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Título

PROPUESTA GEOLOGICA DE PERFORACION DEL CAMPO BULO BULO BBL- X8 Nombres y Apellidos Código de estudiantes ALEJANDRO ISMAEL LAIME ADRIAN

Autor/es Fecha

14/04/2020

Carrera Asignatura

Ingeniería en Gas y Petróleo Perforación 1

Grupo Docente Periodo

“A” Ing. Humberto Hugo Soriano Valdivia I/2020

Académico Subsede

ORURO

CAMPO BULO BULO BBL- X8

50237

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO BULO BULO El anticlinal Bulo Bulo se encuentra localizado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Geomorfológicamente se sitúa en la zona Pie de Montaña de la Faja Subandina Central. El campo Bulo Bulo es productor de gas y condensado proveniente de los reservorios de la Formaciones: Roboré, Cajones y Yantata, sin embargo, los reservorios que conforman a la Formación Roboré, por el tamaño y calidad del hidrocarburo, son los más importantes. La secuencia estratigráfica está compuesta por las formaciones Chaco, Yecua y Petaca del Sistema Terciario, continuando las unidades litológicas Cajones,

Yantata e Ichoa del

Sistema Cretácico y las formaciones Limoncito, Yapacani y Roboré del Sistema Devónico. Las areniscas que conforman a la Formación Roboré, tienen su origen en una plataforma marina somera y se disponen en secuencias de estratos crecientes. Estas son de grano fino, bien seleccionadas, predominantemente cuarzosas, de baja porosidad, la misma que fluctúa entre 6 y 7%. En esta formación se han identificado tres paquetes de areniscas, las cuales han sido designadas, de base a techo, con lo términos de Arenisca Roboré-III, II y I, y han sido probadas como reservorios de hidrocarburos. La Arenisca Roboré-I es el reservorio gasífero más importante del campo, con una relación gas/petróleo (RGP) de 26000 pies cúbicos/barril, en la Arenisca Roboré III se advierte una RGP de 70000 pies cúbicos/barril, mientras que de la Arenisca Roboré II se produjo petróleo con una RGP de 1700 pies cúbicos/barril. La formación Cajones es un yacimiento de gas, con una RGP original de alrededor de 60000 pies cúbicos/barril.

Ubicación de Campo Bulo Bulo – X8

Fuente: YPFB CHACO CONDICIONES ESTRUCTURALES Se trata de una estructura anticlinal orientada en sentido sudeste-noreste originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina, y relacionada a una falla que tiene su despegue en sedimentos pelíticos silúricos, de vergencia norte, que en su trayectoria produce el plegamiento del bosque colgante. De esta falla se desprende un retro corrimiento, de vergencia sur, que afecta al flanco sur de la estructura. Las dimensiones superficiales de esta estructura son de 14 km de largo por 5 km de ancho. La columna estratigráfica atravesada por los pozos, comprende sedimentos que varían de edad, que va desde el Terciario hasta el Devónico.

Mapa Estructural Campo Bulo Bulo

Fuente: (MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍA, 2011)

Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012.

Las dimensiones superficiales de esta estructura son de 14 km de largo por 5 km de ancho. La columna estratigráfica atravesada por los pozos comprende sedimentos que se venían de edad que va desde el Terciario hasta el Devónico.

Modelo Estructural Campo Bulo Bulo

Fuente: (MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍA, 2011) Los mapas estructurales a los topes de los reservorios Roboré I, II y III del Sistema Devónico, muestran una estructura anticlinal con su eje axial en dirección NoresteSudeste. Su flanco Noreste es de moderada pendiente y es bien desarrollado, en cambio su flanco Sudeste es truncado por la falla Bulo Bulo. El área productiva y el desarrollo de los reservorios están en el bloque alto de esta falla. PROGNOSIS ESTRATIGRAFICO DEL CAMPO BULO BULO BBL– X8 El anticlinal Bulo Bulo se encuentra localizado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Geomorfológicamente se encuentra en la zona Pie de Montaña de la Faja

Subandina Central. Se trata de una estructura orientada en sentido sudeste-noroeste originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina, y relacionada a una falla que tiene un despegue en sedimentos pelíticos silvícolas de vergencia norte, que en su trayectoria produce el plegamiento del bloque colgante. De esta falla se desprende un retroceso de vergencia sur, que afecta al flanco sobre la estructura. COLUMNA ESTRATIGRAFICA BBL - X8

Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012.

CARACTERÍSTICAS DEL ROBORÉ I En la actualidad el pozo Bulo Bulo - X8, únicamente produce de la arenisca Roboré I, a través de la línea corta de la completación dual convencional. Los parámetros del

reservorio Roboré I, se obtuvieron a partir de los datos del muestreo del pozo Bulo Bulo X8, en condiciones iniciales para garantizar su validez.

TABLA PROPIEDADES DE LA FORMACIÓN DE ROBORE I Parámetro

Unidad

Cantidad

Porosidad

%

6.5

Saturación de agua

Fracción

0.33

Profundidad

pie

12911

°F

292

Presión de Reservorio

psia

6525

Factor Volumétrico del

Pcs/PCS

0.003383

°API

55

Temperatura

de

reservorio

Gas Gravedad Api

Fuente: “Plan de desarrollo Campo Bulo Bulo” YPFB Chaco S.A. 2012 COMPOSICIÓN DEL FLUIDO DEL RESERVORIO ROBORE I La composición del fluido que se produce del reservorio Roboré I, es la composición típica de un gas húmedo con porcentaje metano y etano (C1+C2) de mas del 90% de la mezcla. Sin embargo es importante señalar que la proporción de dióxido de carbono (CO2) no es usual y sobrepasa el 2,5%.

DESCRIPCIÓN DEL POZO BBL-X8 DATOS BASICOS DEL POZO Bloque Pozo Operador Locación Superficie

Bulo Bulo Bulo Bulo –x8 YPFB CHACO S.A. X: 349.638,42 m E

Elevación Ubicación del objetivo RBR I

Y: 81087.559,34 m N Z: 301.5 m X: 349.638,42 m E

(objetivo primario)

Y: 81087.559,34 m N

Ubicación del objetivo RBR III 8

MD: 3.895 m TVD: 3895 m X: 349.638,42 m E

(objetivo principal)

Y: 81087.559,34 m N

Locación a TD

MD: 4.191 m TVD: 4188 m X: 349.638,42 m E Y: 81087.559,34 m N

MD: 4.400 m TVD: 3971 m Profundidades Asentamiento Cañerías Programadas

COLUMNA LITOLOGIA, DESCRICIÓN CAMPO BULO BULO

Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) encaró trabajos de exploración en el área del Chapare Cochabambino con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburífero de la zona. Es así que, en 1961, Humberto Suárez, con trabajos de geología de superficie,

definición la existencia de una estructura anticlinal, después después como Bulo Bulo. En 1963 se decidió la perforación del pozo Bulo Bulo-X1 (BBL-X1), pozo Que Alcanzó Una Profundidad definitiva de 2599,3 m, logrando Descubrir reservas de gas en sedimentos de la Formación Cajones (Cretácico Superior). Posteriormente se perforaron otros cuatro más en la estructura (BBL-X2, BBL-4, BBL-5 yBBL-7), con los cuales se cerró la primera etapa de perforación exploratoria de Bulo Bulo. A principios de la década de los años 80, YPFB encaró trabajos de adquisición sísmica 2D sobre esta área. El resultado de la interpretación de la información adquirida se logró en el pozo Bulo Bulo-X3 (BBL-X3), teniendo como objetivo principal la Formación Roboré. Con este pozo se lograron descubrir importantes reservas de gas-condensado en esta formación. Con la perforación de un segundo pozo profundo, Bulo Bulo-X8 (BBL-X8) se finaliza esta segunda etapa de exploración. En 1998, Chaco inició una tercera etapa de exploración con la perforación del pozo Bulo Bulo-9D (BBL-9D), cuya meta fue alcanzar ya la Arenisca Sara de la Formación El Carmen (Silúrico Superior). Este pozo alcanzó una profundidad final de 5638 m. Con este pozo se ensayó satisfactoriamente a la Formación Roboré. En mayo del 2000 se inició la producción del pozo BBL-3, el mismo que comenzó aportando un volumen superior a los 600 barriles diario de líquido y 15 millones de pies cúbicos día de gas natural. A principios del 2001 el campo Bulo Bulo entró en pleno, funcionando con una producción aproximada de 1800 barriles y 40 millones de pies cúbicos de gas natural, con lo que se elevó el procesamiento en la planta de gas Criogénica de Carrasco hasta su capacidad máxima de 70 millones de pies cúbicos por día. El Campo Bulo Bulo es productor de gas y Condensado proveniente de reservorios de las Formaciones: Roboré, Cajones y Yantata, sin embargo, los reservorios que conforman a la Formación Roboré, por el Tamaño y Calidad de hidrocarburo, son los más importantes. Las areniscas que conforman la Formación Roboré son de grano fino, bien seleccionadas, predominantemente cuarzosas de baja porosidad, la misma que fluctúa entre 6 y 7% y están afectadas por fracturamiento. En esta formación se han identificado tres paquetes de areniscas, las cuales han sido designadas como de base con los términos de Areniscas Roboré- III, II y I, han sido probadas como reservorios de hidrocarburos.

La Arenisca Roboré I es el reservorio gasífero más importante del campo, con una relación gas/petróleo(RGP) de 26000 pies cúbicos/barril, en la Arenisca Roboré-III se advierte un a RGP de 70000 pies cúbicos / barril, mientras que la Arenisca Roboré-II se ha hecho petróleo con una RGP de 1700 pies cúbicos / barril. La Formación Cajones es un yacimiento de gas, con una RGP original de alrededor de 60000 pies cúbicos / barril. Los pozos BBL-X3, BBL-X8, BBL-9DST4 y BBL-11, resultado de los gases de los gases condensados de las areniscas Roboré-I y Roboré-III. En los pozos: BBL-X1 y BBL-X2, encontradas reservas de gas y condensado de la Fm. Cajones, los pozos BBL-13 y BBL-14 se encontraron reservas de gas y condensado en la Formación Cajones y Yantata. Los pozos BBL-4, BBL-5 y BBL-7 resultaron negativos. BBL-4 y BBL-5 por encontrarse en una baja posición estructural, mientras que el BBL-7 por presentar pobres propiedades petrofísicas. En el primer cuatrimestre del año 2010, YPFB Chaco realizó los pozos BBL-13 y BBL-14 en el segmento estructural noroeste del campo Bulo Bulo, llegando a descubrir nuevas reservas de gas condensado en la Formación Yantata y ratificando la acumulación en estos la Formación Cajones. En el segundo semestre del 2010, se perforó el pozo BBL-10 llegando a la profundidad final de 4300 m. Se efectuó una prueba de formación en el agujero abierto de la Fm. Roboré II, los resultados no son concluyentes por colapso del agujero, se estima muy baja permeabilidad. Se intentó fracturar la Fm. Roboré III, en minifrac se estableció un gradiente de fractura muy elevado,alcalde a 1.2 Psi / pie (por limitación técnica de equipo, se suspende el fracturamiento). El pozo es el productor actual de las formaciones Roboré I y Roboré III.

TABLA PRINCIPALES FORMACIONES DE LOS POZOS DEL CAMPO BULO BULO

Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012. RESERVAS DEL CAMPO BULO BULO Según la certificación realizada por Ryder Scott en el año 2009, se obtuvo los siguientes resultados en cuanto a reservas de gas y condensado se refiere: RESERVAS DE GAS EN CAMPO BULO BULO-X8

Fuente: Certificadora Ryder Scott, diciembre 2009 RESERVAS DE CONDENSADO EN LOS POZOS DEL CAMPO BULO BULO-X8

PROGRAMA DE REGISTROS DE POZO

Fuente: “Plan de desarrollo del Campo Bulo Bulo”, YPFB Chaco S.A. 2012. te: Certificadora Ryder Scott, diciembre 2009

GRADIENTES DE PRESION

La presión de formación se define como la presión ejercida por el fluido contenido dentro de los espacios de poro de una roca o sedimento. Con frecuencia se denomina también “presión de poro”. La presión de formación se refiere a la presión hidrostática ejercida por el fluido de poro y depende de la profundidad vertical y la densidad del fluido de formación. Las presiones de formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser normales, anormales (altas) o subnormales (bajas). Generalmente los pozos con presión normal no crean problemas para su fase de planeación. Los pozos con presiones subnormales pueden requerir tuberías de revestimiento adicionales para cubrir las zonas débiles o de baja presión cuyo origen puede ser: factores geológicos, tectónicos o yacimientos de presionados por su explotación, mientras que los pozos con presencia de presiones anormales requieren de una evaluación detallada que permita minimizar el riesgo y garantizar la seguridad en la operación. La presión de formación normal, es igual a la presión hidrostática normal de la región y varía dependiendo del tipo de fluido de formación. Por ejemplo, el gradiente normal de formación para la región del Mar del Norte es aproximadamente 0,450 psi/ pie a diferencia del gradiente normal para la región del Golfo de México el cual es aproximadamente 0,465 psi/pie. En conclusión, para una región dada: 

Si la presión de formación es igual a la presión hidrostática, la presión de formación es normal.



Si la presión de formación es menor que la presión hidrostática, la formación se encuentra subpresurizada.



Si la presión de formación es mayor que la presión hidrostática,

la

formación se encuentra sobrepresurizada. El análisis de las presiónes para una región, requiere por lo tanto de conocimientos sobre la densidad normal de los fluidos y la presión del fluido resultante. Esto se puede determinar mediante análisis de laboratorio de las muestras de fluidos o por medición directa de la presión.

La medición directa de la presión de formación solamente se puede realizar cuando dicha formación ha tenido suficiente permeabilidad. Entre los métodos directos de medición se pueden mencionar: Reapeat Formation Tester y Drill Stem Test (prueba de producción con tubería de perforación). Adicionalmente se pueden utilizar métodos indirectos de medición como son: presiónes de cierre por arremetidas y presencia de gases de conexión. PROGRAMA DE TOMA DE TESTIGOS Datos de producción en el pozo BBL X8 Datos de Producción Pozo BBL X8 DATOS DEL POZO BBL X-8 Presión de Reservorio

5785.5 psig

Profundidad Final

4562 m

Temperatura de Reservorio

244 °F

Área de drenaje

15 acres

Temperatura de Separador

93 °F

Presión del Separador

105 psig

Dewpoint at Reservoir temp

5828 psig

Relación Gas-Agua (RGW)

31.63 STB/MMscf

Relación Gas-Petróleo (GOR)

8390 scf/STB

Relación Gas- Petróleo (GOR

1 scf/STB

tk) Tank Gas Gravity

0.717 spgravity

Gravedad Específica del Gas

0.65

Gravedad API del condensado

55

Permeabilidad

0.706 mD

Skin

2.24

Non-Dancy Flow Factor D

4.3301x10-5 1/(MSCF/d)

Mole Porciento CO2

0.06%

Porosidad

12.70%

Presión de Fondo Fluyente

3240.17 psi

P110 Grado de Casing Diámetro externo del casing

5 plg

Diámetro interno del Casing

4.276 in

Fluido de Tubería

Salmuera

TVD top

14685 ft

TVD bottom

14884 ft

Fuente: YPFB CHACO