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ÍNDICE DE CONTENIDO Página 1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 3 2. ANTECEDENTES ............................................................................................... 3 3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................................. 4 3.1 Identificación del problema ............................................................................ 4 3.1.1 Antecedentes .............................................................................................. 4 3.1.2 Identificación y descripción de la situación actual ....................................... 4 3.1.3 Características del objeto de estudio .......................................................... 4 3.1.4 Identificación y descripción de los hechos .................................................. 5 3.1.5 Enfoque holístico ........................................................................................ 5 3.2 Identificación de la situación problemática..................................................... 5 3.3 Identificación de la causa............................................................................... 6 3.3.1 Análisis de causa y efecto .......................................................................... 6 3.4 Formulación del problema ............................................................................. 7 4. OBJETIVO........................................................................................................... 7 4.1 Objetivo General ............................................................................................ 7 4.2 Objetivos Específicos..................................................................................... 8 4.3 Matriz de objetivos específicos-acciones-temas ............................................ 8 5. JUSTIFICACIÓN ................................................................................................. 9 5.1 Justificación Técnica ...................................................................................... 9 5.2 Justificación ambiental ................................................................................... 9 5.3 Justificación Económica................................................................................. 9 5.4 Justificación Social ...................................................................................... 10 P á g i n a 1 | 31

6. ALCANCE ......................................................................................................... 10 6.1 Alcance Temático ........................................................................................ 10 6.2 Alcance Geográfico ..................................................................................... 10 6.3 Alcance Temporal ........................................................................................ 10 6.4 Alcance Institucional .................................................................................... 10 7. MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 11 8. HIPÓTESIS ....................................................................................................... 23 8.1 Análisis de las variables............................................................................... 23 8.2 Definición Conceptual .................................................................................. 24 8.3 Operativización de Variables ....................................................................... 25 9. MATRIZ DE CONSISTENCIA ........................................................................... 26 10. DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN .................................................................. 27 10.1 Tipo de estudio .......................................................................................... 27 10.2 Matriz de diseño metodológico .................................................................. 27 10.3 Población ................................................................................................... 28 10.4 Muestreo .................................................................................................... 29 11. TEMARIO TENTATIVO ................................................................................... 29 12. CRONOGRAMA DEL TRABAJO .................................................................... 30 13. PRESUPUESTO ............................................................................................. 30 14. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................... 30

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1. INTRODUCCIÓN El Campo de Monteagudo es un campo productor de petróleo y gas natural ubicado en la provincia Hernando Siles en el departamento de Chuquisaca. La región ha constituido y constituye un centro importante de producción petrolera, fundamentalmente en el campo de Piraimiri. De acuerdo a los datos registrados por YPFB Monteagudo es un campo marginal, que se encuentra en una etapa avanzada de declinación. A objeto de la recuperación de las reservas de hidrocarburos líquidos de los reservorios Ingre y San José del pozo MGD-23 se realizó el cambio de las tuberías de producción actual; sin embargo, para la extensión de la vida útil productiva del mismo se sugiere aplicar el del método de Pulling el mismo que será desarrollado en el presente trabajo.

2. ANTECEDENTES “El Campo de Monteagudo fue descubierto por YPFB en 1966 perforándose en total 57 pozos. Está constituido por seis locaciones: Campamento Monteagudo, Piraimiri, Planta de Gas, Bateria Nº 3, Bateria Nº 4, Planta de Tratamiento de Agua y Planta de Reinyección de Agua.” 1 Piraimiri que se encuentra a pocos kilómetros de Monteagudo constituye una región fundamental de producción petrolera, cuya producción fue determinante para el desarrollo y crecimiento de Camiri. “Durante la gestión fiscal de abril 2014 a marzo 2015, el campo Monteagudo registró una producción de 53.389 barriles de petróleo y 3.374 barriles de gasolina natural, lo cual representa un promedio de 155,5 barriles por día de producción de hidrocarburos líquidos. Monteagudo es un campo marginal, cuyas operaciones petroleras son llevadas a cabo por el Operador, con las dificultades propias de manejar un campo en etapa avanzada de declinación. No obstante, gracias a una intervención para la recuperación asistida a finales del 2013 se logró incrementar 1

Licencia Renovada Integrada “Campo Monteagudo”

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los niveles de producción de petróleo y gasolina natural, pasando de un promedio de 100 barriles a esa fecha, a un caudal promedio 148 de barriles por día durante la presente gestión fiscal...” 2 Si bien en la gestión 2013 se logró el incrementar los niveles de producción de petróleo y gasolina natural en el pozo MGD-23; sin embargo, en la gestión 2015 dicho volvió a declinar.

3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 3.1 Identificación del problema 3.1.1 Antecedentes El Campo de Monteagudo es un campo productor de petróleo y gas natural ubicado en la provincia Hernando Siles en el departamento de Chuquisaca. Este campo inició operaciones hace 41 años, cuando llegó a producir más de 10.000 BPD de un petróleo crudo de excelente calidad para luego obtener, mediante la destilación, toda la gama de carburantes y lubricantes necesarios para abastecer el mercado interno y excedente para la exportación, además de una importante producción de gas natural para abastecimiento del mercado interno. 3.1.2 Identificación y descripción de la situación actual Al ser un campo que cuenta con 57 pozos que datan desde 1966, y después de haber brindado un gran volumen de petróleo y gas durante tantos años; comenzó la declinación de los mismos por causas totalmente naturales. 3.1.3 Características del objeto de estudio La declinación de pozo MGD-23 comenzó en el año 2013 es por eso que para finales del mismo año ya se tenían proyectos para la extracción secundaria del mismo. Ésta tuvo éxito y aumentó el nivel de producción, pero tiempo después se volvió a presentar la misma situación; el pozo volvió a declinar en cuanto a producción se refiere.

2

Memoria de YPFB Andina 2015

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3.1.4 Identificación y descripción de los hechos Cuando un pozo produce de forma natural, este mecanismo no se mantiene hasta agotarse la reserva de hidrocarburos en el yacimiento, sino que llega un momento en el que la presión del yacimiento ha descendido lo suficiente como para que la caída de presión sea menor, lo cual va a hacer que el yacimiento empuje los fluidos hasta cierta parte del pozo. Es ahí donde se puede notar que el pozo ha perdido energía para poder elevar los hidrocarburos a la boca del pozo. En los pozos que producen gas y petróleo, otro factor importante que en ocasiones se da es la extracción total o parcial del volumen de gas puede ser causante de la perdida de presión dentro del pozo o incluso de la declinación del mismo. Cuando el pozo presenta cierto volumen de gas en el interior, este colabora a la expulsión de petróleo dado que ejerce cierto empuje por la diferencia de densidades, al extraer todo el volumen de gas se genera cierta dificultad y disminución de presión. Asimismo se debe considerar el efecto de parafina en el petróleo, es decir, establecer qué tipo de parafinas se encuentra en el yacimiento para poder identificar el mecanismo de daño a la formación por parafinas y tener en cuenta a momento de diseñar el tipo de tratamiento. 3.1.5 Enfoque holístico Después de 41 años de producción el pozo MGD-23 comenzó a declinar por la disminución de la energía en la formación, la extracción parcial o total del volumen de gas que ayudaba a la extracción del mismo y el efecto parafina que se daba en el petróleo. 3.2 Identificación de la situación problemática Algo que se sabe perfectamente bien es que nunca es suficiente con manifestar que algo anda mal, es necesario identificar con mayor precisión la situación problémica que nos ayudará a determinar la magnitud del problema y realizar ciertos diagnósticos.

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En este caso un claro indicador de que el pozo se encuentra en declinación son los datos recolectados de la producción que indican claramente que el volumen de petróleo y gas extraído va disminuyendo conforme pasa el tiempo. Otro parámetro fundamental es la medición de la presión que se realiza en todo momento para controlar que la presión hidrostática y la presión de la formación estén siempre equilibradas para evitar causar un “Blow out” o el daño del reservorio. Estos datos recolectados de la presión nos indicaran de una manera aún más directa que ésta está disminuyendo, lo que significa que es necesario aplica un método secundario para la extracción del volumen de hidrocarburos que aún quedó atrapado en el reservorio. 3.3 Identificación de la causa 3.3.1 Análisis de causa y efecto Causas 

Disminución de la energía natural del pozo.



Disminución del gas que disminuye la presión dentro del pozo.



Efecto de Parafina en el petróleo.

Efectos 

Declinación del pozo.



Disminución del volumen de petróleo extraído.

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FIGURA 1 Diagrama de Ishikawa

ENERGÍA NATURAL DEL POZO

Presión de formación Saturación DECLINACIÓN DEL POZO

Daño a la formación

Disminución de la presión del pozo

MGD-23

Dificultad de extracción de petróleo

EFECTO PARAFINA

DISMINUCIÓN GAS

FUENTE: Elaboración propia

3.4 Formulación del problema La disminución de la energía natural del pozo y del volumen de gas; combinada con el efecto de parafina producido en el petróleo provocó la declinación y disminución de volumen hidrocarburífero extraído en el pozo MGD-23 ubicado en la Provincia de Hernando Siles del sudeste de Bolivia en el año 2015.

4. OBJETIVO 4.1 Objetivo General Proponer la intervención del pozo MGD-23 con el equipo de Pulling de tal forma que aumente el nivel de producción y se extienda la vida útil productiva del mismo.

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4.2 Objetivos Específicos 

Realizar un diagnóstico de producción del pozo MGD-23.



Atenuar el efecto de parafina con inyección de solvente en línea con la inyección de gas lift existente.



Acelerar la producción de volumen remanente que aún permanece en ambas formaciones.

4.3 Matriz de objetivos específicos-acciones-temas

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Realizar un diagnóstico de producción del pozo MGD-23.

Atenuar el efecto de parafina con inyección de solvente en línea con la inyección de gas lift existente

ACCIONES

FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

Pruebas de producción

Producción

Análisis de la reserva

Reservorios

Prueba de tubería

Producción

Análisis de presión y temperatura

Producción

Análisis de fluidos

Petroquímica

Implementación de calor

Petroquímica

Regular la velocidad

Producción

Utilizar solventes

Petroquímica

Limpieza de tubing

Producción

Control permanente de la temperatura

Producción /…

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…/

ACCIONES

FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

Disminuir daños en formación

Producción

Métodos de recuperación primaria

Producción

Inyección de mezcla química

Petroquímica

Abrir el choque

Producción

Análisis de método

Producción

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Acelerar la producción de volumen remanente que aún permanece en ambas formaciones.

5. JUSTIFICACIÓN 5.1 Justificación Técnica Debido al comportamiento de producción del pozo MGD-23 en los niveles Ingre y San José y tomando en cuenta el análisis del pozo ya mencionado se considera la recuperación de volúmenes extra de petróleo, logrando así un incremento de producción de hidrocarburos líquidos. 5.2 Justificación ambiental Al realizarse la intervención del pozo MGD-23 con la técnica de Pulling en un área ya intervenida que cuenta con todas las facilidades y los impactos ocasionados en el medio ambiente no son de gran magnitud. Sin embargo, para evitar cualquier tipo de daño se aplicaran medidas de prevención. 5.3 Justificación Económica La producción de los pozo que se encuentran en el Campo de Monteagudo, entre ellos el pozo MGD-23, ha sido de gran ayuda para el desarrollo de Camiri y muchos P á g i n a 9 | 31

otros lugares, por lo que la mejora de producción del mismo es fundamental para la economía de ciertas regiones, lo que se quiere es incrementar los ingresos del país a través de este campo debido a que existen todavía grandes reservas en el reservorio que pueden ser extraídas de una manera económicamente rentable. 5.4 Justificación Social Con dicha intervención y con el logro de aumento de producción de volumen de petróleo en el pozo MGD-23, se logrará beneficiar a la sociedad por el ingreso económico que generará, ya que podría destinarse a incrementar el nivel de educación en los colegios y universidades.

6. ALCANCE 6.1 Alcance Temático El trabajo a realizarse comprenderá la producción de hidrocarburos del pozo MGD23 siendo específicos en las recuperaciones secundarias y terciaras del mismo; también estará relacionado con lo que es ingeniería de reservorios ya que se tratara de establecer las características del pozo y encontrar su factor de recuperación. 6.2 Alcance Geográfico El trabajo se realizará en el pozo MGD-23 del Campo Monteagudo ubicado en la provincia Hernando Siles en el departamento de Chuquisaca. 6.3 Alcance Temporal La recuperación secundaria y terciaria no tiene un tiempo exacto ya que ésta se evalúa según la rentabilidad de producción; no obstante, el trabajo en el campo no durara para siempre ya que el proceso se empleará mientras se tenga una recuperación y producción rentable. 6.4 Alcance Institucional La principal institución involucrada al realizarse este trabajo será REPSOL dado que es la que está encargada de este pozo, la misma trabajará en conjunto con YPFB; por lo que estas dos instituciones serían las directas afectadas. P á g i n a 10 | 31

7. MARCO TEÓRICO En todo yacimiento petrolífero, por razones de gravedad de cada fluido, la capa de gas (original o la que se forma en un momento de la vida del yacimiento) ocupa la parte superior; este gas es diferente en origen al gas que se encuentra en solución junto con el petróleo. Luego viene la capa de petróleo y en la parte más baja se encuentra el agua que forma el acuífero, o gran masa de agua salada que aparece debajo de cualquier yacimiento de petróleo o de gas. Esta agua no es el agua que se encuentra junto con el petróleo entre los poros de la roca que constituye el yacimiento. Por el fenómeno físico de las fuerzas capilares que se desarrollan entre los fluidos contenidos en los poros de la arena y estos, llega un momento en la vida del pozo que el petróleo queda atrapado (agarrado) por el agua y deja de fluir por el mecanismo natural de producción que gobierna el yacimiento. El petróleo crudo entrampado en el subsuelo está asociado a gas y agua, y se mantiene allí bajo presión. Una vez realizada la perforación se pone el pozo en producción, el nivel de presión en el reservorio determina según los caudales de petróleo extraído hasta cuando el petróleo llegará sin ayuda alguna a la superficie. Para que el petróleo fluya a través del reservorio, debe haber una libre conexión entre los poros. La mayor o menor facilidad de pasaje de los fluidos a través de las rocas se llama permeabilidad y depende del tamaño de los canales que interconectan los poros. A este tipo de porosidad en la que los poros están interconectados la llamamos efectiva y por lo general se presenta asociada con buenas permeabilidades. Tanto la porosidad como la permeabilidad varían a lo largo de una formación rocosa y en consecuencia, pozos en diferentes lugares de un reservorio pueden tener gran diferencia de nivel de producción. Estos factores también varían con la profundidad, siendo afectados por las presiones y temperaturas a que son sometidas las rocas. 3

3

http://gustato.com/petroleo/Petroleo3.html

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En un yacimiento para extraer el petróleo es necesario la perforación de pozos pero esto no es suficiente para que dicho petróleo llegue a la superficie, es por ello que existen varios mecanismos de producción, los cuales se clasifican en: Mecanismos naturales y Mecanismos artificiales. Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al pozo, la presión a la que se encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del pozo. El caudal con que el petróleo fluye hacia el pozo depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el pozo, la permeabilidad, grosor de las capas y la viscosidad del petróleo.4 La presión inicial del reservorio generalmente es lo suficientemente alta para elevar el petróleo en los pozos de producción a la superficie, pero a medida que se extraen el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comienza a descender. La producción, aun cuando está declinando, se puede mantener por un tiempo mediante procedimientos naturales tales como expansión del casquete de gas y el empuje del agua. 5 Empuje por gas en solución. Es un mecanismo de empuje, cuando tenemos una presión en el yacimiento menor a la presión de burbujeo (presión a la cual el crudo líquido libera la primera burbuja de gas), es decir cuando el yacimiento ya ha comenzado a liberar gas, ocasionando que este gas que se va liberando se expanda a medida que se va disminuyendo la presión y de esta manera empuja los fluidos hacia el pozo productor. 6 Empuje de una capa de gas. Cuando el gas está por encima del petróleo y debajo del techo de la trampa este realiza un empuje sobre el petróleo. 7

4

http://gustato.com/petroleo/Petroleo3.html

5

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/p/primary_production.aspx

6

http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2008/10/mecanismos-de-

produccin_02.html 7http://www.monografias.com/trabajos92/produccion-hidrocarburos/produccion-hidrocarburos.shtml

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Empuje hidráulico. El empuje natural por efecto del acuífero, también conocido como empuje hidráulico, ocurre en los yacimientos que tienen un acuífero asociado y se empieza a presentar una vez que se reduce la presión en el yacimiento, lo que permite que el agua en el acuífero se expanda y fluya dentro de la zona de petróleo del mismo. 8 Segregación Gravitacional. Para que este mecanismo ocurra debe existir facilidad para que el gas llegue al tope de la estructura; si existe esta facilidad, a medida que cae la presión el gas va subiendo y al mismo tiempo se expande y de esta manera empuja el petróleo hasta el pozo, al llegar al tope la capa de gas funciona como un pistón.

Tipo de

Presión del

mecanismo

Yacimiento

Gas en solución

Declina rápido y

Eficiencia

5-35%

continuo. Capa de Gas

Cae lentamente y

20-40%

de forma continua. Empuje de Agua

Permanece alta.

35-80%

Segregación

Declinación rápida

40-80%

gravitacional

y continua.

Como acabamos de notar, los yacimientos producen por la energía contenida o introducida en los mismos. Esta energía es representada por la presión del

8

http://www.portaldelpetroleo.com/2016/05/mecanismos-de-produccion-en-yacimientos.html

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yacimiento, la cual ira disminuyendo. A ésta disminución se la conoce como declinación. La declinación es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento, se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este, lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo. Otro factor que ocasiona una caída de producción es el factor mecánico. 9 De acuerdo a las causas que influyen en la declinación de producción se tienen la Declinación Energética y la Declinación Mecánica. La Declinación Total será la suma de la declinación energética más la declinación mecánica. Declinación energética. Es la declinación debido al agotamiento de energía del yacimiento (caída de presión) y/o a la disminución de la permeabilidad relativa al petróleo y saturación de petróleo alrededor del pozo. 10 Ésta caída de presión tiene como principal factor la extracción del volumen hidrocarburífero que conforme va aumentando, la presión del pozo va disminuyendo. Declinación mecánica. Está relacionada con los problemas inherentes a la formación, como ser: arenamiento, daño a la formación, producción de asfaltenos, y problemas en el pozo como deterioro de la tubería de producción, empacaduras, etc. 11 Arenamiento. Es la producción de pequeñas o grandes partículas de sólido junto con los fluidos que son producidos del yacimiento debido a la baja consolidación de la formación productora. 12 Producción de asfaltenos. Los asfaltenos son partículas sólidas semicristalinas de color café o negro que contienen anillos condensados de hidrocarburos aromáticos.

9

https://es.scribd.com/doc/132761324/La-declinacion-es-el-descenso-de-la-capacidad-deproduccion-de-un-yacimiento 10

http://www.petroleum.com.ve/barrilesdepapel/BPNo.21.pdf

11

Ibíd.

12

https://www.academia.edu/12653559/Arenas_de_Formaci%C3%B3n_o_Arenamiento

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Ellos se descomponen por calentamiento, se funden y por posterior enfriamiento se resolidifican. 13 Efecto de Parafina. Es un depósito procedente de un aceite crudo del 40% al 60 % donde se encuentran ceras parafínicas únicamente. Éstas se encuentran comprendidas por parafinas que contienen entre 16 a 30 carbonos en cadena lineal. La estructura molecular que se forma se conoce como macro-cristales, los cuales tienen forma de agujas que al conglomerase constituyen grandes depósitos de cera que ocasionan diversos problemas en las líneas de producción de pozos petroleros y en la formación. Por esta razón, se produce un aumento de la viscosidad por la aglomeración de grandes cristales que serán la causa del taponamiento de los poros de la formación o en un punto determinado del sistema de producción, aspecto que depende del punto de cristalización del crudo. 14 La precipitación y deposición de parafinas se manifiesta en todas las etapas de la producción de petróleo: 

En el yacimiento: reduce el diámetro de la garganta del poro, lo cual causa una disminución en el aporte de fluido de la formación productor.



Cerca del pozo: ocasiona daños a la formación y obstruye los orificios cañoneados.



En los sistemas de producción reduce el radio efectivo por el cual se origina, esto conlleva a una disminución del nivel de fluido en los sistemas de almacenamiento. 15

La precipitación de parafinas se desencadena por varios factores, entre los que se puede mencionar: 

Cambios de presión. La presión mantiene los gases y componentes volátiles en solución y ayuda a mantener el fluido a la temperatura de formación.

13

http://www.portaldelpetroleo.com/2013/04/los-asfaltenos-y-sus-efectos-en-la.html

1414 15

http://manejodepetroleoygas.blogspot.com/2014/04/parafinas.html

Ibíd

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Obviamente, es imposible producir el crudo sin tener una caída de presión considerable; entonces, ambos factores actúan simultáneamente, las caídas de presión y las caídas de temperatura, porque los gases se desarrollan y se expanden, y los componentes más pesados se precipitan formando parafinas. 16 

Temperatura. Los hidrocarburos a condiciones de yacimiento se encuentran a una cierta temperatura que depende de la profundidad. A medida que los fluidos durante la producción viajan a superficie se van enfriando. Cuando el crudo se enfría, pierde solubilidad, y no pude mantener las partículas en suspensión por más tiempo. Las parafinas se solidifican, sus partículas se asientan y se acumulan en depósitos cerosos.



Composición química del crudo. a pérdida de los constituyentes más livianos del crudo definitivamente reduce la cantidad de parafinas que pueden mantenerse en solución.

La reducción en el volumen de aceite resulta en

menos solvente disponible para disolver la misma cantidad de cera. “El daño a la formación es probablemente el mayor problema causado por parafina en la industria del petróleo, y en ocasiones pasa desapercibido o se asocia a agotamiento natural y puede eventualmente causar abandono prematuro de pozos. La precipitación de parafinas en la cara de la formación es casi irreversible, debido a que la cera, una vez precipitada de la solución, es muy difícil de disolver nuevamente en el mismo fluido, incluso elevando la temperatura a la del crudo en formación; por supuesto, yacimientos con temperaturas mucho más elevadas que el punto de disolución (melting point) de la parafina precipitada, no son afectados.” 17

Sin embrago, existe una serie de métodos que ayudan al control de las parafinas; entre las cuales se tiene:

16

http://manejodepetroleoygas.blogspot.com/2014/04/parafinas.html

17

Ibíd.

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

Método Mecánico. Consiste en la eliminación de ésta del tubing o tubería de producción mediante el uso de raspadores y cortadores de parafina. La desventaja de este método es que la parafina raspada puede llegar a ocasionar taponamiento a las secciones cañoneadas. Pero la mayor ventaja es que se convierte en una opción relativamente económica, si no es necesaria la limpieza del pozo muy frecuentemente, ya que para realizarla se tiene que detener la producción y esto genera pérdidas económicas. Para éste método se utiliza un dispositivo a través de la tubería que raspa las paredes internas de la misma y empuja a través de la parafina. Este tipo de dispositivo de limpieza recibe el nombre de "marrano o pig."



Método Operacional. Este método consiste en regular la velocidad y el caudal de producción con el objetivo de disminuir la precipitación de sólidos en la sarta de producción. Es importante aclarar que sólo desprende las ceras más blandas, ya que el esfuerzo de corte que el fluido hace a los depósitos no es tan fuerte como para remover las parafinas más duras, esto trae como consecuencia a que con el tiempo se formen depósitos de parafina muy sólidos y por supuesto más difíciles de tratar.



Método Térmico. Se utiliza el calor para fundir la parafina. Sin embargo, la cantidad de calor utilizada para esta acción es clave, ya que la cantidad de calor por unidad de volumen tiene un precio, la generación de calor para llevar a cabo estos procesos repercute en que el precio de producción por cada barril de petróleo aumente. 18 Entre las técnicas más utilizadas para control de parafinas utilizando métodos térmicos se encuentran: Inyección de aceite caliente, inyección de agua caliente, calentadores en el fondo del pozo y calentadores eléctricos de la tubería.

18

http://manejodepetroleoygas.blogspot.com/2014/04/parafinas.html

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

Método de Tratamiento Químico. se basa en el uso de cuatro clases de productos químicos: Solventes, dispersantes, surfactantes y modificadores de cristal.

Dentro de la teoría de la declinación de un pozo se tiene las curvas de declinación que permiten estimar las reservas a recuperar durante la vida productiva y hacer comparaciones con los estimados por otros métodos como el balance de materiales. Básicamente se han reconocido tres tipos de curvas de declinación de producción: Exponencial, Hiperbólica y Armónica. Dado que la aplicación de las curvas de declinación requiere el establecimiento de una tendencia de comportamiento de producción del pozo, grupos de pozos, yacimiento, cualquier factor que altere o modifique esta tendencia, limitará la aplicación de éstas.

19

Entre los factores que afectan las curvas de declinación de

producción se tienen los siguientes: 

Períodos desiguales de tiempo. Las pruebas de pozos, las mediciones, etc, no se efectúan en los pozos considerando los mismos lapsos de tiempo entre prueba y prueba, lo que hace que los promedios entre los diferentes tiempos no estén bien ponderados.



Cambio de productividad de los pozos. La producción de los pozos tienen una declinación natural, cuando en determinados pozos esta llega a bajos valores, son sometidos a reparaciones con el objeto de incrementar nuevamente su producción. Generalmente estos cambios de productividad no se pueden tomar en cuenta por que no se puede predecir cuándo ello ocurrirá. 20



Completación de nuevos pozos. Al terminar un nuevo pozo, la tasa de producción del yacimiento aumentará, lo cual altera la tendencia del comportamiento anterior.

19

http://www.portaldelpetroleo.com/2012/07/bpd-curvas-de-declinacion-de-produccion.html

20

Ibíd.

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

Interrupción de los Programas de Producción. Cuando en la vida productiva de un existen cierres de producción total o parcial por razones de carencia de mercado, problemas en los equipos de superficie, etc.

De ésta manera, queda aún más claro que la declinación de un pozo se da de manera totalmente natural cuyas causas principales son la disminución de la presión en el pozo debido a la extracción de volumen hidrocarburífero, además de la extracción de gas y algunos otros problemas que se presentan en algunos; en nuestro caso el efecto de parafina. Sin embargo, cuando la energía natural del pozo comienza a declinar, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Existen tres mecanismos de recuperación de petróleo: Extracción primaria En este tipo de extracción, el petróleo fluye de manera natural al pozo; sin embargo, cuando la presión empieza a declinar se recurre a los métodos artificiales. Entre los más usados y conocidos se tiene:  Bombeo con accionamiento mecánico. La bomba se baja dentro de la tubería de producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo.21  Bombeo con accionamiento hidráulico. Un método también muy utilizado son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 o más pozos desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos.22 21

http://gustato.com/petroleo/Petroleo3.html

22

Ibíd.

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 Extracción con gas o "gas lift". Consiste en inyectar gas a presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios. Extracción Secundaria “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.” 23 Extracción Terciaria Con la recuperación primaria se puede extraer entre veinte y treinta por ciento del petróleo originalmente localizado dentro de un yacimiento petrolífero, pero queda entre el setenta y ochenta por ciento de los hidrocarburos que no han sido extraídos, por cuya razón se están utilizando nuevos métodos para aumentar la cantidad de petróleo recuperado, estos son denominados recuperación secundaria y terciaria y no son más que procesos por los cuales se trata de proporcionar energía externa o presión al campo con el fin de seguir produciendo el hidrocarburo y continúe así con su vida productiva .Existen varios métodos de recuperación terciaria, algunos de ellos son específicamente para campos gasíferos y otros son exclusivamente para campos petroleros, existen algunos que puede ser aplicado en ambos casos pero esto va de acuerdo con las características del pozo y del hidrocarburo.

23

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/s/secondary_recovery.aspx

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El pozo MGD-23, al ser un pozo productor de petróleo ya sometida a una estimulación previa, requiere de una extracción terciaria. Algunos de los métodos son: Combustión In Situ “Un método importante para la recuperación mejorada de hidrocarburos es la combustión in situ el cual es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento para seguir recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria. Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo o gas presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10% con el fin de reducir la viscosidad del petróleo y así pueda fluir de una manera más provechosa, este procedimiento es utilizado generalmente en reservorios con crudo pesado. El procedimiento comienza generalmente bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.” 24 Inundación artificial química Uno de los métodos utilizados como recuperación terciaria es el de Inundación Artificial Química en la cual se utiliza con inundaciones con polímeros, surfactantes y líquidos alcalinos. En la inundación con surfactantes se inyecta un tapón de una solución miscible para bajar la tensión interfacial, este proceso reduce las fuerzas capilares y mejora la eficiencia de desplazamiento. La inundación alcalina mejora la recuperación del petróleo rebajando la tensión interfacial, la emulsificación espontánea y la alteración de humectabilidad. 25

24

https://es.scribd.com/doc/57433197/RECUPERACION-MEJORADA

25

Ibíd.

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Inundación artificial miscible Dentro de este tipo de extracción se tiene el Método de Pulling, es una técnica por la cual se desplaza el petróleo del yacimiento mediante inyección de fluidos, con la finalidad de reducir el daño presente en las formaciones y lograr que estimule al pozo para la extracción restante de hidrocarburo en el pozo. Los fluidos miscibles pueden ser el gas carbónico, gas licuado de petróleo, gas rico y gas pobre. El mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles como es el caso del dióxido de carbono es la de disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilización del gas en el crudo. La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el petróleo crudo cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable ondulación del petróleo. 26 Tres tipos de inyección de dióxido de carbono han sido descubiertas y aplicadas: Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua, inyección de agua saturada con el dióxido de carbono e inyección del gas a presión elevada. Ésta técnica sigue los siguientes pasos: 1. Chequeo de presiones. En esta etapa se revisa la presión del pozo para así controlarlos de manera segura durante la intervención del mismo. 2. Ahogado de pozo. Consiste en bombear en el pozo un fluido de ahogo con densidad suficiente para recuperar la producción de fluido de formación con el fin de detener el flujo de fluidos de yacimiento. 3. Corte químico. Se introduce un cable conductor; al activarse, el cortador químico utiliza una pequeña carga explosiva para dirigir de manera forzada chorros a alta presión de material altamente corrosivo en un patrón de circunferencia contra la pared de la tubería. 4. Bajada de Overshot. Es la bajada de la herramienta de captura de pesca diseñada para recuperar remanentes tubulares.

26

https://es.scribd.com/doc/57433197/RECUPERACION-MEJORADA

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5. Limpieza del trépano. Se realizará la limpieza con trépano hasta un punto predeterminado, para acondicionar la tubería. 6. Cementación forzada. Es el proceso que involucra el bombeo de una lechada al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor, para aislar alguna zona identificada. 7. Rebaleo de formación. Se utiliza para reponer la dimensión de los canales permeables que han sido obstruidos por el efecto de circulación de los fluidos de formación desde las áreas de drenaje y en que su recorrido van arrastrando partículas pequeñas de los componentes de las arenas. 8. Estimulación química. Consiste en la inyección de un tratamiento químico. 27

Según información brindada por REPSOL, se reveló que el Campo de Monteagudo contiene importantes volúmenes residuales de petróleo que pueden ser explotados con resultados totalmente positivos. El método que se propone para ésta recuperación es la de Pulling, debido a que no va a requerir mucho gasto económico dado que se va a realizar en un área ya intervenida; asimismo, los impactos ambientales ocasionados no son de gran magnitud.

8. HIPÓTESIS La Técnica de Pulling basado en la disminución de daños de formación y estimulación del mismo permitirá incrementar el nivel de producción. 8.1 Análisis de las variables Las variables identificadas en el presente trabajo son:

27

Licencia Renovada Integrada “Campo Monteagudo”

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Variable independiente Técnica de Pulling basada en la disminución de daño de formación y estimulación del mismo. Variable Dependiente Nivel de producción de petróleo. 8.2 Definición Conceptual A continuación se presenta la definición conceptual de la variable dependiente e independiente. Técnica de Pulling La Técnica de Pulling es una nueva manera de extracción terciaria cuyo objetivo principal es el de disminuir los daños provocados en la formación y estimular el pozo con la inyección de químicos. Nivel de producción La fase que tiene lugar después del éxito de las fases de exploración y desarrollo y durante la cual los hidrocarburos drenan desde un campo de gas o petróleo.

28

El

nivel de producción hace referencia a la cantidad de volumen que puede producirse en un determinado tiempo.

28

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/p/production.aspx

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8.3 Operativización de Variables

VARIABLE

INDEPENDIENTE Técnica de Pulling basada en la disminución de daño en la formación y estimulación

DEFINICIÓN CONCEPTUAL Nueva manera de extracción terciaria cuyo objetivo principal es el de disminuir los daños provocados en la formación y estimular el pozo con la inyección de químicos.

DIMENSIONES

Viscosidad Efecto de parafina Temperatura Presión Energía natural del pozo Saturación

Disminución de gas

Cantidad de DEPENDIENTE

volumen

Nivel de producción

producido.

INDICADORES

Presión

BPD Nivel de producción Costos

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9. MATRIZ DE CONSISTENCIA PROBLEMA

OBJETIVO

HIPÓTESIS

APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE PULLING BASADA EN LA DISMINUCIÓN DE DAÑOS EN LA FORMACIÓN Y ESTIMULACIÓN DEL MISMO EN EL POZO MGD-23

La disminución de la energía natural del pozo y del volumen de gas; combinada con el efecto de parafina producido en el petróleo.

Provocó

La declinación y disminución de volumen hidrocarburífero extraído en el pozo MGD-23.

Proponer la intervención del pozo MGD-23 con el equipo de Pulling.

Para

Aumentar el nivel de producción y extender la vida útil productiva del pozo.

Técnica de Pulling basada en la disminución de daños de formación y estimulación del mismo.

Permitirá

Aumentar el nivel de producción y extender la vida útil productiva del pozo.

FUENTE: Elaboración propia

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10. DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN En este punto se desarrollará el diseño de la investigación, en el cual se muestra el contenido de la fundamentación teórica y su instrumento, para cada una de las acciones a realizar. 10.1 Tipo de estudio CRITERIO

TIPO DE INVESTIGACIÓN

Nivel

Correlacional

Finalidad

Investigación aplicada

Temporalidad

Longitudinal

Fuentes de información

Primarias

Carácter

Cuantitativo

Naturaleza

Experimental

Marco

De laboratorio

Documento que genera

Proyecto

10.2 Matriz de diseño metodológico OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Realizar un diagnóstico de producción del pozo MGD-23.

FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

INSTRUMENTO

Pruebas de producción

Producción

Registros de Volumen vs tiempo.

Análisis de la reserva

Reservorios

Sísmica 2D y 3D

Prueba de tubería

Producción

Pruebas de corrosión

Análisis de presión y temperatura

Producción

Registros

Petroquímica

Registros de composición del fluido.

ACCIONES

Análisis de fluidos

/… P á g i n a 27 | 31

…/ OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Atenuar el efecto de parafina con inyección de solvente en línea con la inyección de gas lift existente.

Acelerar la producción de volumen remanente que aún permanece en ambas formaciones.

ACCIONES

FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

INSTRUMENTO

Implementación de calor

Petroquímica

Horno

Regular la velocidad

Producción

Bomba de velocidad

Utilizar solventes

Petroquímica

Gas lift

Limpieza de tubing

Producción

Raspadores

Control permanente de la temperatura.

Producción

Registros de temperatura

Disminuir daños en formación

Producción

Cementación forzada

Métodos de recuperación primaria

Producción

Inyección de gas lift

Inyección de mezcla química

Petroquímica

Petróleo del mismo pozo

Abrir el choque

Producción

Válvula

Análisis de método

Producción

Registro de producción

10.3 Población La presente investigación tendrá como población el nivel de producción en el pozo MGD-23 que se ubica en el Campo de Monteagudo en la provincia Hernando Siles en el departamento de Chuquisaca.

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“Una población está determinada por sus características definitorias. Población es la totalidad del fenómeno a estudiar, donde las unidades de población poseen una característica común, la que se estudia y da origen a los datos de investigación.” (TAMAYO 1992). 10.4 Muestreo En términos estadísticos, la muestra es una parte de la población, es un determinado número de individuos y objetos seleccionados científicamente; los cuales representan un elemento del universo. El objetivo principal del mismo es el de la investigación, a partir de características particulares. Para la determinación de nuestra muestra se decidió tomas en cuenta tomar dos pozos que presenten diferentes problemas en el proceso de producción, a los cuales se les aplicará la misma técnica; los pozos son MGD-23 y MGD-30.

11. TEMARIO TENTATIVO 1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8

CAPÍTULO 1: GENERALIDADES INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA OBJETIVOS JUSTIFICACIÓN ALCANCE HIPÓTESIS MATRIZ DE CONSISTENCIA

2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7

CAPÍTULO 2: FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA CONTENIDO DE LA FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN PRODUCCIÓN PETROLERA MÉTODOS DE EXTRACCIÓN DE PETROLEO TÉCNICA DE PULLING MODELADO Y SIMULACIÓN INGENIERÍA ECONÓMICA

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12. CRONOGRAMA DEL TRABAJO El trabajo, en el caso de ser aceptado, será realizado a lo largo del mes de Febrero. DIAS

ACTIVIDAD 11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Introducción Antecedentes Planteamiento del problema Objetivo Justificación Alcance Marco Teórico Hipótesis Matriz de consistencia Diseño de la inv. Temario Tentativo Cronograma Presupuesto Defensa

13. PRESUPUESTO No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

DESCRIPCIÓN A. PERSONAL Honorarioa del Investigador B. EQUIPOS Laptop personal Internet Impresora Cartuchos de tinta D. MATERIALES Papel carta E. SERVICIOS TÉCNICOS Anillado TOTAL

UNIDAD

CANTIDAD

PRECIO UNITARIO

SUBTOTAL

HH

25

0

0

Hora Hora Hora UU

25 20 1 1

0 0 0 90

0 0 0 90

Paquete

1

35

35

UU

1

5

5 125

14. BIBLIOGRAFÍA  Licencia Renovada Integrada “Campo Monteagudo”  Memoria de YPFB Andina 2015 P á g i n a 30 | 31

 http://gustato.com/petroleo/Petroleo3.html  http://gustato.com/petroleo/Petroleo3.html  http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/p/primary_production.aspx  http://ingenieria-depetroleo.lacomunidadpetrolera.com/2008/10/mecanismos-deproduccin_02.html  http://www.monografias.com/trabajos92/produccionhidrocarburos/produccion-hidrocarburos.shtml  http://www.portaldelpetroleo.com/2016/05/mecanismos-de-produccion-enyacimientos.html  https://es.scribd.com/doc/132761324/La-declinacion-es-el-descenso-de-lacapacidad-de-produccion-de-un-yacimiento  http://www.petroleum.com.ve/barrilesdepapel/BPNo.21.pdf  https://www.academia.edu/12653559/Arenas_de_Formaci%C3%B3n_o_Are namiento  http://www.portaldelpetroleo.com/2013/04/los-asfaltenos-y-sus-efectos-enla.html  http://manejodepetroleoygas.blogspot.com/2014/04/parafinas.html  http://manejodepetroleoygas.blogspot.com/2014/04/parafinas.html   http://manejodepetroleoygas.blogspot.com/2014/04/parafinas.html  http://www.portaldelpetroleo.com/2012/07/bpd-curvas-de-declinacion-deproduccion.html  http://gustato.com/petroleo/Petroleo3.html

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