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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

PROPUESTA DE RECUPERACION MEJORADA MEDIANTE “COILED TUBING” PARA CONTROLAR LAS AGUAS DE FORMACION Y ARENAS, INCREMENTANDO GAS Y CONDENSADO EN LA FORMACION SANTA ROSA DEL POZO SBL-7 DEL CAMPO SABALO.

PERFIL DE PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN GAS Y PETRÓLEO

POSTULANTE: INGRID ANDREA MIRANDA QUISPE VANIA THAYLIN CHOCATA GOMEZ ALONDRA MAYRA LAIME ADRIAN EDWIN EDGAR MAMANI CONDORI KATERINE LENNY VILLCA COPALI DOCENTE DE MATERIA: ING. GABRIEL PÉREZ ORTIZ

ORURO-BOLIVIA 2020

TITULO QUE: PROPUESTA DE METODO DE RECUPERACION COMO: MEDIANTE COILED TUBING PORQUE: PARA CONTROLAR LAS AGUAS DE FORMACION Y ARENAS PARA QUE: INCREMENTANDO GAS Y CONDENSADO DONDE: FORMACION SANTA ROSA DEL POZO SBL-7 DEL CAMPO SABALO

Resumen El presente proyecto de grado desarrolla una metodología de cálculo de ingeniería de producción para la optimización de la producción del pozo SBL -7 del campo SABALO. Mediante la adaptación del sistema de Gas Lift mediante coiled tubing (tubería flexible). Gran cantidad de herramientas asociadas al uso de tubería flexible (CT) han sido desarrolladas para optimizar la producción del sistema levantamiento artificial por gas lift convencional. En este tipo de aplicaciones, la tubería flexible (C.T), se cuelga dentro de los tubulares existentes para reducir las aéreas de flujo transversal de esta manera se logra reducir el consumo de gas de inyección. Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing consiste en modificar el sistema convencional de gas lift utilizando una tubería de menor diámetro, Coiled tubing, como línea de inyección y la línea de producción antigua utilizarlo como anular. De esta manera se aísla la cañería de revestimiento, se baja Coiled tubing con válvulas ciegas dentro de la nueva línea de producción, utilizándolo para inyectar gas y producir por el espacio anular. El objetivo de la operación mediante este sistema es profundizar el punto de inyección de gas; mediante la fundamentación teórica de las variables que afecta la producción de flujo multifásico en tuberías verticales donde las velocidades del gas y el líquido son diferentes, el área de flujo juega un papel importante en el caudal de producción, es decir a menor área transversal de tubería, mayor es la velocidad de flujo, al producir por el espacio anular se disminuye notablemente el fenómeno de deslizamiento y por lo tanto mayor caudal de producción.

This degree project develops a production engineering calculation methodology for optimizing the production of the SBL-7 well in the SABALO field. By adapting the gas lift system through spiral tubes. A large number of tools associated with the use of flexible tubes (CT) have been developed to optimize the production of the conventional gas lift artificial lift system. In this type of application, the flexible tube (C.T) hangs within existing tubulars to reduce cross flow areas, thus reducing injection gas consumption. The gas lift system through spiral pipe consists of modifying the conventional gas lift system using a smaller diameter pipe, spiral pipe, as an injection line and the old production line to use it as a ring. In this way, the casing is isolated, the spiral tubing is lowered with blind valves into the new production line, using it to inject gas and produce through the annular space. The objective of the operation through this system is to deepen the gas injection point; By means of the theoretical foundation of the variables that affect the production of multiphase flow in vertical pipes where the velocities of the gas and the liquid are different, the flow area plays an important role in the production flow, that is, at a smaller cross-sectional area. of the pipeline, the higher the flow velocity, when it occurs through the annular space, the sliding phenomenon is significantly reduced and, therefore, a greater production flow.

INDICE 1.- INTRODUCCION ....................................................................................................................... 1 2 .- ANTECEDENTES ....................................................................................................................... 3 2.1. Antecedente de aplicación ..................................................................................................... 3 2.2.

Inyección de nitrógeno en campo cantarell-méxico ........................................................... 4

2.3.

Antecedentes del campo.................................................................................................... 5

2.3.1.

Estratigrafía ................................................................................................................. 6

2.3.2.

Descripción de estratos productores ............................................................................. 6

2.3.3.

Geología estructural ..................................................................................................... 7

2.3.4.

Antecedentes del pozo ................................................................................................... 7

3. PLANTEAMINETO DEL PROBLEMA ............................................................................................. 9 3.1.

Identificación del problema .............................................................................................. 9

3.2.

Formulación del problema ..............................................................................................10

4.OBJETIVOS................................................................................................................................10 4.1.

Objetivo general ..............................................................................................................10

4.2.

Objetivos específicos ........................................................................................................10

5. MARCO TEÓRICO .....................................................................................................................10 5.1.

Definiciones y conceptos ..................................................................................................10

5.1.1.

Definición de yacimiento ..............................................................................................10

5.1.2.

Factores del reservorio que afectan al flujo de los hidrocarburos ................................11

5.1.3.

Porosidad.....................................................................................................................11

5.1.4.

Permeabilidad..............................................................................................................11

5.1.5.

Saturación de agua ......................................................................................................12

5.1.6.

Presión capilar .............................................................................................................12

5.1.7.

Interfaces en el reservorio ............................................................................................12

5.2.

Propiedad de los fluidos...................................................................................................12

5.2.1.

Propiedades físicas del petróleo ...................................................................................12

5.2.2.

Propiedades físicas del Gas ..........................................................................................13

5.3.

Índice de Productividad...................................................................................................14

5.4.

Sistemas de levantamiento artificial ................................................................................16

5.5.

Tipos de levantamiento artificial .....................................................................................16

5.5.1.

Levantamiento artificial por inyección de gas lift.........................................................17

5.5.2.

Ventajas y limitaciones del Levantamiento artificial por Gas Lift ...............................17

5.5.3.

Aplicaciones del Levantamiento artificial por Gas lift .................................................18

5.5.4.

Tipos de levantamiento artificial por inyección de Gas lift ...........................................18

6.

EXPLICACION DE LA TECNOLOGIA .........................................................................................19 Unidad de Coiled tubing (tubería flexible) .......................................................................20

6.1. 6.1.1.

Componente de equipo de tubería flexible ...................................................................21

6.2.

Ventajas y desventajas de la unidad de Coiled tubing .....................................................26

6.3.

Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing ..................................................................27

6.4.

Equipamiento de sistema de gas lift mediante Coiled tubing. ..........................................28

6.5.

Operación ........................................................................................................................31

6.6.

Ventajas y limitaciones del sistema de gas lift mediante coiled tubing .............................32

7.

ACTIVIDADES .......................................................................................................................34

7.1.

Calculo índice de productividad ......................................................................................36

7.2.

Análisis económico ..........................................................................................................42

8.

MATRIZ DE MARCO LÓGICO..................................................................................................43

9.

METODOLOGÍA Y HERRAMIENTAS ........................................................................................47

10.

APORTE DEL TEMA:...........................................................................................................48

CONCLUSIONES: ..........................................................................................................................49 RECOMENDACIONES: ...................................................................................................................49 BIBLIOGRAFIA..............................................................................................................................50 ANEXOS.......................................................................................................................................51

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1.- INTRODUCCION En la industria petrolera, la explotación de los yacimientos es de suma importancia ya que ellos presentan el medio de obtención de hidrocarburos hacia la superficie, lo cual reviste a su vez un interés de aspecto económico para el país. Se propone realizar un tratamiento a la formación Santa rosa del Pozo SBL-7 en el Campo Sábalo, para aumentar el factor de recobro EOR. La producción petrolera está encargada del proceso de extracción de hidrocarburos previa perforación de un pozo, que es un ducto desde el yacimiento hacia la superficie lo que permite que pueda ser explotado, después es procesado en las respectivas plantas y posteriormente es comercializado. Por lo anterior, existe una preocupación de los ingenieros petroleros, que la producción de dichos pozos se efectué en forma óptima; es decir, que el pozo produzca a un gasto tal que la vida productiva de este sea lo más prolongada posible claro está que sin dejar de importar el aspecto económico. (UNAM, 2004) La recuperación primaria es un periodo donde el hidrocarburo se drena naturalmente hacia el pozo, debido a la diferencia del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento. La presión ejercida por el yacimiento depende de la profundidad, a mayor profundidad mayor presión producto del peso ejercido por las formaciones de la cuenca, comprimiendo el hidrocarburo que se encuentra en el yacimiento, esta presión es mayor que la presión del pozo productor provocando que el hidrocarburo se mueva hacia una presión menor permitiendo su producción. Los mecanismos en la recuperación primaria más importantes son tres: empuje por gas en solución, en este caso el gas esta disuelto en el petróleo es decir que el yacimiento solo presenta petróleo y agua, cuando se empieza a producir el gas tiene un efecto de expansión provocando la producción de petróleo. Empuje por capa de gas, este tipo de empuje se presenta en yacimientos que tienen los tres tipos de fluidos (agua, petróleo y gas) cuando empieza la producción la capa de gas que esta comprimida por la presión natural del yacimiento crece y empuja el petróleo hacia el pozo productor. Por último, empuje por agua como su nombre indica es cuando el agua o acuífero que está ubicado en la parte 1

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inferior de los demás fluidos en el yacimiento, esto es por la diferencia en sus densidades, si el acuífero es activo tiende a desplazar el petróleo permitiendo su producción. (Ferrer, 2001) Durante la recuperación primaria se puede aplicar métodos asistidos de producción, estos métodos provocan el incremento la diferencial de presión entre el pozo y la formación, la recuperación primaria termina cuando la presión del yacimiento ha bajado demasiado, o cuando se está produciendo cantidades demasiado importantes de fluidos no deseados como agua o gas. La recuperación secundaria es una técnica aplicada cuando termina la recuperación primaria, consiste en inyectar un fluido menos costoso que el hidrocarburo para mantener el gradiente de presión, estos fluidos se inyectan por pozos inyectores, y desplazan o arrastran

una

parte

del

hidrocarburo

hacia

otros

pozos

que

son

los

productores.Actualmente se han desarrollado más técnicas aparte de las tradicionales que también son conocidas como métodos de recuperación mejorada. Se clasifica como recuperación mejorada cualquier método que se aplique después de un método de recuperación secundaria tradicional, sea este el caso se conocería como recuperación terciaria, o bien en lugar de los métodos convencionales de recuperación secundaria (inyección de agua o gas). Este tipo de recuperación se divide en dos grandes grupos: los métodos térmicos y los métodos de inyección de agua con productos químicos. Los métodos térmicos son: inyección cíclica de vapor, inyección continua de vapor y combustión in situ. Lo que tienen en común el utilizar el calor para disminuir la viscosidad del crudo lo que reduce la oposición al movimiento del crudo permitiendo que este pueda desplazarse. Por último, los métodos químicos, que son utilizados dependiendo las características del yacimiento y del fluido de producción, su función es provocar una reacción química para desplazar el petróleo a los pozos productores, una de las características es que se mezcla con el hidrocarburo, este método puede utilizar los siguientes químicos: (Solvente, CO2, micro emulsiones, baja tensión, alcalinos y agua viscosa). 2

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2 .- ANTECEDENTES 2.1. Antecedente de aplicación Durante finales de 1960 y en la década de 1970 , tanto Brown Oil Tools y Bowen Tools continuaron mejorando sus diseños con el fin de acomodar el CT hasta 1 pulg. OD. Por mediados de la década de 1970, más de doscientas de diseño original de las unidades de bobina de tubos estaban en servicio. Por finales de 1970, una serie de diferentes nuevas empresas de fabricación (Otis Engineering, Inc. Hydra Rig, y Uni-Flex Inc.) también comenzó a influir en la mejora del diseño de las cabezas de los inyectores. Las sartas de CT también pasaron por mejoras significativas en este periodo. A través de finales de 1960, los servicios de CT fueron dominados por los tamaños de tubería de 1 pulg. Y menos. Y las longitudes de cuerda eran relativamente corto. La longitud de la tubería y el diámetro de la tubería fueron limitadas por las propiedades mecánicas y los procesos de fabricación disponibles de la época.

Las primeras operaciones computarizadas sufrieron una serie de fracasos debido a la calidad desigual de los tubos y diversas soldaduras a tope requeridas para la producción de longitud de cadena adecuada. Sin embargo, por finales de 1960, las sartas de producción estaban siendo molidos en longitudes más largas y las soldaduras a tope había menos para cada cadena. Las propiedades del acero también vieron mejoras importantes durante el tiempo. Estos cambios y mejoras asociadas en la fiabilidad de la cadena CT contribuyeron en gran medida al crecimiento continuo

de

la

industria

de

la

CT.

Hoy en día es común para las cadenas de CT que se construyen a partir de la tubería continúa molido que se puede fabricar sin soldaduras a tope. Además, los diámetros de TC han continuado creciendo a mantener el ritmo con los requisitos de la concentración asociada a las nuevas aplicaciones del mercado. No es raro para los diámetros de CT de hasta 2 7/8 pulg. A estar disponible fácilmente para el uso rutinario.

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2.2.Inyección de nitrógeno en campo cantarell-méxico El campo Cantarell, perteneciente a PEMEX exploración y producción (PEP) se encuentra ubicado a unos 80 km al NNO costa afuera de Ciudad del Carmen, península del Yucatán, Golfo de México. Se trata de un mega yacimiento de crudo pesado, el más grande de México y el sexto más grande del mundo. La profundidad de sus aguas bordea los 35m en el sur y 40m en el norte del yacimiento. Cantarell comprende cuatro campos adyacentes conocidos como Akal, Chac, Kutz y Nohoch, siendo Akal el más importante en producción. Cantarell poseían en sus inicios unas reservas de petróleo in situ de 35MMM de barriles de petróleo (Bbo) equivalente. Representa alrededor del 26% de las reservas totales de petróleo de México. El crudo producido en Cantarell tiene un API promedio de 19 a 22. La explotación del campo comenzó en junio de 1979, alcanzando un pico de 1.1157 MMBbod en abril de 1980 con 40 pozos de producción. Esta producción promedio fue sostenida hasta inicios de 1996 mediante la perforación de 139 pozos de desarrollo, el uso de gas lift y mediante las restricciones de presión en boca. El campo Cantarell también produjo gas asociado a un caudal de 430MMscfd, en 1996. Parte del cual se utilizaba para operaciones de gas lift. El campo Akal contribuye con cerca del 90% de la producción de Cantarell. Akal fue descubierto en 1977 y empezó su producción en 1979. El campo Chac tiene menos del 4% de la producción, fue descubierto en 1976 y no empezó a producir sino hasta 1991.El campo Kutz ya no tiene producción a escala comercial. El campo Nohoch con 5% de la producción fue descubierto en 1978 y empezó a producir en 1979. La producción se realiza a través de 16 plataformas. Parte de la producción es exportada directamente y una tercera parte se transporta vía oleoducto a la costa. El gas producido es enviado directamente a la costa par su tratamiento y consumo. El remanente es devuelto para gas lift.

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2.3. Antecedentes del campo El bloque San Antonio se encuentra ubicado entre las serranías Aguarague y Caipipendi de la faja sub andina Sur a 30 kilómetros de la ciudad de Villamontes y 37 kilómetros de la localidad de Palos Blancos en el Departamento de Tarija. La asociación está conformada por Petrobras Bolivia S.A. (35%), YPFB Andina S.A.(50%) y Total E&P Bolivia (15%). El campo Sábalo ubicado en la anticlinal del mismo nombre, es parte de la serranía de San Antonio, localizada en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija. Se trata de un pliegue estrecho y alargado formado en el ambiente compresivo de la faja plegada y corrida del Sub Andino Sur Boliviano. Con los resultados de la interpretación sísmica 2D, se inició la perforación del pozo SBL-X1 el 28 de noviembre de 1998.este pozo tuvo como objetivo la investigación de las areniscas naturalmente fracturadas de las formaciones Huamampampa, Icla, Santa Rosa. Los resultados de la perforación y pruebas de formación realizadas mostraron la existencia de hidrocarburos en los reservorios de las formaciones Huamampampa e Icla. La declaratoria de descubrimiento Comercial fue presentada a YPFB y aceptada con fecha 5 de abril de 2000. En 2001 fue aprobada por la Directoria ejecutiva de Petrobras la implementación del Proyecto de desarrollo del Campo Sábalo (Fase 1). El 20 de abril del año 2003 comienza la producción comercial de la planta de Gas de Sábalo (PG SBL) y el 14 de Enero del mismo año se realiza la inauguración formal del as instalaciones de la Base de apoyo Logístico de San Antonio. El Campo Sábalo tiene Más de Diez Años Continuos de producción (inicio el 17 de Abril del Año 2003) y cuenta con Siete pozos profundos. Los pozos SBL-X1 y SBL-X2 son levemente desviados mientras que el SBL-X3 y SBL-X4 son pozos con una rama horizontal en el reservorio H4, el de mejores características de fractura miento. El pozo SBL-5 es un pozo de alto ángulo e inicio su producción en Abril del 2008. En 2010 y 2011 fueron perforados los pozos SBL-7 y SBL-8, los cuales entraron en producción durante el 2012, de acuerdo con lo programado.

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Los pozos producen por flujo multifásico a través de ductos hasta la planta de procesamiento de Sábalo (PG SBL). Los fluidos procesados se exportan para la venta por un gaseoducto de 28” de diámetro y 20 Km de longitud: y un Oleoducto de 8” de Diámetro y 26 Km de longitud, hasta las instalaciones de los transportadores. 2.3.1. Estratigrafía Las unidades estratigráficas que están involucradas en el campo Sábalo del Bloque San Antonio, abarcan desde el silúrico hasta el terciario. Las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa (Devónico), constituyen los reservorios, compuestos por intercalaciones de lutitas y areniscas de baja porosidad primaria, depositadas en sistemas de lóbulos deltaicos, y de cara de playa dominantemente. Las formaciones Huamampampa y Santa Rosa son cuerpos arenosos importantes y distribuidos en gran parte de la cuenca. Por lo contrario, la formación Icla es predominantemente arcillosa, en su parte media presenta un cuerpo arenoso, la cual se encuentra conectada hidráulicamente con huamampampa. 2.3.2. Descripción de estratos productores El análisis delos registros muestra que los reservorios Gasíferos del Campo están naturalmente fracturado, siendo este hecho el factor Principal que incrementa tanto la porosidad como la permeabilidad, y constituye el mecanismo de producción del Campo. La formación Santa Rosa a pesar de ser muy espesa (500m) ya se encuentra en su mayor parte dentro de la zona de agua y está constituida predominantemente de areniscas con estratificación cruzada acanalada intercalada con bancos de arcilla de 10 a 30 metros. La formación Icla está dividida en tres unidades mayores; en la base, un paquete de arcilla espeso de 200 meros (Icla Lower), que constituye normalmente un intervalo considerado no productor. La parte intermedia con 150 m de espesura constituida por una sección areno-política que contiene reservorios de buena productividad y la parte superior de 50 m de espesura constituida dominantemente por una sección política. 6

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La formación Huamampampa, posee aproximadamente 400 m de espesura y está dividida en cuatro zonas, de tope a base: H1, H2, H3 Y H4. Se encuentran separadas por bancos arcillosos, siendo el más espeso el que divide a H1 de H2.entre H2-H3 Y H3-H4 los espesores varían de 10 A 30 metros. En la siguiente figura se observa el pozo tipo SBL-X2 mostrando las formaciones Huamampampa (subdivisiones H1, H2, H3 Y H4), Icla y Santa Rosa. 2.3.3. Geología estructural Estructuralmente la zona se encuentra en la denominada Zona Sub-Andina del sur de Bolivia. La serranía de San Antonio es parte de la fala Plegada y Corrida, de edad Cenozoica, la cual se localiza sobre una cuenca Paleozoica, el Gran saliente Topográfico Boliviano. La estructura corresponde a un pliegue anticlinal formado por una combinación de flexión y propagación de falla, interrumpido por fallas que subdividen la estructura en cuatro bloques, siendo tres bloques superiores los productores de Gas. 2.3.4. Antecedentes del pozo El pozo Sábalo N°7 (SBL-7), fue un prospecto consignado dentro del PLAN DE DESARROLLO del Campo Sábalo en la gestión 2008 aprobado por YPFB el 16-12-2008 con carta LP PRS-4260 GNPT-605 DNPT-445-08. El pozo debía ser capaz de alcanzar una producción inicial de 2,2MMm3/d de los reservorios naturalmente fracturados de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa. El objetivo del pozo SBL-7 fue producir gas y condensado de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa en los Bloques Medio e Inferior con un pozo piloto (Pozo SBL-7), vertical (naturalmente desviado), en el Bloque Medio para los reservorios de las Fms. Huamampampa e Icla. Luego dirigido en dirección 15º en el Bloque Inferior para los reservorios de las Fms. Icla y Santa Rosa hasta alcanzar un ángulo vertical máximo de 62º y una rama superior (Pozo SBL-7D) dirigido – horizontal en dirección 15º o 195º en el Bloque Medio para los reservorios H2, H3 y H4, hasta alcanzar un ángulo vertical máximo

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de 90º. La dirección de 15º o 195º se definiría en función de la posición estructural en que se encuentre a la Fm. Huamampampa. Ambos agujeros debían quedar como ramas productivas, con Completación Inteligente.El pozo SBL-7 fue clasificado inicialmente como un A-0, Pozo de Desarrollo (Clasificación de Lahee). El pozo SBL-7 fue ubicado a 3,4Km al sur (183º) del SBL-X2, éste último es el más meridional perforado hasta la fecha en la estructura. Atravesó la Fm. Huamampampa en posición de flanco occidental mientras que el pozo SBL-7 tendría que ingresar a esta unidad en la cresta de la estructura. De acuerdo con la Propuesta Geológica para la perforación del pozo SBL-7, se programó una Rama Superior con inicio en los 3835,0m MD finalizando a los 4990m MD de profundidad, una vez concluida, efectuar la fase de completación, colocando un arreglo inteligente para su posterior evaluación de las 2 ramas (pozo piloto – Rama Superior). La perforación y completación del pozo SBL-7 y SBL-7D se inició el 11-04-10, finalizando el 03-08-2011; después de 6598m perforados entre el pozo piloto y la rama superior, empleando para ello un total 354 días. La completación diseñada permitiría producir simultáneamente, tanto de la rama superior (Fm. Huamampampa) como el pozo piloto (Fm. Santa Rosa). El costo de la perforación del pozo SBL-7 y SBL-7D, alcanzó un monto aproximado de 42.929.154 de dólares americanos y el de la completación 13.709.364 de dólares americanos, al 31-08-2011.

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Tabla 1: Datos Generales

Fuente: Informe Geológico Final del Pozo SAB-7 3. PLANTEAMINETO DEL PROBLEMA 3.1.Identificación del problema CAUSA

PROBLEMA

Presencia de acuíferos en la Arrastre y acumulación de arena

EFECTO -

Declinación del

formación SANTA ROSA del

volumen

de

pozo SBL-7

producción

de

gas y condensado -

Mezcla hidrocarburos

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de

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3.2. Formulación del problema

¿Qué método será el adecuado para el control de arenas por la presencia de acuíferos y evitar la declinación de volúmenes de gas y condensado en la formación Santa Rosa del pozo SBL-7? 4.OBJETIVOS 4.1.Objetivo general Elaborar una propuesta de recuperación mejorada, adecuada para el control de aguas de formación y arenas, mediante “COILED TUBING” para incrementar el gas y condensado en la formación

santa

rosa

del

pozo

SBL-7

del

campo

sábalo.

4.2.Objetivos específicos ❖ Analizar los datos petrofísicos de la formación Santa rosa del pozo SBL-7 (CAMPO ESPECIFICO) para definir los criterios técnicos mínimos requeridos. ❖ Seleccionar el método de recuperación de hidrocarburos aplicable para la formación Santa rosa del pozo SBL-7 del campo Sábalo, bloque San Antonio. ❖ Pronosticar la mejora en la productividad del pozo SBL-7 para usar el método seleccionado de recuperación de hidrocarburos mediante “Coiled Tubing”. 5. MARCO TEÓRICO 5.1. Definiciones y conceptos 5.1.1. Definición de yacimiento Un yacimiento o reservorio petrolífero, es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas, permeables y están retenidas por rocas de baja permeabilidad que forman un sello.

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5.1.2. Factores del reservorio que afectan al flujo de los hidrocarburos 5.1.3. Porosidad La porosidad es una medida de los espacios intersticiales contenidos en la roca, la cual representa la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Su fórmula es la siguiente:

Ø

Ecuación 2.1

Donde: Ø = Porosidad Vp= Volumen de poros Vt= Volumen total de la roca 5.1.4. Permeabilidad La permeabilidad es una propiedad que está directamente ligada al tema de la producción, ya que se puede definir como la capacidad que tiene la roca para permitir que un fluido lo atraviese a través de sus poros interconectados con facilidad sin alterar su estructura interna del yacimiento, mediante un gradiente de presión. La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso se determina mediante la fórmula de Darcy: Ecuación 2.2 Donde: K = Permeabilidad intrínseca [L²]. C = Constante a dimensional relacionada con la configuración del fluido. 11

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D = Diámetro promedio de los poros del material [L]. 5.1.5. Saturación de agua La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. 5.1.6. Presión capilar La roca reservorio contiene fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) y las fuerzas que mantienen a estos fluidos en equilibrio (entre sí y con la roca) son expresiones de fuerzas capilares. La presión capilar es la diferencia de presión que existe a lo largo de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles 5.1.7. Interfaces en el reservorio Se pueden considerar las siguientes interfaces: Contacto Gas-Petróleo (GOC), que se define como la superficie que separa la capa de gas de la zona de petróleo. Debajo de GOC, el gas puede estar presente solo disuelto dentro del petróleo. Contacto Petróleo-Agua (WOC), que se define como la superficie que separa la zona de petróleo de la zona de agua. 5.2. Propiedad de los fluidos 5.2.1. Propiedades físicas del petróleo a) Viscosidad del Petróleo La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, que es el resultados de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia todos los fluidos presentan viscosidad tanto líquidos como gases (en los gases suele ser despreciable). La unidad en sistema CGS para la viscosidad dinámica es el poise (p). El efecto de la temperatura sobre la viscosidad del petróleo; al aumentar la temperatura disminuye la viscosidad debido al incremento de la velocidad de sus moléculas. 12

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El efecto de la presión sobre la viscosidad del petróleo; el incremento de la presión se efectúa por medios mecánicos, sin adición de gas, resultando un aumento de la viscosidad debido a que se reduce la distancia entre la molécula y en consecuencia se aumenta la resistencia de las moléculas a desplazarse.1 b) Factor volumétrico del Petróleo Se define como un factor que representa el volumen de petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales. También se le denomina factor monográfico, ya que en el yacimiento, lo que en la superficie sería petróleo y gas, se encuentra en una sola fase líquida. C) Compresibilidad del Petróleo Se define como el cambio en volumen por unida volumétrica por cambio unitario de presión. Cuando se aplica presión al sistema de fluidos del reservorio por encima del punto de saturación que contiene gas en solución se produce una disminución no lineal en el volumen que depende de la temperatura y composición del fluido. Esa pequeña variación en el volumen es lo que se conoce como factor de compresibilidad del petróleo, que es muy significativa en cálculos de Ingeniería de Yacimientos 5.2.2. Propiedades físicas del Gas a) Viscosidad del Gas Para los gases ideales, al incrementar la temperatura la viscosidad se incrementa. Debido al incremento de la energía cinética del gas. Los gases reales a altas presiones tienden a comportarse como liquido. La variación de viscosidad con la presión y temperatura en esta región es la misma que para los líquidos. b) Factor volumétrico del Gas

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Es una razón que permite comparar el volumen unitario por el gas en la superficie con el volumen que ocuparía a condiciones del reservorio. La expresión que proporciona los valores de factor volumétrico se obtiene aplicando la ecuación de los gases reales a las condiciones de reservorio y las condiciones de superficie en la forma siguiente:

Ecuación 2.4 Donde: = Factor volumétrico del gas = Presión de superficie = Factor de compresibilidad del gas = Temperatura del reservorio = Temperatura de superficie = Presión de reservorio c) Factor de compresibilidad del Gas Se define al factor volumétrico del gas como la razón de volumen real ocupado por un gas a determinada presión y temperatura, al volumen que ocuparía si fuese un gas ideal. El factor de compresibilidad del gas está representada por la letra Z. 5.3. Índice de Productividad El Índice de productividad (IP), se define como el volumen de un fluido producido, por unidad de caída de presión entre el yacimiento y el pozo. Este concepto fue desarrollado como un indicador de capacidad de producción de los pozos a nivel de yacimiento. El índice de 14

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productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comúnmente medida. Después de un período de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor de presión de fondo se determina la presión estática (pe), y luego que el pozo haya producido a una tasa estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión fluyente en el fondo, (pwf) empleando el mismo medidor. La diferencia (pe - Pwf) se denomina presión diferencial o caída de presión. Su fórmula es la siguiente:

Ecuación 2.5 Donde: IP = Índice de productividad Qsc = Caudal de producción Pe = Presión en estática Pwf = Presión dinámica de fondo fluyente Viscosidad. Es usada para calcular el número de Reynolds y otros números a dimensionales usados como parámetros de correlación. El concepto de una viscosidad bifásica es además incierto. La viscosidad de una mezcla de agua-petróleo es generalmente calculada usando la fracción de agua y del petróleo como un factor de peso: Ecuación 2.21 La siguiente ecuación es usada para calcular la viscosidad bifásica: 15

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(Sin deslizamiento) (Con deslizamiento)

5.4. Sistemas de levantamiento artificial La presión de reservorio y el gas de formación proporcionan la energía suficiente para que el petróleo fluya de manera natural hasta la superficie. A medida que el pozo va produciendo esta energía se consume en un determinado tiempo. Cuando la energía del reservorio es demasiado baja para que el pozo fluya, o la taza de producción deseada es mayor que la energía que pueda entregar el reservorio, es necesario utilizar métodos de levantamiento artificiales que proporcionen energía adicional al reservorio. El objetivo de los sistemas de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción.2 5.5. Tipos de levantamiento artificial En Bolivia, además del sistema de levantamiento artificial por gas existen también otros métodos de levantamiento que son: Levantamiento por bombeo mecánico. Levantamiento por bombeo hidráulico. Levantamiento por bombeo Electro sumergible. Levantamiento por gas lift. Esta investigación se desarrollara el sistema de levantamiento artificial por gas lift mediante Coiled tubing.

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Análisis NODAL y flujo multifásico por Ing. Ricardo Maggiolo

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5.5.1. Levantamiento artificial por inyección de gas lift El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. 5.5.2. Ventajas y limitaciones del Levantamiento artificial por Gas Lift a) ventajas • Requiere baja inversión para su instalación en pozos profundos. • Caudales eficientes en pozos de alto RGP o GOR. • Bajo costo de operación en pozos con producción de arena. • Se adapta a condiciones de cambio de flujo y caudal de pozos. Permite la extracción de grandes volúmenes de petróleo. • El equipo de control de superficie puede ser centralizada. b) Limitaciones •

Requiere una continua provisión de gas.

•

Un alto costo operativo en la provisión y ajuste de caudales de gas necesario.

•

Puede incrementar sus costos en caso de usar gases corrosivos.

•

Hay riesgos emergentes del manipuleo de gas en el fondo y superficie.

•

Las tuberías deben asegurar operación a altas presiones.

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•

La corrosión es causa de mayor problema.

5.5.3. Aplicaciones del Levantamiento artificial por Gas lift Este sistema es aplicable principalmente: para producir pozos que no surgen naturalmente, para incrementar la producción de pozos surgentes, para producir pozos de elevados caudales de agua y producir pozos desviados o dirigidos, como así también en los profundos. En la elección del tipo de sistema de gas lift se tienen que tomar en cuenta diversos factores como el deslizamiento y la fricción. Es decir que para tasas mayores a la máxima se perderá mucha energía por fricción y tasas menores a la mínima se desestabilizara el flujo continuo por deslizamiento de la fase liquida. 5.5.4. Tipos de levantamiento artificial por inyección de Gas lift Existen dos tipos de levantamiento por gas: • Levantamiento artificial por inyección de gas lift continúo. • Levantamiento artificial por inyección de gas lift intermitente

Levantamiento artificial por inyección de gas lift intermitente En el sistema de flujo intermitente, se permite que el fluido acumule y aumente en la tubería es decir, en el fondo del pozo. Periódicamente, una burbuja grande de gas de alta presión es inyectada en la tubería muy rápidamente debajo de la columna de líquido y la columna líquida es empujada rápidamente por la tubería a la superficie. La frecuencia de la inyección de gas en el sistema intermitente es determinada por la cantidad de tiempo requerido para que el bache de líquido entre en la tubería. La longitud del período de inyección de gas dependerá del tiempo requerido empujar el bache de líquido a la superficie. Este sistema posee un controlador, el cual consiste en una válvula motriz accionada por un temporizador. Inyecta el gas en el espacio anular en intervalos periódicos selectivos. Los ciclos

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de inyección están regulados en función a la acumulación de los fluidos en el pozo, con el fin de proporcionar un régimen de producción más eficaz. 6. EXPLICACION DE LA TECNOLOGIA La explicación más sencilla es que las características físicas del Coiled Tubing son las mismas a las de tubería convencional de diámetro similar, con la ventaja de que no es necesario estibarla tramo por tramo para bajarla o retirarla del pozo, ya que se le desenrolla o enrolla en un carrete accionado mecánicamente como si fuera una manguera, permitiendo así un mejor y más rápido almacenamiento y transporte . Por ser una tubería rígida flexible puede ser introducida en el pozo con mucha más facilidad desde la superficie, esta característica la hace atractiva para ser utilizada en los pozos muy desviados y horizontales. Figura 1: Coiled Tubing

Figura 2: Coiled Tubing Fuente: https://www.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/nueva-tecnologia-coiled-tubing.html

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La tubería CT puede tener una longitud de 9.450 m (31000 pies) o superior, según el tamaño del carrete o el diámetro del tubo, que oscila entre 1 y 4 ½ pulgadas. Una unidad motriz hidráulica, es controlada desde la consola instalada en una cabina de control central en superficie, la cual acciona el cabezal del inyector en el fondo para desplegar y recuperar la tubería CT. El gran carrete de almacenamiento también aplica peso sobre la tubería.

Figura. Unidad de Coiled tubing

Fuente. Guacamayas Oil Services S.A.S.

6.1. Unidad de Coiled tubing (tubería flexible) La tecnología de tubería flexible (CT ,por sus siglas en ingles ), es utilizada mundialmente para la recuperación y reacondicionamiento de pozos de gas y petróleo mediante la intervención en la etapas de perforación , completación y producción, con la finalidad de mejorar , incrementar la seguridad, reducir tiempos de operación y costos operacionales. La unidad de Coiled Tubing es una unidad portátil, compacta, con fuerzas motriz hidráulica, diseñado para hacer correr y recuperar una sarta de tubería flexible continua de diámetros variados que se almacena en un carrete. La unidad puede ser utilizada en pozos vivos y permite la continua inyección de fluidos o nitrógeno mientras se continúa moviendo la tubería flexible. Los sistemas de levantamiento por Gas Lift convencionales han sido adaptados para instalaciones con Coiled Tubing. La utilización de válvulas concéntricas ha tenido gran difusión 20

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especialmente en pozos de

diámetro reducido. Actualmente, pueden utilizarse válvulas

enrollables, lo que asegura operaciones muy rápidas y seguras. 6.1.1. Componente de equipo de tubería flexible

• Unidad de potencia.- El equipo está integrado con la unidad hidráulica de potencia, cabina de operación, carrete, inyector y el equipo de control de presión de boca de pozo. • Carrete y tubería flexible.- Para el almacenamiento y transporte de la tubería flexible. • Cabina de control.- Presenta una cabina de operación amplia y elevable, desde la cual el operador monitorea y controla la tubería flexible.

• Cabeza inyectora.- El inyector se aplica a la tubería con un cuello plegable de cisne, para suministrar en superficie la fuerza necesaria para introducir y retirar la tubería flexible.

Figura : Principales componentes de Coiled tubing.

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Fuente: CTES Coiled tubing Manual. 6.1.2 COMPONENTES BÁSICOS DE LA UNIDAD DE TUBERÍA CONTINUA a).- INYECTOR DE TUBERIA: El inyector de tubería continua es el componente usado para agarrar la tubería de longitud continua y proveer las fuerzas necesarias para desplegar y recuperar la tubería dentro y fuera del hoyo del pozo. 22

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b) FUNCIONES BÁSICAS. Proveer el empuje requerido para insertar la tubería dentro del pozo contra la presión o para vencer la fricción del pozo. Controlar la velocidad de descenso de la tubería dentro del pozo, bajo varias condiciones del pozo. Soportar todo el peso de la tubería y acelerarla a la velocidad de operación c) .- ARCO GUIA: Los inyectores de tubería continua, usan un arco guía de tubería, que esta ubicado directamente encima del inyector. El arco guiador de tubo soporta la tubería a lo largo de todo el radio de doblado (90+ grados) y guía la tubería flexible del carrete hacia las cadenas inyectoras. d).- CARRETE DE SERVICIO: El carrete de servicio sirve como un mecanismo de almacenamiento de la tubería continua durante el transporte y como dispositivo de bobinado durante las operaciones con tubería continua. e).- GUIA NIVELADORA: La tubería es guiada al carrete de servicio utilizando un mecanismo de servicio llamado el conjunto de guía niveladora de envoltura (devanador), que alinea apropiadamente la cañería a medida que se envuelve o se desenrolla en el carrete. f).- CONSOLA DE CONTROL: El diseño de la consola de control para una unidad de tubería continua, puede variar con cada fabricante, sin embargo normalmente todos los controles están posicionados en una consola remota. g).- FUERZA MOTRIZ: Las unidades que suministran fuerza motriz para tubería continua se construyen con muchas configuraciones diferentes, dependiendo del ambiente de operación. La mayoría son movidas por motores diesel, aunque un número limitado usa motores eléctricos.

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6.1.3.- COLUMNA DE PREVENTORES DE REVENTONES: El sistema de Preventores de Reventones es una parte de importancia en la unidad de tubería continua y debería usarse en todo programa de servicio con tubería flexible. Esta compuesto por el conjunto del stripper y los arietes operados hidráulicamente, especificados para una presión mínima de trabajo de 10000 lppc. Los preventores de reventones se colocan debajo del conjunto del stripper. El conjunto estándar para un ariete de cuatro arietes (desde arriba hacia abajo) para tubería flexible es el siguiente:

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a).- STRIPPERS: El stripper está diseñado para proveer un sello de presión firme o empaque alrededor de la tubería flexible, cuando se corre dentro del pozo o cuando se extrae del pozo con presión en la superficie. El sello se logra energizando los insertos empaquetadores del stripper forzándolos contra la tubería. La fuerza energizadora se aplica y se controla hidráulicamente desde la cabina del operador.

b).- UNIDAD DE BOMBEO DE FLUIDOS: Esta unidad, es el equipo utilizado para desplazar los fluidos, ya sean líquidos o gases (nitrógeno), es el método para proveer la energia hidraulica (presion) en la circulacion de los fluidos.

c).- BOMBA DE LIQUIDOS:

La bomba de líquidos tiene una toma ubicada desde los

tanques de almacenamiento, desde alli se succiona el fluido dirigiéndolo al manifold y a las líneas donde puede ser mezclado con nitrógeno. Luego va a la articulación giratoria de circulación, en el carrete de la tubería

e) Tanques y equipos de mezclado / almacenamiento: Los tanques típicos tienen dos o tres compartimientos y están disponibles para las capacidades deseadas. La succión del tanque puede por los costados, a varias pulgadas por encima del fondo, de manera que el sedimento 25

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no pueda entrar a la línea de succión.

6.2.Ventajas y desventajas de la unidad de Coiled tubing a) Ventajas • El equipo es fácil de instalar, desmontar y transportar, al lugar de trabajo. • La tubería flexible puede ser bajada y recuperada mientras se están circulando los fluidos en forma continua. • Habilidad para trabajar con presión de superficie presente .No se necesita ahogar el pozo. • Versatilidad para una amplia gama de trabajos, bajo impacto audio visual sobre el terreno. • Tiempo de servicio reducido comparado con los equipos de tuberías por tramos. • Se aumenta la seguridad del personal debido a las necesidades reducidas de manipulación de la tubería. b) Limitaciones • La tubería flexible es susceptible a torcerse enroscándose, lo cual causa la fatiga de la tubería y requiere frecuente reemplazo de la tubería. 26

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• Debido a las características de transporte en carretes (altura y peso) se tiene una longitud limitada de tubería flexible que puede envolverse en un carrete. • Debidos a los pequeños diámetros y longitudes considerables de sarta, las pérdidas de presión son muy altas cuando se están bombeando fluidos.

6.3. Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones de flujo continuo en la tubería ya que la baja velocidad de ascenso de la fase liquida favorece la aparición del fenómeno de deslizamiento o resbalamiento de hidrocarburos líquidos. Este fenómeno desestabilizaría el comportamiento del pozo y para minimizar o eliminarlos se requiere aumentar sustancialmente la tasa de inyección de gas. Gran cantidad de herramientas asociadas al uso de tubería flexible (CT) han sido desarrolladas para optimizar la producción del sistema levantamiento artificial por gas lift convencional. En este tipo de aplicaciones, la tubería flexible (C.T), se cuelga dentro de los tubulares existentes para reducir las aéreas de flujo transversal de esta manera se logra reducir el consumo de gas de inyección. Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing consiste en modificar el sistema convencional de gas lift utilizando una tubería de menor diámetro, Coiled tubing, como línea de inyección y la línea de producción antigua utilizarlo como anular. De esta manera se aísla la cañería de revestimiento, se baja

Coiled tubing

con válvulas ciegas dentro de la nueva línea de

producción, utilizándolo para inyectar gas y producir por el espacio anular. El objetivo de la operación mediante este sistema es profundizar el punto de inyección de gas; mediante la fundamentación teórica de las variables que afecta la producción de flujo multifásico en tuberías verticales donde las velocidades del gas y el líquido son diferentes, el área de flujo juega un papel importante en el caudal de producción, es decir a menor área transversal de tubería, mayor es la velocidad de flujo, al producir por el espacio anular se

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disminuye notablemente el fenómeno de deslizamiento y por lo tanto mayor caudal de producción.

6.4. Equipamiento de sistema de gas lift mediante Coiled tubing. ➢ Junta de seguridad Figura: Junta de seguridad

Fuente: .\SRB-C3\Cotiz Velocity String SRB-C3 Enero-2010.xls

Spool espaciador con perfil para colgador de Coiled tubing Figura : Spool espaciador

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Fuente: Gas lift mediante Coiled tubing Proyecto pilotoConector acuñado para Coiled tubing Figura: Conector roscado 1.11/16”

Fuente: Gas lift mediante Coiled tubing Proyecto piloto

Tubería flexible (Coiled tubing) Figura : Tubería flexible

Fuente: http://mxros.com/reel.htm Válvula flapper 29

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Figura: válvula flapper

Fuente: Gas lift mediante Coiled tubing Proyecto piloto

Barra rígida Figura: barra rígida 1.11/16”

Fuente:SRB-C3\Velocity String mod. SRB-C3(17-05-10).xls

Mandril tapón Figura 2.14: Mandril de tapón PN para 2.7/8”

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Fuente : SRB-C3\Velocity String mod. SRB-C3(17-05-10).xls

Jet fijo (zapato guia) Figura 2.15: Jet fijo

Fuente: http://americantools.com.co/nueva/index.php/es/jets-2 6.5. Operación • Antes de iniciar operación con Coiled tubing, acondicionar árbol de producción con spool incluido el perfil para el colgador de Coiled tubing • Ubicar los equipos en locación: Coiled tubing, bomba, grúa piletas y sub estructura. • Montar manilfold y armar líneas de bombeo y retorno • Montar sobre árbol de producción el BOP, lubricador, cabeza inyectora con el siguiente arreglo de fondo: Jet fijo (zapato Guia), barra rigida, conector acuñado a Coiled tubing. • Realizar pruebas hidráulicas • Bajar Coiled tubing hasta la profundidad del punto de inyección. 31

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• Cerrar rams de cuñas y parcial de BOP. • Desconectar lubricador de BOP. Realizar corte de Coiled tubing sobre BOP. • Armar arreglo para colgar Coiled tubing con: conector acuñado a Coiled tubing, colgador de Coiled tubing, junta de seguridad , conector birolado a C.T. • Conectar lubricador BOP. • Abrir rams parcial y cuñas de BOP. • Bajar Coiled tubing hasta asentarse en perfil de colgador de Coiled tubing. • Liberar junta de seguridad para dejar colgado el Coiled tubing. • Desmontar equipos. • Arrancar el pozo con Nitrógeno. • Arrancado el pozo continuar con Gas Lift 6.6. Ventajas y limitaciones del sistema de gas lift mediante coiled tubing a) Ventajas • Al producir por el espacio anular se reduce de manera notable el fenómeno de resbalamiento de hidrocarburos líquidos del flujo. • Al presentar menor área transversal de tubería, mayor es la velocidad de flujo. • Se aumenta la eficiencia de la tasa de inyección de gas. • El equipo es fácil de instalar, desmontar, transportar al lugar de trabajo. 32

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• La tubería flexible puede ser bajada y recuperada mientras se están circulando los fluidos en forma continua. El costo de trabajo y operaciones son reducidas con diferencia del sistema de gas lift convencional b) Limitaciones • Tiene la desventaja que cuando se necesita cambiar uno de los accesorios, hay que sacar todo el Coiled tubing completo; ya que no se puede pescar debido a su diámetro pequeño y que van roscados. • Al presentar diámetros reducidos se aumenta la perdida de presión por fricción. Figura 2.16: Modificaciones al cabezal y nariz del C.T.

Fuente: SRB-C3\Velocity String mod. SRB-C3(17-05-10).xls

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7. ACTIVIDADES

OBJETIVOS ESPECIFICOS Mejorar la perdida de circulación y los problemas ocasionados 1 por aprisionamiento del reservorio con la finalidad de aumentar la producción de gas y condensado. Determinar las condiciones geológicas y 2 petrofísicas operativas del pozo SBL-7 para un mejor uso de la tecnología. Evaluar la inyección de nitrógeno mediante la tecnología en la formación 3 Huamampampa del pozo SBL-7 para el aumento de presión y control de arenas.

ACTIVIDADES Analizar los datos técnicos del método 1.1 de recuperación seleccionado. Establecer los equipos de superficie y 1.2 subsuelo necesarios para el método de recuperación seleccionado. Identificar todos los datos importantes de 1.3 los informes y reportes de la empresa que realizo la perforación Recopilar información general del pozo 2.1 SBL-7, del campo Sábalo, Bloque San Antonio. Describir las características geológicas 2.2 del pozo SBL-7. Definir la ubicación del sistema de 2.3 inyección para la limpieza de arenas. recopilar información general del pozo 3.1 SBL-7, del Campo Sábalo, Bloque San Antonio. Describir el método coiled Tubing con la 3.2 inyección de Nitrógeno Gas. Realizar los cálculos permitentes para 3.3 obtener el incremento de producción.

Tabla 1: Actividades Fuente: Elaboración propia 8.APLICACION PRACTICA

❖ Analizar los datos petrofísicos de la formación Santa rosa del pozo SBL-7 (CAMPO ESPECIFICO) para definir los criterios técnicos mínimos requeridos.

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Las unidades estratigráficas que están involucradas en el campo Sábalo del Bloque San Antonio, abarcan desde el silúrico hasta el terciario. Las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa (Devónico), constituyen los reservorios, compuestos por intercalaciones de lutitas y areniscas de baja porosidad primaria, depositadas en sistemas de lóbulos deltaicos, y de cara de playa dominantemente. Las formaciones Huamampampa y Santa Rosa son cuerpos arenosos importantes y distribuidos en gran parte de la cuenca. Por lo contrario, la formación Icla es predominantemente arcillosa, en su parte media presenta un cuerpo arenoso, la cual se encuentra conectada hidráulicamente con huamampampa. Condiciones Mínimas requeridas para la aplicación de NITROGENO VARIABLES

DATOS DE POZO SAB-7

Gravedad API

56.4

Viscosidad cp

1.6

Composición

C1 C2 C3 IC4 NC4 C5

Espesor

………………

Saturación de petróleo % Formación

La formación Santa Rosa, tramo es Litológicamente se tienen 2 niveles arenosos (Arenisca 1 y Arenisca 2), separados por un potente cuello pelítico (5264-5292).

Profundidad

5206.00 m

Fuente: Elaboración Propia

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❖ Seleccionar el método de recuperación de hidrocarburos aplicable para la formación Santa rosa del pozo SBL-7 del campo Sábalo, bloque San Antonio.

CONDICIONES MINIMAS REQUERIDAS INYECCIÓN CON SURFACTANTES Valor >25 API 25 API 30 % >10 pies >8000 pies

No Critico >(6000 ft = 1828.8m)

>20 md

No Critico