima mayor volumen de hidrocarburos. El factor de recuperación del hidrocarburo es el porcentaje de petróleo y/o gas natural que puede ser extraído en la etapa primaria de explotación, que en el caso de petróleo el porcentaje no es mayor al 30 %. El resto del volumen se recupera con tecnología secundaria, o recuperación asistida como la inyección de agua o gas.
El fluido del reservorio puede ser clasificado por:
En este cuadro podemos observar el espectro de los fluidos del reservorio desde el gas húmedo hasta el petróleo negro (black oil). Reservorio de gas seco.- Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el reservorio. No hay presencia de líquidos ni en reservorio ni en superficie. Sin embargo, a Temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener líquidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas. Reservorio de gas Húmedo.- Todo el diagrama de fases de la mezcla de Hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajode la temperatura del reservorio. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el Reservorio, pero si en superficie (dos fases).
La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. Reservorio de gas – condensado.- El diagrama de fases es menor que el de Petróleo y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos. El punto cricondentérmico es mayor que TR. A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se forma líquido en el reservorio, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. El líquido es ligeramente colorado, marrón, anaranjado, verduzco o transparente. También se les llama condensados. Reservorio de petróleo volátil y su diferencia con el gas retrogrado.-Son una mezcla compleja de hidrocarburos que se comporta parecido a una fase liquida de alta presión y temperatura encontrada en los reservorios de petróleo. A veces se usa la densidad o composición típica como forma de diferenciar al gas condensado de los petróleos volátiles. La envoltura de fase de los petróleos volátiles muestra que la temperatura crítica está localizada a la derecha de la temperatura del reservorio. Cuando los petróleos volátiles so producidos y la presión del reservorio caen debajo del punto de burbuja, la fase gas puede ser móvil La tabla siguiente, ilustra la composición típica de los 5 tipos de diferentes fluidos en el reservorio
Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perfora ciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta urgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo. Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber: A .-Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%. B. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa generaun empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%. C.Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%. El mecanismo de urgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La Surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.
Esquema de un pozo surgente
Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se rec urre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento. Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción. Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes
a. El bombeo mecánico El bombeo mecánico. Que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela
b. Extracción con gas o Gas Lift Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente.
c. Bombeo con accionar hidráulico Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación saté lite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos.
d. Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón
e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos.
f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator
Recuperación secundaria Consiste en la inyección de un fluido (gas o agua) dentro de un reservorio mediante pozos inyectores, empujando los hidrocarburos hacia pozos productores. Inyección de agua: El drenaje con agua (water-drive) por inyección de agua por debajo o alrededor del petróleo. El método de inyección de agua es usado por los productores de petróleo para recuperar el petróleo remanente, una vez que se ha terminado con la producción primaria En muchos casos, este petróleo remanente es un 75% del petróleo que habrá originalmente en el reservorio. Bombeando agua bajo presión a la formación mediante pozos inyectores y espaciando éstos alrededor de un pozo productor, se logra que el agua inyectada empuje las gotas de petróleo hacia el pozo productor para su recuperación secundaria. El agua inyectada puede ser agua de mar, agua fresca o agua producida conjuntamente con el petróleo. En cualquier caso requiere tratamiento previo a su inyección, ya que pueden causar algunos problemas y más aún cuando no es compatible con el agua de formación.
Para el tratamiento de agua de inyección se puede utilizar dos tipos de sistemas: Sistema Abierto o Sistema Cerrado. En un sistema cerrado el agua no entra en contacto con el aire para prevenir su contaminación con oxígeno. Este tipo de sistema se recomienda para aguas de inyección que contienen pequeñas cantidades de compuestos de hierro, ácido sulfhídrico y otros constituyentes que serían más fácilmente eliminados por procesos de aireación y sedimentación. Un sistema cerrado generalmente requiere menos tratamiento y menos costo de operación porque la utilización de equipos es mínima y la corrosión por oxígeno es más controlada. Un sistema cerrado generalmente consta de tanques de almacenamiento de agua, tuberías de los tanques de almacenamiento a los equipos de clarificación y filtración , tanques de almacenamiento de agua tratada, bombas de inyección y líneas que distribuyen el agua a los diferentes pozos de inyección. Se colocan medidores de flujo en las cabezas de los pozos para medir los flujos de inyección a cada pozo. En cambio, un sistema abierto permite el contacto del aire con ci agua y normalmente se aplica cuando hay abundancia de ácido sulfhídrico, hierro, turbidez y otros contaminantes cuya eliminación es más simple y económica por precipitación y/o aereación
Esta aplicación va para el campo Patujusal, formación Petaca
Esquema de inyección de gas
En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento. Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria:
Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del yacimiento; Económica: para recuperar volúmenes adicionales de petróleo, llamados también reservas adicionales o secundarias; Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento.
a. Reinyección del gas (gas-drive) por encima o atrás del petróleo.La Sgc originada en un “gas drive” produc to de la despresurización de un yacimiento (gas drive interno) es diferente de la originada por la inyección de gas (gas drive externo). La saturación de gas media, necesaria para permitir el flujo de gas difiere notablemente en ambos procesos.
Las muestras de laboratorio suelen comportarse, generalmente, de manera heterogénea5,6 dado que la heterogeneidad habitualmente encontrada en la escala de reservorio se extiende hasta la escala de laboratorio. Estos medios heterogéneos presentan características especiales tales como: !"Suelen obtenerse diferentes resultados en los barridos horizontales y verticales. El origen de esta diferencia obedece a que los barridos horizontales producen inyecciones diferenciales en las diferentes capas mientras que en los barridos verticales (o en flujo cruzado), por todas las capas circula el mismo caudal!”
b. Drenaje con agua caliente o con vapor, más costoso, pero permite recuperar el 90% del yacimiento.Es un proceso de desplazamiento y consiste en inyectar agua caliente a través de un cierto número de pozos y producir petróleo por otros.
Recuperación terciaria Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes que puede contener electrolitos, polímeros, entre otros inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión. Existen otros métodos pertenecientes a la tercera fase de recuperaciónm conocidos como métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos, los cuales han sido ampliamente estudiados por representar una exitosa, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el precio del petróleo es bajo, donde el principal argumento señalado es la baja rentabilidad del proceso, debida principalmente a los costos de los aditivos químicos. Métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos Los métodos de recuperación mejorada por métodos químicos incluyen:
1. Inyección de polímeros y soluciones micelares poliméricas
El principio básico que sigue este método es el agua puede hacerse más viscosa a partir de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo y de esta manera se puede mejorar la eficiencia de barrido y por tanto un mayor porcentaje de recuperación. En la siguiente figura se presenta de manera esquemática el funcionamiento de este método de recuperación mejorada:
2. Procesos de inyección de surfactante El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua.
3. Inyección de soluciones alcalinas o aditivos alcalinos combinados con mezclas de álcali-surfactante o álcali-surfactante-polímero (ASP). Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación espontánea o por cambios en la mojabilidad. En el grafico siguiente se muestra un esquema del proceso:
POZO PATUJUSAL El Campo Patujusal (PJS) fue descubierto con la perforación del pozo Pjs-X1 a una profundidad moderada de 2200 mts. Este pozo fue perforado en marzo de 1993 con una producción de petróleo de 34.8 ºAPI en la formación Petaca. El reservorio Petaca es un campo subalterno-saturado con una presión original de 2270 psi @ una profundidad de -1366.4 metros sobre el nivel del mar. El mecanismo de impulso del reservorio es el efecto combinado de la expansión de fluidos y/o posiblemente la actividad del acuífero. Actualmente el campo tiene un pozo vertical, PSJ-7,; siete pozos direccionales PJS-2D, PJS-3D, PJS-4D, PJS-5D, PJS-8DST, PJS-9D, y PJS-10A, PJS-16D, PJS-18D,; y, cinco pozos horizontales, PJS-13H, PJS-12H, PJS-14H, PJS-15H, PJS-1STH,. En Nov-2003 un proyecto piloto para inyección de agua empezó. La proporción de inyección fue de 1200 a 2100 bpd. Pozo PJS-6H se usó para este propósito. Las buenas indicaciones del reservorio alientan para extender la inyección con 2 pozos adicionales (PJ-3D y PJS-10A) durante 2005. La producción del Campo de Patujusal en diciembre de 2004 era lo siguiente
Formación estratigráfica
la Formación de Petaca es un reservorio de hidrocarburo productivo que contiene 34.8 API La Formación de Yecua La Formación de Tariquia
El resumen de volúmenes originales y reservas de aceite, condensado y gas
Arreglo del pozo inyector Pjs-6
INGENIERÍA DEL PROYECTO VELOCIDAD ANULAR Donde: Va = Velocidad anular en pies/min. Q = Gasto de bomba en gal/min. D = Diámetro del agujero en pulg. D = Diámetro de la T.P. en pulg. o Va = Q x Factor
CAIDA DE PRECIÓN DE FLUJO TURBULENTO P =Caída de presión por fricción en el interior del tubo en lbs/pulg2. Q =gasto de bomba en gal/min. G =peso de fluido en m. L =Longitud de tubería en m La =longitud del espacio anular en m. D =Diámetro interior del tubo en pulg. D4 =Diámetro mayor del espacio anular en pulg. D3 =Diámetro menor del espacio anular en pulg. Pa =Caída de presión por fricción en el espacio anular en Lbs/pulg2. Vp = Viscosidad plástica ( corresponde al fluido plástico de tipo Bingham) en centipoises ( cp)
VOLUMEN DE AGUA PARA UNA LECHADA Va = P – Vs x D D – Da Va = Volumen de agua en Lt/saco. P = Peso de un saco en Kg. D = Densidad de la lechada en Kg/Lt. Da = Densidad del agua en Kg/Lt. VI = Volumen de la lechada en lt/saco. Vs = Volumen de un saco de cemento en Lt/saco
DISMINUCIÓN DE LA DENSIDAD EN UN FLUIDO AGREGADO AGUA O ACEITE CONSERVADO EL VOLUMEN CONSTANTE. V = Volumen del fluido por reemplazar con agua o aceite Para disminuir la descendencia m3 o lts. DL =Densidad del fluido en gr/cm3 Df 0 Densidad del agua ó aceite en gr/cm3. Da = densidad del agua ó aceite en gr/cm3. V1 = Volumen del fluido que desea bajar la densidad en M3 olts. V=1.45-1.40 x240.0 =26.66 m3 0 27m3 1.45-1.0 A la prof. Desarrollada se le resta a donde se tomó la desviación y el resultado se multiplica por el Cos. Del ángulo promedio de la última estación y se le suma a la Prof. Vert. Y a la vez se le resta a la Prof. Vert.. objetivo este resultado se divide, entre el Cos del Áng. Prom. De la última estación y el resultado de la suma a la Prof. Desarrollada y este será la Prof. A perforar.
MÁXIMA PRESIÓN PERMISIBLE EN EL ESPACIO ANULAR POR RESISTENCIA AL FRACTURAMIENTO DE LA FORMACIÓN EXPUESTA
Se cemento una tubería de revestimiento de 13 3/8 pg a una profundidad de 2700m y se efectuó una prueba de goteo que aporto una densidad equivalente a la presión de goteo de 1.86 gr/cm3 Para calcular la máxima presión permisible en el espacio anular, si se tiene en el pozo una densidad de 1.65gr/cm3 se obtiene con la siguiente ecuación:
Longitud TP 4 ½ pg (D.I.= 3.826 pg ) 3.188m Longitud TP 4 ½ pg HW (D.I. = 2.750pg)110m Longitud herramienta 8 pg (D.I. = 3000 pg ) 152m Prof total 3450m
Anexos Petróleo Moderno Manual de tratamiento de agua “Spartan Bolivia” Metodología de la investigación “E. B. Pineda, E. L. de Alvarado
Metodología de la investigación “Carlos Velasco Salazar” Explotación de hidrocarburos Ing. Jorge Mariaca Enginerering conversion factores b) Internet: b.1) www.CHACOSA.com b.2) www.COPETROL.com b.3) www.ENERGYPRESS.com b.4) http://www.cbh.org.bo/es/index.php
