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FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN Título: RECUPERACION TERCIARIA CON (CO2) Autores: Mayra Plata Alejandro Diaz Angelica Cusicanqui Ruben Chamby Fecha: 05/05/2017 Carrera: Ingeniería de Gas y Petróleo Asignatura: Reservorio II Grupo: Regular Docente: Ing.: Edwin Chambi Challa Periodo Académico: I/2017 Subsede: La Paz

Copyright © (2017) por (Mayara Plata). Todos los derechos reservados.

RESUMEN:

Existen diferentes esfuerzos para mitigar las emisiones de CO2 antropogénicas a la atmosfera, principal gas de efecto invernadero, causadas por el uso de combustibles fósiles. El abanico de opciones van desde la reducción del consumo de energía, uso de combustibles con menores contenidos en carbono incluyendo gas natural, y el uso de fuentes de energía con bajos niveles de emisiones de CO2 incluyendo la energía nuclear y la eólica. En un contexto de emisiones constante de CO2, como la situación actual, una alternativa interesante es la Captura, Secuestro y Almacenamiento de CO2; el principal objetivo de esta tecnología es la confinación de forma segura y estable de las emisiones de CO2 dentro del subsuelo. Para hacer rentable esta tecnología, se ha planteado almacenar el CO2 en yacimientos de aceite y utilizarlo como método de recuperación mejorada, haciendo estos proyectos más atractivos. El objetivo del proyecto es simular una prueba piloto de inyección de CO2 como método de recuperación mejorada, considerando que el CO2 proviene de la tecnología de Captura y Secuestro de CO2. Este trabajo pretende demostrar a través de una prueba piloto

que la inyección de

CO2 como método de recuperación mejorada puede hacer rentables proyectos de Captura y Secuestro de CO2 y generar la confianza para desarrollar este tipo de proyectos. Palabras clave: dióxido de carbono, simular, tecnología de captura, captura.

TABLA DE CONTENIDOS

Capítulo 1 INTRODUCCION ............................................................................................................5 1.1. OBJETIVO GENERAL. .....................................................................................................6 1.2. OBJETIVO ESPECIFICO. ..................................................................................................6 1.3. ANTECEDENTES ..............................................................................................................7 1.3.1 Antecedentes de la Aplicación de la Tecnología en Latinoamérica .............................7 1.3.2 Ubicación. ....................................................................................................................7 1.3.3 Propiedades de la roca ..................................................................................................8 1.3.4 Reservas Actuales del Área Sacha ...............................................................................9 1.4. Antecedentes del Campo Patujusal....................................................................................10 1.4.1 Ubicación. ..................................................................................................................10 1.4.2 Área de Contrato.- ......................................................................................................12 1.4.3 Descripción de los Pozos.- .........................................................................................12 1.4.4 Geología. ....................................................................................................................14 1.4.5 Antecedentes de la Arena Productora Petacas. ..........................................................14 1.4.6 Antecedentes del Pozo Patujusal S-ST.......................................................................15 1.5. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA, .........................................................................16 1.5.1 Identificación del Problema. ......................................................................................16 1.5.2 Reservorio Productor..................................................................................................17 Capítulo 2 MARCO TEORICO ......................................................................................................17 2.1 GENERALIDADES. .........................................................................................................17 2.2 Tipos de recuperación mejorada ........................................................................................18 2.2.1 PROPIEDADES DEL DIOXIDO DE CARBONO (CO2) ........................................19 2.2.2 TECNOLOGÍAS DE CAPTURA DE CO2 ...............................................................22 2.3 Tipos de Captura ................................................................................................................23 2.3.1 Captura de CO2 en Post combustion .........................................................................23 2.3.2 Captura con Membranas .............................................................................................24 2.3.3 Adsorción a cambio de presión (PSA) .......................................................................25 2.3.4 Absorción química .....................................................................................................25 2.3.5 Separación con membranas ........................................................................................26 2.3.6 Costos de la captura de CO2. .....................................................................................28 2.3.7 Almacenamiento Geológico .......................................................................................31 2.3.8 Mecanismos de almacenamiento de CO2 en formaciones geológicas. .....................33 2.3.9 Atrapamiento físico: estratigráfico y estructural. .......................................................34 2.3.10 Atrapamiento hidrodinámico......................................................................................35 2.3.11 Atrapamiento residual ................................................................................................36 2.3.12 Atrapamiento por solubilidad .....................................................................................36 2.3.13 Atrapamiento Mineral (Mineralización) ....................................................................37 2.3.14 Capacidad de almacenamiento ...................................................................................37 Capítulo 3 METODOLOGIA Y HERRAMIENTAS .....................................................................39 3.1 METODOLOGÍA. .............................................................................................................39 3.2 HERRAMIENTAS. ...........................................................................................................39 3.2.1 Fuentes Primarias .......................................................................................................39 3.2.2 Fuentes Secundarias ...................................................................................................39 Interpreta y analizan fuentes primarias, las fuentes secundarias son textos basados en fuentes primarias, implican generalización análisis, síntesis, interpretación o evaluación. .................39 3.2.3 Instituciones Petroleras. .............................................................................................39 3.2.4 Fuentes Documentales................................................................................................39

Capítulo 4 MARCO PRACTICO ....................................................................................................40 4.1 CONDICIONES DEL FLUIDO DEL POZO. ..................................................................49 4.1.1 Datos basicos del reservorio y produccion del pozo patujusal-8ST...........................40 4.1.2 Analisis PVT “Composicion del fluido produsido del pozo” ....................................41 4.2 PARAMETROS EVALUADOS EN EL POZO PATUJUSAL-8ST. ...............................43 4.3 VENTANA PRINCIPAL DE PROSPER..........................................................................45 4.4 COMPONENTES BASICOS SUBSUPERFICIALES. ....................................................52 4.5 EVALUACION ECONOMICADE LA TECNOLOGIA SELECCIONADA ..................56 4.6 DATOS REQUERIDOSPARA EL CALCULO DE LA GEOMETRIA. .........................58 4.7 ANALISIS ECONOMICO. ...............................................................................................60 4.7.1 ANALISIS TECNICO. ..............................................................................................60 4.7.2 ANALISIS ECONIMICO. .........................................................................................60 4.8 CRITERIO PARA LA EVALUACION ECONOMICO. .................................................60 4.8.1 Valor anual neto (VAN, PEX VPN) ..........................................................................60 4.8.2 Tasa de interés de retorno...........................................................................................62 4.8.3 Fundamentos considerados en el análisis económico. ...............................................62 4.9 REGALIAS .......................................................................................................................63 4.9.1 Impuesto directo a los hidrocarburos. ........................................................................64 4.9.2 Evaluación económica del proyecto. ..........................................................................64 4.9.3 Cálculo de VAN. ........................................................................................................65 Capítulo 5 CONCLUSIONES .........................................................................................................65 6 BIBLIOGRAFIA ......................................................................................................................66

Capítulo 1. INTRODUCCIÓN La finalidad del presente proyecto es la de incrementar la producción de Petróleo, aplicando el sistema de recuperación terciaria o mejorada por dióxido de carbono (CO 2) en el pozo Patujusal -8ST (PJS-8ST), de la arena productora Petacas. La razón que hace importante el proyecto reside en plantear un sistema de levantamiento artificial que podría producir los hidrocarburos remanentes (petróleo), que no pueden ser producidos por la propia energía del reservorio, de esta manera aumentar la producción de los hidrocarburos y mediante esto, reducir los tiempos para alcanzar la máxima explotación, otro de los factores a tomar en cuenta es la creciente demanda de los hidrocarburos que existe en nuestro país. Mediante la aplicación de este sistema de recuperación terciaria o mejorada por dióxido de carbono (CO2), se espera poder mostrar la capacidad de recuperación de los hidrocarburos existentes (Petróleo) en el fondo del pozo, debido a la baja producción que existe en el pozo Patujusal 8-ST.Se va demostrar de manera no experimental que mediante la aplicación del sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico tipo Jet "Bomba Jet Convencional", se podría incrementar la producción del hidrocarburo en el pozo PJS - 8ST, ya que se puede observar más adelante que el pozo si llega a cumplir las condiciones operativas, es decir el requerimiento operacional para llegar a aplicar este método de levantamiento artificial. El presente

proyecto

cubre las

actividades

de área de

Upsrream,

explotación,

producción, recuperación mejorada, recuperación terciaria o mejorada por dióxido de carbono (CO2), el cual es mencionado en el artículo 31 de !a ley de hidrocarburos 3058!, para optimización de la producción con levantamiento artificial en el pozo Patujusal -8ST de la arena productora Petacas. El presente proyecto no contemplaría, el estudio de las condiciones actuales de la formación, ni el diseño del equipo superficial de este método de levantamiento artificial como por Ejemplo: separadores, bombas. Tampoco cubrirá los problemas derivados a los baleos, profundidad de los mismos baleos, ni problemas que existieron durante la perforación y la terminación del pozo Patujusal-8ST.

1.1

OBJETIVO GENERAL.

Determinar la recuperación terciaria por dióxido de carbono (CO2) en el pozo Patujusal 8ST mediante un sistema de levantamiento artificial que hace producir los hidrocarburos remanentes (petróleo) así aumentar la producción y reservas en Bolivia.

1.2

OBJETIVO ESPECIFICO.

- Recopilar información de los datos referidos a la producción del pozo, como: (datos de producción, presiones de reservorio), para determinar las variables mínimas para la aplicación de este método. - Determinar las variables mínimas mediante un análisis creativo para selección del método de recuperación terciaria o mejorada de dióxido de carbono CO2. - Describir los componentes básicos subsuperficiales del método de levantamiento artificial, adecuados de acuerdo a las características del pozo PJS 8ST, para tener un buen dimensionamiento en el sistema. - Realizar los cálculos necesarios para una geometría óptima de la recuperación terciaria o mejorada de dióxido de carbono CO2, el cual mediante este se determinará por ejemplo:

la

configuración

de

la

recuperación

de

dióxido

de

carbono

CO2.

Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata _________________________________________________________________________________________________________

1.3. ANTECEDENTES

1.3.1. Antecedentes de la Aplicación de la Tecnología en Latinoamérica

El Campo está integrado por un sistema de fallas de dirección Norte-Sur, las que cortan parte del flanco Oeste a lo largo del campo. Posee también un sistema de fallas secundarias orientadas en dirección Sureste-Noroeste, que dividen algunos de sus yacimientos en compartimentos separados. La estructura tiene un ancho de 4 Km al norte y 7 Km aproximadamente al Centro y Sur, con una longitud aproximada de 33 Km. Hacia el Este la pendiente estructural se reduce” 1.3.2. Ubicación. El campo Sacha se encuentra en la provincia de Orellana al nororiente de la región Amazónica del Ecuador, es una de las áreas petrolíferas más importantes del país, está delimitado al norte por las estructuras Palo Rojo. Como es sabido la gran cantidad de nuestros yacimientos están ya en una etapa madura y hoy en día en que los precios de los hidrocarburos no son tan bajos existe la posibilidad de comenzar a diseñar e implementar tecnologías de Recuperación Mejorada a nuestros campos, la cual consiste en suministrarle energía adicional al yacimiento, con la finalidad de lograr maximizar el factor de recuperación, pues a través de este tipo de tecnologías es posible extraer hasta el 65% del volumen original de aceite en el yacimiento. El interés en la investigación y desarrollo de proyectos de recuperación mejorada ha estado en función del precio de los hidrocarburos. Eno y Vista, al sur por los campos Culebra – Yulebra, al este por los campos Mauro Dávalos Cordero y Shushufindi, y al oeste por los campos Pucuna, Paraíso y Huachito”Tiene una área total de 136.6 Km2 Fue descubierta por el Consorcio Texaco-Gulf, en 1969, mediante la perforación del pozo exploratorio Sacha-01, el cual alcanza una profundidad de 10160 pies, arrojando una producción promedia de 1328 BPPD de 29.9° API y un corte de agua (BSW) de 0.1%, provenientes del yacimiento Hollín Inferior.

Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

Figura

1.1

Mapa

de

Ubicación

del

campo

Sacha

FUENTE: Archivo Campo Sacha Eventos Geológicos Relevantes. Estructuralmente constituye un anticlinal asimétrico de bajo relieve fallado al Oeste, con su eje principal en dirección NE – SO y su eje secundario bajo un cierre vertical contra la pendiente regional de la cuenca. El Campo se encuentra cortado por una falla que se origina en el basamento, que posiblemente es reactivo en más de una ocasión y que también controló la deposición de los sedimentos. Esta falla llega hasta la caliza M-2 con un salto de falla al nivel de la Formación Hollín de 10 a 35 pies al Norte, en el centro del Campo 10 pies y al Sur de 20 a 35 pies. Los principales yacimientos productores del

Campo

son

Hollín

Superior e Inferior, Napo “T”, Napo “U” y Basal Tena” 1.3.3. Propiedades de la roca Los yacimientos del Campo Sacha corresponden a tres formaciones claramente identificadas que son: 

La Formación Tena con una sola arena productora: Basal Tena



La Formación Napo que se divide en dos arenas productoras: Napo “T” y Napo“U”.



La Formación Hollín que se divide en dos areniscas productoras: Hollín Principal y Hollín Superior.

Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

Tabla 1.1 Propiedades de las Rocas Reservorios del Área Sacha

Hollín

Parámetro

Reservorios Hollín Basal Superior “T” “U”

Inferior Tena

Porosidad, Φ (%)

14.2

17.1

14.5

16.7

18.2

Temperatura de formación, (°F) Profundidad promedio, (pies) Espesor neto promedio,(pies) Saturación de agua, Sw (%) Factor de Recobro, Fr (%)

225

225

216

211

181

-8975

-8975

-8765

-8530

10-40

30-130

23-65

22-86

7800 9-12

30-40

30-40

15-20

20-25

23.2

32.33

32.33

38.26

39.92

20.8 4 433

Permeabilidad, K (md) 130 350 240 Fuente: Departamento de Geociencias – SHE Resultados.

425

La producción del Campo, se inicia en 1972, con una tasa promedia de 29269 BPPD. En el mes de noviembre del mismo año, alcanza la máxima producción registrada en el Área Sacha, 117591 BPPD en promedio. La producción con altos y bajos se mantuvo por sobre los 60000 BPPD hasta el año 1994, en adelante, ha declinado hasta la actualidad, en que su producción promedio es de 55000 BPPD.

1.3.4. Reservas Actuales del Área Sacha El Área Sacha, es una de las áreas hidrocarburíferas más grandes e importantes del país, tanto por sus reservas y producción. El Área, tiene un Petróleo Original en Sitio (POES) de 3501 millones de barriles, reservas

probadas

de 1205

millones

de barriles

y

reservas remanentes de 430 millones de barriles. En la Tabla 3, se proporciona información detallada del POES, factores de recobro, reservas probadas, producción acumulada y reservas remanentes para cada yacimiento.

Tabla 1.2 Reservas del Campo Sacha Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

RESERVAS DE PETRÓLEO DEL ÁREA SACHA (NOVIEMBRE DE 2012)

ARENA

PETRÓLEO IN SITU

FACTOR DE RECOBRO

DECLINACIÓN

RESERVAS PROBADAS

PRODUCCIÓN ACUMULADA

RESERVAS REMANENTES

(Bls)

(BLS)

(Bls)

24,527,100

18,450,600

6,076,500

304,436,277

201,542,353

102,893,924

184,920,505

90,072,205

94,848,300

(%)

ANUAL (%)

117,685,666

20,84

7, 94

Napo U

762,615,924

39,92

Napo T

483,325,941

38,26

Hollín

2,137,516,953

32,23

11,53

691,059,231

465,097,737

225,961,494

TOTAL

3,501,144,484

-

-

1,204,943,113

775,162,896

429,780,217

(Bls)

Basal Tena

13,44

8, 56

Fuente: Secretaría de Hidrocarburos 1.4. Antecedentes Del Campo Patujusal. 1.4.1. Ubicación. El campo Patujusal se encuentra a 120 kilómetros al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz, en la provincia Santa Rosa del Sara del departamento de Santa Cruz, El acceso al campo puede efectuárselo, en un primer tramo, a través de la carretera nacional Santa Cruz- Cochabamba, hasta la intersección con la ruta de acceso a la localidad de Santa Rosa del Sara.

El segundo tramo, comprende un camino con plataforma de ripio de

Figura N° 1.2. Mapa de Ubicación de Campo Patujusal

Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

Fuente.- Yacimientos Petrolífero* Fiscales Bolivianos (YPFB)-CHACO S.A; 2013. El Campo Patujusal se encuentra ubicado sobre un lincamiento estructural en la zona del antepaís, al norte del arco estructural del Boomerang.

Los primeros trabajos de exploración sísmica se realizaron en el año 1985, en el marco del Proyecto-de Exploración de Trampas Estratigráñcas de YPFB Fue descubierto por YPFB en el año 1993, con la perforación del pozo PJS-X1. El campo ha sido descubierto y desarrollado por YPFB entre 1993 a abril de 1997. Durante este periodo se perforo 12 pozos: 7 verticales y 5 dirigidos. Como resultado de la sísmica 3D realizada el año 2000 en bloque de Santa Rosa Monos Araña 1, se perforaron en el área sur-este del campo tres pozos horizontales PJS-12H, PJS-14Hy PJS-15 y dos dirigidos PJS-16D -PJS-18D.

El año 1997, la empresa CHACO S.A. se hace cargo de las operaciones en este campo, siguiendo con la perforación de pozos de desarrollo y demás actividades. Un aspecto relevante para completar la información geológica fue el registro de sísmica 3D, efectuado el año 2001, en el área de los campos Patujusal y Los CUSÍS.

Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

1.4.2. Área de Contrato.El área de contrato del campo Patujusal es de 5000 Has. Equivalente a 2 parcelas el cual nos indica que este campo es una Zona Tradicional, según la "Ley de Hidrocarburos 3058". 1.4.3. Descripción de los Pozos.En el campo Patujusai se perforo un total de 18 pozos en el cual en la tabla siguiente muestra de una manera generalizada, el estado de los pozos y sus terminaciones.

Tabla N" 1.3. Descripción de Pozos del Campo Patujusal. POZOS Perforados

18

Productores

17

productores actualmente

10

Abandonados

01

Monitores de presión (Inyección de 02 Agua) Cerrados inyectores (Agua)

01 03 TERMINACION

Terminación doble

00

Terminación simple

17

Fuente.- Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)-CHACO S.A: 2014. La descripción de los pozos existentes en el campo Patujusal se puede apreciar en la siguiente tabla en cual esta resaltada el pozo en el cual se realiza el presente proyecto.

Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

Tabla N° 1.4. Pozos existentes en el Campo Patujusal. Nº

Nombre

Pozos'

Tipo de pozo

del Pozo PJS-1HST1 PJS-1H ST1 PJS-20WI PJS-20W1

Desarrollo

PJS-8ST1

PJS

Desarrollo

PJS-7

PJS-7

5

PJS-16B

6

1 2

Petaca

Productor

Petaca

Petaca

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

PJS-16D

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

PJS-10A

PJS-10A

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

7

PJS-18D

PJS-18D

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

8

PJS-5

PJS-5

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

9

PJS-4D

PJS-4D

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

10

PJS-2

PJS-2

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

11

PJS~9

PJS-9

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

12

PJS-6AH

PJS-6AH

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

PJS-12 HST1

PJS-12HST1 Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

PJS14HST1

PJS-14HST1 Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

PJS-13H

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

PJS-15H PJS-15H

Desarrollo

Productor

Petaca

Petaca

PJS-llR

Desarrollo

Seco

Petaca

Petaca

4

13 14

15 16 17

PJS-13H

PJS-1 IR

de Inyector de

Arenas productora Petaca

agu Petaca a

3

Inyector agua

Resultados dé perforación: productora Productor Petaca

Fuente.- Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)-CHACO S.A; 2014. Los pozos del campo Patujusai, se podrán observar de manera más detallada en "ANEXOS 2", el cual nos indica los estados actuales de los pozos.

Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

1.4.4. Geología. El modelo geológico del campo Patujusai describe una arquitectura compleja de depósitos de origen fluvial frecuentemente anastomosados, constituidos por canales principales, canales subsidiarios. Barras y albardones, depósitos de planicies de inundación y barras de arcilla dispersa o canal de abandonados. En una forma generalizada se han distinguido 4 tipos principales de facies: A.- Facies de canales principales (Channel- fiU sandstones). B.- Facies de canales secundarios (clay & sand, splays, etc). C- Facies de planicies de inundación. D.- Facies de canales abandonados (Flood plain & abandoned-íil] shales). Entonces viendo la tabla anteriormente mosteada del pozo Patujusal-8ST, se puede observar la fecha critica que esta entre Febrero de 2013 para adelante., en donde la inyección de agua (Recuperación Secundaria) ya no ayuda mucho en la producción de petróleo en el pozo, teniendo así en el pozo una baja producción, el cual se muestra de una manera más detallada la producción de los anteriores años y subsiguientes el arreglo subsuperficial del pozo, el cual indica los diferentes diámetros en cada tramo, tipo de tubería, descripción de los accesorios en línea corta que se llegó a utilizar los registros de presión del pozo. 1.4.5. Antecedentes de la Arena Productora Petacas.

1.4.5.1.

Consideraciones Estratigráficas.

En el sector "Este" algunos niveles del Petaca están limitados erosionalmente. La Formación Petaca sido dividida en dos horizontes arenosos que tienen un espesor promedio combinado de 60m. Estas areniscas, las cuales se depositaron en un ambiente fluvial asociado con un plano aluvial, han sido descritas como friables y de grano fino. El análisis de núcleos muestra la porosidad en un rango entre 15%-26% y la permeabilidad alrededor de 240 md. Figura N° 1.3. Arena Productora Petacas Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

Fuente.- Elaboración Propia La columna estratigráfica se observa en la siguiente figura "Figura.l0 el cual como mencionamos anteriormente la producción se centra en la Formación Petacas. 1.4.6. Antecedentes del Pozo Patujusal S-ST. Durante el periodo de 1993 a abril de 1997 se perforaron 12 pozos: 7 verticales y 5 pozos dirigidos, en el campo Patujusal, en el cual entre una de esas perforaciones es la del pozo Patujusal 8ST. La terminación del pozo fue con arreglo simple y empaque de grava. La perforación de la Primera Fase (0-36 m.), Formación Chaco; Se inició el día 11/01/95, con trepano de 12 (usado), se utilizó pozo piloto a 23 metros, se ensancha con trepano 17 Vi hasta 36 metros con fluido Bentonítico-Floculado (B.F.). Concluye el tramo y se bajó cañería en 34 metros. La Segunda Fase (36^03 m.), Chaco Superior; Se inicia el 13/01/95 con trepano de 12 1/4, con fluido bentonítico no disperso (BND). Una vez alcanzado los 403 metros se saca y baja herramienta para acondicionar el hueco, se baja cañería a 9 5/8 a 400 metros.

Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

La Tercera Fase (403-1700), Formación Yecua Yantata; Se inicia la perforación el 20/01/95 con trepano de Vz con fluido base aceite Versacone, se alcanza la profundidad de 1700 metros, se baja cañería de 7', cemento con equipo Halliburton. La Cuarta Fase (1369 m), Formación Petacas; Se realiza una perforación direccional en el Pozo Patujusal 8, el cual empieza el año 2006, para llegar a la formación Petacas, llamándolo Patujusal 8-ST, cabe mencionar que el pozo Patujusal 8 ya no es productor en esta fecha actualmente, viendo así que solo el productor es el Pozo Patujusal 8-ST. En el siguiente cuadro podemos ver alguna información acerca del pozo Patujusal -8ST: Tabla N° 1.5. Información del Pozo Patujusal - 8 ST

Fuente.-Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)-CHACO S.A; 20K 1.5. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA, 1.5.1. Identificación del Problema. Inicialmente el pozo Patujusal-8ST. Tenía una presión suficiente para vencer las fuerzas que actuaban en contra al sentido del flujo de los fluidos y llegar a los centros de almacenamiento.

Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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1.5.2. Reservorio Productor. El reservorio productor es la arenisca Petaca, perteneciente a los niveles arenosos de la Formación Petaca del Sistema Terciario. El mecanismo de empuje del reservorio era efecto combinado de la expansión de fluidos y la actividad de un acuífero levemente activo. A partir de noviembre del 2003, a fin de mantener y/o incrementar la presión de reservorio y mejorar el factor de recuperación, se inicia el proyecto de la inyección para recuperación secundaria. El historial de producción del campo Patujusal. No es sino hasta los años de 1920, con el incremento en las profundidades en los pozos, que el concepto de Bombeo Hidráulico vuelve a tomarse en cuenta para mejorar la producción. Es así que en 1923 fue fundada la compañía Kobe, Inc. por C.J. Coberly dedicada a diseñar y fabricar productos necesarios en la producción de petróleo. En 1926 la compañía inicio un programa para mejorar los métodos y equipos de bombeo de petróleo, uno de los proyectos fue la bomba hidráulica de pistón diseñada para eliminar por completo el uso de las varillas de succión aplicando fuerza hidráulica para operar una bomba con motor integral instalados en el fondo del pozo La primera instalación formal de un sistema hidráulico se realizó el 10 de marzo de 1932 en Inglewood, California, y fue diseñado por J. Coberly. Coberly llevo el sistema de bombeo hidráulico al uso comercial.

Capítulo 2. MARCO TEÓRICO. 2.1. GENERALIDADES. En la industria del petróleo siempre ha sido de vital importancia la maximización de la recuperación de hidrocarburos que se encuentran almacenados en el yacimiento, es por ello que siempre se ha buscado el poder obtener la mayor cantidad de petróleo. La vida productiva de un yacimiento puede ser dividida en tres etapas. Esta etapa comienza desde el inicio de la explotación de un yacimiento y es aquella en la cual se aprovecha la energía natural con la que cuenta el yacimiento. En esta etapa se puede considerar el uso de tecnologías tales como el fracturamiento hidráulico de la formación o el uso de sistema artificiales. Secundaria. Durante esta etapa, el objetivo es inyectar al yacimiento energía adicional, ya sea por medio de la inyección de agua o de gas natural, ambos procesos actúan como un mantenimiento de presión. Mejorada. Es la etapa, en la que para continuar explotando el yacimiento se requiere Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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implantar tecnologías que modificaran las propiedades tanto de la roca como de los fluidos almacenado en el yacimiento. En términos generales, uno de los grandes retos que tiene la ingeniera petrolera es la de incrementar la vida productiva de un yacimiento. Debido a que grandes volúmenes de aceite son dejados en las dos primeras etapas de explotación de un yacimiento, es necesario aplicar técnicas que nos permitan extraer la mayor cantidad de aceite, buscando maximizar la recuperación de aceite dentro de los límites de rentabilidad y riesgo, es por ello necesario el aplicar tecnologías que nos permitan extraer una cantidad adicional de hidrocarburos, como pueden ser la recuperación mejorada. En términos generales la recuperación mejorada de aceite, EOR por sus siglas en inglés, se define como el conjunto de métodos que emplean fuentes externas de energía y/o materiales para producir el aceite que no puede ser producido por medios convencionales (recuperación primaria y secundaria). La recuperación mejorada cada vez tendrá un papel más primordial en la explotación de los yacimientos. Estudios recientes de la Agencia Internacional de Energía señalan que el 20% de la producción de petróleo del mundo en el año 2030 provendrán de EOR. 2.2.Tipos de recuperación mejorada Los métodos de recuperación mejorada pueden ser clasificados de la siguiente manera: 

Métodos térmicos: los métodos térmicos consiste en la aplicación de calor. Los métodos térmicos son los principales métodos para recuperar aceites pesados (con una densidad inferior a 20 °API y una viscosidad entre 200 y 10 000 centipoises). Estos aceites pesados no responden de la mejor manera a la producción primaria o a la inyección de agua, por lo que la saturación de aceite inicial es alta al inicio de un proyecto de recuperación térmica.El principio de los métodos térmicos es la aplicación de calor al aceite reduciendo su viscosidad. Los dos métodos principales para calentar el yacimiento son: la inyección de fluido caliente en la superficie y la combustión in situ (la cual consiste en quemar un poco de aceite en el yacimiento produciendo el aumento de la temperatura en el lugar).



Métodos químicos: los químicos utilizados aquí son polímeros, surfactantes y alcalinos. Todos se mezclan con agua y otros productos químicos antes de la inyección.

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El objetivo de la recuperación con métodos químicos es la de recuperar los aceites que se encuentren en el rango de los aceites pesados recuperados por procesos térmicos y de los aceites ligeros recuperados por la inyección de gas miscible (con una densidad de al menos 22° API y una viscosidad inferior a 100 centipoises). 

Métodos miscibles: representa el sector de más rápido crecimiento en el desarrollo de la recuperación mejorada. La inyección miscible utiliza un disolvente que se mezcla con el aceite residual para vencer la fuerzas de capilaridad y aumentar la movilidad del aceite.

Estudios complementarios de la recuperación mejorada con la inyección de gas muestran que en los últimos veinte años los proyectos de inyección miscible han aumentado de 28% en 1984 a 70% en 2004, esto se debe principalmente al éxito mostrado en diversos campos. Los métodos de inyección de gas, como son la inyección de gases hidrocarburos, de dióxido de carbono (CO2), de nitrógeno (N2), de aire, se ha venido practicando desde principios de 1920 para la recuperación de aceite ligero. La selección de uno de estos gases como agente desplazante estará en función de las condiciones de yacimiento. El uso del CO2 como agente de recuperación de aceite en yacimientos ha sido investigado por muchos años. Tanto en estudios de laboratorio como de campo se ha comprobado que el CO2 es un agente eficiente desplazando aceite. La inyección de CO2 no solo es válida para gravedades específicas de aceites medios o ligeros, sino que también ha ido aumentando su aplicación año con año para la recuperación de aceites pesados. La flexibilidad del proceso de inyección de CO2 nos permite utilizarlo de forma miscible o inmiscible, en función de las condiciones existentes (presión, temperatura y composición del aceite en el yacimiento). 2.2.1. PROPIEDADES DEL DIOXIDO DE CARBONO (CO2) En condiciones atmosféricas, el CO2 es un gas termodinámicamente estable y más denso que el aire. El estado físico del CO 2 varía con la temperatura y la presión como se muestra en la Figura 3.2. A bajas temperaturas y presiones el CO2 es un sólido (hielo seco). El CO2 solido se evapora a -78.5 °C (-110. 7 °F) a la presión de 1 atm; incrementando la presión, la fase liquida se presenta en primera instancia y coexiste con la fase sólida y la fase de vapor en el punto triple, cuya Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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temperatura es Ttr=-56.6 °C (-70.9 °F); la presión en el punto triple es P tr=5.28 atm. (77.6 psia). La fase liquida y la fase vapor del CO 2 coexisten en el punto crítico, donde la temperatura es Tc= 31.1 °C (87.8 °F) y la presión es pc=73 atm. (1073 psia); debajo de la temperatura critica el CO2 puede existir como liquido o como gas en una gran variedad de presiones; arriba de la temperatura critica de 87.8 °F existirá CO2 puro como un gas, independientemente de la presión utilizada. A temperaturas superiores a 31.1 °C (si la presión es mayor a 73.9 bar, presión que corresponde al punto crítico), el CO2 se dice que está en estado supercrítico donde el CO2 se comporta como un gas, pero donde la densidad del gas puede ser muy grande, en algunos casos acercándose o incluso superior a la densidad. Del agua líquida. Figura 2,1. Diagrama de fase p-T del CO2

Fuente: (SlB, 2004/2005)

La densidad del CO2 es: ρs=1.512 g/cm3 (12.59 lb/gal) @ condiciones del punto triple, la del CO2 liquido es: ρl =0.914 g/cm3 @ 0 °C (32 °F) y 34.3 atm. (504.2 psia) y la del CO2 como gas es: ρg =1.9768 g/ L (0.0164 lb/ gal) @ 0 °C y 1 atm. (14.7 psia). La Figura 3.3 muestra el comportamiento de la densidad del CO 2 bajo diferentes condiciones de presión y temperatura. Resulta interesante observar que a una mayor presión y una mayor temperatura se tendrá una mayor densidad.

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Figura 2.2 Comportamiento de la densidad del CO2

Fuente; (IPCC, 2005.)

La viscosidad del CO2 se ve afectada en gran medida de acuerdo a las condiciones de presión y temperatura. La Figura 3.4 muestra lo anterior. En la figura se puede observar que si presión en el yacimiento se incrementa manteniendo la temperatura constante, la viscosidad aumentara considerablemente. De acuerdo con la figura, lo más conveniente es tener alta presión y alta temperatura para lograr una menor viscosidad en el CO2 y así contribuir a un mejor flujo. Figura 2.3 Comportamiento de la viscosidad para el CO2

Fuente: (Bachu, 2003). El factor de compresibilidad del CO2 es mostrado en la Figura 3.5 y se encuentra a presiones y temperaturas de interés para la inyección miscible. La compresibilidad Z (relación entre el volumen de un gas a condiciones reales y el volumen de un gas a condiciones ideales) del CO 2 muestra un mejor comportamiento a altas presiones y temperaturas.

Figura 2.4 Factor de compresibilidad del CO2 Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Fuente: (Kendall y Sage, 2005).1.4.3. 2.2.2. TECNOLOGÍAS DE CAPTURA DE CO2 La finalidad de la captura de CO2 es la de producir un flujo concentrado de CO2 a alta presión que pueda ser fácilmente transportado a un lugar de almacenamiento. Antes de poder realizar alguna operación de almacenamiento geológico de CO2 es necesario llevar a cabo un proceso de captura, de tal forma que se pueda disponer de este con la mayor pureza posible, para posteriormente inyectarlo en el subsuelo. La procedencia del CO 2 emitido a la atmósfera es muy diversa, aunque se engloba en tres grandes grupos, los cuales son: la generación de energía eléctrica, el transporte y la industria. Como las emisiones debidas al transporte son muy dispersas y móviles, se descartan por ahora para realizar operaciones de captura y almacenamiento. Figura 2.5 Esquema general de los procesos de captura de CO2

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Fuente:(IPCC, 2005). Dependiendo del proceso o la aplicación de que se trate, hay tres métodos principales para captar el CO2 generado por un combustible fósil (ya sea gas natural, petróleo o carbón). Los tres tipos básicos de captura de CO 2 son: en pre- combustión, en postcombustión y en Oxi-combustión, el cual es mostrado en la Figura 2.1. El uso de cada uno de estos métodos dependerá entre otras cosas de la concentración de CO2, la presión de gas y el tipo de combustible que se utiliza. Debido a que el flujo de gas producto de la combustión se compone de diversos gases, no solo CO2, es necesario llevar a cabo un proceso de separación. Los sistemas de captura de CO 2 usan varias de las conocidas tecnologías para la separación de gas las cuales son integradas en los sistemas básicos para la captura de CO2. Los actuales sistemas de captura de CO2 posterior y previa a la combustión para las centrales eléctricas podrían captar entre el 85 y el 95 % del CO2 que se produce. 2.3. Tipos de Captura 2.3.1. Captura de CO2 en Post combustion La captura de CO2 producto de la combustión de combustibles fósiles en la atmósfera es referido como captura en post-combustión, es decir, la post-combustión consiste en capturar los gases después de la combustión, en lugar de descargarlos directamente a la atmósfera, el flujo de gas es pasado a través de equipos los cuales separan la mayor parte de CO2, instalados justo antes de la chimenea. El CO2 es almacenado en sitios idóneos y los gases restantes son descargados a la atmósfera. La idea principal de esta tecnología es separar el CO2 tal y como se encuentra en los gases de salida al quemar con aire un combustible fósil sin haber realizado ninguna operación previa a la combustión. Actualmente, la infraestructura energética mundial se basa en procesos mayoritariamente de combustión con aire (centrales térmicas, cementeras, refinerías, etc.) La Figura 2.2 describe la captura en post-combustión. Figura 2.6 Esquema de la captura en post-combustión

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Fuente: (www.co2crc.com) Para su captura posterior, entre los procesos más viables se encuentran la absorción química. Esta tecnología se puede aplicar a las instalaciones existentes. 2.3.2. Captura con Membranas El concepto general de membrana es una barrera semipermeable que separa físicamente dos fases fluidas evitando el contacto directo entre las mismas. La membrana actúa como un filtro muy específico que permite el paso de ciertos componentes de la mezcla fluida. Una membrana actúa como una barrera semipermeable. El CO2 pasa a través de esta barrera con más facilidad que otros gases. En general, la velocidad a la cual un gas particular, se moverá a través de la membrana puede ser determinada por el tamaño de la molécula, la concentración de gas, la diferencia de presión a través de la membrana y la afinidad del gas para el material de la membrana. La Figura 2.7 ilustra claramente el proceso de captura con membranas. Dentro de las desventajas que presentan las membranas es un mayor requerimiento de energía comparado con la absorción química (Herzog et al., 1991 y Feron, 1994), además de que el porcentaje máximo de CO2 removido es menor. En general las membranas no tienen una elevada capacidad de separación, por este motivo se necesitan varias etapas o la recirculación de los gases para la adecuada separación de los gases, aumentando la complejidad del sistema, el consumo de Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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energía y los costos. Esto indica principalmente que el sistema no está muy desarrollado y las membranas más eficientes aún no se han encontrado, pero como sistema es prometedor. La opción de la membrana que actualmente reciben la mayor atención es una membrana híbrida - absorbente (o solvente) del sistema. Mientras que el equipo es más pequeño, la membrana de separación de gas requiere una mayor diferencia de presión para la separación. La utilización de membranas se ve afectada por el alto costo de compresión necesario para obtener una alta presión en la alimentación del proceso además de que los contaminantes también influyen negativamente.

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Figura 2.7 Esquema básico del sistema de membrana

Fuente: (www.co2crc.com).

2.3.3. Adsorción a cambio de presión (PSA) Es el sistema de elección para la purificación del “gas de síntesis”, donde se requiere hidrógeno de alta pureza. Los adsorbentes son sólidos, regularmente minerales llamados zeolitas, que pueden capturar el CO 2 en su superficie, el procesos es un proceso cíclico en el cual mediante un cambio de presión o de temperatura se libera el CO2. 2.3.4. Absorción química En este tipo de procesos compuestos químicos son utilizados para eliminar el CO2 del “gas de síntesis” a presiones parciales por debajo de 1,5 MPa (Astarita et al., 1983) y son similares a los utilizados en la captura de post-combustión. En los procesos industriales modernos es ampliamente utilizada la metildietanolamina amina terciaria (MDEA), su preferencia se debe a las ventajas que presenta frente a otros disolventes químicos. Es la tecnología para remover CO 2 más comúnmente utilizada en la actualidad. 2.3.5. Separación con membranas La principal ventaja de estos procesos es la mayor concentración de CO 2 en los gases y la baja cantidad de impurezas. Es una tecnología muy unida con la producción de hidrógeno por lo que podría ser interesante si la economía del hidrógeno se consolidara

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Tabla 2.1 Ventajas y desventajas de cada tecnología de captura Tipo de Captura de CO2 Ventajas  Presiones y concentraciones más altas de CO2.  Se tiene baja concentración de SOx y NOx.  Es posible utilizar un amplio rango de combustibles fósiles. Pre-combustión  Debido a la alta concentración y presión de CO2 los equipos de separación son mucho más pequeños que los de postcombustión.

Desventajas

 Las fases iniciales de conversión del combustible son más complejas y más costosas.  Los procedimientos de precombustión son mucho más costosos y complejos que en el proceso de post- combustión.

 El H2 como subproducto está libre de impurezas y puede ser empleado como combustible.

Absorción combustión)

química (pos-

 La mayor ventaja es que muchas de las tecnologías son comerciales con resultados óptimos.  Se puede aplicar a la mayoría de las plantas generadoras de electricidad.  Requiere modificaciones existentes.

de

menores centrales

 Alto consumo energético, debido a que se tienen que regenerar el absorbente. requiere unos gases de combustión muy limpios de impurezas, tales como: SOx, NOx, es por ello necesario equipo de desulfuración. Mayor volumen de gases a tratar; por lo que se requiere equipos de gran tamaño. Requiere de una unidad de separación de aire cual costos se elevan.

reducir el

 Generación de una corriente rica los en CO2 con rangos entre 90-95%.  Generación pobre de NO x.  Es necesario  Proporciona un volumen bajo de tener Oxi-combustión gases con lo cual se logra investigaciones avanzadas en aspectos tanto tamaño de todo el proceso. de mantenimiento como

operativos.  Altos Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

costos

de

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2.3.6. Costos de la captura de CO2. La tecnología de captura de CO2 utilizada afecta el costo de la tonelada de CO2 capturada, así como la madurez que tenga la tecnología seleccionada. La Literatura ha tomado el costo del CO2 evitado también como un valor de referencia en algunos estudios. El costo del CO2 evitado, refleja el costo medio de reducir en una unidad de masa las emisiones de CO2 a la atmósfera produciendo la misma cantidad de energía que una central de referencia sin captura de CO2. El costo del CO2 evitado puede ser calculado a través de la siguiente fórmula (IPCC, 2005):

………………..2.4 Donde COE: es el costo de la electricidad (CO2/kWh): es la emisión másica de CO2 en toneladas emitidas por kWh generado con base a la captación neta de la planta. Figura 2.8 Diferencia entre el CO2 evitado y capturado

Fuente: (IPCC, 2005) Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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Una manera más fácil de poder entender el concepto anterior es por medio de la Figura 2.12, la cual ilustra el término de CO2 evitado. El aumento de la producción de CO2 resultado de la pérdida de la eficiencia general de las centrales eléctricas debido a la energía adicional necesaria para la captación da lugar a una cantidad superior de “CO2 producido por unidad” (barra inferior) en relación con la planta de referencia (barra superior) sin captación. Con ayuda de las Figuras 2.12 y 2.13 es posibles definir los términos de CO 2 evitado y CO2 capturado, los cuales se expresan de la siguiente manera:

Figura 2.9 Costos del CO2 evitado y capturado en términos del costo de la electricidad

Fuente: (IPCC, 2005)

Dentro de la literatura existe una gran variedad de trabajos los cuales hablan sobre el costo de la captura de CO2, muchos de los costos puestos en la literatura son Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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solo estimaciones. Debido a la gran incertidumbre que existe con respecto a los costos de la captura de CO2 será recomendable manejar rangos de dichos costos. En la siguiente sección se colocarán algunos datos encontrados sobre los costos de la captura de CO2. Cabe mencionar que los costos de la captura son los que más impactan los costos totales de la tecnología de CAC, tanto los costos del transporte como del almacenamiento son mucho menores con respecto a los costos de la captura. La Tabla 2.14 muestra los costos de captura de CO2 para las diferentes tecnologías de captura.

Figura 2.14 Costo de captura de CO2 según la tecnología empleada

Fuente: según la tecnología (Aparicio, 2007). Muestra una recolección de datos obtenidos de diferentes fuentes para las tres diferentes tecnologías de captura: Costó de la Captura $/co2 Tabla 2.15 Comparativa de los precios de captura para las distintas tecnologías de captura

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ZEP, 2006

IPCC, 2005

AIE GEI, 2003

Post-combustión

22.4

40 - 65

55 – 60

Pre-combustión

21.1

13 - 38

23 - 33

Oxi-combustión

17.6

35

57 - 66

2.3.7. Almacenamiento Geológico El almacenamiento geológico corresponde al confinamiento del CO 2 en una formación geológica idónea, cuya estructura favorece a la acumulación de forma estable y segura. Posteriormente del proceso de captura del CO2 y de su etapa de trasporte, es necesario el almacenarlo, para lo cual existen tres tipos de formaciones geológicas las cuales se pueden utilizar para almacenar el CO 2, estas son: yacimientos de hidrocarburos, formaciones salinas y capas de carbón (Figura 2.18). Para cualquier caso, el almacenamiento geológico de CO 2 se considera mediante su inyección en forma condensada en una formación rocosa subterránea. El almacenamiento geológico es una solución prometedora para reducir las emisiones atmosféricas globales, igual que el almacenamiento oceánico, pero con la ventaja de que el almacenamiento geológico ya sea en yacimientos de hidrocarburo o en capas de carbón tiene un beneficio económico, a través de una producción adicional. La inyección de CO2 en formaciones geológicas profundas utiliza tecnologías que se han desarrollado y aplicado por la industria petrolera. El almacenamiento geológico es una práctica muy bien asimilada, esto queda claramente demostrado en los proyectos que se han puesto en marcha, un ejemplo de esto es el proyecto de Sleipner en el Mar del Norte donde cada año se inyecta cerca de 1Mt de CO 2 desde 1996 o el proyecto de Weyburn en Canadá, donde actualmente se inyecta 2.1 Mt de CO2 al año para EOR. El almacenamiento de CO2 en capas de carbón, en conjunción con la producción mejorada de metano de capas de carbón (ECBM), es potencialmente atractiva debido a la perspectiva de una mayor producción de metano, el combustible fósil más limpio, aunque esta opción se encuentra en fase de demostración. Esta Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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tecnología, sin embargo no está bien desarrollada y un mejor entendimiento en el proceso de inyección y almacenamiento en capas de carbón es necesario. El almacenamiento de dióxido de carbón en yacimientos agotados de aceite y gas es muy prometedor en algunas áreas, debido a que estas estructuras son bien conocidas y a que la mayor parte de la infraestructura está ya en el lugar. Sin embargo, relativamente pocos yacimientos de hidrocarburo están actualmente agotados o cerca de agotarse. En las formaciones salinas profundas se ha pensado que tienen una gran capacidad de almacenamiento de CO 2 y son mucho más amplias que las otras opciones. Hoy en día existe una gran incertidumbre sobre la capacidad global de almacenamiento de CO2 en el subsuelo, esta incertidumbre es muy grande en las capas de carbón las estimaciones de almacenamiento van desde tan poco como Gt de CO2 de hasta 200 Gt de CO2. Mientras que las formaciones salinas profundas es muy probable que tengan una capacidad de almacenamiento de 1000 Gt de CO2. Con respecto a los yacimientos de hidrocarburo la capacidad de almacenamiento es de 675 a 900 Gt de CO2, estimación que se Cree que sea muy posible pues son sitios que tienen una gran cantidad de estudios con lo cual se puede determinar esta capacidad. El costo de almacenamiento geológico de CO 2 está en función de factores tales como la profundidad, el número de pozos necesarios para la inyección, de la ubicación del proyecto, es decir, si el proyecto se llevara a cabo en tierra o en el mar. Con todo esto un proyecto de almacenamiento tiene un costo relativamente bajo que va de 0.6 a 8.3 dólares por tonelada de CO2 almacenada. Figura 2.16 Resumen de los métodos de almacenamiento geológico de CO2

Fuente: (IPCC, 2005). El almacenamiento geológico de CO2 antropogénico como una opción de mitigación de gases de efecto invernadero se propuso por primera vez en los setenta, pero fue hasta el año de 1996 cuando Statoil inicio un proyecto de almacenamiento a gran escala en el campo de gas Sleipner en el mar del Norte. Conforme han pasado los años tanto las compañías petroleras como los países se han interesado más en el tema, debido al éxito que han tenido algunos proyectos y a que las tecnologías han Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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comenzado a dejar la etapa de demostración para consolidarse en la etapa comercial, y más recientemente se han involucrado tanto compañías mineras como compañías generadoras de electricidad. El almacenamiento geológico es posible tanto en tierra como costa afuera. Los principios involucrados en tales actividades están bien establecidos y es necesario que existan normas que regulen tales actividades en los países en los cuales se realice el almacenamiento geológico. Será sumamente importante el tener un estudio geológico en algunos casos detallado para poder seleccionar los sitios adecuados pues no todas las cuencas sedimentarias son adecuadas para el almacenamiento de CO2, debido a que no cumplen con las características para poder almacenar el CO 2 de forma segura, pues se requiere de una roca que actué como un sello para poder impedir la fuga del CO2, cierta profundidad de la roca que vaya a almacenar el CO2. Un proyecto de almacenamiento geológico a igual que cualquier proyecto de ingeniería debe ser económicamente viable, técnicamente factible, seguros tanto ecológicamente como socialmente, es por ello importante saber con seguridad por cuanto tiempo el CO2 será almacenado. Dentro de este capítulo se analizarán los aspectos más importantes del almacenamiento geológico, las consideraciones que se deben de tomar para elegir un sitio de almacenamiento. Dentro del almacenamiento geológico existe la opción de inyectarlo en yacimiento de hidrocarburo bajo la modalidad EOR, este solo será mencionado en el capítulo presente. En el capítulo posterior se analizara de una forma más profunda todo lo referente al CO2 EOR.

2.3.8. Mecanismos de almacenamiento de CO2 en formaciones geológicas. Cabe recordar que en el subsuelo no existe ningún espacio vacío, es decir, los poros al momento de su formación fueron llenados con algún fluido en su mayoría agua y en algunos casos aceite o gas. Es por ello que al inyectar CO 2 en el espacio poroso de una formación permeable, lo que puede pasar es que el CO2 desplace a los fluidos in situ, que se disuelva en los fluidos, que reaccione con los minerales o que exista una combinación de estos procesos. La efectividad del almacenamiento geológico depende de una combinación de mecanismos de retención físicos y geoquímicos. Existen diversos mecanismos por los cuales el CO2 puede ser retenido en el subsuelo, en algunos casos se llega a presentar la combinación de estos. Los mecanismos por los cuales el CO2 puede ser atrapado son, Figura 2.19: Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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    

Atrapamiento estratigráfico/estructural Atrapamiento residual Atrapamiento por solubilidad Atrapamiento mineral Atrapamiento por Adsorción

Figura 2.17 Mecanismos de captura de CO2

Fuente: (IPCC, 2005).

2.3.9. Atrapamiento físico: estratigráfico y estructural. El atrapamiento estructural se presenta cuando debido a que la densidad del CO2 es menor que la del agua, éste comienza a ascender. Este movimiento se detiene cuando el CO2 encuentra una capa de roca impermeable, también llamada roca sello. Normalmente está compuesta por arcilla o sal y actúa como una trampa, evitando que el CO2 ascienda más allá permitiendo su acumulación justo debajo de una trampa estructural o estratigráfica. Existen numerosas variaciones de trampas estructurales y estratigráficas, además de una combinación de ambas (trampas mixtas), que pueden aportar trampas para el almacenamiento geológico de CO2 (Figura 2.20). Las trampas estratigráficas son formadas por cambios en las rocas causados por el cambio súbito de sedimento, estos tipos de trampas son lugares adecuados para el almacenamiento de CO2. Figura 2.13. Ejemplo de trampas geológicas

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Fuente:www. co2geonet.eu En la Figura 2.21 se muestra el comportamiento que tiene el CO 2 cuando es inyectado en una formación geológica, dicho comportamiento se debe a la diferencia de densidades que existe con respecto al agua. Figura 2.14 El CO2 que es más ligero que el agua, tiende a ascender hasta quedar atrapado por las capas de roca impermeables

Fuente: (www. co2geonet.eu) 2.3.10. Atrapamiento hidrodinámico. El atrapamiento hidrodinámico puede ocurrir en formaciones salinas que no tienen una trampa cerrada y en la cual el CO2 es atrapado por el flujo hidrogeológico natural en acuíferos salinos, los acuíferos salinos generalmente tienen velocidades de flujo muy pequeñas, del orden de decenas de centímetros por año, lo que implica tiempos de residencia de millones de años. Cuando el CO 2 es inyectado en la formación, este desplaza agua salina y luego migra hacia arriba, debido a la menor densidad que el Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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agua. Cuando se alcanza la parte superior de la formación, este continua migrando como una fase separada hasta que se queda atrapado como la saturación de CO2 residual o en alguna trampa estructural o estratigráfica local dentro de la formación sello. En grandes períodos, cantidades significantes de CO2 se disuelven en el agua de formación y luego migran con el agua subterránea. Cuando la distancia desde el sitio de inyección profunda al final de la formación que cubre impermeablemente se encuentra a cientos de kilómetros, la escala de tiempo para que el líquido alcance la superficie de la cuenca puede ser de millones de años (Bachu et al., 1994). 2.3.11. Atrapamiento residual El atrapamiento residual se presenta cuando el CO2 queda inmovilizado en los poros de la roca por la actuación de las fuerzas capilares. Este mecanismo se produce con posterioridad al término de la inyección de CO 2 y se puede inmovilizar grandes cantidades de CO2 (20-25%). Este proceso sucede principalmente durante la migración del CO2. Figura 2.15 Atrapamiento residual de CO2

Fuente: (Kali y Poole, 2008). 2.3.12. Atrapamiento por solubilidad Al igual que el azúcar se disuelve en el té, el CO2 se disuelve en otros fluidos en estado gaseoso o supercrítico. El atrapamiento por solubilidad se presenta cuando el CO2 se disuelve en el agua de formación. La solubilidad del CO 2 aumenta con la presión y disminuye al aumentar la temperatura y la salinidad del agua. El CO2 puede mezclarse y después disolverse en el agua mediante procesos de difusión, dispersión y convección. Una consecuencia de la disolución es que el agua con CO2 disuelto es más pesada que el agua sin él, y tiende a moverse hacia abajo, Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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al fondo de la roca almacén. La cantidad de CO2 que puede disolverse está limitada por una concentración máxima. La disolución del CO2 en el agua aumentara cuanto mayor sea la superficie de contacto entre ambas. Sin embargo, debido al movimiento hacia arriba del CO2 inyectado y hacia abajo del agua con CO2 disuelto, hay una continua renovación del contacto entre la salmuera y el CO 2, incrementando así la cantidad que puede disolverse El atrapamiento por solubilidad será el mecanismo dominante en cualquier tipo de formación a escalas de tiempo suficientemente extensas (cientos, miles de años).

2.3.13. Atrapamiento Mineral (Mineralización) Consiste en el confinamiento de CO2 mediante reacción química y formación de minerales en los espacios intergranulares como se muestra en la Figura 2.23. El atrapamiento mineral se produce a partir de la precipitación de nuevos minerales carbonatados tras la reacción química del CO2 inyectado, el atrapamiento mineral es la forma más permanente de almacenamiento geológico (Gunter et al., 1993). El atrapamiento mineral dependerá en gran medida de la mineralogía de la roca almacén, la composición química del agua y de las condiciones de presión y temperatura existentes. Estos son los mecanismos por los cuales el CO 2 es retenido en el subsuelo, algunos autores suelen englobar a los últimos tres en uno solo llamándolo atrapamiento geoquímico, pero esto es solo cuestión de nomenclaturas. Figura 2.16 El CO2 denso migrando hacia arriba (burbujas azul claro) disolviéndose y reaccionando con los granos de la roca, lo cual lleva a la precipitación de minerales carbonatados en los bordes de los granos (color blanco)

Fuente: (www. co2geonet.eu). 2.3.14. Capacidad de almacenamiento Una de las grandes interrogantes dentro del almacenamiento geológico es que tanto Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

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CO2 puede ser almacenado en el subsuelo de una forma segura. Una estimación simple se basa en el almacenamiento volumétrico donde se determina que la capacidad de almacenamiento es producto del volumen disponible y la densidad del CO2 a las condiciones de presión y temperatura del lugar. Cabe mencionar que dicho cálculo es una simple aproximación la cual solo busca darnos la idea de la capacidad de almacenamiento. La falta de datos es uno de los grandes obstáculos para poder llevar a cabo la estimación de la capacidad de almacenamiento. Uno de los principales motivos por los cuales se han cometido errores en la estimación de la capacidad de almacenamiento es pensar que sólo se presenta un mecanismo de captura cuando en realidad por lo regular actúa más de uno. La tabla 2.6 muestra los cálculos de la capacidad de almacenamiento que se tienen para diferentes opciones. En dicha estimación se incluyeron opciones de almacenamiento no factibles económicamente.

Tabla 2.3 Comparativa de la capacidad de almacenamiento para distintas opciones de Almacenamiento geológico Tipo de depósito

Límite inferior (Gt CO2) Límite superior (Gt CO2)

Yacimientos de hidrocarburos

675

900

Capas de carbon

3-15

200

Formaciones Salinas

1000

~10 000

Fuente:(IPCC,

Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

2005)

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Capítulo 3 METODOLOGÍA Y HERRAMIENTAS 3.1. METODOLOGÍA. La metodología de investigación será del tipo no experimental debido a que se aplicará una tecnología ya existente y que puede aplicarse a otro hecho real en este caso a nuestro proyecto el cual es "Optimización de la producción de petróleo, mediante la aplicación del sistema de levantamiento artificial Bombeo hidráulico tipo jet "Bomba Jet Convencional" por su baja producción en el pozo Patujusal -8ST, arena productora Petacas para evitar la declinación del mismo. Sera de tipo explicativa ya que se utilizara para la exposición teórica y práctica del trabajo de investigación exponiendo los principales aspectos de cada tema, mediante esta se podrá manipular todo el estudio.

3.2. HERRAMIENTAS. 3.2.1. Fuentes Primarias Una fuente primaria no es por defecto más precisa o fiable que una fuente secundaria, provee un testimonio o evidencia directa sobre el tema de investigación. Son escritas durante el tiempo que está estudiando o por la persona directamente envuelta en el evento, ofrece un punto de vista desde dentro del evento en particular o periodo del tiempo que está estudiando. Para la elaboración del presente perfil de proyecto de grado se usaron las siguientes herramientas metodológicas: Cuestionarios Abiertos, realizados a profesionales con conocimiento de la Problemática. Se realizó un formulario con preguntas cerradas a identificar problemas relacionados con técnicas De producción de pozos, la conveniencia de esta aplicación, los problemas adversos que pueda Ocasionar este tipo de levantamiento artificial.

3.2.2. Fuentes Secundarias Interpreta y analizan fuentes primarias, las fuentes secundarias son textos basados en fuentes primarias, implican generalización análisis, síntesis, interpretación o evaluación. 3.2.3. Instituciones Petroleras. Entidades que aportaron con el desarrollo de la investigación como la CN1H "Centro Nacional de Información Hidrocarburifera.

3.2.4. Fuentes Documentales Aportación científica de libros manuales, reglamentos, documentos provistos por YPFB Chaco S.A.

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Capítulo 4. MARCO PRACTICO 4.1. CONDICIONES DEL FLUIDO DEL POZO La obtención de datos acerca del Pozo Patujusal-8ST, fue gracias a la CNIH (Centro Nacional de Información Hidrocarburifera), en Santa Cruz, el cual se pudo recopilar lo siguientes datos para esta actividad: Tabla N° 4.1. Condiciones del Fluido del Pozo Pozo Patujusal Datos de producción VARIABLE VALOR Gravedad Específica del Gas 0.7 Factor de Desviación del 0.982 Gas Gravedad API del Petróleo 35 Salinidad del Agua Viscosidad del fluido del

UNIDADES — — .API

13000

Ppm

1.19

0.7640 yacimiento Densidad del fluido de Elaboración yacimiento Propia: Recuperado de CNIH Hidrocarburifera)

Cpa 21001 pcm y 159 T gr/cm (Centro

Nacional

de

información

4.1.1. Datos Básicos del Reservorio y Producción del Pozo Patujusal- 8ST Datos Básicos del Reservorio y Producción del Pozo Patujusal- 8ST POZO PATUJUSAL – 8ST DATOS DEL RESERVORIO Y PRODUCCIÓN VARIABLE Corte de Agua

VALOR 22.6

Presión Fluyente en el Cabezal Presión de Fondo Fluyente Relación Gas Petróleo (GOR) Presión en el Punto de Burbuja Temperatura

del

Reservorio Presión del Reservorio Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería de Gas Y Petróleo

310

UNIDADES % Psig

1740

Psig

302

Scí7STB

900

Psig

159

°F

2100

Psig

40

Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

Permeabilidad

1131

del

Reservorio Espesor del Reservorio

rnd

60

M

Sulfuro de Hidrogeno (H2S)

0.00

% Mol

Dióxido de Carbono (C02) Nitrógeno Molecular (N2)

0.13 0.23

% Mol % Mol

IMPUREZAS

4.1.2. Analisis PVT “Composicion del fluido produsido del pozo” Del resultado del análisis PVT obtenidos por la CNIH se determinó que se trata de un aceite ligero de 35 °API. La temperatura del reservorio es de 159 F. y la presión del reservorio es de 2100 psig. Las muestras de Gas y líquido del Separador fueron tomados en el laboratorio de Maracaibo y la composición de los hidrocarburos del gas separador midió hasta undecanos más (C11+), mediante técnicas rutinarias de cromatografía. COMPOSICIÓN DEL FLUIDO PRODUCIDO DEL POZÓ Gas por la o

Componentes

combinado H2S %molC02 % peso N2 Cl C2 C3 Iso- C4 n-C4 Iso-C5 n-C5 C6 C7 C8 C9 CIO C11 C12 C13 C14 C15

Liquido por la técnica

técnica flash . 0.00 0.31 -mol 0.56 91.91 4.65 0.31 0.85 0.23 0.49 0.06 0.29 0.19 0.11 0.03 0.01 — — ... — —

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Fluido del yacimiento

Flash

0.00 0 0.01 % peso 0 0.01 0 1.94 0.13 0.46 0.06 0.08 0.01 0.53 ' 0.12 0.19 0.04 1.50 0.43 0.32 0.09 3.63 1.22 6.59 2.54 6.18 2.66 4.21 2.05 5.53 2.95 5.77 3.41 4.97 3.21 5.13 3.61 4.94 ^3.77 5.19 4,29

Fluido 0.00 0.13 0.23 37.44 2.11 0.17 0.66 0.21 1.10 0.22 2.3 í 4.06 3.79 2.56 335 3.49 3.01 3.0 2.99 3,14

%mol 0.00 0.04 0.04 ,3.80 0.40 0.05 0.24 0.08 0.50 0.10 1.23 2.47 2.57 1.96 2.84 3.25 3.07 3.45 3.60 4.10 41

Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

C16 C17 C18 CI9 C20 Total

— — — — 100.00

3.95 4.88 3.02 2,91 28.06 100.00

3.52 4.65 3.04 3.07 55.10 100.00

239 2.95 1.83 1.76 16.99 100.00

336 4.43 2.91 2.93 52.58 100.00

Fuente: Elaboración propia: Recuperado de CNIH (Centro Nacional de Información Hidrocarburifera. Historia de producción. En la "Figura", se muestra que el pozo Patujusal 8-ST, inicio su producción en marzo de 1995 aportando con 4098,0 de aceite y 1653.0 Mscf. de gas. En el periodo del año 2000 se observa una declinación fuerte y constante de la producción, es por esta razón que desde noviembre del 2003, el campo cuenta con recuperación secundaria con el sistema de inyección de agua. Se inició como un proyecto piloto con un solo pozo inyector PJS-6H y como resultado del cambio de pendiente de la declinación de la producción, se adiciona más pozos inyectores de agua (PJS-3D y PJS-10D), ampliando el área de influencia de la inyección. En febrero de 2013 vuelve a caerla producción, por esta razón y algunos parámetros favorables mediante este método se dio la pauta para la selección del sistema artificial. Historia de Producción de Petróleo y Gas

Fuente: Elaboración Propia: Recuperado de Boletín de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos-CHACO S.A.; 2014.

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4.2. PARAMETROS EVALUADOS EN EL POZO PATUJUSAL-8ST. Debido a la declinación de producción del pozo Patujusal 8-ST, se ve la necesidad de operar el pozo con un sistema artificial de producción, el cual proporcionara energía suficiente al mismo para mantener e incrementar su producción. Tabla N° 4.2. Parámetros Evaluados en el Pozo Patujusal- 8ST. Pozo Bm Patujusal 8st

Parámetros evaluados

Pcp

Gas lift

Bes

4878 Aplica

4500 Aplica

4572 Aplica

4572 Aplica

6000 Aplica 550 Aplica

4500 Aplica 250 Aplica

50000 Aplica 150 Aplica

60000 Aplica 400 Aplica

34.7

>8 Aplica

>40 Aplica

>15 Aplica

>10 Aplica

89.6

Evaluar

Aplica

Aplica

Evaluar

Evaluar

Evaluar

Evaluar

Evaluar

Aplica

Evaluar

Aplica

Evaluar

Aplica

Aplica

Evaluar

Aplica

Media

Baja

Aita

Profundidad 1369m

Operativa Máxima

Volumen Operativo :64.93 0; (bpd) Temperatura

159

Operativa máx. (°F) Gravedad del Fluido °API Manejo de Gas Mscf por día Manejo de Solidos

NO

Desviación

2.25º

Agua%

13000 PPM

GOR Costo

No

302 STB. de

Aplica Evaluar

No Aplica SCG Evaluar Baja

Instalación

Fuente: Elaboración propia – En base a Datos Obtenidos de Weatherfords.

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

La selección del Sistema Artificial de Producción más adecuado, se realizó en tres etapas. Primeramente se realizó una matriz para evaluar cualitativamente los parámetros de operación del pozo y del yacimiento y así seleccionar el o los sistemas artificiales que pudiera aplicar. El resultado de esa evaluación se muestra en la. Antes de poder realizar alguna operación de almacenamiento geológico de CO2 es necesario llevar a cabo un proceso de captura, de tal forma, que se pueda disponer de este con la mayor pureza posible, para su posterior inyección en el subsuelo. La procedencia del CO2 emitido a la atmósfera es muy diversa, aunque la mayor parte de las emisiones provienen de tres sectores: generación eléctrica, transporte e industria. Como las emisiones debidas al transporte son muy dispersas, se descartan por su viabilidad para realizar operaciones de captura y almacenamiento, por lo que las investigaciones se centran en la industria y el sector eléctrico. La investigación sobre los métodos de captura, son los de pre-combustión y post combustión, ambos métodos se representan esquemáticamente en los siguientes diagramas, Los otros dos métodos de captura, por el contrario, tienen que ver con 11 la forma de realización de este procedimiento. El primero de ellos implica que en lugar de utilizar aire para la combustión se utilice oxígeno puro, produciendo, en este caso, una corriente de CO2 concentrada que posteriormente debe tratarse para eliminar las impurezas. Este mecanismo se conoce como oxicombustión y se encuentra en la actualidad en etapa de desarrollo piloto. La combustión de oxígeno-gas está en la fase de demostración y utiliza oxígeno de un alto grado de pureza. Ello da lugar a altas concentraciones de CO2 en el flujo de gas y, por tanto, facilita la separación del CO2, así como a mayores necesidades energéticas para separar el oxígeno del aire. El cuarto y último de los métodos, actualmente en desarrollo, es genéricamente conocido como de procesos químicos. En general, el método consiste en combinar de forma fisicoquímica o químicamente el dióxido de carbono con un compuesto químico, como por ejemplo, las aminas, mediante un proceso de absorción para posteriormente desorberlo mediante la aplicación de temperatura

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

4.3. VENTANA PRINCIPAL DE PROSPER Mediante la recolección de información visto anteriormente se hará el cálculo del IPR mediante el software PROSPER versión 11.5. Para el cálculo del IPR, primeramente entrarnos al software PROSPER el cual se observa en la "Figura N° 3.3.". Figura N° 3.3. Ventana Principal del PROSPER

Fuente: Petroleum Experts: PROSPER versión 11.5.; System Analysis Program (2010). Luego se entra a la primera ventana en "Options Summary", y se ingresan los datos como se ve a continuación: Tabla N" 3.5. Resumen de Opciones RESUMEN DE OPCIONES DESCRIPCION DEL FLUIDO

OPCION ELEGIDA

OBSERVACIONES

Fluido Método

Oil and Water --Crudo Negro Se eligió el método "Black Oil, ya que el Método PVT (Black Oil) necesita datos más precisos y proporcionados por laboratorios, además este método ha sido desarrollado para sistemas de agua/gas /crudo, y también llega a ser preciso como el método PVT. Fuente: Elaboración propia Tabla Nº 3.5 Resumen de Opciones (continuacion) Descripción Opción elegida de fluido Separador

Separador Simple

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Observaciones —

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Emulsiones

—

No

Hidratos

Deshabilitar Advertencia

El pozo no presenta problemas acerca de Hidratos

Viscosidad dei Usar correlación --Agua por defecto Tipo de Viscosidad

Fluido Newtoniano

Pozo

El modelo de viscosidad es newtoniana ya que para fluidos no newtonianos se utilizan para crudos pesados y altas partículas de sólido y en nuestro pozo no es el caso.

Opción Elegida

Tipo de Flujo

Flujo por la tubería de producción (Tubing) Productor

Tipo de Pozo

Observaciones ---

---

Levantamient Opción Elegida o artificial Método Ninguno Resumen de Opciones

Observaciones ---

Tipos de Cálculos

Opción Elegida

Predecir

Presión y Temperatura (sobre tierra)

Modelo

Aproximación Rigurosa

Rango

Sistema Completo

Salida

Mostrar datos calculados

Complementación del Pozo

Opción Elegida

Tipo

Hoyo Abierto

Control de Arenas

Con Empaque de Grava

Fuente: Elaboración propia

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

Tabla Nº 3.5. Resumen de Opciones (continuacion) Resumen de Opciones Datos PVT Tipos de Cálculos Entrada de Datos Reservorio

Opción Valor Elegida Opción Elegida

Tipo de entrada Gas Coning

Unidad

Pozo Simple No

En la anterior tabla se observa los datos que se coloca en el PROSPER y luego se presiona en "Done", para llegar a confirmar los datos colocados en el software como vemos a continuación: Figura N° 3.4. Llenado de Datos en el PROSPER

Fuente: Elaboración propia Una vez llenado la primera ventana pasamos a la siguiente ''Datos PVT", el cual se ingresó los datos solicitados por el software como se ve a continuación.

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

Solución GOR

302

ScfSTB

Gravedad del Petróleo

35

API

0.7

—

13000

ppm

Gravedad Relativa del Gas. Salinidad del Agua Impurezas

Valor

Unidad

Porcentaje de Moles de H2S

0.00

%

Porcentaje de Moles de C02

o:43

%

Porcentaje de Moles de N2

0.23

%

Correlaciones Opción Elegida Observaciones Pb, Rs, Bo

Vazques -Beggs Esta correlación llega a ser la más precisa para predecir la presión del punto de burbuja. La presión de punto de burbuja y el factor volumétrico de formación se estiman según la gravedad

API, la Relación Gas-Petróleo y la Temperatura.

Esta correlación muestra una concordancia de -0.7% al aplicarse al conjunto de datos originales comparado con 3.8% del método Lasater y 4.8% del método Standing.

Fuente: Elaboración propia Tabla N* 3.6. Datos PVT Los datos llenados se obtuvieron de la CNIH, mencionados en el punto "3JJ. Actividad NT'' en el cual hace mención a la mayoría de los datos usados para este software y para los cálculos de los mismos. A continuación se observa estos datos llenados en el PROSPER en.el cual, luego en la misma ventana vamos a "Tablas" y ahí llenamos la Temperatura del Reservorio y él Pimío de burbuja y seleccionamos ''Generar"

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata __________________________________________________________________________________________________________

Una vez colocado "Generar", nos lleva a otra ventana el cual colocamos los datos que se requieran como las temperaturas y presiones del reservorio y los intervalos que se quiera mostrar como se ve a continuación:

Figura N" 3.6. Llenado de Datos de acuerdo a los datos que tiene el Pozo Patujusal-SST.

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Título: Recuperación Terciaria con Dióxido de Carbono (CO2) Autor: Mayra Plata _________________________________________________________________________________________________________

Se hace click en "generar" y se liega a calcular con esto distintos valores; densidad del oil y el gas, viscosidades, Punto de burbuja, viscosidades, etc., a distintas presiones y temperaturas que se verá las gráficas en "ANEXOS 9". Por último se entra a la tercera ventana el cual es el del EPR. Se introducen datos que nos ayuden a construir nuestras curvas de IPR en la tercera ventana el cual pide ciertos requerimientos como por ejemplo el método a utilizar para la construcción de la curva, corte de agua y relación gas/petróleo son algunos los parámetros que se llegan a introducir en esta ventana. Tabla N° 3.7. Inflow Performance Relatíon (IPR) Inflow Performance Relación (IPR) Selección de Modelos y Valor Distintas Variables del Reservorio Presión de Reservorio 2100 Temperatura del Reservorio

Unidad

psig

159

°F

Corte de Agua

22.6

%

Total GOR

302

Scí7STB

Fuente: Elaboración propia Tabla N° 3.8. Inflow Performance Relatíon (IPR) "Modelo de Reservorio" Selección de Modelos y Opcion Elegida Distintas Variables del Reservorio Modelo del Reservorio Vogel

Observaciones

Se lo utiliza para yacimientos sobresaturados y cuando la presión de fondo fluyente es mayor a la presión del punto de burbuja.

Fuente: Elaboración propia Una vez llenado los datos como se muestra en la siguiente figura hacemos click en "INPUT DATA" y colocamos la tasa de producción del pozo actualmente y su presión de fondo fluyente, luego nos vamos a la opción para el llenado de los datos acerca del empaque de grava, para posteriormente validar y obtener nuestra curva TPR y el caudal máximo (AOF) el cual puede producir el pozo.

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Título: Autor: __________________________________________________________________________________________________________

Figura N" 3.7. Llenado de Datos de acuerdo a los datos que tiease el Peso Patujusal-8ST.

Fuente: Elaboración propia Luego se llenó a una tasa de producción que actualmente está produciendo que es de 64.93 stb/día a una presión de 1740 psig. Figura Nº 3.8. Llenado de Datos de acuerdo a los datos que tiene el Pozo Patujusal-SST.

Fuente: Elaboración propia Luego validamos y hacemos click en calcular y lo que nos da es lo siguiente: Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería en gas y petróleo

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Título: Autor: __________________________________________________________________________________________________________

Fuente: Elaboración propia Se puede observar que este pozo tiene un caudal máximo de 244.5 Stb/día, y fijándose en el IPR se dice que es un pozo de baja productividad.

4.4. COMPONENTES BASICOS SUBSUPERFICIALES. Los componentes básicos adecuados el cual se debe tener para el dimensionamiento de la recuperación terciaria de CO2

en la parte

subsuperficial.

4.4.1. Propuesta y análisis de la oferta Según las características de los equipos que se muestran en el acápite anterior, se realizó un proceso de búsqueda en el mercado internacional, encontrándose una propuesta de oferta de una firma Alemana ¨AAD Trading GmbH¨. La propuesta es de una planta totalmente automatizada, con equipamiento de fabricantes líderes a nivel mundial y tecnología de última generación Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería en gas y petróleo

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Título: Autor: __________________________________________________________________________________________________________

4.4.1.1.

Características de los equipos

Utilizado para abrir o cerrar la comunicación entre el espacio anular y el arreglo de producción, esta camisa es considerada de alta presión por el diámetro interno reducido es su diseño

4.4.1.2.

Lavador de agua

Para la purificación previa del gas de CO2 completo con empaquetadura especial de alto rendimiento incluye. Regulación del estado del pozo de achique y controlador del flujo. Consumo de agua limpia: 200 L/h aproximadamente Material: acero inoxidable

4.4.1.3.

Balón almacenador de gas

Capacidad: 20 m3 Sobre presión máxima: 20 mbar Dimensiones: diámetro: 2500 mm, largo: 5000 mm Peso: 120 kg, aproximadamente. Material: tejido sintético con capa a ambos lados de caucho sintético

4.4.1.4. Compresor de marcha seca (Fabricante. Mehrer Tipo TZW50-11-C o similar) Para la compresión libre de aceite de CO2, en dos etapas, forma constructiva compacta de enfriamiento por agua. Sistema de línea y de conducción del gas en ejecución de acero inoxidable, buje de cilindro y de émbolo con capa especial Flujo de masa c/u: 120 kg/h Presión de succión: 102 kPa Temperatura de succión: máxima 30 °C, normal. 20 °C Presión final: 1 800 kPa sobre presión Potencia de eje: 11 kW aproximadamente. Potencia del motor: 15 kW (1 800 r/min., 60 Hz) Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería en gas y petróleo

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Título: Autor: __________________________________________________________________________________________________________

Consumo agua refrigerante: 2 m3/h (Δ t = 100) La cantidad de aceite (mecanismo motriz del compresor de CO2) es de 6 L por llenado. El cambio de aceite se debe realizar cada 4 000 h de trabajo.

4.4.1.5.

Batería de secado de CO2

Régimen automático, compuesto por dos unidades de absorvedores conmutables con un elemento calefactor horizontal en el interior, incluyendo medio de adsorción (tamiz molecular) Cantidad de gas regenerado: 10 m³/h CO2 aproximadamente. Ciclo de regeneración: 8 h Potencia eléctrica instalación: 2,3 kW, aproximadamente. Consumo eléctrico: 1 kW (valor medio) Punto condensación de presión: < - 40 °C

4.4.1.6.

Batería de purificación de CO2

Dos unidades de régimen automático, compuesta por: adsorvedores conmutables con un elemento calefactor horizontal en el interior, incluyendo medio de adsorción (carbón activado especial) Cantidad de gas regenerado: 5 m³/h CO2 Ciclo de regeneración: 8 h Potencia eléctrica instalación: 2 kW Consumo eléctrico: 1 kW (valor medio).

4.4.1.7.

Batería de purificación de CO2

Dos unidades de régimen automático, compuesta por: adsorbedores conmutables con un elemento calefactor horizontal en el interior, incluyendo medio de adsorción (carbón activado especial) Cantidad de gas regenerado: 5 m³/h CO2 Ciclo de regeneración: 8 h Potencia eléctrica instalación: 2 kW Consumo eléctrico: 1 kW (valor medio). Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería en gas y petróleo

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Título: Autor: __________________________________________________________________________________________________________

4.4.1.8.

Tanque almacenador de CO2

Para guardar y almacenar el CO2 licuado, en forma constructiva horizontal, con dispositivos de llenado-extracción y de seguridad, así como dispositivo medidor de nivel Cantidad a almacenar: 15 000 kg Presión máxima: 2 200 kPa sobre presión Temperatura mínima de trabajo: - 50 °C Dimensiones (L x A x A): 8 000 · 2 000 · 2 500 (recipiente interior) Peso vacío: 6 000 kg Material: acero al carbono Aislamiento: 200 mm aislamiento de poliuretano con bloqueo de vapor. El tanque posee una forma constructiva especial el cual se suministra completo con TECNOLOGÍA QUÍMICA Vol. XXXII, No. 3, sept.-dic. 2012 aislamiento en contenedor abierto por arriba. El tanque se encuentra provisto de calefacción para el procedimiento de trasiego.

4.4.1.9.

Planta llenadora de botellones de CO2

Compuesta por una unidad bomba de llenado y una unidad plataforma de llenado, compuesta con báscula electrónica y válvulas para el llenado manual de botellones de acero. Capacidad: 250 kg CO2/h Potencia de acoplamiento: 2 kW Potencia del motor: 4 kW Presión final: 10 000 kPa sobre presión.

4.4.1.10.

Unidad agregado de bomba de CO2

Para el bombeo del CO2 de un tanque hacia el camión con tanque, completo con motor, acoplamiento y montado en un marco base, incluyendo filtro de succión,

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conexión de succión y de presión con contra brida y pizarra eléctrica, así como los accesorios de cierre requeridos. Datos técnicos:

Flujo volumétrico: 25,000 kg/h (aprox. 416 L/min) Presión máxima de bombeo: 2000 kPa sobre presión Potencia del motor: 7,5 kW (60 Hz, 440V) El equipamiento brindado en esta oferta está en correspondencia con los equipos y características identificados y relacionados en el acápite anterior, observándose que además de estos se añaden otros equipos como son: un tanque almacenador de CO2, una Planta llenadora de botellones de CO2 y una Unidad agregado de bomba de CO2, los cuales son importantes ya que garantizan el completamiento del proceso productivo.

4.4.1.11.

Ventajas de la planta propuesta:

- Permite aprovechar el CO2 generado en su totalidad. - Permite la licuefacción del CO2 para su comercialización - Es una planta totalmente automatizada. - La capacidad de compresión es superior a la anterior. - Posee la tecnología necesaria para el llenado de cilindros y pipas para la comercialización de CO2.

4.4.1.12.

Desventaja de la oferta propuesta:

La planta de CO2 viene diseñada para trabajar con el CO2 crudo a un 99 % de pureza. Para asegurar ese por ciento de pureza se necesita estabilidad en el proceso productivo.

4.5. Evaluación económica de la tecnología seleccionada 4.5.1. Estimación de la inversión o costo de capital del proyecto Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería en gas y petróleo

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Para realizar la estimación de la inversión o costo de capital del proyecto se tuvo en cuenta el algoritmo presentado anteriormente.

Los resultados fundamentales del proceso de estimación de la inversión son los siguientes: - Capital Fijo o Inversión Fija IF=196 849,75 CUP - Estimación del capital operativo IO =295 27,46 CUP - Capital total o inversión total IT =226 377,21 CUP.

4.5.2. Estimación del costo total de producción Para realizar la estimación del costo total de Producción se tuvieron en cuenta algunos parámetros que se relacionan a continuación, además del algoritmo presentado anteriormente: - La materia prima (CO2) es un sub producto de la planta. - Los trabajadores destinados al trabajo de esta planta existen y se les paga por la plantilla de la planta anterior. - Es una planta auxiliar del proceso de Elaboración de cervezas de la cervecería Santiago de Cuba "Hatuey" por lo que no es necesario un dirigente administrativo esta tarea la asume la dirección de servicios productivos. Los resultados fundamentales del proceso de estimación del costo de producción son los siguientes: - Costo de fabricación totales = 101 169,08 CUP/a - Depreciación = 19 684,98 CUP/a - Costos generales = 21 327,19 CUP/a - Costos totales de producción = 142 181, 24 CUP/a Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería en gas y petróleo

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Los resultados correspondientes a la inversión y al costo de producción se introducen en el programa computacional VAN-TIR y de él se obtiene un valor actual neto de 600,147 MCUP para una tasa de interés del 10 % y una tasa interna del rendimiento de 62 %. Estos resultados se relacionan de igual manera en la tabla 2 Tabla 2 Resultados obtenidos del VAN y el TIR correspondiente a la tecnología seleccionada

4.5.3. Análisis de los resultados Como se puede observar al hacer los cálculos en el programa VAN-TIR, la tecnología es factible para una de interés del 10 %, con la cual se comienzan a obtener ganancias entre el primer y segundo año de funcionamiento del proceso. Al finalizar la vida del proyecto se obtienen ganancias correspondientes a 600,14710 MCUP. Se obtiene una tasa interna del rendimiento del 62 %, lo que permite concluir que el proyecto no es susceptible a cambios en el proyecto a no ser que sean cambios drásticos. El tiempo de recuperación de la inversión es a los 1,6 años después de haber iniciado la inversión. 4.6. DATOS REQUERIDOS PARA EL CALCULO DE LA GEOMETRIA. Los datos que se requieren para el cálculo de la geometría de la recuperación terciaria de CO2 se lograron obtener con de la CNIH, el cual la mayor parte de Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería en gas y petróleo

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estos fue mencionado en el "Objetivo N°1", y a continuación se logra mencionar los que se necesita para un buen cálculo de la Geometría del mismo, repitiendo algunos datos de objetivo mencionado anteriormente. Los datos requeridos para el cálculo se mencionaran en la siguiente "Tabla 3.7" que se muestra a continuación. Tabla Nº 3.16. Datos Básicos del Reservorio Pozo Patujusal-8ST Datos Básicos del Reservorio Variable

Valor

Unidades

0.7

-----

Gravedad API del Petróleo

35

API

Gravedad Especifica del Agua(GEw)

13000

ppm

22.6

%

Gravedad Gas

Especifica

del

Corte de agua ,

Viscosidad del fluido del yacimiento (petróleo) (Uy) GOR

1.19

Cp a 2100 psig. Y 159°F

302

Scf/Stb

Presión de Fondo Fluyente

1740

Psig.

Presión de cabeza (PWH)

310

Densidad del fluido de

0.7640

gr/cm

la de Producción Actual

64.93

Bpd

100

Bpd

l de Producción Deseada Fuente: Elaboración Propia con datos obtenidos de la CNIH

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4.7. ANALISIS ECONOMICO 4.7.1. ANÁLISIS TECNICO. La industria petrolera es una ciencia multidisciplinaria, la cual busca maximizar sus ganancias con el menor riesgo posible, ya que en dicha industria abundan los riesgos y las incertidumbres. Un análisis económico complementa un análisis técnico. Para elegir la mejor opción de explotación debe ser analizado tanto técnicamente como económicamente. 4.7.2. ANÁLISIS ECONÓMICO. Para poder determinar cuál es el mejor escenario de producción es necesario realizar un análisis económico el cual complementara el análisis técnico anteriormente realizado. El proceso para elegir cual es el mejor escenario de producción es largo y complejo el cual es mostrado en la siguiente figura. Figura 5.1 Flujo de Trabajo de un proyectos (schlumberger, 2000)

Fuente. www.produccion co2 en schumberger/2000

4.8.

CRITERIO PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICO.

4.8.1. Valor anual neto (VAN, PEX VPN) La correcta evaluación de cada variable será de suma importancia para que de esta forma obtengamos resultados confiables. La producción en nuestro caso es obtenida por medio de la simulación numérica, en algunos otros casos se puede obtener con ayuda de otras herramientas como son: curvas de Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería en gas y petróleo

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declinación, balance de materia, etc. Obviamente se busca que el método utilizado sea lo más preciso posible, pues de ello depende que nuestros ingresos sean lo más apegados a la realidad. El precio es la variable con la mayor incertidumbre y la cual no depende en ningún momento de nosotros. Figura 5.2 CAPEX y OPEX de un proyecto de inyección de CO2.

FUENTE: análisis actual neto de VAN OPEX Y CPEX en schlbeger También conocido como Valor Presente Neto (V.P.N), Es la suma algebraica délos valores actualizados de cada uno de los flujos netos de caja asociados a un proyecto. Además, descuenta una tasa o tipo de interés igual para todo el tiempo de vida del proyecto. La fórmula que permite calcular el Valor Actual Neto es: VAN =

𝐹𝑁𝐶

𝑘 ∑𝑛𝑘−0 (1+𝑖)𝑘

Dónde: FNCk: Flujo de caja en el periodo k. k: período en evaluación i: tasa de actualización o descuento En la tabla se indica los principales criterios de aceptación que se emplean para la evaluación económica mediante la implementación del VAN: Tabla N° 5.1. PRESIÓN DE OPERACIÓN A 1000 PSI CRITERIO SIGNIFICADO

DECISIÓN

Al efectuarse la inversión, se VAN>0

Producirá ganancias la rentabilidad exigida.

Asignatura: Reservorio II Carrera: Ingeniería en gas y petróleo

El proyecto es aceptado por encima

de

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VAN = 0

VANi

El proyecto es rentable

TIR