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FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN Título

Autor/es

Fecha Carrera Asignatura Grupo Docente Periodo Académico Subsede

Inyeccion microbiana para el aumento de producción del pozo BEV Nombres y Apellidos CASTRO CAÑON KEVIN Giovana Pacheco Taquichiri GUTIERREZ ALCOCER JUAN CARLOS

GONZALES ACHA ALVARO HUANCA HUANCA FRANZ JOEL 16-07-1019 Ingeniería en Gas y Petróleo Producción II A Ing. LEMA ZABALA VANESA Octavo Semestre Cochabamba

Código de estudiantes 201504003 201106281 201503421 201502076 201312954

´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco TABLA DE CONTENIDO 1.INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………….

4

ANTECEDENTES: ..................................................................................................................... 5 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.................................................................................... 6 Formulación del Problema: ........................................................................................................ 6 ARBOL DE PROBLEMA .......................................................................................................... 7 OBJETIVOS: .............................................................................................................................. 8 Objetivo general ......................................................................................................................... 8 CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO ........................................................................................... 9 2.3 BACTERIAS: ..................................................................................................................... 10 ➢ MORFOLOGIA Y ESTRUCTURA DE LAS BACTERIAS: ................................. 10 ➢ REPRODUCCION DE LAS BACTERIAS: ........................................................... 11 2.4 CRECIMIENTO BACTERIANO: .......................................................................... 11 INYECCIÓN DE MlCROORGANlSMOS EN LOS POZOS: ................................................ 13 METABOLISMO DE LAS BACTERIAS EN EL RESERVORIO: ....................................... 14 ✓ BACTERIAS INDIGENAS:.................................................................................... 15 ✓ BACTERIAS INYECTADAS: ................................................................................ 15 ✓ INTERACCIONES ENTRE LA BACTERIA INYECTADA Y LA BACTERIAINDIGENA: ....................................................................................................... 15 ❖LAS PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS QUE DEBEN DEFINIR A LOS MICROORGANISMOS PARA SU SELECCIÓN, SON LOS SIGUIENTES: ........................... 16 ESTRATEGIAS DE LA RECUPERACIÓN MEJORADA VÍA MICROBIANA: ................. 16 2.11 PARAMETROS DE APLICACIÓN. ............................................................................... 18 2.12 PROVISIÓN DE EQUIPOS PARA LA INYECCIÓN: ................................................. 19 ❖LIMITACIONES DE LA ACCIÓN MlCROBlANA EN EL YACIMIENTO ............................... 21 ❖ DISPERSION DE LAS BACTERIAS A TRAVEZ DEL YACIMIENTO. ........... 21 2.12.1 PREPARACION DE LOS POZOS PARA LA INYECCION DE MICROORGANISMOS ........................................................................................................ 23 4.1. Tipo de Investigación ........................................................................................................ 38 3.2. Operacionalización de variables ........................................................................................ 38 3.3. Técnicas de Investigación.................................................................................................. 38 5. CONCLUSIONES. ............................................................................................................... 39 REFERENCIAS ........................................................................................................................ 40

Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco RESUMEN: En este trabajo de investigación se explicara a detalle la Inyección de Microorganismos (bacterias), en pozos productores de petróleo. La Inyección de Microorganismos es una de las biotecnologías que se aplican en el sector petrolero, que pudieran constituir oportunidades de desarrollo de exploración, refinación y producción. La técnica que emplea microorganismos y sus productos metabólicos para la estimulación de la producción de petróleo en ciertos reservorios candidatos es conocida como recuperación asistida por bacterias o en inglés "microbial enhanced oil recovery (MEOR) or microbial oil recovery enhancement (MORE)". Donde esta técnica consiste en la inyección de microorganismos seleccionados dentro del reservorio y la posterior estimulación y transporte de sus productos metabólicos generados in situ a fin de obtener una reducción del petróleo residual dejado en el reservorio. Ya que estos microorganismos pueden actuar como agentes mobilizantes de petróleo residual o agentes tapón para aislar selectivamente zonas no deseadas del reservorio. Este estudio trata de divulgar esta tecnología desde el punto de vista de la producción. Actualmente, se están llevando a cabo estimulaciones de pozos individuales en diferentes yacimientos. Se ha notado la reducción en la viscosidad y los incrementos documentados en la producción de petróleo indican que estas operaciones están siendo técnicamente exitosas. Palabras Clave: Producción de petróleo, inyección microbiana, recuperación asistida bacterias, biotecnología. BSTRACT: In this research work will be explained in detail the injection of microorganisms (bacteria), in oil producing wells. Injection of Microorganisms is one of the biotechnologies that are applied in the oil sector, which could constitute development opportunities for exploration, refining and production. The technique that uses microorganisms and their metabolic products for the stimulation of oil production in certain candidate reservoirs is known as bacteria-assisted recovery or in English "microbial enhanced oil recovery (MEOR) or microbial oil recovery enhancement (MORE)". Where this technique consists in the injection of selected microorganisms into the reservoir and the subsequent stimulation and transport of their metabolic products generated in situ in order to obtain a reduction of the residual oil left in the reservoir. Since these microorganisms can act as residual oil mobilizing agents or plug agents to selectively isolate unwanted areas from the reservoir. This study tries to spread this technology from the point of view of production. Currently, stimulations of individual wells are being carried out at different sites. The reduction in viscosity has been noted and the documented increases in oil production indicate that these operations are being technically successful. Keywords: Oil production, microbial injection, assisted recovery

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco 1.1 INTRODUCCIÓN. El Campo BEV ha sido escogido como base de estudio para la aplicación de un nuevo procedimiento biotecnológico de producción mejorada, ya que posee las características adecuadas y es de gran importancia debido a las reservas de hidrocarburos. De

dicha técnica es la

Recuperación Mejorada de petróleo mediante la inyección de cepas bacterianas, donde estas actúan en crudos de base parafínica para degradar el crudo en fracciones de compuestos más livianos y el transporte de sus productos metabólicos generados in situ a fin de obtener una mayor recuperación del hidrocarburo en superficie y una reducción del crudo residual en el yacimiento. Los microorganismos en la actualidad se ha aplicado a la recuperación mejorada de crudos de base parafínica de manera amigable con el ambiente, con resultados favorables y económicamente rentables. Es por esto que hemos aplicado este nuevo método con el afán de mejorar el proceso de extracción del crudo remanente del campo BEV en dirección a mejorar la producción del campo maduro. Se ha realizado entonces el análisis del comportamiento en el laboratorio del crudo de pozos del campo en presencia de bacterias cuya fuente de alimentación es el carbono, con lo que se logra metabolizar las series de parafinas e isoparafinas del crudo provocando un cambio en su modelo reológico mediante la reducción de la viscosidad de la muestra de control frente a la muestra inoculada. Las cepas seleccionadas para los pozos de pruebas con este método de recuperación mejorada corresponden a bacterias anaeróbicas – facultativas y termofílicas llamadas EO32soo6, EO35soo1, EO36soo7 y EO38soo2; las cuales favorecen a las propiedades reológicas del crudo en BEV y se obtienen resultados favorables de un 99 % a partir de pruebas de laboratorio. Con ello, se obtuvo un incremento de producción por día de 19 barriles por ende se obtuvo un incremento adicional del 10,2 % del factor de recobro. Se hace necesario entonces difundir la idea para que en el país se desarrolle este nuevo método para poder mejorar el proceso de extracción del crudo remanente en los campos ecuatorianos sobre todo en estos días donde la producción de campos maduros está en auge. pertenecen al género Mycobacterium, Flavobacterium y Nocardia; y para el butano están las Mycobacterium y Pseudomonas. 𝑃𝑎𝑟𝑎𝑓𝑖𝑛𝑎𝑠 + 𝑀𝑖𝑐𝑟𝑜𝑜𝑟𝑔𝑎𝑛𝑖𝑠𝑚𝑜𝑠 𝐶𝑎𝑡𝑎𝑏𝑜𝑙𝑖𝑠𝑚𝑜 → 𝐶𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑗𝑜 𝑃𝑀 + 𝐻2𝑆 + 𝐵𝑖𝑜𝑝𝑜𝑙𝑖𝑚𝑒𝑟𝑜𝑠 Representación del proceso de degradación del crudo.

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco ANTECEDENTES: El concepto de la utilización de microorganismos para promover la recuperación de petróleo de formaciones subterráneas se remonta a más de sesenta años atrás, hacia 1926, cuando el científico Beckman señaló la posibilidad de que un cultivo de bacterias productoras de enzimas pudiesen cambiar la viscosidad y gravedad del petróleo residual dentro de un yacimiento para provocar así su movilización. Sin embargo, la primera demostración práctica de la factibilidad de tal concepto ocurrió en la década de los cuarenta. Una investigación apoyada por el American Petroleum Institute y conducida por C.E. Zobell en el Scripps Oceanographic Institute, demostró que bacterias sulfato-reductoras anaeróbicas podían liberar bitumen de las arenas petrolíferas del campo Athabasca, así como petróleo residual proveniente de columnas de prueba a escala de laboratorio. El 17 de marzo de 1944 se registró en los EE.UU. una patente con la descripción de un proceso microbiano mediante el cual se podía recuperar petróleo debido a la actividad microbiana en el yacimiento2. Se identificaron seis mecanismos potenciales de liberación de petróleo: ➢ Producción de ácidos para disolver las rocas formadas por carbonatos. ➢ Disolución de sulfatos minerales. ➢ Producción de gases para re presurizar el yacimiento y desplazar al petróleo fuera de los espacios porales. ➢ Desarrollo de biopelículas sobre superficies sólidas para promover el desplazamiento físico del petróleo. ➢ Disminución de la viscosidad relacionada con cambios de composición en el petróleo o con efectos de disolución de gases. Varias compañías petroleras norteamericanas se interesaron en estas ideas iniciales, y la primera prueba de campo fue realizada en 1954 por Socony Mobil en el campo Lisbon, en el Condado Unión, Arkansas. Para esta fecha, las bacterias sulfato-reductoras ya habían sido sustituidas por ser agentes potencialmente peligrosos y poco efectivos, debido a su capacidad para producir sulfuro de hidrógeno (H2S), sulfurar los yacimientos, crear taponamientos por formación de sulfuro de hierro e inducir la corrosión. La reconsideración de los mecanismos propuestos originalmente condujo a la utilización de la especie Clostridium acetobutylicum, capaz de fermentar melazas para producir cantidades abundantes de gas y ácidos orgánicos junto con solventes y surfactantes, bajo condiciones de yacimiento.

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Formulación del Problema: Desde el punto de vista técnico, no existe razón alguna para que la misma no sea efectiva. Básicamente, esto se debe a que en la actualidad se conocen en gran parte los mecanismos involucrados en la recuperación mejorada con microorganismos, así como los criterios de selección de pozos y yacimientos candidatos para su aplicación. Sin embargo, existen ciertos aspectos inherentes a esta técnica que, si no se toman en cuenta adecuadamente, pueden ser perjudiciales para su aplicación exitosa en un yacimiento en particular. En vista a lo planteado anteriormente nos podemos formular las siguientes preguntas que ayudaran a desarrollar este proyecto satisfactoriamente: ¿Cómo será el proceso de recuperación mejorada de crudo con microorganismos? ¿Cuáles son los factores claves del proceso de estimulación con microorganismos? ¿Cuáles son los factores de éxito del proceso de estimulación con microorganismos? ¿Cómo serán los nuevos parámetros para la aplicación y evaluación del proceso de estimulación con microorganismos?

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco ARBOL DE PROBLEMA

EFECTO

RESERVAS REMANENTES REDUCCION DE INGRESOS ECONOMICOS

CIERRE DE POZO

PROBLEMA

BAJA TASA DE PRODUCCION EN EL POZO BEV

DECLINACION DE PRECION ALTA VISCOSIDAD Y BAJA PERMEABILIDAD DEKL FLUIDO

SOBRE EXPLOTACION DEL POZO

POZO MADURO

CAUSA

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco OBJETIVOS: Objetivo general Caracterizar y evaluar el proceso de recuperación mejorada de crudo con microorganismos en el campo BEV.

1.5.2 Objetivos específicos. ❖ Analizar los factores claves del proceso de estimulación con microorganismos. ❖ Determinar los factores de éxito del proceso de estimulación con microorganismos. ❖ Recomendar nuevos parámetros para la aplicación y evaluación del proceso de estimulación microbiano. 1.6 JUSTIFICACIÓN En el presente proyecto de investigación se estudiara mejoramiento de la producción de petróleo mediante el uso de aplicaciones microbianas para la estimulación de la producción de petróleo en ciertos reservorios: Esta técnica consiste en la inyección de microorganismos seleccionados dentro del reservorio. Además que requiere la interacción de disciplinas científicas tales como la biología y la ingeniería de reservorios. Lo cual nos lleva a dar una explicación detallada del proceso de inyección microbiana para mejorar la producción de hidrocarburos.

1.7 PLANTEAMIENTO DE HIPÓTESIS. En la presente investigación se pretende estudiar la producción de petróleo mediante el uso de aplicaciones microbianas, el cual es una nueva tecnología que se aplica para realizar una mejor recuperación para una mejor producción de hidrocarburos.

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO 2.1 MEOR o “Microbial Enhanced Oil Recovery”: Consiste en utilizar microorganismos que se encuentren en muestras de aceite y que produzcan metabolitos como dióxido de carbono, solventes y ácidos para que aumenten el factor de recuperación por lo que en un yacimiento se puede producir un 30 % por empuje natural, y se requiere aplicar métodos de recuperación terciaria para poder producir el 70% del HC. Y es muy importante el estudio de los microorganismos.

Lo cual se detallará la clasificación de los

microorganismos para su utilización.

2.2 CLASIFICACIÓN MICROBIANA: Existen 4 grupos los cuales son: Bacterias, Hongos, Protistas, Virus. Cada uno de estos grupos poseen aspectos diferentes en cuanto a su estructura, morfología, nutrición y reproducción.

FIGURA 2: clasificación de microorganismos

Para realizar la inyección de microbiana, se trabaja con las bacterias los otros tres grupos de microorganismos no se lo utiliza para realizar este tipo de método (MEOR).

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco 2.3 BACTERIAS: Las bacterias, son microorganismos procarióticos unicelulares que poseen un solo cromosoma circular además muchas de ellas pueden tener también DNA extracromosomal (plásmidos), su tamaño es variable cuyo límite inferior está en los 0,2μ y el superior en los 50μ. ❖ CLASIFICACION DE LAS BACTERIAS: ✓ Aérobicas: necesitan oxígeno para crecer y metabolizar. ✓ Anaeróbicas: No requieren oxígeno para crecer y metabolizar. ✓ Facultativas: pueden vivir en ambos ambientes.

ANAEROBICAS

AEROBICA

FIGURA 3: clasificación de las bacterias. ➢ MORFOLOGIA Y ESTRUCTURA DE LAS BACTERIAS: a) Nucleoide: Región que los procariotas contiene el ADN b) citoplasma: Parte de la célula que rodea el núcleo y que está limitada por la membrana exterior c) Membrana Plasmatica: bicapa lipida que limita toda la célula 2 láminas (fosfolípidos, glucolipidos)

ayuda

a

mantener

el

equilibrio. d) Pared Celular: es una capa resistente,

FIGURA 4: partes de una bacteria

regula el paso de sustancias. Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco ➢ REPRODUCCION DE LAS BACTERIAS: Generalmente las bacterias se reproducen por bipartición, como Tras la duplicación

del ADN, que está dirigida por la ADN-polimerasa que se encuentra en los mesosomas, la pared bacteriana crece

hasta

formar

un

tabique

transversal separador de las dos nuevas bacterias. las bacterias poseen unos mecanismos de reproducción sexual o FIGURA 5: reproducción por bipartición

para sexual, mediante los cuales se intercambian fragmentos de ADN.

2.4 CRECIMIENTO BACTERIANO: El crecimiento de una población o cultivo bacteriano, básicamente esta expresada en el “aumento de masa de cultivo” y el “aumento de numero de células” siendo estos equivalentes cuando se trata de cultivos que estén en crecimiento balanceado, Se puede medir el crecimiento de las bacterias siguiendo la evolución a lo largo del tiempo del número de bacterias por unidad de volumen. para el presente trabajo se detalla los procesos de un cultivo en un sistema cerrado en medio liquido ya es el que se asemeja a un reservorio de petróleo.

FIGURA 6: crecimiento bacteriano Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco

Formalmente dichos productos de los microrganismos (bacterias ) son llamados metabolitos y llevan el prefijo bio- de acuerdo a su naturaleza.

1

✓ Bio-polímeros

2

3

✓ Bio-surfactantes ✓ Bio-ácidos ✓ Bio-gas Inyección de bacteria en el pozo.

2.5 MECANISO DE FUNCIONAMINETO: Durante el proceso de la "fermentación bacterial in situ" una combinación de mecanismos es la responsable de la estimulación de la producción o el mejoramiento en la recuperación de petróleo. Esta combinación de mecanismos depende fundamentalmente de la aplicación, los cultivos y nutriente seleccionados y las condiciones operacionales. Todos los posibles mecanismos se encuentran detallados a continuación:

TABLA 1: Mecanismos de recuperación

Los microorganismos pueden ser endógenos o exógenos. Los microbios exógenos necesitan adaptarse a la temperatura, salinidad y dureza del agua congénita. Los nutrientes como las melazas o nitrato de amonio son provistos para estimular el crecimiento de las colonias de microrganismos inyectadas en el yacimiento.

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco

TABLA 2: tipos y su funcionamiento Los proyectos de mayor éxito en MEOR se han aplicado en yacimientos con temperaturas debajo de 55 grados centígrados, la biodegradación y la adsorción de los bio-surfactantes por la roca impactan negativamente el éxito. INYECCIÓN DE MlCROORGANlSMOS EN LOS POZOS: La inyección de los microorganismos se realiza mediante una unidad de bombeo con capacidad suficiente para manejar los volúmenes de fluido microbiano requeridos por cada pozo durante el proceso de estimulación. Una vez situada la unidad de bombeo en el pozo, se debe conectar y probar las líneas de inyección con 21 MPa (3000 psi) de presión. según las indicaciones de la empresa proveedora de los microorganismos. Finalmente, se procede a mezclar la solución por una hora antes de inyectarla al pozo.

FIGURA 10: inyección

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de microorganismos en los pozos:

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco El volumen de solución a inyectar se calcula basándose en el espesor de la arena productora a tratar y en función del radio de penetración quie se desea alcanzar dentro de la misma. Siempre se estima invadir un radio mininio de 2-4 m (6-12 ft) con la finalidad de remover daños de formación alrededor del fondo pozo. Para estimar el volumen de solución a inyectar se utiliza la siguiente ecuación empírica: V=0,56∗ 𝑟2 ∗ ℎ ∗ ∅ ∗ 𝑆𝑊 FIGURA 11: fórmula para calcular el volumen

METABOLISMO DE LAS BACTERIAS EN EL RESERVORIO: El metabolismo de las bacterias en el pozo y/o reservorio de petróleo, básicamente está relacionado a las interacciones entre las bacterias indígenas, las bacterias inyectadas y los materiales que constituyen el reservorio. (Bacterias indigenas).

FIGURA7: bacterias

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Metabolismos

de

las

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco Existen factores biofísicos que inciden en el crecimiento, que son controlados por los componentes del medio tales como el PH, el agua y la presión osmótica. Otros son controlados por el medio ambiente la temperatura, el oxígeno y la presión. ✓ BACTERIAS INDIGENAS: Las bacterias indígenas o autóctonos son aquellas presentes en el yacimiento desde su formación. Para estimular su crecimiento, tal vez sea necesario proporcionarle una

INDIGENAS

temperatura apropiada, los nutrientes adecuados, etc. ✓ BACTERIAS INYECTADAS: Las bacterias inyectadas son aquellas preparadas en el

INYECCION

laboratorio con un objetivo determinado.

FIGURA7: Bacterias indígenas, inyectadas

✓ INTERACCIONES ENTRE

LA

BACTERIA INYECTADA

Y

LA

BACTERIAINDIGENA: La interacción entre las bacterias inyectadas y las indígenas, es seguramente muy dificultoso de evaluar, aunque debe ser realizado de alguna manera si se piensa inyectar alguna especie de bacteria en el reservorio. En el diseño de un proceso exitoso de MEOR, el cultivo de bacterias inyectado debe ser el dominante o la microflora en el reservorio debe formar un

FIGURA 8: Interacción microbiana

ecosistema simbiótico con las bacterias inyectadas para así generar un ambiente favorable para la recuperación de petróleo. A pesar de esto, poco trabajo de este tipo se ha hecho. En este caso, se debe considerar que posiblemente existirá competencia entre la bacteria inyectada y la indígena tal vez una inyección periódica de la bacteria deseada sea necesaria para poder obtener algún logro. Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco Un enfoque novedoso para controlar especies indeseables de bacterias a través de bacterias patógenas ha sido propuesto y testeado en laboratorio. La bacteria patógena infecta selectivamente a ciertas bacterias, se multiplica en el interior de esas células y finalmente las mata. A pesar de que aún no existen ensayos de campo, es altamente probable que su efectividad sea superior al de los biocidas convencionales. ❖ LAS PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS QUE DEBEN DEFINIR A LOS MICROORGANISMOS PARA SU SELECCIÓN, SON LOS SIGUIENTES: No ser patógenas ni tóxicos para el medio ambiente. No degradar la calidad del petróleo: No generar efectos indeseables: Ser anaeróbicas: Poseer alta tasa de crecimiento: Capacidad de sobrevivir en el medio: raciones bajas o moderadas de sus propios metabolitos. ESTRATEGIAS DE LA RECUPERACIÓN MEJORADA VÍA MICROBIANA: 2.10.1 Proceso cíclico: En esta estrategia, el pozo inyector es el mismo pozo productor Una solución de las bacterias y los nutrientes se introduce en un yacimiento de petróleo durante la inyección a través de un pozo productor. El inyector se cierra luego de un período de incubación para permitir que las bacterias generen dióxido de carbono y surfactantes que ayudaran a movilizar el petróleo. El pozo se abre y el petróleo y los productos resultantes del tratamiento se producen. Este proceso se puede repetir.

FIGURA: Proceso ciclico Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco ✓ Proceso continuo: En esta estrategia, el pozo inyector no es el mismo que el pozo productor. La recuperación por este método utiliza el efecto de las soluciones microbianas en un yacimiento de petróleo. El yacimiento está generalmente condicionado por un pre-lavado con agua, posteriormente se inyecta una solución de bacterias y nutrientes. Como la solución es empujada por agua a través del yacimiento, luego con el tiempo ocurre la formación de gases y surfactantes que ayudan a movilizar el petróleo. La saturación residual de petróleo y la solución de microorganismos, nutrientes y agua se bombea a través de un pozo inyector hasta el pozo productor. La siguiente Figura 15-a muestra esta tecnología.

FIGURA 12: proceso continuo

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco 2.11 PARAMETROS DE APLICACIÓN. En las aplicaciones prácticas del MEOR se deben considerar muchos factores claves, entre ellos están las propiedades petrofísicas del reservorio, la química y microbiología. ➢ PROPIEDADES QUE DEBE TENER EL RESERVORIO:

Profund idad

FIGURA 13: parámetros de aplicacion

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco 2.12 PROVISIÓN DE EQUIPOS PARA LA INYECCIÓN: La compañía u organización que llevará a cabo el trabajo, suministrará los equipos de inyección convencional y de apoyo para la estimulación de los pozos durante el tratamiento, como pueden ser: Unidad Biotecnologica

Agu a

Crud o

2.481 m

2.481 m

2.481 m

1.40 m

DESCARGA DE CARBURANTE CONEXION A MANGUERA

DESCARGA DE CARBURANTE CONEXION A MANGUERA

DESCARGA DE CARBURANTE CONEXION A MANGUERA

CONECCION DE 3"

CONECCION DE 3"

CONECCION DE 3"

CRUDO

BACTERIAS

AGUA

TANQUE CORTAFUEGOS METALICO

CONECCION DE DESCARGA

CONECCION DE DESCARGA

CONECCION DE DESCARGA

9.90 m

9.90 m

9.90 m VENTEO 3 "

1.40 m

1.40 m

7.80 mts

VENTEO 3 "

7.80 mts

0.48 m

0.48 m

7.80 mts

ENTRADA DE HOMBRE

ENTRADA DE HOMBRE

ENTRADA DE HOMBRE

1.80 m

VENTEO 3 "

0.48 m

BOMBA DE CONFINAMIENTO PUESTA A TIERRA

BOMBA DE INYECCION

PUESTA A TIERRA

LINEA DE CONFINAMIENTO 1

CELDA TRIAXIAL 2

CELDA TRIAXIAL FIRGURA:

Pozo Inyector RECOBRO

Diagrama del equipo utilizado para pruebas de desplazamiento con bioproductos (biosurfactantes)

RECOBRO

•

Un camión bomba (bomba de desplazamiento positivo).

•

Un camión tanque o pipa, para el aprovisionamiento de agua para preparar la mezcla con los microorganismos.

•

Una grúa para el manejo de los productos durante la carga y descarga, transporte y apoyo en la preparación de la mezcla.

•

Vehículos de apoyo y logística.

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´ Título: Inyección de microorganismos en el pozo BEV Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro, Huanca, Pacheco

FIGURA: Camión tanque

FIGURA: Bomba de desplazamiento positivo

Se puede aplicar distintos tipos de inyección, arreglos para diversos pozos:

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❖ LIMITACIONES DE LA ACCIÓN MlCROBlANA EN EL YACIMIENTO La utilización de organismos vivos en el yacimiento requiere de la presencia de una fuente de carbono adecuada. Es posible que en un ambiente anaeróbico el petróleo crudo no pueda satisfacer esta demanda. La biodegradación parcial del petróleo es un proceso de ocurrencia fácil y rápida en un ambiente aeróbico, donde una reacción biológica catalítica del oxígeno con el hidrocarburo original puede iniciar el proceso de degradación. Una vez que los átomos de oxígeno se introducen en el hidrocarburo pueden suceder numerosas reacciones biológicas intermedias, incluso algunas de ellas anaeróbicas. En ausencia de oxígeno, e ataque rápido del oxígeno sobre hidrocarburos puros no ocurre. Los procesos MEOR basados en la utilización de petróleo crudo como única fuente de carbono no pueden considerarse muy prometedores. La ventaja aparente de utilizar el crudo con la perspectiva de la acción penetrante de los microbios a través del yacimiento es aún tentativa y quizás hasta intimidante, debido a la probabilidad de que la acción bacteriana pueda afectar las fracciones más valiosas del petróleo. El ataque anaeróbico sobre el petróleo en el yacimiento generalmente es insignificante y la actividad bacteriana está localizada cerca del paquete de nutrientes inyectados. Es por eso que la inyección y dispersión de un sistema MEOR usualmente requiere la consideración de ambos tipos de bacterias (aeróbicas y anaeróbicos) y de los nutrientes que éstas requieren. ❖ DISPERSION DE LAS BACTERIAS A TRAVEZ DEL YACIMIENTO. El paso crítico en la inyección de sistemas bacterianos dentro del yacimiento es el transporte de las bacterias desde el pozo hasta la roca a través de la cara de la formación. El taponamiento de la cara de la formación debido a la producción de biomasa puede ocurrir en grado tal que la inyectividad en el pozo puede reducirse lo suficiente como para poner en peligro el proceso de inyección. Estudios de laboratorio realizados con poblaciones naturales de bacterias encontradas en agua potable o incluso en agua destilada, han demostrado que puede ocurrir una reducción de hasta un 70% en la permeabilidad de un núcleo modelo durante una inyección de agua extendida, debido a la formación de biopelículas en la cara del núcleo. En cualquier aplicación MEOR que requiera de la actividad bacteriana en la profundidad del yacimiento se deben conocer las tasas relativas de desplazamiento y retención para los componentes esenciales del sistema biológico, con el fin de asegurar que todos los componentes necesarios alcancen (el sitio de la aplicación en cantidad suficiente y al mismo tiempo.

Título: INYECCIÓN MICROBIANA Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro,

Huanca, Pacheco

Obviamente, las bacterias en si son el componente esencial del sistema MEOR. Como se mencionó anteriormente, pueden ocurrir serios problemas de retención de bacterias en la cara de la formación, pero más internamente en el yacimiento también suceder fenómenos de adsorción de células o esporas sobre las superficies minerales debido a mecanismos tales como la interacción de carga y descarga eléctrica. Las bacterias pueden seguir a los nutrientes que hayan sido inyectados gracias a su crecimiento difusional y a su motilidad activa, sin embargo, el mecanismo que gobierna la penetración de las bacterias en el yacimiento es su motilidad. Las especies móviles penetran en el yacimiento hasta diez veces más rápido que las especies no mótiles6'. Es evidente que la dispersión de los sistemas bacterianos puede ocurrir sobre áreas extensas en el yacimiento apropiado, como lo demuestran los datos de pruebas de campo realizadas en las últimas tres décadas compilados por Hitzman.

MICROORGANISMOS

POZOS PARA INYECCION DE MICROORGANISMOS

Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Título: INYECCIÓN MICROBIANA Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro,

Huanca, Pacheco

EXPERIENCIAS DE CAMPO EN RECUPERACION DE ICROORGANISMOS. En Holanda, en 1958, Von Heningen8 reportó resultados de dos pozos estimulados con bacterias. No fueron publicados el año ni la localización de los pozos. En uno de ellos utilizaron bacterias del género Betacoccus dextranicus en un medio de sacarosa-melaza con un contenido total de azúcar del 10 %, obteniendo un incremento del 30% en la recuperación. En el otro utilizaron una mezcla de cultivos formando una especie de lodo en un medio con 50% de melaza. La relación de producción de agua-petróleo fue mejorada de 50 a 20. ➢ Reducción de un 20% en el corte de agua. ➢ Aumento de la relación gas-petróleo. ➢ Incrementos de 50% a 65% en la tasa de producción. ➢ Liberación de crudo de rocas carbonatadas. ❖ DESCRIPCION DEL PROCESO DE INYECCION DE MICROORGANISMOS. El proceso de inyección de microorganismos para la estimulación de pozos productores de petróleo está compuesto por cuatro etapas. Inicialmente se ejecutan las etapas de selección y preparación de los pozos para la inyección de los microorganismos; a continuación se lleva a cabo la etapa de inyección cle la mezcla de microbiana (microorganismos, nutrientes y catalizadores); seguida finalmente por la etapa de evaluación de los resultados de la estimulación. Estas etapas se describen a continuación.

2.12.1

PREPARACION

DE

LOS

POZOS

PARA

LA

INYECCION

DE

MICROORGANISMOS La preparación de los pozos seleccionados consiste básicamente en la realización de dos actividades. En primer lugar, una verificación de fondo en los pozos para garantizar que no existen obstrucciones o taponamientos (que puedan obstaculizar la entrada del fluido microbiano hacia la formación; y en segundo lugar, el cierre de la producción en los mismos según las recomendaciones correspondientes a los métodos de levantamiento utilizados. En los pozos donde se utiliza el levantamiento artificial por gas, se recomienda cerrar el flujo de gas de inyección en el múltiple de gas respectivo, cerrar la línea de gas en el pozo, desahogar totalmente el espacio anular revestido por tubería de producción y cerrar la válvula maestra del

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pozo. En los pozos donde se utiliza el bombeo mecánico, se recomienda apagar el motor del balancín y cerrar la línea de flujo luego de estabilizada la presión en el espacio anular. CAPITULO 3. 3.1 APLICACIÓN DE INYECCION MICROBIANA A UN POZO Realizaremos la recuperación mejorada de petróleo en el campo BEV, mediante el uso de cepas seleccionadas de bacterias anaeróbicas–facultativas y termofílicas. Este proceso consiste en la inyección de un volumen determinado de cepas bacterianas en una mezcla acuosa de cloruro de potasio o en agua de formación. Donde tenemos datos del pozo para aplicar el MEOR.

Gravedad ° API Viscosidad, cp Composición

Características del crudo del campo BEV. 28-32 1,08-2,08 Presencia de n-alcanos y parafinas

Características petrofísica del campo BEV. Saturación de petróleo, % VP 77-85 Formación Arenisca/Arena con gargantas porales > 8um Espesor neto, ft 15,9-44,2 Permeabilidad promedia, md Mayor 100 Profundidad, ft 8 100-8 515 Temperatura °F < 250 Presión, psi 1 800-2 600 Empuje de agua Agua No Crítico dulce disponible No Crítico B 1.2 BBL/STB re ft 131,23 porosidad 25%

✓ Indicadores : Las pruebas de laboratorio se procede a inocular las muestras tomadas con diferentes cepas de bacterias y comparar la viscosidad versus la taza de corte de la muestra control con los cambios resultado de la inoculación

en cada muestra. La mejor cepa se determinará mediante el

comportamiento observado en el comportamiento físico de la curva. Los parámetros que ayudan a construir las gráficas son: Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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✓ El índice Newtoniano Este índice indica el cambio en la composición molecular de un líquido plástico (heterogéneo) a uno newtoniano (homogéneo) la Ecuación 1 es del índice newtoniano. Está en función de la viscosidad de la muestra control y de la muestra inoculada, es de mayor importancia el comportamiento físico de la curva.

✓ Delta de Viscosidad: Este índice indica el porcentaje de reducción de la viscosidad. Si este valor es mayor o igual a 0.10, se considera que la prueba es favorable. La Ecuación 2 es el delta de Viscosidad.

✓ Índice EOR: Este índice indica el porcentaje de variación en la inclinación de la curva al pasar de un fluido pseudoplástico a uno cuasi-newtoniano. Si este valor es mayor o igual a 1,15, se considera que la prueba es favorable. La Ecuación 3 nos ayuda a encontrar el índice EOR.

✓ Factor de recobro incremental: Se lo puede definir con la Ecuación 4 de la siguiente manera:

Tabla 1: Datos donde se observa que si se puede aplicar el MEOR a los pozos del campo BEV POZO

INDICE NEWTONIANO

DELTA DE VISCOSIDAD

INDICE EOR

TIPO DE PRUEBA

BEV - 71 BEV - 61 BEV - 74 BEV - 80

7 3 24 4

0.38 0.80 0.25 0.39

1.62 5.04 1.33 1.64

Favorable Muy Favorable Favorable Favorable

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Se contó con 44 consorcios microbianos aerobios capaces de crecer en presencia de crudo de Petróleo, estos presentaban turbidez, que iba aumentando a medida que el consorcio se adaptaba en el transcurso del tiempo. A continuación, se presenta fotos de algunos de éstos consorcios microbianos: ✓ SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO BEV: El estudio de la recuperación mejorada mediante el empleo de bacterias para el presente análisis, se lo realiza en el Campo BEV cuyos sistemas de levantamiento artificial son bombeo electro sumergible e hidráulico. La producción de petróleo de las formaciones declina a una razón promedio de un 4 % anual. El proceso de inoculación consiste en la inyección de un determinado volumen de cepas de bacterias, las cuales deben ser previamente seleccionadas para el cultivo en un yacimiento de petróleo, a través del espacio anular, en una mezcla acuosa de cloruro de potasio o en agua de formación. La colonia de bacterias para que cumpla con su normal activación, desarrollo y expansión dentro del reservorio, se le debe inyectar con una mezcla de nutrientes.

A B

C

Consorcios microbianos Anaerobios que crecen en Crudo de Petróleo. Con: a. Sulfato, b. nitrato y c. hierro como aceptores de electrones. Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Tabla 2: Cepas seleccionadas y temperaturas de prueba para cada pozo POZO

CEPA SELECCIONADA

BEV-61 BEV-71 BEV - 74 BEV - 80

EO32soo6 EO35soo1 EO36soo7 EO38soo2

TEMPERATURA °F CONTROL INOCULADA 70 71 52 53 61 60 71 71

Siendo EO32soo6, EO35soo1, EO36soo7, EO38soo2 el nombre de las cepas seleccionadas para cada pozo. Al tener cada pozo parámetros petrofísicos diferentes, tienen cepas seleccionadas diferentes. Las temperaturas a las cuales se realizaron las pruebas de las muestras fueron similares, por lo que este parámetro no afecto la efectividad de las bacterias en los pozos. Se obtuvieron resultados favorables de un 99 % demostrando así la importancia de la potencial aplicación de esta técnica. ✓ DETERMINACIÓN DE VOLUMEN DE MICROORGANISOS Y AGUA A UTILIZAR EN POZO: ✓ V=0,56∗ 𝑟2 ∗ ℎ ∗ ∅ ∗ 𝑆𝑊 𝑉 = 0.56 ∗ 0.42 ∗ 8600 ∗ 0.25 ∗ 0.20 = 38.528 𝐵𝐵𝐿 Se consideró un radio de migración bacteriana de 40m a partir del eje del pozo, este valor se lo tomó en base a proyectos similares a las características del campo BEV, y se procedió a inyectar un volumen para el tratamiento donde se inyectan 4 diferentes tipos de cultivos microbianos: NPC1, NPC2, NPC4 y NPC6 en los porcentajes previamente presentados, diluidos en 20 a 50 barriles de agua de formación tratada.

¨Inyección de agua de formación tratada con un volumen de 20-50 bbl¨

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3.2 PREDICCIONES DE PRODUCCIÓN MEDIANTE LA APLICACIÓN DE CEPAS BACTERIANA EN EL CAMPO BEV ❖ Índice de Productividad Actual: Es la capacidad de producción que tiene el pozo. Su cálculo se determina por la Ecuación 5:

❖ Índice de Productividad Mejorada: Para el cálculo del índice de producción mejorada, se toma las mismas presiones del yacimiento y de fondo fluyente; de los cálculos de los pozos anteriores, mientras que para la producción actual, se toma la producción que se obtendría con la aplicación de la estimulación bacteriana. Para ellos se utiliza la Ecuación 6:

En la siguiente tabla tenemos datos con los cuales podemos calcular la Capacidad de Producción que tienen los pozos del campo BEV.

POZO BEV-61 BEV-71 BEV - 74 BEV - 80

Tabla 3: Datos actuales y aplicando MEOR Qactual Pws (psi) Pwf (psi) (BPD) 2600 1592 1098 2600 1426 3877 2600 1715 3219 2600 1964 3735

QMEOR (BPD) 1207.8 4266.7 3540.9 4108.5

Primero calcularemos la Capacidad de Producción actual donde aplicaremos la siguiente ecuación: 𝐽𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 =

𝑄𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓

Donde: 𝑄𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 = Tasa de producción actual 𝑃𝑤𝑠 = Presión de Superficie 𝑃𝑤𝑓 = Presión de fondo fluyente Reemplazando datos tendremos:

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Para BEV-61 𝐽𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 =

1098 𝐵𝑃𝐷 𝐵𝑃𝐷 = 1,09 2600 𝑝𝑠𝑖 − 1592 𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖

BUEN PRODUCTOR

𝐽𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 =

3877 𝐵𝑃𝐷 𝐵𝑃𝐷 = 3.30 2600 𝑝𝑠𝑖 − 1426 𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖

EXCELENTE PRODUCTOR

𝐽𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 =

3219 𝐵𝑃𝐷 𝐵𝑃𝐷 = 3.64 2600 𝑝𝑠𝑖 − 1715 𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖

𝐽𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 =

3735 𝐵𝑃𝐷 𝐵𝑃𝐷 = 5.87 2600 𝑝𝑠𝑖 − 1964 𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖

Para BEV-71

Para BEV-74 EXCELENTE PRODUCTOR

Para BEV-80 EXCELENTE PRODUCTOR

Ahora calculamos la Capacidad de Producción, se toma las mismas presiones del yacimiento y de fondo fluyente; de los cálculos de los pozos anteriores, mientras que para la producción actual, se toma la producción que se obtendría con la aplicación de la estimulación bacteriana. Donde aplicamos la siguiente ecuación: 𝐽𝑀𝐸𝑂𝑅 =

𝑄𝑀𝐸𝑂𝑅 𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓

Donde: 𝑄𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 = Tasa de producción según el MEOR 𝑃𝑤𝑠 = Presión de Superficie 𝑃𝑤𝑓 = Presión de fondo fluyente Reemplazando datos tendremos: Para BEV-61 𝐽𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 =

1207.8 𝐵𝑃𝐷 𝐵𝑃𝐷 BUEN PRODUCTOR = 1,20 2600 𝑝𝑠𝑖 − 1592 𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖

𝐽𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 =

4266.7 𝐵𝑃𝐷 𝐵𝑃𝐷 = 3.63 EXCELENTE PRODUCTOR 2600 𝑝𝑠𝑖 − 1426 𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖

𝐽𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 =

3540.9 𝐵𝑃𝐷 𝐵𝑃𝐷 = 4.00 EXCELENTE PRODUCTOR 2600 𝑝𝑠𝑖 − 1715 𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖

Para BEV-71

Para BEV-74

Para BEV-80 Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

EXCELENTE PRODUCTOR

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𝐽𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 =

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4108.5 𝐵𝑃𝐷 𝐵𝑃𝐷 = 6.46 2600 𝑝𝑠𝑖 − 1964 𝑝𝑠𝑖 𝑝𝑠𝑖

Luego obtenemos la siguiente tabla: Tabla 4: Índices de Productividad actuales y aplicando MEOR POZO

Pws (psi)

Pwf (psi)

BEV-61 BEV-71 BEV - 74 BEV - 80

2600 2600 2600 2600

1592 1426 1715 1964

Qactual (BPD) 1098 3877 3219 3735

QMEOR (BPD) 1207.8 4266.7 3540.9 4108.5

J actual

J MEOR

1.09 3.30 3.64 5.87

1.20 3.63 4.00 6.46

En la tabla se puede apreciar que la Capacidad de Producción o el Índice de Productividad mejoran aplicando el MEOR. BEV - 61 pwf 2600 2000 1400 800 200 0

Q 0 654 1308 1962 2616 2834

IPR ACTUAL BEV - 71 pwf Q 2600 0 2000 1980 1400 3960 800 5940 200 7920 0 8580

BEV - 74 BEV - 80 pwf Q pwf Q 2600 0 2600 0 2000 2184 2000 3522 1400 4368 1400 7044 800 6552 800 10566 200 8736 200 14088 0 9464 0 15262

Cuadro comparativo IPR actual y IPR futuro

BEV - 61 pwf q 2600 0 2000 720 1400 1440 800 2160 200 2880 0 3120

IPR FUTURO BEV - 71 BEV - 74 pwf q pwf q 2600 0 2600 0 2000 2178 2000 2400 1400 4356 1400 4800 800 6534 800 7200 200 8712 200 9600 0 9438 0 10400

BEV - 80 pwf Q 2600 0 2000 3876 1400 7752 800 11628 200 15504 0 16796

Cuadro comparativo IPR actual y IPR futuro

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Grafica comparativa IPR actual y IPR futuro con MEOR

BEV 61 Vs BEV 61 CON MEOR 30002600 2500

2000 2000

Pwf

2000

IPR ACTUAL VS IPR CON MEOR

1400 1400

1500

IPR FUTURO

800 800

1000

200200 0 0

500

Lineal (IPR ACTUAL VS IPR CON MEOR)

0 0

1000

2000

3000

4000

Q

BEV 71 VS BEV 71 CON MEOR 30002600

Título del eje

2500

2000 2000

2000 1400 1400

1500

800 800

1000

200 200 0

500

0

0 0

2000

4000

6000

8000

10000

Título del eje IPR BEV 71 Vs IPR BEV 71 CON MEOR IPR FUTURO Lineal (IPR BEV 71 Vs IPR BEV 71 CON MEOR)

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3000

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BEV 74 VS BEV 74 CON MEOR

2600 2500 2000 2000 2000

Pwf

POZO BE 74 Vs POZO BEV 74 CON MEOR 1400 1400

1500

IPR FUTURO

1000

800 800

Lineal (POZO BE 74 Vs POZO BEV 74 CON MEOR)

500

200 200 0

0

0 0

2000

4000

6000 Q

8000

10000

12000

Grafica comparativa IPR actual y IPR futuro con MEOR 3000 2600

BEV 80 VS BEV 80 CON MEOR

2500

2000 2000 2000

Pwf

1400 1400

1500

800 800

1000 500

200

200 0

0

0 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

Q BEV 80 VS BEV 80 CON MEOR

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IPR FUTURO

Lineal (IPR FUTURO)

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Grafica de Comparación de Índices de Productividad Actuales y aplicando MEOR En al grafica se observa tambien como el Indice de Produccion se incrementa, aplicando el MEOR.

A partir de los datos de Declinación se determina en forma tabulada la producción promedio total de petróleo por día para un determinado año de prueba, la cual se representa en la Figura 6 a continuación:

Para conocer la proyección de producción se hiso un análisis de sensibilidad en el cual utilizando las curvas de declinación para el caso de nuestro el que más se ajusto fue la DECLINACIÓN EXPONENCIAL.

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3.3 ANÁLISIS ECONÓMICO PARA EL PROYECTO AL CAMPO BEV:

✓

VAN (Valor Actual Neto) Uno de los principios fundamentales de las finanzas tiene que ver con el valor del dinero en el tiempo, y establece que una suma de dinero hoy vale más que la misma suma de dinero en algún momento del futuro ya que el dinero disponible hoy puede invertirse y comenzar a generar intereses (Ross, Westerfield y Jordan, 2010). La ecuación nos permite hallar el VAN es:

Donde r es la tasa de actualización o rentabilidad de los activos de una determinada empresa. El criterio para la interpretación del Valor Actual Neto es lo siguiente: VAN˃0 :El proyecto puede aceptarse VAN0 ˂ : El proyecto debe rechazarse VAN=0 : El proyecto no agrega valor monetario, por lo que se debe someter a otros criterios ❖ TIR (Tasa Interna de Retorno): La Ecuación que nos ayuda a hallar el TIR es:

El criterio para la interpretación de la Tasa Interna de Retorno es lo siguiente: • TIR>Tasa de Rentabilidad de la empresa (r): El proyecto deberá aceptarse. • TIR< Tasa de Rentabilidad de la empresa (r): El proyecto deberá rechazarse. Calcular la producción incremental (BPPD), y se muestra en la siguiente tabla.

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TIEMPO AÑOS n 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 11 11.1 11.2 11.3 11.4 11,5

total

Produccion INCREMENTAL BPPD 29,77 30,04 30,29 30,56 30,82 31,08 31,33 31,58 31,83 32,08 32,32 32,57 32,79 33,03 33,26

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✓ APLICACIÓN EN PAQUETE EXCEL i= 18% VAN=491,6264000 $ TIR=26% Tasa de rentabilidad

473,35 bbpd

Se demostró en Excel que el VAN es de $4 916 264M y el TIR es mayor a la tasa de rentabilidad exigida por la empresa el cual es un TIR= 26 %, por lo tanto el proyecto de recuperación mejorada MEOR en el Campo resulta totalmente viable su implementación.

PRODUCCIÓN INCREMENTAL TOTAL Y FACTOR DE RECOBRO INCREMENTAL. Tiempo

Predicción de Producción

Producción por MEOR BPPD

Años

BPPD

10,1 10,2

180,26 179,54

210,03 209,58

29,77 30,04

10,3

178,83

209,12

30,29

10,4

178,11

208,67

30,56

10,5

177,40

208,22

30,82

10,6

176,69

207,77

31,08

10,7

175,99

207,32

31,33

10,8

175,29

206,87

31,58

10,9

174,59

206,42

31,83

11

173,89

205,97

32,08

11,1

173,20

205,52

32,32

11,2

172,50

205,07

32,57

11,3

171,82

204,61

32,79

11,4

171,13

204,16

33,03

11,5

170,45

203,71

BPPD

Total

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Producción Incremental

33,26 473,35

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PRODUCCIÓN CON MEOR Y SIN MEOR.

TABLA DEL FACTOR DE RECOBRO INCREMENTAL %. Calculo con formula. Tiempo Años

Predicción de Producción BPPD

Producción por MEOR BPPD

Producción Incremental BPPD

Factor de Recobro Incremental %

10,1

180,26

210,03

29,77

16,513

10,2

179,54

209,58

30,04

16,729

10,3

178,83

209,12

30,29

16,939

10,4

178,11

208,67

30,56

17,156

10,5

177,40

208,22

30,82

17,371

10,6

176,69

207,77

31,08

17,587

10,7

175,99

207,32

31,33

17,803

10,8

175,29

206,87

31,58

18,018

10,9

174,59

206,42

31,83

18,233

173,89

205,97

32,08

18,449

11,1

173,20

205,52

32,32

18,663

11,2

172,50

205,07

32,57

18,878

11,3

171,82

204,61

32,79

19,087

11,4

171,13

204,16

33,03

19,301

11,5

170,45

203,71

33,26

19,515

Total

473,35

18.06 %

11

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MUESTRA EL FACTOR DE RECOBRO INCREMENTAL.

Para el campo BEV, debido a que cumple las características de reservorio se procede a escoger las cepas de bacterias adecuadas para el desarrollo del proceso; enfocándose el análisis, en las bacterias que son aplicadas para la recuperación mejorada del petróleo para crudos de base parafínica y alcanos de cadenas largas. La selección correcta de las bacterias influye en la eficiencia de la recuperación del crudo, por lo que se deben usar las del tipo “Pseudonomas”; cuya fuente de alimentación es el carbono. Estudios realizados en la zona norte de la Región evidenciaron la presencia de aproximadamente 200 tipos de bacterias de agua y de suelo; de ellas 7 de las cepas han demostrado la capacidad para la degradación de fracciones de los componentes del crudo del campo. Objetivos alcanzados por las bacterias en la recuperación del petróleo en el Campo BEV. Las bacterias pueden incrementar la recuperación del hidrocarburo, mediante: Reducción en el peso molecular y en la densidad del crudo. Reducción de la viscosidad del petróleo . Reducción del corte de agua en los pozos productores. Incremento en la movilidad, permeabilidad absoluta y relativa del petróleo. Alteración de la humectabilidad o mojabilidad. Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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4. MÉTODO METODO DE INVESTIGACION: 4.1. Tipo de Investigación En el presente proyecto es estudio de investigación para mejorar la producción de petróleo aplicando el uso de Inyección Microbiana en Pozos, ya que se describirán los que serían el método de la biotecnología, que ayudaran al entendimiento para poner en práctica en situaciones reales. Se tomaran en cuenta las ecuaciones más relevantes y los conceptos más importantes con respecto a la biotecnología. Esto ayudara al entendimiento de cuáles son las variables más importantes a tomar dentro de este proyecto. 3.2. Operacionalización de variables Las variables a analizar son: ➢ MEOR. ➢ Biotecnología ➢ Producción. ➢ Pozos 3.3. Técnicas de Investigación El presente proyecto de investigación nos ayudara a conocer más sobre la recuperación mejorada usando biotecnología para así mejorar la producción en pozos petroleros de baja producción.

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5. CONCLUSIONES. A pesar de la amplia información que tiene la investigación de técnicas de MEOR, los resultados que dieron lugar al desarrollo de la tecnología paso mayormente desapercibida para la industria petrolera. Esta falta de reconocimiento por la industria del petróleo se ha debido a varias razones. En muchos casos la investigación e información de campo fue presentada en piezas fragmentadas en publicaciones extranjeras en idioma original o revistas de ciencias biológicas que no se encuentran disponibles o no son leídas por trabajadores de la industria petrolera. Además el MEOR requiere la interacción de disimiles disciplinas científicas tales como la biología y la ingeniería de reservorios que abordan de diferente manera el tema. Por lo tanto ha sido muy difícil de presentar en la industria del petróleo una imagen comprensiva y cohesiva de la tecnología de MEOR. No obstante su pasado, el proceso de MEOR es una tecnología de bajo costo bien sustentada y técnicamente practicable, la cual ofrece muchas aplicaciones útiles en la industria del petróleo. Las innovaciones continuas, las nuevas herramientas mejoradas de simulación de procesos biológicos, los enfoques más prácticos y los resultados rentables en las técnicas de estimulación de pozos individuales, limpieza y taponamiento de capas sugieren un

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Título: INYECCIÓN MICROBIANA Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro,

Huanca, Pacheco

REFERENCIAS 1. Moritis, G.: "EOR Survey and Analysis", OGJ Special, Oil & Gas Journal, 1996. 2. Moses, V.: "MEOR In The Field: Why So Little?", Microbial Enhancement of Oil RecoveryRecent Advances, 3. Elsevier Science Publishing Company, Inc., New York City, 1991, pgs. 21-28.Hitzman, D.O.: "Microbial Enhanced Oil Recovery - The Time Is Now", Microbial Enhancement of Oil 4. Recovery-Recent Advances, Elsevier Science Publishing Company, Inc., New York City, 1991, pgs. 11-20. 5. Lazar, I.: "MEOR Field Trials Carried Out Over The World During The Last 35 Years", Microbial Enhancement 6. of Oil Recovery-Recent Advances, Elsevier Science Publishing Company, Inc., New York City, 1991, pgs.485-530. 7. Jack, T.R.: "M.O.R.E. to M.E.O.R.: An Overview of Microbially Enhanced Oil Recovery", Microbial 8. Enhancement of Oil Recovery - Recent Advances, Elsevier Science Publishing Company, Inc., New York City, 1993, pgs. 7-16. 9. Donaldson, E.C., Chilingarian, G.V., and, Yen, T.F.(editors): "Microbial Enhanced Oil Recovery", 10. Developments in Petroleum Science, Volume 22, Elsevier, New York City, 1989. Zajic, J.E., Cooper, D.G., Jack, T.R., and, Kosaric, N.: "Microbial Enhanced Oil Recovery", PennWell Books, Tulsa, Oklahoma, 1983

Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Título: INYECCIÓN MICROBIANA Autores: Gutierrez, Gonzales, Castro,

Asignatura: Producción II Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

Huanca, Pacheco

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