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• Norman Jheison Mansilla

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Recuper acion mejorad a, con inyeccio n de gas en el campo San Alberto

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LICITACIÓN DOCENTE:

Ing. Iván Balcázar Vaca INTEGRANTES:

 Eduardo Cuenca Gallardo 

Jheison Mansilla Almazan

19 de junio de 2020 Tarija - Bolivia

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Contenido I.

INTRODUCCIÓN....................................................................................................................3 II. OBJETIVOS.........................................................................................................................4 A. Objetivo general....................................................................................................................4 B. OBJETIVOS ESPECÍFICOS...............................................................................................4

III.

MARCO TEÓRICO.............................................................................................................4

A. CAMPO SAN ALBERTO....................................................................................................4 a)

UBICACIÓN CAMPO SAN ALBERTO.........................................................................4

ESTRATIGRAFÍA...................................................................................................................5 B. ¿Qué es la Recuperación Mejorada del Petróleo?................................................................7 C. Recuperación Mejorada en Proyectos de Inyección de Gas.................................................8

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I.

INTRODUCCIÓN

Con el pasar de los años la raza humana se volvió muy dependiente de combustibles fósiles, hablando claramente del petrolero y sus derivados somo ser: gasolina, Diesel, gas, keroseno entre muchos otros. Para la recuperación de estos hidrocarburos se lleva a cabo una serie de procesos conocido como la cadena de los hidrocarburos que consiste entre la exploración en zonas con un alto porcentaje de posibilidad que contengan hidrocarburos en el sub suelo, hasta la etapa de producción donde se extrae el hidrocarburo. Con el pasar del tiempo la presión natural de estos hidrocarburos en el sub suelo va disminuyendo debido a que los hidrocarburos van saliendo a superficie, se da una baja en la presión lo que conlleva a caudales de producción más bajos, para aumentar el porcentaje de producción se utilizan métodos conocidos como recuperación secundaria, que son; inyección de gas, inyección de agua, son algunos de los métodos que podemos mencionar. En los yacimientos también se puede realizar una recuperación terciaria, estos métodos se aplican cuando el aumento de la producción con estos métodos se hace rentable, económicamente hablando. Las principales técnicas de recuperación terciarias utilizadas son métodos térmicos, inyección de gas e inundación química. El término se utiliza a veces como sinónimo de la recuperación de petróleo mejorada, pero, debido a que los métodos pueden aplicarse actualmente a cualquier etapa del desarrollo del yacimiento, el término recuperación terciaria se utiliza menos frecuentemente que en el pasado. Esta información conlleva a la investigación de este trabajo en cual analizaremos las posibilidades aplicar algún método de recuperación mejorada o terciaria en el campo San Alberto, ubicado en el departamento de Tarija, el cual es uno de los campos más longevos, no solo del departamento sino también del País.

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II.

OBJETIVOS A. Objetivo general Analizar las características de los diferentes pozos del campo San Alberto, y así poder

determinar un método para su aplicación de una recuperación mejorada en este. B. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 

Determinar cuál de todos los métodos de recuperación mejorada es el que mejor

se adecua a las características de este campo. 

Deducir si es viable la aplicación de una recuperación mejorada, comparando con

otros campos donde se haya aplicado.  III.

Describir los procesos, para la aplicación de una recuperación mejorada.

MARCO TEÓRICO A. CAMPO SAN ALBERTO a) UBICACIÓN CAMPO SAN ALBERTO

El campo San Alberto es un pliegue anticlinal alargado con rumbo predominante Norte-Sur, esta situado al Sur de Bolivia. Morfoestructuralmente se ubica en la faja plegada y corrida del Subandino Sur, la misma que está constituida por un complejo sistema de serranías longitudinales, con anticlinales estrechos de orientación Norte-Sur. P á g i n a 5 | 11

El principal componente tectónico que afecta esta estructura, es la falla “San Antonio”, de carácter regional, de tipo inversa y con buzamiento hacia el oeste de aproximadamente 70º, en superficie corta el flanco Occidental sin afectar a los reservorios someros y profundos del campo. Los pozos del campo San Alberto se encuentran ubicados en el bloque bajo de esta falla. ESTRATIGRAFÍA

La secuencia estratigráfica investigada por la perforación de varios pozos, se inicia en rocas de la Formación Escarpment, que aflora en superficie y luego continúa en sucesión normal las sedimentitas cada vez más antiguas. Los campos San Alberto y Sábalo se encuentran ubicados en la serranía de San Antonio en el mismo lineamiento estructural de los campos Ramos, Agua Blanca y Macueta que se encuentran en la República Argentina. El área de explotación está limitada al Este por la falla “San Alberto” (no aflora en superficie) y al Oeste por el nivel más bajo de gas conocido o El Bloque San Alberto se encuentra ubicado en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, al Sureste del territorio Boliviano y muy cerca de la frontera con la República Argentina. En términos petroleros el Bloque se encuentra en la Zona Tradicionalmente Petrolera de Bolivia y es considerada como una zona madura en cuanto al conocimiento geológico petrolero como también un megacampo del país. Morfoestructuralmente se encuentra situado en la Provincia Geológica del Subandino Sur, en la Serranía San Alberto. P á g i n a 6 | 11

El Campo, cuenta con 6 pozos productores de los cuales 4 son exploratorios y 2 de desarrollo. Las areniscas productoras son: Huamampampa (4 niveles), Icla y Santa Rosa. El inicio de producción de cada pozo son las siguientes:

DESCRIPCIÓN GENERALIZADA DE NIVELES RESERVORIOS EN EL CAMPO SAN ALBERTO

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La producción por pozo a abril de 2006

B. ¿Qué es la Recuperación Mejorada del Petróleo?

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Se clasifica como recuperación mejorada cualquier método que se aplique o bien después de la recuperación secundaria por drenaje al agua (es entonces terciario) o bien en lugar de los métodos convencionales de recuperación secundaria por inyección de agua. La tendencia actual es aplicar estas técnicas antes de que se termine el drenaje con agua y aún desde el principio del drenaje con agua. Estos métodos se dividen en dos grandes clases: los métodos térmicos y los métodos de inyección de agua con productos químicos. Métodos térmicos Inyección cíclica de vapor (huff and puff) Inyección contínua de vapor (steam drive) Combustión in situ Los tres métodos son empleados en la actualidad, y la mayor experticia reside en los campos de California y Venezuela en lo que se refiere a los dos primeros métodos. El tercero ha sido probado pero es difícil de controla y no se está utilizando comercialmente, Consisten esencialmente en inyectar energía y agua en el yacimiento, con el fin de reducir notablemente la viscosidad del crudo. Son métodos de aplicación casi imprescindible para crudos pesados y extrapesados. No se discutirán en detalles aquí ya que están fuera del tema tratado; sin embargo, se discutirán ciertos métodos de inyección de vapor más surfactante que en el futuro podrían tener un papel importante. 

Métodos químicos



Métodos miscibles (solventes, CO2, microemulsiones)



Métodos de baja tensión (surfactante)



Métodos alcalinos - Inyección de agua viscosa (polimeros)



Combinación de los tres anteriores (ASP)

El único método miscible que parece tener un interés económico (a un precio de petróleo a más de 25 $/barril) es el método de inyección de dióxido de carbono.

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C. Recuperación Mejorada en Proyectos de Inyección de Gas La inyección de gas natural en yacimientos de petróleo es, al igual que la inyección de agua, una técnica que se ha venido utilizando desde principios del siglo XX. Entre las razones principales para considerar la inyección de gas natural se pueden mencionar: 

Mantenimiento de la presión de yacimiento



Desplazamiento del crudo a condiciones inmiscibles



Desplazamiento del crudo a condiciones miscibles

Mantenimiento de la presión Inicialmente, la inyección de gas estaba orientada a retrasar la declinación de la presión de yacimientos durante períodos de producción. Dada las limitaciones en la tecnología de compresión de gas hasta la década de los años 60, la inyección se iniciaba cuando la presión había decaído considerablemente, por lo general, se hacia similar a la inyección de agua y se dejaba declinar la presión del yacimiento hasta valores iguales o inferiores a la del punto de burbuja, este concepto cambió radicalmente a medida que salieron al mercado nuevas generaciones de compresores y sobre todo a la luz de nuevos conceptos de Gerencia de Yacimientos. En la actualidad, el mantenimiento de presión se inicia antes de que el yacimiento alcance la presión de burbuja, con lo cual hay oportunidad de alcanzar desplazamientos miscibles y se minimizan las posibilidades de floculación de asfaltenos. En la mayoría de los casos el mantenimiento de presión con inyección de gas se hace en yacimientos con alto buzamiento, a manera de aprovechar el efecto de segregación gravitacional a favor de la producción (Figura 1). El gas se mantiene encapsulado en el tope del yacimiento y ejerce un efecto tipo pistón hacia abajo.

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Fig. 1. Esquema típico de inyección de gas para mantener presión Desplazamiento de crudo a condiciones inmiscibles Adicional al mantenimiento de presión, el gas también desplaza el crudo hacia el pozo productor, dicho desplazamiento puede tener alta eficiencia volumétrica cuando se realiza en yacimientos con altos buzamientos (Figura 1), donde existe un fuerte efecto de segregación gravitacional. Esto se debe a que la viscosidad del gas natural es unas cincuenta veces menor que la del agua, en consecuencia, la relación de movilidad es muy desfavorable en comparación con los proyectos de inyección de agua. Cuando no existe efecto gravitacional debido a bajos buzamientos (yacimientos horizontales), la eficiencia volumétrica de gas es sumamente baja, el gas se canaliza rápidamente hacia los pozos productores, produciendo altas relaciones gas petróleo (RGP) cuando el yacimiento no ha sido barrido convenientemente, de manera que la producción cae vertiginosamente cuando aún hay considerables acumulaciones de crudo detrás del frente de invasión de gas. Para la década de los años 70, en Norteamérica se reportaba que la mayoría de los proyectos de inyección de gas para barrido a condiciones inmiscibles habían sido cancelados.

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