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• Gustavo Ortega

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CAPÍTULO 1. GENERALIDADES 1.1 INTRODUCCIÓN 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 reservónos 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) 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.

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1.2 ANTECEDENTES 4 ANTECEDENTES

El Bloque Caipipendi se encuentra ubicado en la zona sur de Bolivia, que abarca los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija. 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. 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).

2

FIGURA 1.1: Ubicación de Planta Margarita Fuente: (WWW-03) 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

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1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.3.1 Identificación del Problema La baja capacidad que tiene la planta de Margarita dificulta al incremento de producción de los pozos MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4, dicha producción viene de la formación Huamampampa. La poca capacidad de la planta de Margarita dificulta la producción de condensado y gas, constituye un grave problema para el bloque Caipipendi, ya que no abastece a loa mercados tanto interno como externo; el desafío también es incrementar la producción de la planta margarita. 1.3.2 Identificación de la Causa Existen diferentes causas que han desencadenado una baja en producción de hidrocarburo en este campo: • Baja producción por cierre de pozo MGR X-3 debido a corrosión de tubería de producción. • Capacidad de planta insuficiente para incrementar los volúmenes de producción. 1.3.3. Formulación del Problema La situación problemática de la baja capacidad de la planta margarita, nos induce a la siguiente pregunta ¿Cómo se puede incrementar la producción de la planta Margarita, mediante el tendido del lineado de ducto con el pozo Huacaya?

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1.3.4. Diagrama Causa-Efecto

FIGURA 1.2: Diagrama de Causa- Efecto Elaboración Propia

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1.4 OBJETIVOS 1.4.1 Objetivo General Aplicar el tendido de línea de ducto, para maximizar los caudales de producción de la planta Margarita 1.4.2 Objetivos Específicos •

Evaluación del estado actual de la producción del pozo Huacaya

•

Determinación de la calidad de producción de condensado y gas

•

Determinación del tiempo de producción de la Planta Margarita

•

Implementación del tendido de ducto del pozo Huacaya a la planta Margarita para incrementar los volúmenes de producción de dicha planta.

•

Análisis técnico económico del proyecto.

1.4.3 Acciones de la Investigación CUADRO 1.1: Acciones de la Investigación OBJETIVO ESPECIFICOS

ACCIONES

1. Evaluación del estado actual de producción del pozo Huacaya

1.1. Realizar un análisis del comportamiento de la presión del pozo Huacaya

2. Determinación de la calidad de producción 2.1. Analizar el comportamiento de producción de planta condensado y gas 2.2.

Observar el historial de eventos de la producción de planta Margarita

3. Determinación del tiempo de producción 3.1. de Proyectar la tendencia de la producción del pozo la Planta Margarita 3.2.

Comparar los volúmenes y caudales de la planta, con los caudales de los pozos

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4.1. Proyectar la tendencia de la producción a lo

4. Implementación del tendido de línea de ducto en el

largo de tiempo

pozo Huacaya para incrementar los volúmenes de producción.

5. Análisis técnico económico del proyecto.

5.1.

Evaluar el estudio financiero y económico

5.2.

Cuantificar la inversión necesaria para la implementación del proyecto

Elaboración Propia

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1.5 JUSTIFICACIÓN 1.5.1 Justificación Técnica Este proyecto se justifica técnicamente, por el aporte al sector de gas del área productiva en el bloque Caipipendi, al mismo tiempo el hacer uso de todos los conocimientos y bases, nos llevara a determinar una opinión concluyente, con respecto a la respuesta de la conexión del pozo Huacaya con la planta Margarita. 1.5.2 Justificación Económica Con una adecuada planificación y ejecución, se podrá llevar a cabo el lineado de pozo Huacaya a pozo MGR-4, en el cual tendrá una conexión directa que llevara a la planta Margarita, con una evaluación técnica se tendrá el incremento de los caudales de producción. 1.5.3 Justificación Ambiental Para tener las condiciones óptimas del desarrollo de lineado del pozo Huacaya, se tiene que tener en cuenta las normas ambientales para poder minimizar el riesgo de impacto ambiental, dentro de las normas de la ley 1333 de Medio Ambiente. 1.5.4 Justificación Social Este proyecto beneficiará de manera directa a las comunidades de Margarita, Palos Blancos, y otras que se encuentran en la región del Campo Margarita, ya que al haber un incremento en la producción de hidrocarburos, se dará más recursos económicos por Regalías y otros impuestos.

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1.6 ALCANCE 1.6.1 Alcance Temático Área de la Investigación: Producción Petrolera Tema Especifico: Evaluación de Planta Margarita con pozo Huacaya Dentro de este tema especifico de la evaluación del pozo Huacaya con la planta Margarita, el presente estudio está enfocado en cuantificar el incremento de producción de planta Margarita, debido a la conexión del pozo Huacaya. 1.6.2 Alcance Geográfico Este proyecto se lleva a cabo en los departamentos de Tanja y Chuquisaca, que pertenece a Bloque Caipipendi, donde la producción de dichos pozos proviene de la formación Huamampampa (H1) y Huamampampa (H2).

Megacflnq)o Huacaya POZO HUACAYA -XI Q Par alelo 21° OO OOM MGT- X4 - a S í Tai ij a

^

Chuquisaca

FIGURA 1.3: Ubicación de pozos Margarita y pozo Huacaya Fuente: (WWW-04)

En la Figura 1.3 ubicación de pozos Margarita y pozo Huacaya, se muestra la ubicación y posición de los pozos y la falla Ivoca 1.6.3 Alcance Temporal

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Se estima que el tiempo de elaboración del presente proyecto tendrá la duración del mes de febrero hasta el mes de agosto del año 2010. 1.6.4 Alcance Institucional La aplicación de la investigación, será de utilidad para la empresa operadora REPSOL YPF, empresa responsable del Bloque Caipipendi.

1.7 HIPÓTESIS La aplicación de un tendido de ducto, permitirá mejorar los volúmenes de producción de la planta Margarita, con el aporte del pozo Huacaya. 1.7.1 Análisis de Variables Variable Independiente: La aplicación del tendido del lineado del ducto Variable Dependiente: Incrementar la producción de condensado. 1.7.2 Definición de Variables Variable Independiente: La aplicación del tendido del lineado del ducto se basa a la producción del pozo Huacaya, para poder incrementar los volúmenes de condensado. Variable Dependiente: Incrementar la producción de condensado, para la planta Margarita, abasteciendo a los mercados externos e internos. 1.7.3 Operación de las Variables CUADRO 1.2: Operativización de las Variables VARIABLES

COMPONENTES

INDICADOR

1. La aplicación del tendido del lineado del ducto. 1.1.1. 1.1.

Determinar

los

caudales

Volumen

In

Situ

(Barriles

de

de condensado)

producción en planta Margarita. 1.2.1. 1.2.

Volumen de condensado

Análisis de producción del pozo

producido diariamente

Huacaya

(Barriles/día)

2. Mejorar los volúmenes de producción 2.1. Conexión del pozo Huacaya a planta Margarita

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2.1.1.

Calculo de caudal de ingreso a planta

2.2.1.

Volumen de producción

2.2. Aumento de

diaria

producción de planta Margarita Elaboración Propia

1.8 MATRIZ DE CONSISTENCIA CUADRO 1.3: Matriz de Consistencia PROBLEMA La baja relación gas/petróleo tiende a una disminución de los volúmenes de producción de los pozos MGT X-1 y MGT X-4,

OBJETIVO

HIPOTESIS

Aplicar el tendido

Al hacer la

de línea de ducto

aplicación

para maximizar

tendido de línea de

los caudales de

ducto

producción de la

Huacaya a la planta

planta Margarita

Margarita.

del

de

un

pozo

Provoca Para

La disminución de volumen de producción de planta Margarita

Maximizar los caudales de producción.

Elaboración Propia

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Aumentar los volúmenes de condensado en la planta Margarita

1.9 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN CUADRO 1.4: Diseño de la Investigación OBJETIVO ACCIONES ESPECÍFICO

FUNDAMENTO

INSTRUMENTO

TEÓRICO

1. Evaluación del estado actual de

producción

del

pozo 1.2. Realizar un análisis del

Huacaya

comportamiento de

> Datos de Re servo rio

producción del

la presión del pozo

pozo

Huacaya

2. Determinación de la

2.2.

>

Analizar el

calidad de

comportamiento de

producción gas -

producción de planta

condensado

2.3.

Documental

>

Registro de la producción del

Observar el historial Producción

de eventos de la

Investigación

campo

producción de planta Margarita

3. Determinación del

3.1.

Producción

Proyectarla

> Datos de la

tiempo de

tendencia de la

producción de

producción de la

producción del pozo

planta Margarita

Planta Margarita

Huacaya 3.2.

Comparar los volúmenes de los caudales del pozo con la planta

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4. Implementación del tendido de

4.1. Proyectarla

Reservorio

> Datos de producción

ducto del pozo Huacaya, tendencia de la producción a para

incrementar

de los pozos

los lo largo del tiempo

volúmenes de producción de la planta Margarita.

5. Análisis técnico económico del

5.1 Evaluar el estudio

Formulación y

>

financiero y económico Evaluación de Proyecto

Investigación Documental

proyecto 5.2 Cuantificar la inversión necesaria para la

>

Formulas matemáticas

implementación del proyecto

Elaboración Propia.

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CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO 2.1 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS La solución de cualquier problema de las propiedades de los fluidos en cuestión, se puede dar con los valores exactos de las propiedades de los fluidos que afectan a su flujo, principalmente la viscosidad, peso específico, porosidad, permeabilidad, saturación, mojabilidad y capilaridad. 2.1.1 Viscosidad La viscosidad, expresa la facilidad que tiene un líquido para fluir cuando se le aplica una fuerza externa. El coeficiente de viscosidad absoluta, o simplemente la viscosidad absoluta de los fluidos; es una medida de su resistencia al deslizamiento o a sufrir deformaciones internas. La melaza es un fluido muy viscoso en comparación con el agua; a su vez, los gases son menos viscosos en comparación con el agua. Existe gran confusión respecto a las unidades que se utilizan para expresar la viscosidad; de ahí la importancia de utilizar las unidades adecuadas, cuando se sustituyen los valores de la viscosidad en las formulas. 2.1.2 Porosidad Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. La porosidad es el volumen de los espacios vacíos de la roca y define la posibilidad de ésta, de almacenar más o menos cantidad de fluido. Se expresa por el porcentaje de volumen de poros, respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). Además de esta porosidad total, se define como porosidad útil la correspondiente a los espacios interconectados, es decir, el volumen de poros susceptibles de ser ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad útil está directamente relacionado con el de permeabilidad. (BIRNER 1997)

e

-vb-Vm.io°%

Vb 2.1.3 Permeabilidad Facilidad de una roca para dejar pasar fluidos a través de ella. Es un factor que indica si un yacimiento es, o no, de buenas características productoras. (BIRNER 1997)

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2.1.4 Mojabilidad Se define mojabilidad, como la capacidad que posee un líquido para esparcirse sobre una superficie dada. La mojabilidad es una función del tipo de fluido y de la superficie sólida. (BIRNER 1997) 2.1.5 Capilaridad La capilaridad, es la cualidad que posee una sustancia para absorber un líquido. Sucede cuando las fuerzas intermoleculares adhesivas entre el líquido y el sólido, son mayores que las fuerzas intermoleculares cohesivas del líquido. (BIRNER 1997) 2.1.6 Razón de movilidad del fluido en el reservorio La razón de movilidad del fluido en el reservorio se produce por la migración del petróleo o gas mediante fisuras o fallas que se pueden presentar en la formación, para saber la razón de movilidad del fluido se obtiene la siguiente ecuación.

Koil

f*gas Donde: M= razón de Movilidad. Koil= Permeabilidad de petróleo. poil=Viscosidad de petróleo. Kgas= Permeabilidad de gas pgas= Viscosidad de gas 2.1.6.1 Gravedad especifica Este método se basa principio del volumen constante y la variación de la temperatura, la cual disminuye la masa y por ende la densidad que es obtenida a través de un proceso. Este consiste en tomar una sustancia determinada y someterla a diferentes temperaturas, y mantener un volumen constante empleando

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distintas masas, esto tiene una base en la ley de volúmenes constantes. Donde se obtiene con la siguiente ecuación. (TO

141.5 API+ 131 5

(2,3)

2.1.6.2 Zona de transición petróleo-agua Un yacimiento que contenga agua e hidrocarburo, la saturación varía desde el 100% de agua hasta una máxima saturación de petróleo (saturación de agua irreducible. Existe una zona de transición entre estos dos extremos, esta zona puede ser larga en formaciones de baja permeabilidad o corta para formaciones permeables y porosas. En un yacimiento hidrófilo (la mayoría de los yacimientos petrolíferos son de este tipo) el agua que es la fase mojante, recubre las paredes de los poros y en los canales de flujo más pequeños solo habrá desplazamiento de agua. El petróleo tiende a desplazarse por los canales de flujo más grande (ofrece menor resistencia). La tensión superficial de la zona de contacto entre el petróleo y el agua causa que la presión dentro de los glóbulos en los poros donde tiende a acumularse el petróleo sea mayor que en el agua. Esta diferencia de presión se define como presión capilar la cual puede definirse en una forma más formal como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se pone en contacto en un medio poroso. La relación entre presión capilar y la fricción del espacio poroso que contiene agua o gas depende del tamaño de los poros, de su distribución dentro de la roca y la naturaleza de los fluidos que están involucrados. Los cálculos se obtienen con la siguiente ecuación.

144 - PC

(2,4)

h = -------cpw po)

Per = Pel

(2,5)

Donde las ecuaciones de 2,4 y 2,5 se realizan la transición de agua petróleo

144 (pw - po)

16

(2,6)

Donde: h= es la altura de transición agua-condensado. 144= constante. Pc= Presión capilar. pw= densidad de agua. po= densidad de petróleo. Pcr= Presión capilar de reservorio. Pcl= Presión capilar de laboratorio. ar

= Tensión interfacial del reservorio.

01

= Tensión interfacial de laboratorio.

2.1.7 Efectos del tiempo y uso en la fricción de tuberías Las perdidas por fricción en tuberías son muy sensibles a los cambios de diámetro y rugosidad de las paredes. Para un caudal determinado y un factor de fricción fijo, la perdida de presión por metro de tubería varia inversamente a la quinta potencia del diámetro. Por ejemplo, si se reduce en 2% el diámetro, causa un incremento en la perdida de presión del 11%; a su vez, una reducción del 5% produce un incremento del 29%. En muchos servicios, el interior de la tubería se va incrustando con cascarilla, tierra y otros materiales extraños; luego es una práctica prudente dar margen para reducciones del diámetro de paso. La rugosidad de las tuberías puede incrementar al pasar del tiempo y el uso debido a la corrosión pérdidas por fricción o incrustación. (CRANE) 2.1.7.1 Principios del flujo de fluidos compresibles en tuberías La determinación exacta de la pérdida de presión de un flujo compresible que circula por una tubería; requiere un conocimiento de la relación entre presión y volumen específico; esto no es fácil de determinar para cada problema particular. Los casos extremos considerados normalmente son el flujo adiabático y el flujo isotérmico. El flujo adiabático se supone que ocurre en tuberías cortas y bien aisladas; esto es debido a que no se transfiere calor desde o hacia la tubería, excepto la pequeña cantidad de calor que se produce por fricción que se añade al flujo. El flujo isotérmico o flujo a temperatura constante se considera que ocurre muy a menudo, en parte por conveniencia, o más bien, porque se acerca más a la realidad de lo que sucede en las tuberías. El caso extremo de flujo isotérmico sucede en las tuberías de gas natural. Dodge y Thompson demuestran que el flujo de gas en tuberías aisladas está muy

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cerca del flujo isotérmico para presiones muy altas. 2.2 CLASIFICACIÓN DE RESERVORIO El petróleo y el gas natural no se encuentra en cavernas o bolsones, sino impregnados en cierto tipo de rocas a las cuales se les denomina reservónos. En consecuencia, los reservónos son rocas que tienen espacios vacíos dentro de sí, llamados poros que son capaces de contener petróleo y gas del mismo modo que una esponja contiene agua. Si bien un reservorio puede tener todas las condiciones de acumulación o trampa, para almacenar ingentes volúmenes de hidrocarburos, su valor e importancia comercial no tendría significado, sino reúne fundamentalmente las condiciones que garanticen un flujo y drenaje del petróleo acumulado, hacia ios pozos a ser perforados. O sea el petróleo o gas almacenado, deja de tener valor si no hay una forma de extraerlo con alta eficiencia y a bajo costo. Las condiciones básicas corresponden a buenas facilidades de flujo de la arenisca (alta permeabilidad y continuidad de los sedimentos), así como un elevado diferencial de presión (entre la presión del reservorio y la presión en el fondo del pozo), a las cuales se adicionan los efectos de capilaridad y capacidad de transporte del gas.(HAWKINS -1968). En un reservorio natural de petróleo, antes de comenzar la explotación, se encuentra dos fases como mínimo. Ellas son petróleo y agua generalmente, pero no siempre; puede haber una tercera fase, la fase gaseosa, que constituye el casquete gasífero. Estas tres fases se ubican de acuerdo a sus densidades: zona acuífera abajo, petrolífera al medio y gasífera en la parte superior. 2.2.1 Naturaleza de flujo en Yacimiento Toda prueba de presión involucra la producción (o inyección), ya que la respuesta de presión es afectada por la naturaleza del flujo alrededor del pozo en estudio. 2.2.2 Gas El gas de la formación o gas natural, contiene típicamente 0.6 a 0.8 mol de metano con hidrocarburo C2 a C5, cada vez en menor proporción. Puede contener impurezas de nitrógeno, dióxido de carbono o sulfuro de hidrogeno. Los dos últimos son corrosivos en presencia de agua. El sulfuro de hidrogeno es, además venenoso. Los análisis de fracciones de hidrocarburos en fase gaseosa, hasta C5 o C6, son sencillos de realizar ya sea por destilación fraccional a baja temperatura, por espectroscopia de masa o por cromatografía. (BIRNER 1997) La clasificación del gas de la formación se basa en la densidad específica del gas

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respecto de la del aire a igual temperatura. Esta medición se realiza siempre en el yacimiento. Los hidrocarburos de los reservónos se agrupan de acuerdo a estas tres clasificaciones: El gas seco se presenta en el reservorio totalmente en fase gaseosa durante toda la explotación y no produce hidrocarburo líquido en superficie. El gas húmedo también permanece a la fase gaseosa en el yacimiento, pero puede formar hidrocarburo líquido en superficie. El gas condensado constituye una fase gaseosa en las condiciones iniciales, antes de ser producido. Sin embargo, al disminuir la presión del reservorio presenta un compartimiento anormal: la condensación retrógrada, que forma un petróleo líquido liviano. 2.2.3 Propiedades de los gases Un gas se comporta como ideal, cuando pueden despreciarse los volúmenes ocupados por sus moléculas y las atracciones intermoleculares (BIDNER, 1997) CUADRO 2.1: Valores de la constante universal de los gases Valores de la constante universal de los gases Moles

Presión

Volumen

Temperatura

Ibm

psi

ft3

°R

10,73 psi.ft3/lbm. °R

Ibm

atm

ft3

°R

0,729 atm.ft3/lbm.°R

Kg

Pa

m3

°K

8312 Pa.m3/kg.k

m3

°K

82,05*10A-3 atm.m3/kq.k

J