PROYECTO FINAL

PROYECTO FINAL
PRODUCCIÓN PETROLERA
ESTUDIANTES:
Erwin Leonel Martinez Ortega
María Celeste Villca Mamani
DOCENTE:
Ing. Zoraide Edith Lorena
FECHA:
23/12/2020
INDICE
1.
INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................... 1
2.
DESARROLLO .............................................................................................................................. 2
2.1.
DATOS DEL POZO............................................................................................................... 2
2.1.1.
DATOS DEL POZO SÁBALO X-2 .............................................................................. 2
2.1.2.
HISTOR0IAL ................................................................................................................. 2
2.1.3.
UBICACIÓN................................................................................................................... 3
2.2.
ESTRUCTURA GEOLÓGICA ............................................................................................ 4
2.3.
DISEÑO DEL POZO ............................................................................................................. 5
2.3.1.
EQUIPO DE PERFORACIÓN ..................................................................................... 5
2.3.2.
FASES DE PERFORACIÓN Y CAÑERÍAS............................................................... 5
2.3.3.
AGUJEROS DESVIADOS (Side Track) ..................................................................... 6
2.3.4.
ESTRATIGRAFIA ATRAVESADA ............................................................................ 6
2.3.5.
PRUEBAS DE FORMACIÓN ...................................................................................... 7
2.4.
COMPLETACIÓN DEL POZO ......................................................................................... 10
2.4.1.
PRUEBA DE PRODUCCIÓN .................................................................................... 10
2.4.2.
OPERACIÓN DE CAÑONEO.................................................................................... 10
2.4.3.
HERRAMIENTAS DE FONDO DE POZO .............................................................. 12
2.4.4.
EQUIPOS CABEZA DE POZO ................................................................................. 15
2.5.
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN .................................................................................. 15
3.
CONCLUSIÓN ............................................................................................................................. 16
4.
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................... 16
1. INTRODUCCIÓN
Los hidrocarburos son compuestos que están formados por carbonos e hidrógenos así formando
sustancias con altas capacidades energéticas y requeridas en el mercado, por lo cual se necesita
transportar los hidrocarburos del yacimiento a la superficie para su tratamiento respectivo para
su comercialización.
Los hidrocarburos para su comercialización se necesitan saber cuánto de hidrocarburos se
encuentran en el reservorio, de esa manera si es rentable llegar a producir, explotar o no el
reservorio.
Luego de saber su rentabilidad tenemos que hacer una proyección del ciclo de vida del
reservorio, esto es necesario para poder cerrar contratos con empresas o países que hagan uso
de los hidrocarburos, si no se hace esta proyección de la explotación del hidrocarburo se pueden
cerrar contratos con ventas de hidrocarburos que sobre pasen nuestros yacimientos, y llegar a
incumplir contratos y generar pérdidas, además multas que vienen por incumplimiento por esa
misma razón se hace la proyección del reservorio para saber si nuestros yacimientos cumplen
con la producción en un determinado tiempo y así satisfacer la demanda, generar ingresos sin
perdidas ni incumplimientos.
Para la determinada proyección se necesita saber las características que influyen en la
producción de los hidrocarburos como el flujo de la producción, la presión del reservorio,
presión en el fondo del pozo, y diferentes factores que disminuyen la producción de
hidrocarburos.
En la proyección utilizaremos el método de suavización exponencial, el proceso para determinar
la proyección por este método se utiliza el pronóstico del periodo anterior sumándole la
multiplicación.
1
2. DESARROLLO
2.1.DATOS DEL POZO
2.1.1. DATOS DEL POZO SÁBALO X-2
POZO
Sábalo N°2 (SBL-X2)
BLOQUE
San Antonio
Petrobras Bolivia S.A. (operador) 35%
SOCIEDAD
Empresa Petrolera Andina S.A.
50%
TOTALFINAELF
15%
CUENCA
Subandino Sur
PAÍS
Bolivia
ESTRUCTURA
Anticlinal de San Antonio
ÁREA
Serranía de San Antonio
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
Departamento de Tarija, Provincia Gran Chaco
X= 430.935,67 m
Y= 7.640,912 m
COORDENADAS UTM
Zt= 892,30 msnm
Zr= 901,30 msnm
5.450,00 m (MD)
PROFUNDIDAD FINAL PROGRAMADA
5,429,6 m (TVD)
-4.561,000 msnm
5.264 m (MD)
PROFUNDIDAD FINAL ALCANZADA
5.194,66 m(TVD)
-4.216,61 msnm
Reservorios Devónicos de las Formaciones
OBJETIVOS PRINCIPALES
Huamampampa (H2, H3, H4), Icla (I1, I2) y Santa
Rosa (SR1)
2.1.2. HISTOR0IAL
El pozo sábalo X-2 fue perforado el 10 de septiembre de 2000 con la finalidad de confirmar la
extensión sur del reservorio de gas sábalo y con este pozo investigar las remanentes de
reservorio en las formaciones Icla y Santa Rosa.
Se planifico una prueba de formación del agujero abierto, que cubriría un intervalo 4166 a 4350
mts para la evaluación de la sección superior de la arenisca Icla antes de continuar la perforación.
2
El principal propósito de este DST era confirmar los fluidos del reservorio y los parámetros de
la productividad a esa profundidad, el zapato de la cañería de 9 5/8 fue anclado a 41660 mts.
La perforación de pozo exploratorio SBL-X2 debería confirmar los siguientes parámetros
encontrados por el pozo por el pozo sábalo X-1 un seguido DST a agujero abierto que cubría las
formaciones Icla 2 y H3, H4 secciones repetidas tenían una producción de 1292000 m3 estándar
de gas por día, 216 barriles a 52 API de condensado por día y un análisis AoF de 4,63
MMSCF/D. La litología para 4660 fue: lutita: gris oscuro, gris oscuro medio y menor gris
negruzco, su bloque, compacta, dura a muy dura, fractura irregular no calcárea, lustre sedoso y
parte micro micácea.
2.1.3. UBICACIÓN
El pozo sábalo X-2 está ubicado en departamento de Tarija, entre las provincias de O’Connor y
Gran Chaco, bloque Antonio. Como muestra la imagen satelital a continuación:
Zona: sub andina: Coordenadas x= 430935,67 y= 7640912,3
3
2.2.ESTRUCTURA GEOLÓGICA
Con el procesamiento de las líneas sísmicas antiguas y la incorporación de nuevas líneas
adquiridas, se mejora sustancialmente la información obtenida, lo que permite también mejorar
la interpretación estructural de este pliegue, de ello resulta un tercer modelo alternativo bastante
semejante al anterior en su concepción general, una de las diferencias fundamentales de este
modelo, está en el papel de la falla Itaguazuti de convertirse de un simple back thrust a una falla
4
plegada, otro rasgo importante a resaltar en este modelo es la falla inversa Yaguacua con
despegue en la base de la Fm. Kirusilla, falla que en este caso viene a constituirse en la causante
de la estructuración del anticlinal de Sábalo
2.3.DISEÑO DEL POZO
2.3.1. EQUIPO DE PERFORACIÓN
Empresa de Servicio :
PRIDE INTERNACIONAL BOLIVIA.
Equipo :
PI 320 (OIL WELL-VILLARES E 2000)
2.3.2. FASES DE PERFORACIÓN Y CAÑERÍAS
PROGRAMADO
Intervalo (m)
REALIZADO
Diámetro
Diámetro
agujero
Cañería
(trépano)
(Pulg.)
Perforado
Intervalo (m)
Cañería
Diámetro
Longitud
Diámetro
Agujer24o
(m)
Cañería
(Pulg36.)
0-5
(Pulg.)
40
0 – 17.5
42
17.5
40.0
5 – 60
36
30
17.5 – 72.2
36
72.2
30.0
60 – 1185
24
20
72.2 – 1293
24
1289.5
20.0
1185 – 3220
17 ½
13 3/8
1293 – 2118
17 ½
2111.8
16.0
3220 – 4330
12 ½
9 5/8
2118 – 2705
10 5/8
-
-
2604 – 3300
10 5/8
3283.8
13 3/8
-
3300 – 4199
12 ¼
4165.4
9 5/8
7
4199 – 4695
8½
4694
7.0
4695 – 5264*
6 1/8
4849
5.0
4330 – 4820
8½
4820 - 5450
6 1/8
Tabla: Fases de perforación y cañerías usadas en el pozo SBL-X2
5
2.3.3. AGUJEROS DESVIADOS (Side Track)
Se perforó con trépano 10 5/8” y un ensanchador de 17” hasta 2705 m, se intentó continuar
perforando sin lograr avance. Sacaron la herramienta hasta superficie sin recuperar el trepano
ni parte del Near Bit. Luego de varios intentos de recuperarla, se abandonó la pesca (Trepano
0.35 m). Posteriormente se colocó un tapón de cemento que fue perforado luego para abrir una
ventana en agujero abierto, con KOP en 2604 m, continuando con la perforación.
2.3.4. ESTRATIGRAFIA ATRAVESADA
La secuencia estratigráfica que ha sido investigada, con la perforación del Pozo SBL-X2, se
inicia en sedimentitos del Sistema Carbonífero, en la zona basal del Grupo Macharetí
(Formación Tarija), continua con los reservorios gasíferos del Sistema Devónico y finaliza en
las intercalaciones areno-peliticas de la Formación Tarabuco-Kirusillas de edad Silúrica
SISTEMA
Carbonífero
GRUPO
Mandiyuti
BASE
COTA
(M)
(M)
(M+/NM)
Plan.
426
901.30
426
506
475.44
80
Itacuami
506
668
396.80
162
Tupambi
668
1212.5
233.68
544.5
Itacua
1212.5
1262.5
-309.31
50
Iq./Los Monos
1262.5
1823
-359.17
737.5
FORMACIÓN
RESERVORIO
ATA.
(M)
Escarpment
Tarija/Chorro
Ar. Miller
Devónico
ESP.
TOPE
Falla A
1823
-917.78
Los Monos
177
Falla 1 A
2000
-1094.54
Los Monos
1225
Falla B
3280
-2379.57
Los Monos
3280
3761
-2379.57
481
Huamampampa
3761
4109
-2844.19
348
3761
3843
-2844.19
73
H2
3957
-2913.36
123
H3
4005
-3028.31
48
H0-H1
6
H4
4109
-3073.13
104
4680.5
-3170.82
498.5
I1
4171
-3170.82
I2
4434
-3229.29
Icla Lower
4680.5
-3476.73
5221
-3716.20
540.5
SR1
4882
-3716.20
201.5
SR2
5021
-3888.82
339
Icla
Santa Rosa
Falla C
263
246.5
-4012.26
Santa Rosa
Siluriano
62
5221
200
Tarabuco/Kl.
-4181.94
PF
-4216.61
2.3.5. PRUEBAS DE FORMACIÓN
PRUEBA DST-1
Periodo: 15 al 27 de Julio, 2001
Agujero abierto: 8 1/2”, Intervalo: 4165.4 a 4500m
Formación: Icla, I2
Los parámetros que se obtuvieron mediante esta prueba, no tienen un rango de investigación
profundo y se localizan en las cercanías de la pared del pozo. La permeabilidad efectiva del flujo
de gas es de 0.8 mD. El reservorio es altamente heterogéneo.
La presión inicial del reservorio es de 4,376.02 psia a 4,049.3 m. (TVD). La comparación con
otras pruebas de presión en el bloque San Antonio, muestran un gradiente de presión estática de
0.40 psi/m. La temperatura más alta obtenida durante la prueba fue 244.3 ºF a 4,107 m. (TVD).
No hubo daño mecánico a Formación.
PRUEBA DST-2
Periodo: 08 al 24 de septiembre 2001
Agujero abierto: 6 1/8”, Intervalo: 4700 a 5264m
7
Formación: Santa Rosa, SR1 y SR2 y Formación Tarabuco-Kirusillas. La presión inicial del
reservorio, tomada desde el tercer periodo de crecimiento y asumiendo un modelo de
penetración parcial es de 534.34 Kgf/cm2 (7,615 psia) a 4551m (TVD) o –3682 (TVD-SS) esta
presión sigue el mismo patrón de otras presiones registradas en los Pozos SBL-X1 y SBL-X2.
El gradiente de presión estática definido por estas presiones es 0.41 psi/m. La máxima
temperatura registrada fue 131.4 ºC (268.5 ºF) a la misma profundidad.
La permeabilidad efectiva del gas es 0.29 mD. (Modelo de penetración parcial) cercana al pozo,
no se detectó daño mecánico a la Formación. El reservorio presenta heterogeneidad y aumenta
la transmisibilidad en dirección al reservorio.
El gas producido tiene una densidad de 0.628 (aire =1) y el condensado varia de 47.9 a 49.9 API
el agua presenta una salinidad de 16,500 mg/l Ca++=143 mg/l, Mg++= 17mg/l y PH =7.7
(Choke 36/64”).
Tres muestras superficiales de gas fueron analizadas mostrando un promedio de C1 contenido
de 90.97% y 3.90% de CO2 la riqueza del gas (C3+) es baja con relación a otras obtenidas en
la Formación Santa Rosa en el campo San Alberto.
La relación Condensado Gas producido esta en el orden de 19.9 m3/MMm3 (3.6bbl /MMft3)
Choke 36/64” también baja con relación al Campo san Alberto.
El BSW varia de 66.3 a 73.4% durante el segundo periodo de flujo, en ambas la salinidad del
agua y BSW son mayores a los valores esperados con el vapor de agua en un equilibrio
termodinámico con el gas. Esto basado en la experiencia local y la correlación y estimación
empírica de Buracek’s.
Para identificar las zonas de producción de agua se corrió una PLT, pero la herramienta fue
detenida en el agujero abierto a 4812 m. y 4824 m. respectivamente.
No se detectó H2S, el análisis de tres muestras separadas realizado en la planta San Alberto
muestra que el CO2 está en una cantidad de 3.873 a 3.925%.
PRUEBA DST-3
8
Periodo: 03 al 20 de octubre 2001
Intervalo: 4682 – 4697
Tramos baleados liner 7”: 4691-4697m, 4688-4691m y 4682-4685m.
Intervalo: 4791.017 –4849 m
Tramos ranurado liner 5”: 4836.11-4751.48m y 4739.90- 4791.017m
Formación: Santa Rosa, SR1
Adoptando el modelo de reservorio de doble porosidad, la presión inicial del reservorio fue
estimada en 535.42 Kgf/cm2 (7,630.11 psia) a MD=4,606.3 m TVD=4,537.8 m o 3,668.8 m ss.
La temperatura máxima registrada fue 127.4 ºC (261.3 ºF) a la misma profundidad, sin embargo,
se obtuvo una permeabilidad efectiva de gas de 0.7 mD., factor mecánico S=3.1 y factor de
turbulencia D= 2.03X10-6 (m3/d)-1.
El gas producido tiene un promedio de densidad de 0.625 (aire=1) y el condensado varia de 46.7
a 48.6 API.
El resultado del análisis superficial de las 4 muestras, realizado durante la prueba DST-3 da
como resultado una concentración diferente de CO2 respecto a la obtenida en la DST-2. se
observó un valor promedio de CO2 de 4.2% comparado con 3.9% de CO2 en la DST-2. Este
incremento de % molar de CO2 aparentemente puede provenir del intervalo 4682 a 4697m
perforado solo en la DST-3, sin embargo, estos valores son una pequeña diferencia para
sustentar esta conclusión.
El rango de valores de agua está acorde a los valores esperados por la condensación de los
vapores de agua en equilibrio termodinámico con el gas. Esto está basado en la experiencia local
y la correlación de estimación empírica de Buracek’s.
9
El servicio PLT programado para determinar la contribución de las diferentes zonas fue abortado
debido a una obstrucción en el cojinete. No se detectó H2S, el análisis de cuatro muestras
separadas de gas en la Planta San Alberto, mostró que el CO2 es aproximadamente 4.2%.
2.4.COMPLETACIÓN DEL POZO
La etapa de terminación se inició el 20 octubre del 2001. El pozo fue terminado como un pozo
productor de gas de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. La tubería de
producción es un arreglo telescópico de 7”, 5 ½” & 4 ½” con dos packer hidráulicos de7” y uno
de 9 ¾” corridos para poder producir el pozo selectivamente o en producción conjunta. Junto
con el arreglo fueron bajados un mandril con dos sensores permanentes de presión y temperatura
colocados sobre el packer de 9 ¾”. El equipo fue liberado el 1 de diciembre del 2001 luego de
43 días de operación.
El pozo SBL-X2, posee una terminación abierta Simple
2.4.1. PRUEBA DE PRODUCCIÓN
Una vez corrida la terminación, se utilizó coiled tubing y nitrógeno para poder arrancar el pozo,
inducirlo a fluir y realizar un periodo de limpieza y una prueba de producción para evaluar el
desempeño de las 3 formaciones produciendo conjuntamente.
Después de cerrar la camisa deslizable de Huamampampa el pozo fluyo solo con de Icla y Santa
Rosa. Estas zonas produjeron 1, 005,500 m3/día y 480 BPD de 51 API de condensado, con
WHP=3,127 psi con un Choke 48/64. El CGR fue de 13.5 bbl/MMscf.
2.4.2. OPERACIÓN DE CAÑONEO
La sarta de TCP para el cañoneo para la formación Huamampampa utilizada fue la siguiente:
Bottom nose, 137.5 m de cañones TCP con OD de 7”, 9 balas/pies, cargas Powerjet 4505 HMX,
33.2 m de 7” de espaciadores, dos firing heads redundantes (HDF-DA / HDF-DA), tres sub de
circulación, dos x-overs, tres juntas 2 7/8”, sub con marcadores radioactivos, tuberías de
producción.
10
El intervalo cañoneado fue el siguiente:
•
3,832 – 3,872 m (40 m – H2A)
•
3,898 – 3,908.5 m (10.5 m – H2A)
•
3,917 – 3,928 m (11 m - H2A)
•
3,957 – 3,966 m (9 m – H3)
•
3,969 – 3,989 m (20 m – H3)
•
3,005 – 3,052 m (47 m – H4)
La sarta de TCP para el cañoneo adicional para Huamampampa utilizada fue la siguiente:
Bottom nose, 21.16 m de cañones TCP con OD de 4½”, 9 balas/pies, cargas Powerjet 4505
HMX de alta penetración, espaciadores de seguridad, dos firing heads redundantes (HDF-DA /
HDF-DA), x-over, una junta de 3 ½” DP, válvula SHRT-T con disco de rotura interna, válvula
TFTV-F sin flapper, sub con marcadores radioactivos.
El intervalo adicional cañoneado fue en 4,052 – 4,071 m (19 m – H4)
La sarta de TCP de 4 ½” para el cañoneo para la formación Icla utilizada fue la siguiente:
Bottom nose, 205.2 m de cañones TCP con OD de 4½”, 5 balas/pies, Power jet 4505 HMX
cargas de alta penetración, junta de seguridad, cabeza redundante de disparo (HDF-DA / HDFDA), x-over, una junta de 3 ½” DP, SHRT-T válvula SHRTT con disco de rotura interna, válvula
TFTV-F sin flapper, sub con marcadores radioactivos.
11
2.4.3. HERRAMIENTAS DE FONDO DE POZO
El arreglo final de terminación esta descrito a continuación:
12
13
ESQUEMA DEL POZO SBL-X2
14
2.4.4. EQUIPOS CABEZA DE POZO
La configuración actual instalada en el SBL-X2 es la siguiente:
•
Casing head MMA 13 5/8” – 5,000 psi x 13 5/8” – 10,000 psi con sellos secundarios
para casing 9 5/8”.
•
Adaptador Hidráulico MMA 13 5/8” – 10,000 psi x 7 1/16” – 10,000 psi, con pase para
la salida de la línea de control hidráulica de ¼” para la subsurface safety valve y otra
salida de 11 mm x 11 mm del cable eléctrico de los PDG.
•
Bloque del árbol de navidad MMA 7 1/16” – 10,000 psi, válvula maestra inferior y swab
valve operadas con manivelas, una válvula maestra superior con adaptador hidráulico
MMA con indicador externo de posición.
•
Dos válvulas laterales MMA 7 1/16” – 10,000 psi (ID 6 3/8”) siendo una manual y la
otra con actuador neumático MMA con indicador de posición, puntos de inyección de
glicol y de inhibidor de corrosión, con válvula de retención y válvula aguja en cada punto
de inyección
•
Cap tree 7 1/16” – 10,000 psi.
•
Choke Master Flo model P4 - 7 1/16” – 10,000 psi inlet x 7 1/16” – 3,000 psi outlet,
sellos de teflón vástago de carburo de tungsteno, con máxima abertura de 198/64”.
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN
PRODUCCIÓN
PRONÓSTICO25000
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Prod. Gas Nat.
4 10 11 11 12 13 13 14 14 16 19 19 19 16 14
Prod. Líquidos
491122128133142149147154155174197185177147121
20
23
Pronostico Gas Nat.
13, 13, 10, 8,8 7,4 6,1 5,1 4,3 3,4
Pronostico Liquidos
126115857694551447368308244
15
20000
15000
10000
5000
0
MMm3/D
20
15
10
5
0
BPD
2.5.
3. CONCLUSIÓN
La producción de hidrocarburos depende de muchos factores no solo de los factores que se
encuentran en el reservorio, también depende de los factores con relación a equipo y
herramientas, un pequeño error o mala decisión afecta a rentabilidad económica, los mas
importante en un proyecto petrolero siempre es la rentabilidad económica, por la cantidad de
dinero a invertir.
Con la declinación de la presión por la liberación realizada al explotar el hidrocarburo afecta a
la producción, en determina etapa será necesario implementar algún método de producción
artificial.
La sobreexplotación en Bolivia se debe a la poca cantidad de exploración de reservas, por esa
misma razón podemos ves declinaciones de varios campos de hidrocarburos.
El pozo sábalo x-2 muestra una declinación productiva a partir del año 2015, según la
proyección hecha en el año 2025 la producción de este pozo será muy baja de unos 2441 BPD
de petróleo Y 3,48 MMm3/D DE Gas.
4. BIBLIOGRAFÍA
PETROBRAS, (2008). Plan de Desarrollo Campo Sábalo, UN--BOL // E&P // SAN
YPFB, Julio (2002). Informe Mensual, Exploración en el bloque San Antonio. Vicepresidencia
de negociaciones internacionales y contrato
16