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RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

2014

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

APLICACIÓN DEL METODO RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA Conocer la recuperacion de hidrocarburos por inyeccion de agua. Conocer de manera teorica los metodos de aplicación que se utilizan Conocer el tratamieno de agua de inyeccion para una recuperacion secundaria. Conocer los equipos utilizados en la inyeccion de agua. Estudiar el metodo y aplicacio en los campos de Bolivia.

Este trabajo es realizado con la finalidad de conocer de manera clara la aplicación del metodo de recupracion secundaria por inyeccion de agua en Bolivia y en el mundo petrolifero. Ademas llegar a conocer a detalle la aplicación de inyeccion de agua, metodos de aplicación, rendimiento, eficacia, equipamiento,etc.

Métodos de recuperación secundaria Los procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las cuales son: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. La fase primaria es producto del flujo natural del yacimiento, cuando la presión en este, es la necesaria para empujar los fluidos que allí se encuentren. La fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo hasta los pozos de producción. Por último tenemos la fase terciaria o mejorada, por lo general viene luego de la segunda etapa, se inyectan químicos, energía térmica o gases miscibles para extraer el crudo. Debido a la variedad de los métodos de recuperación existentes, se hace una evaluación del yacimiento para saber cual es el método más adecuado de recobro. Por lo general se examinan las propiedades de los fluidos, continuidad de la formación, mecánica de las rocas, tecnología de perforación, opciones de terminación de pozos, simulación de la producción e instalaciones de superficie. Se debe tener en cuenta que las fases no llevan un orden estricto, ya que se podrían utilizar dependiendo de las UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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necesidades existentes en el pozo, es decir, q podríamos pasar de una fase primaria a una terciaria, si se considera más favorable para la producción del yacimiento.

Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores). Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los únicos fluidos suceptibles de inyectarse económicamente eran el agua, y en ciertos casos el gas natural. El drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite originalmente en sitio hasta un promedio de 25-30%, con variaciones desde 15 hasta 40% según los casos. Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía 60-80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio. Esto se debe a que la eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria está limitada por dos factores:



A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual suficientemente baja para

encontrarse en forma de glóbulos discontínuos, atrapados por las fuerzas capilares.



A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado durante la

recuperación secundaria no penetra, por la baja permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable

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Inyección de agua

Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua, esta operación fue realizada por primera vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue utilizada en los años cuarentas.

“Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos”. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características: 

No debe ser corrosivo



Los componentes minerales como BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de conchas por lo que se debe tratar de eliminar del agua este tipo de minerales.



Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción de los pozos de inyección.



Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos.



El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método. Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a nivel mundial.

Figura 1. Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo

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Inyección de gas

Fue el primer método empleado y es un proceso donde el gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa de producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta. Se usó a principios de los años 1900, con el objetivo de mantener la presión dentro del yacimiento.

La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos.

Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo existente en el yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una fase homogénea simple, la menor presión para que ocurra la movilización del crudo, es aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda restringida en un valor mínimo de 5000 pies. El proceso enriquecido de hidrocarburos varia según el proceso de inyección de gas a alta presión principalmente, por la manera que los hidrocarburos son transferidos de una fase a otra, este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión.

Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas: 

Las propiedades de los fluidos del yacimiento.



El tipo de empuje.



La geometría del yacimiento.



La continuidad de la arena.



El relieve estructural.



Las propiedades de la roca.



Temperatura y presión del yacimiento.

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Figura 2. Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso

Tipos de inyección

La inyección del gas se clasifica en dos tipos que son: la inyección de gas interna o dispersa y la inyección de gas externa.

1. Inyección de gas interna o dispersa Consiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial, por empuje por gas disuelto y donde no hay tendencia a UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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desplegarse una capa de gas secundaria.

Características: 

Se utiliza en reservorios homogéneos, con poca inclinación y con poco espesor.



Se necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son ordenados de tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la zona de producción. El ordenamiento estará sujeto al tipo de yacimiento.



La permeabilidad efectiva del gas debería ser baja.

2. Inyección de gas externa Es el proceso de inyección de gas cerca del borde o cresta de producción del reservorio, lugar donde está la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo. Características: 

Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el desplazamiento del petróleo mediante el empuje por la capa de gas.



Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical.



Deben tener alto buzamiento.



Se ubican los pozos de producción de tal manera que cubran gran parte del área donde es inyectado el gas.

Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas Factores que se deben considerarse para realizar un proceso de inyección de agua y de gas: 

Geometría del yacimiento



Litología



Profundidad del Yacimiento



Porosidad



Permeabilidad



Continuidad en las propiedades de las rocas



Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos.



Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas

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Campo Patujusal y Patujusal Oeste Los Campos Patujusal y Patujusal Oeste fueron descubiertos en 1993, prácticamente desde el inicio la explotación fue mediante levantamiento artificial con Gas Lift; sin embargo, a partir del año 2003 se puso en marcha la planta de inyección de agua al reservorio con el objetivo de mejorar la recuperación de petróleo. En estos campos se perforaron 20 pozos, de los cuales 12 son productores, tres inyectores de agua para recuperación secundaria, uno inyector de agua de disposición y cuatro están cerrados por improductivos. La profundidad promedio de estos pozos es de 1.700 metros, medida en la cual se encuentra el nivel productor Petaca. La producción promedio diaria actual de este campo es de 430 barriles de petróleo y 0.45 millones de pies cúbicos de gas. Frente a la baja producción de petróleo que se ha registrado en los últimos años en el país, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) prevé intervenir 18 campos maduros y en declinación para prolongar la vida productiva y optimizar la obtención de líquidos principalmente, con lo que se espera generar condiciones favorables para su explotación, según el Plan de Inversiones 2012-2016 de la estatal petrolera. UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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De esta cantidad, YPFB evaluará 10 campos maduros para determinar las mejores opciones técnicas de aprovechamiento de los reservorios y, para ello, hasta el 2016 se elaborará 10 nuevos Planes de Desarrollo (PDDs). Asimismo, hasta el 2016 se aplicarán técnicas de recuperación artificial en 4 campos y en 20 pozos, mientras que en otros 4 campos, se empleará la recuperación secundaria con el objetivo de incrementar la producción. Además de la intervención en los 18 campos, el documento señala que se hará el análisis de 15 pozos cerrados (3 por año), que permitirá determinar la viabilidad de utilizarlos como inyectores para sistemas de recuperación secundaria. Con estas medidas, YPFB pretende afrontar “la fuerte declinación en la producción” que experimentan los campos maduros de petróleo. Además el Plan afirma que existe “bajo interés en las operadoras en aplicar alternativas de producción en campos maduros de petróleo con reservas”. Hasta agosto del 2011, los campos medianos y pequeños de petróleo son los que mayor declinación registraban con un promedio mensual de 3,30%, mientras que los mayores un 2,15% y los marginales un 1,20%. La optimización de la producción en campos maduros y en declinación es una de las estrategias que el Plan contempla para incrementar los volúmenes producidos de hidrocarburos (gas y líquidos), que permitan contribuir al mercado interno y los compromisos de exportación. Otras estrategias que YPFB llevará adelante en el próximo quinquenio serán el incremento de la producción de gas y líquidos bajo condiciones de explotación sostenible, la creación de condiciones para el desarrollo de campos y la generación y seguimiento a PDDs y Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP).

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Aunque la clasificación de los hidrocarburos de acuerdo con su densidad varía de país a país, podemos asumir que en Bolivia los “los hidrocarburos se clasifican en: Gas>110º API; Condensado de 50º a 110º API; Petróleo Liviano de 35º a 50º; Petróleo Medio de 20º a 35º API; Petróleo Pesado < a 20º API”. Si bien ningún pozo produce un sólo tipo de hidrocarburos sino una mezcla de los mismos, de acuerdo con los parámetros antes mencionados de los 70 campos hidrocarburíferos que existen en el país 19 pueden catalogarse como petrolíferos, porque producen una mayor proporción de hidrocarburos con una densidad entre los 35º y 50º API, y los restantes 51 pueden clasificarse como campos gasíferos debido a que producen una mayor proporción de gas natural y en menor proporción hidrocarburos líquidos con una densidad superior a los 50º API, denominado Condensado.

En este escenario, en el futuro inmediato la industria hidrocarburífera boliviana debe enfrentar el agotamiento de las reservas de petróleo de los 19 campos mencionados y los problemas derivados de dicho agotamiento.

Empresa Andina

CAMPO

Pozos inyectados

CAM

Camiri

Nuevo

17,58,72,82,16

CCB

Cascabel

Nuevo

12

LPN

La Peña

Nuevo

43T,45T,53T,54

RGD

Rio Grande

Existente

20T,44,46,53,61

SIR

Sirari

Existente

3L y C,8L

TDY

Tundy

Nuevo

2,10-H

VBR

Vibora

Existente

4C,5L,11L,12L,13T,17C

YPC

Yapacani

Existente

10T,11T

Empresa Chaco

CAMPO CRC

Carrasco

Pozos inyectados Nuevo UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

12W

10

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HSR

H Suarez R

Nuevo

7W,10W

VGR

Vuelta Grande

Existente

13S,14,16,19,21

Empresa Maxus 11

CAMPO

Pozos inyectados

PLM

Paloma

Nuevo

A31,X1,A61

SRB

Surubi

Existente

A1CSG,E1i,E2i,A3i,D3i,D4i,D5i

Empresa Perez compac

CAMPO

Pozos inyectados

CAR

Caranda

Existente

68

CLP

Colpa

Existente

45,50,51

Inyección de agua en el campo caranda Objetivos del proyecto Entre los objetivos del proyecto piloto de aplicación de inyección de agua podemos señalar los siguientes: 

Determinar los barriles adicionales de petróleo obtenidos con inyección de agua



Frenara la declinación natural del reservorio debido al agotamiento de presión del sistema por la liberación excesiva y prematura de su gas en solución.



Evaluar el grado de inyectabilidad a las areniscas receptoras.



Analizar la competibilidad desde el punto de vista de su composición mineral entre el agua de inyección.



Determinar la eficiencia de desplazamiento volumétrico de petróleo en el yacimiento. UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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

Determinar la saturación residual de petróleo luego dl barrido por inyección de agua.

Descripción del reservorio El campo Caranda se encuentra localizado en la provincia Ichilo del departamento de Santa Cruz a una distancia aproximada de 45 kilómetros en la dirección Noroeste.

La formación del campo

Caranda constituye una unidad litológica que corresponde al sistema cretácico y cuya correlación estratigráfica y estructural es evidenciable por medio de las secciones geológicas disponibles en dicho reservorio, donde la característica más destacable es que en dicha formación esta presente una arenisca almacén de naturaleza calcárea de alta resistividad principalmente en la culminación de la estructura. Historia de la producción de pozos donde se aplica reservorios por inyección de agua Donde señalaremos los resultados obtenidos en pozos donde se aplico el método de inyección de agua a) Reservorio Cambeiti Prácticamente no existe mantenimiento de presión, a excepción de un punto de presurización aislada sin incidentes en el sistema, el punto de presurización indicado corresponde más bien a un pozo nuevo perforado en el campo y cuyo rango de presión medida oscila en el intervalo de niveles previstos y encontrados al iniciar la producción natural de reservorio. No existe producción adicional de petróleo por efecto de la inyección de agua. b) Reservorio Paloma Se observo un mínimo mantenimiento de la presión la cual se debe mas que todo a la rehabilitación de pozos cerrados y que luego de ser reacondicionado muestra una leve mejoría por la energía natural acumulada.

La inyección de agua a este reservorio no

contribuyo a mejorar la recuperación adicional del crudo por no cumplir normas previstas UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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en el modelo matemático de su diseño y al mismo tiempo debido a problemas de permeabilidad y heterogeneidad en este formación. c) Reservorio Tatiqui Se observo excesiva fluctuación en rangos propios de reservorios con baja relación de solubilidad por falta de represurización del sistema, que permite en algún modo atenuar dichas fluctuaciones de la RGP de producción, no existe mantenimiento significativo de ka presión del yacimiento. El leve incremento en la producción del petróleo que se observa en la curva correspondiente se debe al pozo CAR-102T cuyo aporte era esencialmente acuífero lo cual anulaba el flujo relativo de la fase petrolífera proveniente de otras líneas de flujo. d) Reservorio Surubi-BB En este reservorio se inyecto primero gas, si bien existió una cierta estabilización de la presión de fondo la curva de producción mostró una fuerte caída sin opción a una posible recuperación adicional de crudo. A continuación mostramos le historial de producción del campo Caranda:

PRODUCCIÓN MENSUAL

PRODUCCIÓN ACUMULADA CAUDAL

DIARIO MES

Pet

Gas

Agua RGP

Agua % Pet

Agua 1987

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Gas

Agua

Pet

Gas

13

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Ene.

60

70

1166

3865

2.5

2

2

Feb.

70

81

1157

3935

2.6

2.5

2.9

Mar.

2268

2258

1000

6223

4.9

74

74

Abril

5566

5238

941

11789

10.1

185

1746

Mayo

3276

30975

945

44555

41

105

999

6 Jun.

3671

7 33472

912

81273

47.5

122

3 Jul.

4425

. Sep.

2950

41342

934

125532

115.8

142

1333

8 31484

9 1775

1116

1

9 Agos

14

380

1067

1.3

155041

147.3

172795

166.5

402

952

1016

592

639

12

1 19189

1080

4 Oct.

1855

21092

600

1137

3.1

19135

187.6

1001

598

680

19

17996

594

1071

3.4

20815

205.6

1595

560

600

20

29630

389

1197

7.5

232909

235.5

1984

799

955

12

25686

149

0.105

5.7

257.371

261.0

3474

789

828

48

5 Nov.

1680 0

Dic.

2475 9

1988 Ene.

2446 2

0

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Feb.

2053

23127

439

1127

2

277.902

284.1

296.805

324.7

3913

708

797

610

1311

15

1 Mar.

1890

10563

2148

3 Abril

1940

15 41069

2115

316.214

365.8

647

1369

82607

2185

354.025

448.4

122

2666

0

5

121

2647

9 Mayo

3781 1

Jun.

3646

79404

2177

390.492

527.8

7 Jul.

3768

5 86187

287

428.775

614.0

121

3 Agos . Sep.

3217

5 76266

2370

460.346

690.3

103

1 2957

2780

2460

8 77113

2608

489.916

767.4

986

2570

78346

2370

522.963

845.7

106

2527

0 Oct.

3301 7

Nov.

2835

6 75454

2660

551.321

921.1

81426

2588

582.783

1002.6

945

2515

101

2627

8 Dic.

3146 2

3913

5

1989

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RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Ene.

2768

75576

2730

610.468

1078.2

893

2135

73553

2980

635.141

1151.7

881

2627

5 Feb.

2467 3

Mar.

Abril

Mayo

Jun.

Jul.

Agos . Sep.

16

2174

10069

3172

1

6

3296

10342

0

1

3101

12689

1

3

2696

11103

104

0

7

2

2574

10279

661

8

7

2206

71901

666.882

1252.4

102

3248

4 322

3138

1

699.842

1355.8

4235

109

2447

11

4093

35

21

9 1087

730.883

1482.7

100 1

4123

3.7

757.559

1593.7

5477

897

301

3992

25

783.559

1696.5

5938

830

3315

3258

805.625

1768.4

712

2319

87364

3314

831.987

1855.8

879

2912

86366

3280

858.656

1942.2

860

2786

89088

3261

885.97

2031.3

910

2670

89105

3339

912.655

2120.4

861

2874

6 2635 9

Oct.

2667 2

Nov.

2731 4

Dic.

2668 5

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5938

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

1990 Ene.

2361

82138

3474

936298

2202.5

763

2649

19851

3689

957941

2282.3

773

3851

83540

3769

980105

2365.8

715

2695

91095

3959

100311

2456.9

767

3036

2542.1

733

2750

2622.4

675

2686

2696.8

732

2401

2778.6

675

2638

2927.1

651

2505

2778.6

635

2369

2993.1

597

2198

3 Feb.

2164 3

Mar.

2216 4

Abril

2300 8

Mayo

2273

3 85246

3749

7 Jun.

2025

0 80281

3964

4 Jul.

2270

. Sep.

2124

74431

3278

81772

3848

1968

75154

3839

1790

110963 0

73436

3730

7 Nov.

109005 8

2 Oct.

106880 9

9 1957

104610 4

5 Agos

102585

112921 7

65966

3684

6

114722 3

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17

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Dic.

1621

73230

4517

116343

2

3066.5

5938

522

2362

3147.2

536

2602

3208.0

474

2170

3281.4

488

2367

5

1991 Ene.

1660

80673

4858

118004

6 Feb.

1227

1 60773

4580

119331

0 Mar.

1513

1 7339

4849

120844

5 Abril

1428

6 67838

181

4748

1.2

6 Mayo

1320

1314

65566

302

4964

2.2

1361

65776

145

5004

1.1

. Sep.

1312

71364

241

5242

1.7

75266

210

5736

1.6

1454

2261

6

123593

3414.8

6421

426

2115

10

124908

3480.6

6566

438

2192

5

126269

3552.0

6801

439

2302

8

127581

3627.0

7017

423

2428

7

3696.1

7209

423

2294

6

3763.2

7443

469

2164

7

9 68830

192

5420

1.5

7 Oct.

476

7

2 1269

6119

2

5 Agos

3349.2

9

3 Jul.

122273 2

7 Jun.

18

128851 6

37101

234

4614

1.6

3

130305 9

UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Nov.

1330

67575

285

5079

2.0

5 Dic.

1308

131636

3830.8

7728

443

2252

9

3900.9

8087

422

2276

11

4 70547

359

5393

2.7

1

132944 5

19

1992 Ene.

1239

71228

381

5744

3.0

9 Feb.

1202

1205

70402

444

5852

3.5

1141

65331

453

5421

3.6

1209

63944

508

5607

4.3

1232

66673

558

5511

4.4

1187

66583

510

5401

4.0

. Sep.

1178

66423

629

5594

5.0

4042.5

8912

424

2427

15

136592

4107.5

9365

389

2107

15

137733

4171.7

9873

380

2132

17

138943

4238.4

10431

390

2151

18

140175

4305.0

40941

411

2219

17

141362

4371.4

11570

393

2146

20

4434.5

12243

380

2036

22

4493.4

12854

345

1959

20

9 63118

673

5356

5.4

3 1036

135387

7

2 Agos

12

0

7 Jul.

2298

4

6 Jun.

400

4

0 Mayo

8468

3

1 Abril

3972.1

4

9 Mar.

134184

132541 2

58780

611

5673

5.6

0

143577 2

UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Oct.

1010

55407

655

5483

6.1

6 Nov.

1900

1875

4549.2

13509

326

1757

21

155494

460446

14210

300

1842

23

6

4

146310

466225

1

4

147213

471319

0

5

147876

176313

7

2

148587

182304

9

4

149288

488060

2

4

149940

494616

1

4

150656

502192

5

4

151569

511493

0

3

152530

519726

7

9

8 55280

701

6136

7.2

8 Dic.

144593

57790

903

6600

9.3

5

20 15113

282

1864

24

16107

271

1643

29

16973

237

1783

34

18083

229

1932

35

19013

233

1918

31

20238

210

2114

39

21682

238

1518

48

23487

294

3006

58

25001

310

2656

48

1993 Ene.

1842

50497

904

6031

9.6

9 Feb.

1663

49934

956

7524

12.5

9 Mar.

1911

59912

2 Abril

1700

1651

57560

1716

65560

75560

4 Jul.

1912

93209

5 Agos .

1961 7

13.5

932

8219

11.7

0

9 Jun.

8424

0

3 Mayo

111

82336

122

1005

5

6

144

1054

4

9

180

1021

5

4

151

8531

15.8

16.7

16.5

13.6

4

UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Sep.

1902

60957

6 Oct.

1803

1833

7638

14.3

3 67250

1 Nov.

151

146

7446

13.5

6 64259

969

4711

10.4

3 Dic.

1812

65141

2

233

8020

22.3

6

153433

526622

5

6

154336

533347

6

6

155169

539773

9

5

155982

546287

1

6

156861

552941

8

4

152666

558557

0

6

158546

564923

4

5

159368

571147

0

9

160251

579726

5

2

160944

587645

8

0

161670

594929

8

9

26514

300

2298

50

27980

291

2169

47 21

28949

277

2141

32

31285

262

2101

75

32365

283

2146

34

33100

287

2005

26

34368

284

2053

40

35677

273

2074

43

37054

285

2767

44

37396

237

2639

11

38721

234

2346

42

1994 Ene.

8789

66558

107

7570

10.9

7 Feb.

Mar.

8050

8804

56162

63659

738

126

6976

7230

8.4

12.5

8 Abril

8216

67288

130

7575

13.7

4 Mayo

8835

85783

137

9409

13.4

7 Jun.

6933

79188

342

1142

4.7

1 Jul.

7260

72849

132

1003

5

1

15.4

UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Agos

7671

81528

. Sep.

6725

70711

156

1062

1

8

995

1051

17.0

13.0

4 Oct.

Nov.

6148

5957

74789

71696

130

1216

0

4

964

1203

17.4

14.0

5 Dic.

6088

73631

116

1209

6

4

125

1014

1

5

173

7750

16.0

168437

603082

9

7

163110

610153

4

8

163725

617632

2

7

164320

624802

4

3

164929

632165

7

4

165666

639636

1

7

166667

647440

9

3

167777

656927

2

8

168914

663561

4

3

169935

670652

3

1

170802

678505

3

9

40282

247

2629

50

41277

224

2357

33 22

42577

198

2412

42

43541

198

2389

32

44707

196

2375

37

45958

237

2410

40

47695

359

2787

62

49426

356

3060

55

50664

379

2211

41

52569

329

2287

61

54575

289

2618

67

1995 Ene.

Feb.

7364

1006

74713

78036

8 Mar.

1104

1137

94615

1020

66335

7340

8591

13.0

123

5833

10.0

8 70908

9 Jun.

173 1

2 Mayo

15.0

7

3 Abril

14.5

190

6945

15.7

5 78538

200

9059

15.5

6

UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Jul.

Agos

7863

7223

85767

98697

. Sep.

7877

65319

182

1065

7

3

197

1200

9

3

727

7466

15.5

16.4

12.0

3 Oct.

1000

76987

9 Nov.

9621

171

7692

14.6

8 71895

137

7473

12.5

4 Dic.

9633

10180

135

1050

1

6

5

11945

120

1552

2

4

7

10559

115

1472

1

7

5

10973

196

1304

0

6

6

10426

210

1180

5

2

9

74826

229

8969

12.3

171588

683882

6

6

172410

696752

9

6

173289

703314

7

2

174290

711012

6

9

175252

718202

7

4

176216

728322

0

5

176985

740267

3

7

177724

751156

8

8

178565

762129

9

8

179448

772556

8

3

180283

780038

1

9

56402

254

2702

59

58381

265

3184

64 23

59654

292

2187

42

61372

323

2483

55

62746

321

2396

46

64102

310

3264

43

65306

248

3853

39

66463

255

3755

40

68429

271

3540

63

70531

294

3475

70

72825

269

2414

74

1996 Ene.

Feb.

Mar.

Abril

Mayo

7693

7395

8411

8829

8343

13.5

13.5

18.9

19.2

21.5

4

UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Jun.

Jul.

Agos

8107

8281

8516

. Sep.

Oct.

Nov.

Dic.

8964

8590

7064

5308

82248

200

1014

4

5

204

1005

7

9

10315

195

1211

7

4

3

12467

244

1390

2

5

8

12785

234

1418

6

3

6

74782

248

1055

9

6

241

1859

3

4

257

1617

6

4

198

2541

4

6

305

1600

6

8

237

7470

83299

98696

19.8

19.8

18.7

21.4

21.4

26.0

31.2

181093

788263

8

7

181921

796593

9

6

182773

806909

5

3

183669

819376

9

5

184528

831562

9

1

185237

839040

3

3

185768

848909

1

9

186302

857545

0

1

186623

865711

3

3

187083

873084

9

6

187622

877108

5

1

74829

280

2742

67

76876

267

2687

66 24

78860

295

3328

63

81275

299

4156

81

83618

288

3931

76

86107

239

2493

83

88520

171

3184

78

91096

172

3785

83

93080

115

2916

71

96136

149

2378

99

98515

180

1341

79

1997 Ene.

Feb.

Mar.

Abril

5339

3213

4606

5386

86352

81662

73732

40236

32.5

38.2

39.9

30.6

9

UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Mayo

6833

67053

298

9873

30.4

7 Jun.

Jul.

Agos

6094

6813

6525

74435

76692

65379

. Sep.

Oct.

Nov.

Dic.

4586

6278

4261

5105

59940

883813

10150

8

4

2

188915

891261

10461

2

3

7

189596

898931

10755

5

1

3

190249

905468

11067 4

311

1222

5

3

293

1125

6

7

312

1001

1

8

0

1

1427

190707

912014

4

6

0

191335

918008

11075

4

0

1

171761

922245

8

3

1004

182272

927375

8

3

1

192723

932520

11079

7

5

0

193112

936902

11094

6

8

7

193644

941755

11126

4

4

4

65459

77

42373

9548

33.8

188305

30.1

32.3

1.2

9937

51298

220

5163

96

203

5483

10 4

210

5474

95

210

5109

10 1

153

2182

203

1933

142

1412

165

1655

146

1660

1

139

1565

0

171

1565

10

2

1998 Ene.

4514

51454

39

1139

0.9

9 Feb.

3889

43823

157

1126

3.9

8 Mar.

5313

48526

317

1123

5.6

8

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25

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Abril

4158

45037

254

1083

5.7

1 Mayo

Jun.

Jul.

Agos

3400

1337

1298

1138

39502

6174

4862

5298

115

1161

9

8

100

4618

79

113

3746

4691

25.4

6.9

5.7

9.1

. Sep.

Oct.

Nov.

Dic.

1198

1205

1221

1045

3846

2833

3217

3785

75

136

158

229

3218

2351

2635

3622

5.9

10.1

10.8

18.0

194060

946259

11151

2

1

8

194400

950509

11267

2

3

7

194533

951826

11277

9

7

7

194663

951313

11285

7

0

6

194776

951843

11296

5

8

9

194896

952227

11304

0

4

4

195016

952510

11318

5

7

0

195138

952832

11332

6

4

8

195843

953210

11355

1

9

7

195359

953631

11377

7

1

1

195450

953859

11398

3

2

7

139

1501

8

110

1274

37 26

45

206

3

42

157

2

36

171

4

40

128

2

39

91

4

41

107

5

34

122

7

38

135

7

32

81

8

1999 Ene.

Feb.

1166

906

4202

2281

214

216

3604

2518

15.5

19.2

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RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Mar.

Abril

Mayo

Jun.

Jul.

1100

691

679

618

311

3127

3109

5028

4142

4503

322

315

453

495

747

3115

4499

7405

6702

1447

22.6

195560

954201

11730

3

9

9

195629

954512

11462

4

8

4

195697

955015

11507

3

6

7

195759

955429

11557

1

5

2

195790

955880

11631

2

1

9

195828

956472

11697

2

5

0

195874

946890

11773

6

5

5

195901

957598

11862

0

5

2

195922

958222

11948

5

1

1

100.

195922

958432

12008

1

5

6

3

31.3

40.0

44.5

70.6

9 Agos

380

5924

651

. Sep.

Oct.

1558

63.1

9 464

264

4180

7080

765

887

9009

2681

62.2

77.1

8 Nov.

215

5136

859

2388

80.0

8 Dic.

3205

602

35

110

10

23

104

10 27

22

162

15

21

138

16

10

145

24

12

191

21

15

139

25

8

228

29

7

171

29

103

19

Para un mejor entendimiento mostramos a continuación los volúmenes de petróleo y gas natural que se obtienen una vez realizada la inyección de agua: UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Maxus Tipo de

Producción de

Producción de

Hidrocarburo

petróleo (Bbl)

G. N. (MPC)

Cambeiti

Nuevo

21.713

268.031

Monteagudo

Nuevo

225.467

825.870

Paloma

Nuevo

1.826.695

15.902.466

Surubi

Existente

772.902

0.071.120

Surubi

Nuevo

85.086

436.492

Surubi-BB

Nuevo

574.480

1.642.688

Margarita

Nuevo

0

0

Tatiqui

Nuevo

0

0

TOTAL EXISTENTE

772.902

1.071.120

TOTAL NUEVO

2.733.441

19.075.547

TOTAL EMPRESA

3.506.343

20.146.667

Tipo de

Producción de

Producción de

Hidrocarburo

petróleo (Bbl)

G. N. (MPC)

Colpa

Existente

51.843

1.936.998

Colpa

Nuevo

5.752

107.384

Caranda

Existente

192.862

9.938.205

CAMPO

Pecom Energia CAMPO

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28

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS DE BOLIVIA

Caranda

Nuevo

8.985

3.578.252

TOTAL EXISTENTE

224.705

11875.203

TOTAL NUEVO

14.737

3.685.636

TOTAL EMPRESA

259.442

15.560.839

Análisis del agua de inyección La calidad del agua de inyección en el proyecto de recuperación de petróleo es una aspecto fundamental, donde se realizo una filtración mecánica previa a la inyección de los pozos, además de mantener un circuito cerrado para evitar el contacto de agua con la atmósfera a través de todo el sistema, los resultados obtenidos del análisis fueron: 

Análisis inorgánico Agua pozo

Agua inyectada

Turbidez (ppm)

75

2.6

Oxigeno (ppm)

-

-

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29

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CO2 (ppm)

0

2.0

H2S (ppm)

-

-

Carbonatos (ppm)

21.5

2.3

Hierro (ppm)

1.2

0.2

PH

8.3

7.8



Análisis orgánico

Se encontró la presencia de bacterias aeróbicas, según referencias las dos muestras analizadas no presentaron bacterias reductoras de sulfatos lo cual indicaba eliminar el ítem de tratamiento de bacterias. El control del crecimiento de las colonias aeróbicas se consiguió manteniendo el sistema completamente cerrado, evitando así el contacto del agua con el oxigeno que es vital para su crecimiento y en consecuencia evitar la corrosión, pues caso contrario las partículas producto de la corrosión contribuyen al taponamiento de los pozos inyectores. El oxigeno disuelto en el agua es elemento más corrosivo, si el yacimiento es de pocos milidarcys de permeabilidad la necesidad de inyectar agua tratada es imperativo. El material orgánico se encuentra como sólidos suspendidos en el agua de inyección el cual es e gran volumen y poca intensidad. Como conclusión de este tipo de tratamiento, se debe indicar que el mismo fue realizado de acuerdo a normas vigentes y cuyos resultados merecieron un buen control de calidad.

Cabe destacar que hoy en día mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se logra gracias a la inyección de agua, siendo este el principal método de recuperación secundaria.

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30

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En la formación básicamente lo que ocurre es lo siguiente, como se puede observar en la figura

31

El agua proveniente de un pozo inyector penetra entre los poros de la roca saturada con petróleo y lo empuja hacia las zonas de menor presión, es decir hacia el pozo productor. De esta forma se logra la producción a través de la inyección de agua.

Tipos de inyección

Se puede llevar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los pozos productores e inyectores, tales como:

1. Inyección periférica o externa Este método consiste en la inyección de agua en el área externa de la zona de petróleo a través de pozos inyectores cuya profundidad debe ser la adecuada para que el agua sea añadida al acuífero relacionado al yacimiento y de esta forma aumentar su influencia en la producción como se muestra en la siguiente gráfica.

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Este tipo de inyección se realiza cuando no se tiene una buena descripción del yacimiento, por esta razón presenta varias desventajas como la incapacidad de realizar un seguimiento detallado del flujo de la invasión, el lento proceso invasión-desplazamiento y en el peor de los casos el método puede fallar por no existir una conexión adecuada entre la periferia y la zona de petróleo. Por otro lado presenta varias ventajas como la mínima cantidad de pozos usados puesto que viejos pozos

32

pueden ser usados como inyectores recudiendo así la inversión económica, además de la excelente relación de producción petróleo-agua que se logra si existe una conexión adecuada entre la periferia y la zona de petróleo. Se basa en inyectar agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento. Este método es conocido como inyección tradicional en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto agua-petróleo.

Características: 

Es utilizado cuando se desconocen las características del yacimiento.



Los pozos de inyección son ubicados en el acuífero, alejados del lugar donde se encuentra el petróleo.

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33

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2. Inyección en arreglos o dispersa Este método consiste en la inyección de agua dentro de la zona de petróleo, generando así el desplazamiento de los fluidos presentes en el área hacia los pozos productores que están posicionados en arreglo geométrico con respecto a los inyectores como se muestra en la siguiente gráfica.El arreglo de pozos tanto productores como inyectores dependerá de los limites del yacimiento asi como de propiedades tales como permeabilidad y porosidad que presente el mismo.

Este método presenta una serie de ventajas bastante interesantes como la rápida respuesta a la estimación del yacimiento, volumen considerable de petróleo recuperado en poco tiempo y el fácil control y seguimiento del flujo de invasión en la formación. Pero como todo método también tiene sus desventajas, la principal es la considerable inversión económica que requiere debido a la cantidad de pozos usados, además de mayor requerimiento de recursos humanos puesto que se debe tener un mayor control y seguimiento en todo el proceso.

Se encarga de inyectar agua en el lugar donde se encuentra el crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre de inyección interna.

Características: 

Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los limites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número y posición de los pozos existentes.

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

Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa.



Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que queden arreglados como en la primera etapa de recuperación.

36

Metodo de dykstra-parson Es uno de los métodos más conocidos y utilizados en la predicción del comportamiento de yacimientos sometidos a inyección de agua. Combina una serie de consideraciones teóricas con resultados experimentales. El método se aplica para yacimientos estratificados y tiene por objeto la determinación de la eficiencia vertical o intrusión fraccional, la relación agua-petróleo, y en general la predicción del comportamiento durante un proceso de inyección de agua.

Metodologia para la aplicación del metodo Inicialmente se obtienen los valores de permeabilidad del análisis realizado a un núcleo de la formación y posteriormente se siguen uno a uno los siguientes pasos para obtener los valores de los parámetros buscados: 1. Determinar el coeficiente de variación de permeabilidad, V : Este coeficiente mide o cuantifica la estratificación de la permeabilidad y su efecto en el comportamiento de la inyección de agua. Su valor varía entre 0 y 1, de tal manera, que entre menor sea su valor mayor es la recuperación ya que el yacimiento es más homogéneo. El modo de calcular “V” se describe a continuación:

 Las permeabilidades del perfil de las capas se colocan en orden decreciente.  Se determina para cada una de ellas el porcentaje del número total de permeabilidades que son mayores que cada una en particular.

 Se construye un gráfico representando el logaritmo de cada permeabilidad en función del porcentaje calculado en el paso anterior, en escala de probabilidades.

 En el gráfico obtenido, se determina sobre la mejor recta trazada las permeabilidades correspondientes a 50% y 84.1%, llamadas respectivamente K50% y K84.1%.

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 A partir de esos valores de K, se calcula “V” utilizando la siguiente ecuación: V=

K 50% K 84.1%  K 50 %

2. Se determina la relación de movilidades:

37 La razón de movilidades se define por la siguiente ecuación:

M w ,o 

k rw  o * k ro  w

3. Se determina la eficiencia de desplazamiento:

ED 

S

* o

 S or S o*



4. Se determina el petróleo inicial en el modelo

Ni 

7758 * A * h *  * (1  S wi ) B oi

Donde: Ni Aceite inicial en el modelo, BOF A

Area del modelo, Acres

h

Espesor neto promedio del modelo, ft



Porosidad promedio, fracción

Swi Saturación de agua inicial, fracción Boi Factor volumétrico del aceite a la presión inicial del yacimiento de 2350 psi, RB/BOF 5. Se determina el aceite remanente en el modelo:

Nr  Ni  N P

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6. En este paso se suponen valores de RAP que coincidan con aquellos para los cuales están hechas las gráficas de Coeficiente de variación de permeabilidad (vs) Eficiencia vertical para varias razones de movilidades. Los valores de RAP en BAF/BOF supuestos son: 0.1, 0.25, 0.5, 1, 5, 10, 25, 50, 100. 7. Se determina el flujo fraccional: Para cada valor de RAP se determina el flujo fraccional de agua con la siguiente ecuación:

fw 

RAP B o  RAP

8. Se determina la eficiencia areal: Dependiendo del patrón de inyección existen unas gráficas, que permiten hallar la eficiencia areal de desplazamiento en función de la movilidad y usando como parámetro el valor del flujo fraccional del agua del pozo productor. 9. Se determina la eficiencia vertical:

DYKSTRA-PARSONS utilizaron sus ecuaciones de RAP, eficiencia vertical y con el concepto de variación de permeabilidad “V” construyeron gráficos que relacionan V, razón de movilidad y eficiencia vertical para determinados valores de RAP. Para emplear dichos gráficos se suponen valores de RAP, que coincidan con aquellos para los cuales están hechas las gráficas de Coeficiente de variación de permeabilidad vs. Eficiencia vertical. Se determina el aceite producido: El petróleo producido acumulado desde que comenzó el proceso de desplazamiento de aceite por agua “Np”, se determina mediante la siguiente expresión:

Np  Nr * E D * E a * E i 10. Se determina el agua necesaria para desplazar el petróleo:

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El agua necesaria para desplazar el petróleo, es igual al petróleo producido a condiciones de yacimiento a un RAP determinado. Luego, para cada RAP se determina el agua necesaria para desplazar el petróleo “W D” por medio de la siguiente ecuación:

WD  N p * B o  BBL  39 11. Se calcula el agua producida: El agua producida para un valor determinado de RAP se puede obtener de la integración gráfica del área bajo la curva de la gráfica de RAP vs. Np.

Wp   RAPdNp  [BBL] 12. Se determina el agua de llenado:

W f  7758 Ah S gi  11. Se determina el Agua inyectada: El agua inyectada “Wi” a un determinado RAP, es la suma del agua producida y el agua necesaria para desplazar el petróleo medidas a ese mismo RAP.

Wi  WD  WP  W f 12. Se determina el tiempo de inyección:

El tiempo durante el cual se ha inyectado cierta cantidad de agua (correspondiente a un valor determinado de RAP) es simplemente la división del agua inyectada a un valor de RAP por el caudal de inyección.

t

Wi  Dias Q iny

13. Se determina el caudal de petróleo:

qo 

1 fW * qt  Bo UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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14. Se determina el caudal de agua: La tasa de agua se puede obtener mediante la siguiente ecuación:

qW 

fW * qt BW 40

15. Se determina el tiempo para alcanzar el límite económico: Se sigue el siguiente procedimiento:

 Se determina el petróleo producido hasta un RAP = 45 BAF/BOF a partir de la gráfica de RAP (vs) Np.  Se determina el agua producida hasta un RAP

= 45 BAF/BOF a partir del área bajo la curva de la

gráfica RAP (vs) Np en el intervalo [RAP = 0, RAP = 45].

 Se determina el agua necesaria para desplazar el petróleo. WD (RAP = 45) = Np(RAP=45) *Bo/Bw

 Se determina el agua total inyectada hasta un RAP = 45 BAF/BOF.  Se determina el tiempo de inyección al límite económico (RAP = 45 BAF/BOF). tLE = Wi(RAP=45) / Qiny El comportamiento de las variables con el tiempo, hasta el límite económico, debe presentarse en forma gráfica, para agilizar el análisis del proyecto. Np vs. Tiempo

RAP vs. Tiempo

WI vs. Tiempo

qw vs. Tiempo

Wp vs. Tiempo qo vs. Tiempo

Métodos de stiles Métodos de stiles: predice el comportamiento de la inyección de agua en yacimientos de petróleo. Las capas se disponen en orden decreciente de permeabilidad. La tasa de producción en cada capa son proporcionales a la permeabilidad y movilidad del flujo que esté siendo producido por ellas.las

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irregularidades de la permeabilidades de la formación de pueden representar por medio de dos curvas de distribución que son la de permeabilidad y la de capacidad.

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PORPO

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46

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Reservas Remanentes de Petróleo en Bolivia El total de pozos petrolíferos, es decir no gasíferos, que actualmente se encuentran en producción en el país; en el mismo están consignadas la cantidad de Reservas Probadas y Probables al 1º de enero de 2005, última certificación realizada en el país; también se consigna la Producción Certificada Acumulada en el periodo 2005 – 2009, con base en esos datos se calcula las Reservas Probadas Remanentes al 1º de enero de 2010. Como puede apreciarse de los 19 campos consignados 7 ya han rebasado el nivel de Reservas Probadas que se les había certificado en 2005, situación que puede explicarse porque la estimación realizada en dicho año fue muy modesta o porque en dichos campos se aplicaron métodos de recuperación secundaria o métodos de recuperación mejorada. En vista que no existe información sobre las posibilidades productivas de estos campos, aunque es de prever que están en su última fase de declinación, aquí asumimos como Reservas Remanentes las Reservas Probadas restantes en los otros campos.

Con ese procedimiento estimamos que las Reservas Probadas de Petróleo se han reducido de casi 18 millones a un poco menos de 4 millones de barriles. Desde enero de 2005 a la fecha no se ha realizado ningún anuncio de nuevos descubrimientos de yacimientos de petróleo, a más de una que otra noticia informando la aplicación exitosa de un sistema de recuperación secundaria, pero cuyos resultados siendo óptimos, al final son marginales; por estos motivos no existe ninguna razón o hecho que permita mejorar nuestra estimación.

El cuadro muestra la relación Reservas / Producción, de acuerdo con nuestros cálculos al ritmo de producción diaria de diciembre de 2009, las actuales reservas de petróleo alcanzarían para abastecer 734 días de producción, es decir, un poco más de dos años. Si tomamos en cuenta que los estándares internacionales consideran que lo optimo es contar con una relación Reservas / Producción de por lo menos 20 años, podemos hacernos una idea de lo grave que es la situación para el país. Esto no quiere decir que en dos años ya no habrá pozos petrolíferos en el país, ciertamente la declinación de cada uno de esos pozos variará dependiendo de su caudal de producción, por ejemplo, el campo Patujusal Oeste produce sólo 8 barriles por día, con ese caudal aunque sus reservas sean mínimas su producción puede extenderse a más de dos años; en línea contraria está la producción de los campos Surubí, Surubí BB, Surubí Noreste y Paloma, que actualmente cubren más del 70% de la producción nacional de petróleo, a ese ritmo de producción sus reservas pueden agotarse inclusive antes de los dos años estimados. UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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49

Es suficientemente sugerente que el 86% de las reservas de gas del país se encuentren sólo en los campos San Alberto, Sábalo, Margarita e Itau. De los 19 campos petrolíferos en actual producción sólo cuatro hayan sido “descubiertos” con posterioridad a la capitalización, esos campos sólo fueron delimitados y desarrollados, pues los estudios geológicos, la determinación de la roca madre, la identificación del yacimiento, etc., fueron hechos con anterioridad a la privatización de la industria petrolífera boliviana.

Los procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las cuales son: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. La fase primaria es producto del flujo natural del yacimiento, cuando la presión en este, es la necesaria para empujar los fluidos que allí se encuentren. La fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo hasta los pozos de producción. Por último tenemos la fase terciaria o mejorada, por lo general viene luego de la segunda etapa, se inyectan químicos, energía térmica o gases miscibles para extraer el crudo.

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Alrededor de un 70% del petróleo producido viene de campos con más de 30 años de explotación y longevidad refiere que esta tendencia se manifiesta en los estudios de numerosas organizaciones que se dedican a observar el desarrollo de la industria de energía y petróleo En todo el mundo existen campos maduros, muchos de estos, se encuentran en etapas avanzadas de sus vidas productivas. Numerosos campos en zonas petrolíferas de América del Norte, en la plataforma continental de Golfo de México, en las arenas del medio oriente y en el mar del Norte, ya han sobrepasado su pico de producción y experimentan notablemente “declinaciones indudablemente irreversibles”. México, Tailandia, Nigeria, Egipto, China, India, Australia, Argentina y otros, que son considerados países petroleros, contienen una importante cantidad de campos maduros que ya iniciaron el abandono de la cúspide de la curva de producción. En la actualidad, alrededor de un 70% del petróleo producido viene de campos con más de 30 años de explotación y longevidad, esto, centra el interés de la industria del UPSTREAM precisamente frente a los campos petroleros maduros.

Recuperación del petróleo Los factores de recuperación de petróleo varían considerablemente entre las diferentes regiones del mundo y entre los principales yacimientos, oscilando entre el 5% a más del 80%, dependiendo del tipo de hidrocarburo producido. Una estimación razonable del factor de recuperación del petróleo promedio es de aproximadamente un 37%. La geología y las propiedades de los fluidos inciden en la recuperación final de cada yacimiento y estas propiedades son difíciles de modificar salvo con la aplicación de tecnologías mejoradas de recuperación del petróleo. No obstante, el metódico manejo de los campos petroleros puede mejorar el factor de recuperación mediante la atención a la infraestructura y condiciones existentes en los pozos y principalmente del yacimiento en conjunto. Los campos maduros presentan habitualmente crecientes cortes de agua, a raíz tanto de la intrusión del acuífero natural en las zonas productivas como de los programas de inyección de agua. La industria petrolera produce un volumen mucho mayor de agua que de petróleo a nivel mundial y este volumen de agua debe ser

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tratado y manejado adecuadamente. En consecuencia, la producción de agua también afecta notablemente a los costos de levantamiento, es decir, el costo de extracción. Transcurridos varios años de producción, los reservorios gasíferos y petroleros, exhiben distribuciones complejas de fluidos y presiones de los yacimientos. Uno de los principales desafíos con que se enfrentan los operadores de campos maduros es la comprensión de la distribución y el flujo de fluidos existentes dentro de 51 un yacimiento. Así también, las cuencas tradicionales y maduras plantean grandes desafíos tecnológicos. Los operadores deben manejar la declinación de la producción en el corto plazo, aumentando al mismo tiempo los factores de recuperación proyectados en el largo plazo. Aún así, muchos campos petroleros ubicados en áreas maduras están siendo operados utilizando la tecnología implementada durante la etapa de desarrollo original del campo. El mejoramiento de la recuperación con equipos de la etapa inicial, que a veces alcanza varias décadas de longevidad, es difícil por no decir imposible. Es preciso entonces evaluar nuevas tecnologías, tales como los registros modernos de producción, las instalaciones actualizadas de superficie, los mecanismos adecuados de levantamiento con fines específicos, o los estudios sísmicos adquiridos con las recientes técnicas de repetición, para determinar qué elementos resultan económicamente adecuados, que obviamente, permitirán la redefinición del desarrollo del campo en la etapa de madurez y lograr el incremento de nivel de rentabilidad como objetivo estratégico de los operadores y dueños de los activos.

Características que devén de tener las aguas de inyección 1. El agua no debe ser corrosiva. El sulfuro de hidrógeno y el oxígeno son dos fuentes comunes de problemas de corrosión. 2. El agua no debe depositar minerales bajo condiciones de operación. El encostramiento (Scale) se puede formar de la mezcla de aguas incompatibles o debido a cambios físicos que causan que el agua se convierta en super saturada. El encostramiento mineral depositado por el agua usualmente consiste de uno o más de los siguientes compuestos químicos: BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3. El encostramiento mineral dentro del sistema de inyección no solo reduce la capacidad de flujo sino también proporciona un medio para que ocurra corrosión. UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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3. El agua no debe contener sólidos suspendidos o líquidos en suficiente cantidad para causar taponamiento de los pozos de inyección. Los materiales que pueden estar presentes como material suspendido son los compuestos que forman encostramiento tal como los mencionados en el punto anterior, limo, petróleo, microorganismos y otro material orgánico. 4. El agua inyectada no debe reaccionar para causar hinchamiento de los minerales arcillosos presentes en la formación. La importancia de esta consideración depende de la cantidad y tipo de minerales arcillosos presentes en la formación, así como de las sales minerales disueltas en el agua inyectada y permeabilidad de la roca. 5. La salmuera debe ser compatible con el agua presente inicialmente en la formación. El agua producida e inyectada debe ser manipulada separadamente, si no son completamente compatibles. La geometría y continuidad del reservorio son importantes consideraciones en el diseño de una inyección de agua. Si el reservorio tiene buzamiento, una inyección periférica podría tener una mayor eficiencia de barrido que un patrón de inyección. La eficiencia de barrido puede ser definida como la fracción de la formación que esta en contacto con el fluido inyectado. La continuidad desde el pozo de inyección hacia el productor es esencial para el éxito de la inyección, y reservorios muy fallados son frecuentemente pobres candidatos para la inyección. La profundidad del reservorio es otro factor que debe ser considerado en el diseño de una inyección de agua. El agua debe ser inyectada a una presión de tal manera que no fracture la formación. Si la presión de fracturamiento se excede, el agua fluirá a través de la fractura hacia el pozo de producción. La viscosidad del petróleo es la mayor consideración para determinar el comportamiento de la inyección. Si todos los otros factores son los mismos, la recuperación de petróleo para un petróleo ligero será mayor que para un petróleo pesado. La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relación de la permeabilidad efectiva a la viscosidad.

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La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petróleo es influenciado fuertemente por la relación de movilidad M, definido como la relación de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido desplazado. La cantidad de petróleo en sitio es directamente proporcional a la porosidad, saturación de petróleo y espesor del reservorio. La magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son consideraciones importantes. Si la permeabilidad es muy baja no será posible inyectar agua a altas tasas. Capas con alta permeabilidad y que son continuas entre el pozo inyector y productor causarán temprana irrupción del frente de agua en los pozos de producción y dejarán de lado petróleo en zonas de baja permeabilidad. El-Khatib concluyó a partir de un modelo matemático que el flujo cruzado entre capas (crossflow) mejora la recuperación de petróleo para sistemas con relaciones de movilidad favorable Clasificacion de acuiferos en yacimientos de petroleos

Muchos Yacimientos, ya sean de gas o crudo son producidos por un mecanismo denominado “empuje de agua”. Tambien llamado empuje natural de agua para distinguirlo del empuje artificial de agua en el cual esta presente la inyeccion de agua en la formacion. La produccion de hidrocarburos desde el yacimiento ocasiona una rapida caida de presion, ante esto el acuifero responde para compensar esta declinacion. Esta respuesta se UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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presenta mediante el flujo de agua. Basados el grado de declinacion de presion que ocurre en el yacimiento con un flujo natural de agua se pueden clasificar en: acuifero activo, parcialmente activo o infinito: La intrusion de agua es igual a la rata total de produccion. El yacimiento con acuiferos activos tienen una lenta y gradual declinacion de presion. Su radio es aproximadamente 10 veces mayor al radio del yacimiento. Acuifero no activo o finito: La caida de presion durante el tiempo de produccion es notable, debido a que el acuifero no puede dar una respuesta total a la caida de presion para compensarla.

Geometrias de flujo de acuiferos en yacimientos de petroleo

empuje lateral:El agua se desplaza a través de los flancos del yacimiento a medida que este produce hidrocarburos y la caída de presión al límite.

empuje de fondo: Ocurre en yacimientos de gran superficie y con caídas suaves de presion en el cual el contacto agua-yacimiento se sitúa en la base.

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Empuje lineal: Ocurre desde un flanco hacia el yacimiento con un área transversal constante.

Los sistemas de inyección de agua, simples; confiables y rentables, reducen significativamente la complejidad y los costos operativos, ya que: 

reducen el número de pozos inyectores, sartas de tubería de producción y el diámetro del pozo



minimizan el equipamiento en superficie y de terminación



estabilizan la presión de inyección en superficie UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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

mantienen el caudal en la zona de inyección.

Sistemas de inyección de agua: flujo controlado para una producción mejorada. Logre un barrido uniforme y eficaz con los sistemas de inyección de agua. sistemas versátiles de válvulas reguladoras y mandriles de bolsillo le ofrecen las tasas de inyección y la operación confiable que se necesita para manejar con eficiencia el rendimiento en las inyecciones de agua. En aplicaciones con altas tasas de inyección, se puede confiar en los exclusivos sistemas duales para tasas máximas con mínimo desgaste de la tubería de revestimiento. En aplicaciones con tasas bajas, los componentes estandarizados son intercambiables con otros productos para una conveniencia operativa y una mayor confiabilidad. En todo el mundo, los sistemas de inyección de agua son útiles para aplicaciones de zona simple y zonas múltiples, con un rango de tamaños de tuberías de producción de 2-3/8 a 4-1/2 pulg. En los diversos campos petroleros, las terminaciones de zonas múltiples han llegado a un número de cientos o miles, con tasas de inyección por pozo de hasta 25.000 bwpd. Muchas de estas instalaciones se han beneficiado a partir de la experiencia y tecnología por casi una década.

Los sistemas de inyección de agua de Weatherford se basan en una completa gama de reguladores de flujo inverso para mandriles estándares conectados a tuberías de producción, reguladores de flujo estándar para mandriles conectados al sistema de inyección de agua, y reguladores duales exclusivos para mandriles UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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especialmente conectados al sistema de inyección de agua. Estos sistemas permiten tasas de inyección de 60 a 5.550 bwpd, lo que le brinda a usted todas las opciones para manejar con éxito la inyección de agua.

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Sistemas de Inyección de Agua Las tasas de agua que se muestran en estos cuadros de flujo se basan en la gravedad del agua dulce y una temperatura de 60°F (15,55°C). Para otras gravedades y temperaturas de agua, remítase a los cuadros de corrección y fórmulas que se detallan en los manuales técnicos o en las páginas de Resources de nuestro catálogo Gas Lift Catalog, o póngase en contacto con su representante de Weatherford. Las válvulas reguladoras de Weatherford se recuperan mediante wireline para un ajuste fácil o cambios del perfil de inyección; y no requieren ningún ajuste previo al reinicio de la inyección posterior a una parada. Las válvulas de control de flujo inverso integrales o externas evitan que el fluido produzca un flujo transversal durante la intervención con wireline o la parada de la inyección de agua. En todos los modelos de regulador, cada uno de ellos opera independientemente del resto para controlar la inyección. Las tasas se mantienen con una muy pequeña variación en un diferencial de presión mínimo en toda la válvula. El regulador funciona sólo con 100 a 250 psi (0,69 a 1,7 MPa) de diferencial de presión, dependiendo de la tasa de inyección propuesta. El caudal preestablecido se mantiene a pesar de los cambios en la corriente de inyección o zona de formación. Reguladores duales y estándares. Las válvulas reguladoras con diámetro exterior 1- y 1 1/2-pulg. serie RWF ofrecen un método eficiente de regular volúmenes de agua inyectados en una única sarta de tubería de producción dentro de múltiples zonas aisladas con packer. Los reguladores de la serie RWF permiten tasas de inyección de 60 a 2.700 bwpd. El regulador, el cierre y los componentes del mandril de estos sistemas son intercambiables con la mayoría de las principales marcas. UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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Las válvulas reguladoras de flujo reverso serie RWF-R de 1- y 1 1/2-pulg. son utilizadas en sartas de tubería con mandriles estándar. Estos reguladores permiten tasas de inyección desde 60 a 1.000 bpd.

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Donde se requieran altos volúmenes e intervalos cortos de zona de inyección, el sistema dual de Weatherford serie RWF-2D ofrece la única solución confiable en la industria para tasas de inyección de agua de 2.400 a 5.500 bwpd. El exclusivo sistema cuenta con un regulador dual especial en un único mandril que permite tasas muy altas, al tiempo que evita la erosión de la tubería de revestimiento común con otros sistemas. Los reguladores con diámetro externo de 1 1/2-pulg. serie RWF-2D alimentan un acumulador único para producir un flujo uniforme a través de los puertos duales del canal.

Selección del regulador.

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El dimensionamiento y la calibración de la tasa de inyección para cada zona están determinados para todos tipos y tamaños de válvulas reguladoras, utilizando un programa de computación que nosotros desarrollamos para aplicaciones complejas y cuadros prácticos para usos comunes. Válvulas especiales para inyección de agua. Para algunas aplicaciones, las válvulas con orificio serie RO-WF son utilizadas para controlar los volúmenes de agua inyectada dentro de zonas individuales. Esto generalmente ocurre en la puesta en marcha inicial de la inyección o cuando las tasas de inyección exceden las tasas máximas de las válvulas reguladoras. La tasa de inyección depende del tamaño del puerto y varía con el diferencial de presión.Las válvulas ciegas ecualizadoras serie ED se instalan con la completación del pozo a manera de verificar e instalar los packers de aislamiento. Las válvulas ciegas ecualizadoras serie ED-WFD y las válvulas con orificio serie RO-2WFD se utilizan con los mandriles especiales para inyección de agua con doble puerto SBRO-2WFD. Los sistemas de inyección de agua, ofrecemos empaquetadores de aislamiento y equipamiento de superficie para monitorear y controlar la presión de inyección, la tasa y la temperatura. La combinación del análisis por computadora, los productos de calidad, la distribución global y el personal experimentado le ofrece a usted las respuestas a sus desafíos más difíciles en materia de inyección de agua, sin el gasto adicional de múltiples proveedores, múltiples fracturamientos y múltiples cuadrillas en el sitio.

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Juntas de expancion

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VALVULA DE INYECCION DE AGUA 62

Cálculo de las reservas con el proyecto piloto

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Lo primero que realizamos es el calculo de la permeabilidad para la arenisca del reservorio:

koh 

162.6 * qo *  * Bo m

koh 

162.6 * 350 * 0.304  26(md ) 29 63

koh 

162.6 * 966000 * 0.0021* 0.01259  5(md ) 29

kg  0.192 ko

Este valor de permeabilidades relativas corresponde según el grafico de So

vs.

Kg/ko a una saturación de 62.5. luego Calculamos la presión y el caudal de inyección por flujo lineal directo: i

3.535 * kh * ( Pi  Pp ) u * ln( a / rw) * 1.571 * (d / a )  2.079

Donde: a = d = 1353 (pies) k = 100 (md) h = 29 (pies)  = 0.8 (cp)

i

3.535 * 0.1 * 29 * ( Pi  Pp )  i  1.17 ( Pi  Pp ) 0..8 * ln(1353 ) * 1.571 * 2.079

i max  3000 ( BPD )  ( Pi  Pp )  3000  1.7  1765 ( PSI ) Pi  2530 ( PSI ) Pp  1060 ( PSI )



Presión superficial

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Ps  Pi  0.433  3300 Ps  2530  1430  1100 ( PSI )



Presión en la planta 64

Ppl  Ps / perdidas en lineas a 17 ( PSI ) / 1000 pies

Ppl  1100  17 (3300  1650 ) / 1000 pies  Ppl  1200 ( PSI ) HHp  73 *1200  1714  51( HP )

Para 6800 (BPD) –140HP como máximo. Arreglo de 2 pozos inyectores.



Presión y caudal del flujo radial

Qi  7.08 * kh * ( Pi  Pp) /  * ln( re / rw)

Qi  7.08 * 0.1* 29( Pi  Pp) / 0.8 * ln(800 / 0.75)

Qi  0.708 * 29 ( Pi  Pp ) / 5.6  3.67 ( Pi  Ppl ) Qi max .  3000 ( BPD )

( Pi  Pp)  3000 / 3.67  820( PSI ) Ppl  Pi  0.433 * 3300  85 Ppl  535( PSI )

HHP  30

Finalmente determinamos la relación de movilidad

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RM 

RM 



kr( w) * o Kr (o) * w

14.2 * 0.3  RM  0.10 55.2 * 0.8

Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación. UNIV. TELLEZ MILDRET RITA

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

Dada la situación actual en el mercado de precios del petróleo, la recuperación mejorada por métodos químicos se constituye en una de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los yacimientos.



Conocimos de manera detallada sobre la inyeccion de agua como recuperacion secundaria en Bolivia.



Conocimos los campos que aplican inyeccion de agua



Conocimos los equipos utilizados en la inyeccion de agua.

www.scribd.com/document www.slb.com www.hidrocarburosbolivia.com www.weatherford.com www.monografias.com Recuperación secundaria Autor: ingeniero rafael mendoza martinez Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos Autor: Magdalena Paris Ferrer Trabajo de grado (Ecuador) Autor: Diego Ivan Sanchez Luaguaña

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