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RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN BOLIVIA:

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on 10 October 2014

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Transcript of 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.
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