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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”

METODO DE RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE GAS 1. OBJETIVOS 1.1. OBJETIVO GENERAL  Profundizar los conocimientos adquiridos en clase sobre la recuperación secundaria mediante inyección de gas. 1.1. OBJETIVOS ESPECIFICOS  Citar los pozos en Bolivia en los cuales se presenta esta modalidad de producción.  Nombrar las fuentes de gas existentes en el país, mediante las plantas de gas presentes.  Conocer los equipos empleados en una planta de gas. 2. MARCO TEORICO Segunda etapa de producción de hidrocarburos durante la cual un fluido externo, como agua o gas, se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan comunicación de fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. Las técnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas y la inundación con agua. Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se inyecta en la zona de producción para barrer el petróleo del yacimiento. Durante la etapa de recuperación primaria, puede comenzar un programa de mantenimiento de la presión, pero es una forma de recuperación mejorada. La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos productores y la producción deja de ser económica. El uso sucesivo de la recuperación primaria y la recuperación secundaria en un yacimiento de petróleo produce alrededor del 15% al 40% del petróleo original existente en el lugar.

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2.1. METODOS TÉRMICOS  Inyeccion cíclica de vapor (huff and puff)  Inyeccion continua de vapor (steam drive)  Combustion in situ 2.2. METODOS QUIMICOS

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”  Metodos miscibles (solventes, CO2, micro emulsiones, gas)  Metodo de baja tensión (surfactante)  Metodos alcalinos  Inyección de agua viscosa (polímeros)  Combinacion de los tres anteriores

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”  Recuperacion con microorganis

3. CAMPOS EN LOS QUE SE APLICA INYECCION DE GAS EN BOLIVIA

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3.1. CAMPO PATUJUSAL Y PATUJUSAL OESTE Los Campos Patujusal y Patujusal Oeste fueron descubiertos en 1993, prácticamente desde el inicio la explotación fue mediante levantamiento artificial con Gas Lift; sin embargo, a partir del año 2003 se puso en marcha la planta de inyección de agua al reservorio con el objetivo de mejorar la recuperación de petróleo. En estos campos se perforaron 20 pozos, de los cuales 12 son productores, tres inyectores de agua para recuperación secundaria, uno inyector de agua de disposición y cuatro están cerrados por improductivos. La profundidad promedio de estos pozos es de 1.700 metros, medida en la cual se encuentra el nivel productor Petaca. La producción promedio diaria actual de este campo es de 430 barriles de petróleo y 0.45 millones de pies cúbicos de gas.

3.2. PLANTA ITAU El mercado interno hoy en día consume 10 MMmcd de gas natural y lo que producirá la nueva planta representa la mitad del consumo por día en toda Bolivia. La planta Itaú se construye en el megacampo gasífero de San Alberto, en Yacuiba. El campo San Alberto aumentará su producción de 12 millones de metros cúbicos al día (MMmcd) de gas natural a más de 17 MMmcd, gracias a la planta Itaú de procesamiento de este carburante, la cual estará lista en julio e inyectará a este campo 5 MMmcd. El mercado interno hoy en día consume 10 MMmcd de gas natural y lo que producirá la nueva planta representa la mitad del consumo por día en toda Bolivia. La infraestructura garantizará el abastecimiento del carburante para los compromisos nacionales e internacionales. UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” De los tres pozos que alimentarán la planta Itaú, explicó Salinas, el III está en intervención, el IV en perforación, y el I ya produce y está en pruebas de alimentación al campo San Alberto inicialmente. La capacidad de producción de gas natural en Bolivia este año será de 63 MMmcd y la producción en promedio llegará a los 58 MMmcd que se repartirán tanto para el mercado interno como externo (Brasil y Argentina), según los datos del Plan de Inversiones de YPFB 2013. En la actualidad en el campo San Alberto existen otras dos plantas ya en operación nada una de éstas tiene una capacidad de procesamiento de gas natural de 6,6 MMmcd, pero ambas producen un promedio 12 MMmcd. Con la nueva planta Itaú la producción llegará a los 17 MMmcd anunciados. Petrobras es la operadora del campo San Alberto a través de un contrato que firmó con YPFB, que la compromete a invertir para la producción de gas y construcción de la nueva planta, sin embargo, una vez que concluya el proyecto y comience la producción, la estatal empezará a devolver a la brasileña el dinero invertido a través de costos recuperables, detalló Salinas. “Una vez culminada la devolución de estos costos recuperables, la planta será de Yacimientos”, remarcó el funcionario. Para la nueva planta y los tres pozos se invirtió casi $us 300 millones. Sin embargo, sólo la planta está calculada en $us 110 millones. El pozo de inyección de agua San Alberto (SAL) 101i, cuyo proyecto comenzó en enero de este año, permitirá introducir a 3.000 metros de profundidad, en una capa arenosa, el agua desechable que sale de otras perforaciones por medio de las que se extrae el gas que alimenta ese campo. La información fue proporcionada por Julio César Flores, supervisor del pozo, que también es operador de la brasileña Petrobras. “Es un pozo de inyección, no es de perforación de gas. Ahí se inyecta el agua que viene de los pozos (productores) y que no se puede utilizar ni para la agricultura, ni para el aseo. Abajo encuentra arena y se redistribuye”, explicó.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” El líquido que introducirán al SAL 101i es el que extraerán de los otros pozos que alimentan San Alberto, esa sustancia es 12 veces más salada que el agua del mar, argumentó el funcionario, por lo que no se le puede dar ningún uso.

3.3. CAMPO LA PEÑA

En 1965 se culmino satisfactoriamente el pozo La Peña X3 el cual fue descubridor del principal reservorio en el campo La Peña, este pozo fue caracterizado como uno de los pocos pozos en Bolivia como productor de petróleo y gas condensado, pero principalmente productor de petróleo.

El campo La Peña se fue desarrollando desde entonces hasta 1998 donde por datos obtenidos del Instituto Nacional de Estadística paro su producción debido a que empezó a perder energía natural en el pozo y por tanto su producción se fue reduciendo hasta que esta llego a ser desfavorable económicamente.

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Al ser el campo La Peña un campo productor de petróleo mencionare algunos tipos de procesos que existen para la recuperación terciaria de petróleo y mencionare cuál de ellos se adecua más con las características del pozo.

3.3.1. INUNDACIÓN ARTIFICIAL QUÍMICA

Uno de los métodos utilizados como recuperación terciaria es el de Inundación Artificial Química en la cual se utiliza con inundaciones con polímeros, surfactantes y líquidos alcalinos.

En la inundación artificial con polímeros se añade al agua de inyección poliacrilamidas o polisacáridos para mejorar su viscosidad y facilitar así el desplazamiento del petróleo la cual es añadida por un pozo que será destinado para la inyección de estos fluidos, generalmente se emplea un pozo que pueda afectar a gran parte del campo para así reducir los costos de producción.

En la inundación con surfactantes se inyecta un tapón de una solución miscible para bajar la tensión interfacial, este proceso reduce las fuerzas capilares y mejora la eficiencia de desplazamiento. La inundación alcalina mejora la recuperación del petróleo rebajando la tensión interfacial, la emulsificación espontánea y la alteración de humectabilidad. UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” 3.3.2. COMBUSTION IN SITU

Otro método importante para la recuperación mejorada de hidrocarburos es la combustión in situ el cual es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento para seguir recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria. Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo o gas presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10% con el fin de reducir la viscosidad del petróleo y así pueda fluir de una manera más provechosa, este procedimiento es utilizado generalmente en reservorios con crudo pesado.

El procedimiento comienza generalmente bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión. Existen varios tipos de combustión in situ entre los que se pueden destacar los siguientes:

 Combustión convencional o "hacia adelante".- Es también llamada combustión seca ya que no existe inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos, es decir desde el pozo inyector hasta el pozo productor.  Combustión en reverso.- En este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los pozos productores. Los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperaturas (500 - 700º F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad. UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”  Combustión húmeda.- Consiste en inyectar agua en forma alternada con aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire, esto se logra gracias a que al inyectar 1 agua parte de ésta o toda se vaporiza y pasa a través del frente de combustión transfiriendo así calor delante del frente. 3.3.3.INUNDACIÓN ARTIFICIAL MISCIBLE

Es una técnica por la cual se desplaza el petróleo del yacimiento mediante inyección de fluidos, con la finalidad de superar las fuerzas capilares que mantienen al petróleo residual en las rocas de los pozos. Los fluidos miscibles pueden ser el gas carbónico, gas licuado de petróleo, gas rico y gas pobre.

Difieren sustancialmente en su aplicabilidad según el fluido a aplicarse el cual se decidirá cuando previamente se realice análisis de laboratorio para determinar el fluido más eficaz para un determinado reservorio. Por lo general se utiliza como fluido el dióxido de carbono, este proceso consiste en la inyección de gas y desplazamiento del crudo por soluciones miscibles.

El mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles como es el caso del dióxido de carbono es la de disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilización del gas en el crudo. La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el petróleo crudo cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable ondulación del petróleo.

Tres tipos de inyección de dióxido de carbono han sido descubiertas y aplicadas:  Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua  inyección de agua saturada con el dióxido de carbono  inyección del gas a presión elevada.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Según YPFB, la caracterización del campo La Peña, al igual que todos los campos en Bolivia es una información confidencial y no se puede proporcionar a cualquier persona por lo que el trabajo se proyectara según un articulo publicado por Ornar Avilés Lozano y Wagner Ayllon Tapia el 7 de septiembre de 2009 por el periódico El Diario en el cual afirma que a principios de 1981, técnicos de la Houston Oíl Technology Corporation los cuales tenían como antecedente la aplicación de una recuperación terciaria en el campo de Two Freds llegaron a Bolivia, ellos recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos abandonados e información adicional de YPFB, los cuales fueron analizados en laboratorios de la mencionada compañía.

Este trabajo reveló que en los campos de La Peña, Sanandita y Camatindi existen importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con resultados económicamente positivos, tanto para los inversionistas como para el país. La aplicación de este sistema en los campos abandonados de Bolivia, de acuerdo con los estudios realizados por el ingeniero Thrash, producirá un volumen de 500 barriles al día, en el término de seis meses desde la iniciación del proyecto; esa cantidad se incrementará gradualmente hasta llegar a 4.200 barriles día en el quinto año del proyecto.

4. PROGRAMAS DE APLICACIÓN DE PROYECTOS DE INYECCION DE GAS Reglas y procedimientos para la inyección de gas natural de un reservorio productor a un reservorio receptor, en el mismo departamento, para alcanzar los siguientes objetivos:  Conservar gas natural que de otra manera hubiera sido quemado.  Recuperación mejorada de hidrocarburos líquidos a través del mantenimiento de la presión del reservorio.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”  Mejorar la capacidad de entrega del gas natural boliviano durante períodos de alta demanda. Esto se aplica a las siguientes categorías de inyección:  Cuando el reservorio productor y el reservorio receptor están en el mismo campo.  Cuando el reservorio productor y el reservorio receptor están en diferentes campos. Además se consideran los siguientes factores:

Cuando el gas natural inyectado está adecuado para el transporte, la calidad de dicho gas se determina por su poder calorífico expresado en MMBTUs y cuando el gas natural inyectado no CALIDAD

está adecuado para el transporte, la calidad se determina en base a la composición del gas, tal como está contemplada en el artículo 10 del Reglamento para la Liquidación de Regalías y Participaciones.

CAMPO PRODUCTOR

Es el campo del cual procede el gas natural para inyección en otro campo y que cuenta con la aprobación respectiva.

Es el campo donde se inyecta gas natural CAMPO RECEPTOR procedente de un campo productor y que cuenta con la aprobación respectiva.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Es el total del gas natural nuevo producido por el GAS NATURAL

Titular en Bolivia que está libre de penalización por

NUEVO LIBRE DE

sustitución injustificada de hidrocarburos

PENALIZACION

existentes, de acuerdo al Reglamento de Hidrocarburos Nuevos y Existentes.

La Regalía Nacional Complementaria a que hace PARTICIPACION

referencia el artículo 51 de la Ley Nº 1689 y la

DEL TGN

Participación Nacional a que hacen referencia los artículos 72 y 77 de la misma Ley.

Son los precios publicados durante el mes de PRECIOS DEL MES

cálculo para valorizar la producción

ACTUAL

correspondiente al mes anterior al de cálculo, para fines de liquidación de regalías y participaciones.

PRESION ORIGINAL Es la presión medida en un reservorio antes de DE

que haya tenido lugar una producción ó inyección

DESCUBRIMIENTO

significativa de fluidos.

PRUEBA DE CAIDA DE PRESION (FALLOFF)

Es la prueba de caída de presión tal como está definida en el libro

Son las Regalías Departamentales (11%) y la REGALIAS

Regalía Nacional Compensatoria (1%) a que hacen referencia los incisos 1 y 2 del articulo 50 de la Ley Nº 1689.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” RESERVORIO

Es el reservorio del cuál procede el gas natural

PRODUCTOR

para inyección.

Es el reservorio donde se inyecta gas natural RESERVORIO RECEPTOR

procedente de uno o más reservorios productores. Para propósitos de reciclaje, un reservorio productor puede ser también un reservorio receptor.

La persona individual o colectiva, nacional o TITULAR

extranjera que tiene suscrito un contrato de riesgo compartido conforme a la Ley Nº 1689.

VOLUMEN

Es el volumen de gas natural que proviene de uno

EXTERNO DE GAS

o más reservorios productores diferentes al

NATURAL

reservorio al cual se va a inyectar dicho gas.

El Viceministerio de Energía e Hidrocarburos es el responsable de administrar los intereses del Estado en los esquemas de inyección de gas natural. Para cumplir tal objetivo, el V.M.E.H. tiene las siguientes funciones y responsabilidades:  Aprobar las solicitudes de inyección de gas natural, tomando en cuenta la recomendación técnica elaborada por Y.P.F.B.  Controlar anualmente el esquema de inyección aprobado, en base al informe que presente el Titular, de acuerdo al artículo 15 de este reglamento y la recomendación técnica de YPFB.  Asegurar la correcta aplicación de este reglamento y, para este propósito, realizar por si mismo o a través de terceros las auditorías técnicas y financieras necesarias.  Contabilizar los créditos y débitos de los esquemas de inyección y asegurar la cancelación de los débitos. UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”  Remitir a conocimiento del Ministerio de Hacienda y de las Prefecturas correspondientes, hasta el 5to día hábil de cada mes, la información relativa a la inyección de gas natural correspondiente al penúltimo mes y permitir a estas instituciones el acceso a toda la información de respaldo. Las responsabilidades del Titular del campo productor son las siguientes:  Asegurar la ejecución, de la parte que le corresponde, del esquema de inyección de gas natural de conformidad con la aprobación del V.M.E.H..  Hasta el 25 de cada mes, proporcionar al V.M.E.H., como parte de su declaración de regalías y participaciones, el cálculo por cada reservorio y por cada campo de los créditos correspondientes a la inyección de gas natural del mes anterior, basado en la certificación de Y.P.F.B. Cuando se quiera inyectar gas natural en el mismo campo, el Titular del campo debe enviar al V.M.E.H., con copia a Y.P.F.B., una solicitud para inyección de gas natural producido de uno o mas reservorios para inyectar en uno o mas reservorios del mismo campo, la misma que debe contener la siguiente información:  El objetivo técnico para la inyección.  La información especificada en los artículos 225 y 227 del Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 24689 de 2 de julio de 1997.  El tiempo de duración propuesto del esquema de inyección, el cual no podrá exceder de 10 años.  En el caso de inyección de gas natural de un reservorio a otro:  El Volumen Externo de Gas Natural a ser inyectado en cada reservorio receptor.  Cálculos de Ingeniería de Reservorios que demuestren que la presión esperada de cada reservorio receptor, como resultado de la inyección del Volumen Externo de Gas Natural, no excederá el valor de la presión original de descubrimiento del mismo reservorio.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Cuando se quiera inyectar gas natural de un campo a otro, el Titular del reservorio receptor y el Titular del reservorio productor deben en forma conjunta enviar al V.M.E.H., con copia a Y.P.F.B, una solicitud para inyección de gas natural que debe contener la siguiente información:  El objetivo técnico para la inyección.  La información especificada en los artículos 225 y 227 del Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.  El tiempo de duración propuesto del esquema de inyección, el cual no podrá exceder de 10 años.  El Volumen Externo de Gas Natural a ser inyectado en cada reservorio receptor.  Cálculos de Ingeniería de Reservorios que demuestren que la presión esperada de cada reservorio receptor, como resultado de la inyección del Volumen Externo de Gas Natural, no excederá el valor de la presión original de descubrimiento del mismo reservorio.  En los casos en que exista, directa o indirectamente, cualquier interés propietario entre el Titular del campo productor y el Titular del campo receptor, una copia de las condiciones financieras entre las partes, respecto al esquema de inyección.  Cuando se inyecte gas natural existente de un Titular a otro que contemple el derecho a un crédito de más del 18%, la elección entre los incisos a), b) y c) del artículo 28 de este reglamento que garantice el pago de los débitos.  Si se selecciona la opción contemplada en el inciso a) del artículo 28 de este reglamento, una lista de las reservas totales probadas de gas natural nuevo del Titular, por campo, y un compromiso firmado por el máximo ejecutivo del Titular presente en el país, de que el Titular no transferirá, sin previa autorización del V.M.E.H., cualquiera de sus derechos como Titular de estas áreas de contrato durante la vigencia de las obligaciones correspondientes a la tabla de débitos.  Si se selecciona la opción contemplada en el inciso c) del artículo 28 de este reglamento, además de la información señalada en el inciso anterior, el Volumen Externo de Gas Natural existente que se quiere inyectar con derecho a un crédito de 18% mas la participación del TGN, respaldado por el inciso a) del artículo 28.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” El V.M.E.H., en el término de 60 días calendario a partir de la recepción de la solicitud, deberá comunicar su decisión sobre la solicitud de inyección de gas natural. Inmediatamente de recibida la solicitud, el V.M.E.H. requerirá a Y.P.F.B. un informe técnico sobre el esquema de inyección solicitado, el mismo que deberá ser emitido en un plazo máximo de 45 días calendario después de la fecha del requerimiento cursado por el V.M.E.H.. De no existir una respuesta por parte del V.M.E.H. dentro los 60 días calendario de la recepción de la solicitud, se considerará aprobada la solicitud para inyección de gas natural. En caso de requerirse información adicional por parte de cualquiera de las dos instituciones, los plazos de 60 y 45 días calendario, respectivamente, correrán inmediatamente después de recibida la información adicional. Cualquier enmienda a un esquema de inyección aprobado, deberá ser solicitada y procesada de la misma manera que la solicitud original. La presión de operación en cabeza para cualquier pozo, para inyección de gas natural, no deberá exceder la presión calculada de la siguiente manera: Presión máxima de operación para inyección en lb/pulgada2 absoluta (PSIA) = Presión de descubrimiento del reservorio receptor en PSIA, corregido al tope del intervalo de terminación en el pozo de inyección + 0.1* profundidad vertical por debajo del nivel del terreno, en pies, al tope del intervalo de terminación en el pozo de inyección + 200.0. El Titular del reservorio receptor proporcionará a Y.P.F.B., con copia al V.M.E.H., un informe anual del comportamiento del reservorio receptor dentro de los 30 días posteriores al aniversario de la iniciación del esquema de inyección. El informe deberá contener la siguiente información:  Tablas y gráficos de los caudales de inyección y de la presión de inyección en cabeza de pozo versus tiempo, para cada pozo inyector.  Pruebas anuales de caída de presión (falloff) para cada pozo inyector.  Volumen externo acumulado del gas natural inyectado.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”  Distribución de presión dentro del reservorio receptor, incluyendo comentarios acerca de zonas de alta presión y las medidas correctivas tomadas para aliviar estos problemas.  Efecto de la inyección de gas natural sobre la recuperación de hidrocarburos del reservorio receptor, a la fecha, así como cualquier modificación en el esquema de inyección recomendable para optimizar la recuperación. El volumen y calidad del gas natural inyectado será medido y determinado en cada reservorio receptor en el punto de medición aprobado por Y.P.F.B. Este punto de medición debe estar ubicado de tal manera que asegure la medición del volumen de gas natural efectivamente inyectado. Para la determinación del volumen y calidad del gas natural inyectado sujeto a créditos y débitos, se aplicará el procedimiento establecido en el artículo 10 del Reglamento para la Liquidación de Regalías y Participaciones. Tanto el reservorio productor como el reservorio receptor pueden tener hidrocarburos existentes ó hidrocarburos nuevos ó hidrocarburos existentes y nuevos. Se considera que un reservorio con solamente hidrocarburos nuevos tiene una curva de declinación con caudal de producción del hidrocarburo principal igual a cero (0). Cuando el V.M.E.H. aprueba la inyección de gas natural de uno ó más reservorios productores a uno ó más reservorios receptores en el mismo campo, se suman las curvas de declinación del reservorio o reservorios productor (es) con las curvas de declinación del reservorio o reservorios receptor (es). Después de haber sumado las curvas de declinación de dos o más reservorios, el Titular no podrá posteriormente separar las curvas, de acuerdo al artículo 28 del Reglamento de Hidrocarburos Nuevos y Existentes. Mensualmente, hasta el 10 de cada mes, adicionalmente a la información requerida por el artículo 236-B del Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, el Titular del campo proporcionará a Y.P.F.B. un informe conteniendo el volumen del gas natural existente y/o nuevo inyectado en cada reservorio receptor, así como el reservorio productor al que debe asignarse cada UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” porción del gas natural inyectado. La proporción entre el gas natural existente y el gas natural nuevo inyectado será la misma que la proporción entre el gas natural existente y el gas natural nuevo producido. Se calculará el volumen neto de gas natural existente producido de la siguiente manera:

Volumen total gas natural existente producido - 0.9* volumen de gas natural existente inyectado

Este volumen neto de gas natural será utilizado para calcular la "Recuperación Total del Gas", especificada en el anexo II del Reglamento de Hidrocarburos Nuevos y Existentes, de los reservorios cuyas curvas de declinación fueron sumadas. Cuando parte o la totalidad de los hidrocarburos de los reservorios productores y/o de los reservorios receptores son existentes, el Reglamento de Hidrocarburos Nuevos y Existentes seguirá vigente hasta que los hidrocarburos existentes hayan sido recuperados. El esquema de inyección se aplica únicamente en el caso en que el campo productor y el campo receptor se encuentren completamente en el mismo Departamento. Todo el gas natural inyectado de un campo a otro debe ser considerado como hidrocarburo original del reservorio receptor. El gas natural inyectado será considerado como hidrocarburo nuevo sujeto al pago de los débitos calculados sobre los volúmenes, calidad y porcentajes registrados. Para la inyección de gas natural de un Titular a otro Titular, el Titular del campo productor no tendrá derecho a un crédito de más de 18%, a menos que el Titular del campo receptor cumpla con uno de los siguientes criterios: a. Tener reservas probadas de gas natural nuevo calculadas al momento de la aprobación del esquema de inyección, iguales o mayores a cinco (5) veces el Volumen Externo de Gas Natural existente aprobado para inyección.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” b. Garantizar el pago de los débitos en un plazo máximo de cuatro (4) años, a través de la presentación al V.M.E.H. de boletas bancarias de garantía ejecutables en Bolivia, a favor del TGN. El Titular podrá presentar las boletas de garantía con el tiempo de validez que el considere conveniente, sin embargo estas deberán ser renovadas 10 días antes de su vencimiento, en el caso de que no se hayan pagado los débitos. Si las boletas de garantía no son renovadas a tiempo, estas serán ejecutadas y utilizadas para pagar los débitos correspondientes. c. Una combinación de a) y b) en caso de que el Titular del campo receptor no tenga las reservas probadas necesarias de acuerdo al inciso a) de este artículo. En este caso, el Titular deberá especificar el Volumen Externo de Gas Natural existente que será inyectado en base al inciso a) y para el volumen restante, antes de su inyección, deberá proceder de acuerdo al inciso b) de este artículo. En los casos en que se aplique la opción descrita en el inciso a) ó la opción descrita en el inciso c) y el Titular del campo receptor transfiera parcialmente sus derechos como Titular de áreas de contrato con reservas probadas de gas natural nuevo, este Titular deberá sustituir la garantía exigida en el inciso a) con las garantías establecidas en el inciso b), si es que la transferencia afecta la garantía establecida en a). En los casos en que se aplique la opción descrita en el inciso a) ó la opción descrita en el inciso c) y el Titular del campo receptor transfiera totalmente sus derechos como Titular de áreas de contrato con reservas probadas de gas natural nuevo, este Titular deberá pagar los débitos pendientes o, alternativamente, el Titular que adquiera estos derechos deberá garantizar los débitos pendientes de acuerdo a los incisos a), b) y c) del presente artículo. En caso de no cumplir con esta responsabilidad estará sujeto a la resolución de su contrato. Cuando el gas natural inyectado fue fiscalizado como hidrocarburo existente en uno o más campos productores y el Titular de dichos campos tiene mercado para gas natural nuevo libre de penalización, parte o la totalidad del gas natural inyectado recibirá crédito por 18%. El volumen de cada reservorio productor que recibirá este crédito será determinado de la siguiente manera:

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”  Calcular la diferencia entre el volumen entregado en boca de pozo y el volumen inyectado.  Cuando el caudal de gas natural del reservorio productor entregado en boca de pozo es mayor o igual al caudal de la curva de declinación para este reservorio, se calculará la diferencia entre la curva de declinación de este reservorio y el volumen calculado en el punto a). En el caso de que sea menor, se calculará la diferencia entre el volumen entregado en boca de pozo y el volumen calculado en el punto anterior.  Cuando el Titular tiene mas de un reservorio productor con hidrocarburos existentes y entrega parte o la totalidad de la producción de dichos reservorios para inyección, repetir el procedimiento descrito en a) y en b) para cada uno de estos reservorios.  Calcular la diferencia entre el volumen total de gas natural nuevo entregado por el Titular en boca de pozo y el volumen de gas natural sujeto a penalización.  Cuando el Titular tiene mas de un reservorio productor con hidrocarburos existentes y entrega parte o la totalidad de la producción de dichos reservorios para inyección, calcular la porción del volumen de gas natural nuevo calculado en el inciso d), para cada uno de los reservorios, que será utilizada para la determinación del crédito por inyección. Este procedimiento de cálculo deberá ser efectuado de la siguiente manera: El volumen calculado en el inciso b) para un reservorio * volumen de gas natural nuevo del inciso d)/ la suma de los volúmenes calculados en el inciso b) para todos los reservorios pertenecientes al Titular que produce hidrocarburos existentes, en parte o en su totalidad para inyección. El procedimiento de prorrateo descrito en el párrafo anterior debe ser repetido para cada reservorio con hidrocarburos existentes que entrega parte o la totalidad de su producción para inyección y pertenecen al mismo Titular.  Para un reservorio, si el volumen del punto b) es mayor que el volumen calculado en e), el volumen inyectado igual al volumen del gas natural calculado en e) recibirá crédito del 18% y el saldo del volumen inyectado recibirá crédito como hidrocarburo existente.  Para un reservorio, si el volumen calculado en el punto b) es igual o menor al volumen de gas natural calculado en e) el volumen inyectado igual al volumen UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” calculado en b) recibirá crédito del 18%; si existiese un volumen remanente de gas natural inyectado, éste recibirá crédito como hidrocarburo existente. Repetir los procedimientos de los incisos f) y g) para cada uno de los reservorios con hidrocarburos existentes que entrega gas natural en parte o en su totalidad para inyección y pertenecen al mismo Titular. Cuando exista mercado, el orden de prioridad para la producción total del Titular del campo receptor es la siguiente: 1ro, deberá producir el gas natural existente original procedente de todas sus áreas de contrato de acuerdo al Reglamento de Hidrocarburos Nuevos y Existentes; 2do, está obligado a cancelar los débitos mensuales de las tablas cuando hay mercado para gas natural nuevo libre de penalización y 3ro, el saldo de la producción podrá ser clasificada como hidrocarburo nuevo. 5. METODOS DE INYECCION DE GAS QUE SE APLICAN Típicamente sólo 30 por ciento del petróleo de un pozo petrolero puede extraerse con los métodos tradicionales, por tanto, quedan enormes cantidades de petróleo por recuperar de los puntos de extracción actuales o incluso de los ya abandonados; esto se debe a que la mayor cantidad del petróleo se encuentra en el medio poroso o matriz, es decir, en la roca: llámese areniscas, calizas o carbonatos, por citar algunos ejemplos. Existen tecnologías, procesos o mecanismos conocidos como: Recuperación Terciaria o Mejorada de Petróleo (EOR por sus siglas en inglés “Enhanced Oil Recovery”), cuya aplicación puede ayudar a recuperar entre 10 y 20 por ciento del petróleo original en sitio, lo cual podría parecer poco, pero resulta increíble para la industria petrolera de acuerdo con las tasas de recuperación y producción actuales. La recuperación mejorada de petróleo se define como el conjunto de métodos que emplean fuentes externas de energía y/o materiales para recuperar el aceite que no puede ser producido por medios convencionales (recuperación primaria y secundaria). 5.1. DRENAJE ALCALINO El drenaje alcalino consiste en inyectar una solución acuosa alcalina conteniendo del orden de 0.1 - 2.5% de hidróxido de sodio, carbonato de sodio u otro producto para lograr un pH entre 8 y 10. A tal pH los ácidos nafténicos contenidos en ciertos crudos UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” reaccionan con la fase acuosa alcalina para formar in situ las sales de sodio, que son surfactantes similares a los jabones, y a menudo se llaman así. Estos jabones poseen propiedades surfactantes y son susceptibles de modificar la mojabilidad de la roca y de reducir la tensión interfacial. En ciertos casos se obtienen tensiones bajas (0,01-0,001 dina/cm) para condiciones particulares semejantes al caso de la formulación óptima en el drenaje con surfactante. Al adsorberse los jabones sobre la matrix rocosa, producen una mojabilidad por el aceite que tiende a aumentar la permeabilidad relativa de esta a baja saturación porque promueve la continuidad de dicha fase. 5.2. INYECCIÓN DE AGUA El petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua.  Inyección periférica o externa: el agua se inyecta a través de pozos ubicados fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento.  Inyección en arreglos o dispersa: el agua se inyecta en el lugar donde se encuentra el crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre de inyección interna. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa. 5.3. INYECCIÓN DE GAS El gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa de producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta.  Inyección de gas interna o dispersa: ocurre en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.  Inyección de gas externa: ocurre en donde está la capa de gas, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo. 5.4. MÉTODOS NO TÉRMICOS  Invasiones químicas: involucran materiales como polímeros, surfactantes, alcalinos, micelares y espuma. UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”  Desplazamientos miscibles: Consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo para que se expanda a medida que se mueve en el medio poroso. Las variaciones de estos mecanismos son: procesos de tapones miscibles, proceso con gas enriquecido o empuje con gas condensante, empuje con gas vaporizante o de alta presión, inyección alternada de agua y gas, inyección usando solventes  Empujes con gas: Disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad del petróleo. El objetivo de utilizar dióxido de carbono u otro gas es reducir la viscosidad del petróleo y aumentar la presión del yacimiento. Entre las diferentes técnicas está la inyección cíclica de gas y la inyección de agua carbonatada. 5.5. MÉTODOS TÉRMICOS  Inyección de agua caliente: La zona próxima al pozo inyector se calienta y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes.  Inyección continua de vapor: consiste en inyectar continuamente el vapor, formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente  Inyección alternada de vapor: Primero se inyecta un volumen de vapor preestablecido por semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en fase de remojo y finalmente se abre a producir.  Drenaje por gravedad asistido con vapor: Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento y esto permite que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor.  Combustión in situ: se quema un 10% del petróleo en el yacimiento para que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción de petróleo.

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5.6. MÉTODOS NO CONVENCIONALES NO TÉRMICOS

Los métodos no térmicos abarcan los procesos químicos y los miscibles.

5.6.1. INVASIONES QUÍMICAS

La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que usualmente no se encuentran en los yacimientos.

5.6.2. INVASIÓN CON POLÍMEROS La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir el agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso molecular antes de que esta sea inyectada en el yacimiento, ésta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua-petróleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido mas completo que en la invasión con agua convencional. Con polímeros, se forma un banco de petróleo que de empuja como en la inyección de agua convencional. Entre los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos (o biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados.  A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad por medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la permeabilidad al agua

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” de la formación. Los biopolímeros son menos sensibles a los efectos de salinidad, sin embargo son más costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren  En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a condiciones de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean susceptibles de degradación y sean estables térmicamente. Se debe tomar en cuenta que la movilidad disminuye con el aumento de la salinidad del agua, producto de la alta concentración de iones divalentes como Ca+2 y Mg+2. En lo que se refiere a la degradación, su principal efecto es una reducción de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteración de la movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED, 1998). 5.6.3. INVASIÓN CON SURFACTANTES El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, 20 a 40% del volumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua. Como beneficio secundario puede también mejorar la eficiencia de barrido volumétrico. En algunas de las primeras investigaciones en las invasiones con surfactantes, se trata de que ocurra como un desplazamiento miscible, sin las desventajas características de la movilidad desfavorable y la segregación por la gravedad. Habitualmente, para asegurarse de que la movilidad esté bien controlada, el tapón de surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros. Además, se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua de formación por la precipitación o secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” 5.7.INVASIONES ALCALINAS O PROCESOS DE INVERSIÓN DE HUMECTABILIDAD La inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso de emulsificación en el sitio, este método de EOR requiere adicionar al agua de inyección de ciertas sustancias químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda cáustica o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del yacimiento.

5.8. INVASIONES MICELARES La invasión micelar o microemulsión es un proceso muy complejo, pero es un método terciario de recuperación de petróleo muy promisorio para petróleos livianos. Ha sido extensamente probado en el laboratorio y existen varias pruebas de campo con resultados exitosos. La técnica consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un volumen de solución de polímero, el cual se empuja con agua; a menudo se inyecta un preflujo delante del tapón micelar para condicionar la roca. La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del proceso y esta formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con pequeñas cantidades de sal y un alcohol adecuado, el cual este último se utiliza para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase. 5.9. INYECCIÓN DE MEZCLAS ÁLCALI-SURFACTANTES (AS)

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Este tipo de procesos se considera recomendable en yacimientos con crudos livianos de bajos números ácidos, ya que se pueden alcanzar reducciones importantes de la tensión interfacial empleando combinaciones de álcali-surfactantes, donde el tensoactivo logra compensar las potenciales diferencias de las interacciones crudo-álcali por medio de la activación de surfactantes naturales. En este caso, primero se inyecta un preflujo de álcali con el fin de preacondicionar el yacimiento y la subsiguiente inyección de surfactante sea más efectiva (PDVSA-CIED, 1998). 5.10. INYECCIÓN DE MEZCLAS ÁLCALI-SURFACTANTE-POLÍMERO (ASP) Es conocido que para el caso de procesos de inyección de polímeros se reporta que sólo se mejora la eficiencia de barrido volumétrico, mientras que la inyección de polímeros micelares pueden producir incrementos significativos de recuperación, pero resulta antieconómico por el alto costo de los aditivos químicos. El proceso ASP combina los beneficios de los métodos de inyección de soluciones poliméricas y polímeros micelares, basado en la tecnología de inyección de soluciones alcalinas debido a que el costo de los álcalis es considerablemente menor que el de los surfactantes. La esencia del método consiste en que el agente alcalino reacciona con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos para formar surfactantes naturales in situ, los cuales interactúan con los surfactantes inyectados para generar reducciones de las tensiones interfaciales a valores ultrabajos (σ < 10-3 dinas/cm) y que aumentan el número capilar significativamente. El empleo de álcali en este tipo de formulaciones contribuye a disminuir el contenido de iones divalentes en el sistema fluido-roca y minimiza la pérdida de surfactantes y polímeros por adsorción en la roca. Las soluciones alcalinas pueden inyectarse como un preflujo, previo a la inyección del tapón micelar o directamente agregada con el surfactante y el polímero (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente figura se muestra un esquema del proceso

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Esquema del proceso de inyección de mezclas ASP. Fuente: PDVSA-CIED, 1998. Criterios técnicos para la selección de yacimientos candidatos a la inyección de soluciones ASP. Variables

Criterios Técnicos < 200 ºF, este criterio se basa en la estabilidad

Temperatura

química de los polímeros disponibles comercialmente (poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas y polisacáridos)

Viscosidades

< 100 cP, valor recomendable para obtener un control adecuado de la razón de movilidad a un costo aceptable del uso de polímeros.

Relación agua-petróleo

< 15%

Permeabilidad promedio

> 100 mD, a fin de evitar o reducir riesgos de fracturamiento hidráulico de la formación debido a la alta viscosidad de la solución ASP.

Dureza (concentración de iones

< 300 ppm, ya que estas especies pueden causar

Ca+2 y Mg+2 en aguas de

la precipitación del surfactante y la pérdida de

formación)

viscosidad del polímero.

5.11. INYECCIÓN DE ESPUMA Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de otras por películas gruesas de líquidos, con la propiedad de tener una viscosidad mayor que la del gas o líquido que la componen. La inyección de espuma consiste en inyectar aire, agua y UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” un agente químico que la estabiliza, y se realiza a una razón de movilidad menor que la inyección de gas o líquido solos. La calidad de la espuma se define como la razón entre el volumen de gas contenido y el volumen total de la espuma. Es altamente eficiente ya que las espumas se ubican primero en los poros mas grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros pequeños son invadidos luego, mientras que las secciones mas permeables se van llenando de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora. 5.12. DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda estrecha que se expande a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón. El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro y cuando los dos son miscibles en todas las proporciones, es decir, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases. 5.13. PROCESO DE TAPONES MISCIBLES Consiste en la inyección de algún solvente líquido miscible al petróleo del yacimiento al entrar en contacto con este. La figura 1 muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua. Para mejorar la movilidad de los fluidos se inyecta al agua y el gas de manera alternada. Asimismo, debe alcanzarse una presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como entre el tapón y el gas desplazante.

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5.14. PROCESO CON GAS ENRIQUECIDO O EMPUJE CON GAS CONDENSANTE En este caso el tapón inyectado es de metano enriquecido con etano, propano o butano y este es seguido de gas pobre y agua. En la formación se encuentra una zona rica en C2 y C4 miscible al petróleo, debido a que este absorbe los componentes enriquecidos del gas. Para lograr la operación debe lograrse una presión en el rango de 1.450 a 2.800 lpc. 5.15. EMPUJE CON GAS VAPORIZANTE O DE ALTA PRESIÓN Consiste en la inyección continua de gas pobre como el metano o el etano a una presión por encima de 2.900 lpc para formar una zona de miscibilidad. Esta zona se alcanza en un punto más alejado del punto de inyección, a unos 100 pies antes de que el gas haya vaporizado suficiente C2 al C6 para ser miscible. 5.16. INYECCIÓN ALTERNADA DE AGUA Y GAS Este proceso, conocido como proceso WAG, consiste en inyectar tapones de agua y gas de manera alternada hasta que dichos fluidos lleguen al pozo productor, de tal forma que el tapón de agua no llegue a conseguir fluido miscible en el banco.

5.17. INYECCIÓN USANDO SOLVENTES Se les llama solventes a la mayoría de los fluidos que son miscibles con el petróleo de manera parcial. El proceso de inyección de solventes es uno de los primeros métodos que se empleo para extraer petróleo. Este consiste en inyectar gas licuado del petróleo UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” (LPG) en pequeños tapones y desplazarlo por medio de otro tapón de gas seco. Este mecanismo cumple funciones importantes como son la extracción del crudo, disolución, disminución de la viscosidad, incremento del petróleo y el empuje por gas en solución, siendo el principal la extracción. Entre los fluidos más utilizados en la operación se encuentran: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petróleo (LPG), gas natural y gas licuado (LNG), dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros.

5.18. EMPUJES CON GAS La inyección de gas disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad del petróleo. Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias en la recuperación el crudo que queda en las zonas barridas y no barridas. El objetivo de utilizar dióxido de carbono u otro gas junto con el agua, es reducir la viscosidad del petróleo y aumentar la presión del yacimiento. A continuación se explican algunas de estas técnicas:

5.19. INYECCIÓN CÍCLICA DE GAS En este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente C02, en el pozo, luego cerrarlo por un tiempo de remojo para lograr el equilibrio de las fases, y posteriormente reabrirlo. 5.20. INYECCIÓN DE AGUA CARBONATADA Como se representa en la figura, este proceso consiste en introducir dióxido de carbono al agua que se inyecta, con la finalidad de reducir la viscosidad y facilitar la movilidad. Para remover el agua carbonatada se inyecta agua al final.

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Tabla 1. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada basado en métodos químicos. Método

ºAPI

Viscos. (cP)

Permeab. (mD)

Temp. (ºF)

Inyección de Polímeros

15-40

< 35

> 10

< 160

Inyección de Surfactantes

25-40

< 15

< 500

< 150

Inyección de Soluciones

15-35

< 150

< 1000

< 200

Alcalinas

5.21 INYECCIÓN ALTERNADA DE AGUA Y GAS WAG como su nombre lo dice (Water Alterning Gas) consiste en la inyección al yacimiento de gas y agua en forma alternada, todo proceso de inyección alternada de agua y gas comienza por la inyección de gas y culmina con inyección de agua. El proceso se aplica desde 1950 y aporta beneficios que no son obtenidos con la inyección individual de agua o gas, y aunque muchas veces es utilizado después de un recobro por inyección de agua, como por ejemplo en los campos de Mar del Norte, muchas veces es utilizado como mecanismo de recobro secundario, es decir se aplica directamente después que el yacimiento ha agotado su energía inicial. La inyección alternada de agua y gas se realiza en condiciones de inmisibilidad entre el gas y el petróleo, aunque en la actualidad se han realizado estudios para la inyección UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” WAG en condiciones de miscibilidad, con gases como el CO2, sin embargo estas operaciones se estudian como procesos diferentes. El proceso es básicamente el siguiente: cuando la producción del yacimiento cae por debajo de lo económicamente factible y después de haber hecho un estudio de rentabilidad del proceso en los que se incluye los equipos para presurizar e inyectar el gas así como el precio del mismo y el transporte al lugar y los equipos para el manejo del gas producido, se procede con la inyección en el yacimiento a través de un pozo inyector de el gas. La tasa de inyección es variable dependiendo de la relación de movilidades de los fluidos y de la permeabilidad de la zona. Veremos más adelante que en las operaciones realizadas en el campo Dulang en Malasia, la taza estipulada para el proceso era de 4000 Mscf/day. Luego de la inyección del gas se procede inmediatamente a inyectar el agua por el mismo pozo a una taza también dependiente de la movilidad y de la permeabilidad, para el caso señalado se registro una tasa de1000 STB/day. Con una duración de 90 días para permitir el ciclo alterno de gas y agua. La relación de agua y gas puede ser uno a uno, sin embargo, el costo del gas puede hacer que esta relación cambie hasta 4:1 en algunos casos. En las pruebas en laboratorio se reproducen los parámetros de porosidad, permeabilidad, presión y temperatura de un campo de interés y la inyección de cada fluido se hace hasta observar cambios en la distribución de fluidos o hasta que la taza de petróleo producido no aumenta más, a partir de este punto se cambia de fluido, y se repite el ciclo obteniendo así las mejores aproximaciones de las tasas y tiempos de inyección para el yacimiento. En la actualidad para este tipo de pruebas de usa el estudio de micromodelos en combinación con simuladores 3D los cuales arrojan resultados de importante relevancia de parámetros adicionales a los ya mencionados como lo son por ejemplo la presión capilar, mojabilidad y datos de flujo capilar trifásico, datos que son claves para analizar y caracterizar este mecanismo de recobro mejorado.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Cuando es inyectada el agua se observa que ésta comienza a adherirse las esquinas de los poros (en un sistema mojado por agua) removiendo el petróleo de esta zona, lo que demuestra que el principio del mecanismo por parte del agua es el flujo por presión capilar y no por efecto de pistón (mecanismo que actúa cuando la fase mojante es el petróleo). El agua en un principio rodea el gas hasta que la presión hace que el gas se vuelva inestable y comience a moverse en el medio poroso, ocupando el espacio que antes ocupaba el petróleo, haciendo que el mismo se mueva. Como se ve en las figuras a continuación. Este mecanismo fue puesto en marcha desde 2003 hasta el 2006 en algunos campos de malasia. Las estimaciones de producción primaria de petróleo de este país estaban dadas hasta 2007 pero el consumo de petróleo del mismo va en aumento por lo que es necesaria la implementación de un mecanismo de recuperación mejorada. El campo producía desde 1995 con inyección de agua, las investigaciones estaban centradas más recientemente para la inyección de nitrógeno. Sin embargo la producción por WAG dio muy buenos resultados. 6. POZOS PETROLIFEROS EN BOLIVIA La producción de petróleo en el país se ha reducido de 19.000 a 6.000 barriles por día entre los años 1998 – 2009; la razón está en que en dicho periodo no se han descubierto nuevos yacimientos de petróleo y se han ido agotando los existentes. La causa principal para que el país llegue a esta situación ha sido la prioridad que se ha dado al mercado externo y la consecuencia más grave es que el desabastecimiento del mercado interno y la inseguridad energética del país se agravaran. Aunque la clasificación de los hidrocarburos de acuerdo con su densidad varía de país a país, podemos asumir que en Bolivia los “los hidrocarburos se clasifican en: Gas>110º API; Condensado de 50º a 110º API; Petróleo Liviano de 35º a 50º; Petróleo Medio de 20º a 35º API; Petróleo Pesado < a 20º API”[1]. Si bien ningún pozo produce un sólo tipo de hidrocarburos sino una mezcla de los mismos, de acuerdo con los parámetros antes mencionados de los 70 campos hidrocarburíferos que existen en el país 19 pueden catalogarse como petrolíferos, porque producen una mayor proporción de hidrocarburos UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” con una densidad entre los 35º y 50º API, y los restantes 51 pueden clasificarse como campos gasíferos debido a que producen una mayor proporción de gas natural y en menor proporción hidrocarburos líquidos con una densidad superior a los 50º API, denominado Condensado. En este escenario, en el futuro inmediato la industria hidrocarburífera boliviana debe enfrentar el agotamiento de las reservas de petróleo de los 19 campos mencionados y los problemas derivados de dicho agotamiento, algunos de los cuales ya estamos soportando ahora. A principios de 1981, técnicos de la Houston Oíl Technology Corporation llegaron a Bolivia, recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos abandonados e información adicional de YPFB, todo lo cual fue analizado en laboratorios de la mencionada compañía. Este trabajo reveló que en los campos de Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peña existen importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con resultados económicamente positivos, tanto para los inversionistas como para el país. En efecto, la producción primaria que se desarrolló en Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peña permitió recuperar solamente un veinte a treinta por ciento de la reserva probada inicialmente, lo cual significa que por lo menos setenta por ciento permanece "in situ", Esta riqueza debe ser explotada a la brevedad posible, teniendo en cuenta la urgente necesidad de hidrocarburos líquidos que tiene el país como el de los combustibles, aunque en el campo de Bermejo ya se está aplicando una recuperación terciaria. Como se puede apreciar en el cuadro 1, el campo La Peña cuenta con unas reservas remanentes de 1.077.302 que pueden ser extraídos mediante recuperación secundaria. El cuadro también muestra la relación Reservas/ Producción, de acuerdo con nuestros cálculos al ritmo de producción diaria de diciembre de 2009, las actuales reservas de petróleo alcanzarían para abastecer 734 días de producción, es decir, un poco más de dos años. Si tomamos en cuenta que los estándares internacionales consideran que lo optimo es contar con una relación Reservas/ Producción de por lo menos 20 años, podemos hacernos una idea de lo grave que es la situación para el país. Esto no quiere decir que en dos años ya no habrá pozos petrolíferos en el país, ciertamente la declinación UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” de cada uno de esos pozos variará dependiendo de su caudal de producción además que se puede resaltar que la producción de los campos Surubí, Surubí BB, Surubí Noreste, Paloma y La Peña, cubrían más del 70% de la producción nacional de petróleo.

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7. RESERVAS REMANENTES DE PETRÓLEO EN BOLIVIA En el cuadro Nº 1 presentamos el total de pozos petrolíferos, es decir no gasíferos, que actualmente se encuentran en producción en el país; en el mismo están consignadas la cantidad de Reservas Probadas y Probables al 1º de enero de 2005, última certificación realizada en el país; también se consigna la Producción Certificada Acumulada en el periodo 2005 – 2009, con base en esos datos se calcula las Reservas Probadas Remanentes al 1º de enero de 2010. Como puede apreciarse de los 19 campos UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” consignados 7 ya han rebasado el nivel de Reservas Probadas que se les había certificado en 2005, situación que puede explicarse porque la estimación realizada en dicho año fue muy modesta o porque en dichos campos se aplicaron métodos de recuperación secundaria o métodos de recuperación mejorada. En vista que no existe información sobre las posibilidades productivas de estos campos, aunque es de prever que están en su última fase de declinación, aquí asumimos como Reservas Remanentes las Reservas Probadas restantes en los otros campos. Con ese procedimiento estimamos que las Reservas Probadas de Petróleo se han reducido de casi 18 millones a un poco menos de 4 millones de barriles. Desde enero de 2005 a la fecha no se ha realizado ningún anuncio de nuevos descubrimientos de yacimientos de petróleo, a más de una que otra noticia informando la aplicación exitosa de un sistema de recuperación secundaria, pero cuyos resultados siendo óptimos, al final son marginales; por estos motivos no existe ninguna razón o hecho que permita mejorar nuestra estimación. El cuadro también muestra la relación Reservas / Producción, de acuerdo con nuestros cálculos al ritmo de producción diaria de diciembre de 2009, las actuales reservas de petróleo alcanzarían para abastecer 734 días de producción, es decir, un poco más de dos años. Si tomamos en cuenta que los estándares internacionales consideran que lo optimo es contar con una relación Reservas / Producción de por lo menos 20 años, podemos hacernos una idea de lo grave que es la situación para el país. Esto no quiere decir que en dos años ya no habrá pozos petrolíferos en el país, ciertamente la declinación de cada uno de esos pozos variará dependiendo de su caudal de producción, por ejemplo, el campo Patujusal Oeste produce sólo 8 barriles por día, con ese caudal aunque sus reservas sean mínimas su producción puede extenderse a más de dos años; en línea contraria está la producción de los campos Surubí, Surubí BB, Surubí Noreste y Paloma, que actualmente cubren más del 70% de la producción nacional de petróleo, a ese ritmo de producción sus reservas pueden agotarse inclusive antes de los dos años estimados.

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Es suficientemente sugerente que el 86% de las reservas de gas del país se encuentren sólo en los campos San Alberto, Sábalo, Margarita e Itau, y que sólo los últimos tres, forzando muchos criterios, puedan considerarse campos descubiertos por las transnacionales. También es sugerente que de los 19 campos petrolíferos en actual producción sólo cuatro hayan sido “descubiertos” con posterioridad a la capitalización (Ver Cuadro Nº 1), de hecho y para ser precisos, esos campos sólo fueron delimitados y desarrollados, pues los estudios geológicos, la determinación de la roca madre, la identificación del yacimiento, etc., fueron hechos con anterioridad a la privatización de la industria petrolífera boliviana. Lo que no es sugerente y es completamente fehaciente respecto a la prioridad brindada al mercado externo es la evolución de la producción de hidrocarburos “líquidos” en el país; en el Gráfico Nº 1 puede apreciarse como año a año ha ido disminuyendo la producción de petróleo y ha ido en aumento la producción de Condensado, por supuesto la producción de este último ha aumentando porque también aumentó la producción de gas natural destinado a la exportación.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” La primera consecuencia directa de este agotamiento de las reservas es la caída de la producción de petróleo que ha descendido de 19 mil a 6 mil barriles por día el periodo 1998 – 2009; en sentido contrario, la producción de Condensado ha subido de 18 mil a 33 mil barriles por día en el mismo periodo. Proporcionalmente, entre los años 1998 – 2000 más del 50% de los hidrocarburos “líquidos” producidos correspondían a petróleo, en cambio, los últimos años esa proporción ha descendido al 16%. Evidentemente la producción de hidrocarburos “líquidos” ha aumentando, sin embargo, aunque las estadísticas de producción de Petróleo y Condensado figuren bajo un mismo rotulo, existe entre ellas una diferencia esencial, es que la primera cuenta con componentes más pesados y la segunda con componentes más livianos, de tal manera que una vez enviados a refinación, del petróleo puede obtenerse una mayor proporción, por ejemplo, de Diesel Oil, Jet Fuel, Kerosene y gasolinas de alto octanaje; en cambio del Condensado se obtiene una menor proporción de estos, genéricamente denominados, combustibles pesados y mayores proporciones de gasolinas livianas, naftas y vaselinas. Por este motivo, el aumento de hidrocarburos “líquidos” no implica directamente el aumento de la producción de combustibles pesados, necesarios para la agroindustria, el transporte y la actividad industrial en general. De hecho, la segunda consecuencia del agotamiento de las reservas de petróleo es la escasez de combustibles como el Diesel Oil y el últimamente la gasolina automotriz.

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8. PLANTAS DE GAS EN BOLIVIA En la siguiente figura se observan los principales campos gasíferos de Sudamérica, y su nivel de reservas probadas y probables.

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El siguiente gráfico muestra las reservas probadas y probables de gas natural en la región,

Venezuela y Bolivia son los países cuyas reservas le permiten situarse como exportadores de gas al resto de la región. Sin embargo el 90% de las reservas venezolanas se considera "asociado", es decir es "reinyectado" en los campos petrolíferos para mantener la presión que necesitan los yacimientos para producir petróleo. Venezuela está importando gas para sus necesidades internas, en continuo crecimiento a causa de lo obsoleto de las instalaciones, y sus altos consumos residenciales e industriales. UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Otro aspecto necesario de considerar cuando se estudia la complementariedad entre recursos energéticos, es el potencial hidroeléctrico de los países de la región.

Composición del abastecimiento de energía eléctrica en 2005 Fuente: CIER

Intercambios gasíferos Entre las décadas de 1960 y de 1990, las exportaciones de Bolivia a Argentina fueron los únicos casos de intercambio en base al gas. La expansión de la generación UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” térmica con gas natural dio lugar a una ampliación en el comercio regional de gas natural, con Bolivia y Argentina como exportadores. Entre 1996 y 2002 se construyen 7 gasoductos Argentina - Chile, Gasoducto Bolivia - Brasil (3150 km), Gasoducto Argentina - Brasil y Gasoducto Argentina – Uruguay.

8.1. PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS DE GRAN CHACO

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El presidente de YPFB, Guillermo Achá, estimó que esta planta, construida por la empresa española Técnicas Reunidas, con una inversión de 694 millones de dólares, generará 32 millones de dólares hasta fin de año; más de 1.144 millones hasta 2020 y 2.500 millones hasta 2025. La planta está construida en más de 74 hectáreas y procesará 32,2 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural, para producir 2.247 toneladas día de GLP y 3.144 toneladas de etano, además de 1.044 barriles de isopentano y 1.658 barriles diarios de gasolina natural. El presidente Evo Morales dijo que ahora el 80 por ciento de la producción de GLP en esta planta será para exportar a los mercados tradicionales de Brasil y Argentina, pero también a Perú y Uruguay. El pasado 23 de junio, Bolivia acordó con Perú la exportación de GLP a siete ciudades del sur de ese país, tras el primer gabinete binacional realizado en la ciudad de Puno. El 20 por ciento restante de la producción de GLP irá al mercado interno, que ya está cubierto por la otra planta separadora: Río Grande de Santa Cruz. Parte de las 15 mil toneladas mensuales que se prevén de Gran Chaco servirá para atender al 100 por ciento la demanda paraguaya, que asciende a 8.000 y 10.000 toneladas. “Siempre se habló de unir a los países a través de la energía”, dijo por ello, Cartes. UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Según Efe, durante la visita de Morales a Cartes en junio pasado en Asunción se acordó bajar de 17 dólares a unos 12 el precio de la garrafa de gas que llega al consumidor en Paraguay. Sin embargo, Achá se negó ayer a confirmar un precio inicial indicando que la cifra se basará en una cotización internacional de la mezcla del butano y propano, componentes del GLP. “Yo no les puedo dar un precio fijo porque son cotizaciones que derivan de una cotización internacional”, dijo. Planta petroquímica y más exploración en Beni y Pando El presidente Evo Morales anunció también para el próximo año el inicio de la construcción del primer complejo petroquímico de propileno-polipropileno en la región del Chaco, con una inversión de 2.000 millones de dólares. “Eso continuará en las distintas regiones sea con plantas hidroeléctricas, geotérmicas y también el litio”, afirmó. Según datos oficiales, los nuevos complejos de producción de plásticos producirán 600.000 toneladas métricas anuales (TMA) de polietilenos y otras 200.000 TMA de propileno, a partir del procesamiento de las materias primas como el etano y el propano que se obtendrán de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco. El Presidente dijo que también en 2016 se entregará la planta de urea en Bulo Bulo, que cuesta 840 millones de dólares. Asimismo, ratificó las nuevas exploraciones en Beni, Pando y La Paz en las siguientes semanas, y volvió a referirse a los pueblos indígenas indicando que deberían sumarse al proceso de cambio. Por su parte, el ejecutivo de la Federación de Trabajadores Petroleros de Bolivia, Domingo Vásquez, afirmó que los pueblos indígenas quieren progreso para sus regiones, pero que no permiten que se realicen exploraciones. Manifestó que los pueblos indígenas manejan como pretexto el proceso de consulta para evitar que las empresas petroleras ingresen a realizar exploraciones. 8.2. PLANTA SEPARADORA DE LIQUIDOS GRAN CHACO

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Tercera planta separadora de líquidos más grande de América Latina, que permitirá producir 2.247 Toneladas Métricas Día (TMD) de Gas Licuado de Petróleo GLP y procesará 32 millones de metros cúbicos día de gas natural.

El ex presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas Quiroga destacó que la puesta en marcha de esta planta permitirá ratificar el autoabastecimiento de GLP y consolidar la vocación exportadora de Bolivia, a nivel de este producto en la región de Sur América.

La planta fue inaugurada por el presidente Evo Morales en acto oficial el mes de octubre. Comenzó a funcionar con operaciones de prueba y está considerada como un “complejo ícono ” de la nacionalización de los hidrocarburos.

De acuerdo a la estatal petrolera habría demandado una inversión presupuestada de 643,8 millones de dólares, con una capacidad de proceso de 32,2 MMmcd de gas natural.

La planta generará 872 millones de dólares de ingresos brutos anuales por la comercialización de licuables que serán producidos” Se ha informado que la planta Gran Chaco es seis veces más grande que el complejo Río Grande y se levanta como la tercera más grande de la región en cuanto a capacidad de procesamiento de gas natural, después de las plantas de Bahía Blanca de Argentina y Camisea en Perú. Ingresará en operación comercial el próximo año y su capacidad permitirá abrir nuevos mercados en Europa y Asia.

Para su funcionamiento recupera la energía excedente del gas natural que se exporta a la Argentina. Obtiene materiales ricos como metano, etano, propano y butano que proceden de los campos Sábalo, San Alberto y Margarita que se transportan a través del Gasoducto de Integración Juana Azurduy de Padilla (GIJA).

El gas natural ingresa a la planta pasando primero por unidades de filtrado y secado para eliminar las impurezas y agua. Luego, el gas pasa por la unidad de criogenia que está compuesta de dos trenes de turboexpansión donde se enfría el gas a temperaturas por UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” debajo de cero grados centígrados para licuar los componentes pesados. Posteriormente, el gas residual se comprime con turbocompresores.

Una vez que la corriente ha sido acondicionada, se vuelve a medir el producto que sale de la planta para que sea controlado fiscalmente. Luego se reinyecta a la corriente de gas del gasoducto Juana Azurduy para su exportación a la Argentina.

El etano contenido en la corriente de gas de alimentación es separado pasando a la unidad de de fraccionamiento de líquidos, que cuenta con tres torres. En la torre deenatizadora se separa el etano que posteriormente alimentará al complejo petroquímico; el mismo que se encuentra en fase de ingeniería conceptual. En la torre debutanizadora se separa el GLP. En la torre deisopentanizadora se separa el isopentano de la gasolina estabilizada.

La planta Gran Chaco extrae propano y butano, es decir Gas Licuado de Petróleo (GLP), que es el utilizado en hogares y fábricas. También se obtiene isopentano y gasolina natural estabilizada para abastecer a las refinerías de todo el país; metano, que será devuelto a la corriente de exportación a Argentina como gas seco; y finalmente, se extrae etano que es la materia prima para la planta petroquímica, con la idea de industrializar en Bolivia sus hidrocarburos y producir plásticos.

En el acto de inauguración estuvieron, junto al primer mandatario, el vicepresidente Álvaro García, el presidente de la estatal petrolera Carlos Villegas, el procurador Héctor Arce, el contralor Gabriel Herbas y el ministro del área Juan José Sosa. También participaron autoridades departamentales, municipales, de YPFB, militantes del partido de gobierno y habitantes del lugar.

El presidente Evo Morales, resaltó en la oportunidad la magnitud de la obra, precisando que es mayor a la de Río Grande ubicada en Santa Cruz. “Es una gran fiesta empezar la operación de la planta separadora de líquidos Gran Chaco” señaló Evo Morales. La planta generará 872 millones de dólares de ingresos brutos anuales por la comercialización de licuables que serán producidos. UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

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Produce 32,2 millones de metro cúbicos por día (MMmcd) de gas natural. para producir 3.140 toneladas métricas diarias (TMD) de etano( que es el insmñopirncipalpara el proceso de industrializaciòn de los hidrocarburos), 2,240 TMD de GLP (Propano +Butano), 1.040 barriles por día (Bblsd) de isopentano y 1.650 Bblsd de gasolina natural. 8.3. MEGACAMPO INCAHUASI

La empresa petrolera TOTAL apuesta fuerte por el megacampo Incahuasi. En el municipio Lagunillas construye una planta de tratamiento de gas que prevé arrancar en 2016 para producir 6,5 MMm3/d de gas La empresa multinacional francesa Total E&P Bolivie invertirá $us 1.000 millones en el desarrollo del megacampo de gas Incahuasi hasta 2016. Desde la corporación aseguraron que este campo se convertirá en el futuro de Bolivia en términos de producción. En la actualidad, la firma construye en el municipio de Lagunillas una planta de tratamiento de gas que arrancará el primer trimestre del 2016, con una capacidad de producción de 6,5 millones de metros cúbicos día (MMm3/d). La compañía trabaja en sociedad conGazprom (20%) y Tecpetrol (20%). Total tiene el 60% de las acciones. La planta, que procesará el hidrocarburo extraído de tres pozos de producción, es parte del proyecto de desarrollo de los campos Incahuasi y Aquío, operados por Total E&P Bolivie. Con este proyecto son cuatro las grandes plantas de gas (San Antonio, San Alberto y Sábalo). UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” El hidrocarburo proveniente de los pozos, compuesto por hidrocarburo gaseoso (gas) y líquido (condensado), será tratado en la planta de tratamiento. Dos de los pozos se encuentran en el bloque Ipati y uno en el bloque Aquío. El proyecto prevé transportar el gas, con las especificaciones para su exportación y venta, por un ducto de 30 pulgadas con una longitud de 103 km. Los condensados se enviarán a través de ductos de 8 pulgadas y 16 km de largo hasta el punto de interconexión al oleoducto OCSZ-2, de la subsidiaria YPFB Transporte. Un estudio realizado por la firma canadiense GLJ Petroleum Consultants señala que las reservas de gas entre 2009 y 2013 aumentaron de 9,94 trillones de pies cúbicos (TCF) a 10,45 TCF. Según datos de YPFB, para el 2016 se tiene previsto el incremento en la producción de hidrocarburos, debido al ingreso del campo Aquío-Incahuasi en su primera fase con 6,5 MMm3/d y en una segunda fase con otros 6,5 MMm3/d adicionales, haciendo un total del campo de 13 MMm3/d.

9. EQUIPOS EMPLEADOS EN UNA PLANTA DE GAS

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9.1. ABSORBEDOR DE GLICOL O CONTACTOR Es una torre empacada donde el gas, cargado con agua, se pone en contacto en contracorriente con el glicol limpio o deshidratado El glicol que llega por la por la parte superior va bajando a medida que llena los platos o bandeja de burbujeo, mientras tanto el gas que sube, entra por la parte inferior de la torre de absorción y se pone en contacto con el glicol que baña los platos; rompe el sello liquido y sale a la superficie para entrar, nuevamente en contacto intimo con el glicol de la bandeja superior. Cuando el gas natural burbujea en el líquido se va produciendo una trasferencia de masas, en la cual le entrega al TEG el agua que trasporta. El glicol llega a la torre con un porcentaje aproximado del 98.7% por peso y sale por el fondo habiendo absorbido el agua que debe retirar de la corriente de hidrocarburos, por lo cual su pureza baja a 95.3% p/p aproximadamente. Cuanto más alta sea la pureza a la cual entra el glicol, mejor será su capacidad de absorción, de allí la importancia de una buena regeneración y del uso del gas de despojamiento Este equipo se encuentra ubicado en un diseño de planta, después del separador de entrada a la unidad de deshidratación

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9.2. TANQUE O VÁLVULA DE EXPANSIÓN Debido a que por lo general, el glicol en el horno esta a presión atmosférica y en el contactor existe alta presión, se debe usar una válvula para lograr los siguientes aspectos:  Caída de presión  Control del nivel de glicol en el contactor  Este equipo se encuentra ubicado a la salida del glicol rico y antes de entrar al horno de regeneración 9.3. TANQUE DE VENTEO O SEPARADOR DE GLICOL E HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Es el recipiente donde se separa el gas y el condensado que arrastra el glicol desde el absorbedor, normalmente conocido como “tanque de venteo” cuyo tiempo de retención, para efectos de diseño varia de 20 a 45 minutos. La presión de trabajo está entre 50 y 75 lpcm. Algunos fabricantes afirman que, en plantas que manejan 3 MM pcdn o menos, no siempre se justifica la instalación de estos separadores, nuestra sugerencia es que siempre se instale el tanque de venteo, porque evita que los hidrocarburos que se condensan en el contactor sean descargados en el regenerador caso en el cual pueden producir accidentes. Adicionalmente, algunas plantas suelen tener un separador instalado a la salida del gas tratado, cuyo único fin es recoger los líquidos que sean arrastrados cuando se opera

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” la planta de manera indebida o se genera espuma en el absorbedor. El arrastre es uno de los problemas más comunes en este tipo de plantas.

9.4. SEPARADORES

SEPARADORES CILINDRICOS VERTICALES

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” 9.5. FILTROS Sirven para separar impurezas tales como: productos de degradación del glicol, hidrocarburos de alto peso molecular, productos de corrosión y otras impurezas arrastradas por el gas. El filtro más usado es el tipo de elemento, capaz de retener partículas de 5 a 10 micrones, a una diferencia de presión de 2 lpcm cuando está limpio y de 20 lpcm cuando está sucio. También se usa carbón activado. Se encuentran ubicados después del tanque de expansión o también a la salida de la torre de regeneración

9.6. INTERCAMBIADORES

El glicol rico a temperatura ambiente, se utiliza para enfriar el glicol pobre que viene del horno, usando intercambiadores de tubo y carcasa o de doble tubo. Algunas veces se emplea para intercambiar energía en un serpentín que se instala en el tope del acumulador de glicol, con lo cual se facilita la desorcion de los gases en el tanque de venteo y se precalienta el glicol. El glicol rico se puede calentar hasta 300 °F, utilizando la solución caliente que sale del horno, con el fin de ahorrar combustible. A la salida del intercambiador, el glicol pobre puede ser enfriado hasta 200 ° F Estos intercambiadores se encuentran antes de la entrada de glicol rico a la regeneradora y a la salida de glicol rico de la torre contactora. UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

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9.7. REGENERADORA El regenerador cuya parte principal es el horno, puede calentarse con vapor de agua, aceite de calentamiento o fuego directo. El diseño del horno debe asegurar la evaporación del agua hasta alcanzar la concentración deseada. La torre regeneradora remueve la mayor parte del agua absorbida por el glicol, dejando el producto regenerado con una pureza que varía entre el 98.5% y el 99% p/p. Trabajando con TEG en una torre con presión atmosférica se puede lograr un grado de pureza del 98.7% por peso Este equipo se encuentra después del tanque de venteo, filtros e intercambiador, siguiendo la circulación de glicol rico.

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9.8. BOMBA Son componentes claves en una planta de deshidratación, porque se encargan de garantizar la circulación del glicol dentro de la planta. El tipo más utilizado es el de desplazamiento positivo, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:  La velocidad de la bomba estaría limitada de 300 a 350 r.p.m.  El lubricante no puede estar en contacto con el glicol.  La temperatura de bombeo podría limitarse a 170 °F.  Para asegurar el bombeo se instala un acumulador de glicol

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9.9. GOLPEADORES DE LIQUIDO (SLUG CATCHERS) Un slugcatcher es un recipiente con un volumen de reserva suficiente para almacenar (temporalmente) la mayor cantidad de liquido y gas esperado del sistema de aguas arriba. Esta situado entre la salida de la tubería y el equipo de procesamiento Es un recipiente separador y amortiguador Las tuberías que transportan gas y líquidos juntos, conocido como flujo de dos fases, puede operar en un régimen de flujo conocido como slugging de flujo o caudal slug. Bajo la influencia de la gravedad líquidos tienden a asentarse en la parte inferior de la tubería, mientras que los gases ocupan la parte superior de la tubería. Bajo determinadas condiciones de funcionamiento de gas y líquido no se distribuyen uniformemente a lo largo de la tubería, pero el viaje como los tapones de grande con todo líquidos o gases en su mayoría a través de la tubería. Estos tapones se llaman grandes slugs. Los slugs de salir de la tubería puede sobrecargar el gas y la capacidad de manejo de líquidos de la planta a la salida del gasoducto, ya que a menudo se producen a un ritmo mucho más grande que el equipo está diseñado para. 9.10. DIFUSOR

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Tiene como misión cambiar la velocidad de la corriente de aire que viene del compresor para aumentar la presión. Consta de una serie de pasajes que se ensanchan hacia atrás (conductos divergentes), el difusor es diferente según el compresor sea axial o centrifugo.

10. CAMPOS DE INYECCIÓN DE GAS EN BOLIVIA 10.1. CAMPO YAPACANI 10.1.1.

Ubicación del Campo

El campo Yapacani está ubicado en la provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz de la Sierra, a una distancia de 125 Km. al nor-oeste de la ciudad de Santa Cruz. El campo Yapacani fue descubierto por la BolivianGulf Co. con la perforación del pozo YPCX1, que resultó descubridor de importantes niveles productores de gas y condensado en reservorios arenosos del terciario (formación Petaca), Cretácico (formación Yantata) y Devonico. En el ano 1969 también fue perforado el pozo YPC-X2 , el mismo que confirmó la presencia de los niveles terciario, Cretácico, aunque debido a la baja posición los niveles del Devonico resultaron improductivos. En el ano 1972 YPFB perforo el pozo YPC-X3 con la finalidad de explorar niveles mas profundos, sin embargo, debido a problemas de aprisionamiento no se pudo cumplir con el objetivo programado quedando este pozo como productor de gas y condensado de los niveles Terciario y Cretácico.

El primer pozo que alcanzó niveles del silurico fue el pozo YPC-X5 que fue perforado en 1981 por YPFB con fines de cuantificación de las reservas de gas, el mismo que resultó descubridor de niveles importantes y depósitos de hidrocarburos en la arenisca Sara del sistema silurico; si bien la producción de este pozo solo fue de gas y condensado debido a que este pozo se encuentra en la cresta del anticlina1. Seguidamente ese mismo año se UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” perforó el pozo YPC-X4, sobre el hundimiento occidental del eje axial de la estructura, mediante este pozo se confirmo la productividad de los niveles superiores Petaca, Yantata, se verificó también la existencia de un anillo de petróleo por debajo del casquete de gas en el reservorio Sara. 10.2. Número de pozos seleccionados para el proyecto Actualmente en el reservorio Sara se está inyectando a 2 pozos inyectores: YPC-10T y YPC11T. En la tabla se muestra los caudales @ diciembre 2009 y los volúmenes acumulados de cada pozo.

En las siguientes figuras podemos observar que el caudal de gas producido ha sido mayor que el caudal de gas inyectado durante todo el año 2009. Por lo que la producción neta de gas en este periodo es de 1579 Mpc. el volumen neto producido total de gas es de 40893 Mpc.

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10.2.1.

Sistema de compresión

Características

Presión

Presión

Presión

Unidades

Baja

Intermedia Inyección

Booster

Marca

Cooper Bessemer

Cantidad

3

4

1

Modelo

AMA – 4

AMA – 4

AMA - GMVH AMA - 4

1

1

4 Capacidad

de 10

18

10

30

60

MMPCD

compresión Potencia del motor

1.000

1.000

1.000

2.500

1.000

HP

Velocidad

900

900

900

330

900

RPM

Presión de succión

250

900

1500

1500

800

Psig

Presión intermedia

500

N/A

N/A

N/A

N/A

Psig

Presión de descarga

900

1.500

3.800

3.800

900

Psi

N/A, No Aplica También podemos denotar las distancias de la planta a los pozos productores, dando como resultado lo siguiente: De Pozo

A Planta

Línea de inyección

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” (metros) RGD – 20

3.500

3" SCH 160

RGD – 41

4.000

3" SCH 160

RGD – 44

1.000

3" SCH 160

La cromatografía que da como resultado del pozo que sale de los pozos da como resultado lo siguiente: Componente

Gas producido

Gas inyectado

% mol

% mol

N2

1.577

1.467

CO2

0.232

0.418

C1

89.941

92.570

C2

5.407

5.034

C3

1.702

0.432

C4

0.167

0.018

C4

0.406

0.036

C5

0.108

0.009

C5

0.130

0.008

C6

0.121

0.005

C7

0.209

0.004

Total

100.000

100.001

Presión, Psig

1,290

3,200

Temperatura, °F

100

10.2.2.

Resultados y rendimiento del proyecto de inyección de

gas La inyección de gas en el campo Yapacani, se la efectúa principalmente con el propósito de almacenar el gas con alto contenido de C02 producido del reservorio Sara y cuando el requerimiento de gas del mercado disminuye, esto también permite obtener una mayor recuperación del condensado que está asociado a la producción de gas de este reservorio.

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” La inyección de gas acumulada en el periodo de sep/2008 @ sep/2009 han sido de 2716.2 MMpc (7.44 MMpcd), el cual no ha excedido al aprobado por YPFB (8 MMpcd). En el gráfico adjunto se observa que la inyección de gas durante este periodo.

10.2.2.1. Evolución de la presión del reservorio Sara. La presión se mantiene por encima de 3800 psi en los 6 últimos años, debido a que la producción neta del reservorio es relativamente poca, aunque en 2009 se nota mía tendencia a disminuir. La presión original del reservorio es aproximadamente de 4190 psi.

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10.2.2.2. Mapa Isobárico y toma de presiones de fondo. En el mapa isobárico del Reservorio Sara señala que la inyección de gas efectuada en los pozos YPC-10T y 11T tiene un efecto en el reservorio y se observa una distribución casi uniforme de la presión en los cuatro pozos en los que se registro la presión. En la siguiente tabla se muestra los pozos en los que se efectuaron las mediciones de presiones de fondo durante en el año 2009.

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10.2.2.3. Efecto de la inyección en la recuperación de Hidrocarburos.

La gráfica adjunta muestra las relaciones condensado-gas (Yield) del año 2009 de los pozos productores de Sara. YPC-04LL. YPC-16LL y YPC-18T. Como se observa en la gráfica adjunta el yield permanece casi constante, se debe posiblemente a que la presión está por encima de la presión de rocío, por lo que podemos decir que la inyección está contribuyendo al mantenimiento de la presión de reservorio.

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10.3. CAMPO RÍO GRANDE 10.3.1.

Ubicación

Se trata de la Arenisca Taiguati. Este campo fue descubierto en 1961 con la perforación del pozo RGD - X1 por la GulfOilCompany en 1961. Abarca un área aproximada de 100 Km2. A este campo se aplicó recuperación secundaria por lo que se inyectó gas natural en el reservorio Taiguati Y, el producido sobre la curva de declinación y el gas producido en el campo Los Sauces. Este reservorio tiene una extensión de 15 km de largo por 5 km de ancho. Consta de cuatro horizontes productores: Petaca, Taiguati W (Superior e Inferior), Taiguati Y y Tupambi. Departamento:

Santa Cruz

Provincia:

Cordillera

Referencia:

A 43 km de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra

10.3.2.

PROGRAMA DE APLICACIÓN DEL PROYECTO

a) FACILIDADES DE MEDICIÓN DEL GAS PRODUCIDO E INYECTADO Cuenta con un sistema de separación en 2 etapas, dividido en 3 grupos: el primer grupo con separadores de 1400 Psi en la primera etapa y 500 Psi en la segunda etapa; el segundo UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” grupo con un separador de 800 Psi en la primera etapa y 300 Psi en la segunda etapa, adicionalmente se tiene separadores de prueba. El tercer grupo también es de dos etapas. Para la inyección se cuenta con 8 separadores con un sistema de placa de orificio con computador FloBoss. Todo el gas producido en el campo y estandarizado a 900 Psi es nuevamente medido a la salida de la planta mediante placa de orificio y con un computador de flujo mediante sistema Scada. b) PUNTOS DE MEDICIÓN 

Gas de alta, placa de orificio, computador de flujo FloBoss.



Gas de baja, placa de orificio, computador de flujo FloBoss.



Gas de inyección, placa de orificio, computador de flujo, sistema Scada.



Gas para combustible, placa de orificio, gasómetro.



Gas de quema de alta, sin medición.



Gas de quema de baja, sin medición.

c) SISTEMA DE COMPRESIÓN

Después de su tratamiento en la planta de absorción, el gas es comprimido para su inyección. Características

Presión

Presión

Presión

Baja

Intermedia Inyección

Booster

Marca

Cooper Bessemer

Cantidad

3

4

1

1

Modelo

AMA – 4

AMA – 4

AMA

GMVH AMA - 4

Unidades

1

-4 Capacidad

de 10

18

10

Potencia del motor 1.000

1.000

Velocidad

900

30

60

MMPCD

1.000 2.500

1.000

HP

900

900

330

900

RPM

Presión de succión 250

900

1500

1500

800

Psig

Presión intermedia 500

N/A

N/A

N/A

N/A

Psig

compresión

UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Presión

de 900

1.500

3.800 3.800

900

Psi

descarga N/A, No Aplica d) PRESIÓN DE RESERVORIOS 

Presión original a datum (Psia)

4.020



Presión promedio actual a datum, Jun/02 (Psia)

3.861



Datum (msnm)

-2.680

e) CONTROL DE LA PRESIÓN DE RESERVORIO En el proyecto se indica que el control de la presión de los reservorios se efectuará anualmente siguiendo un cronograma de registro de presión, tanto para los pozos en producción como inyección. Como también se llevará a cabo el control a través de las curvas de declinación a cargo del departamento de ingeniería de reservorios de la empresa. f) TIEMPO DE DURACIÓN DEL PROYECTO La duración de proyecto será de 5 años, con posibilidad de extender este tiempo en función del mercado y el comportamiento de producción. (Dato proyectado por el departamento de Producción ANDINA) g) RECUPERACIÓN DEL GAS INYECTADO Debido a la declinación de la presión del reservorio, que alcanza a un 4%, la recuperación del hidrocarburo a ser inyectado está asegurada, debido a que el abatimiento de presión es reducida, esto implica que la diferencia entre la presión del reservorio y la presión fluyente es mínima. h) VOLUMEN DE INYECCIÓN Siendo la capacidad de los dos compresores instalados de 40 MMPCD, el volumen de inyección pronosticado proveniente de ambos campos, presentado por la empresa, es el siguiente: Campo

Volumen total inyectado (MMPC)

Los sauces

50,279

Río Grande

17,668

Total

67,947

UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” MMPCD Los sauces

28

Río Grande

10

Total

37

Volúmenes de Inyección Proyecto Piloto Río Grande 10.3.3.

MÉTODO DE INYECCIÓN QUE SE APLICA

En este proyecto se aplica la inyección de gas al casquete y se quiere que se mantenga la presión debido a la segregación gravitacional positiva que se presenta con el favor de la permeabilidad vertical. Es por eso que en los pozos inyectores se taparon los baleos para realizar otros especiales por encima de estos precisamente para alcanzar el nivel de casquete. 10.3.4.

NÚMERO DE POZOS SELECCIONADOS PARA EL PROYECTO

La inyección de gas natural se efectuó anteriormente de la siguiente manera: 

Petaca, no fue sometido a inyección hasta la fecha.



TaiguatiWs, se inyectó por un periodo corto en 1972.



TaiguatiWm, se inyectó entre 1972 - 1973.



Taiguati Y, producción continúa desde 1968, con inyección desde 1969.



Tupambi, producción continua desde 1968, con inyección desde 1969, con la variante que el ciclaje fue esporádico

Para esto se seleccionó arreglos de 5 pozos en cada caso 10.3.5.

FUENTES DE ABASTECIMIENTO DE GAS

En Río Grande se cuenta con la planta de gas, que produce mayor cantidad de GLP a nivel nacional, mediante el proceso de turbo expansión (con el fin de extraer licuables). Es por aquello que se cuenta con un abastecimiento de gas seco permanente, además este gas ya viene tratado y está listo para la exportación al Brasil. 10.3.6.

EQUIPOS UTILIZADOS PARA LA INYECCIÓN DE GAS

UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” Los arreglos sub. Superficiales son muy parecidos a los ya desarrollados en los campo Vuelta Grande y Carrasco. Pero par el aspecto de los compresores se toma la siguiente tabla como modelo de operación:

Tabla de operación de Compresores de gas natural UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” 10.3.7.

TIPO DE PROYECTO

Se realizó proyectos PILOTO múltiples en diferentes etapas de la vida productiva, actualmente ya no se hace la inyección de gas por considerar que no es rentable.

10.3.8.

RESULTADOS Y RENDIMIENTO DE LOS PROYECTOS DE

INYECCIÓN DE GAS Desde la aprobación de inyección de gas en este campo, se cuenta con 1 solo pozo inyector de gas (RGD-41LL) habilitado en el reservorio Escarpment Y3 (Ex_Taiguati Y). No ha habido inyección de gas en el campo Río Grande, excepto dos días que se tuvo problema de planta (08/01/09 y 18/02/09). En la gráfica adjunta se muestra los caudales de inyección de gas desde el 18/09/2008 @ 18/09/2009. Como se observa en el gráfico, el caudal inyectado ha sido muy puntual (dos días), teniendo un volumen total de gas inyectado en el año de 2.99 MMpc (0.0082 MMPcd). El caudal no excede al caudal autorizado por YPFB de 0.041 MMpcd Mpcd. 10.4. CAMPO VÍBORA 10.4.1.

UBICACIÓN Y DATOS DE POZO

Ubicación:

135 Km. de Santa Cruz

Compañía:

ANDINA

Campo:

Víbora

Formación:

Yantata

Pozos inyectores:

3 Pozo VBR – 11L Pozo VBR – 13L Pozo VBR – 16L

10.4.2.

NÚMERO DE POZOS SELECCIONADOS EN EL CAMPO

VÍBORA UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” En el campo se tienen 3 pozos inyectores los cuales son Pozo VBR – 11L, Pozo VBR – 13L, Pozo VBR – 16L

UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”

10.4.3.

EQUIPOS UTILIZADOS

Tipo de instrumento

Integra - Tritools

Presión máxima de 15 K operación Temperatura máxima 350 ªF de operación de 89439 – 5429

Número instrumento Número de pozo

VBR-11LL FOGE

Tamaño de la tubería

2 3/8 ´´

Formación

Yantata

EST ACI ÓN

PROFUNDID AD MD (FT-TH)

PROFUNDID AD TVD (MT-RT)

PROFUNDID AD TVD (FT-RT)

PRESIÓ N PSI

TEMP.

TEMP.

1 2 3 4 5 6 7 8

0 3231 6562 7874 8033 32C3 3366 8560

0 1007 2007 2406 2456 2507 2556 2616

0 3302 6583 7395 8C59 8224 8337 8531

2081 2263 2452 2528 2537 2547 2557 2562

SI 113 142 154 155 157 159 152

32 6 4512 61.33 67 62 53 46 69.32 70.63 72.36

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GRADIE NTE PRESIÓ N (PSI/FT) 0X00 0X57 0X56 0X58 0X58 0X57 0X50 0X29

GRADI ENTE TEMP. (°F/FT) 0.000 0.007 0.009 0.009 0.009 0.009 0.004 0.0016

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”

DATOS MEDIDOS Presión en cabeza - Manómetro Presión en cabeza - Medida Temp. en cabeza - Medida Presión en ultima estac on Temp. en ultima estación Profundidad promedio baleos Profundidad del fondo

2100.00 Psi 2080.77 Psi 90.68 ªF 2562.38 Psi 162.24 ªF 8701.21 Ft

Tope de fondo medido Tipo de gradiente

▼

RESULTADOS OBTENIDOS Gradiente gas

Psi/ft

Gradiente petróleo

Psi/ft

Gradiente agua

Psi/ft

Gradiente Temperatura

•:aF.ftí

0.015

Presión en promedio baleos

psi

2568.9 3

Temp. En promedio 1 °F baleos

ESTA

PROFIFTTH)

PROF

PROF

TVD

TVD

(MT-RT)

(FTRT)

PRESIÓN PSI

TEMP.

0.056

164.04

TEMP. (°C)

GRADIENTE PRESIÓN (PSl/FT)

GRADIENT E TEMP. |°F/FT)

ªF

1

0

0

0

2842

84

28.89

0.CC0

0 000

2

2625

806

2646

3051

124

51.11

0.079

0.015

3

4922

1536

4S42

3223

146

63 33

0.075

0.010

4

6562

2006

6583

3344

159

70.56

0.074

0 008

5

7218

2206

7239

3393

163

72.78

0.075

0.006

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” 6

7710

2356

7731

3429

165

73.89

0.073

0 004

7

8338

2456

8059

3441;.

166

74.44

0.C52

0.333

8

8242

2518

8263

3468

165

73.89

0.108

-0.005

DATOS MEDIDOS Presión en cabeza - Manómetro

2870 psi

Presión en cabeza - Medida

2842.01 psi

Temp.

84.01 ªF

en cabeza - Medida

Presión en ultima estación

3468.00 Psi

Temp.

166.00 ªF

en ultima estación

Profundidad promedio baleos

8523.22 ft

Profundidad de fondo Tope de fondo medido

8524.00 ft

Tipo de gradiente

GAS

RESULTADOS OBTENIDOS

10.4.4.

Gradiente gas

(psi/ft)

0.075

GracTente petróleo

(psi/ft)

Gradiente agua

(psi/ft

Gradiente Temperatura

(°F/ft)

0.003

Presión en promedio baleos

(psi)

3496.18

emp . En promedio baleos

(°F)

166.71

RESULTADOS Y RENDIMIENTO

El campo cuenta con 3 pozos habilitados para inyección de gas al reservorio Yantata. (VBR11L. 13 y 16L). La inyección de gas en dichos pozos no ha sido continua, ya que solo se inyecta gas cuando se tiene problemas en las turbinas de Transredes y/o bajas demanda de mercado de gas. Se adjunta gráficos de caudales de inyección desde Sep/2008 a Sep/2009 para los pozos mencionados, en los mismos se observa claramente que no se UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” tuvo una inyección estabilizada de gas en ninguno de los tres pozos en lo que va del año. Por otro lado, con el objetivo de determinar la presión actual del reservorio se realizaron gradiente estática en los pozos VBR-16L y Fall Off en el pozo VBR-11L. en el cual por no tener un caudal y presión estable la prueba no se ha podido interpretar (ver gráfico adjunto). Si bien se ha tenido inyección de gas continua en los meses de febrero ha abril/2009, la misma no ha sido homogénea Como se puede observar en las figuras adjuntas, el caudal inyectado ha sido puntual, excepto en los meses de febrero marzo y abril, debido a bajas nominaciones de gas de venta. El volumen total de gas inyectado en el ano de 1077 MMpc (2.95 MMPcd). El caudal excede en 2.65 MMpcd al aprobado por YPFB, esto se debe a la baja nominación (disminución mercado Brasil), por lo que se ha tenido que inyectar gas, para recuperar más líquido. 10.5. CAMPO VUELTA GRANDE 10.5.1.

UBICACIÓN

El Campo Vuelta Grande fue descubierto en 1978. Inicialmente se explotó mediante agotamiento natural. Sin embargo, a partir de 1985 se instalaron compresores para la inyección de gas con el objetivo de mantener la presión de los reservorios productores; en 1989, entró en funcionamiento la planta de procesamiento de gas. Campo:

VUELTA GRANDE

Ubicación: Departamento:

Tarija

Provincia:

Gran Chaco

Referencia:

A 245 km de la ciudad de Tarija

Empresa:

CHACO

Tipo de yacimiento:

Reservorio de petróleo de Alto Encogimiento

Arenas productoras: Número de pozos:

Cangapi y Tacagua 36

Productores:

29

Inyectores:

5 (gas) y 1 (agua)

Abandonados:

1

Profundidad promedio:

2250 [m]

Producción:

525 [BPD] (petróleo) y 82 [MMPCD] (gas)

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211”

10.5.2.

PROGRAMA DE APLICACIÓN DEL PROYECTO

Se realizaron los siguientes puntos.    

Delimitación del yacimiento, realizando el dimensionamiento correspondiente. Se calcularon las reservas remanentes del yacimiento en aproximadamente 210 [MMbbl], con cierto grado de incertidumbre puesto que se tiene una estructura visiblemente fallada, lo que hace difícil el cálculo del volumen de la roca reservorio. El número de pozos de acuerdo al proyecto piloto, un sólo pozo inyector en arreglo no identificado claramente, pero parecido al arreglo de abanico de 5 pozos. La elaboración de la ingeniería del proyecto con datos reservados y confidenciales, excepto la determinación de los gradientes para este pozo los cuales se muestran a través de las siguientes gráficas:

Gradiente dinámico de la temperatura en el pozo VTG - 08

Gradiente dinámico de la presión en el pozo VTG - 08 10.5.3.

MÉTODO DE INYECCIÓN APLICADO

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RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” El método de inyección es el aplicado al casquete de gas o llamado también por segregación gravitacional, esto debido a las formaciones microfracturadas presentes que hacen más alta la permeabilidad vertical. El último dato de inyección promedio proporcionado por la empresa encargada del manejo (CHACO) es de 18 [MMPCD], también cabe mencionar que gracias a la falla presente se tiene una estabilidad en el casquete de gas, esto es muy importante ya que evita y disminuye en gran manera el efecto de la dispersión que el gas puede presentar al encontrar presiones inferiores a la de inyección, lo que disminuiría la eficiencia de recuperación de petróleo programada por el proyecto. 10.5.4. NÚMERO DE POZOS SELECCIONADOS PARA EL PROYECTO Para los proyectos que se hicieron año tras año siempre se han seleccionado arreglos de 5 pozos no muy bien identificados pero aparentemente se trata de abanicos, realizados en los flancos del anticlinal de la arena Tancagua en especial. 10.5.5.

FUENTES DE ABASTECIMIENTO DE GAS

La fuente de abastecimiento de gas principal es el gas que viene a través del gasoducto Villamontes – Río Grande, y en cierta medida también el que es producido por el mismo yacimiento ya que en Vuelta Grande se encuentra una planta de separación de licuables, planta en la cual se hace el respectivo tratamiento que requiere el gas de inyección. Por lo tanto el suministro de gas de inyección es garantizado. Y en la misma planta se hacen los análisis respectivos (cromatografía), para asegurarnos de que el gas que se va a inyectar es casi 100 % seco, es decir que se trate netamente de metano y sin contaminantes para evitar diversos problemas en lo que significan las instalaciones superficiales y sub superficiales como también evitar el daño progresivo a la formación productora. En la gráfica se puede ver el gasoducto ya mencionado y el campo Vuelta Grande de manera detallada: 10.5.6.

EQUIPOS UTILIZADOS PARA LA INYECCIÓN DE GAS

Terminación de pozos inyectores: En el caso de la conversión de los pozos productores existentes, se extrajo el arreglo anterior para limpiar el pozo en el intervalo de interés, para ello se utilizó raspa tubos y soluciones químicas. Se revisó el estado de la cañería de revestimiento a través de registros eléctricos, con estos datos se realizaron reparaciones menores. Se realizó el tapado de los baleos anteriores y se hicieron nuevos baleos a la altura de la capa de gas. 11.

TIPO DE PROYECTO

Se tratan de 4 proyectos PILOTO realizados en varias etapas que no han sido totalmente concretados por los resultados obtenidos conforme se inyectaba el gas. Es decir que no se ha podido llegar a tener un proyecto total, ya que la inversión así no lo amerita. UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS “PET-211” 11.1 RESULTADOS Y RENDIMIENTOS DEL PROYECTO Según la empresa petrolera CHACO, encargada de las últimas etapas de inyección de gas se obtuvo un rendimiento reducido que significaba en promedio 3560 [PC/Bbl], es decir que para recuperar un barril de petróleo es necesario la inyección de 3560 pies cúbicos de gas; es decir que se tiene un margen de recuperación relativamente positivo, pero cabe destacar que se recupera cada vez menos líquidos a causa del desgaste de las arenas que presenta el yacimiento, se debía programar una acidificación en varios pozos productores de este campo. 12. CONCLUSIÓN La información que nos dieron en el Ministerio de Hidrocarburos fue limitada, ya que mucho de estos datos son clasificados, nos dieron solamente antecedentes pues nos dijeron que en Bolivia ya no se aplica los proyectos de inyección de gas ni siquiera proyectos pilotos, en YPFB no nos dieron ninguna información. Los datos más recientes que adjuntamos en este trabajo son de los campos Víbora, Yapacani, Río Grande. 13. BIBLIOGRAFIA  Instituto de Formación Profesional y Técnico (CIED), “Recobro de Petróleo por Métodos Tradicionales”, PDVSA, 1997  Magdalena Paris de Ferrer, “Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos”,Ediciones Astro S.A., Segunda Edición,2001  Ministerio de Hidrocarburos de Bolivia  Ing. Raul Maldonado, Apuntes de Recuperación Mejorada, 20  www.glossary.oilfield.slb.com  www.monografias.com  oa.upm.es/  es.scribd.com/  www.ypf.com/  Paris de Ferrer, Magdalena. “Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos”. Ediciones Astro Data S.A. Segunda edición. Maracaibo, Venezuela. 2001  www.gacetaoficialdebolivia.gob.bo/  www.ypfbchaco.com.bo  Wesson, L.; Harwell, J. En Surfactant: Fundamentals and Applications in the

Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society UNIV. JUAN GABRIEL MAMANI CALLISAYA

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