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CAMPO SAN ALBERTO INTRODUCCION BREVE HISTORIA DE LA EXPLORACION DEL CAMPO SAN ALBERTO En el año 1966, el bloque San Alberto fue perforado por Y.P.F.B. el pozo SAL X-01 hasta una profundidad de aproximadamente 2210 m. En el que se encontró petróleo en la formación de Miller de la formación de Tarija (carbonifera, luego para desarrollar el campo fueron perforados más de siete pozos, haciendo un total de 8 pozos). Años más tarde en 1985, como consecuencia de los descubrimientos en el norte argentino como en los campos bolivianos los bloques Caigua y Bermejo. El bloque San Alberto fue reinterpretado, pero esta vez a mayores profundidades como las areniscas de la formación Los Monos, Huamapampa, Icla y Santa Rosa. Entonces entre los años 1989-1990, fue perforado el pozo SAL X-09 hasta una profundidad de 4564.5 m. encontrando la formación arenisca Huamapampa II, en donde se encontró potenciales gasíferos de gas húmedo en cantidades comerciales y que dieron resultados favorables después de haber realizado los estudios de reservas, este pozo produciría a razón de 220.000 𝑚3 /𝑑𝑖𝑎 de gas y 170 barriles diarios de condensado. Esta vez con la seguridad de la existencia de grandes volúmenes de hidrocarburos, en 1996 se iniciaron los trabajos desarrollados por el consorcio de las tres empresas. En su primera fase incluyeron los estudios de geología, sísmica, la

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perforación de los pozos exploratorios SAL X-10, SAL X-11, SAL X12 y la profundización del pozo SAL X-09. Después de los resultados favorables de los pozos perforados, se confirmó que el campo tiene una extensión gigante de arenisca productiva de gas hacia el sur con buenos resultados de hasta 6.600.000 mcd de gas, a esto actualmente se suma el pozo potencialmente productivo SAL X-13 hasta la fecha. Además de los futuros pozos que serán perforados como el SAL X-14, SAL X-15 y SAL X-16 de acuerdo al programa del proyecto que incluye un total de 8 pozos para producir 13.2 MMmcd de gas natural. Las inversiones realizadas en la primera fase, son de 147 MM$us en trabajos de exploración y perforación y 53 MM$us en la construcción y montaje de las facilidades de producción (planta de gas líneas de recolección y los ductos de exportación de gas y condensado). Durante la primera fase, se ha previsto que el campo alcanzara una capacidad de producción de 6.6 MMmcd de gas, con la apertura de los pozos SAL X-09, SAL X10, SAL X-11 y SAL X-12. Para una segunda fase del proyecto, se ha previsto la construcción de una segunda unidad modular de proceso con una capacidad igual a la primera fase de 6.6 MMmcd, haciendo un total de 13.2 MMmcd de gas y alrededor de 8500 BPD de condensado.

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PLANIFICACION PARA LA EXPLOTACION DEL CAMPO SAN ALBERTO FASE-I Gasoducto TRATAMIENTO Y PROCESO DEL GAS NATURAL

SAL-X10

SAL-X11

COLECTOR

SAL-X09

Gas combustible

SISTEMA DE SEPARACION

Oleoducto TRATAMIENTO DEL CONDENSADO

SAL-X12

Gas Venta

Compresor reciclo Separador

FASE-II Gasoducto TRATAMIENTO Y PROCESO DEL GAS NATURAL

SAL-X14

SAL-X15

COLECTOR

SAL-X13

SAL-X16

Gas combustible Petróleo Venta

SISTEMA DE SEPARACION

Oleoducto TRATAMIENTO DEL CONDENSADO

Compresor reciclo Separador G

a

s

o

d

u

c

t

o

OBJETIVO Caracterizar el Campo San Alberto considerando el tipo de fluido que produce, sus propiedades y reservas.

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DESARROLLO A. LOCALIZACION DEL CAMPO SAN ALBERTO El campo “San Alberto” se encuentra ubicado en la zona Sub-andina del departamento de Tarija en la provincia del Gran Chaco pertenece al municipio Cara parí, zona Parque Nacional Aguarague. La planta está ubicada en lugar llamado Loma Alta, todas las instalaciones de la planta y facilidades están construidas sobre un área de aproximadamente 50.000m2, las dos fases. Los bloques San Alberto y San Antonio, son operados por el consorcio Petrobras Bolivia S.A. (35%), Empresa Petrolera Andina S.A. (50%) y Total Fina Elf (15%). La producción de gas del bloque San Alberto se inició en el mes de enero de la presente gestión con una producción promedio aproximadamente del 15% dl volumen total que producirá la planta y en año 2004 alcanzará a 13.2 MMmcd. B. GEOLOGIA DEL CAMPO SAN ALBERTO La geología del campo San Alberto, ha sido nuevamente estudiado pero esta vez con mayores intereses, orientados a encontrar grandes posibilidades de reservas de hidrocarburos gasíferos con miras a que este recurso natural se convierta en el anhelo de la economía del país para el buen porvenir del futuro de Bolivia. DESCRIPCION DE SECUENCIA ESTRATIGRAFIA El Campo San Alberto es un anticlinal elongado con dirección NE-SW asociado a fallas uniformes. El área es parte de las montañas del sub-andino. La estructura dentro del bloque tiene 21 km. De longitud y se extiende al sud-oeste al campo Macueta en Argentina y al Nor-Este el campo de la TOTAL Bloque XX. Con la profundidad de los pozos del campo se ha logrado atravesar capas más profundas como las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Asimismo, la litología, edad, espesor del estrato atravesado en el siguiente detalle.

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Escarpment

Carbonífero

TOPE (m) Superficie

Tarija

Carbonífero

160

FORMACION

EDAD

ESPESOR (m) 160

Arenisca

737

Diamictita

LITOLOGIA

y

arenisca Tupambi

Carbonífero

897

562

Arenisca

Iquiri

Devónico

1459

140

Arenisca

Los Monos

Devónico

1599

2733

Arenisca

Huamampampa Devónico

4322

270

Arenisca con lutita

Icla

Devónico

4592

670

Lutita

con

arenisca Santa Rosa

Devónico

5262

>238

Arenisca

C. TIPO DE FLUIDO QUE PRODUCE El bloque gasífero del campo “San Alberto” de acuerdo a los datos proporcionados es (Pyac = 7000 Psia y Tyac = 235ºF).

Diagrama de Fases (P-T9 para un yacimiento de Gas Húmedo HYSYS

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Escarpment

Carbonífero

TOPE (m) Superficie

Tarija

Carbonífero

160

FORMACION

EDAD

ESPESOR (m) 160

Arenisca

737

Diamictita

LITOLOGIA

y

arenisca Tupambi

Carbonífero

897

562

Arenisca

Iquiri

Devónico

1459

140

Arenisca

Los Monos

Devónico

1599

2733

Arenisca

Huamampampa Devónico

4322

270

Arenisca con lutita

Icla

Devónico

4592

670

Lutita

con

arenisca Santa Rosa

Devónico

5262

>238

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A. TIPO DE FLUIDO QUE PRODUCE El bloque gasífero del campo “San Alberto” de acuerdo a los datos proporcionados es (Pyac = 7000 Psia y Tyac = 235ºF).

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Diagrama de Fases (P-T9 para un yacimiento de Gas Humedo

Diagrama de Fases (P-T9 para un yacimiento de Gas Húmedo HYSYS

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Tipo de Lodo que se usaron, se hiso todas las fases:

Fase I-36”Hoyo. Desde superficie hasta 75 m, que se utilizó un tipo de fluido SPUD MUD.

DRILL WATER QSP BENTONITA (lb/Bbl) 20-25 CAUSTICO (lb/Bbl) 0,2-0,3 SODA ASH (lb/Bbl) 0,1-0,3 LCM (lb/Bbl)-Is necessary 5-15 Tipo de lodos utilizados en la perforación. Fase II-24” Hoyo. Desde 75 m. Hasta 1235 m. Que se utilizó un tipo de fluido que es FLUIDO AIREADO/FOAM/W.B.M. Fase III-“Hoyo. Desde 1235m, hasta 2605m, que se utilizó el tipo de fluido OIL BASE MUD (base aceite lodo). Fase IV-“ Hoyo. Desde 2605 m hasta 3995 m de profundidad, que se utilizó el mismo lodo que en la fase anterior OIL BASE MUD (base aceite lodo). Fase V Se utilizó el mismo fluido de perforación.

B. PROPIEDADES DEL GAS Y CONDENSADO PROPIEDADES FISICAS  Presión del punto de roció de Gas venta

= 1000Psog (70kg/cm2)

 Temperatura del punto de roció

= 45º F (máximo)

 Presión de separación en los separadores

= 1262 Psig

 Temperatura de separación en los separadores = 40ºC (104ºF)  Gravedad especifica del líquido

= 0.70 gr/cc

 Gravedad API del condensado

= 58.5 ºAPI

 Caudal de producción de gas

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= 13.2 MMmcd o 466 MMmcd

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(variara en función a la nominación diaria)  Caudal de producción del condensado

= 8500 BPD

(variara proporcional al caudal de gas producido)

i.

 Viscosidad del gas

= 0.00958 Cp

 Viscosidad del condensado

= 4.00 Cp

 Poder calorífico

= 1200BTU/pc

 Permeabilidad

= 5.98 md

 Factor Skin

=2.5749

Calculo de la Gravedad Especifica del gas (GEg), a partir de la composición del gas natural que se encuentra a 1000 Psia y 45ºF

Compone ntes CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 C6H14 C7+ N2 CO2 Total

Compos ición (%) Yi 88.967 5.308 1.852 0.269 0.432 0.176 0.119 0.135 0.171 0.582 1.989 100.00

Peso Molecular (lb/lb-mol) Mi 16.04 30.07 44.09 58.12 58.12 72.15 72.15 86.18 106.28 28.03 44.01

Presión Critica (Psia) Pci 667.8 707.8 616.3 529.1 550.7 490.4 488.6 436.9 396.8 493.0 1071.0

Temperat ura Critica (ºF) Tci 343.1 549.8 665.7 734.7 765.4 828.8 845.5 913.3 972.5 227.2 547.6

Calor Especifico (lb/lb.mol.R) Cpi 8.41 12.17 16.88 22.15 22.38 27.16 27.61 32.78 37.00 6.95 8.70

2x3

2x4

2x5

2x6

Yi*Mi 14.270 1.596 0.817 0.156 0.251 0.127 0.086 0.116 0.175 0.163 0.875 18.633

Yi*Pci 594.122 37.570 11.414 1.423 2.379 0.863 0.581 0.590 0.679 2.869 21.302 673.792

Yi*Tci 305.2 29.2 12.3 2.0 3.3 1.5 1.0 1.2 1.7 1.3 10.9 369.616

Yi*Cpi 7.486 0.646 0.313 0.060 0.097 0.048 0.033 0.044 0.063 0.040 0.173 9.002

Presión = 1000 Psia

Ppr = 3.184

Temperatura = 45 ºF

Tpr = 1.66 Mg

Grav. Esp. = GEg = Marire =

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18.633 28.96

= 0.643

Z = 0.82

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C. RESERVAS DE GAS NATURAL EN EL BLOQUE SAN ALBERTO Las reservas de gas del campo San Alberto, actualmente son superiores en comparación a las del año 1999, que en ese entonces fue solamente de 5.33 TCF de gas y 90.2 MMBbls de condensado, pero las ultimas reservas certificadas hasta el 30 de abril del 2001 se detallan a continuación. Item 1.-

Empresa Operadora

Campo

Petrobras Bolivia S.A. San Alberto

Gas Natural (TCF) 11.00

Condensado (MMBbl) 149.6

POTENCIAL PRODUCTIVO PROYECTADO PARA CADA POZO El potencial productivo del bloque San Alberto, después de los resultados obtenidos de las pruebas de producción in situ de cada uno de los pozos ya perforados, más los futuros pozos que se perforaran de los cuales se estiman también volúmenes de producción similares a los ya probados, entonces todo el campo producirá un volumen total de aproximadamente 24,214,700m3/d de gas y 8,184.8 m3/d de condensado a condiciones ambiente de presión y temperatura de 1 atm. (14.7 Psi) y 20º C respectivamente, por lo tanto, la capacidad de producción de cada pozo está estimada como sigue:

POZOS

SAL X-09 SAL X-10 SAL X-11 SAL X-12 SAL X-13 SAL X-14 SAL X-15 SAL X-16

Presión Diámetro de Longitud de Flujo de Flujo de máxima las líneas las líneas Gas Condensado de de de (m3/día) (m3/hr) operación Recolección Recolección (Psia) (plg) (Km) 1,100,700 6.0 1500 6 2.00 3,302,000 18.1 1500 10 6.05 3,302,000 18.1 1500 10 9.60 3,302,000 18.1 1500 10 8.10 3,302,000 18.1 1500 10 3,302,000 18.1 1500 10 3,302,000 18.1 1500 10 3,302,000 18.1 1500 10 -

CONCLUSIONES INGENIERIA DE RESERVORIOS

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Diagrama de fases que representa

P: 7000 psia T: 235 °F, que las

propiedades físicas:  Presión del punto de roció de Gas venta

= 1000Psog (70kg/cm2)

 Temperatura del punto de roció

= 45º F (máximo)

 Presión de separación en los separadores

= 1262 Psig

 Temperatura de separación en los separadores = 40ºC (104ºF)  Gravedad especifica del líquido

= 0.70 gr/cc

 Gravedad API del condensado

= 58.5 ºAPI

 Caudal de producción de gas

= 13.2 MMmcd o 466 MMmcd (variara en función a la nominación diaria)

 Caudal de producción del condensado

= 8500 BPD

(variara proporcional al caudal de gas producido)  Viscosidad del gas

= 0.00958 Cp

 Viscosidad del condensado

= 4.00 Cp

 Poder calorífico

= 1200BTU/pc

 Permeabilidad

= 5.98 md

 Factor Skin

=2.5749

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