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FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN PROPUESTA PARA MEJORAR LA PRODUCCIÓN DE PETROLEO APLICANDO LA INYECCION DEL CO2 MEDIANTE LA DETERMINACION DEL GRADO DE PERMEABILIDAD EN EL POZO SRB BB – 112H

Título

Nombres y Apellidos Ochoa Castro Ronaldo Vergara Otalora Dicmar Ayala Hinojosa Ivan 05/12/2019

Autor/es Fecha Carrera Asignatura Grupo Docente Periodo Académico Subsede

Código de estudiantes 38531 37722 40169

Ingeniería en gas y petróleo Estadística y Probabilidad A Ing. Edwin Windsor Jara Arias I/2019 Cochabamba

Copyright © (2019) por (ronaldo, dicmar). Todos los derechos reservados.

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar

RESUMEN:

El método de inyección de fluidos miscibles con CO2 es muy importante para el éxito de la explotación de hidrocarburos líquidos, específicamente en la producción y recuperación eficiente de hidrocarburos, para este proceso se requiere determinar el grado de permeabilidad del reservorio mediante el índice de Gini. Por lo cual en los últimos años se ha realizado una serie de estudios en los que se detecta la importancia de los métodos de recuperación mejorada, considerando que solo depende de la inyección de cualquier gas. Para lo cual el campo (SRB BB–112H) presenta en el año 2015-2016 diversas producciones de petróleo y condensado, y así mismo poder calcular por medio de la estadística el grado de la permeabilidad del reservorio y hacer un análisis para ver si este propuesta de inyección de CO2 será o no factible. De ser factible técnicamente, este método de recuperación mejorada representara una alternativa amigable con el medio ambiente. Palabras clave: Permeabilidad, CO2, Índice de Gini, Reservorio, Porosidad.

ABSTRACT:

He method of injection of miscible fluids with CO2 is very important for the success of the exploitation of liquid hydrocarbons, specifically in the production and efficient recovery of hydrocarbons, for this process it is required to have a low viscosity. Therefore, in recent years a series of studies has been conducted in which the importance of improved recovery methods is detected, considering that it only depends on the injection of any gas. For which the La Peña field presents in 2016 various oil and condensate productions, and likewise be able to calculate by means of statistics the viscosity of the oil and make an analysis to see if this process of CO2 injection will be feasible or not . If technically feasible, this improved recovery method will represent an environmentally friendly alternative Key words: Permeability, CO2, Gini Index, Reservoir, Porosity.

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 2 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar

Introducción ................................................................................................................................ 5 Capítulo 1: Planteamiento del Problema ................................................................................ 6 1.1 Formulación del problema ................................................................................................ 6 1.2 Objetivos ........................................................................................................................... 6 Objetivo general...................................................................................................................... 6 Objetivos específicos .............................................................................................................. 6 1.3 Justificación ...................................................................................................................... 6 1.3.1 Justificación técnica ................................................................................................... 6 1.3.2 Justificación económica ............................................................................................. 7 1.3.3 Justificación social ..................................................................................................... 7 1.3.4 Justificación económica ............................................................................................. 7 1.3.5 Justificación ambiental .............................................................................................. 7 1.4 Planteamiento de hipótesis ............................................................................................... 7 Capítulo 2. Marco teórico ........................................................................................................... 8 2.1 Área de estudio/campo de investigación .......................................................................... 8 2.2 Desarrollo del marco teórico ............................................................................................ 8 2.2.1 Método de inyección del CO2 ........................................................................................ 8 2.2.2 Principales técnicas de recuperación mejorada de hidrocarburos ................................. 9 2.2.3 Potencial de la recuperación mejorada del petróleo .................................................... 10 2.2.4 Resumen geológico ...................................................................................................... 12 2.2.4 Petrofísica .................................................................................................................... 13 2.2.5 Gradiente de presión y temperatura ............................................................................. 15 2.2.6 Productividad del Pozo SRB BB – 112H .................................................................... 15 2.2.6 Pruebas de producción del pozo SRB BB – 112H ...................................................... 16 2.2.7 Historial de producción del pozo SRB BB – 112H ..................................................... 16 2.2.7 Coeficiente de Gini ...................................................................................................... 17 Capítulo 3. Método ................................................................................................................... 18 3.1 Tipo de investigación ...................................................................................................... 18 3.2. Operacionalización de varianza ..................................................................................... 18 3.2.1. Variable dependiente .............................................................................................. 18 3.2.2. Variable independiente ........................................................................................... 19 3.3. Técnicas de Investigación .............................................................................................. 19 3.4. Cronograma de actividades por realizar ........................................................................ 19 Capítulo 4. Resultados y Discusión .......................................................................................... 24 Resultados ............................................................................................................................. 24 Asignatura: Estadística y probabilidad Página 3 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar Discusión .............................................................................................................................. 24 Capítulo 5. Conclusiones .......................................................................................................... 25 Referencias ........................................................................................................................... 25 Apéndice ................................................................................................................................... 26 Lista de figuras Figura 1campos surubí y surubí bloque bajo mapa estructural – tope lower petaca .................. 8 Figura 2 MISCIBLE GAS .......................................................................................................... 9 Figura 3Inyeccion de CO2 ....................................................................................................... 10 Figura 4 Empuje de CO2 en el reservorio ................................................................................ 11 Figura 5 Propiedades de reservorio .......................................................................................... 13 Figura 6 Relación de producción gas, petróleo y agua ............................................................ 14 Figura 7 Columna estratigráfica del pozo SURUBI ................................................................ 14 Figura 8Gradiente de presión y temperatura pozo SRB BB-112H .......................................... 15 Figura 9 Datos del reservorio petaca campo surubi ................................................................. 15 Figura 10 Pruebas de producción del pozo SRB BB-112H ..................................................... 16 Figura 11 Historial de producción del pozo SRB BB-112H .................................................... 16

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 4 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar Introducción El presente proyecto propone realizar, la mejora y recuperación de hidrocarburos líquidos que aún quedan potencialmente en el campo SURUBI, mediante la propuesta de obtener mayor producción del petróleo del pozo SRB BB – 112H, atreves de uso de fluidos miscibles, con el dióxido de carbono CO2. De esta manera aportar con mayores volúmenes de petróleo para su refinación y cubrir una parte del déficit interna que tiene nuestro país cuyo déficit es aproximadamente del 25% de hidrocarburos líquidos. El agua de producción a invadido los niveles productores, la presión de reservorio es constante con el tiempo, observándose una tendencia casi constante, en este nivel productivo 6 pozos han estado produciendo a caudales bajos por esta razón. Estas condiciones dan gran potencial para aplicar la recuperación de petróleo mejorado, dando lugar aumentando la eficiencia de recuperación. Por esta razón se justifica este proyecto para plantear la recuperación terciaria para recuperar hidrocarburos adicionales. En los últimos 2 años, a pesar del decremento sustancial de los precios internacionales del petróleo por el barril, será necesario explotar más petróleo, por lo cual se justifica realizar la presente propuesta EOR. Así mismo se ha registrado que en los últimos 15 años en el mundo se empezó a utilizar masivamente el nitrógeno conjuntamente con el dióxido de carbono (CO2) para la recuperación mejorada del petróleo. El presente análisis mediante las estadísticas nos permitirá confirmar el proceso factible de la inyección de CO2.

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 5 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar Capítulo 1: Planteamiento del Problema El agua de producción a invadido los niveles productores, la presión de reservorio es constante con el tiempo, observándose una tendencia casi constante, en este nivel productivo 6 pozos han estado produciendo a caudales bajos por esta razón.

1.1 Formulación del problema ¿Con la propuesta del método de inyección de dióxido de carbono CO2, en el pozo SRB BB – 112H, se podrá mejorar la producción de petróleo? 1.2 Objetivos Objetivo general Calcular el grado de la permeabilidad del reservorio a través de la estadística del campo SURUBI y mediante el análisis estadístico interpretar si será o no factible la inyección mejorada del CO2. Objetivos específicos •

Describir el método de inyección mejorada de CO2

•

Demostrar el grado de permeabilidad mediante el índice de Gini en el pozo SRB BB – 112H para analizar su factibilidad de propuesta para mejorar la producción.

•

Evaluar las características geológicas y petrofísicas del pozo SRB BB–112H, para demostrar la parcialidad de la técnica de inyección de fluidos miscibles (Dióxido de carbono CO2.

1.3 Justificación 1.3.1 Justificación técnica Se sigue un plan en el cual han surgido diferentes ideas para producir más, se utilizó tipos de recuperación para más producción en las plantas petroleras.

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 6 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar 1.3.2 Justificación económica Los beneficios que nos trae económicamente, es que es un tratamiento un poco caro, nos permite recuperar más petróleo y al producir más vendemos más lo cual generamos más ingresos y empleos. 1.3.3 Justificación social El proyecto de inyección del dióxido de carbono CO2, es muy importante porque nos beneficiamos todos por lo que genera empleo y permite producir más el petróleo. 1.3.4 Justificación económica Al implementar la técnica de inyección del CO2 el pozo SRB BB – 112H, su producción va incrementar en ingresos económicos, eso da parte a la recuperación del capital que invierte el estado en la importación de hidrocarburos líquidos y a futuro disminuir en un gran porcentaje la importación, ya que es una política de estado satisfacer la demanda de hidrocarburos. 1.3.5 Justificación ambiental La ley 1333 del medio ambiente tiene por objeto la protección y conservación del medio ambiente y los recursos naturales, regulando las acciones del hombre con relación a la naturaleza y promoviendo el desarrollo sostenible con la finalidad de mejorar la calidad de vida de la población. Esta ley, en el sector de los hidrocarburos, destinado a reglamentar las actividades relativas a la exploración, explotación, refinación e industrialización, transporte, comercialización y distribución de petróleo crudo y gas natural, cuya operación produzca impactos ambientales y / o sociales al medio ambiente y a las poblaciones asentadas en su área de influencia. 1.4 Planteamiento de hipótesis Mediante la propuesta de inyección mejorada de dióxido de carbono (CO2) en el pozo SRB BB– 112H, se podrá realizar la recuperación de hidrocarburos con un factor de recuperación entre 5% y 15%.

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 7 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar Capítulo 2. Marco teórico 2.1 Área de estudio/campo de investigación El campo Surubí se encuentra situado a 175 km al noroeste de Santa Cruz, y 3 km al Oeste del campo Paloma, dentro del bloque Mamoré. La actividad de exploración de los campos Surubí y Paloma, son anteriores a la Ley 1689 de 30 de abril de 1996. En la Figura, se verifica la posición estructural del campo Surubí. En el Bloque Mamoré, la fase de perforación exploratoria se inicia en marzo del año 1992, con la perforación del pozo Surubí-X1, (SRB-X1) el cual descubre petróleo en los reservorios de las formaciones Petaca Bajo y Yantata. Figura 1campos surubí y surubí bloque bajo mapa estructural – tope lower petaca

Fuente: Ministerio de hidrocarburos y energía.

2.2 Desarrollo del marco teórico 2.2.1 Método de inyección del CO2 Los métodos más conocidos •

Inyección de agua

•

Inyección de vapor

•

Inyección de gas natural

•

Inyección de gas inerte (CO2 O NO2)

• •

Combustion insitu Inyección de polímeros

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 8 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar 2.2.2 Principales técnicas de recuperación mejorada de hidrocarburos •

Desplazamiento miscible de gas

En el desplazamiento miscible, un fluido que presenta poca o ninguna tensión interfacial con el aceite crudo se usa como fluido desplazante, minimizando de este modo el entrampamiento de aceite en las zonas barridas por el desplazante. El desplazante es comúnmente conducido por el fluido más económico que a su vez parcial o completamente miscible con él. Para este tipo de operaciones hay tres variantes posibles desplazamiento con un solvente , desplazamiento con gas enriquecido y desplazamiento con gas a alta presión Figura 2 MISCIBLE GAS

Fuente: inyección de co2 quimica.org

•

Desplazamiento con CO2

El uso de CO2 para mejorar la recuperación de aceite después de la producción primaria, ha recibido considerable atención debido a sus resultados prometedores. Algunos de los efectos benéficos del uso de CO2 directamente responsables de las mejores eficiencias de recuperación son: •

Promueve el aumento de volumen

•

Reduce la viscosidad

•

Incrementa la densidad

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 9 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar •

Extrae por vaporización algunas fracciones del aceite

•

El CO2 es altamente soluble en el agua

•

Ejerce un efecto acido sobre la formación Figura 3Inyeccion de CO2

Fuente: continuoussteaminjection.blogspot.com/2010/12/recuperacion- del-petroleo.html

2.2.3 Potencial de la recuperación mejorada del petróleo Actualmente, entre el 40 y el 70 por ciento de la producción de petróleo en Bolivia proviene de campos maduros, aquellos que han alcanzado el pico máximo de producción y comienzan la etapa de declinación, o en los cuales el margen de unidad rentable no es suficientemente competitivo con otros proyectos de inversión. Dichos campos dan pie a que se implementen proyectos de Recuperación Mejorada de Petróleo o hidrocarburos, lo que puede favorecer la recuperación de los campos, prolongar su vida útil y agregar valor al plan de explotación, además de proporcionar un puente para la reducción de futuras emisiones. El potencial esperado para la inyección vertical de CO2 en un proceso de estabilización gravitacional, se prevé de entre 15 y 40 por ciento, mayor que el desplazamiento por agua. En un proceso de inyección horizontal miscible, donde normalmente se alternan agua y gas (WAG-petróleo pesado), se espera un factor de EOR de entre 5 y 15 por ciento afectado por la carga gravitacional, interdigitación viscosa y la incapacidad de controlar los perfiles de inyección. Asignatura: Estadística y probabilidad Página 10 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar Métodos de inyección de dióxido de carbono: Inyección continua.- El CO2 se inyecta de manera continua hasta que la relación gas producido aceite sea tan alta que no resulte económicamente viable continuar con el proyecto. Inyección de CO2 alternada con agua (GAWgas alternative water).- Es un método utilizado para prevenir la formación de canalizaciones del CO2 a través de la fase aceite, además de aumentar la eficiencia del desplazamiento macroscópica. Pequeños baches de CO2 (algún porcentaje del volumen poroso) son inyectados en alternancia con baches de agua. Tres parámetros controlan este procedimiento: el tamaño del bache, la relación del volumen de CO2 inyectado sobre el volumen de agua inyectada y el número de baches. El propósito de la inyección de agua es reducir la permeabilidad relativa al CO2 y como consecuencia reducir su movilidad. Otra ventaja del proceso WAG es que cubre el requerimiento de CO2 en todo momento. Inyección cíclica o huff and puff.- Se trata de un procedimiento de estimulación que generalmente se aplica a aceites pesados. Sin embargo, se desarrolla cada vez más en yacimientos de aceite ligero y mediano. Algunos volúmenes de gas se inyectan en un pozo que enseguida se cierra. Durante esta fase, el propósito es tratar de disolver el máximo volumen de CO2 en el aceite, para posteriormente producirlo por expansión a partir del dióxido de carbono disuelto. Figura 4 Empuje de CO2 en el reservorio

Fuente: Wikipedia

• Desventajas de la Inyección de CO2: La inyección de CO2 dentro de la zona de petróleo del yacimiento puede conducir a cambios de la solubilidad de asfaltenos en el petróleo. El aumento del gas, (Gas Oil- Rate “GOR” o RGP) Asignatura: Estadística y probabilidad Página 11 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar mediante el incremento del contenido de metano de un sistema de petróleo rutinariamente causa la precipitación de asfaltenos. (Monger y Trujillo 1987). Experimentalmente se determinó que la cantidad de depósitos de asfaltenos en la superficie de los granos era una función de la cantidad de asfaltenos disueltos en el petróleo inicialmente. La inyección de CO2 mezclado con petróleo conduce a la deposición de componentes de peso molecular más altos que la inyección de hidrocarburos solamente. El sitio de la deposición de asfaltenos es específico mineralógicamente con los minerales de arcilla y calcita a través de las capas orgánicas. Una de las consecuencias mayores de la inyección de CO2 dentro de las zonas de petróleo en las rocas, es que los granos se convierten recubiertos con cubiertas bituminosas. Esto puede servir para aislar los granos de minerales de los fluidos reactivos, así como a su vez resulta en que la roca empiece a incrementar su mojabilidad al petróleo a medida que la inyección de CO2 procede.

Fuente: Vermillon energy 2.2.4 Resumen geológico El campo Surubí se encuentra situado a 175 km al NO de Santa Cruz, y al Oeste del campo Paloma, dentro del bloque Mamoré. Está definido por una estructura de anticlinal elongado de eje principal NO-SE, con cierre en tres direcciones (sureste, suroeste y noroeste) por pendiente, y que cierra al noreste sobre una falla inversa en cuyo bloque bajo se desarrolla el campo Surubí Bloque Bajo (anteriormente llamado Footwall). El principal reservorio del campo es Lower Petaca (Oligoceno-Mioceno), está constituido por niveles arenosos de variable continuidad depositados en un ambiente de tipo continental-fluvial de moderada a alta energía y que muestran características especiales que son poco visibles a simple vista en la respuesta sísmica 3D. Los depósitos fluviales se asientan en canales de arena formados por barras de cursos entrelazados a meandrosos o complejos canales anastomosados sobre bancos de depósitos de inundación de lutitasy limo, y algunos canales abandonados rellenados por depósitos lacustrinos de lutita y limo. Estos niveles arcillosos que en ciertas secciones adquieren gran importancia pueden funcionar como barreras de permeabilidad. Las características de la sedimentación (que hacen que gran cantidad de estos canales se vean anastomosados), así como la existencia de diferentes contactos de fluidos y cambios laterales en las propiedades petrofísicas del reservorio, plantean problemas de correlación al momento de definir el grado de comunicación entre los diferentes cuerpos arenosos. Las arcillitas y pelitas de las formaciones Upper Petaca y Yecua, constituyen el comprobado sello regional. Asignatura: Estadística y probabilidad Página 12 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar Yantata, reservorio productor en menor proporción, se subdivide hacia el tope en lo que identificamos como Yantata Duro, cuya porosidad original esta casi cegada en su totalidad por la precipitación de cemento silíceo y la parte inferior, consistente en el reservorio en sí, formado por cuerpos arenosos continuos depositados en un ambiente de tipo continental-eólico-fluvial. La formación Naranjillo constituye el comprobado sello regional. 2.2.4 Petrofísica Los niveles de arena de la Fm. Lower Petaca se presentan con espesores comprendidos entre 32 y 83 metros con intercalaciones de arcilla, con NTG del orden del 27% según los resultados de la evaluación petrofísica. La porosidad media evidenciada por los registros es de 17% para el espesor de aporte. La saturación promedio de agua de formación, ha sido calculada basándose en el método de presiones capilares. El valor promedio obtenido fue de 43%. Tras analizar estos valores y el comportamiento del campo en cuanto a la producción y los cortes de agua, se estimó que los resultados de la evaluación son demasiado pesimistas. Por esto, para el cálculo volumétrico, se han tomado valores que lejos de ser optimistas, reflejan mejor el comportamiento del campo. Para el cálculo de las reservas PND de petaca ligada al pozo SRB B-2. Se ha considerado un NTG inferior del 25% dado que en esta zona el petaca presenta propiedades más pobres. En cuanto a las propiedades para la formación Yantata, se han tenido en cuenta los datos del pozo SRB B-2. Los valores finalmente considerados para el cálculo volumétrico, se muestran en la siguiente figura. Figura 5 Propiedades de reservorio

Fuente: desktop

El caudal de producción total del campo a septiembre de 2004 fue de unos 1750 bpd de petróleo con aproximadamente 3.7 Mpcsd de gas. La producción acumulada al 31 de agosto de 2004 fue de 16 Mbbl de petróleo y 20 Bpc de gas. El siguiente gráfico muestra el histórico de producción de petróleo, agua y gas del campo. Figura 6 Relación de producción gas, petróleo y agua

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 13 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar

COLUMNA ESTRATIGRAFICA Figura 7 Columna estratigráfica del pozo SURUBI

Fuente: REPSOL E&P BOLIVIA S.A./ Estratigrafias/Bloque MMR/SRB

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 14 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar 2.2.5 Gradiente de presión y temperatura Para el pozo SRB BB-112H, se le realizo registro de presiones y temperaturas a cargo de la empresa COMPROPET con un equipo de Slickline bajando herramientas para determinar lo siguiente: Figura 8Gradiente de presión y temperatura pozo SRB BB-112H

Fuente: Repsol E&P Bolivia S.A/Compropet.

2.2.6 Productividad del Pozo SRB BB – 112H Figura 9 Datos del reservorio petaca campo surubi

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 15 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar

2.2.6 Pruebas de producción del pozo SRB BB – 112H Figura 10 Pruebas de producción del pozo SRB BB-112H

Fuente: Repsol E&P Bolivia S.A./Pbas de pozos//SRB BB-112H

2.2.7 Historial de producción del pozo SRB BB – 112H Figura 11 Historial de producción del pozo SRB BB-112H

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 16 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar

Fuente: Repsolweb

2.2.7 Coeficiente de Gini El coeficiente de Gini es una medida de la desigualdad ideada por el estadístico italiano Corrado Gini. puede utilizarse para medir cualquier forma de distribución desigual. El coeficiente de Gini es un número entre 0 y 1, en donde 0 se corresponde con la perfecta igualdad y donde el valor 1 se corresponde con la perfecta desigualdad. El índice de Gini es el coeficiente de Gini expresado en referencia a 100 como máximo, en vez de 1, y es igual al coeficiente de Gini multiplicado por 100. El coeficiente de Gini se calcula como una proporción de las áreas en el diagrama de la curva de Lorenz. Si el área entre la línea de perfecta igualdad y la curva de Lorenz es a, y el área por debajo de la curva de Lorenz es b, entonces el coeficiente de Gini es a/(a+b). Esta proporción se expresa como porcentaje o como equivalente numérico de ese porcentaje, que es siempre un número entre 0 y 1. El coeficiente de Gini se calcula a menudo con la Fórmula de Brown, que es más práctica:

Donde: • • •

G: Coeficiente de Gini X: Proporción acumulada de la variable población Y: Proporción acumulada de la variable ingresos

De forma resumida, la Curva de Lorenz es una gráfica de concentración acumulada de la distribución superpuesta a la curva de la distribución de frecuencias de los individuos que la poseen, y su expresión en porcentajes es el índice de Gini. Asignatura: Estadística y probabilidad Página 17 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar

Diagrama que muestra el área a comprendida entre la curva de Lorenz y la bisectriz del cuadrado, dicha área es proporcional al coeficiente de Gini.

Capítulo 3. Método 3.1 Tipo de investigación La metodología del trabajo que se uso es el método de análisis. Este método consiste en la separación y estudio independiente de cada una de las partes de investigación, es muy usada en el mundo del derecho donde estudian los expedientes en fragmentos contestando cada una de las partes al final en una conclusión general. •

Análisis. - Separación e ideas o conceptos que permite su comprensión plena, se conoce como proceso cognoscitivo donde se aprecian todos los puntos que los hacen coincidir o concordar.

•

Síntesis. - Es la reunión propia de cada una de las separaciones hechas con anterioridad y es la reunión de estos dos procesos los que permite entender la concordancia de sus ideas.

3.2. Operacionalización de varianza 3.2.1. Variable dependiente Se planteó una técnica de recuperación del petróleo con la inyección del CO2 relacionando con los datos estadísticos del campo SRB BB – 112H.

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Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar 3.2.2. Variable independiente La combustión in-situ en el campo SRB BB – 112H es decir inyectar CO2 para el petróleo del insitu. 3.3. Técnicas de Investigación Se recolecto datos de internet, libros, tesis de grado, compra de datos a Ing. De la carrera. Observación: Utilizamos una observación no estructurada llamada simple o libre , es la que se realiza sin la ayuda de elementos de técnicos especiales ya que estamos realizando mediante investigación . Análisis documental Se planteó una técnica investigativa y estadística de datos de la recuperación con la inyección de CO2 para hacer un análisis del petróleo si es factible o no, para lograr cumplir los objetivos planteados. 3.4. Cronograma de actividades por realizar ITEM TAREA COMIENZO Inicio

A

de

DURACION

FIN

25/06/19

3 hr

22/06/19

26/06/19

3hr

26/06/19

28/06/19

5 hr

02/07/19

28/06/19

10 hr

04/07/19

01/07/19

30 min

08/07/19

proyecto B

Planificación

C

Diseño

del

proyecto D E

Ingeniería Revisión con el docente a cargo

F

Implementación de información

02/07/19

6hr

08/07/19

G

Finalización

02/07/19

4hr

08/07/19

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Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar

Marco práctico •

Calcular la permeabilidad del pozo SRB BB – 112H con las medidas de dispersión y varianza, para poder aplicar la inyección mejorada con el CO2 Producción Campo SRB Días

6

BB – 112H Producción del petróleo y condensado 56

- 30 30 - 62

70

62 - 92

66

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Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar

92 - 122

62

122 - 148

48

148 - 177

42

177 - 208

50

208 - 239

37

Total

431

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 21 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 22 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar Total

431

47,143.5

6,952,324 .25

•

Media aritmética

•

Varianza

•

Desviación estándar

•

Coeficiente de variacion

C.V. •

Indice de Gini

Parámetros para el índice de Gini 0≤G≤1 Igualdad perfecta: G=0 Desigualdad absoluta: G=1 Según el calculo obtenido en el Índice de Gini, tenemos una permeabilidad que se asemeja a 0; por lo tanto, se pudo concluir que en el reservorio existe una permeabilidad dispersa de aproximadamente a 0.26.

Asignatura: Estadística y probabilidad Página 23 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

4.87

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar Capítulo 4. Resultados y Discusión Resultados Con la descripción de la inyección del CO2, en el campo SRB BB – 112H da la compresión que posteriormente servirá para ayudar a los estudiantes de la Carrera De Ingeniería De Gas y Petróleo en optar cual es la mejor forma de obtener más producción de gas y petróleo. Además, este proceso de recuperación es el más factible que podría implementarse. El análisis estadístico que se tuvo fue la vía en el cual nos basamos para poder optar por la inyección del CO2.

Discusión De dicho tema realizado se discutió los diferentes mecanismos, ventajas y desventajas, el cálculo obtenido en el índice de Gini etc. Una discusión muy peleada es los costos de dicho proceso recuperatorio.

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Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar Capítulo 5. Conclusiones  Según el cálculo obtenido en el Índice de Gini, tenemos una permeabilidad que se asemeja a 0; por lo tanto, se pudo concluir que en el reservorio existe una permeabilidad dispersa de aproximadamente a 0.26.  Se pudo concluir en el marco practico que trabajando con mas decimales existirá un menor margen de error.  Se mencionó las gradientes de presión y temperatura y con sus respectivas características en cada tramo.  Se dio a conocer las ventajas y desventajas en esta implementación en el campo SRB BB – 112H, teniendo como ventaja que la recuperación de petróleo es mayor que con cualquier otra inyección  Se llega a la conclusión de que el estudio de inyección de CO2 es factible en cuanto al desarrollo del país, en lo social, económico e innovación tecnológica. Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación. Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspondiente. En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento

Referencias file:///C:/Users/TOSHIBA/Downloads/docdownloader.com_inyeccion-continua-de-vapor-.pdf file:///C:/Users/TOSHIBA/Downloads/docdownloader.com_inyeccioncontinuadevapor%20(1).pdf http://continuoussteaminjection.blogspot.com/2010/12/recuperacion- del-petroleo.html https://es.scribd.com/document/170707071/Produccion-de-Petroleo-en-Bolivia Asignatura: Estadística y probabilidad Página 25 de 27 Carrera: Ing. En Gas y petróleo

Título: Propuesta para mejorar la producción de petróleo aplicando la inyección del CO2 mediante la determinación del grado de permeabilidad en el pozo SRB BB – 112H Autor/es: Ronaldo, Dicmar Apéndice

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