Inyeccion De Gas

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INYECCION DE GAS 1. INTRODUCCION.-

En el momento que se concluye la producción de Hidrocarburos por recuperación primaria, es decir por flujo natural y por métodos como ser bombeo mecánico, neumático, hidráulico, etc. se buscara que las presiones de fondo se restablezcan es por eso que se realiza un estudio para la factibilidad de la recuperación secundaria de hidrocarburos la cual estará en función a las características del crudo a recuperar y a las reservas remanentes es por eso que el estudio de la recuperación secundaria tanto de la inyección de agua como de gas es importante. La inyección de gas fue empleada a finales del siglo XIX. Fue utilizada por primera vez en 1864 por Dinsmoor, el logro inyectar gas de una arena a otra, aumentado la producción de petróleo, luego en 1895, utilizó bombas al vació en pozos. Fue la primera vez que se utilizó un compresor en dichas operaciones.

El primer caso se conoce como mantenimiento total de presión y el segundo, como mantenimiento parcial. Ambos dan lugar a un incremento del recobro de petróleo, a una mejora en los métodos de producción y a la conservación del gas. Dado que en la inyección de agua solo se da el caso de desplazamiento inmiscible. En el caso del gas se puede dar desplazamiento miscible e inmiscible. Pero solo estudiaremos el caso de desplazamiento inmiscible del petróleo. Se puede inyectar gas en la capa de gas o en la zona de petróleo. Cuando existe una capa de gas originalmente en el yacimiento, o cuando se ha ido formando una por segregación durante la etapa primaria, el gas inyectado 1 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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ayuda a mantener la presión del yacimiento y hace que el gas de la capa entre en la zona de petróleo y lo empuje hacia los pozos productores. Cuando se inyecta en la zona de petróleo el gas inyectado fluye radialmente desde los pozos inyectores y empuja el petróleo hacia los pozos productores.

2. OBJETIVO. El objetivo del presente trabajo es el de estudiar la Inyección de Gas como método de recuperación secundaria de Hidrocarburos haciendo énfasis en los programas de aplicación de proyecto de Inyección de gas, proyectos pilotos, en que campos se realiza en Bolivia que herramientas se utiliza y cuales fueron los resultados al realizar este método de recuperación.

3. DEFINICION INYECCION DE GAS.La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se uso inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento. Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección de gas. Ferrer señala como las más importantes: las propiedades de los fluidos en el yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento. El solo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los casos, la inyección de gas, como este es más liviano que el petróleo, tiende a formar una capa superficial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae de la parte más baja de la capa, dará como 2 resultado una formación de conservación de energía y la posibilidad de mantener UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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las tasas de producción relativamente elevadas, recobrando en un tiempo más corto lo que por medio natural requeriría un periodo más largo. Además, el gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantiene alta la presión y, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado durante la vida productiva del campo. Otros beneficios de la inyección de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable conservarlo para futuros mercados, y en ese caso, se inyecta en un yacimiento para almacenarlo. Además, como se dispone de gas en algunas áreas de producción, ya sea del mismo yacimiento que se está explotando o de otras fuentes, y como es un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin presentar mayores dificultades.

OBJETO DE ESTUDIO

FIG 1. DIFERENTES PROCESOS DE RECUPERACION DE PETROLEO 3.1.

MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO.3 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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Los mecanismos de desplazamiento son:    

Vaporización Eliminación de depósitos sólidos Reducción de la viscosidad Aumento de la energía del yacimiento

a) Vaporización Una porción del petróleo contactado por el gas seco inyectado se vaporiza en el petróleo y se lleva hacia los pozos productores en la fase de vapor. b) Eliminación de depósitos sólidos Se debe eliminar del pozo inyector o de las zonas adyacentes del reservorio los depósitos de petróleo sólido, como los asfáltenos. Sin embargo, que el flujo de petróleo se reducirá como consecuencia del aumento de la saturación de gas. c) Reducción de la viscosidad El contacto del gas con el petróleo hace que disminuya la viscosidad del petróleo, teniendo así una buena fluidez. Para que esto ocurra debe haber una buena eficiencia de contacto entre el petróleo y el gas inyectado. d) Aumento de la energía del yacimiento El efecto cuando los periodos de inyección son cortos es que el gas aumenta la energía del yacimiento los cual solo es un efecto transitorio. Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas:     

Temperatura y presión del yacimiento El relieve estructural. El tipo de empuje. Las propiedades de los fluidos del yacimiento. La geometría del yacimiento. UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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 La continuidad de la arena

FIG 2. DESPLAZAMIENTO DEL PETROLEO POR ACCION DEL GAS EN MEDIO POROSO

3.2.

TIPOS DE INYECCION.-

Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: inyección de gas interna e inyección de gas externa. 3.2.1. Inyección de gas interna o dispersa. Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrolero al poco tiempo de haber sido inyectado. Características: 5 y 1. Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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relativamente delgados. 2. Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona productiva del yacimiento. 3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja. Ventajas: 1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas. 2. La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas. Desventajas: 1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy pozo o nada como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. Sin embargo, la experiencia de la inyección de gas en yacimientos del Campo Oveja en Venezuela, ha mostrado que la segregación gravitacional ha sido el principal mecanismo de recobro. 2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa. 3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección externa. 4. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción. 3.2.2. Inyección de gas externa: Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación gravitacional debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. Características: 6 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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1. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo. 2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales mayores a 200 md. 3. Los `pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena distribución areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de inyección que se requieran. Ventajas: En comparación con lo que se obtiene con la inyección interna. 1. La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior. 2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores. 3. El factor conformación es generalmente mayor. Desventajas: 1. Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento. 2. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo. 3. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, son inconvenientes para la inyección de gas externa. 3.2.3 Inyección de gas (inmiscible) Esto es solamente un "mantenimiento de presión", pero un proceso para incrementar la recuperación de petróleo puede ser clasificado como un proyecto de recuperación mejorada. El éxito de un proyecto dependerá de la eficiencia con la que el gas inyectado desplaza al petróleo y de la fracción del reservorio que es barrido por el gas inyectado. 7 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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Desde el punto de vista de comportamiento del reservorio, es ventajoso iniciar la inyección de gas antes que la presión del reservorio haya declinado debajo del punto de burbuja. El petróleo que se encuentra en un pozo localizado en la parte estructuralmente mas alta es frecuentemente llamado "petróleo del ático". Bajo condiciones favorables (incluyendo alto buzamiento y permeabilidad) algo de este petróleo puede ser recuperado por inyección de gas. 3.2.4. Inyección de gas a alta presión (miscible) La inyección de gas a alta presión es un proceso miscible, que significa que el gas inyectado se mezclará con el petróleo del reservorio para formar una fase homogénea simple. El proceso de recuperación miscible reducirá la saturación residual de petróleo virtualmente a cero en las partes del reservorio que son barridas por el fluido miscible.

Pobres eficiencias de barrido son comunes, sin embargo los procesos miscibles son usualmente más costosos que la inyección de agua o inyección inmiscible de gas. La mínima presión para desplazamiento miscible del petróleo con gas de alta presión es aproximadamente 3,000 psi; de esta manera la profundidad del reservorio está limitada a un mínimo de 5,000 pies. El petróleo del reservorio debe contener suficiente cantidad de hidrocarburos intermedios (C2-C6) y debe estar substancialmente bajo saturado con respecto al gas inyectado a la presión de inyección. La gravedad del petróleo no debe ser menor de 40ºAPI.

La recuperación de petróleo por el proceso de inyección de gas a alta presión es una función de la presión de inyección. Las altas recuperaciones ilustradas en la literatura son las obtenidas en el laboratorio pero no son alcanzadas en el campo, debido principalmente a la baja eficiencia de barrido. Aunque un incremento en la presión 8 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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incrementará la recuperación de petróleo, esto incrementará también los requerimientos del gas y costos de inyección. 3.2.5. Inyección de gas enriquecido La inyección de gas enriquecido es otro proceso miscible. El gas natural enriquecido con hidrocarburos de peso molecular intermedio (C 2-C6) es inyectado y los hidrocarburos intermedios son transferidos desde la fase gas a la fase líquida dentro del reservorio. El proceso de gas enriquecido difiere del proceso de inyección de gas a alta presión principalmente por la forma como los hidrocarburos intermedios son transferidos de una fase a otra. Esta transferencia es del gas al petróleo en el proceso de gas enriquecido y del petróleo al gas en el proceso de alta presión. Este proceso puede ser operado a menores presiones que el proceso a alta presión, pero la cantidad de gas enriquecido incrementará con una disminución en la presión del reservorio. La mínima presión para el proceso es de aproximadamente 1,500 a 2,000 psi. Ya que el gas muerto (no enriquecido) es miscible con el gas enriquecido, el gas enriquecido puede ser inyectado como un "slug", seguido por gas muerto. Típicas dimensiones de slugs para gas enriquecido son de 10 a 20% del volumen poroso del reservorio.

Todos estos tipos de inyección son utilizados en los pozos para la recuperación de hidrocarburos pero la utilización de estos dependerá de las características del crudo a recuperar y también de las reservas remantes que quedaron después de producir con recuperación primaria

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FIG 3. YACIMIENTOS CON EMPUJE DE CAPA DE GAS

FIG 4. YACIMIENTOS CON EMPUJE COMBINADO DE AGUA Y DE CAPA DE GAS 4.

PARAMETROS IMPROTANTES EN LA INYECCION DE GAS.-

La tecnología de inyección de agua y gas ha resultado enciente tanto desde el punto de vista técnico como económico. Sin embargo, existen muchos proyectos que han fracasado por diversas razones tales como: características Inapropiadas de los yacimientos, malos diseños de los proyectos, incompatibilidad entre los

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4.1.

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SELECCIÓN DE LOS FLUIDOS

Una limitación importante de los proyectos de inyección de gas en el futuro es su disponibilidad en cantidad suficiente. En caso de inyectar agua, regularmente se tiene fácil disponibilidad de agua superficial y subterránea en tos campos petroleros. En la selección del fluido a inyectar, se debe considerar cuál de las opciones disponibles genera un mejor barrido del yacimiento. Se deben tener presente la razón de movilidad, la segregación gravitacional de los fluidos y las heterogeneidades del yacimiento. Para que un proyecto de recuperación mejorada de petróleo genere buenos resultados, es necesario que el fluido de inyección produzca una elevada eficiencia de desplazamiento.

FIG 5. ESQUEMA DE POZOS INYECTORES DE GAS 11 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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Este factor es de gran importancia económica en la selección final del fluido de inyección. En la escogencia entre agua y gas, se sabe que las bombas de inyección de agua son menos costosas que los compresores requeridos para elevar la presión del gas; sin embargo, el costo del tratamiento del agua es mayor.

En el caso de inyección de agua se deben planificar instalaciones para desmulsificar y deshidratar el crudo. Cada vez las fuentes de gas y agua para Inyección son más escasas y por eso, en algunos casos, ha sido necesario darle un valor intrínseco al fluido de inyección. También es fundamental tener en cuenta el costo del tratamiento del fluido de inyección.

4.2.

PRESIÓN Y TASA DE INYECCIÓN

Generalmente, la presión de inyección debe ser inferior a la presión de fractura miento de la formación.

Fracturas artificiales profundas En los pozos se pueden instalar consoladores de presión para evitar que la presión alcance un valor que fracture la formación. Si se logran crear fracturas perpendiculares a las líneas de flujo, entre el pozo de inyección y producción se mejoraría la eficiencia de barrido ya que la fractura se comportaría como un surtidor distribuyendo arealmente el fluido inyectado.

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FIG 6. CLASES DE POZOS INYECTORES Tasa de inyección En la escogencia de la tasa de inyección se debe tener en cuenta los siguientes aspectos prácticos:  En yacimientos horizontales, altas tasas de inyección disminuyen el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la encienda vertical de barrido, pero pueden producir inestabilidad viscosa del frente que se manifiesta por una rápida canalización del fluido desplazante.  En yacimientos inclinados, las tasas bajas de inyección favorecen la segregación gravitacional e impiden la inestabilidad viscosa del frente de invasión.

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 Dependiendo de sus condiciones mecánicas, se recomiendan usar los pozos viejos existentes en el yacimiento como inyectores, para minimizar la perforación de pozos nuevos. En algunos casos los operadores prefieren usar pozos productores malos como inyectores. En yacimientos inclinados se recomienda inyectar agua en la parte inferior de la estructura, y/o gas en la parte superior con el fin de tomar ventaja de la segregación gravitacional.  En yacimientos con empuje hidráulico no es recomendable colocar los pozos inyectores muy adentro en el acuífero (lejos del contacto agua - petróleo), ya que se pierde una sustancial cantidad de agua en el acuífero sin sentirse su efecto positivo en la zona de petróleo.

 Se recomienda orientar los pozos Inyectores y productores preferiblemente en la dirección de los canales y ubicar los pozos productores en las regiones de mayor permeabilidad.

 En yacimientos fallados es recomendable colocar los pozos inyectores retirados de la falla y los pozos productores cerca de la misma para eliminar el peligro de perder la zona productiva.

4.3.

TIPOS DE INYECCIÓN

En la labia siguiente se presentan algunas recomendaciones para la inyección y producción selectiva que contrarrestan el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la encienda vertical de barrido:

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TIPO DE YACIMIENT O

RECOMENDACIONES PARA LA INYECCION DE AGUA

RECOMENDACIONES PARA LA INYECCIÓN DE GAS

Horizontales de espesor medio

Hacer una inyección y producción selectiva por la parte superior de la arena.

Hacer una inyección y producción selectiva por la parte inferior de la arena.

Delgadas de poco espesor (<30')

No se justifica (Se inyecta y produce por todo el I espesor de la arena)

No se justifica (Se inyecta y produce por todo el espesor de la arena)

Inyectar el agua por la i base y producir el i petróleo por el tope.

Iinyectar por el tope y introducir por la base.

Horizontales gruesos

Cuando la Inyección periférica pueda fallar por la falta de continuidad entre la periferia y el centro del yacimiento y por baja permeabilidad, se recomienda inyectar en arreglos.

. En yacimientos inclinados se recomienda el uso de arreglos en línea. • De acuerdo con las movilidades de los fluidos desplazante y desplazado, se tiene:  Si la movilidad del fluido desplazante es mayor que la del petróleo, es mejor un arreglo de 7 pozos invertidos.  Si la movilidad del fluido desplazante es menor que la del petróleo, es mejor un arreglo de 7 pozos normales. 15 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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 Si la movilidad del fluido desplazante es igual a la del petróleo, es mejor un arreglo de 5 pozos.  Es preferible el uso de los arreglos de 7 pozos a los de 5 pozos, por las razones siguientes:  Mayor eficiencia areal de barrido.  Menor número de pozos inyectores.

FIG 7. INYECCION DE GAS EN POZO PETROLERO

5. CALCULOS Y ECUACIONES PARA LA INYECCION DE GAS.-

Para el cálculo de los parámetros de la inyección de gas tenemos: SI el desplazamiento se realiza con gas, la roca es preferencialmente mojada por petróleo y en este caso: Pe = Pg - P0 y ∆γ= y 0 - y g Si se considera que el gas se inyecta buzamiento abajo, resulta la siguiente ecuación de flujo fracciona para el gas:

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5.1.

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ECUACIÓN SIMPLIFICADA:

La ecuación de flujo fraccional del gas se simplifica para los siguientes casos:

La curva de flujo fraccional se genera a partir de las curvas de permeabilidades relativas, e Incorporando la relación de viscosidades gas/petróleo. 17 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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GRAFICO 1 FLUJO FRACCIONAL VS. SATURACION DE GAS

El resultado se muestra en la siguiente figura, donde al tomarse en cuenta lo adverso de una razón de movilidad, resulta en una curva de flujo fraccional cóncava hacia abajo.

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GRAFICO 2 FLUJO FRACCIONAL VS. SATURACION DE GAS

Para un empuje de petróleo con gas, el rango de saturación movible será 1-SorSwc, donde Swc=Swi Si el gas se mueve buzamiento arriba:

Si el gas se mueve buzamiento abajo:

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Mientras mayor sea el ángulo de buzamiento del yacimiento menor será el flujo fraccional de la fase desplazante.

GRAFICO 3 PERMEABILIDAD VS. SATURACION DEL GAS

Cuando el gas se inyecta por el tope de la estructura, el gas se mueve buzamiento abajo y el recobro de petróleo se favorece si se inyecta el gas a bajas tasas, ya que en este caso se dispone de más tiempo para que ocurra una eficiente segregación entre las fases. Si el gas se mueve buzamiento arriba, se deben utilizar altas tasas de inyección para obtener un mejor desplazamiento del petróleo por el gas. 20 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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En conclusión, se recomienda una tasa de inyección intermedia que no permita la canalización rápida del flujo inyectado hacia los pozos productores, ni retrase mucho la inyección del petróleo.

La gráfica representa el efecto de la tasa inyección:

GRAFICO 4 TAZA DE INYECCION VS. SATURACION DE GAS

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5.2.

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PRESION DE INYECCIÓN

Es conveniente una mayor presión porque así entra una mayor cantidad de gas y esta disminuye la presión.

5.3.

VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS.-

A continuación se presenta el efecto y la representación gráfica de la viscosidad del petróleo y la viscosidad del gas. Viscosidad del petróleo.A mayor viscosidad del petróleo, el contraste entre el fluido desplazante y desplazado es mayor, lo cual contribuye al ínter digitación viscosa del fluido desplazante a través del petróleo. Este problema es mayor en la inyección de gas que en la de agua, debido a que la relación

La gráfica representa el efecto de la viscosidad del petróleo:

Viscosidad del gas.Otro efecto positivo de la presión en la inyección de gas, es el aumento moderado de la viscosidad del gas, lo cual permite un desplazamiento más efectivo del petróleo.

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Para aumentar la viscosidad del gas es necesario aumentar la presión de inyección. La gráfica representa el efecto de la viscosidad del gas:

GRAFICO 5 EFECTO VISCOSIDAD DEL PETROLEO

5.4.

HUMECTABILIDAD Y PRESIÓN CAPILAR.-

La saturación de petróleo delante del frente es mayor que detrás del frente, por lo tanto existe un gradiente de presión capilar dentro del yacimiento a través del frente de gas qué generalmente es desventajoso para la recuperación. Esto se debe a que el gas no humecta la roca y se establece un gradiente de succión capilar, sobre el petróleo. Este gradiente tiende a restablecer una saturación crítica de gas a través del frente, al succionar el petróleo en una dirección opuesta a la dirección del avance frontal X. Si al valor L se le agregan los gradientes de presión capilar esperados, 23 a UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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una determinada velocidad de avance del frente, entonces la curva de f g se desvía hacia la izquierda lo cual produce una disminución de la recuperación.1 La gráfica representa el efecto de la humectabilidad y presión capilar:

GRAFICO 6 EFECTO DE LA HUMECTANILIDAD DEL PETROLEO

5.5.

FENÓMENO DE CONTRAFLUJO.-

El Fg es menor que cero cuando las fuerzas gravitacionales son mayores que las viscosas. Los Fg mayores que uno se presentan también en otra situación del contra flujo cuando el buzamiento es hacia arriba. Este tipo de contra flujo es negativa ya que se canaliza en los pozos de producción. La tasa de inyección y el ángulo de buzamiento controlan el contra flujo de inyección de gas.

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Entre menor sea la tasa de Inyección y mayor el ángulo de buzamiento, existirá la posibilidad de que ocurra contra flujo.

GRAFICO 7 EFECTO CONTRAFLUJO

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5.6.

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Representación gráfica de la Distribución de Saturación con Distancia

La representación gráfica de la saturación con distancia cuando se inyecta gas es:

FIGURA 8. 9 SATURACION DE GAS VS. FRENTE DE INVASION

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FIGURA 8 MEDIO POROSO

5.7.

EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO

Las fuerzas viscosas y capilares que interaccionan cuando se ponen en contacto con el fluido in situ están relacionadas con la eficiencia de desplazamiento. La interacción depende del tamaño de los poros, de la interactividad de los mismos y la mojabilidad de los fluidos. La eficiencia de desplazamiento, es un factor microscópico usualmente determinado de los resultados de pruebas de laboratorio de desplazamiento lineal, y se calcula normalmente para determinar la saturación de petróleo residual que queda detrás del frente de invasión.2 El comportamiento de un yacimiento es estimado cuando es sometido a la inyección de un fluido, al relacionar el petróleo producido con el petróleo in situ al comienzo de la invasión. La ecuación para calcular la encienda de desplazamiento cuando se inyecta gas es:

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FIGURA 10 ESTABILIDAD AL FRENTE DE DESPLAZAMIENTO

6. CAMPOS DE INYECCION DE GAS SELECCIONADOS EN BOLIVIA:

Existen en la actualidad 15 campos en los cuales se aplican métodos de Recuperación Secundaria:

a) Camiri UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) o)

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Cascabel La Peña Río Grande Sirari Tundy Víbora Yapacaní Carrasco Humberto Suarez Roca Vuelta Grande Paloma Surubí Caranda Colpa

En los 15 campos mencionados se llevan a cabo proyectos de inyección de Gas, Agua u otros fluidos, ya sea en proyectos piloto (Cascabel) o ya en aplicación total o parcial para ciertos reservorios de los campos. Estos campos están bajo la jurisdicción de las empresas Andina, Chaco, Maxus y Perez Company. Al realizar el presente trabajo se tropezó con ciertas dificultades ya que las autoridades entrevistadas3 nos dieron a entender que los datos con referencia a los proyectos de Recuperación Secundaria son manejados con extrema reserva; sin embargo se pudo acceder a algunos de los proyectos y se averiguaron los resultados que a continuación se presentan.

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INYECCION DE GAS

ESTADO DE LOS POZOS EN BOLIVIA POR COMPAÑÍA

CAMPO

POZOS No. TOTA L

PRODUCTO RES

CERRAD OS

ANDINA BOQUERON 3 0 3 COBRA 2 0 2 CAMIRI 166 23 138 CASCABEL 14 0 14 ARROYO 3 1 2 NEGRO GUAIRUY 21 6 15 LA PEÑA 83 18 59 LOS 3 2 1 SAUCES LOS 4 3 1 PENOCOS PATUJU 3 0 3 RIO 80 34 40 GRANDE SIRARI 16 10 4 TUNDY 11 0 9 VIBORA 34 18 10 YAPACANI 18 9 8 TOTAL 461 124 309 ANDINA CHACO BULO 9 4 5 BULO BUENA 9 0 9 VISTA CARRASCO 12 4 6 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

INYECTOR ES GAS/AGU A 0 0 5 1 0 0 4 0 0 0 5 3 2 7 2 29

0 0 1

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INYECCION DE GAS

CAMATINDI H. SUAREZ R. KATARI KANATA LOS CUSIS MONTECRI STO PATUJUSA L PATUJUSA L OESTE SAN ROQUE VUELTA GRANDE TOTAL CHACO

ÑUPUCO PORVENIR NARANJILLO S CHACO SUR TOTAL VINTAJE MAXUS CAMBEITI MARGARITA MONTEAGUD O PALOMA SURUBI BLOQUE

17 10

0 3

17 5

0 2

4 1 11 8

0 1 5 1

4 0 6 7

0 0 0 0

15

11

4

0

2

2

0

0

21

11

10

2

36

26

2

3

155

68

75

8

8 14 36

2 1 9

6 13 27

0 0 0

2 60

1 13

1 47

0 0

11 3 56

7 0 19

4 3 36

0 0 0

24 23 9

16 13 7

5 8 2

3 7 0

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INYECCION DE GAS

BAJO TOTAL 126 MAXUS PEREZ COMPANC CARANDA 121 COLPA 59 TOTAL PEREZ 180 PLUSPETROL BERMEJO 41 TORO 35 MADREJONE 8 S TIGRE 10 TOTAL 94 PLUSPETROL DONG WON PALMAR 16 TOTAL DONG 16 WON BRITISH GAS BOLIVIA ESCONDIDO 7 LA 10 VERTIENTE LOS SURIS 4 TAIGUATI 3 TOTAL 24 BRITISH CEE CANADIAN TATARENDA 56 TOTAL CEE 56 CANADIAN

6.1.

62

58

10

38 10 48

83 49 132

1 3 4

4 13 1

37 22 7

0 0 0

0 18

10 76

0 0

0 0

15 15

0 0

4 2

3 8

0 0

3 0 9

1 3 15

0 0 0

9 9

47 47

0 0

CAMPO CARRASCO 32

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PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

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El campo Carrasco se encuentra en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba siendo productor de gas-condensado. Fisiográficamente, corresponde a la llanura chaco-beniana, entre los ríos Ichilo e Isarsama, donde la altura promedio del terreno es alrededor de 320 m sobre el nivel del mar. YPFB investigó la provincia geológica del Pie de Monte Norte, como parte de los trabajos exploratorios en el Subandino Centro, obteniéndose como resultado el descubrimiento de los campos hidrocarburíferos de Carrasco, Katari y Bulo-Bulo. Años recientes se realizaron trabajo de sismica 3D en las áreas de Carrasco y Kanata..

FIGURA 11 COMPRESOR UTILIZADO EN LA INYECCIÓN DE GAS

PERFORACION El pozo Carrasco-X1 (CRC-X1, P.F. 4770.5 m) fue perforado por YPFB en el año 1991, resultando descubridor de hidrocarburos de las formaciones Petaca y Roboré. Hasta el año 1997 fueron perforados otros nueve pozos en esta estructura. Posteriormente YPFB Chaco S.A., como operadora del campo, perforó el pozo CRC-11 en el año 2000. 33 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

PET-211

La explotación del campo fue por agotamiento natural. Ante la ausencia de mercado para el gas, en febrero del año 2002 YPFB Chaco S.A. se dio inició la INYECCIÓN DE GAS SECO extraído del campo Bulo Bulo con fines de almacenamiento dado que el reservorio Roboré- I del campo Carrasco ya había sido depletado considerablemente, esta actividad permitió la producción de hidrocarburos líquidos. La reserva probada del Campo Carrasco se mantiene constante en el período 1997-2006. La inyección de gas se inició en el reservorio Petaca, Yantata e Ichoa 3 en noviembre/1993 y continuó esporádicamente hasta febrero/1995. Se reinició en febrero/2002 solamente en el reservorio Roboré I. 6.2.

CAMPO PALOMA

El campo Paloma se encuentra ubicado a 175 km al Nor Oeste de la ciudad de Santa Cruz. Es uno de los campos más importantes del área no sólo por su producción sino también por las reservas tanto de gas como de líquidos. Al año de las auditorias 2006. En el campo Paloma los contactos gas-petróleo y gas-agua están claramente definidos por pruebas de producción y registros eléctricos del pozo Paloma-X1. Figura II.93. DESARROLLO DEL CAMPO PERFORACION Hasta la fecha se han perforado 22 pozos en total, y tienen el detalle siguiente: 15 son productores activos, 2 son inyectores activos de gas (2 en Yantata)

PLANTA DE PROCESO Y DE RE-INYECCIÓN DE GAS 34 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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PET-211

La planta fue diseñada por la Cía. Trenthan Corporation para manejar los siguientes volúmenes de gas y productos:

SEPARACION PRIMARIA La separación primaria ó separación de alta presión es efectuada por medio de un separador trifásico que opera a una presión de 1.450 pisg. Opera controlada por una válvula de control de presión automática. De este equipo el gas de cabeza de alta presión va al sistema de deshidratación después de pasar a través de un intercambiador de calor (enfriador de producto de la torre estabilizadora), el condensado de alta presión continua al separador de baja presión y el agua (30 GPM) pasa al sistema de drenaje. SISTEMA DE ESTABILIZACIÓN Considerando que el condensado producido en el campo Vuelta Grande es un petróleo liviano de 68° API a 60° F y de características volátiles, se hizo necesario para obtener una mayor recuperación de líquidos, disponer de un sistema de estabilización con el fin de minimizar las perdidas por evaporación de los productos livianos en las condiciones de almacenaje a la presión atmosférica. Las siguientes son las especificaciones que debe reunir el condensado estabilizado: o Tensión de vapor (RVT) 10-12 psig. o No debe contener agua libre.

35 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

PET-211

FIGURA 12 EQUIPO DE INYECCION DE GAS ESTADO ACTUAL La reinyección de gas en el campo Vuelta Grande tiene como objetivo almacenar el gas producido que no tiene mercado, esta práctica permite procesar 80 MMpcd de gas con la recuperación de líquidos. La reinyección se inicio en marzo/1985, el objetivo era de retardar la condensación retrógrada y de esta manera optimizar el recobro de los líquidos, objetivo plenamente cumplido considerando que la riqueza original de condensado en el gas era de 45 bbl/MMpc y el valor actual es de 7 bbl/MMpc. Se perforaron 36 pozos de los cuales 2 resultaron secos (VGR-5 y VGR-6); la mayoría de los pozos fueron terminados con arreglo doble a los reservorios Tapecuá y Cangapi. A principios de 1989 empieza a operar la planta de gas que permitió triplicar la producción a 90 MMpcd y aumentar la inyección de gas seco a 78 MMpcd. Desde abril/1997 la empresa Chaco S.A., se hace cargo de la operación y manejo del campo, heredando el esquema de reinyección de gas de YPFB en caudales más o menos constantes de 30 MMpcd para el reservorio Cangapi y 50 MMpcd al 36 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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PET-211

Tapecuá. La actividad del acuífero se traduce en el incremento del caudal de agua en el reservorio de Cangapi el cual llega a 220 bpd en Dic/2000, por este motivo se suspende en Jul/2001 la inyección de gas en este reservorio y se incrementa la inyección al Tapecuá hasta un máximo de 84 MMscf/d en Nov/2002 y un promedio de 16 MMscf/d en el primer semestre de 2006. 6.3.

CAMPO RIO GRANDE

Campo descubierto por la empresa Bolivian Gulf Oil Co. Ingresó a producción en Diciembre de 1962.con el pozo RGD-2 y se desarrolló en los subsiguientes años. En total se perforaron 80 pozos, con 19 productores, 2 inyectores de gas, 11 abandonados y los restantes cerrados por diferentes causas. Se inyecta gas al reservorio Taiguati “Y” procedente del mismo campo y de Los Sauces. El campo Río Grande tiene los siguientes reservorios: Petaca Medio, Petaca Inferior, Taiguati O Superior Norte, Taiguati O Inferior Norte, Taiguati W, Taiguati X, Taiguati Y, Tupambi Sud y Tupambi Norte. A 30/04/2006 estuvieron en producción Taiguati W, Taiguati Y y Tupambi Sud; de éstos los más importantes en reservas y producción son: Taiguati Y y Taiguati W. Actualmente la producción de gas de Río Grande es aproximadamente de 48.300 MMPCD, y la producción de condensado es de 1185 BPD.

FIGURA 13 LINEAS DE INYECCION DE GAS PLANTA DE INYECCIÓN RÍO GRANDE 37 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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PET-211

La planta de inyección Río Grande tiene una capacidad para procesar 232 millones de pies cúbicos y 6.000 barriles por día. La planta de Inyección cumple las siguientes funciones: recolectar el hidrocarburo a través de todas las líneas de los pozos que se encuentran en producción; separar el condensado del gas; estabilizar el condensado; bombear el condensado estabilizado en la Planta de Inyección y la gasolina producida en la Planta de Absorción a la Refinería de Palmasola; recibir gas del Sur, elevar su presión y mandarlo a la Planta de Absorción; elevar la presión por medio de compresores de los gases de baja, mini baja y gases de cabeza, hasta la presión de operación de la Planta de Absorción; inyectar al campo el gas residual proveniente de la Planta de Absorción.

a) Facilidades de medición del gas producido e inyectado Cuenta con un sistema de separación en 2 etapas, dividido en 3 grupos: el primer grupo con separadores de 1400 Psi en la primera etapa y 500 Psi en la segunda etapa; el segundo grupo con un separador de 800 Psi en la primera etapa y 300 Psi en la segunda etapa, adicionalmente se tiene separadores de prueba. El tercer grupo también es de dos etapas. Para la inyección se cuenta con 8 separadores con un sistema de placa de orificio con computador FloBoss. Todo el gas producido en el campo y estandarizado a 900 Psi es nuevamente medido a la salida de la planta mediante placa de orificio y con un computador de flujo mediante sistema Scada. b) Puntos de medición       c)

Gas de alta, placa de orificio, computador de flujo FloBoss. Gas de baja, placa de orificio, computador de flujo FloBoss. Gas de inyección, placa de orificio, computador de flujo, sistema Scada. Gas para combustible, placa de orificio, gasómetro. Gas de quema de alta, sin medición. Gas de quema de baja, sin medición. Sistema de compresión 38 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

PRODUCCION PETROLERA IV

PET-211

INYECCION DE GAS

Después de su tratamiento en la planta de absorción, el gas es comprimido para su inyección.

Características

Presió n Baja

Marca Cantidad Modelo Capacidad compresión Potencia del motor Velocidad Presión de succión Presión intermedia Presión de descarga

Presión

Intermedi a Cooper Bessemer 3 4 AMA – AMA - 4 4 de 10 18 1.000 900 250 500 900

1.000 900 900 N/A 1.500

Presión

Booste Unidade r s

Inyección

1 AMA -4 10

1 GMV H 30

1 AMA 4 60 MMPCD

1.000 900 1500 N/A 3.800

2.500 330 1500 N/A 3.800

1.000 900 800 N/A 900

HP RPM Psig Psig Psi

También podemos denotar las distancias de la planta a los pozos productores, dando como resultado lo siguiente:

De Pozo

A Planta (metros)

RGD - 3.500 20 RGD - 4.000 41 RGD - 1.000 44

Línea de inyección 3" 160 3" 160 3" 160

SCH SCH SCH

La cromatografía que da como resultado del pozo que sale de los pozos da como resultado lo siguiente: Componente

Gas

Gas

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39

PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

N2 CO2 C1 C2 C3 C4 C4 C5 C5 C6 C7 Total Presión, Psig Temperatura, °F

producido % mol 1.577 0.232 89.941 5.407 1.702 0.167 0.406 0.108 0.130 0.121 0.209 100.000 1,290 100

PET-211

inyectado % mol 1.467 0.418 92.570 5.034 0.432 0.018 0.036 0.009 0.008 0.005 0.004 100.001 3,200

Tabla de cromatografía (gas del campo Río Grande)

d) Presión de reservorios   

Presión original a datum (Psia) Presión promedio actual a datum, Jun/02 (Psia) Datum (msnm)

4.020 3.861 -2.680

e) Control de la presión de reservorio En el proyecto se indica que el control de la presión de los reservorios se efectuará anualmente siguiendo un cronograma de registro de presión, tanto para 40 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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los pozos en producción como inyección. Como también se llevará a cabo el control a través de las curvas de declinación a cargo del departamento de ingeniería de reservorios de la empresa. f) Tiempo de duración del proyecto La duración de proyecto será de 5 años, con posibilidad de extender este tiempo en función del mercado y el comportamiento de producción. (Dato proyectado por el departamento de Producción ANDINA) g) Recuperación del gas inyectado Debido a la declinación de la presión del reservorio, que alcanza a un 4%, la recuperación del hidrocarburo a ser inyectado está asegurada, debido a que el abatimiento de presión es reducida, esto implica que la diferencia entre la presión del reservorio y la presión fluyente es mínima. h) Volumen de inyección Siendo la capacidad de los dos compresores instalados de 40 MMPCD, el volumen de inyección pronosticado proveniente de ambos campos, presentado por la empresa, es el siguiente: Campo

Los sauces Río Grande Total Los sauces Río Grande Total

Volumen inyectado (MMPC) 50,279 17,668 67,947 MMPCD 28 10 37

total

Volúmenes de Inyección Proyecto Piloto Río Grande Método de inyección que se aplica En este proyecto se aplica la inyección de gas al casquete y se quiere que se mantenga la presión debido a la segregación gravitacional positiva que41se UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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presenta con el favor de la permeabilidad vertical. Es por eso que en los pozos inyectores se taparon los baleos para realizar otros especiales por encima de estos precisamente para alcanzar el nivel de casquete. Número de pozos seleccionados para el proyecto La inyección de gas natural se efectuó anteriormente de la siguiente manera: 

Petaca, no fue sometido a inyección hasta la fecha.



TaiguatiWs, se inyectó por un periodo corto en 1972.



TaiguatiWm, se inyectó entre 1972 - 1973.



Taiguati Y, producción continúa desde 1968, con inyección desde 1969.



Tupambi, producción continua desde 1968, con inyección desde 1969, con la variante que el ciclaje fue esporádico

Para esto se seleccionó arreglos de 5 pozos en cada caso Fuentes de abastecimiento de gas En Río Grande se cuenta con la planta de gas, que produce mayor cantidad de GLP a nivel nacional, mediante el proceso de turbo expansión (con el fin de extraer licuables). Es por aquello que se cuenta con un abastecimiento de gas seco permanente, además este gas ya viene tratado y está listo para la exportación al Brasil. Equipos utilizados para la inyección de gas Los arreglos sub. Superficiales son muy parecidos a los ya desarrollados en los campo Vuelta Grande y Carrasco. Pero par el aspecto de los compresores se toma la siguiente tabla como modelo de operación: Tabla de operación de Compresores de gas natural Tipo de proyecto UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

42

PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

PET-211

Se realizó proyectos PILOTO múltiples en diferentes etapas de la vida productiva, actualmente ya no se hace la inyección de gas por considerar que no es rentable. Resultados y rendimiento de los proyectos de inyección de gas Desde la aprobación de inyección de gas en este campo, se cuenta con 1 solo pozo inyector de gas (RGD-41LL) habilitado en el reservorio Escarpment Y3 (Ex_Taiguati Y). No ha habido inyección de gas en el campo Río Grande, excepto dos días que se tuvo problema de planta (08/01/09 y 18/02/09). En la gráfica adjunta se muestra los caudales de inyección de gas desde el 18/09/2008 @ 18/09/2009.

Como se observa en el gráfico, el caudal inyectado ha sido muy puntual (dos días), teniendo un volumen total de gas inyectado en el año de 2.99 MMpc (0.0082 MMPcd). El caudal no excede al caudal autorizado por YPFB de 0.041 MMpcd Mpcd. 6.4.

CAMPO SIRARI

Campo básicamente gasífero descubierto por YPFB con la perforación del pozo SIR-X1 en 1988. Fue puesto en producción desde ese año y consiguientemente desarrollado. En total se perforaron 16 pozos de los cuales al 30-Abr-2006, 8 son productores, 0 abandonados y 2 inyectores de gas. En ambos reservorios se reinyecta gas. 43 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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PET-211

El campo Sirari está conformado por los reservorios Petaca y Yantata, ambos productores de gas y condensado. La producción total del campo es de 6.651.786 bls de condensado y 107.409 MMpc de gas. El mecanismo de empuje es la expansión de gas, existiendo además actividad de un acuífero asociado. 6.5.

CAMPO VIBORA

Campo básicamente gasífero descubierto por YPFB con la perforación del pozo VBR-X1 en 1988. Fue puesto en producción desde ese año y el subsiguiente desarrollo. En total se perforaron 33 pozos de los cuales, al 30-Abr-2006, 16 son productores por surgencia natural, 2 abandonados y 4 inyectores de gas. Se reinyecta gas a los reservorios Yantata y Sara. . A fines de 1998, a raíz de un descontrol, el pozo VBR-002 fue abandonado, perdiéndose sus reservas de gas y petróleo. No existen informes técnicos sobre este descontrol en Andina ni en YPFB. El pozo VBR-002 poseía buen potencial productivo como indican los caudales registrados a Nov-98: 867 bpd de petróleo y 25,1 MMpcd de gas. Hasta el 30/04/2006 el campo Víbora ha producido 17.614.756 bls de condensado y 184.652 MMpc de gas. Ubicación: Compañía: Campo: Formación: Pozos inyectores:

135 Km. de Santa Cruz ANDINA Víbora Yantata 3  Pozo VBR – 11L  Pozo VBR – 13L  Pozo VBR – 16L

Número de pozos seleccionados en el campo Víbora En el campo se tienen 3 pozos inyectores los cuales son Pozo VBR – 11L, Pozo VBR – 13L, Pozo VBR – 16L

44 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

PET-211

Equipos utilizados Tipo de instrumento Integra - Tritools Presión máxima de 15 K UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

45

PRODUCCION PETROLERA IV

PET-211

INYECCION DE GAS

operación Temperatura máxima de operación Número de instrumento Número de pozo Tamaño de la tubería Formación

350 ªF 89439 - 5429 VBR-11LL FOGE 2 3/8 ´´ Yantata

E S T A CI Ó N 1

PROFUN DIDAD MD (FT-TH)

PROFU NDIDAD TVD (MT-RT)

PROFUN PRE DIDAD SIÓN TVD PSI (FT-RT)

TEM P.

TEM P. <°c>

0

0

0

2081

SI

32 6

GRA DIEN TE PRES IÓN (PSI/ FT) 0X00

2

3231

1007

3302

2263

113

4512

0X57

3

6562

2007

6583

2452

142

61.33

0X56

4

7874

2406

7395

2528

154

67 62

0X58

5

8033

2456

8C59

2537

155

53 46

0X58

6

32C3

2507

8224

2547

157

69.32

0X57

7

3366

2556

8337

2557

159

70.63

0X50

8

8560

2616

8531

2562

152

72.36

0X29

GRA DIE NTE TEM P. (°F/ FT) 0.00 0 0.00 7 0.00 9 0.00 9 0.00 9 0.00 9 0.00 4 0.00 16

DATOS MEDIDOS Presión en cabeza - Manómetro Presión en cabeza - Medida

2100.00 Psi 2080.77 Psi 46

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PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

Temp. en cabeza - Medida Presión en ultima estac on Temp. en ultima estación Profundidad promedio baleos Profundidad del fondo Tope de fondo medido Tipo de gradiente

RESULTADOS OBTENIDOS Gradiente gas Psi/ft Gradiente petróleo Psi/ft Gradiente agua Psi/ft Gradiente Temperatura •:aF.ft í Presión en promedio psi baleos Temp. En promedio 1 °F baleos

Tipo de instrumento Presión máxima de operación Temperatura máxima de operación Número de instrumento Número de pozo Tamaño de la tubería Formación

PET-211

90.68 ªF 2562.38 Psi 162.24 ªF 8701.21 Ft

▼

0.056

0.015 2568.93 164.04

TT 10000 Psi 300 ªF 5441 VBR-16LL 2 3/8 ´´ Yantata

DATOS MEDIDOS Presión en cabeza - Manómetro Presión en cabeza - Medida

2870 psi 2842.01 psi

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47

PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

Temp. en cabeza - Medida Presión en ultima estación Temp. en ultima estación Profundidad promedio baleos Profundidad de fondo Tope de fondo medido Tipo de gradiente

PET-211

84.01 ªF 3468.00 Psi 166.00 ªF 8523.22 ft 8524.00 ft GAS

RESULTADOS OBTENIDOS Gradiente gas GracTente petróleo Gradiente agua Gradiente Temperatura Presión en promedio baleos emp . En promedio baleos

(psi/ft) (psi/ft) (psi/ft (°F/ft) (psi) (°F)

0.075

0.003 3496.18 166.71

Resultados y rendimiento El campo cuenta con 3 pozos habilitados para inyección de gas al reservorio Yantata. (VBR-11L. 13 y 16L). La inyección de gas en dichos pozos no ha sido continua, ya que solo se inyecta gas cuando se tiene problemas en las turbinas de Transredes y/o bajas demanda de mercado de gas. Se adjunta gráficos de caudales de inyección desde Sep/2008 a Sep/2009 para los pozos mencionados, en los mismos se observa claramente que no se tuvo una inyección estabilizada de gas en ninguno de los tres pozos en lo que va del año. Por otro lado, con el objetivo de determinar la presión actual del reservorio se realizaron gradiente estática en los pozos VBR-16L y Fall Off en el pozo VBR-11L. en el cual por no tener un caudal y presión estable la prueba no se ha podido interpretar (ver gráfico adjunto). Si bien se ha tenido inyección de gas continua en los meses de febrero ha abril/2009, la misma no ha sido homogénea Como se puede observar en las figuras adjuntas, el caudal inyectado ha sido puntual, excepto en los meses de febrero marzo y abril, debido a bajas nominaciones de gas de venta. El volumen total de gas inyectado en el ano48de UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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PET-211

1077 MMpc (2.95 MMPcd). El caudal excede en 2.65 MMpcd al aprobado por YPFB, esto se debe a la baja nominación (disminución mercado Brasil), por lo que se ha tenido que inyectar gas, para recuperar más líquido.

TABLA BALANCE DE PRODUCCION

6.6.

CAMPO YAPACANI

El campo Yapacani está ubicado en la provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz de la Sierra, a una distancia de 125 Km. al nor-oeste de la ciudad de Santa Cruz. 49 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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PET-211

El campo Yapacani fue descubierto por la BolivianGulf Co. con la perforación del pozo YPC-X1, que resultó descubridor de importantes niveles productores de gas y condensado en reservorios arenosos del terciario (formación Petaca), Cretácico (formación Yantata) y Devonico. En el ano 1969 también fue perforado el pozo YPC-X2 , el mismo que confirmó la presencia de los niveles terciario, Cretácico, aunque debido a la baja posición los niveles del Devonico resultaron improductivos. En el ano 1972 YPFB perforo el pozo YPC-X3 con la finalidad de explorar niveles mas profundos, sin embargo, debido a problemas de aprisionamiento no se pudo cumplir con el objetivo programado quedando este pozo como productor de gas y condensado de los niveles Terciario y Cretácico. El primer pozo que alcanzó niveles del silurico fue el pozo YPC-X5 que fue perforado en 1981 por YPFB con fines de cuantificación de las reservas de gas, el mismo que resultó descubridor de niveles importantes y depósitos de hidrocarburos en la arenisca Sara del sistema silurico; si bien la producción de este pozo solo fue de gas y condensado debido a que este pozo se encuentra en la cresta del anticlina1. Seguidamente ese mismo año se perforó el pozo YPC-X4, sobre el hundimiento occidental del eje axial de la estructura, mediante este pozo se confirmo la productividad de los niveles superiores Petaca, Yantata, se verificó también la existencia de un anillo de petróleo por debajo del casquete de gas en el reservorio Sara. Número de pozos seleccionados para el proyecto Actualmente en el reservorio Sara se está inyectando a 2 pozos inyectores: YPC10T y YPC-11T. En la tabla se muestra los caudales @ diciembre 2009 y los volúmenes acumulados de cada pozo.

50 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

PET-211

En las siguientes figuras podemos observar que el caudal de gas producido ha sido mayor que el caudal de gas inyectado durante todo el año 2009. Por lo que la producción neta de gas en este periodo es de 1579 Mpc. el volumen neto producido total de gas es de 40893 Mpc.

Sistema de compresión Características Marca Cantidad Modelo

Presión Presión Baja Intermedia Cooper Bessemer 3 4 AMA – AMA - 4 4 de 10 18

Presión Inyección

Booster

Unidades

1 1 AMA - GMVH 4 10 30

1 AMA 4 60 MMPCD

Capacidad compresión UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

51

PRODUCCION PETROLERA IV

PET-211

INYECCION DE GAS

Potencia motor Velocidad Presión succión Presión intermedia Presión descarga

del 1.000

1.000

1.000

2.500

1.000

HP

900 de 250

900 900

900 1500

330 1500

900 800

RPM Psig

500

N/A

N/A

N/A

N/A

Psig

1.500

3.800

3.800

900

Psi

de 900

Resultados y rendimiento del proyecto de inyección de gas La inyección de gas en el campo Yapacani, se la efectúa principalmente con el propósito de almacenar el gas con alto contenido de C02 producido del reservorio Sara y cuando el requerimiento de gas del mercado disminuye, esto también permite obtener una mayor recuperación del condensado que está asociado a la producción de gas de este reservorio. La inyección de gas acumulada en el periodo de sep/2008 @ sep/2009 han sido de 2716.2 MMpc (7.44 MMpcd), el cual no ha excedido al aprobado por YPFB (8 MMpcd). En el gráfico adjunto se observa que la inyección de gas durante este periodo.

52 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

PET-211

Evolución de la presión del reservorio Sara. La presión se mantiene por encima de 3800 psi en los 6 últimos años, debido a que la producción neta del reservorio es relativamente poca, aunque en 2009 se nota mía tendencia a disminuir. La presión original del reservorio es aproximadamente de 4190 psi.

53 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

PET-211

Mapa Isobárico y toma de presiones de fondo. En el mapa isobárico del Reservorio Sara señala que la inyección de gas efectuada en los pozos YPC-10T y 11T tiene un efecto en el reservorio y se observa una distribución casi uniforme de la presión en los cuatro pozos en los que se registro la presión. En la siguiente tabla se muestra los pozos en los que se efectuaron las mediciones de presiones de fondo durante en el año 2009.

Efecto de la inyección en la recuperación de Hidrocarburos. 54 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

PRODUCCION PETROLERA IV INYECCION DE GAS

PET-211

La gráfica adjunta muestra las relaciones condensado-gas (Yield) del año 2009 de los pozos productores de Sara. YPC-04LL. YPC-16LL y YPC-18T. Como se observa en la gráfica adjunta el yield permanece casi constante, se debe posiblemente a que la presión está por encima de la presión de rocío, por lo que podemos decir que la inyección está contribuyendo al mantenimiento de la presión de reservorio.

6.7.

CAMPO VUELTA GRANDE

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55

PRODUCCION PETROLERA IV

PET-211

INYECCION DE GAS

El Campo Vuelta Grande fue descubierto en 1978. Inicialmente se explotó mediante agotamiento natural. Sin embargo, a partir de 1985 se instalaron compresores para la inyección de gas con el objetivo de mantener la presión de los reservorios productores; en 1989, entró en funcionamiento la planta de procesamiento de gas. Número de pozos:   

36 Productores: Inyectores: Abandonados:

29 5 (gas) y 1 (agua) 1

Profundidad promedio:

2250 [m]

Producción:

525 [BPD] (petróleo) y 82 [MMPCD] (gas)

Programa de aplicación del proyecto Se realizaron los siguientes puntos. 

Delimitación del correspondiente.



Se calcularon las reservas remanentes del yacimiento en aproximadamente 210 [MMbbl], con cierto grado de incertidumbre puesto que se tiene una estructura visiblemente fallada, lo que hace difícil el cálculo del volumen de la roca reservorio.



El número de pozos de acuerdo al proyecto piloto, un sólo pozo inyector en arreglo no identificado claramente, pero parecido al arreglo de abanico de 5 pozos.



La elaboración de la ingeniería del proyecto con datos reservados y confidenciales, excepto la determinación de los gradientes para este pozo los cuales se muestran a través de la siguiente gráfica

yacimiento,

realizando

el

dimensionamiento

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Gradiente dinámico de la presión en el pozo VTG - 08 Método de inyección aplicado El método de inyección es el aplicado al casquete de gas o llamado también por segregación gravitacional, esto debido a las formaciones microfracturadas presentes que hacen más alta la permeabilidad vertical. El último dato de inyección promedio proporcionado por la empresa encargada del manejo (CHACO) es de 18 [MMPCD], también cabe mencionar que gracias a la falla presente se tiene una estabilidad en el casquete de gas, esto es muy importante ya que evita y disminuye en gran manera el efecto de la dispersión que el gas puede presentar al encontrar presiones inferiores a la de inyección, lo que disminuiría la eficiencia de recuperación de petróleo programada por el proyecto. Número de pozos seleccionados para el proyecto Para los proyectos que se hicieron año tras año siempre se han seleccionado arreglos de 5 pozos no muy bien identificados pero aparentemente se trata de abanicos, realizados en los flancos del anticlinal de la arena Tancagua en especial. Fuentes de abastecimiento de Gas La fuente de abastecimiento de gas principal es el gas que viene a través del gasoducto Villamontes – Río Grande, y en cierta medida también el que es producido por el mismo yacimiento ya que en Vuelta Grande se encuentra una 57 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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planta de separación de licuables, planta en la cual se hace el respectivo tratamiento que requiere el gas de inyección.

Por lo tanto el suministro de gas de inyección es garantizado. Y en la misma planta se hacen los análisis respectivos (cromatografía), para asegurarnos de que el gas que se va a inyectar es casi 100 % seco, es decir que se trate netamente de metano y sin contaminantes para evitar diversos problemas en lo que significan las instalaciones superficiales y sub superficiales como también evitar el daño progresivo a la formación productora. Equipos utilizados para la Inyección de Gas

Terminación de pozos inyectores En el caso de la conversión de los pozos productores existentes, se extrajo el arreglo anterior para limpiar el pozo en el intervalo de interés, para ello se utilizó raspa tubos y soluciones químicas. Se revisó el estado de la cañería de revestimiento a través de registros eléctricos, con estos datos se realizaron reparaciones menores. Se realizó el tapado de los baleos anteriores y se hicieron nuevos baleos a la altura de la capa de gas. Tipo de Proyecto Se tratan de 4 proyectos PILOTO realizados en varias etapas que no han sido totalmente concretados por los resultados obtenidos conforme se inyectaba el gas. Es decir que no se ha podido llegar a tener un proyecto total, ya que la inversión así no lo amerita. Resultados Y Rendimientos del Proyecto Según la empresa petrolera CHACO, encargada de las últimas etapas de inyección de gas se obtuvo un rendimiento reducido que significaba en promedio 3560 [PC/Bbl], es decir que para recuperar un barril de petróleo es necesario la inyección de 3560 pies cúbicos de gas; es decir que se tiene un margen de recuperación relativamente positivo, pero cabe destacar que se recupera cada vez 58 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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menos líquidos a causa del desgaste de las arenas que presenta el yacimiento, se debía programar una acidificación en varios pozos productores de este campo. 6.8.

CAMPO PALMAR

Estudio de la ingeniería del proyecto Para poner en marcha proyectos de recuperación mejorada es muy importante el entendimiento de los objetivos del proyecto además del escenario en el cual se propone la aplicación de este. Estos dos aspectos son determinantes en cualquier proyecto, ya que el escenario en el cual un proyecto pretende ser aplicado puede detrminar la factibilidad o no de este, independientemente de que sea técnicamente factible o no. Escenario de implementación del proyecto El campo Palmar, será sometido a un desarrollo integral el que comprende una serie de proyectos y programas de inversiones. El programa tiene las siguientes etapas. 1. Etapa1. Año 1: firma de contratos, estudios iníciales de geología, reservorio y producción. 2. Etapa2. Año1: rehabilitación de 4 pozos mediante intervenciones. 3. Etapa3. Año2: estudio completo de Schlumberger, más un pozo nuevo de petróleo, más un pozo nuevo de gas y condensado, sísmica. 4. Etapa4. Año3 y 6: a) Adquisición del bloque vecino “ el Almendro” b) Instalación de una planta (tratamiento de gas y petróleo, módulos de compresión). c) Perforación de 10 nuevos pozos. 5. Etapa5. Año 6 a 10: simulación completa de los reservorios y la perforación adicional de 20 pozos. Como se menciono anteriormente, el escenario en el cual se plantea la implementación del presente proyecto de recuperación mejorada es aquel posterior a la instalación de la planta. Esto permite que el momento en que se propone la inyección se cuente con abastecimiento de gas seco permitiendo una ventaja económica para el proyecto y la oportunidad de una recuperación de líquido y el almacenamiento de gas. 59 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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Ubicación geográfica del campo el palmar El área del campo el PALMAR del oratorio, morfológicamente se encuentra ubicado en la parte central de la cuenca sedimentaria conocida como la llanura CHACO-BENIANA y cerca del límite de la faja suandina, en la provincia Andrés Ibáñez del departamento de Santa Cruz. Esta zona tiene una enorme potencial petrolífero encontrándose el área de campo rodeada de los siguientes campos productores: al norte del campo Montecristo, al noroeste los campos Caranda y Colpa, al sud-este, los campos Rio grande y La Peña y al oeste el campo Naranjillos El campo el palmar se encuentra a 25 Km de la ciudad de Santa Cruz, en dirección sur-este y cuenta con una carretera amplia y estable durante todo el año Producción de gas y su procesamiento en el campo palmar Actualmente el campo palmar cuenta con un sistema de separación consistente en separadores de alta presión, separadores de baja presión, además de un estabilizador de condensado. El campo tiene programada una serie de inversiones, dentro de las cuales la empresa a cargo del desarrollo del campo ha contemplado la implementación de una planta de procesos. El diseño de la planta contempla una capacidad máxima de procesamiento de 2000 BPD de petróleo y 20 MMPCD de gas. La planta contara con los procesos básicos para el tratamiento:  Sistema de separación de alta y baja presión.  Sistema de deshidratación de gas.  Sistema de desulfunacion.  Sistema de enfriamiento  Sistema de almacenamiento.  Sistema de compresión para gases de baja presión.  Sistema de compresión para el gas de inyección.

Planta de procesamiento en superficie 60 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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La tecnología del gas y la industria petrolera operan con fluidos gaseosos y líquidos en contacto íntimo que luego necesitan ser acondicionados, separados y tratados para su utilización. Este tratamiento se puede considerar bajo los grandes grupos:  Si ha de ser transportado una cierta distancia dentro del yacimiento (o hasta la planta de tratamiento), deberá ser ¨acondicionado para transportar¨; entendiendo por tal, ponerlo en condiciones optimas para lograr una máxima eficiencia en su transporte y no tener inconveniente y problemas durante el mismo.  Para su utilización interna, ya sea como combustible o materia prima para procesos posteriores más complejos, la utilización que se haga del gas y las condiciones en que se produce, tendrá o no que ser sometido a ¨procesos de tratamiento¨, entendiendo por tal eliminar del gas todo aquel elemento contaminante o impurezas que no admitan los equipos donde se utilizara, o estén por encima de los valores admitidos por normas y reglamentos. El acondicionamiento es una tarea inevitable, ya que el gas proveniente de baterías o plantas separadoras de petróleo se encuentre con contenido de agua y gasolina. Si la eficiencia de los separadores es baja o si tienen problemas de descarga, contendrá también petróleo liquido. Estos componentes pueden estar gasificados y mezclados con el resto del gas natural, pero a determinadas condiciones de presión y temperatura pueden condensar y pasar el estado líquido. El tratamiento en cambio, dependerá de los posibles contaminantes presentes en el gas, del aprovechamiento y estabilización de los licuables comerciales, condiciones contractuales o especificaciones de venta. Consideraciones estratégicas El reservorio Taiguati B responde a una trampa estructural y su ubicación dentro del campo se encuentra circunscrita al área sur, este desarrollo se debe a que la arenisca Taiguati B es `parte del canal que cruza de Este a Oeste al campo Palmar. Según algunos estudios, la arena Taiguati B fue depositada en un alto estructural ya existent. La figura muestra las cotas de la arena Taiguati B en los diferentes pozos donde ha sido encontrado. 61 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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Pozo PMR PMR-9 PMR-11 PMR-4D PMR-8 PMR-4 PMR-16 PMR-6

Cota [msnm] -2386.6 -2410.9 -2387.5 -2390.5 -2386.3 -2387.3 -2400.3 -2418.2

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Espesor [m] 1.3 4.0 3.3 9.1 10.0 2.3 11.0 9.5

Figura. Cotas de la arenisca Taiguati B y grafico de la ubicación de los pozos Características del reservorio El tope de arenisca de reservorio es de color rojo, continuo y de espesor variable. La arena Taiguati B es de espesor variable, hacia el norte es más alta estructuralmente al mismo tiempo que se hace delgada y arcillosa, esto debido a que se deposito en una alto estructural ya exigente. Hacia el sur esta arena se que deposito en un alto ya exigente. Hacia el sur esta arena se presenta más limpia y más espesa, con excepción del pozo PMR-4, cuyo espesor delgado podría deberse al engrosamiento de la base. En la interpretación de un estudio realizado por Western, el reservorio tiene un desarrollo hacia el nor-este, lo que permite tener un área de desarrollo da más o menos 6 km 2. La base de la arena Taiguati B está definida por un sello inferior arcilloso variable. El mapa de la figura 4-5 fue propuesto por Western Geophysical. Para la realización de este mapa no se tomo en cuanta la posición estructural de los pozos PMR-3, PMR-9, PMR-16, PMR-6. Habiendo corregido las cotas de los pozos y tomando en cuenta todos aquellos pozos que encontraron la arena Taiguati B. Cálculo de volúmenes in situ de la formación taiguati b Calculo del volumen de la roca 62 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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En función de un estudio de actualizaciones de reservas de enero de 1994, se realiza el cálculo de reservas utilizando nuevos mapas estructurales de la arena total, donde se observa una isopaca de la formación Taiguati B. En estos mapas dibujados en función de datos sísmicos de la compañía Western, puede observarse una prolongación del reservorio hacia el noreste. Esto podría explicar de la estabilización de la presión y la no inundación completa del pozo PMR-8, cuya fase gaseosa esta soportada por el bolsón adicional de gas, de acuerdo a la interpretación técnica efectuada. En la formación se han diferenciado dos zonas, la zona A que se produjo de los pozos PMR-8 Y PMR-4 y la zona B, que es la prolongación del reservorio hacia el noreste. De estas zonas se cuenta con un cálculo de áreas y volúmenes de roca.  Área de la curva o zona A = 1.38 km2 *  Área de la curva o zona B = 6.54 km2 *  Área Total = 7.92 km2 *   

Volumen de la roca de la zona A Volumen de la roca de la zona B Volumen total

=

= 7.05 MMM3 * = 62.00 MMM3 * 6905 MMM3 *

Determinación de la fracción total del gas Haciendo un desarrollo apropiado para el cálculo de la fracción de gas, descrito en el capítulo II, punto 2.6.1 comenzando en la ecuación 2.22, se obtiene losa siguientes resultados  Densidad del fluido de Reservorio

W 

Rg  4.580 o R  13.200 O / M o

Rincial  4.150PC / Bl Mo 

6.084 6.084   107.6 º API  5.9 62.4  5.9  g  0.657

o 

141.5  0.779 131.5  62.4

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W 

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4.150  4.580 * 0.729  1.2 4.150  13.200 * 0.729 / 107.6



Fracción de Gas ng fg  ng  nL ng  nL 

fg 

R 379.4

 R  350 o 379.4 Mo R 379.4

 R  350 o 379.4 Mo

 0.8218

b) Calculo del volumen original in Situ  Porosidad = 0.238  Saturación = 0.55  Presión inicial Pi = 3.878 Psi  FVF, βgi = 0.0003348 PC/PCS Mediante la ecuación podemos calcular el volumen original da gas in Situ V    (1  S wi ) G Bgi Reemplazando los volúmenes de roca para la zona A y B obtenemos el gas in Si y para cada zona, donde 1m3 es igual a 35.3147 pie3

GZonaA 

  

7.05 x106  35.3147  0.238  (1  0.55)  7.961MMPC 0.0003348

62.00 x106  35.3147  0.238  (1  0.55) GZonaB   70.038MMPC 0.0003348 Total de gas in Situ en la zona A = 7.961 MMPC Total de gas in Situ en la zona B = 70.038 MMPC Total de gas in Situ = 77.999 MMPC

Considerando una RGP inicial igual a 4.000PC/Bbl y el volumen de gas in Situ en cada zona podemos obtener los siguientes volúmenes de condesado in Situ. 64 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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 Total de condensado in Situ en la zona A 7.961 MMPC / 4.000PC/Bbl = 1.990.250 Bbl  Total de condensado in Situ en la zona B 70.038 MMPC / 4.000PC/Bbl = 17.509.500 Bbl  Total de condensado in Situ = 19.499.750 Bbl El gas seco in Situ se estimo multiplicando la fracción total de gas, f g que fue de 0.8218, por el total de gas in Situ, de donde se obtuvieron los siguientes valore:  Gas seco in situ en la zona A 7.961 MMPC* 0.8218 = 6.542,35 MMPC  Gas seco in situ en la zona B 70.038 MMPC * 0.8218 = 57.557,23 MMPC  Gas seco total in situ = 63.959,00 MMPC c) Volumen recuperable Tomando en cuenta el análisis PVT de Core Labs, se tendría una recuperación del 54.5% hasta la presión de abandono de 1300 Psi para el gas, considerando además que el rendimiento promedio de condensado durante los 15 años de vida fue de 178.8 Bbls/MMPC. Para obtener el gas recuperable multiplicamos el total de gas in situ de cada zona por el porcentaje de recuperación, 54.5 %  Gas recuperable de la zona A 7.961 MMPC * 0.545 = 4.338,75 MMPC  Gas recuperable de la zona B 70.038 MMPC * 0.545 = 38.170,71 MMPC  Total de gas recuperable = 42.509,00 MMPC Para obtener el volumen de condensado recuperable multiplicamos el total de gas in situ por el rendimiento promedio de condensado, 178.8 Bbls/MMPC  Condensado recuperable de la zona A 7.961 MMPC * 178.8 Bbls/MMPC = 1,369 MMbls  Condensado recuperable de la zona B 70.038 * 178.8 Bbls/MMPC = 12,522 MMbls  Total de condensado recuperable = 13,946 MMbls 65 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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Total de condensable recuperable =13,946 MMBbls Un estudio realizado por Shlumberger de la arena Taiguati B de la zona que se denomino A, o mas específicamente del pozo PMR-8 encontró que el petróleo original in situ (OOIP) es igual a 1.2x10E6 STB. Lo que muestra concordancia con los cálculos realizados en la zona A. Volumen remanente Actualmente se tiene una producción acumulada de 921.113bbl y 4.788.698MPC lo que se limita a tan solo 2 pozos, PMR-4 y PMR-8. La producción acumulada del pozo PMR-8 es de 666.833bbl y 2.874.129MPC. Considerando que estudios volumétricos además de los estudios realizados por Shlumberger obtienen un estimado de petróleo original igual a 1.2x10E6 STB, el volumen remanente para el pozo PMR-8 es de 533.167bbl. Tomando en cuenta además las reservas de los pozos PMR-4, el cual fue intervenido para una desviación lo que termino con el pozo PMR-4D que no pudo producir por problemas de pesca, PMR-16 de igual manera no entro en producción por problemas en el cemento; la reserva remanente es mucho mayor. De esta manera la reserva remanente en la zona de aplicación del proyecto piloto se estima que es igual a 750.000 Bbl. Aplicación de inyección de gas seco a alta presión al reservorio taiguati b como mecanismo de miscibilidad. La propuesta consiste en la inyección de gas seco proveniente de la planta del mismo campo, con el objetivo de una recuperación mejorada de petróleo volátil residual, además de introducir el concepto de almacenaje de gas en el caso que así se requiera. El presente proyecto tiene como objetivo la inyección de gas seco a la arenisca Taiguati B dentro de un proyecto piloto el cual tendrá como único pozo inyector el PMR-8, justificando a continuación. Desplazamiento miscible

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El proceso de desplazamiento miscible por vaporización el cual tiene un mecanismo multicontacto requiere una elevada presión de inyección además de que el fluido del reservorio tenga un alto contenido de intermedios. Parámetros mínimos de miscibilidad El parámetro más importante para la aplicación del proceso de vaporización para el desplazamiento miscible es la presión mínima de miscibilidad, cuya determinación es uno de los objetivos específicos importantes del proyecto. La presión mínima de miscibilidad determina si el mecanismo de multicontacto finalizara en la miscibilidad de los fluidos. La presión mínima de miscibilidad se determina en laboratorios especializados o mediante correlaciones. Esta presión estimada, es muy importante como primer dato en simuladores y en el desarrollo de pruebas de laboratorio. De todos modos es un dato que puede ser utilizado de forma muy conveniente tomando en cuenta las limitaciones en el uso de simuladores o laboratorios para un proyecto de grado. El promedio de desviación entre el valor estimado con la correlación y el valor experimental e de 260 psi, y la máxima desviación fue 640 psi, lo que permite tener una idea de los márgenes de seguridad a tener en cuenta. Análisis Cromatografico del gas a inyectarse  Peso Molecular 17.758 lb/lb-mol  Densidad Relativa 0.613  Factor de compresibilidad 0.893 CARACTERÍSTICAS DEL POZO INYECTOR Antecedentes del pozo Como se indico anteriormente el pozo PMR-8 se adecuara como pozo inyector. Este pozo ha sido el de mayor producción de la arena Taiguati B, y se encuentra al centro de la zona A, mencionada en el cálculo de volumen. El pozo PMR-8 encontró a la arenisca a una profundidad de 2765m bajo boca pozo a 2383.3 bajo al nivel del mar. Características de la arena taiguati b en el pozo inyector 67 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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El pozo PMR-8 es el pozo productor donde la arena Taiguati B se encontró estructuralmente más alta que en ningún otro, lo cual es muy conveniente ya que la inyección se podrá realizar aprovechando una pendiente estructural. Debido a que el proceso miscible es aquel en el cual el gas es la fuente de energía para el desplazamiento de petróleo, la segregación gravitacional es de gran importancia en el aprovechamiento de la máxima utilización de esta energía. Pendientes empinadas en reservorios permiten al petróleo segregarse adelante del gas, dando como resultado una definida transición entre el hidrocarburo, el solvente y el gas. Evaluación de las condiciones del pozo Los registros de CBL y VDL muestran que existen deficiencias en el anillo de cemento, lo que ha generado una intrusión de agua de un estrato diferente a la zona productora, lo que concuerda con el hecho de que el pozo se encuentra actualmente ahogado. Se debe tomar en cuenta una intervención que permita aislar la formación para asegurar una buena inyección, lo que significaría también una limpieza y adecuación de la terminación para una inyección. Cálculo de la reserva secundaria por efecto de la inyección de gas Este valor se determina por diferencia de la reserva recuperada durante la depleción por simple agotamiento y la reserva por efecto de la inyección de gas. Índice de inyectividad Se utiliza en pozos de eliminación de agua salada y en pozos de inyección durante la recuperación secundaria o mantenimiento de presión. Se la define como la razón del régimen de inyección en BPD, al exceso de presión por encima de la presión del yacimiento que causa dicho régimen de inyección. Q IP  ( Pw  Pe ) En ambos casos, el índice de productividad y el de inyectividad, las presiones empleadas son presiones al frente de la formación de manera que no se incluyen las caídas de presión por fricción en la tubería de producción o tubería de 68 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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revestimiento; para inyección a caudales elevados, estas pérdidas de presión pueden ser considerables Evaluación de campo de la eficiencia de inyección Para evaluar la eficiencia de la inyección de gas se utiliza un trazador radioactivo para verificar el progreso de gas inyectado. Al mismo tiempo, los cálculos basados en la teoría del desplazamiento frontal y balance de materiales pueden utilizarse para una estimación primaria de la eficiencia de recuperación. Control de la eficiencia de barrido utilizando trazadores radioactivos La utilización de diferentes gases radioactivos permite rastrear el gas inyectado en cada pozo en el área limitada de un campo. En los pozos productores el gas producido puede ser analizado para identificar el trazador, determinando de este modo a que pozo o pozos se inyecta gas. Esto nos da una muestra de la anisotropía y heterogeneidad del reservorio a ser estudiado y de las formas de los frentes de gas a ser estimados a tiempos dados. Si se tiene el caso de agua inyectada, no es necesario la inyección continua del trazador, solo se necesita la inyección de un volumen inicial. La inyección continúa del trazador será necesario solamente en el caso de que este no sufra dilución durante su desplazamiento. En los campos del país no se ha hecho hasta la fecha este tipo de control debido a los altos riesgos de contaminación que estos podrían ocasionar en las aguas subterráneas de la zona, lo cual significa un riesgo para las poblaciones asentadas en las cercanías, ya que estos trazadores son por lo general hidrocarburos irradiados con Tritio o Yodo, que son de alto porcentaje de radiación y contaminación. Estos trazadores son colocados en ampollas de vidrio, para luego ser liberados en la bomba de desplazamiento positivo que debe estar colocado en la línea de inyección de gas en el cabezal de pozo. REQUERIMIENTOS PARA LA APLICACIÓN DE LA INYECCIÓN DE GAS

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La explotación de un campo con inyección de gas, requerirá la perforación de pozos inyectores y la instalación de una planta de procesos para absorción y estabilización de líquidos, instalación de sistemas de recolección, inyección, sistemas de tratamiento y un sistema de compresión y transporte. Calculo de parámetros de la aplicación práctica Cuando se aplica un proceso de inyección de gas, debe realizarse una serie de cálculo sutiles en definir el comportamiento de flujo a través del modelo de inyección .para ello se requiere el conocimiento de las características de yacimiento y de las propiedades de los fluidos. Saturación de petróleo La saturación de petróleo actual del campo yapacani, es la máxima puesto que el campo se ha mantenido cerrado en reserva, hasta la fecha por lo que no se dispone de datos de producción para hacer un cálculo más representativo, sin embargo tomando el petróleo acumulado durante las pruebas de producción y a través de la siguiente relación ha sido posible calcular esta saturación. Relación de permeabilidades relativas Se la puede obtener a través de la grafica de permeabilidades relativas al petróleo y al gas a una saturación intermedia de gas correspondiente al punto de tangencia en la curva de flujo fraccional. Los valores obtenidos de esta forma son: Este valor es para establecer si la movilidad es alta o baja, así como para darnos una idea del avance del frente de invasión en dicho punto.

Distancia entre pozos La distancia entre pozos diferentes (inyector-productor); se la determina del plano estructural. La medida efectuada teniendo en cuenta la escala del plano da el siguiente resultado. Escala plano: 1:25000 70 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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d=960m PARAMETROS DE INYECCION DE GAS A LA FORMACION TAIGUATI B Volúmenes de inyección Los volúmenes de inyección se determinan en función al volumen poral de la roca. Como se menciono previamente, el volumen poral de la roca, el volumen de la roca para cada zona es: Volumen de Roca de la zona A=7,05 MMM3 Volumen de Roca de la zona B=62,00 MMM3 Volumen de Roca Total=69,05 MMM3 La porosidad promedio de la formación Taiguati B es 0, 238, de este modo, multiplicando el volumen de la roca por la porosidad, se determino el volumen poral. Volumen poral de la zona A*0,238=1,6779 MMM3 Volumen poral de la zona A*0,238=14,7560 MMM3 Volumen poral Total=16,4339 MMM3 El método de inyección de gas en el reservorio indica que se debe inyectar un volumen igual al volumen poral de la roca.

Dimensionamiento de compresores Para el dimensionamiento de los compresores se debe conocer las presiones de inyección, como el caudal y la presión, además de las características del gas a inyectar, para lo último utilizaremos los datos obtenidos de un análisis cromatografico del gas. Si bien el caudal de inyección es igual a1, 045,8 MPCD, esta solo para un pozo inyector. Para el dimensionamiento del compresor se proyectara esta para 5 MMPCD, esto considerando otros pozos inyectores a futuro. CALCULOS Gasto Masico W=V*P/1440 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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W=Gasto masico,lb/min V=Volumen de Gas, CD P=0,063*Sg W=5*10^6*0,0763*0,613/1,440=162.40 lb/min El gasto másico será igual a: W=162,40 lb/min CARGA H

H

7.

Zs  R  Ts K  K    PM      RC K 1  1 K  1    

0.893 1.545,04 * 540 1, 299  1,299   1, 2991  17,76    4 1    1,299  1   

H  25.689,49lb  pie / lb

CONCLUSIONES. Se pudo conocer el método de inyección de gas de recuperación secundaria de Hidrocarburos teniendo en cuenta que este es un método muy utilizado habiendo proyectos para su utilización en Bolivia  En Bolivia podemos encontrar diferentes pozos que utilizan este método de recuperación secuandaria entre estos se puede nombrar Rio Grande, Vuelta Grande, Carrasco, Kanata, etc..  Entre los proyecto piloto que se tiene en Inyección de Gas se debe realizar un proyecto de prefactibilidad para su utilización entre estos podemos mencionar La Peña, Humberto Suarez Roca entre otros  Las ventajas de este método son muchas , la principal que podemos mencionar es la de recuperar de manera eficiente los volúmenes remanentes de Hidrocarburos líquidos que permanecieron en el reservorio una vez utilizado la Recuperación Primaria.

8. BIBLIOGRAFIA 72 UNIV RODRIGUEZ CUEVAS ISRAEL SANTIAGO

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