Campo Humberto Roca Suarez

CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA INTRODUCCION El Campo Humberto Suárez Roca fue descubierto en 1982, donde empezó sus operaciones con el pozo HSR-1 productor de gas y condensado. Inicialmente se explotó mediante agotamiento natural; sin embargo, a partir del año 1998 empieza la declinación de la presión natural de surgencia, debido a esto a partir de 1999 la producción de este campo se realiza mediante levantamiento artificial con agua (bombeo hidráulico) y con gas (gas lift) como fluido motriz. Hasta que en mayo de 2003 se notó claramente que los caudales de producción eran pobres, ese mismo año en Diciembre, se decidió cambiar las bombas hidráulicas. En este campo se perforaron 10 pozos, actualmente 3 son productores, 1 es inyector de agua de formación y 6 están cerrados por ser improductivos. La profundidad promedio de estos pozos es de 2.300 metros, profundidad a la cual se encuentran los niveles productores Sara y Piraí. La producción promedio por día actual de este campo es de 217 barriles de petróleo y 0.15 millones de pies cúbicos de gas. Dentro de sus instalaciones se encuentra la estación de Bombeo Humberto Suarez Roca, ubicada en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz, las vías de acceso son terrestre: Carretera nueva Santa Cruz- Cochabamba. La misma recibe la producción de los campos Humberto Suarez, Los Cusis y Patujusal. Adicionalmente recibe la producción de condensado de la Planta Santa Rosa.

OBJETIVO GENERAL: Analizar el impacto de la explotación petrolera, tomando en cuenta las teorías, estructura, métodos de explotación; para poder saber más sobre la producción nacional.

OBJETIVOS ESPECIFICOS: 

Indagar sobre las teorías de origen, estructura, importancia y métodos de explotación de petróleo.



Recopilar datos sobre la producción petrolera del campo Humberto Suarez Roca.

MARCO TEORICO PLANTA HUMBERTO SUÁREZ ROCA:

Fuente: Chaco S.A.- Elaboración: IFPC-CCAT

Esta planta recolecta la producción de los campos mencionados que llega a un tanque separador, cuya función es separar el petróleo del agua; el petróleo se dirige al tanque de venta de Transredes para luego ser fiscalizado. El agua de este tanque separador se dirige hacia la piscina API donde tiene mayor residencia para que al final tengamos un agua de mejor calidad para luego ser llevada a un tanque de almacenamiento en la planta de inyección. En este tanque al agua se agregan productos químicos como secuestrante de oxígeno y otros que sirven para evitar la corrosión y control de sólidos en suspensión. De esta planta se inyecta toda el agua de producción que llega de los campos mencionados; también es bombeada como fluido motriz al pozo HSR – 1. En esta planta existen también dos compresores que sirven para la compresión de todos los gases que salen de los separadores con una presión de succión de 100 PSI, la cual es elevada a 1120 PSI, que es la presión del gasoducto interno del área; de esta manera se evita la quema de los gases de GLS de los pozos.

El área Humberto Suarez Roca, que abarca los campo Patujusal, los Cusis y Humberto Suarez Roca, cuenta con petróleo pesado de una densidad entre (24-35) °API, y ser actualmente el petróleo más viscoso que produce Bolivia.

De esta manera, mediante el estudio realizado a los campos productores de petróleo pesado y medianamente pesado con los que cuenta el país, se ha llegado a la conclusión de que el campo petrolífero Humberto Suarez Roca es el más representativo por las características que presenta el tipo de crudo que almacena y por las características estructurales con las que cuenta. ANTECEDENTES

CONTRATO DE OPERACIÓN

CRONOLOGIA DEL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA En el centro del campo HSR se halla ubicado aproximadamente en el punto medio entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-6 cuyas coordenadas UTM son las siguientes: X=416657,90 Y=8124218,00 Zt=260 msnm

Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas: 16°53’06”,5 de Latitud Sur. 63°46’46”,7 de Longitud Oeste. El punto señalado, corresponde aproximadamente con el centro del bloque productor en el reservorio Sara, donde se tiene una cota de -1897 msnm, del contacto agua petróleo.

Fuente: [Google Earth]

Políticamente el campo Humberto Suarez Roca (HSR) se encuentra ubicado en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz. Está localizado a 111 Km al norte 38° oeste de la ciudad de Santa Cruz, en la parte central de los lomeríos de Santa Rosa. A continuación se muestra las propiedades petrofísicas.

Las reservas de petróleo en la Arenisca Sara “A” se muestran en la tabla que mostramos a continuación, los mismos están sustentados por el estudio de reservas y producción acumulada de la Empresa Petrolera CHACO S.A. que fue presentado en el mes de agosto del 2006.

A continuación, en la tabla siguiente se muestra cada uno de los pozos productores y pozo inyector con sus respectivas profundidades

SELECCIÓN DEL POZO INYECTOR Y PRODUCTORES El pozo HSR-X1 (antes SRW-X3), perforado por YPFB en 1982 alcanzó 2446 metros de profundidad final, fue el pozo descubridor de petróleo y gas en el reservorio Sara del sistema silúrico. Durante su perforación se cumplieron los objetivos de investigar las areniscas Ayacucho y pirai del devónico y arenisca del Sara silúrico, considerado como objetivos básicos. Después de las evaluaciones correspondientes de las formaciones atravesadas, se concentró la atención en la arenisca Sara, en la que se efectuó una prueba de producción, en el tramo 2132-2136 mbbp (metro bajo boca de pozo), con resultados altamente favorables por tratarse de hidrocarburos relativamente pesado (23-31 ° API). Este nivel corresponde al reservorio Sara “A” (5,3-29,5) metros de espesor neto productivo de petróleo.

El pozo HSR-4 con 2745,5 metros de profundidad cumplió el programa y los objetivos propuestos, alcanzando el Bloque Bajo de la estructura y permitiendo la evolución del mismo. Las pruebas de producción en la arenisca Sara en el Bloque Alto han resultado positivas, lográndose la producción del petróleo en el reservorio Sara “A” con espesor productivo 10,6 metros y espesor saturado de gas en el reservorio Sara “BC” de 33,1 metros de espesor. Con el pozo HSR-4 se ha definido con más exactitud la faja petrolífera del campo en el sector central. La prueba de producción en la arenisca pirai tuvo resultados positivos, constituyendo en un nivel productor de gas. El espesor saturado de hidrocarburos es de aproximadamente 15 metros. El pozo HSR-6 con 2226 metros de profundidad, cumplió con el objetivo de mantener una adecuada producción de petróleo en el campo. Este pozo fue el menos profundo perforado hasta la fecha, sin haber penetrado la falla “B”. En este pozo el reservorio Sara “A” tiene 18,9 metros de espesor productivo de petróleo. El pozo HSR-10 alcanzó una profundidad de 2250 metros. En la arenisca Sara “BC” se determinó un espesor útil productivo de metros para gas y 20 metros para petróleo en la arenisca Sara “A”, con una porosidad de 15% y una saturación de agua de 38%. El petróleo tiene una densidad de 25,3 °API. Asimismo, se determinó que la arenisca Ayacucho tiene un espesor útil de 13 metros, una porosidad de 13% y una saturación de 42%, quedando como reservorio potencial para una posterior intervención y explotación.

A partir de 1999 la producción de este campo se realizó mediante levantamiento artificial con agua (Bombeo Hidráulico) y gas (Gas Lift) como fluidos motrices. En este campo se perforaron 11 pozos, actualmente tres son productores, uno es sumidero, tres están cerrados por ser improductivos y tres esperando intervención. La profundidad promedio de estos pozos es de 2300 metros, profundidad a la cual se encuentra los niveles productores Sara y Pirai. La producción promedio por día actual de este campo es de 440 barriles de petróleo y 0,3 millones de pies cúbicos de gas. Después de evaluar los reservorios penetrados, la atención se centró en la Arenisca Sara. Se llevó a cabo una sola prueba de producción en el intervalo 2132 - 2136, (profundidad perforada). Esta prueba resultó altamente favorable, indicando relativamente petróleo pesado de (32º API). Siendo los bloques 146 (pozos: HSR-X1, HSR-4, HSR-6 y HSR-10) por contar con mayor número de pozos invertido. Los pozos productores e inyectores son: 

HSR-10: Pozo Inyector

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HSR-X1: Pozo Productor

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HSR-4: Pozo Productor

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HSR-6: Pozo Productor

RESERVA REMANENTE DE PETRÓLEO EN EL BLOQUE 146 (VRES) Se cuenta con los datos de las reservas de petróleo y la producción acumulada, así como la reserva remanente en cada pozo del Bloque 146.

CONCLUSIONES: Como

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