• Author / Uploaded
• Daniela Velarde

Citation preview

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE BOLIVIA

PERFIL DE TRABAJO DE GRADO

OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN EL CAMPO PATUJUSAL PARA INCREMENTAR EL CAUDAL DE PRODUCCIÓN POR EL MÉTODO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA.

DANIELA VELARDE ALVARES

COCHABAMBA, 2.020

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE BOLIVIA

PERFIL DE TRABAJO DE GRADO

OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN EL CAMPO PATUJUSAL PARA INCREMENTAR EL CAUDAL DE PRODUCCIÓN POR EL MÉTODO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA.

DANIELA VELARDE ALVARES

Modalidad: Tesis de Grado presentado como requisito para optar al título de Licenciatura en Ingeniería Petrolera.

TUTOR: ING. LAURA SANCHEZ MAMANI

COCHABAMBA, 2.020

ÍNDICES

i

ÍNDICE DE CONTENIDO Pág.

1.

GENERALIDADES…………………………………………………………………....1

1.1.

INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 1

1.2.

ANTECEDENTES ............................................................................................... 2

1.3.

PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA .................................................................. 6

1.3.1.

Identificación del problema .................................................................................. 6

1.3.2.

Análisis Causa Efecto .......................................................................................... 8

1.3.3

Formulación del Problema ................................................................................... 9

1.3.3.

Preguntas de Investigación ................................................................................. 9

1.4.

OBJETIVOS ........................................................................................................ 9

1.4.1.

Objetivo General................................................................................................ 9

1.4.2.

Objetivos Específicos y Acciones de la Investigación........................................ 10

1.5.

JUSTIFICACIÓN ............................................................................................... 11

1.5.1.

Justificación Social ............................................................................................ 11

1.5.2.

Justificación Económica .................................................................................... 11

1.5.3.

Justificación Técnica.......................................................................................... 12

1.6.

DELIMITACIÓN ................................................................................................ 12

1.6.1.

Delimitación Temática ....................................................................................... 12

1.6.1.1. Área de Investigación ........................................................................................ 12 1.6.1.2. Temas Específicos ............................................................................................ 12 1.6.2.

Delimitación Geográfica ..................................................................................... 13

1.6.3.

Delimitación Temporal ....................................................................................... 13

1.7.

HIPÓTESIS ....................................................................................................... 14

1.7.1.

Formulación de la Hipótesis .............................................................................. 14

1.7.2.

Identificación de Variables ................................................................................. 14

1.7.2.1. Variable Independiente ...................................................................................... 14 1.7.2.2. Variable Dependiente ........................................................................................ 14 1.7.3.

Definición Conceptual ........................................................................................ 15

1.7.4.

Operacionalización de variables ........................................................................ 16

1.8.

MATRIZ DE CONSISTENCIA ........................................................................... 17

2.

MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 18 i

2.1.

CONTENIDO DEL MARCO TEÓRICO ............................................................. 18

2.2.

DESARROLLO DEL MARCO TEORICO ......................................................... 20

2.2.1.

Sistemas de Información Geográfica ................................................................. 20

2.2.2.

Geología Estructural .......................................................................................... 21

2.2.2.1. Clasificación basada en la configuración de las trampas .................................. 22 2.2.3.

Petrofísica .......................................................................................................... 23

2.2.3.1. Propiedades de las Rocas ................................................................................. 23 2.2.4.

Registros Geofísicos.......................................................................................... 24

2.2.5.

Producción Petrolera ......................................................................................... 26

2.2.6.

Métodos de Recuperación Secundaria .............................................................. 27

2.2.7.

Arreglo de pozos................................................................................................ 29

2.2.8.

Modelos de Simulación ...................................................................................... 29

2.2.9.

Dibujo técnico .................................................................................................... 30

3.

DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN .................................................................... 32

4.

TEMARIO TENTATIVO .................................................................................... 35

5.

CRONOGRAMA DE TRABAJO........................................................................ 37

REFERENCIAS Bibliografía ANEXOS

ii

ÍNDICE DE TABLAS Pág. Tabla 1: Descripción de los pozos del campo Patujusal .................................................. 3 Tabla 2: Identificación del Problema ................................................................................ 6 Tabla 3: Objetivos específicos y Acciones ..................................................................... 10 Tabla 4: Definición conceptual de variables ................................................................... 15 Tabla 5: Operacionalización de Variables ...................................................................... 16 Tabla 6: Contenido del marco teórico ............................................................................. 18 Tabla 7: Diseño de la investigación ................................................................................ 32 Tabla 8: Cronograma de actividades.............................................................................. 37

iii

ÍNDICE DE FIGURAS Pág. Figura 1: Producción de hidrocaburos del campo Patujusal ............................................ 4 Figura 2: Pronóstico de producción del campo San Alberto ............................................. 5 Figura 3: Pronóstico de producción del campo Sábalo .................................................... 5 Figura 4: Análisis causa efecto......................................................................................... 8 Figura 5: Mapa de ubicacion del Campo Patujusal ........................................................ 13 Figura 6: Matriz de consistencia ..................................................................................... 17 Figura 7: Ejemplos de mapas obtenidas con SIG .......................................................... 21 Figura 8: Estructuras geologicas .................................................................................... 22 Figura 9: Porosidad de los hidrocarburos ....................................................................... 24 Figura 10: Ejemplo de registro geofísico ........................................................................ 25 Figura 11: Tipos de recuperación secundaria ................................................................ 28 Figura 12: Tipos de Simulación ...................................................................................... 30

iv

ÍNDICE DE ANEXOS ANEXO A: Campos bolivianos desarrollados con recuperación primaria y secundaria ANEXO B: Tabla de producción de los pozos del campo Patujusal.

v

GENERALIDADES

vi

1.1. INTRODUCCIÓN

En la actualidad un 85% de la producción mundial de crudo se extrae por métodos de recuperación primaria y secundaria con un recobro promedio del 35% del petróleo in situ. Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente subdivididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. La recuperación primaria es la producción de fluidos del yacimiento con la energía natural del mismo o aplicando un método de levantamiento artificial. Sin embargo, la producción de hidrocarburos no puede ser mantenida todo el tiempo, por lo que el caudal del reservorio declina rápidamente. En la mayoría de los casos se aplican métodos de recuperación secundaria, en los cuales se inyecta un fluido externo gas o agua en el yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan comunicación de los fluidos con los pozos productores. El problema surge debido a que los pozos ya alcanzaron su pico máximo de producción con el transcurrir del tiempo por lo que presentan una declinación en la producción, asimismo el caudal de producción va disminuyendo progresivamente y es importante dar solución a este problema puesto que, si se mantiene así esta situación, no se podrá extender la vida útil del Campo. Actualmente el campo Patujusal cuenta con 20 pozos los cuales operan desde el año 1.993 y a partir del 2.015 empezaron a presentar caídas del caudal de producción, en aquel momento el caudal producido fue de 500 BPD de petróleo y en la actualidad el caudal ha decaído hasta 200 BPD. Por tal razón, el trabajo de investigación tiene como propósito, optimizar la producción a través de la selección de un método de recuperación secundaria y así incrementar el caudal de producción. 1 - 37

Las etapas que se seguirán durante la optimización de producción son: recopilación de información, conocer la ubicación del campo, analizar los caudales, describir los métodos de recuperación secundaria, seleccionar el método adecuado, simulación con un software, análisis de datos con el software seleccionado y diagramas del fluido inyectado y fluido producido. La metodología empleada en el presente trabajo de investigación, será desarrollada de forma técnica y adecuada que permita emplear un método de recuperación secundaria, entre ellos la inyección de agua o la inyección de gas, mediante arreglos específicos de pozos inyectores y productores, técnicas que se utilizan para incrementar la producción de hidrocarburos. 1.2. ANTECEDENTES

La aplicación de tecnologías eficientes de recuperación secundaria en campos maduros (aquellos que ya alcanzaron su pico de producción e ingresaron en etapa de declinación) configuran un panorama de importantes oportunidades para el país. (Lopez, 2.013) En Bolivia el desarrollo de métodos de recuperación primaria, ya sea por surgencia natural o levantamiento artificial, así como la recuperación secundaria también se aplicó en varios campos de nuestro territorio nacional, ayudando a incrementar la producción de hidrocarburos de dichos campos con resultados favorables. (Ver ANEXO A) El campo Patujusal se encuentra a 120 kilómetros al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz, en la provincia Santa Rosa del Sara del departamento de Santa Cruz, ubicado sobre un lineamiento estructural en la zona del ante país, al norte del arco estructural del Boomerang. Fue descubierto y desarrollado por YPFB entre 1.993 a abril de 1.997. Durante este periodo se perforaron 12 pozos: 7 verticales y 5 dirigidos. Como resultado de la 2 - 37

sísmica 3D realizada el año 2000 en el bloque de Santa Rosa Monos Araña 1, se perforaron en el área sur-este del campo tres pozos horizontales PJS-12H, PJS-14H y PJS-15H y dos dirigidos PJS-16D, PJS-18D. (Documento del Campo Patujusal, 2.020) Prácticamente desde el inicio en 1993, la explotación fue mediante levantamiento artificial con gas lift, sin embargo, a partir de noviembre del 2.003 se puso en marcha el proyecto de inyección de agua al reservorio con el objetivo de mejorar la recuperación de petróleo. El campo produce hidrocarburo liviano con una densidad que oscila entre los 31 y 36 ºAPI y tiene actualmente 20 pozos, de los cuales 10 son productores, 3 inyectores de agua para recuperación secundaria, 5 cerrados y 2 abandonados. (Documento del Campo Patujusal, 2.020) (Ver Tabla 1) Tabla 1: Descripción de los pozos del campo Patujusal

POZOS

CANTIDAD

NOMBRE PJS-X1, PJS-1H, PJS-2D, PJS-3D, PJS-4, PJS-5D,

Perforados

20

PJS-6D, PJS-7, PJS-8D, PJS-9, PJS-10H, PJS-11, PJS-12H, PJS-13H, PJS-14H, PJS-15H, PJS-16D, PJS-17, PJS-18D, PJS-11DA.

Actualmente

10

productores

PJS-1H-PJS-2D- PJS-4, PJS-7, PJS-8D, PJS-13H, PJS-14H, PJS-15H, PJS-16D, PJS-11DA.

Abandonados

02

PJS-17, PJS-11.

Cerrados

05

PJS-5 y PJS-9 (se lo utiliza para monitorear la presión de reservorio), PJS-18D, PJS-12H.

Inyectores de agua

03

PJS-3D, PJS-6H y PJS-10H. Fuente: YPFB Chaco S.A., 2.020

3 - 37

La profundidad promedio de estos pozos es de 1700 metros, en la cual se encuentra el reservorio productor Petaca. Asimismo se presenta la tasa de producción de los pozos del campo Patujusal donde se puede observar los pozos en estado actual activo con un tipo de producción primaria y un sistema de extracción de gas lift de acuerdo a datos proporcionados por la empresa que actualmente opera YPFB Chaco. (Ver ANEXO B) El caudal de producción de la formación Petaca a lo largo de los años de su vida productiva fue disminuyendo, proporcionando datos de producción bastante bajas por ello el plan de trabajo para el campo Patujusal estima que para la presente gestión producirá 200 (MCFD) de gas y 300 (BPD) de petróleo, que comparado con su primer año de producción, que fue de 4.000 (MCFD) de gas y 1.200 (BPD) de petróleo, los volúmenes producidos son realmente bajos, afectando a la producción total del Campo Patujusal. (Documento del Campo Patujusal, 2.020) (Ver Figura 1) Figura 1: Producción de hidrocaburos del campo Patujusal

Fuente: YPFB Chaco S.A., 2.020

4 - 37

Una situación similar pasa con el campo San Alberto que a partir de año 2013 hasta agosto de 2.018 la producción paso de 10.9 millones de metros cúbicos de gas por día (MMmcd) a los 3,2 MMmcd, una caída de un 70,64%. (Antelo, 2.018) (Ver Figura 2) Figura 2: Pronóstico de producción del campo San Alberto

Fuente: Estimación de reservas de hidrocarburos en Bolivia, 2018

Lo mismo paso con el campo Sábalo, además de implementar un tercer módulo en la planta de gas y perforar cuatro pozos inyectores, el resultado fue el mismo, este yacimiento comenzó su declinación en 2015, cuando llego a producir 18,5 MMmcd,

Figura 3: Pronóstico de producción del campo Sábalo

Fuente: Estimación de reservas de hidrocarburos en Bolivia, 2.018

5 - 37

hasta agosto de 2018 la producción bajo a 10,1 MMmcd. (Antelo, 2.018) (Ver Figura 3) 1.3.

PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA

A continuación, se identificara el problema, el cual guiara el proceso del trabajo de investigación. 1.3.1. Identificación del problema

Seguidamente se muestra la tabla de identificación del problema: Tabla 2: Identificación del Problema

PASOS PARA IDENTIFICAR EL PROBLEMA PRINCIPAL Efectos Visibles del Problema

Los pozos del campo Patujusal operan hace más de 27 años, debido al tiempo de vida el caudal de producción empezó a disminuir de 500 BPD a un caudal de 200 BPD. La declinación de la producción de hidrocarburos en los campos maduros de Bolivia a través de los años fue reduciendo su volumen

del establecido, reflejando así la decadencia del sector hidrocarburifero del país. (Antelo, 2.018)

Contexto Problema

(Características)

La producción empleando métodos de recuperación se lo realiza para aminorar situaciones de declinación con el fin de reducir los problemas que ocurren durante la producción de hidrocarburos. Se estima que para la presente gestión el caudal de producción del

Situación

Real campo Patujusal producirá 200 (MCFD) de gas y 300 (BPD) de

(Antecedentes)

petróleo, que comparado con su primer año de producción, que fue de 4.000 (MCFD) de gas y 1.200 (BPD) de petróleo, los volúmenes 6 - 37

producidos son realmente bajos, afectando también a la producción total del Campo Patujusal. (Documento del Campo Patujusal, 2.020) Actualmente el campo Patujusal tiene 20 pozos, con una producción total de 9.143.701 Bbl de petróleo y 698.895 Mpc de gas es así que su producción es muy importante porque el campo aun presenta márgenes de reservas probables y posibles. Unidad o Población Campo Patujusal, provincia Santa Rosa del Sara del departamento afectada.

de Santa Cruz.

Causas

que El campo Patujusal ya viene produciendo desde el año 1.993

originan

el alcanzando su pico máximo de producción, de modo que registra un

problema

proceso de declinación en el caudal de producción. Actualmente no existe un estudio que permita optimizar el caudal de

Necesidad

producción en el campo Patujusal de forma apropiada debido a que

Insatisfecha

no se cuenta con un método conveniente de recuperación para brindar confiabilidad en los resultados.

Situación Problemática

Actualmente los pozos del campo Patujusal empezaron a reducir su caudal de producción debido al tiempo de producción que llevan hasta el momento. Fuente: Elaboración propia, 2.020

7 - 37

1.3.2. Análisis Causa Efecto A continuación, se hace referencia a las causas y efectos del problema. En la Figura 4 se presenta las relaciones entre las posibles causas potenciales y el efecto, las mismas que generan a su vez problema. (Ver Figura 4) Figura 4: Análisis causa efecto

Fuente: Elaboración propia, 2.020

8 - 37

1.3.3

Formulación del Problema

Actualmente los pozos del campo Patujusal vienen produciendo desde el año 1.993 y no se tomaron medidas para realizar mejoras en la recuperación lo cual ha generado una disminución del caudal de producción. 1.3.3.

Preguntas de Investigación



¿Cuál es la producción actual del Campo Patujusal?



¿Cuál será el método adecuado de recuperación?



¿Cuál es la declinación actual del Campo Patujusal?



¿Cómo se podrá incrementar el caudal de producción del campo Patujusal?

1.4.

OBJETIVOS

A continuación, se indicara el objetivo general, objetivo específicos y sus respectivas acciones que pretende alcanzar el presente trabajo de grado él cual es el siguiente: 1.4.1.

Objetivo General

Optimizar el caudal de producción mediante un método de recuperación secundaria para incrementar la producción de fluidos producidos en el campo Patujusal del departamento de Santa Cruz.

9 - 37

1.4.2.

Objetivos Específicos y Acciones de la Investigación

A continuación, en la Tabla 3 se detallan las acciones a desarrollar para cumplir cada uno de los objetivos específicos: Tabla 3: Objetivos específicos y Acciones OBJETIVOS ESPECÍFICOS O.E.1

Describir

las

condiciones de la formación productora Patujusal.

del

ACCIONES A.1.1: Identificar la zona geográfica donde se encuentra el campo Patujusal.

Campo A.1.2: Caracterizar la estructura geológica de los reservorios productores del Campo Patujusal. A.1.3: Analizar las características petrofísicas de la formación productora. A.2.1: Analizar los caudales producidos del campo.

A.2.2: Describir los diferentes métodos de recuperación O.E.2 Seleccionar el método secundaria. de recuperación secundaria A.2.3: Seleccionar los pozos candidatos para aplicar el aplicable al Campo. método. A.2.4: Elegir el método de recuperación a utilizar. A.3.1: Analizar los historiales de producción del pozo seleccionado. O.E.3 Desarrollar el método A.3.2: Seleccionar la configuración adecuada de los de recuperación secundaria pozos inyectores. seleccionado.

A.3.3: Calcular el volumen de fluidos a inyectar. A.3.4: Localizar la fuente de alimentación del fluido motriz. A.3.5: Estimar el nuevo caudal de producción del pozo productor con el método seleccionado.

10 - 37

A.4.1: Seleccionar un software adecuado O.E.4

Simular

mediante

un

el

sistema A.4.2: Determinar el nuevo caudal producido mediante un software software adecuado.

adecuado.

A.4.3: Analizar los datos obtenidos con el software.

O.E.5 Realizar un diagrama

A.5.1: Seleccionar el software de diseño adecuado.

de fluidos producidos. A.5.2: Graficar la corriente del fluido inyectado al Campo Patujusal. Fuente: Elaboración propia, 2.020

1.5.

JUSTIFICACIÓN

Con el objetivo de avalar el nivel del trabajo de investigación, a continuación, se detallan las distintas justificaciones. 1.5.1.

Justificación Social

La realización de este trabajo de investigación es importante porque se realizará la intervención con un método de recuperación secundaria en el campo Patujusal y de esta forma se podrá revitalizar un campo maduro para el beneficio de la comunidad más cercana y asimismo generar nuevas perspectivas de desarrollo para el departamento de Santa Cruz. 1.5.2.

Justificación Económica

En Bolivia la industria hidrocarburifera actualmente sigue siendo la principal fuente económica, es de esta forma que cualquier incremento en la producción de petróleo y/o gas generaría mayores ingresos económicos a la industria y por lo tanto al país.

11 - 37

1.5.3.

Justificación Técnica

Cuando un campo baja su nivel de producción de manera significativa, es posible aplicar operaciones de intervención con el propósito de mejorar y/o aumentar la producción de hidrocarburos. Las tecnologías que se aplican en los métodos de recuperación primaria y secundaria han sido los métodos de recuperación más utilizados en los yacimientos de petróleo y gas con el fin de aumentar su energía. El presente trabajo de investigación es importante porque se optimizara la producción aplicando un método de recuperación secundaria en el campo Patujusal para incrementar el volumen de hidrocarburos producidos 1.6.

DELIMITACIÓN

A continuación, se detallan las limitaciones en la realización del trabajo de investigación. 1.6.1.

Delimitación Temática

El presente trabajo de investigación se refiere a la optimización de la producción en el campo Patujusal para incrementar el caudal de producción a través de un método de recuperación secundaria. Esto abarca lo siguiente: 1.6.1.1. Área de Investigación El presente trabajo de investigación se realizará en el campo de acción de Ingeniería Petrolera correspondiente a la Producción. 1.6.1.2. Temas Específicos La tesis del Campo Patujusal abarcara temáticas muy importantes que permitirán alcanzar el objetivo deseado descritas a continuación: 12 - 37

-

Geología del petróleo.

-

Producción Petrolera I, II, III y IV.

-

Ingeniería de Reservorios I, II, III.

-

Sistemas de Información Geográfica.

-

Modelos de Simulación.

1.6.2.

Delimitación Geográfica

El Campo Patujusal se encuentra ubicado en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz, a 118 km y específicamente en el pozo PJS-2 en el reservorio Petaca. La altura promedio del terreno es de 224 metros sobre el nivel del mar, y conforma una planicie húmeda cubierta de espesa vegetación y abundantes lagunas pantanosas. (Ver figura 5) Figura 5: Mapa de ubicacion del Campo Patujusal

Fuente: YPFB CHACO S.A.

1.6.3.

Delimitación Temporal

El desarrollo del trabajo se realizara durante las gestiones académicas del primer y segundo semestre del año 2.020, según el calendario académico de la Escuela Militar de Ingeniería (EMI), dando cumplimiento a las acciones de todos los objetivos específicos. 13 - 37

1.7.

HIPÓTESIS

A continuación se presenta la formulación de la hipótesis: 1.7.1.

Formulación de la Hipótesis

La optimización del caudal de producción mediante un método de recuperación secundaria permitirá incrementar la producción de los pozos del campo Patujusal del departamento de Santa Cruz. 1.7.2.

Identificación de Variables

A continuación, se identificara las variables independiente y dependiente: 1.7.2.1. Variable Independiente Optimización del caudal de producción 1.7.2.2.

Variable Dependiente

Incremento de la producción de los pozos del campo Patujusal.

14 - 37

1.7.3. Definición Conceptual En la tabla 4 se observa la conceptualización de las variables independiente y de la variable dependiente. (Ver Tabla 4) Tabla 4: Definición conceptual de variables

VARIABLE

DEFINICION CONCEPTUAL

Optimización del caudal de

La optimización de la estrategia de producción es

producción

una etapa importante en la selección de las estrategias para el manejo de agua o gas; se analizan características petrofísicas del yacimiento y las mejores de condiciones de producción.

Incremento de la producción

Es mejorar la producción de los pozos en el campo

de los pozos del campo

Patujusal mediante la aplicación de un método de

Patujusal

recuperación. Fuente: Elaboración propia, 2.020

15 - 37

1.7.4.

Operacionalización de variables

En la Tabla 5 se establece la operacionalización de la variable independiente y de la variable dependiente, respectivamente con la dimensión e indicador de cada una: (Ver Tabla 5) Tabla 5: Operacionalización de Variables VARIABLE Variable

DIMENSIÓN

Independiente:

INDICADOR

Caudal de inyección.

Inyección de agua.

Caudal de producción.

Inyección de gas

Barriles.

Cantidades

Optimización del caudal de producción. Variable

dependiente:

Incremento de la producción de los pozos del campo Patujusal.

producidas. Millones

de

pies

cúbicos.

Fuente: Elaboración propia, 2.020

16 - 37

volumétricas

1.8.

MATRIZ DE CONSISTENCIA

La matriz de consistencia representa de forma esquemática la relación entre el problema de investigación, el objetivo general y la hipótesis. (Ver Figura 6) Figura 6: Matriz de consistencia

Fuente: Elaboración propia, 2.020

17 - 37

2. MARCO TEÓRICO 2.1.

CONTENIDO DEL MARCO TEÓRICO

En la tabla 6 se llega a plasmar la parte teórica referida a la temática en cuestión, que servirá de sustento para la investigación. (Ver Tabla 6) Tabla 6: Contenido del marco teórico

OBJETIVOS

ACCIONES

TEORIA

ESPECÍFICOS A.1.1:

Identificar

la

zona Sistemas

geográfica donde se encuentra el Información O.E.1 Describir las campo Patujusal. Geográfica. condiciones de la A.1.2: Caracterizar la estructura Geología Estructural. formación del geológica de los reservorios productores del Campo Patujusal. Campo Patujusal. productora

A.1.3: Analizar las características Petrofísica petrofísicas

de

la

productora.

18 - 37

formación

de

A.2.1:

Analizar

los

caudales Producción Petrolera.

producidos del campo. O.E.2 el

Seleccionar método

de

A.2.2:

Describir

métodos

los

de

diferentes Producción Petrolera.

recuperación

secundaria.

recuperación secundaria

A.2.3:

Seleccionar

los

pozos Producción Petrolera.

aplicable al campo. candidatos para aplicar el método. A.2.4:

Elegir

el

método

de Producción Petrolera.

recuperación a utilizar. A.3.1: Analizar los historiales de Producción Petrolera. producción del pozo seleccionado. A.3.2: Seleccionar la configuración Producción Petrolera. O.E.3 Desarrollar el método recuperación secundaria seleccionado.

adecuada de los pozos inyectores.

de A.3.3: Calcular el volumen de Producción Petrolera. fluidos a inyectar. A.3.4:

Localizar la

fuente de Producción Petrolera.

alimentación del fluido motriz. A.3.5: Estimar el nuevo caudal de Producción Petrolera. producción del pozo productor con el método seleccionado.

19 - 37

A.4.1: Seleccionar un software Modelos de Simulación. adecuado. O.E.4

Simular

el A.4.2: Determinar el nuevo caudal Modelos de Simulación.

sistema mediante un producido mediante un software software adecuado.

adecuado. A.4.3: Analizar los datos obtenidos Modelos de Simulación. con el software. A.5.1: Seleccionar el software de Dibujo técnico.

O.E.5

Realizar

un diseño adecuado.

diagrama de fluidos A.5.2: Graficar la corriente del Dibujo técnico. producidos. fluido inyectado al Campo Patujusal. Fuente: Elaboración propia, 2.020

2.2.

DESARROLLO DEL MARCO TEORICO

A continuación, se presenta el desarrollo del marco teórico. 2.2.1.

Sistemas de Información Geográfica

Un sistema de información geográfica (SIG) es un sistema empleado para describir y categorizar la Tierra y otras geografías, es un conjunto de herramientas para reunir, introducir en el ordenador, almacenar, recuperar, transformar y cartografiar datos espaciales sobre el mundo real para un conjunto particular de objetivos. El objetivo de SIG consiste en crear, compartir y aplicar útiles productos de información basada en mapas que respaldan el trabajo de las organizaciones, así como crear y administrar la información geográfica pertinente.

20 - 37

El uso de este tipo de sistemas facilita la visualización de los datos obtenidos en un mapa con el fin de reflejar y relacionar fenómenos geográficos de cualquier tipo, desde mapas de carreteras hasta sistemas de identificación de parcelas agrícolas o de densidad de población. (Sendra, 1992. ) (Ver Figura 7) Figura 7: Ejemplos de mapas obtenidas con SIG

Fuente: (Sendra, 2012) 2.2.2.

Geología Estructural

La geología estructural es la rama de la geología que estudia las estructuras geológicas presentes en la corteza terrestre, ya sea de todo el planeta o de una determinada región. En los estudios geológicos de esta naturaleza se realiza la identificación y análisis de las principales estructuras geológicas y su reconocimiento para luego realizar el mapeo de las estructuras tectónicas de un determinado sector. (Bolousov, 2009) (Ver Figura 8)

21 - 37

Figura 8: Estructuras geologicas

Fuente: Bolousov, 2.009

2.2.2.1.

Clasificación basada en la configuración de las trampas

Desde el punto de vista geológico se utilizan las formas físicas de las estructuras o estratos impermeables que limitan las rocas yacimiento, donde los hidrocarburos quedan entrampados, como el criterio más sencillo para clasificar los yacimientos. (Ferrer, 2010) a) Trampas estructurales Las trampas estructurales se deben a procesos posteriormente al depósito de los sedimentos como por ejemplo, la formación de los estratos del subsuelo causada por fallas (fractura con desplazamiento) y plegamientos. Hay tres formas básicas de una trampa estructural en la geología del petróleo: anticlinal, falla y domo salino. b) Trampas estratigráficas Son aquellas donde el factor principal que la origina es la perdida de permeabilidad y porosidad de la roca de yacimiento debido a un cambio litológico como por ejemplo arena a lutita. La presencia de este tipo de trampas está relacionada con el ambiente en el cual se depositaron los estratos y von el sitio que ocupan en la cuenca. Pueden formarse por cambio de faces o por cambio de permeabilidad y puede presentarse en forma de cuña alargada encajadas entre dos estratos, como es el caso 22 - 37

de los lentes d arena, o bien, en arrecifes, rodeados de sellos impermeables como las calizas porosas, entre otras. c) Trampas mixtas Este tipo de yacimiento de hidrocarburos puede estar formado por la combinación de dos o más trampas estructurales y estratigráficas, y en varias modalidades, cuya geometría es el resultado de una combinación de los procesos tectónicos y cambios en la litología. 2.2.3. Petrofísica La petrofísica es el estudio de las propiedades físicas y químicas que describen la incidencia y el comportamiento de las rocas, los sólidos y los fluidos. Para caracterizar un depósito de petróleo o de gas, se realizan mediciones tales como resistividad, neutrones y densidad, a partir de las cuales se pueden cuantificar la permeabilidad, las saturaciones y la porosidad efectivas. (Ricardo, 2010) Los fenómenos geológicos que requiere la acumulación del petróleo son los siguientes: • Un estrato poroso y permeable que es el depósito o yacimiento en el que se encuentra el petróleo. • Una capa impermeable superior • Una característica estructural o una barrera impermeable, o una combinación de ambas que atrapen al petróleo evitando que siga su migración. 2.2.3.1. a)

Propiedades de las Rocas

Porosidad

La porosidad de un medio poroso se denota con el símbolo Φ y se define como la relación de espacio vacío, o volumen poroso, entre el volumen total de roca. Esta relación se expresa en fracción o porcentaje. Cuándo se usa un valor de porosidad en una ecuación regularmente se expresa en fracción.

23 - 37

El término de la porosidad de hidrocarburos se refiere aquella parte de la porosidad que contiene hidrocarburos. (Barberii, 2.010) (Ver Figura 9) Figura 9: Porosidad de los hidrocarburos

Fuente: Barberii, 2.010

b) Permeabilidad Es una propiedad del medio poroso que mide la capacidad y habilidad de la formación para permitir el flujo de fluidos a través de esta. La permeabilidad de la roca, k, es una propiedad de gran importancia debido a que controla la dirección del movimiento y el gasto de flujo de los fluidos del yacimiento en la formación. De hecho la ecuación que define la permeabilidad en términos medibles es conocida como Ley de Darcy. (Barberii, 2.010) 2.2.4. Registros Geofísicos Conocer las características de las formaciones atravesadas por los pozos, tanto en su naturaleza litológica, como en lo relativo a su contenido de fluidos (agua o hidrocarburos), es motivo de profundo interés. Del conocimiento de los diferentes parámetros que tal información proporciona, dependerá la extracción eficiente de los hidrocarburos. Para ello se cuenta con el muestreo de los pozos; es decir, del registro de lo que la barrena atraviesa. Este muestreo se hace en forma directa: estudiando muestras de la formación, o mediante el análisis continuo del fluido de perforación, y por la introducción mediante cables con conductores eléctricos de dispositivos medidores de

24 - 37

los distintos parámetros característicos de las formaciones atravesadas y de su contenido. (Alejandro, 2007) 2.2.4.1.

Interpretación Cualitativa

El primer paso de cualquier análisis e interpretación de los registros geofísicos es la interpretación cualitativa que consiste en dar un vistazo general al conjunto de registros con el fin de identificar diferentes zonas: • Identificación de litologías (arenas, calizas, dolomías, anhidrita, sal, carbón, arcillas, etc.) • Localización de zonas permeables • Contenido de fluidos en zonas permeables (agua, aceite, gas) • Condiciones del agujero que pueden afectar la respuesta de la herramienta (agujero uniforme, cavernas, rugosidad, salinidad del lodo, etc.) Para contar con una buena interpretación cualitativa de los registros, es necesario tener un conocimiento básico del principio de operación y la respuesta de las herramientas de en diferentes litologías y condiciones de pozo. (Arroyo, 1985) (Ver Figura 10) Figura 10: Ejemplo de registro geofísico

Fuente: (Arroyo, 1985)

25 - 37

2.2.5.

Producción Petrolera

La producción de hidrocarburos es el proceso de sacar de manera ordenada y planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos subterráneos. La producción de hidrocarburos es uno de los procesos que implica la buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar a cabo las buenas técnicas para conseguir el objetivo. (José, 1969) Esta se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas ambientales y de seguridad, y fortaleciendo la soberanía tecnológica. Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indique que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente explotable. Aquí se puede señalar a la exploración, la cual implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen Para determinar la habilidad que tiene un pozo de producir fluidos, y cómo estos fluirán a través de la formación se realizan pruebas de pozos, los cuales en base al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y estimación del comportamiento del pozo. (Guaño, 2009) A su vez en pozos de gas se realizan pruebas de inyecciones que permitan saber cómo se trabajarán los fluidos a inyectarse cuando el pozo se maneje de una forma artificial; aquí se toma en cuenta las condiciones de fluido continuo, las cuales consisten en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos por el pozo. Cuando tenemos un pozo productor de gas, se realizan análisis los cuales conlleven a determinar cómo será su producción dependiendo de sus presiones. Se pueden dividir pozos de baja a mediana presión y pozos de alta presión. Para realizar estos 26 - 37

análisis se va a métodos y pruebas convencionales, los cuales arrojen los resultados que se quieren obtener. El tipo de prueba a seleccionar dependerá del tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del yacimiento. (Barberii, 2.010) 2.2.6.

Métodos de Recuperación Secundaria

Es un tipo de recuperación que consiste en introducir energía artificial al pozo inyector para desplazar o empujar el hidrocarburo hacia los pozos productores, modificando su comportamiento dinámico y manteniendo el estado de inmiscibilidad. La recuperación secundaria incluye los procesos inmiscibles, tales como: inyección de agua, inyección de gas. 2.2.6.1.

Inyección de agua

La inyección de agua es un método que se descubrió de manera accidental en el año 1870, en la ciudad de Pennsylvania, cuando una fuga en una formación acuífera redujo la producción del pozo afectado, aumentando la producción de los pozos vecinos. Dentro de la recuperación secundaria, el fluido de inyección más común es el agua debido a su disponibilidad, bajo costo, alta eficiencia de desplazamiento, alta presión en el yacimiento y alta gravedad específica que facilita la inyección. La inyección de agua consiste en inyectar volúmenes predeterminados de agua de formación previamente tratada o reacondicionada. Los parámetros a tratar son: corrosividad, reactividad con minerales arcillosos, sólidos o líquidos que produzcan obstrucción en el pozo de inyección como: sulfato de bario (BaSO4), carbonato de calcio (CaCO3), carbonato de magnesio (MgCO3), sulfuro de hierro (FeS), entre otros. En el yacimiento el agua se moviliza y desplaza al petróleo remanente hacia los pozos productores; la inyección de agua con baja salinidad ha demostrado una elevada recuperación de petróleo. (Pan Americam Mature Field Congress, 2.015)

27 - 37

2.2.6.2.

Inyección de gas inmiscible

El gas inmiscible históricamente fue utilizado para mantener la presión del yacimiento, incrementar la recuperación de petróleo y reducir la declinación de la producción. Una vez que el gas se inyecta dentro de la formación, el fluido tiende a expandirse y logra empujar al petróleo hacia la superficie; la inyección de gas requiere el uso de compresores para elevar la presión del gas, logrando que el fluido entre en los medios porosos de la formación. El recobro de la inyección de gas inmiscible es menor al recobro de la inyección inmiscible de agua, sin embargo en algunas situaciones el único proceso posible de recuperación secundario es la inyección de gas inmiscible debido a las características que presenta la formación como: baja permeabilidad de petróleo, contenido de arcillas expandibles y formaciones con poco espesor en donde el principal mecanismo de accionamiento es la solución de gas. Los gases inmiscibles que se inyectan pueden ser: gas natural, gas nitrógeno, dióxido de carbono, entre otros. (Hawkins, 1.968) Figura 11: Tipos de recuperación secundaria

Fuente: (Hawkins, 1.968)

28 - 37

2.2.7. Arreglo de pozos Muchos de los campos viejos que luego han sido sometidos a invasión para la recuperación secundaria, se desarrollaron inicialmente mediantes espaciado irregular de los pozos, pero una mejor comprensión del comportamiento de los yacimientos ha traído como consecuencia el uso de arreglos y espaciados uniformes en los pozos perforados durante el desarrollo del yacimiento. Esto significa que el momento de planificar el proceso de recuperación secundaria, el campo estará desarrollado sobre la base de un arreglo regular donde los pozos inyectores y productores forman figuras geométricas conocidas y muy variadas. Los factores que más influyen en la selección del tipo de arreglo son: la forma original en que ha sido producido el yacimiento, la, permeabilidad del yacimiento, la viscosidad de los fluidos, la razón de movilidad, la razón pozos inyectores a pozo productores, la estructura del yacimiento y las características geológicas del mismo. La unidad de arreglo, es la menor porción que se aprecia en un arreglo de pozo, el cual presenta una simetría de flujo con los otros pozos y de donde esta unidad debe incluir al menos un pozo inyector y uno productor. (Babson, 2.011) 2.2.8.

Modelos de Simulación

Los simuladores de reservorios modernos están basados en el modelo de tipo tanque que conforma la base de la ingeniería de reservorios. Sin embargo, así se considera el reservorio como una unidad de tanque, la simulación divide al reservorio en muchas unidades de tanque que interactúan con cada uno de ellos. El número de unidades de tanque, o nichos, dependen de muchos factores, incluyendo la heterogeneidad del reservorio, el número de pozos de desarrollo de proyectos, la heterogeneidad de los reservorios requiere un número grande de nichos. Los simuladores de acuerdo al tipo número de fases en el fluido e movimiento yacimiento pueden ser monofásicos, bifásicos y trifásico, además el “flujo composicional”, el cual nació de la necesidad de simular procesos donde los fluidos 29 - 37

están cercano s al punto crítico y se presenta continuas precipitaciones de líquidos o revaporizaciones en el reservorio. En la actualidad, existe una gran cantidad de simuladores de yacimientos, los cuales pueden clasificarse en función de las características que representan, el yacimiento en estudio o un proceso físico que se quiere reproducir. (Useche, 2.014) (Ver Figura 12) Figura 12: Tipos de Simulación

Fuente: (Useche, 2014)

2.2.9.

Dibujo técnico

El dibujo técnico es un sistema de representación grafica de diversos tipos de objetos, con el propósito de proporcionar información suficiente para facilitar su análisis, ayudar a elaborar su diseño y posibilitra su construcción. Para representar los componentes de un modelo de simualcon, es necesario contar con una graficadora que nos permita representar los elementos del sistema mediante graficas o diagramas. Se toma en cuenta dos modelos básicos de este comportamiento. • Modelo Estático 30 - 37

• Modelo Dinámico. La combinación de los modelos estático y dinámico busca optimizar el escenario de exploración, definición, límite y cuantificación de reservas de un yacimiento. Dentro de una unidad hidráulica se perforan uno o más pozos que comparten la misma reserva original. (Ferrer, 2010) Mediante el estudio de la historia de producción de los fluidos se puede determinar:  En arenas diferentes que tienen curvas de producción similares puede existir una conexión hidráulica. 

En yacimientos que presentan declinaciones de presión mientras los pozos productores del yacimiento permanecen cerrados y yacimientos con aumentos o mantenimientos de presión, sin procesos de inyección y sin acuíferos asociados.

 Si presentan balance de materiales que indiquen comunicación de fluidos entre arenas, consideradas en principio independientes

31 - 37

3. DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN En el diseño metodológico se dan a conocer los indicadores, los cuales nos ayudaran a determinar la realización de las acciones y los instrumentos que se utilizaran para controlar las mismas. (Ver Tabla 7) Tabla 7: Diseño de la investigación OBJETIVOS

ACCIONES

TEORIA

INSTRUMENTO

ESPECÍFICOS A.1.1: Identificar la zona Sistemas

O.E.1

geográfica

donde

encuentra

el

de Google Earth.

se Información

campo Geográfica.

Describir Patujusal.

las condiciones A.1.2: Caracterizar la Geología de la formación estructura geológica de Estructural productora del los reservorios

Registro

Campo

productores del Campo

Patujusal.

Patujusal.

Patujusal. A.1.3:

Analizar

las Petrofísica

características petrofísicas

estratigráfico del campo

Planilla de datos del

de

la

formación productora.

32 - 37

Patujusal.

campo

A.2.1:

Analizar

los Producción

caudales producidos del Petrolera

Tablas de producción del Campo Patujusal

campo. Describir O.E.2 Seleccionar A.2.2: el método de diferentes métodos

los Producción

Métodos

de Petrolera

recuperación

recuperación

recuperación secundaria.

secundaria.

secundaria

A.2.3:

Configuración

aplicable

al pozos

Campo.

Seleccionar candidatos

los Producción para Petrolera

de

de

pozos inyectores.

aplicar el método. A.2.4: Elegir el método de Producción

Métodos

recuperación a utilizar.

recuperación

Petrolera

de

secundaria. A.3.1:

Analizar

los Producción

producción del pozo

del pozo seleccionado.

seleccionado.

Seleccionar

la Producción

configuración adecuada de Petrolera el

método

recuperación secundaria seleccionado.

de

historiales de producción Petrolera

A.3.2: O.E.3 Desarrollar

Historial

Configuración

de

pozos inyectores.

los pozos inyectores.

de A.3.3: Calcular el volumen Producción

Tablas y ecuaciones

de fluidos a inyectar.

de fluidos.

Petrolera

A.3.4: Localizar la fuente Producción

Tabla comparativa de

de alimentación del fluido Petrolera

fuentes de agua y

motriz.

gas.

A.3.5: Estimar el nuevo Producción

Ecuaciones

caudal de producción del Petrolera

análisis nodal.

pozo

productor

con

el

método seleccionado. 33 - 37

de

A.4.1: O.E.4 Simular el sistema

Seleccionar

un Modelos

software adecuado

Simulación.

A.4.2: Determinar el nuevo Modelos

mediante

un caudal producido mediante Simulación.

software

Eclipse. de Prosper. Eclipse.

un software adecuado.

adecuado.

A.4.3: Analizar los datos Modelos obtenidos con el software. A.5.1:

O.E.5

de Prosper.

Realizar

un diagrama de

Seleccionar

software

de

de Reporte

Simulación.

Software.

el Dibujo técnico.

Autocad.

diseño

Vector Works.

adecuado. 3D Max.

fluidos producidos.

A.5.2: Graficar la corriente Dibujo técnico. del

agua

inyectado

al

Autocad. Vector Works.

Campo Patujusal. 3D Max. Fuente: Elaboración propia, 2.020

34 - 37

del

4.

TEMARIO TENTATIVO

CAPÍTULO 1: GENERALIDADES 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8

INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA OBJETIVOS JUSTIFICACIÓN DELIMITACIÓN HIPOTESIS MATRIZ DE CONSISTENCIA

CAPÍTULO 2: MARCO TEORICO 2.1 ESQUEMA DEL MARCO TEORICO 2.2 CONTENIDO DEL MARCO TEORICO 2.3 DESARROLLO DEL MARCO TEORICO CAPÍTULO 3: MARCO METODOLÓGICO 3.1 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN 3.2 TIPO DE INVESTIGACIÓN 3.3 NIVEL DE INVESTIGACIÓN 3.4 MÉTODO DE INVESTIGACIÓN 3.5 UNIDAD DE ESTUDIO 3.6 OPERACIONALIZACIÓN DE OBJETIVOS 3.7 TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN Y ANÁLISIS DE DATOS CAPÍTULO 4: MARCO PRÁCTICO 4.1. 4.2. 4.3. 4.4. 4.5. 4.6.

DESCRIPCIÓN DE LAS CONDICIONES DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA DEL CAMPO PATUJUSAL SELECCIÓN DEL MÉTODO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA APLICABLE AL CAMPO DESARROLLO DEL MÉTODO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA SELECCIONADO SIMULACIÓN DEL SISTEMA MEDIANTE UN SOFTWARE ADECUADO DIAGRAMA DE FLUIDOS PRODUCIDOS VALIDACIÓN DE HIPÓTESIS

CAPÍTULO 5: ANÁLISIS DE VIABILIDAD Y/O PRESUPUESTO 5.1 5.2

VIABILIDAD TÉCNICA VIABILIDAD ECONÓMICA Y/O PRESUPUESTO DEL PROYECTO 35 - 37

CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 CONCLUSIONES 6.2 RECOMENDACIONES REFERENCIAS Bibliografía Webgrafía GLOSARIO LISTA DE ACRÓNIMOS Y ABREVIATURAS ANEXOS

36 - 37

5. CRONOGRAMA DE TRABAJO. Tabla 8: Cronograma de actividades

Fuente: Elaboración propia, 2020

37- 37

REFERENCIAS

REFERENCIAS Bibliografía -

Alejandro, A. C. (2007). Bases Teóricas e Interpretación de Registros Geofísicos de Pozos. Mexico: Facultad de Ingenieria UNAM.

-

Arroyo. (1985). Registro Geofisicos de Pozos. Mexico.

-

Babson. (2011). Seleccion para proyectos de inyeccion convencional de agua y/o gas. PV.Prod.

-

Barberii. (2010). Yacimientos de Hidrocarburos.

-

(2018). Campo Patujusal. Santa Cruz: Y.P.F.B. CHACO.

-

Ferrer, M. P. (2010). Fundamentos de Ingenieria de Yacimientos. GUAJIRO BLANCO.

-

Hawkins, C. y. (1968). Ingeniera aplicada de yacimientos petroleros . Tecnos.

-

HOBBS, B. M. (1981). Geologia Estructural.

-

José, S. G. (1969). Petróleo. Caracas: Monte Ávila.

-

Lopez, B. (2013). Congreso Internacional Gas & Energía. Consulting Manager de Halliburton.

-

(2018). Plan de trabajo para el Campo Patujusal. Santa Cruz: YPFB Chaco S.A.

-

Ricardo, C. P. (2010). Apuntes de la asignatura de Petrofisica . Mexico: Facultad de Ingenieria.

-

Sendra, .. B. (1992. ). “Sistemas de Información Geográfica”. RIALP.

-

Useche. (2014). Simulador de yacimientos, una propuesta para mejorar su aplicabilidad. Caracas.

Webgrafía -

Brow,

k.

(2012).

campo

gasiferos

y

petroliferos

de

bolivia

.

Obtenido

de

http://www.academia.edu/25596183/CAMPOS_GASIFEROS_Y_PETROLIFEROS_DE_B OLIVIA -

Guaño.

(2009).

DSpace

en

ESPOL.

Obtenido

de

http://www.dspace.espol.edu.ec/bistream/123456789/6149/26/CAPITULO1.doc -

Pan

Americam

Mature

Field

Congress.

(2015).

Obtenido

http://www.onthewavefront.com/technologies/powerwave/videos/index.php -

Prudente, B. (2015). Obtenido de https://www.youtube.com/watch?v=_Cl-1p9o-80

de

ANEXOS

ANEXO A Campos Bolivianos desarrollados con recuperación primaria y secundaria

ANEXO A: Campos bolivianos desarrollados con recuperación primaria y secundaria

A= RECUPERACIÓN PRIMARIA ENERGIA NATURAL DEL YACIMIENTO B= RECUPERACIÓN PRIMARIA LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL C= RECUPERACIÓN SECUNDARIA D= RECUPERACIÓN TERCIARIA EN ESTUDIOS

ANEXO B Tabla de producción de los pozos del campo Patujusal

ANEXO B: Tabla de producción de los pozos del campo Patujusal.

2020

ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA INFORME DE REVISION DE TESIS

FORMULARIO

Form.: IRT-01-2017

FECHA DE EDICIÓN

09/03/2020

NIVEL

Grado

NORMATIVA

RAC.02

ASIGNATURA

Trabajo de Grado I y II

ETAPA DE LA TESIS

PERFIL DE TESIS

UA CBBA

CARRERA

Ingeniería Petrolera

FECHA RECEPCIÓN

Título del Tema

OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN EL CAMPO PATUJUSAL PARA INCREMENTAR EL CAUDAL DE PRODUCCIÓN POR EL MÉTODO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA.

Estudiante

DANIELA VELARDE ALVARES

DE

OBSERVACIONES DE FONDO DESDE EL PUNTO DE VISTA TECNICO

SIGUE AL REVERSO…

OBSERVACIONES DE FONDO DESDE EL PUNTO DE VISTA METODOLOGICO

OBSERVACIONES DE FORMATO

COMENTARIOS Y O RECOMENDACIONES

NOMBRE DEL REVISOR