http://www.ypfb-andina.com.bo/index.php/concesiones/planta-de-compresion-riogrande/14-nuestras-operaciones/areas-operadas/114-la-pena-tundy
Campo La Peña-Tundy
Ubicado aaproximadamente a 30 Km al SSE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra fue
descubierto en Septiembre de 1965. Se encuentra ubicado dentro del área de explotación
del Bloque Grigotá, cerca al límite de deformación influenciada por la tectónica del subandino. El Campo Tundy, se encuentra ubicado al norte del Campo La Peña, también dentro
del Bloque Grigotá y fue descubierto en enero de 1989.
Cuatro son los reservorios del campo: Chorro y Tarija del carbonífero medio-inferior
(atravesados por los primeros 4 pozos perforados ubicados en la parte SW de la estructura,
estos pozos probaron la presencia de gas y condensado en niveles lenticulares y nunca
fueron puestos en producción) y los reservorios La Peña y Bolívar que son los más
importantes y pertenecen a las Formaciones San Telmo y Escarpment respectivamente,
ambos son productores de petróleo negro de 45° API.
La estructura conforma un plegamiento anticlinal asimétrico, elongado, cuyo plano axial
tiene una dirección SE a NW con hundimientos definidos y flancos relativamente suaves.
El campo inicia su desarrollo en el año 1970. Actualmente cuenta con 88 pozos perforados,
se tiene 9 pozos productores y 3 pozos inyectores, La producción promedio del campo al
mes de Enero del 2014 es de 140 BPD de petróleo, 114 MPCD y 1953 BPD de agua. La
inyección de agua promedio para el mismo mes, es de 1964 BPD.
http://www.ypfb-andina.com.bo/index.php/concesiones/planta-de-compresionrio-grande/14-nuestras-operaciones/areas-operadas/114-la-pena-tundy
ANTECEDENTES
En Bolivia existen varios campos petrolíferos que han sido abandonados debido
a que su producción ha declinado hasta niveles económicamente
desfavorables. Sin embargo sus reservorios guardan aún importantes
volúmenes de hidrocarburos, cuya extracción es posible mediante la aplicación
de modernas tecnologías.
En efecto, la producción primaria que se desarrolló en Bermejo, Sanandita y
Camatindi permitió recuperar solamente un 20 a 30 por ciento de la reserva
probada inicialmente, lo cual significa que por lo menos 70 por ciento
permanece “in situ”. Esta riqueza debe ser explotada a la brevedad posible,
teniendo en cuenta la urgente necesidad de hidrocarburos líquidos que tiene el
país.
Al presente, con el objeto de aumentar la cantidad de petróleo extraido en
campos en los cuales inclusive la recuperación secundaria, como inundación
artificial, no da buenos resultados, los técnicos especializados se ven obligados
a aplicar procedimientos más complejos. Aunque el costo es elevado, las
inversiones se justifican por su rentabilidad económica y social. En el caso
concreto de Bolivia, el petróleo a recuperarse con esta tecnología constituirá
una producción de vital importancia, por tratarse de un crudo pesado escaso
en el país que se encuentra en los campos mencionados, actualmente
abandonados.
TECNOLOGÍA
Los datos técnicos que se menciona a continuación fueron proporcionados por
el Ing. John C. Thrash Jr., Jefe Ejecutivo de la Houston Oil Technology
Corporation, especialista en Recuperación Intensificada de Petróleo.
Como se tiene dicho, por término medio con la producción primaria se puede
extraer entre 20 y 30 por ciento del petróleo originalmente localizado dentro de
un yacimiento petrolífero, consiguientemente queda entre el 70 y 80 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.
Esta tecnología se desarrolla continuamente y las contribuciones de los
especialistas han dado lugar a los siguientes métodos que actualmente se
utilizan:
Inundación artificial miscible
Es una técnica por la cual se desplaza el petróleo del yacimiento mediante
inyección de fluidos, con la finalidad de superar las fuerzas capilares que
mantienen al petróleo residual en las rocas de los pozos. Fluidos miscibles,
tales como el gas carbónico, gas licuado de petróleo, gas rico y gas pobre;
difieren sustancialmente en su aplicabilidad y previamente deben realizarse
análisis de laboratorio para determinar el fluido más eficaz para un deterninado
reservorio. Un ejemplo de aplicación de esta técnica lo constituye el campo Two
Freds de Texas (USA). Este yacimiento, ya agotado por la producción primaria y
por la inundación artificial (recuperación secundaria) había caído en su
producción de un máximo de 900 barriles de petróleo por día en 1970, a menos
de 200 barriles diarios en 1973. La inundación con dióxido de carbono miscible
en el campo Two Freds disminuyó la viscosidad del petróleo y lo expandió hacia
un volumen mayor. Su efecto fue una mayor proporción de líquidos en depósito
y consecuentemente, una producción incrementada de petróleo. De modo que
la aplicación de esta técnica fue un verdadero éxito puesto que, pagó su
inversión original de ocho millones de dólares en 1977 y despues generó un
millón de dólares por mes en ganancias netas.
Inundación artificial química
Utiliza inundaciones con polímeros, surfactantes y líquidos alcalinos.
En la inundación artificial con polímeros se añade al agua de inyección
poliacrilámidos o polisacáridos para mejorar su viscosidad y facilitar así el
desplazamiento del petróleo. 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.
Recuperación térmica
Consiste en la aplicación de calor a un reservorio de petróleo para aumentar la
recuperación del producto, reduciendo la viscosidad del crudo. Se suministra
calor al depósito quemando pequeñas porciones de petróleo o inyectando
vapor de agua caliente dentro de la formación.
BENEFICIOS DE LA
RECUPERACION INTENSIFICADA
La aplicación de este sistema en los campos abandonados de Bolivia, de
acuerdo con los estudios realizados por el Ing. Thrash, producirá un volúmen de
quinientos barriles al día, en el término de seis meses desde la iniciación del
proyecto, esa cantidad se incrementará gradualmente hasta llegar a cuatro mil
doscientos barriles día en el quinto año del proyecto.
Adicionalmente se obtendrán los siguientes beneficios:
- La refinación del petróleo pesado daría lugar a la obtención de subproductos
que ahora se importan, como ser: diesel oil, aceites bases y aceites de
aviación, con el consiguiente ahorro de divisas para el país.
- Por el efecto multiplicador de la industria petrolera, la recuperación terciaria
en los campos del sur del país, abrirá nuevas fuentes de trabajo.
- La obtención de tecnología avanzada, a través de un contrato con una firma
especializada, permitirá la capacitación de personal boliviano, posibilitando a
YPFB emplearla en otras areas en estado de agotamiento, tales como Caigua,
Monteagudo, Los Monos, La Peña, etc.
RESULTADOS DE UNA EVALUACIÓN
A principios de 1981, técnicos de la Houston Oil Technology Corporation
llegaron a Bolivia, recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de
petróleo y agua de los pozos abandonados e información adicional de YPFB,
todo lo cual fue analizado en laboratorios de la mencionada compañía. Este
trabajo reveló que en los campos de Bermejo, Sanandita y Camatindi, existen
importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con
resultados económicamente positivos, tanto para los inversionistas como para
el país.
En otras palabras, la evaluación preliminar llevada a cabo, demostró que el
éxito del proyecto de Recuperación Intensificada en Two Freds, puede ser
repetido en Bolivia, puesto que los reservorios de los mencionados campos
presentan condiciones que se asemejan bastante a aquellas del campo
norteamericano, lo que permite asegurar que la técnica de la inundación con
dióxido de carbono miscible dará como resultado una muy significativa
recuperación de petróleo.
CONCLUSIÓN
Este trabajo no implica ningún riesgo de carácter aleatorio, tampoco requiere
labores de exploración en vista de que las reservas ya fueron determinadas “in
situ”, razón por la que el éxito de las operaciones está asegurado.
En este contexto, se hace imperioso y urgente que las autoridades del sector,
convoquen mediante invitación pública internacional a empresas
especializadas en Recuperación Intensificada de Petróleo, para la presentación
y realización del proyecto.
https://prezi.com/e4kf7wgsp1lk/recuperacion-secundaria-por-inyeccion-deagua-en-bolivia/
Transcripción de RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA
EN BOLIVIA:
Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensiòn
areal. a fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los
pozos produc
1.- INTRODUCCION
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.
Origen del agua y mezcla
con el petróleo
CAMPO CARANDA .-El reservorio Cajones MK (Este) fue descubierto en abril de 1962
con la terminación del pozo CAR – 10. El mecanismo de producción de este reservorio fue
por empuje de gas en solución e inyección de agua. Además del reservorio cajones se tienen
los reservorios YECUA D CAJONES MP, TAIGUATI D y TAIGUATI G. La razones por
las cuales se Seleccionó el reservorio CAJONES MK (ESTE) para el inicio de la
explotación de Petróleo por inyección de agua fueron las Siguientes:
Por ser un yacimiento somero, ubicado a una profundidad promedio de 1000m.
Por ser un yacimiento aparentemente continúo.
Por la cantidad de reserva “insitu”, hace que el proyecto sea atractivo.
A continuación señalaremos los pozos
donde se aplico el método de inyección de agua
El proyecto de inyección de agua al reservorio Cajones MK (ESTE) es elaborado con la
información disponible hasta el año 2008.habiéndose considerado los siguientes datos
básicos obtenidos de estudios realizados cuando se desarrolló el campo por explotación
primaria:
Porosidad (Ǿ) = 20%
Saturación de agua (sw) = 40%
Factor volumétrico (Boi)=1.426 bbl*BF
FACTOR VOLUMETRICO (Bo)@actual =1.4 bbl/ BF
Viscosidad del petróleo (μo) = 1.8 CPS
Viscosidad del agua (μw)= 0.65 CPS
Caudal de inyección de agua (qi) = 2000 BPD
Petróleo producido por primaria =1.2*10^6 bbls
Eficiencia = 87.6%
Sg=0
CONSIDERACIONES GENERALES
ANTECEDENTES.A principios de 1981, técnicos de la Houston Oíl Technology Corporation llegaron a
Bolivia, recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos
abandonados e información adicional de YPFB, todo lo cual fue analizado en laboratorios
de la mencionada compañía. Este trabajo reveló que en los campos de Bermejo, Sanandita,
Camatindi y La Peña existen importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser
explotados con resultados económicamente positivos,.
CAMPO LA PEÑA
CAMPO PATUJUSAL
Los campos Patujusal y Patujusal Oeste, ubicados en la provincia Santa Rosa del
departamento de Santa Cruz, tienen una producción promedio diaria de 440 barriles de
petróleo (BPD) y 0.5 millones de pies cúbicos (MMPCD) de gas.
Prácticamente desde el inicio en 1993, la explotación fue mediante levantamiento artificial
con gas (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.
La profundidad promedio de estos pozos es de 1.700 metros, en la cual se encuentra el nivel
productor Petaca.
En la zona de Santa Rosa y específicamente en el campo Patujusal, campo maduro
productor de petróleo 31° API. Aquí se implementó un proyecto piloto de recuperación
secundaria mediante la inyección de agua al reservorio para mejorar la recuperación de
petróleo.
La planta de tratamiento de agua, considerada una de las mejores instaladas en el país, tiene
una capacidad de tratamiento de 5000 bbls de agua de los cuales 2500 se inyectan al
reservorio a través de 3 pozos inyectores desde Noviembre del 2003.
PLANTAS DE TRATAMIENTO Y CAPACIDAD DE LAS PLANTAS
Las diferencias en los requerimientos de una planta en la que el agua tiene que ser tratada
apara altas o bajas presiones de inyección son despreciables, a causa de los factores físicos
y químicos básicos involucrados son los mismos. Así , no hay diferencia fundamentales en
el diseño del equipo para el tratamiento de aguas dulces o saladas, excepto por el hecho de
que las aguas saladas son mas corrosivas que las dulces.
Muchos proyectos de inyección de agua son iniciados como operaciones piloto y
frecuentemente de 10 a 80 acres son desarrollados para la inyección .
Es económicamente impracticable emplear un equipo de tratamiento a toda su capacidad
para una pequeña cantidad de agua requerida en una inyección piloto.
La Planta Satélite del campo La Peña es una pequeña planta que cumple 2 funciones
principales:
1. Sirve como batería de recolección y separación de la producción de ciertos pozos de La
Peña, enviando los hidrocarburos separados a la Planta de la La Peña.
2. Inyecta a pozo toda el agua separada en la misma planta, más el agua proveniente de la
planta de La Peña para lograr una recuperación secundaria.
Departamento: Cochabamba
Provincia: Carrasco
Ubicación Fisiográfica: Pie de Monte
Ubicación Estructural: Corresponde al lineamineto de las estructuras de Katari – Bulo Bulo,
con orientación ESE-ONO. Tectónicamente está afectado por una falla Inversa.
Descubierto: 1991 por YPFB
Reservorios: Productor de Gas y Condensado
Edad: Terciario, Cretácico y Devónico
Profundidad: 2855 m hasta 4461 m
CAMPO CARRASCO
El Campo Carrasco fue descubierto en 1991. Actualmente se explota el área por
agotamiento natural, sin embargo desde el año 2002 hasta el 2009, se inyecta gas pobre o
residual a la formación para mejorar la producción y la recuperación de los hidrocarburos
del reservorio productor. En este campo se perforaron 12 pozos, actualmente 2 son
productores y uno es inyector de agua de formación.
La profundidad promedio de estos pozos es de 4.750 metros, se encuentran las arenas
productoras Roboré I. La producción promedio de este campo es de 40 barriles diarios de
petróleo, 1.0 millones de pies cúbicos de gas/día, 6 barriles de gasolina natural/día y
alrededor de 4 metros cúbicos de gas licuado/día.
Si la operación de inyección piloto se hiciera extensiva a todo el campo, el volumen de
petróleo que podría ser recuperado sería:
Nrec= 829206.36 *0.54=447771.40 m3@CA
Nrec=447771.40 m3=2816482.11 BBl.
Para un mejor entendimiento mostramos a continuación los volúmenes de petróleo y gas
natural que se obtienen una vez realizada la inyección de agua:
CAUDALES DE RECUPERACIÓN EN CAMPOS DE APLICACIÓN
RENDIMIENTO DE LOS PROYECTOS 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.
- 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.
Se observo un mínimo mantenimiento de la presión la cual se debe más 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
en el modelo matemático de su diseño y al mismo tiempo debido a problemas de
permeabilidad y heterogeneidad en esta formación.
- Reservorio Patujusal
Los resultados obtenidos en esta primera etapa se reflejan en un incremento de la presión
del yacimiento en los pozos inyectores así como en los pozos productores y una marcada
disminución en la declinación del mismo.
Asimismo, pozos que se encontraban cerrados, han sido nuevamente puestos en producción
al tener energía adicional.
EQUIPOS UTILIZADOS EN LA INYECCION DE AGUA
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
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.
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 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.
CONCLUSIONES
• 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.
• 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.
FUNDAMENTO TEORICO
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).
La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En las dos
primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo
original en sitio (POES), por lo cual el yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80%
del POES
La inyección de agua adoptó el sistema periférico a través de tres pozos, habiéndose
inyectado un volumen total de 8, 441,536 barriles de agua.
La producción de los campos Surubí, Surubí BB, Surubí Noreste, Paloma y La Peña,
cubrían más del 70% de la producción nacional de petróleo.
Se puede apreciar que la producción en el campo La Peña el cual nos interesa ha ido
reduciendo desde 1991 hasta 1998 año donde según esta información fue abandonado por
su falta de rentabilidad, pero esto no ocurre solo en este campo si no en muchos más .
Empresa Andina
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 producción promedio diaria actual de este campo es de 430 barriles de petróleo y 0.45
millones de pies cúbicos de gas.
EMPRESA ANDINA
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.
RESERVORIO PALOMA
EQUIPOS UTILIZADOS EN LA INYECCION DE AGUA
Compresores de tornillo de inyeccion de agua
RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN BOLIVIA
La industria petrolera produce un volumen mucho mayor de agua que de petróleo a nivel
mundial y este volumen de agua debe ser tratado y manejado adecuadamente. En
consecuencia, la producción de agua también afecta notablemente a los costos de
levantamiento, es decir, el costo de extracción.
Entonces 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.