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• Morales Luis Omar

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RESUMEN Este proyecto tiene como propósito conocer los diferentes características que va tener el campo de bulo bulo como los planes de trabajo y los presupuestos que corresponde reservorio que

a la gestión 2015 y además conocer la información se tendrá

de

cada

en el campo y además conocer la información de

producción de los hidrocarburos que se llevan a cabo en los campos además de calcular las diferentes variables físicas como la gravedad especifica, densidad, peso molecular, el factor de comprensibilidad (z) que nos permitirán ver que tipo de reservorio es del campo bulo bulo La producción llega desde el manifold hasta Carrasco previamente pasando por un slugcatcher y los separadores respectivos para luego incorporarse a la producción de Bulo Bulo en las instalaciones de la planta Carrasco. Todo este sistema es controlado por el DCS de Carrasco. En la actualidad son solo 7 pozos productores del campo Bulo Bulo, uno de ellos con doble terminación. Son los siguientes: BBL2, BBL-3, BBL-8, BBL-8, BBL-11LC, BBL-11LL(ahogado), BBL-13, BBL-14LC y BBL-14LL. Las formaciones productoras son Robore I y Robore III.

1

ABSTRACT This project aims to know the different characteristics that have the field of vault as the work plans and budgets that correspond to the management 2015 and also to know the information of each reservoir that is expected in the field and besides knowing the information The production of the hydrocarbons that are carried out in the fields besides calculating the different physical variables like the specific gravity, the density, the molecular weight, the factor of comprehensibility (z) that allow us to see what type of reservoir is from the field Bulo bulo

The production comes from the manifold to Carrasco previously passing through a slugcatcher and the respective separators to later join the production of Bulo Bulo in the facilities of the plant Carrasco. This entire system is controlled by Carrasco's DCS. At present there are only 7 wells producing the Bulo Bulo field, one of them with double termination. They are the following: BBL-2, BBL-8, BBL-8, BBL-11LC, BBL-11LL (drowned), BBL-13, BBL-14LC and BBL-14LL. The producing formations are Robore I and Robore III. 2

INDICE 1

2

3

4

OBJETIVO ...............................................................................................................................5 1.1

OBJETVO GENERAL .....................................................................................................5

1.2

OBJETIVO ESPECIFICO ...............................................................................................5

MARCO TEORICO .................................................................................................................6 2.1

ANTECEDENTES............................................................................................................6

2.2

CAMPO BULO BULO .....................................................................................................6

2.3

ANTECEDENTES HISTÓRICOS ..................................................................................9

2.4

EXLORACIÓN ................................................................................................................11

CONTRATO DE OPERACIÓN ............................................................................................20 3.1

PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO ............................................20

3.2

ÁREA DE CONTRARTO ..............................................................................................20

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO .........................................................................21 4.1

RESERVORIOS PRODUCTORES .............................................................................22

4.2

DESCRIPCION DE POZOS .........................................................................................23

4.3

EXPLOTACION DEL CAMPO: ....................................................................................23

4.4

DATOS GEOLOGICOS ................................................................................................26

4.4.1 5

FORMACION ROBORE .......................................................................................26

POZO BULO BULO 12 ........................................................................................................26 5.1

RESERVAS EN EL CAMPO BULO BULO.................................................................29

5.2

CAMPO BULO BULO: GAS PRODUCIDO ................................................................30

5.3

TERMINACIÓN DE POZOS.........................................................................................32

5.4

UBICACION....................................................................................................................34

6

PRODUCCION HASTA EL MES DE JUNIO DE 2011 ....................................................38

7

PLAN DE RECUPERACION SECUNDARIA ....................................................................39 7.1

8

ACTIVIDADES DE OPERACIÓN .......................................................................................40 8.1

9

RECUPERACION SECUNDARIA ...............................................................................39

INTRODUCCIÓN ...........................................................................................................40

8.1.1

INGRESOS Y UTILIDAD NETA DE YPFB CHACO: ........................................40

8.1.2

MERCADO: ............................................................................................................41

8.2

COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS: ........................................................................42

8.3

COSTOS INDIRECTOS: ..............................................................................................44

RESULTADOS ......................................................................................................................45

3

9.1

RESOLUCION DEL PROBLEMA ................................................................................45

9.2

DUCTOS .........................................................................................................................59

9.2.1

LINEA DE PRODUCCION POZO BBL-16 .........................................................59

9.2.2

VELOCIDAD EN LA TUBERIA ............................................................................60

9.2.3

CAUDAL EN LA TUBERIA ...................................................................................60

9.2.4

CAIDA DE PRESION EN LA TUBERIA ..............................................................61

9.2.5

COSTO DE ENERGIA DE LA COMPRESORA PARA LA TUBERIA .............62

9.3

LINEA DE PRODUCCION POZO BBL-17 .................................................................62

9.3.1

VELOCIDAD EN LA TUBERIA ............................................................................63

9.3.2

CAUDAL EN LA TUBERIA ...................................................................................64

9.3.3

CAIDA DE PRESION EN LA TUBERIA ..............................................................65

9.3.4

COSTO DE ENERGIA DE LA COMPRESORA PARA LA TUBERIA .............66

10

RECOMENDACIONES.....................................................................................................66

11

CONCLUSIONES ..............................................................................................................67

12

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................68

4

CAPITULO I 1

OBJETIVO

1.1 OBJETVO GENERAL Determinar las propiedades físicas que tendrá el campo de bulo bulo y mediante estos ver el tipo de fluido si es gas o petróleo para su posterior análisis Realizar un estudio detallado sibre el campo bulo bulo Dar a conocer las características principales del campo Bulo Bulo, con mayor énfasis en las formaciones Roboré I y Roboré III. Mencionar los tipos de empuje que se presentan en el pozo Bulo Bulo 12. Construir la curva IPR para los reservorios Roboré I y Roboré III. Dar a conocer los tipos de completación utilizados en el pozo Bulo Bulo 12. 1.2 OBJETIVO ESPECIFICO Encontrar las variables Conocer los conocimientos básicos para caracterizar al reservorio - Investigar la información básica del pozo para la estimación del caudal - Aplicar métodos matemáticos para el cálculo de caudales de acuerdo al tipo de yacimiento. - Realizar pruebas de ensayo y error con los métodos matemáticos de estimación de caudales. - Analizar los resultados con diferentes daños.

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2

MARCO TEORICO

2.1 ANTECEDENTES El pozo Bulo Bulo-13 se encuentra ubicado en las coordenadas UTM; X=351.874,8; Y=8.086.407,8 dentro el campo Bulo Bulo, localizado en la Provincia Carrasco del departamento de Cochabamba en la región del trópico. El pozo Bulo Bulo-13 posee un elevado potencial de reservas de gas y condensado, pero debido a que presenta daños en la formación se observan bajas permeabilidades motivo por el cual se ha visto necesario tener los equipos adecuados y los diámetros exactos para su utilización 2.2

CAMPO BULO BULO

1. El Campo Bulo Bulo fue descubierto en 1993 e ingresó a producción en noviembre de 2001. Después de la capitalización se perforaron dos pozos el BBL-9 y BBL-11, y en ese momento Chaco realizó una inversión muy importante para desarrollar este campo y procesar la producción del Campo Bulo Bulo en la planta de Carrasco. Bulo Bulo es explotado por agotamiento natural recolectando la producción, a una profundidad promedio de 4.750 m. En este campo se perforaron 16 pozos. La producción de este campo representa el 97% del total del bloque CRC –BBL. Bulo Bulo tiene una profundidad promedio de 4.750 m. En este campo se perforaron 13 pozos, actualmente 8 son productores, 3 abandonados y 2 cerrados. La producción promedio actual es de 1710 barriles de petróleo por día, 76 millones de pie cúbicos de gas, 295 metros cúbicos de GLP que se extraen del gas y unos 495 barriles de gasolina natural. Para la estimación volumétrica de reservas de gas en el reservorio Roboré 4 del pozo BBL-X11 y del reservorio Sara en el BBL-X9 se estimó un área de drenaje de 1 km² alrededor del pozo. Las reservas probadas fueron calculadas de los volúmenes de roca asociados con los reservorios Yantata, Roboré 1, Roboré 2 y Roboré 3. Se estimaron las

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reservas posibles para los reservorios Petaca, Naranjillos, Roboré 1, Roboré 2, Roboré 3, Roboré 4 y Sara. Yacimientos petrolíferos fiscales bolivianos (YPFB) ENCARGO TRABAJOS DE exploración en el ares del Chapare Cochabambino con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburifero de la zona. Es así que en 1961, Humberto Suarez, con trabajos de geología de superficie, definió la existencia de estructura anticlinal, denominada

después como Bulo Bulo. En 1963 se

decidió la perforación del pozo Bulo Bulo-X1 (BBL-X1), pozo que alcanzo una profundidad final de 2599.3 m logrando descubrir reservas de gas en sedimentos de la formación Cajones (Cretácico Superior). Posteriormente se perforaron otros cuatro pozos más en la estructura (BBL-X2, BBL-X4, BBL-X5, BBL-X7), con los cuales se cerró la primera etapa de perforación exploratoria de Bulo Bulo . A principios de las décadas de los años 80, YPFB encargo trabajos de adquisición sísmica 2D sobre esta área. Como resultado de la interpretación de la información sísmica 2D sobre esta área. Como resultado de la interpretación de la información sísmica obtenida se llegó a perforar el pozo Bulo Bulo-X3 (BBL-X3) , teniendo como objetivo principal la formación Robore. Con este pozo se lograron descubrir importantes reservas de gas condensado en esta formación. Con la perforación de un segundo pozo profundo, Bulo Bulo-X8 (BBL-X8) se finaliza esta segunda etapa de exploración. En 1998, Chaco indica una tercera etapa de exploración con la perforación del pozo Bulo Bulo-9D (BBL-9D) cuya meta fue alcanzar y evaluar a la arenisca Sara de la formación El Carmen (Silúrico Superior). Este pozo alcanzo una profundidad final de 5638 m, llegando a atravesar parcialmente a la Arenisca Sara, la que debido a la alta presión que presenta no pudo ser conclusivamente evaluada. Con este pozo se ensayó satisfactoriamente a la formación Robore. En el año 2000, chaco perforo el pozo Bulo Bulo-11 (BBL11, PF 4380 m), con éxito en los ensayos efectuados en las areniscas de la formación Robore.

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En el primer cuatrimestre del año 2010, YPFB Chaco perforo los pozos BBL13 y BBL-14 en el segmento estructural noroeste del campo Bulo Bulo , llegando a descubrir nuevas reservas de gas condensado en la Formación Yantata y ratificando la acumulación de estos en la Formación Cajones. En el segundo semestre del 2010 , se perforo el pozo BBL-10

llegando a la

profundidad final de 4300 m .Se efectuó una Prueba de Formación en agujero abierto de la Fm. Robore II , los resultados no son conclusivos por colapso del agujero , se estima muy baja permeabilidad . Se intentó fracturar la Fm. Robore III. En mini frac se estableció una gradiente de fractura muy elevado, mayor a 1,2 Psi/pie (por limitación técnica de equipo, se suspende el fracturamiento). El pozo es productor actual de las formaciones Robore I y Robore III. En marzo de 2011 se rehabilito la producción del pozo BBL-11 LL proveniente del reservorio Robore III, después de haber permanecido cerrada por dos años y el reservorio se despresurice lo suficiente para continuar la producción. En el segundo semestre del año 2011, se programó la perforación del pozo BBL-15 con el objetivo de producir gas de la Formación Yantara y de la Formación Cajones y con una profundidad final proyectada de 1660 m. El pozo fue concluido y ha incorporado a producción 2.4 MMPCD de gas del reservorio cajones y de 2.5 MMPCD de gas del reservorio Yantata y en total 160 BPD de condensado (80BPD cada reservorio). Durante la gestión 2012 fue perforado el pozo BBL-12ST, habiendo alcanzado el reservorio Robore I con profundidad final en -4570 m MD. El objetivo principal del proyecto es producir gas y condensado de los reservorios Robore i con arreglo de terminación simple. Los pozos BBL-X3, BBL-X8, BBL-9DST4, BBL-11, BBL-10, resultaron positivos productores gas condensado de las areniscas Robore I y Robore III. En los pozos BBL-X1, BBL-X2, encontraron reservas de gas y condensado de la Fm. Cajones, los pozos BBL-13, BBL-14, BBL-15 se encontraron reservas de gas y condensado en la Formación Cajones y Yantata y son productores de las mismas. Los pozos BBL-4, BBL-5 Y BBL-7 resultaron negativos. BBL-4 Y 8

BBL-5 por encontrarse en una baja posición estructural, mientras que el BBL-7 por presentar pobres propiedades petrofísicas en los reservorios Cajones y Yantata. Los proyectos en ejecución de la gestión 2014 son los pozos BBL-17 (objetivos Robore I y Robore III) Y BBL- 16D (objetivos Cajones y Yantata). En la gestión 2015 se ejecutaran el proyecto Bulo Bulo Bloque Bajo – X1 (BBL BB-X1) en el campo Bulo Bulo. 2.3

ANTECEDENTES HISTÓRICOS

PERIODO AGOSTO 1993 -1996 "plan de todos", plan de emergencia, actividades de exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización, nuevos contratos de operación, oleoducto Carrasco-Cochabamba, exportación de gas natural, capitalización de YPFB. Este período se caracteriza por la asunción de Gonzalo Sánchez de Lozada a la Presidencia de Bolivia y la aplicación de su "Plan de Todos". Este es el programa de gobierno que sienta las bases para iniciar la privatización de las empresas estatales en Bolivia, a través de la “Capitalización”. Para YPFB, así como para las otras grandes entidades estatales este hecho significó un cambio substancial en la política empresarial, que transformó a la Empresa estatal en otra de economía privada. La política privatizadora de Sánchez de Lozada difundía este argumento: “Para tener una empresa eficiente, YPFB buscará socios estratégicos que puedan aportar capitales equivalentes al activo de la Empresa. Una vez conformada las sociedades con estos socios, que tendrán a su cargo el manejo de las mismas, el Estado distribuirá entre todos los bolivianos mayores de 18 años, acciones de la sociedad que equivaldrán al valor del 50% de dicha sociedad”. Y, a nombre de la empresa, decía: “Es deseo de YPFB llegar a la capitalización en las mejores

condiciones

posibles,

mostrando

tener

buenas

reservas

de

hidrocarburos y mercados asegurados para los mismos”. 9

Sin embargo, Sánchez de Lozada no dijo que la Capitalización significaba perder el control de la producción de hidrocarburos y la propiedad de los mismos. Coherente con el proceso privatizador, durante este período, YPFB adoptó un Plan de Emergencia para hacer más atractiva la venta de sus activos. Los objetivos del plan fueron los siguientes: * Incrementar la producción nacional de líquidos, para alcanzar y luego superar los 30.000 BPD. * Acelerar la ejecución de los proyectos de exploración en la mayoría de los departamentos del país. * Promover la inversión de las empresas contratistas en exploración y desarrollo de campos descubiertos. * Concluir a la brevedad posible el tendido y puesta en marcha del gasoducto Carrasco-Colpa, a fin de evitar la quema indiscriminada de gas, así como del oleoducto Carrasco-Caranda y otros ductos menores. * Incentivar el consumo del gas natural en todo el territorio nacional. * Ampliar los plazos de venta de gas a la República Argentina. * Perfeccionar el contrato de venta de gas que existe con Brasil, en cuanto a volúmenes y precios se refiere. * Analizar las posibilidades de comercializar gas, en un futuro, a Chile y Paraguay. * Optimizar el almacenamiento y la distribución de carburantes en el país. * Acelerar el proceso de capitalización de la Empresa.

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A lo largo de los primeros 3 años, estos objetivos fueron cumplidos en su mayoría, tal como se puede apreciar a continuación: 2.4

EXLORACIÓN

* YPFB ha descubierto cuatro campos importantes, Patujusal, Los Cusis, Churumas y Bulo Bulo (yacimientos profundos); además de los descubrimientos en Ñupuco (“joint venture" con Diamond Shamrock) y los de Palo Marcado e Ibibobo de la empresa Tesoro, así como Paloma de la empresa Maxus. Actividades exploratorias desarrolladas por departamentos: SANTA CRUZ: Se descubrieron los campos de Patujusal y Los Cusis. Desarrollo de la campaña sísmica en el bloque Sara. CHUOUISACA: Se inició en fecha 31 de Octubre de 1994, la perforación del pozo Cumandairenda-XI, el mismo que resultó seco. ORURO: Las firmas DIGICON y GMT concluyeron los programas de sísmica en el altiplano central (que también incluía al Departamento de Potosí), durante noviembre de 1993. A fines de 1995 se inició la perforación del pozo Santa Lucia-XI, el mismo que resultó seco y fue abandonado el 30-04-96. POTOSI: Se inició, el 19 de Abril de 1995, la perforación del pozo Colchani XI, el mismo que resultó seco. TARIJA: Se concluyó exitosamente la perforación del pozo Churumas-X2, descubriendo un nuevo campo. Se realizó el relevamiento geológico estructural en el anticlinal de Iñiguazu. El 16 de Enero de 1995, se comenzó la perforación del pozo Iñiguazu-X4 el mismo que fue abandonado por improductivo el 24-0396. Mediante un contrato" joint venture" con Diamond Shamrock, se descubrió gas y condensado en el pozo ÑUP–X101. COCHABAMBA: Se perforó un pozo en Ivirza, que resultó seco y se terminó el pozo de avanzada BBL-X8 en la estructura de Bulo Bulo, el mismo que amplió 11

las reservas del campo. Se han realizado trabajos de levantamiento geológico en secciones de Selly entre Saipina y Aiquile. LA PAZ : Se concluyó la perforación del pozo Tacuaral-X1 abandonado como pozo seco. Se inició la perforación de un segundo pozo en esta estructura el 3 de Mayo de 1995, el mismo que a fines de 1996 llegó a 4.100 metros de profundidad. EXPLOTACIÓN Desde Agosto de 1993, la producción de líquidos (petróleo, condensado y gasolina natural) se fue incrementando paulatinamente. En el período Agosto-Diciembre de ese año se promediaron 26.929 BPD. En 1994 la producción se incrementó a 28.918 BPD para alcanzar en 1995 los 31.762 BPD. Durante 1996, se obtuvieron las mayores producciones de líquidos de los últimos 17 años. El promedio Enero-Agosto de este año registró 33.000 BPD de líquidos, de los cuales 21.500 BPD corresponden a YPFB y 11.500 BPD a las contratistas. La producción de Gas Licuado de petróleo (GLP) también acusó un incremento considerable. En 1993 se produjeron 1034 m3/d, en 1994 se incrementó la producción a 1.081 m3/d, en 1995 a 1.286 m3/d para alcanzar 1.325 m3/d en los primeros siete meses de 1996. Se habilitaron los nuevos equipos para re-acondicionamiento y reparación de pozos. Se inauguró la Planta de Gas de Carrasco, y de esta forma se empezó a recuperar gasolina natural y GLP, así como reinyectar gas residual al yacimiento. También se eliminó la irracional quema de gas en este y otros campos vecinos al haberse habilitado el gasoducto Carrasco-Colpa, en Diciembre de 1994. 12

Se terminó la construcción de las plantas de gas de Víbora y Yapacaní, que permiten el tratamiento del gas para recuperación de gasolina natural y GLP así como la re-inyección de gas residual en los yacimientos. Y se concluyó la ampliación de la planta de gas de San Roque. Se planificó la intensificación de las perforaciones de pozos en los campos de Carrasco, Katari, Víbora, Patajusal y los Cusis con el objeto de desarrollar los campos e incrementar la producción. Industrialización y Transporte A fines de 1993, se concluyó la ampliación de la refinería de Palmasola, incrementando su capacidad de refinación de 15.000 a 20.000 BPD. Se concluyó el estudio de factibilidad económica e ingeniería financiera del gasoducto Santa Cruz-Trinidad, para evaluar el mercado potencial en un período de 20 años. En Abril de 1995, se concluyó el tendido del ramal Itaguazurenda-Charagua, con el fin de abastecer de gas a dicha población. En Diciembre de 1994, se terminó la construcción del gasoducto CarrascoVíbora-Yapacaní-Colpa de 190,5 Kms. de extensión, que permitirá recuperar todo el gas que se produce en la región. El 4 de septiembre de 1996 se firmó, en Cochabamba, el contrato con la firma Protexa para la construcción del oleoducto Carrasco-Cochabamba, que permitirá llevar el crudo producido por los campos del Chapare cochabambino (Carrasco, Katari, Bulo Bulo, Surubí y Paloma) a la refinería Gualberto Villarroel. COMERCIALIZACIÓN Las ventas de productos se incrementaron permanentemente entre 1993 y 1996. Los promedios diarios (incluyendo la importación de diesel oil) fueron los siguientes: 13

1993 (Agosto -Diciembre): 26.448 BPD 1994: 27.843 BPD 1995: 30.918 BPD 1996 (Enero -Julio): 32.431 BPD Se intensificó la venta de gas natural en el mercado interno al haberse terminado el tendido de redes de distribución de las ciudades de El Alto, Potosí y Oruro. Asimismo, se fomentó el consumo de GLP en todo el país. Se inició una campaña dedicada a explicar las bondades del uso del GNC (gas natural comprimido) en vehículos. La demanda de gas natural se incrementó de 83,1 MMPCD en 1993 a 104,0 MMPCD en el periodo Enero-Julio de 1996. EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A BRASIL Si bien ya en la década de los sesenta se empezó a considerar la posibilidad de venderle gas a Brasil, fue recién el 22 de marzo de 1974, que los presidentes de ambos países, Hugo Bánzer y Ernesto Geisel, suscribieron en Cochabamba un "Acuerdo de cooperación y complementación Industrial" por el que se abrió por primera vez la posibilidad de comercializar 240 millones de pies cúbicos de gas por día a Brasil. Posteriormente, en Octubre de 1978, fue firmada una nueva acta de intenciones la misma que incrementaba a 400 millones de pies cúbicos diarios, el volumen de gas a exportarse. Ninguno de los proyectos llegó a prosperar por diferentes motivos: desde la oposición que vino de todos los sectores, personalidades, partidos políticos, sindicatos, universidades y hasta algunos sectores militares, hasta la dificultad de Brasil de nivelar su balanza de pagos debido al imprevisto alza en el precio del petróleo que importaba, provocado por la OPEP, y la no justificación, por parte de Bolivia, de reservas probadas de gas suficientes para satisfacer -no solo este proyecto- sino el de exportación a la Argentina y el posible incremento en la demanda nacional, basado en fantasiosas proyecciones y proyectos petroquímicos que jamás se cumplieron. 14

El 9 de Febrero de 1984, los presidentes Siles Zuazo y Figuereido renegociaron el proyecto de compra-venta de gas fijándose límites de entre 240 y 400 millones de pies cúbicos diarios. Sin embargo, en esta ocasión tampoco se llegó a un acuerdo mutuamente satisfactorio con el precio. Posteriormente, en 1986, durante el gobierno de Víctor Paz Estenssoro, se planteó el Programa de Integración Energética "PIE", que básicamente contemplaba la venta de energía eléctrica en frontera, mediante la instalación de una planta termoeléctrica en Puerto Suárez, y la venta de polietileno y úrea, mediante la instalación de un complejo petroquímico en esta misma frontera. El PIE fue negociado durante tres años hasta que finalmente, en Julio de 1989, se firmaron los acuerdos Paz-Sarney. Pero Petrobrás no viabilizó el proyecto. En 1991, Brasil decidió que ya era tiempo de cambiar su altamente contaminante matriz energética -fuel oil- debido a la ola ecológica que se iba imponiendo en el mundo, y reemplazarla por otra que fuera más limpia y económicamente atractiva. Es así que, ante la imposibilidad de desarrollar sus propias reservas gasíferas en el corto plazo, Brasil volcó sus ojos hacia Bolivia. De esta forma, el 26 de Noviembre de 1991, los ministros de energía de Bolivia y Brasil, firmaron una carta de intenciones sobre el proceso de integración energética entre ambos países estableciendo: * Volumen inicial a comercializarse: 8 millones de metros cúbicos por día con la previsión de incrementarse hasta 16 millones en función a la evolución del mercado brasileño. * La fijación de fechas tope para definir la ruta del gasoducto y la firma del contrato de compra venta. * El interés de Petrobrás de participar en la exploración y posterior operación de las estructuras de San Alberto y San Antonio en el departamento de Tarija, así como participar en la distribución de derivados de petróleo en el mercado interno boliviano. 15

En marzo de 1992, se definió la ruta de gasoducto. En agosto se firmaron varios documentos entre los que se incluía un contrato preliminar para la suscripción de un contrato de compra-venta de gas natural entre YPFB y Petrobrás. Dicho documento establecía las bases de la transacción, 20 años de duración, 8 millones de metros cúbicos por día que se duplicarían después de cinco años, ducto de 28" de diámetro y precio de 90 cts. de dólar el millón de BTU's. De esta forma se aseguraba el mercado brasileño para el gas boliviano, se aseguraba la presencia de Petrobrás en la exploración, explotación y transporte de hidrocarburos producidos en territorio boliviano, así como también se aseguraba la intervención de subsidiarias brasileñas en la comercialización de productos hidrocarburíferos en el mercado interno boliviano. Se establecía a Bolivia como país de libre tránsito para el abastecimiento a Brasil de gas natural procedente de terceros países y se daban por concluidos los compromisos energéticos asumidos en el pasado. Sin embargo, no se definió la estructura de propiedad del gasoducto. El contrato de compra-venta fue firmado el 17 de febrero de 1993 por los presidentes Paz Zamora y Collor de Mello y se dieron un plazo de 18 meses para conseguir el financiamiento. Para lograr un respaldo económico para el financiamiento de la obra, los organismos financieros condicionar tanto a Petrobrás como a YPFB a incorporar participación privada en el proyecto. Es así que YPFB eligió a ENRON como su socia, mientras que Petrobrás se asociaba a la BTB (BHP, Tenneco y British Gas). Las partes se reunieron nuevamente el 17 de agosto de 1994, pero solo pudieron firmar un adendum que definía: * La necesidad de incrementar el volumen de gas a ser transportado para hacer el proyecto atractivo, lo que a su vez implicaba la necesidad de ampliar el diámetro del tubo a 32".

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* La certeza de que el gasoducto llegaría hasta San Pablo en una primera etapa, y que los tramos siguientes serían analizados a la brevedad posible. * La estructura de propiedad del ducto. De esta forma Petrobrás dispondría de una participación del 15% en la sección boliviana y un 80% en la sección brasileña. A su vez YPFB dispondría de una participación del 85% en la parte boliviana y un 20% en la sección brasileña. Ambas partes estaban facultadas de ceder a sus socios las participaciones que consideran convenientes. Es así como en Diciembre de ese año, la propiedad del ducto quedó definida de la siguiente manera: En el lado boliviano, Petrobrás 9%, Consorcio BTB 6%, YPFB 51% y ENRON 34%. En el lado brasileño, Petrobrás 55%, BTB 25%, YPFB 12% y ENRON 8%. Se decidió está distribución basados en que sólo un sexto del ducto está en territorio boliviano. El 17 de agosto de 1995, nuevamente se reunieron YPFB y Petrobrás para definir el proyecto, firmando un segundo adendum y postergando nuevamente por un año la firma del convenio definitivo. En esta ocasión las partes acordaron que Bolivia deberá suministrar gas natural para el abastecimiento de los mercados industriales, de transporte, uso comercial y doméstico, para las regiones sur y sudeste, así corno el estado de Matto Grosso do Sul, por lo que el tubo se prolongaría hasta Porto Alegre y los volúmenes se incrementarían paulatinamente desde 8 hasta 16 millones de metros cúbicos diarios de acuerdo a un cronograma. También se estableció una escala de precios a pagarse por el gas natural para uso industrial y doméstico, que partiendo de 0,95 dólares el millón de BTU's, el primer año, llegue a los 1,06 dólares el vigésimo año. Los precios serán revisables cada año porque estarán en función de una fórmula basada en los precios de una canasta de fuel oil. También se contempló reuniones cada cinco años para analizar la evolución del mercado mundial de energéticos y reajustar el precio según la evolución de dicho mercado.

17

Ante la excesiva demora en el proyecto, Petrobrás ofreció financiar parte del ducto en territorio boliviano pagando por anticipado el transporte de gas, para que con esos recursos pudiera iniciarse la obra a la brevedad posible. El 5 de agosto de 1996, Bolivia aceptó la oferta brasileña formalmente y firmó el convenio de liberación de aranceles para el proyecto. El 16 de ese mes, las negociaciones concluyeron con la firma de los contratos de compra-venta, financiamiento y construcción "Llave en mano" del gasoducto. El día 4 de septiembre de ese año, en Cochabamba, los presidentes de YPFB, Arturo Castaños y de Petrobrás, Joel Renno, firmaron los contratos finales de construcción del gasoducto y transporte de gas estableciéndose oficialmente que la obra debería ser concluida en 28 meses. En el acto estuvieron presentes Gonzalo Sánchez de Lozada, presidente de Bolivia y Henrique Cardoso, presidente de Brasil, así como los cancilleres y secretarios de energía de ambos países. De esa forma culminaron veintidós años de negociaciones para conseguir el negocio más grande que se propuso Bolivia y la mayor obra energética del continente. El ducto parte de la planta de Río Grande (Santa Cruz) y después de pasar por las localidades de Puerto Suárez, Corumbá, Campo Grande, Campinhas, etc. llegará a San Pablo con un ramal hasta Porto Alegre, atravesando así la parte más ancha del continente sudamericano. Tendrá una extensión total de 3.150 Kms. (de los cuales 557 Kms. están en territorio boliviano). OTROS PROYECTOS Durante este período de tiempo, se firmó un memorando de entendimiento con la empresa BHP y la estatal chilena ENAP para estudiar una posible exportación de gas a Chile. CAPITALIZACIÓN DE YPFB Para el proceso de privatización de los hidrocarburos se tomaron en cuenta los siguientes criterios: 18

* Existen en Bolivia ocho zonas geológicas de interés petrolero cuyas extensiones suman 53,467,470.5 Hectáreas (zona tradicional y no tradicional) . De estas áreas de interés petrolero, 3,170,621 Hectáreas (5,93% del territorio hidrocarburífero potencial) se encuentran bajo algún tipo de actividad hidrocarburífera. El proceso de capitalización planteaba que YPFB tendría varias atribuciones y sería una compañía estatal Corporativa: * Administraría las refinerías, los poliductos y se encargaría de la comercialización de hidrocarburos y productos al por mayor. * Se encargaría del manejo del mapa nacional para el otorgamiento de áreas de exploración a compañías interesadas por medio de licitaciones públicas y firmaría Contratos de Riesgo Compartido con las adjudicatarias. * Mantendría sus obligaciones contractuales de proveer gas natural a los mercados de exportación como ser Argentina y Brasil, así como la supervisión y fiscalización del "upstream". * Prestaría servicios a las compañías capitalizadas, en actividades tales como perforación, Tecnología Petrolera, Servicios Aéreos, Procesamiento Sísmico, Seguridad Industrial, Control Ambiental, etc. El día 5 de Diciembre de 1996 se realizó la apertura de las ofertas realizadas por los potenciales “socios estratégicos” (léase compradores), cuyo resultado final fue: LA SITUACIÓN ACTUAL Efectivamente

las

reservas

de

hidrocarburos

se

incrementaron

significativamente luego de la Capitalización. En 1997, por ejemplo, Bolivia tenía reservas de gas natural certificadas (probadas y probables) por un total de 5.69 TFCs, a principios de 2004 éstas suman 54.9 TCFs. La importante diferencia radica en que el proceso dejó como resultado la privatización del gas 19

natural y el petróleo bolivianos: son las empresas operadoras (14 empresas transnacionales en el Upstream), gracias a la ley de hidrocarburos 1689, las propietarias de estos recursos. Hoy, de todas las atribuciones que se prometían otorgar a YPFB, la estatal petrolera únicamente administra los Contratos de Riesgo Compartido que el Estado Boliviano tiene firmados con las Empresas Transnacionales y está fuera de cualquier participación en la cadena de producción de los hidrocarburos. DATOS Y CIFRAS DEL SECTOR Debido a que YPFB no participa directamente en la producción de hidrocarburos, la información que presenta se refiere a la dinámica del sector en términos generales. Estos datos permiten contar con los elementos básicos para analizar el comportamiento de las Empresas Transnacinales que participan en la explotación, producción y comercialización del petróleo y del gas bolivianos.

3

3.1

CONTRATO DE OPERACIÓN

PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO El campo se encuentra en etapa de desarrollo.

3.2

ÁREA DE CONTRARTO

El área de contrato para la explotación del campo Bulo Bulo, fue establecida dentro del área de explotación asignada al campo Bulo Bulo con una extensión igual a 8750 hectáreas correspondientes a 3.5 parcelas. Esto puede ser apreciado en la gráfica a continuación:

20

4

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO El anticlinal Bulo Bulo se encuentra localizado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Geo mórficamente se sitúa en la zona Pie Montaña de la Faja Subandina Central . Se trata de una estructura orientada en sentido sudeste- noreste originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina, y relacionada a una falla que tiene su despegue en sedimentos peliticos silúricos de vergencia norte, que en su trayectoria produce el plegamiento del bloque colgante. De esta falla se desprende un retro corrimiento de vigencia sur, que afecta al flanco sur de la estructura. Las dimensiones superficiales de esta estructura son 14 km de largo por 5 km de ancho. La columna estratigráfica atravesada por los pozos, comprende sedimentos que varían de edad que va desde el terciario hasta el Devónico. El campo Bulo Bulo es productor de gas y condensado proveniente de reservorios de las formaciones: Robore, Cajones y Yantata los reservorios que

21

conforman a la formación Robore por el tamaño y calidad de hidrocarburos son los mas importantes.

Las areniscas que conforman a la formación Robore tienen su origen en una plataforma marina somera se disponen en para secuencias estrato crecientes. Estas son de grano fino , bien seleccionas predominantemente cuarzosas de baja porosidad la misma que fluctúa entre 6 y 7% y están afectadas por fracturamiento natural.

En la formación Robore se han identificado tres paquetes de areniscas las cuales han sido designadas de base a techo con los términos de areniscas Robore- III II y I , estas han sido probadas como reservorios de hidrocarburos . La arenisca Robore-I es el reservorio gasífero mas importante del campo , con una relación gas/ petróleo de 26000 pies cúbicos/barril en la arenisca Robore-III se advierte una RGP de 70000 pies cúbicos/barril , mientras que de la Arenisca Robore-II se produjo petróleo con una RGP de 1700 pìes cúbicos/barril .

La formación Cajones y el reservorio Yantata son productores de gas y condensado con una RGP original de alrededor de 60000 pies cúbicos/barril.

4.1

RESERVORIOS PRODUCTORES

22

4.2

DESCRIPCION DE POZOS

4.3

EXPLOTACION DEL CAMPO:

CAMPO BULO BULO: MAPA ESTRUCTURAL DEL TOPE DE LA CAPA ROBORÉ III (FUENTE DE GOLDYER AND MACNAUGHTON, 2004)

23

CAMPO BULO BULO: MODELO ESTRUCTURAL 3D – TOPE FORMACIÓN ROBORÉ

24

POTENCIAL DE ENTREGA El Potencial de entrega fue utilizado para desarrollar los pronósticos y reservas de gas. Se utilizaron los análisis PVT de las pruebas de formación para caracterizar los fluidos de reservorios y determinar la presión del punto de rocío, líquido retrógrado y rendimiento del separador AOF PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS:

25

4.4

DATOS GEOLOGICOS

FORMACION ROBORE Las areniscas que conforman a la Formación Roboré, tienen su origen en un 4.4.1

ambiente marino somero. Estas son de grano fino, bien seleccionadas, predominantemente cuarzosas, de baja porosidad, la misma que fluctúa entre 6 y 7% y están afectadas por fracturamiento. En esta formación se han identificado cuatro paquetes de areniscas, las cuales han sido designadas, de base a techo, con los términos de Areniscas Robore-III, II y I, que han sido probadas como reservorios de hidrocarburos. La arenisca Robore-I es el reservorio gasífero más importante del campo, con una relación gas/petróleo (RGP) de 26000 pies cúbicos/barril, en la arenisca Robore III se advierte una RGP de 70000 pies cúbicos/barril, mientras que de la arenisca Robore- II se produjo petróleo con una RGP de alrededor de 60000 pies cúbicos/barril. 5

POZO BULO BULO 12

PERFORACION: En 1963 se decidió la perforación del pozo Bulo Bulo-X1 (BBLX1), pozo que alcanzó una profundidad final de 2599,3 m, logrando descubrir reservas de gas en sedimentos de la Formación Cajones (Cretácico Superior). Posteriormente se perforaron otros cuatro pozos más en la estructura (BBL-X2, BBL-4, BBL-5 y BBL7), con los cuales se concluyó la primera etapa de perforación exploratoria de Bulo Bulo. A principios de la década de los años 80, YPFB encaró trabajos de adquisición sísmica 2D sobre esta área. Como resultado de la interpretación de la información sísmica obtenida se llegó a perforar el pozo Bulo Bulo-X3 (BBL-X3), teniendo como objetivo principal la Formación Roboré. Con este pozo se lograron descubrir importantes reservas de gas-condensado en esta formación. Con la perforación de un segundo pozo profundo, Bulo Bulo-X8 (BBL-X8) se finaliza esta segunda etapa de exploración. En 1998, Chaco inicia una tercera etapa de exploración, con la perforación del pozo Bulo Bulo-9D (BBL-9D), cuya meta fue 26

alcanzar y evaluar a la Arenisca Sara de la Formación El Carmen (Silúrico Superior). Este pozo alcanzó una profundidad final de 5638 m, llegando a atravesar parcialmente a la Arenisca Sara, la que debido a la alta presión que presenta no pudo ser conclusivamente evaluada. Con este pozo se ensayó satisfactoriamente a la Formación Roboré. En el año 2000, Chaco perforó el pozo Bulo Bulo-11 (BBL-11, PF 4380 m), con éxito en los ensayos efectuados en las areniscas de la Formación Roboré. El campo Bulo Bulo es productor de gas y condensado proveniente de reservorios de las Formaciones: Roboré, Cajones y Yantata, sin embargo, los reservorios que conforman a la Formación Roboré, por el tamaño y calidad de hidrocarburo, son los más importantes. Los pozos BBL-X3, BBL-X8, BBL-9DST4 y BBL-11, resultaron positivos productores gas condensado de las areniscas Roboré-I y Roboré-III. En los pozos: BBL-X1 y BBL-X2, encontraron reservas de gas y condensado de la Fm. Cajones, los pozos BBL-13 y BBL-14 se encontraron reservas de gas y condensado en la Formación Cajones y Yantata. Los pozos BBL-4, BBL-5 y BBL-7 resultaron negativos. BBL-4 y BBL-5 por encontrarse en una baja posición estructural, mientras que el BBL-7 por presentar pobres propiedades petrofísicas.

27

28

5.1 RESERVAS EN EL CAMPO BULO BULO PRODUCCION BULO BULO Actualmente la producción del Campo Bulo Bulo se la realiza de los niveles superior e inferior de la formación Roboré, es decir la arenisca Roboré I y Roboré III, la Arenisca Roboré II fue designada como reservorio en reserva debido a problemas de tipo operativo. Hasta la gestión 2012 se han perforado 13 pozos, de

29

los cúales, 8 estan activos en producción, 3 se encuentran abandonados y 2 pozos cerrados.

5.2 CAMPO BULO BULO: GAS PRODUCIDO SISMICA La sísmica 3D en el área de Chimoré, tuvo como objetivo generar nuevos prospectos exploratorios. Estos trabajos cr¡brieron parcialmente el área de otros campos vecinos, tal como se aprecia en la figura siguiente

INTERVENCION DEL POZO BBL.XSST'- El pozo BBL-X3 dejó de produeir de manera repentina por invasión de lodo de perforación por probablo colapso del Liner 5". Se conieron los registros de 30

Multifinger Caliper y Magnetic Thickness Detactor (MFC-24-MTD) los que muestran que existe corrimiento del packer de producción de 7" lo cual genera una comunicación entre el aspacio anular y la tubería de producción. Ante la incertidumbre sobre el éxito de una raparación de la cañería se vio por convenisnte realizar un side track para recuperar la producción del pozo.

CARACTERISTICAS DEL RESERVORIO ROBORE 1

31

5.3 TERMINACIÓN DE POZOS La completación de un pozo es la parte esencial de su producción. El conocimiento de los tipos de completación y los aspectos relacionados con ella, contribuirán a disminuir los problemas operacionales que se presentan usualmente. Los tipos de terminación de pozos son los siguientes:

ón

de

pozos

Contemplaciones, aspectos y consideraciones: La completación abarca desde la terminación de la perforación del pozo hasta que se instala a la producción. En la completación del pozo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos: El revestimiento del hoyo, la disposición del equipo de producción y el número de zonas productoras. Completación a hueco revestido y cañoneado: En la completación a hueco revestido y cañoneado, el revestidor se asienta a través de la formación 32

productora y se cementa. Posteriormente, se cañonea para establecer comunicación entre el hoyo y la formación.

para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de producción de fluidos de cada zona se puede controlar y

adaptaciones para control de

requiere análisis preciso de los registros y muy buen control de la profundidad del

incurrir en reducción del diámetro efectivo dcl hueco y de la productividad del

productores. Clasificación: Las completación a hoyo revestido y cañoneado pueden ser: 1. Completación sencilla. 2. Completación múltiple. 1. Completación sencilla: Es aquella que tiene como objetivo fundamental producir de una sola formación Los tipos de completaciones sencillas son: 1) Completaciones sencillas sin empacadura. 2) Completaciones sencillas con empacadura.

33

5.4

UBICACION

UBICACIÓN GEOGRÁFICA El anticlinal Bulo Bulo se encuentra localizado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Geomorfológicamente se sitúa en la zona Pie de 34

Montaña de la Faja Subandina Central. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) encaró trabajos de exploración en el área del Chapare Cochabambino, con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburífero de la zona. Es así que, en 1961 el geólogo Humberto Suárez, con trabajos de geología de superficie, definió la existencia de una estructura anticlinal, denominada después como Bulo Bulo. CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES: Se trata de una estructura anticlinal orientada en sentido sudeste-noroeste originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina, y relacionada a una falla que tiene su despegue en sedimentos pelíticos silúricos, de vergencia norte, que en su trayectoria produce el plegamiento del bloque colgante. De esta falla se desprende un retrocorrimiento, de vergencia sur, que afecta al flanco sur de la estructura. Las dimensiones superficiales de esta estructura son de 14 km de largo por 5 km de ancho. La columna estratigráfica atravesada por los pozos, comprende sedimentos que varían de edad que va desde el Terciario hasta el Devónico. CARACTERISTICAS DEL RESERORIO ROBORE 1

35

COMPOSICION DE ROBORE 1 La composición del fluido que se produce del reservorio Roboré I, es la composición típica de un gas húmedo con porcentaje metano y etano (C1+C2) de mas del 90% de la mezcla. Sin embargo es importante señalar que la proporción de dióxido de carbono (CO2) no es usual y sobrepasa el 2,5%. COMPONENTE

COMPOSICION MOLAR ( %)

Nitrógeno

0,40

Dioxido de carbono

2,52

Metano

85,14

Etano

5,08

Propano

2,11

Iso-butano

0,34

Normal-butano

0,72

Iso-pentano

0,32

Normal-pentano

0,30

Hexano

0,45

Heptano

0,47

Octano

0,49

Nonano

0,37

Decano +

1,29

TOTAL

100,00

ROBORE 3

36

37

6

PRODUCCION HASTA EL MES DE JUNIO DE 2011

CAMPO BULO BULO: CONDENSADO PRODUCIDO (BBL) ENERO 1997 – JUNIO 2011:

HISTORIAL DE PRODUCCION COMBINADO

38

Toda producción depende del costo del petróleo ya que de acuerdo a ello la producción va a variar.

7

PLAN DE RECUPERACION SECUNDARIA

No se aplica debido a que sigue en producción y no habría necesidad de hacer un plan de recuperación secundaria. Y de ser así, se tendría que analizar el ¿Por qué? se lo realizaría y ver si va a ser factible o no dicho plan. Todo depende del precio del petróleo. Y para más entendimiento de que es una recuperación secundaria, la mencionamos a continuación. 7.1 RECUPERACION SECUNDARIA Es una segunda etapa de producción de hidrocarburos durante la cual un fluido externo, como agua o gas, se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan comunicación de fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. Las técnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas y la inundación con agua. Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se inyecta en la zona de producción para barrer el petróleo del yacimiento. Durante la etapa de recuperación primaria, puede comenzar un programa de mantenimiento de la presión, pero es una forma de recuperación mejorada. La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos productores y la producción deja de ser económica. El uso sucesivo de la recuperación primaria y la recuperación secundaria en un yacimiento de petróleo produce alrededor del 15% al 40% del petróleo original existente en el lugar. En la figura nos muestra un esquema del desplazamiento del petróleo con gas en un canal poroso.

39

Figura.-Desplazamiento de petróleo por gas en el medio poroso El gas se inyecta es, generalmente, un hidrocarburo. Inyectar gas conlleva los siguientes inconvenientes: corrosión de pozos, oxidación del petróleo y riesgos de explosión. También se inyecta N2 en lugar de gas natural por resultar mas económico, aun siendo este menos eficiente. 8

ACTIVIDADES DE OPERACIÓN

8.1 INTRODUCCIÓN La gestión fiscal 2014-2015 estuvo marcada por hitos trascendentales para la empresa, que generan un nuevo panorama de oportunidades de crecimiento y expansión de actividades, con el fin de incrementar el nivel de reservas sobre las cuales opera la empresa. Con el propósito de contrarrestar la declinación de los campos maduros, en la gestión fiscal 2014 se llevaron a cabo perforaciones exitosas por debajo del presupuesto en el área Santa Rosa y Patujusal. Asimismo, se continuó con el desarrollo del campo Bulo Bulo con la conclusión del pozo BBL-17 en el mes de enero de 2015 y con el inicio de la perforación del pozo BBL-16D en marzo de 2015, este último a cargo del equipo de perforación de YPFB. En el mes de marzo 2015 se llevó a cabo la puesta en marcha del sistema de compresión en Bulo Bulo; ambos proyectos fueron implementados con el objetivo de incrementar la recuperación de hidrocarburos en dichas áreas. 8.1.1 INGRESOS Y UTILIDAD NETA DE YPFB CHACO: Los ingresos de la empresa están dados por la “Retribución al Titular” que se establece en los Contratos de Operación firmados con YPFB, misma que está 40

conformada por la recuperación de los costos e inversiones realizadas; además de una ganancia generada por las actividades de la empresa.

En la gestión fiscal 2014, el costo directo de producción por barril de petróleo equivalente fue us$/bpe 2,06; mientras que el indirecto estuvo en el orden de us$/bpe 1,09. El costo total para la gestión fiscal es us$/bpe 3,15. El costo directo por producción por barril de petróleo equivalente por gestión fue:

8.1.2 MERCADO: De acuerdo a leyes y reglamentos vigentes, YPFB Chaco S.A. ha dado prioridad al abastecimiento de hidrocarburos en el mercado doméstico antes de destinar sus entregas al mercado de exportación.

41

En términos relativos, el Crudo, Condensado y la Gasolina Natural componen el 11% del total de hidrocarburos entregados, el Gas Licuado de Petróleo un 8% y un 81% está compuesto por Gas Natural. 8.2 COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS: Presupuesto operativo:

Para este campo los proyectos para la gestión 2015 son:

42

Perforación Pozo BBL FW-XI. El gasto total del proyecto se estima en $u$ 23,7 MM; se aguarda la conclusión de la licitación del equipo de perforación para realizar los ajustes en el presupuesto:

Gráfico de producción de gas Pozo BBL-X3ST – Reservorio Robore 1

43

El costo total del proyecto se estima en $u$ 4,5MM que se ejecutan en su totalidad en la gestión 2015:

Para el sistema de compresión BBL para la gestión 2015:

8.3 COSTOS INDIRECTOS: Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y dedicados al soporte de las operaciones petroleras tales como perforación, estudios de reservorios, control de producción, proyectos y todo el control administrativo del negocio (finanzas, contabilidad, legal, recursos humanos, contratos, adquisiciones, etc.

44

Incluye todos los costos indirectos tales como salarios y beneficios, servicios, gastos de viaje y representación, gastos de ubicación y traslados, alquileres, transporte, telecomunicaciones, materiales, suministros, gastos legales, seguros, servicios de informática, cargos bancarios y otros. No se tiene especificado acerca de estos costos. A manera de referencia podemos citar un organigrama acerca de la organización en YPFB Chaco, que incluye Bulo Bulo:

9 9.1

RESULTADOS RESOLUCION DEL PROBLEMA

La siguiente tabla muestra las propiedades de la formación Roboré I donde se analizó el tratamiento. a) ¿Cuál será la producción del pozo cuando el daño a la formación era de 80 y cuando disminuyó a 30. Por el método de Darcy, Blount 45

Glaze? b) Graficar el IPR del pozo relacionando la producción con daño 80 y daño 30 con los dos métodos mencionados anteriormente

GRAFICO 46

BLOUNT GLAZE

47

CALCULO GE

48

BULO BULO ROBORE 1 COMPONENTES N2 C02 H2S C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7 C8 C9 C10+ SUMA M AIRE MAPARENTE GE

X

X/XTOTAL DENSIDAD DRM(lb/lb-mol) M/AIRE 0,4 0,004 0,9672 28,0134 0,96707978 2,52 0,0252 1,5146 44,01 1,51931508 0 0 34,082 1,17658025 85,14 0,8514 0,5539 16,043 0,55383713 5,08 0,0508 1,0392 30,07 1,03807781 2,11 0,0211 1,5226 44,097 1,5223185 0,34 0,0034 2,0068 58,23 2,01021852 0,72 0,0072 2,0068 58,123 2,00652467 0,32 0,0032 2,4912 72,15 2,49076535 0,3 0,003 2,4912 72,15 2,49076535 0,45 0,0045 2,9755 86,177 2,97500604 0,47 0,0047 3,4598 100,204 3,45924673 0,49 0,0049 3,944 114,231 3,94348742 0,37 0,0037 4,4284 128,258 4,4277281 1,29 0,0129 4,9127 142,285 4,91196879 100 1 28,967 22,1304344 Lb/ lb-mol 0,76398779

PC ( PSI) 492,8 1069,5 1300 667 707,8 615 527,9 548,8 490,4 488,1 439,5 397,4 361,1 330,7 304,6

TC (F) -232,49 87,73 212,4 -116,66 90,07 205,92 274,41 305,51 368,96 385,7 451,8 510,9 563,5 610,8 652,2

TC R 227,51 547,73 672,4 343,34 550,07 665,92 734,41 765,51 828,96 845,7 911,8 970,9 1023,5 1070,8 1112,2

PRESION PSUDOCRITICA

665,28679 PSI TEMPERATURA PSUDOCRITICA 394,216238 R PRESION DE YACIMIENTO 6525 PSI TEMPERATURA DE YACIMIENTO 232 F PSC 660,023013 PSI TSC 397,383041 R

692 R

CALCULO COMPRESIBILIDAD ROBORE 1 COMPRENSIBILIDAD PRESION DE YACIMIENTO

0,00015326 1/PSI 6525 PSI

CALCULO VISCOSIDAD

49

PARA

PARA

PARA

PARA

CONSTANTE M APARENTE TEM YACIMIENTO CONSTANTE CONSTANTE CONSTANTE CONSTANTE CONSTANTE K CONSTANTE CONSTANTE CONSTANTE X CONSTANTE CONSTANTE Y DENSIDAD PRESION YACIMIENTO Z R CTE D D VISCOCIDAD

1,00E-03 22,1304344 LB/LB-MOL 692 R 9,4 0,02 1,5 209 19 135,58428 3,5 986 0,01 5,14615984 2,4 0,2 1,37076803 6525 1,13 10,73 62,4 17,210211 LB FT3 0,27580466 G CM3 3,27E-01

CALCULO FACTOR Z PRESION DE YACIMIENTO TEMPERATURA DE YACIMIENTO PSC TSC

6525 PSI 692 R 660,023013 PSI 397,383041 R

PSR TSR Z

9,88601894 1,74139288 1,13

50

CALCULO FACTOR VOLUMETRICO BG PRESION DE YACIMIENTO TEMPERATURA DE YACIMIENTO Z CONSTANTE

0,00338789 6525 PSI 692 R 1,13 0,02827

CALCULO IMPUREZAS

51

COMPONENTES N2 C02 H2S C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7 C8 C9 C10+ SUMA M AIRE MAPARENTE GE PRESION DE YACIMIENTO TEMPERATURA DE YACIMIENTO

CORERECCION PSC´ TSC´ PSC TSC CTE

PPR TPR Z DENSIDAD GAS

X

X/XTOTAL 0,4 0,004 2,52 0,0252 0 0 85,14 0,8514 5,08 0,0508 2,11 0,0211 0,34 0,0034 0,72 0,0072 0,32 0,0032 0,3 0,003 0,45 0,0045 0,47 0,0047 0,49 0,0049 0,37 0,0037 1,29 0,0129 100 1 28,967 22,1304344 Lb/ lb-mol 0,76398779 6525 PSI 232 F 692 R

CARR - KOBAYASKHI BURROWS 670,431013 PSI 394,367041 R 660,023013 PSI 397,383041 R 80 440 130 600 250 170 10,73 9,732545 1,75471053 1,15 16,91 LB/FT3

52

ROBORE 3 CALCULO GE CAMPO BULO BULO ROBORE 3 COMPONENTES N2 C02 H2S C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7+ SUMA M AIRE MAPARENTE GE PRESION PSUDOCRITICA TEMPERATURA PSUDOCRITICA PRESION DE YACIMIENTO TEMPERATURA DE YACIMIENTO PSC TSC

X

X/XTOTAL DENSIDAD DRM(lb/lb-mol) M/AIRE 0,005 0,00005 0,9672 28,0134 0,96707978 3,379 0,03379 1,5146 44,01 1,51931508 0 0 34,082 1,17658025 90,74 0,9074 0,5539 16,043 0,55383713 3,771 0,03771 1,0392 30,07 1,03807781 1,154 0,01154 1,5226 44,097 1,5223185 0,185 0,00185 2,0068 58,23 2,01021852 0,273 0,00273 2,0068 58,123 2,00652467 0,122 0,00122 2,4912 72,15 2,49076535 0,087 0,00087 2,4912 72,15 2,49076535 0,183 0,00183 2,9755 86,177 2,97500604 0,101 0,00101 3,4598 100,204 3,45924673 100 1 28,967 18,3648406 Lb/ lb-mol 0,6339918

PC ( PSI) 492,8 1069,5 1300 667 707,8 615 527,9 548,8 490,4 488,1 439,5 397,4

TC (F) -232,49 87,73 212,4 -116,66 90,07 205,92 274,41 305,51 368,96 385,7 451,8 510,9

TC R 227,51 547,73 672,4 343,34 550,07 665,92 734,41 765,51 828,96 845,7 911,8 970,9

679,890516 PSI 366,338539 10416 270 668,761027 367,478184

R PSI F PSI R

730 R

CALCULO FACTOR DE COMPRESIBILIDAD ROBORE 3 COMPRENSIBILIDAD PRESION DE YACIMIENTO

9,60061E-05 1/PSI 10416 PSI

53

CALCULO DE VISCOCIDAD PARA

PARA

PARA

PARA

CONSTANTE M APARENTE TEM YACIMIENTO CONSTANTE CONSTANTE CONSTANTE CONSTANTE CONSTANTE K CONSTANTE CONSTANTE CONSTANTE X CONSTANTE CONSTANTE Y DENSIDAD PRESION YACIMIENTO Z R CTE D D VISCOCIDAD

1,00E-03 18,3648406 LB/LB-MOL 730 R 9,4 0,02 1,5 209 19 149,577321 3,5 986 0,01 5,03433334 2,4 0,2 1,39313333 10416 1,44 10,73 62,4 16,9591101 LB FT3 0,27178061 G CM3 3,40E-01 CP

CALCULO FACTOR Z PRESION DE YACIMIENTO TEMPERATURA DE YACIMIENTO PSC TSC

10416 PSI 730 R 668,761027 PSI 367,478184 R

PSR TSR Z

15,5750703 1,98651248 1,44

54

CALCULO FACTOR VOLUMETRICO BG 0,00285306 PRESION DE YACIMIENTO 10416 PSI TEMPERATURA DE YACIMIENTO 730 R Z 1,44 CONSTANTE 0,02827

55

CALCULO DE IMPUREZAS CAMPO BULO BULO ROBORE 3 COMPONENTES N2 C02 H2S C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7+ SUMA M AIRE MAPARENTE GE PRESION DE YACIMIENTO TEMPERATURA DE YACIMIENTO PSC TSC

CORERECCION PSC´ TSC´ PSC TSC CTE

CTE PPR TPR Z DENSIDAD GAS

X

X/XTOTAL 0,005 0,00005 3,379 0,03379 0 0 90,74 0,9074 3,771 0,03771 1,154 0,01154 0,185 0,00185 0,273 0,00273 0,122 0,00122 0,087 0,00087 0,183 0,00183 0,101 0,00101 100 1 28,967 18,3648406 Lb/ lb-mol 0,6339918 10416 PSI 270 F 730 R 668,761027 PSI 367,478184 R

CARR - KOBAYASKHI BURROWS 683,620127 PSI 364,762484 R 668,761027 PSI 367,478184 R 80 440 130 600 250 170 10,73 15,2365321 2,0013023 1,5 16,2807457 LB/FT3

COMO HAY CANTIDADES DE IMPUREZAS SE PROCEDERA A REALIZAR LA DESHIDRATACION

56

CAMPO BULO BULO OPERACIONES EN PLANTAS DE GAS COMPONENTES ROBORE 1 ROBORE 3 PROMEDIO X/XTOTAL M N2 0,4 0,005 0,2025 0,002025 C02 2,52 3,379 2,9495 0,029495 H2S 0 0 0 0 C1 85,14 90,74 87,94 0,8794 C2 5,08 3,771 4,4255 0,044255 C3 2,11 1,154 1,632 0,01632 I-C4 0,34 0,185 0,2625 0,002625 N-C4 0,72 0,273 0,4965 0,004965 I-C5 0,32 0,122 0,221 0,00221 N-C5 0,3 0,087 0,1935 0,001935 C6 0,45 0,183 0,3165 0,003165 C7+ 2,62 0,101 1,3605 0,013605 TOTAL 100 100 100 1 M AIRE 28,967 GE 0,686641661 M APARENTE 19,889949

28,0134 44,01 34,082 16,043 30,07 44,097 58,23 58,123 72,15 72,15 86,177 100,204

M/MAIRE DR 0,96707978 1,51931508 0,55383713 1,03807781 1,5223185 2,01021852 2,00652467 2,49076535 2,49076535 2,97500604 3,45924673

0,9672 1,5146 0 0,5539 1,0392 1,5226 2,0068 2,0068 2,4912 2,4912 2,9755 3,4598

HIDRATOS DE FORMACION P DE GRAFICO TTH FORMULA TTH TTH2

1100 PSI 62 F 63,72585143 F 65,65590564 F

GRAFICO W

20 LB/MMSCF

WHC WCO2 WH2S

23 XHC 30 XCO2 38 XH2S

WT

CORRECTO

0,954875 0,029495 0

22,846975 LB/MMSCF

EL CÁLCULO DEL PODER CALORIFICO

57

PODER CALORIFICO COMPONENTES N2 C02 H2S C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7+ TOTAL GE

PROMEDIO X/XAIRE 0,2025 0,002025 2,9495 0,029495 0 0 87,94 0,8794 4,4255 0,044255 1,632 0,01632 0,2625 0,002625 0,4965 0,004965 0,221 0,00221 0,1935 0,001935 0,3165 0,003165 1,3605 0,013605 100 1 0,686641661 RELACION PC INDICE DE WOOBE

NETO INFERIOR BRUTO SUPERIOR K(BTU/FT3) NET K(BTU/FT3) GROSS 0 0 0 0 0 0 909,4 1010 1618,7 1769,6 2314,9 2516,1 3000,4 3251,9 3010,8 3262,3 3699 4000,9 3706,9 4008,9 4403,8 4755,9 5100 5502,5 1030,636937 1138,817104 0,905006549 1374,323289 BTU/FT3

AL FINAL EL RENDIMIENTO RENDIMIENTO COMPONENTES PROMEDIO N2 0,2025 C02 2,9495 H2S 0 C1 87,94 C2 4,4255 C3 1,632 I-C4 0,2625 N-C4 0,4965 I-C5 0,221 N-C5 0,1935 C6 0,3165 C7+ 1,3605 TOTAL 100

X/XTOTAL 0,002025 0,029495 0 0,8794 0,044255 0,01632 0,002625 0,004965 0,00221 0,001935 0,003165 0,013605 1

CTTE 91,413 58,807 74,401 59,135 37,476 36,375 30,699 31,791 27,38 27,673 24,379 21,725

NORMALIZACION 2,025 29,495 0 879,4 44,255 16,32 2,625 4,965 2,21 1,935 3,165 13,605 1000

GPM 0,02215221 0,50155594 0 14,8710577 1,1808891 0,44865979 0,08550767 0,15617628 0,08071585 0,06992375 0,12982485 0,62623705

IMPUREZAS 0,52370815 GAS NATURAL

16,0519469

GLP

0,69034374

GASOLINA NATURAL

0,90670151

58

9.2

DUCTOS

9.2.1 LINEA DE PRODUCCION POZO BBL-16 Se realizara una línea de unos 300 m empalmándola con el pozo BBL-X2, según el esquema:

Donde analizando se tienen los siguientes cálculos y datos extra:

Con los datos obtenidos, hallamos lo que son los siguientes datos:

59

9.2.2 VELOCIDAD EN LA TUBERIA DATOS

ID = 3,24 plg OD = 4 plg Viscosidad = 4,2cP Re = 919122 

d =300 m GE(g) = 0,65 API = 73 Z = 15 m

Hallamos el ID en metros

ID = (3,24*2,54 /100) = 0,082 m 

Hallamos la densidad del petróleo 𝐺𝐸 =

131,5 131,5 = 𝐴𝑃𝐼 + 141,5 73 + 141,5 GE = 0,613 𝐺𝐸 =

𝑑𝑜 𝑑𝑤

𝑑𝑜 = 𝐺𝐸 ∗ 𝑑𝑤 = 0,613 ∗ 1000 do = 613,05 kg/m3 

Hallamos la viscosidad en Pa-s

u = 0,042 Poise = 0,042 (dina*s/cm2) *

0,00001 𝑁 (100 𝑐𝑚)2 1 𝑑𝑖𝑛𝑎

*

1𝑚2

u = 4,2*10−3 Pa – s 

Hallamos la velocidad en la tubería usando la ecuación de REYNOLDS 𝑅𝑒 =

𝐼𝐷 ∗ 𝑑𝑜 ∗ 𝑣 𝑢

𝑣=

𝑅𝑒 ∗ 𝑢

= 𝐼𝐷 ∗𝑑𝑜

919122∗4,2×10−3 0,082∗613,05

v = 76,79 m/s

9.2.3 CAUDAL EN LA TUBERIA A = π*𝐼𝐷 2 =π*(0,082)*(0,082) A = 0,021 m2 60

Q = A*v = 0,021 * 76,79 Q = 1,61 m3/s

Q = 876190,47 BPD

9.2.4 CAIDA DE PRESION EN LA TUBERIA 

Ley de la conservación de energía

𝑃1 𝑣12 𝑃2 𝑣22 + + 𝑧1 − ℎ𝑙 − ℎ𝑎 − ℎ𝑟 = + + 𝑧2 𝛶 2𝑔 𝛶 2𝑔

Donde finalmente queda: ΔP = (hl + z2) * Υ 

…… (1)

Hallamos el factor de fricción dela tubería “f”

Como: Re = 919122 > 4000

flujo turbulento

Teniendo un ID de 3,24 plg y asumiendo que se trata de acero comercial:

La rugosidad relativa según el grafico : e/d = 0,00056 Por COLEMBROOK: 𝑒 2,51 𝑑 = −0,86 ∗ 𝐼𝑛( + ) 3,7 𝑅𝑒 ∗ √𝑓 √𝑓 1

1 √𝑓

Hallando “f” nos sale:

= −0,86 ∗ 𝐼𝑛(

0,00056 2,51 + ) 3,7 919122 ∗ √𝑓

f = 0,018 61

Mediante DARCY: ℎ𝑙 = 𝑓 ∗ ℎ𝑙 = 0,018 ∗

4 ∗ 𝐿 ∗ 𝑄2 𝑔 ∗ 𝜋 2 ∗ 𝐼𝐷 5

4 ∗ 300 ∗ 1,612 9,78 ∗ 𝜋 2 ∗ 0,08235

hl = 15,64 (N-m/m) Reemplazando los valores en (1) ΔP = (15,64+ 15)*(613,05*9,78) ΔP = 183,706 kPa 9.2.5 COSTO DE ENERGIA DE LA COMPRESORA PARA LA TUBERIA 

Hallamos la potencia de la compresora:

Consideramos hl = ha = 15,64 (N-m/m) También el rendimiento = n =1 𝑃𝑎 = 

𝑄 ∗ 𝛶 ∗ ℎ𝑎 1,61 ∗ 613,05 ∗ 9,78 ∗ 15,64 = 𝑛 1

Pa = 150,97 KWatt Calculando el costo de la energia:

Sabiendo que en Bolivia: 0,40 Bs por Kwh, entonces: 150,97 𝑘𝑤 ∗

0,40 𝑐𝑡𝑣𝑠 1 𝐵𝑠 24ℎ 365𝑑𝑖𝑎𝑠 ∗ ∗ ∗ 1𝑘𝑤 − ℎ 100𝑐𝑡𝑣𝑠 1𝑑𝑖𝑎 1 𝑎ñ𝑜 _5290 Bs / año

9.3

LINEA DE PRODUCCION POZO BBL-17

Se realizaran 2 lineas desde el pozo hasta el manifold, cada una con una longitud de 1500 m hasta el colector principal del campo, según el siguiente esquema:

62

Donde analizando teniendo los siguientes datos extras:

Con la ayuda de estos datos obtenemos los siguientes cálculos :

9.3.1 VELOCIDAD EN LA TUBERIA DATOS

ID = 3,294 plg OD = 4 plg Viscosidad = 4,2cP

d =1500 m GE(g) = 0,70 API = 62 63

Re = 616601 

Z = 20 m

Hallamos el ID en metros

ID = (3,294*2,54 /100) = 0,084 m 

Hallamos la densidad del petróleo 𝐺𝐸 =

131,5 131,5 = 𝐴𝑃𝐼 + 141,5 62 + 141,5 GE = 0,646 𝐺𝐸 =

𝑑𝑜 𝑑𝑤

𝑑𝑜 = 𝐺𝐸 ∗ 𝑑𝑤 = 0,646 ∗ 1000 do = 646 kg/m3 

Hallamos la viscosidad en Pa-s

u = 0,042 Poise = 0,042 (dina*s/cm2) *

0,00001 𝑁 (100 𝑐𝑚)2 1 𝑑𝑖𝑛𝑎

*

1𝑚2

u = 4,2*10−3 Pa – s 

Hallamos la velocidad en la tubería usando la ecuación de REYNOLDS 𝑅𝑒 =

𝐼𝐷 ∗ 𝑑𝑜 ∗ 𝑣 𝑢

𝑣=

𝑅𝑒 ∗ 𝑢

= 𝐼𝐷 ∗𝑑𝑜

616601∗4,2×10−3 0,084∗646

v = 47,72 m/s

9.3.2 CAUDAL EN LA TUBERIA A = π*𝐼𝐷 2 =π*(0,084)*(0,84) A = 0,022m2 Q = A*v = 0,022 * 47,72 Q = 1,05 m3/s

Q = 571428,57 BPD

64

9.3.3 

CAIDA DE PRESION EN LA TUBERIA Ley de la conservación de energía

𝑃1 𝑣12 𝑃2 𝑣22 + + 𝑧1 − ℎ𝑙 − ℎ𝑎 − ℎ𝑟 = + + 𝑧2 𝛶 2𝑔 𝛶 2𝑔

Donde finalmente queda: ΔP = (hl + z2) * Υ 

…… (1)

Hallamos el factor de fricción dela tubería “f”

Como: Re = 616601 > 4000

flujo turbulento

Teniendo un ID de 3,294 plg y asumiendo que se trata de acero comercial:

La rugosidad relativa según el grafico : e/d = 0,00053 Por COLEMBROOK: 𝑒 2,51 𝑑 = −0,86 ∗ 𝐼𝑛( + ) 3,7 𝑅𝑒 ∗ √𝑓 √𝑓 1

1 √𝑓

Hallando “f” nos sale:

= −0,86 ∗ 𝐼𝑛(

0,00053 2,51 + ) 3,7 616601 ∗ √𝑓

f = 0,01803

65

Mediante DARCY: 4 ∗ 𝐿 ∗ 𝑄2 ℎ𝑙 = 𝑓 ∗ 𝑔 ∗ 𝜋 2 ∗ 𝐼𝐷 5 4 ∗ 1500 ∗ 1,052 ℎ𝑙 = 0,01803 ∗ 9,78 ∗ 𝜋 2 ∗ 0,0845 hl =294,96 (N-m/m) Reemplazando los valores en (1) ΔP = (294,96 + 20)*(646*9,78) ΔP = 1989,89 kPa

9.3.4 COSTO DE ENERGIA DE LA COMPRESORA PARA LA TUBERIA  Hallamos la potencia de la compresora: Consideramos hl = ha = 294,96 (N-m/m) También el rendimiento = n =1 𝑃𝑎 = 

𝑄 ∗ 𝛶 ∗ ℎ𝑎 1,05 ∗ 646 ∗ 9,78 ∗ 1989,89 = 𝑛 1

Pa = 13200,5 KWatt Calculando el costo de la energia:

Sabiendo que en Bolivia: 0,40 Bs por Kwh, entonces: 13200,5 𝑘𝑤 ∗

0,40 𝑐𝑡𝑣𝑠 1 𝐵𝑠 24ℎ 365𝑑𝑖𝑎𝑠 ∗ ∗ ∗ 1𝑘𝑤 − ℎ 100𝑐𝑡𝑣𝑠 1𝑑𝑖𝑎 1 𝑎ñ𝑜

462544,83 Bs / año

10 RECOMENDACIONES

considerablemente las propiedades petrofísicas del reservorio y con ello tratar de

66

mejorar la producción diaria en caso de que se llegue a contar con daño en su trayecto de vida.

arrollar un plan de explotación optimizado para la el reservorio de reserva ROBORÉ II, para así ampliar las reservas probadas y poder incrementar la producción nacional de hidrocarburos mediante su explotación responsable y sostenible.

trabajo, de operación y de mantenimiento debe ser capacitada

Señalar a un perímetro mínimo de 50m del lugar de trabajo 11 CONCLUSIONES En base a los datos obtenidos del campo bulo bulo y los métodos de Darcy y jhont bount podemos concluir q si dicho campo no presentase ningun tipo daño skin su caudal de produccion diario sería de 1460 bbl/día. Esto sonsiderando que nuestro campo cuenta con propiedades petrofisicas bajas. Tambien podemos dar a conocer que debido a que las propiedades petrofisicas son bajas, el minimo daño que presente el campo hace que la produccion diaria decresca en un alto rango. s de tipo estructural anticlinal orientada en sentido sudeste-noroeste donde se tiene

de mucha importancia tanto para el departamento de Cochabamba y también para el país, ya que al producir una gran cantidad de Hidrocarburos lo convierte en uno de los principales proveedores de Gas para él funcionamiento de la nueva planta Petrográfica que el cálculo por el método de Dracy y de Blount Glaze es exactamente la misma, quiere decir que si es que existe pequeñas fallas entre un método y otro es mínima.

67

12 BIBLIOGRAFÍA - Instituto de Desarrollo profesional y Técnico de PDVSA – CIED. –

Autor: Ing. Jose

Los Pozos Del Campo Colorado” – Autor: Ricardo Jose Díaz Viloria. La Producción Mediante Análisis Nodal”

–

Autor: Msc.

Ricardo Maggiolo. –

Autor: Ing. Jose Luis Rivero

Sandoval. -Biguino-Huachito para determinar el incremento de producción mediante el cambio del Sistema de levantamiento artificial” – Autor: Angela Angulo. – Autor: Carlos Santellana. es.scribd.com/doc/5218849/PRODUCCION-I-IPR 88/Procedimiento-dePotencial-de-Produccion

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