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• Sonia Mabel Choque

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UNIVESIDAD AUTONOMA “JUAN MISAEL SARACHO” FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTES

PROYECTO FINAL DE RESERVORIOS I CAMPO MARGARITA (Reservorio huamampampa) OBJETIVOS.

Conocer la ubicación geográfica del campo margarita y sus respectivos pozos.



Estudiar las propiedades y características del reservorio huamampampa.



Obtener datos de propiedades del hidrocarburo en el pozo MGRx-4.

1.- GENERALIDADES DEL CAMPO MARGARITA -

IDENTIFICACION DEL POZO.-

La Planta de Margarita está ubicada en el nor-este de la provincia O’connor dentro del departamento de Tarija, a una distancia aproximada 640 Km. al sur de la ciudad de Santa Cruz y 208 Km. al este de la ciudad de Tarija. El campo Margarita produce gas y condensado de los reservorios de la formación Huamampampa.El desarrollo del bloque gasífero Caipipendi donde se encuentra el campo Margarita y Huacaya está avanzando, con éxito que es la primera tarea para la ampliación de los dos mega campos que integran el área: Margarita y Huacaya. El campo Margarita produce 1.9 MM m3 de gas con 3200 Bbls de condensado, esta producción está restringida por la capacidad de procesamiento de la planta Margarita que tiene una capacidad de 2 MM m3/d, la misma se incrementara a 8 MM m3/d para el año 2012 y a 14 MM m3/d para el año 2013. Esta producción viene de tres pozos de; MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4. En el cual más adelante se anexara la producción de pozo Huacaya-X1 perforado en el año 2007. El incremento en la producción del pozo Huacaya-X1 permitirá la producción de GLP en la planta de gas de Rio Grande, donde actualmente se procesa parte del gas producido en planta Margarita. (WWW-01)

MATERIA: RESERVORIO I

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La planta de Margarita en la actualidad tiene una capacidad de procesamiento de 83 MMCFD, 4130 BPD de condensado y 360 BPD de gasolina. La principal función de la planta es acondicionar el gas natural para su posterior comercialización. Por medio del gasoducto GASYRG se lleva el gas a la planta de compresión de Rio Grande para su posterior exportación a Brasil. Los pozos que producen en la actualidad son MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4 a los cuales se agregara en un futuro la producción del pozo Huacaya-X1. 

UBICACIÓN GEOGRAFICA.-El campo Margarita se halla ubicado en el alineamiento estructural de Tapecua (Caipipendi) su estructura tiene una longitud de 55 kilómetros (kms) y su hundimientosur se encuentra en la naciente de la quebrada de Palos Blancos. Su hundimiento norte se halla en la falla de Ivoca, está a 8.5 kilómetros al sur del paralelo 21 que divide a los departamentos deTarija y Chuquisaca.

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

ANTECEDENTES

El yacimiento de Margarita, está ubicado en una de las zonas más ricas de reservas de gas del país, concretamente dentro del bloque exploratorio denominado Caipipendi. El descubrimiento del campo Margarita, se valora desde el punto de vista de exploración

por hidrocarburo, en una extensa región del subandino sur, al oeste del área tradicional, antes considerada de poco interés hidrocarburiferas. Ahora por los volúmenes de producción del campo Margarita, se considera como un mega campo productor de gas. El yacimiento es considerado de excelente, por contener un tipo de gas húmedo, es decir, alto contenido de GLP (gas licuado de petróleo) y con muy pocas impurezas, lo que hace que sea muy valorado por la facilidad de su tratamiento.

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Los campos Margarita y Huacaya, tienen un área de explotación de 123.000 hectáreas en el bloque Caipipendi. Hay cinco pozos, cuyas profundidades oscila entre 4.000 y 6.000 metros, fueron perforados entre 1998 y 2008. El primer pozo del campo Margarita, fue descubierto en 1998 y comenzó la producción el 2004; tanto que el segundo pozo HCY X-1 fue perforado el 2007, al presente este pozo no produce. Los campos de margarita y Huacaya forman parte del bloque Caipipendi, operado por la empresa Repsol, los mismo se encuentran ubicados en los departamentos de Tarija y Chuquisaca. El bloque Caipipendi, donde se encuentran ubicados los campos de Margarita y Huacaya, esta operado por la empresa Repsol con una participación del 37.5% teniendo como socios British Gas con 37.5% y Pan American Energy (PAE) que posee el 25 % de las acciones. (WWW-02).

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Como se observa en la FIGURA 1.1 es la ubicación de la Planta Margarita que limita con los departamentos de Chuquisaca y Tarija Proceso de Planta Margarita La planta Margarita es una planta Dew Point, donde los procesos que se dan, tienen la finalidad de acondicionar el gas y condensado a los parámetros requeridos según contrato para su transporte y venta.  Pozos de producción  Descripción del proceso  Ingreso, separación y tratamiento del gas  Sistema de estabilización de condensado  Sistema de almacenamiento y bombeo de condensado  Sistema de enfriamiento (circuito de propano)  Sistema de deshidratación (regeneración de glicol)  Sistema de calentamiento con aceite térmico  Circuito de gas reciclo  Compresión y despacho de gas residual  Generación de energía eléctrica

IDENTIFICACIÓN DEL TIPO DE RESERVORIO Y PRODUCCIÓN - ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN PERFILES DE PRODUCCIÓN Los perfiles de producción para definir las cifras P1 han sido desarrollados usando una versión modificada del modelo de simulación numérica con doble porosidad y cotejamiento de historia que se tenía disponible. Las modificaciones al modelo para predecir los perfiles de producción P1 fueron:

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

Colocar el contacto agua-gas (GWC) al nivel de gas conocido mas bajo (LKG) en todos los reservorios.



Usar un multiplicador de porosidad para ajustar el GIP a las estimaciones P1 del SEC.



Considerar solo la infraestructura existente.



Reducir la movilidad del agua en acuífero. La infraestructura existente incluye la posibilidad de producir el reservorio H1B a través del pozo MGR-X3. Las siguientes figuras representan los perfiles de producción.



Las cifras P1 para líquidos fueron estimadas asumiendo que la capa H2 es capaz de proveer gas con un rendimiento sostenido. Las estimaciones al 2006, muestran que alcanzar el perfil de gas, implica producir la capa H1B pobre en líquido, por lo tanto disminuir el rendimiento efectivo. Las cifras corregidas serian:

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ESTIMACION DE LIQUIDOS En el caso del perfil de gas, existe limitación solo de mercado y por lo tanto se tiene espacio para incrementar la declaración de reservas probadas en tanto se firmen los convenios comerciales correspondientes para sostener la extensión más allá del 2025 SUPOSICIONES GENERALES Y CRITERIO La evaluación de las reservas probadas y probables se desarrollo usando un GIP a 2Pcomo recurso base, el actual para Margarita ha sido evaluado volumétricamente de los mapas PSDM y ajustado por balance de materia en dos reservorios con concordancia razonable entre las dos estimaciones, por lo tanto incrementan la confianza en estas cifras. Las reservas probadas y probables fueron evaluadas de acuerdo a un Plan de Desarrollodel campo que implica la perforación de más pozos para proveer gas para un mercado de14 MMmcd. El proyecto está actualmente en ejecución con la ingeniería básica ya desarrollada y se han iniciado trabajos para el diseño final de ingeniería. Se entiende que las presentes cifras consideran un alto grado de probabilidad de que la infraestructura superficial y el mercado para los productos estarán disponibles de acuerdo al plan de inversiones que se postule.

PERFILES DE PRODUCCIÓN Las anteriores reservas probadas más probables fueron declaradas en base al Plan de Desarrollo considerando las inversiones necesarias para llegar a 14 MMmcd, comenzando el 2010. Dos cambios importantes fueron incorporados: 

Nueva volumetría y balance de material cambio la visión del recurso base disponible.

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

Demoras en el proyecto ocasionaron la postergación de la construcción de la plantaal 2011.Con estas dos modificaciones las reservas 2P de gas y líquidos decrecieron considerablemente. Los siguientes son los perfiles de producción para gas y liquido

Pronostico de producción del pozo Margarita- 4 (MGR- 4) En la siguiente tabla se observa la producción actual del pozo MGR-4. La producción del pozo MGR- 4 se observa que es la más baja que los pozo MGR-X1 y MGR-X3 esto se debe a que ya existe una producción masiva de agua en dicho pozo, por eso se debe un decremento en el pozo MGR-4 este pozo se encuentra en la formación Huamampampa 2 (H-2) debido a que este reservorio ya existe un avance de agua. El incremento de agua no afecta a la producción de gas y petróleo en la planta, su producción actual de la planta Margarita es de 75 MMPCD.

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CUADRO 3.16: producción del MGR- 4 PRODUCCIÓN DEL POZO MARGARITA- 4 GAS

26.254 MMPCD

PETROLEO

2295 BPD

AGUA

277 BPD

En el CUADRO 3.17, las presiones del pozo MGR-4 son las siguientes que son desde la presión de fondo de pozo hasta la presión de cabeza y tiene un choque de 42”. El choque del pozo MGR-4 no se disminuye porque la bajaría la producción de gas y petróleo hacia la planta y no se aumenta el choque porque se tendría un incremento de producción de agua. 

TIPO Y CARACTERIZACIÓN DEL RESERVORIO

ANALISIS ESTRATIGRAFICO.POZOS MARGARITA-X2 (MGR-X2) Y MARGARITA-X3 (MGR-X3) Conocidos los resultados del pozo MGR-X1, se planificó inmediatamente la perforación dedos pozos de extensión, MGR-X2 y MGR-X3, distantes 6 Km. al sudeste y 5 Km. Al noroeste del pozo MGR-X1respectivamente.El MGR-X3 fue el primero en alcanzar la arenisca Huamampampa, con las mismas características litológicas del MGR-X1, mayor espesor y posiblemente mayor intensidad de fracturas, a juzgar por los resultados del ensayo. Figura I.61.En el pozo MGR-X3, se probó el reservorio Huamampampa a agujero abierto, con packer anclado en cañería puesta en el tope de este reservorio.

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Las pruebas fueron de larga duración y enteramente conclusivas, normalizando una producción de 67 MMpcd de gasy 900 bpd de condensado de 49,90 ºAPI. Estos resultados permitieron catalogar a este pozo (hasta esa fecha en todo el territorio que incluye el norte argentino y sur de Bolivia)como el mayor productor de gas y condensado en el área de influencia de las areniscas Huamampampa. Posteriormente, pozos perforados en los campos Sábalo y San Alberto dieron caudales superiores

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LITOLOGIA Estratigrafía Secuencial de las formaciones de Silúrico- Devónico en un área exploratoria de la faja Sub-Andina, Bolivia Las arcillitas de la formación Los Monos representa la roca madre y sello en el área; para la formación Huamampampa subyacente que constituye el reservorio principal. El estudio realizado para las formaciones del intervalo SilúricoDevónico mediante el análisis de la estratigrafía secuencial, ha brindado datos importantes como disminuir la incertidumbre exploratoria de la principal roca reservorio, como lo es la Formación Huamampampa. En el área de estudio, fueron pocos los pozos que lograron atravesar completamente la Formación Huamampampa, que es considerada el reservorio principal del Subandino Sur.

DEVÓNICO La sedimentación del Silúrico y Devónico está organizada en tres superciclos, cada una comienza con una formación arcillosa y

termina con alternancia de arenisca y

arcillitas: Superciclo Cinco Piachos con las formaciones Kirusillas, Tarabuco, Chululuyoj y Santa Rosa; Wenlockiano – Praquiano Temprano. Superciclo Las Pavas con las formaciones Icla y Huamampampa; praguino Temprano – Givetiano Temprano.

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FIGURA 2.1: Columna litológica En la FIGURA 2.2 se puede observar la columna litológica de la sedimentación del Devónico y las formaciones que pertenecen.

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UNIVESIDAD AUTONOMA “JUAN MISAEL SARACHO” FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTES Superciclo Aguarague con las formaciones los Monos e Iquire; Givetiano Temprano Frasniano. En lo que respecta al sello, dentro de la columna litológica general se tienen varias formaciones lutiticas que cumplen con esta condición. Como la principal tenemos a la formación Los Monos que suprayace al reservorio Huamampampa. Lo expuesto, nos demuestra que las estructuras ubicadas dentro del área de influencia tienen alto potencial hidrocarburo, comprobado por la producción actual de gas y condensado de los megos campos San Alberto, Sábalo, Margarita y otros campos menores. Sin embargo, es importante, la exhaustiva evaluación de los prospectos para que la perforación tenga éxito y permita descubierto de nuevos campos. Observando panorámicamente el Sub-andino Sur, se puede apreciar una serie de serranías

orientadas

Norte-Sur,

que

constituyen

lineamientos

estructurales

principales, en los cuales se desarrollan numerosas culminaciones individuales, que podrían llegar a ser estructuras potenciales. 

CARACTERISTICAS DE LA ROCA MADRE

Mientras que las estructuras lindantes deAguaragüe y San Antonio se caracterizanpor pliegues

apretados

en

superficie,

la

quecontiene

al

campo

Margarita está

compuestapor dos láminas principales de corrimiento,Bororigua y Mandiyutí , que divergen entre síformando un rasgo distintivo de este trenestructural. A diferencia de otros anticlinalesde las Sierras Subandinas, la estructura deMargarita expone un anticlinal de ampliacresta donde la formación Los Monos notiene el típico apilamiento múltiple enposición de cresta, sino que se puedepresentar tanto con espesor duplicado por falla (entre 800 y 1000 m espesor verdaderoen MGR-X2 y MGR-X3) como también ensección normal sin repetir con espesoresverdaderos inferiores a los 600 m (MGR-X1 yMGR-4)

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La estructura profunda de Margarita es interpretada como un conjunto de láminas de corrimiento imbricadas con su despegue inferior en el Silúrico o posiblemente en el tope del Ordovícico y su despegue superior en la sección basal de la formación Los Monos. El flanco oriental de la estructura se interpreta también como fallado, conrechazos y retro cabalgamientos de escasa magnitud.

CARACTERISTICAS DEL RESERVORIO Estructura del reservorio El campo Margarita produce de reservorio Huamampampa (reservorio de devónico) de tres arenas distintas.

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Los reservorios del devónico de sur-este de Bolivia y nor-este argentino se caracteriza por su complejidad, en donde las fuerzas de compresión aplicadas durante el Terciario y el Mesozoico resultaron ser la constructora de la cordillera de los Andes; de causar el plegamiento y fallamiento de formaciones pronunciados que son conocidos como la faja Sub Andina. Los

estratos

sedimentarios

en

los

anticlinales, incluyen

a

las

formaciones

Huamampampa, Icla y Santa Rosa, presente como reservorios potenciales de hidrocarburos, que están moderadamente plegados a lo largo de los bloques levantados de las múltiples fallas. El sello reservorio es provisto por la formación Los Monos, la cual está constituida mayormente de lutitas. Las fuerzas tectónicas aplicadas en la formación, han dado como resultado la presencia de múltiples estratos fallados que se encuentran amontonados en una parte de la estructura. Se ha identificado la presencia de gas condensado en niveles arenoso Huamampampa (H1) y Huamampampa (H2).

FIGURA 2.2: Mapa isópaco del reservorio Huamampampa

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Desde el punto de vista de producción de gas y condensado, los reservorios principales en el Subandino sur, son las formaciones Santa Rosa, Icla y Huamampampa, siendo esta última la mayor productora en los mega campos de Margarita Sábalo y San Alberto.

APLICACIÓN DE PROPIEDADES DE LOS FUIDOS.-

Presión de MGR- 4 PRESIONES DEL POZO MARGARITA- 4 PRESIÓN DE FONDO

6563 psi

PRESIÓN DE CABEZA

3618 psi

TEMPERATURA DE FONDO

1270 R

TEMPERATURA DE CABEZA

600 R

CHOQUE

42

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TABLA DE PROPIEDADES RESERVORIO HUAMAMPAMPA Calculo de la temperatura y presión pseudocritica de un gas natural Componentes

Fracción

Peso

molar

molecular

Temperaturacrítica yiTci

Presióncrítica

yiPci

yi

Mi

Tci, °R

°R

Pci, psia

psia

16

344

284

673

557

0.827

CH4 C2H4

0.085

30.1

550

47

709

60

C3H8

0.047

44.1

666

31

617

29

i-C4H10

0.009

58.1

735

7

529

5

n-C4H10

0.015

58.1

765

11

551

8

i-C5H12

0.006

72.1

829

5

482

3

n-C5H12

0.004

72.1

845

3

485

2

C6+

0.007

86.2

914

6

437

3

CO2

0.01

44.01

547

5.31

1071

10.39

H2S

0.01

34.076

672.7

6.53

13.06

12.67

N2

0.01

28.013

227.6

2.21

499

4.84

(*) considerandopropiedades del hetano

Tpc = 349

Ppc = 667

CALCULOS DE: -

VARIABLES DEL GAS

-

ESTIMACION DEL FACTOR VOLUMETRICO

-

ANALISIS DE LA VISCOSIDAD DEL GAS

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DATOS: T (°R) P (lpca)

COMPONEN TE CH4 C2H4 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 C6+ H2S N2 CO2

600 3618

FORMU LA CH4 C2H4 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 C6+ H2S N2 CO2

SIMBO LO C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6+ H2S N2 CO2

FRACCI ON MOLAR Yi 0,827 0,085 0,047 0,009 0,015 0,006 0,004 0,007 0,01 0,01 0,01

PESO PRESIO MOLECUL TEMPERATU N AR (Lb/(Lb- RA CRITICA CRITICA mol)) (°R) (lpca) 16 344 673 30,1 550 709 44,1 666 617 58,1 735 529 58,1 765 551 72,1 829 482 72,1 845 485 86,2 914 437 34,076 672,7 1306 28,013 227,6 499 44,01 547,9 1071

NORMALIZANDO FRACCION COMPONENTE MOLAR Yi NORMALIZANDO CH4 0,827 0,802912621 C2H4 0,085 0,082524272 C3H8 0,047 0,045631068 i-C4H10 0,009 0,008737864 n-C4H10 0,015 0,014563107 i-C5H12 0,006 0,005825243 n-C5H12 0,004 0,003883495 C6+ 0,007 0,006796117 H2S 0,01 0,009708738 N2 0,01 0,009708738 CO2 0,01 0,009708738 1,03 1

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PESO MOLECULAR APARENTE FRACCION COMPONENTE MOLAR Yi Yi*Mi CH4 0,8029126 12,84660194 C2H4 0,0825243 2,483980583 C3H8 0,0456311 2,012330097 i-C4H10 0,0087379 0,507669903 n-C4H10 0,0145631 0,846116505 i-C5H12 0,0058252 0,42 n-C5H12 0,0038835 0,28 C6+ 0,0067961 0,585825243 H2S 0,0097087 0,330834951 N2 0,0097087 0,271970874 CO2 0,0097087 0,427281553 Ma 21,01261165 GRAVEDAD ESPECIFICA 𝜸M 0,7255736

CORRELACION DE WICHERT Y AZIZ A 0,0194175 B 0,0097087 Fsk 4,7149205 COMPONENTE Tci*Yi Pci*Yi CH4 276,20194 540,3601942 C2H4 45,38835 58,50970874 C3H8 30,390291 28,15436893 i-C4H10 6,4223301 4,622330097 n-C4H10 11,140777 8,024271845 i-C5H12 4,8291262 2,80776699 n-C5H12 3,2815534 1,883495146 C6+ 6,2116505 2,969902913 H2S 6,531068 12,67961165 N2 2,2097087 4,844660194 CO2 5,3194175 10,39805825 TOTAL 397,92621 675,2543689

MATERIA: RESERVORIO I

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Tsc Psc

393,21129 667,17746

CORRELACION DE STANDING Y KATZ Psr 5,4228451 Tsr 1,5258972 METODO DE PAPAY Z 0,8513968 FACTOR DE EXPANSION DEL GAS (Eg) Eg (PCN/PCY) 250,5298425 Eg (PCN/BY) 1406,649185 FACTOR BOLUMETRICO DEL GAS (Bg) Bg (PCY/PCN) 0,00399154 Bg (BY/PCN) 0,000710909 VISCOSODAD: CORRELACION DE CARR, KOBAYASHI, BURROWS AJUSTE DE CURVAS EN FORMA ANALITICA: Ugl

0,018401129 CORRECCIONES:

C co2 C N2 C H2S

2,89805E-05 0,000122455 2,2257E-05

Uglc (cp)

0,018574822

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(Ug/Ugl)

2,1