Informe Campo Patujusal.docx bb5d

CAPITULO I MARCO REFERENCIAL: 1.1

INTRODUCCION:

La primera inyección 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. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros años de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción. 1.2 ANTECEDENTES La Inyección de Agua dentro de los reservorios tiene el propósito de incrementar la presión del mismo y empujar los fluidos líquidos que han quedado atrapados dentro del yacimiento por falta de energía natural. Este método ha sido desarrollo dentro de lo que se llama Recuperación secundaria. Recuperación Secundaria: Al disminuir la energía natural del reservorio (se depleta), se buscará un método para entregarle nuevamente energía al mismo. En este caso lo más común es inyectarle agua, por medio de pozos productores que se convierten a inyectores, ubicados de forma estratégica. Mediante la inyección de agua en uno o más pozos, se forma un frente que barre parte del petróleo remanente en el reservorio, hacia los pozos productores. Esquema Recuperación secundaria

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El agua que se utiliza para la inyección en los pozos, normalmente proviene de la producción del mismo yacimiento. La separación agua-petróleo se realiza en plantas deshidratadoras. El agua obtenida se envía luego a plantas específicas de tratamiento de agua. En las plantas de tratamiento se encontrarán diferentes equipamientos cuya función final como conjunto es entregar el agua en condiciones de ser inyectada. En este “acondicionamiento” del agua de inyección entran en juego variables de Procesos tales como el tiempo de residencia para drenaje gravitacional, temperatura, productos químicos, filtrados mecánicos, etc. En Bolivia se han implementado técnicas de recuperación secundaria en diferentes campos como ser: • Campo Camiri: Debido a la enorme magnitud del campo los resultados obtenidos no han sido del todo satisfactorios. • Campo La Peña: El proyecto Piloto de inyección de agua del Yacimiento La Peña, se inició en el año 2,000 con el estudio de factibilidad y la intervención de los pozos inyectores, concretándose con el inicio de la inyección a principios del año 2,001. DELIMITACION Limite Geográfico El desarrollo del proyecto del tratamiento de agua para recuperación secundaria y sus problemas tiene como límite geográfico: País: Bolivia Departamento: Santa Cruz Provincia: Sarah Localidad: Santa Rosa del Sara Nombre del Campo: Patujusal (PJS). Formación: Petaca Pozos: PJS03, PJS-06 y PJS-10 Límite Temporal El presente estudio se desarrollará en el periodo comprendido entre Agosto y diciembre del año 2008. Limite Sustantivo El presente estudio contemplará las teorías correspondientes al tratamiento del agua de inyección de recuperación secundaria y sus problemas para una buena producción de hidrocarburo 1.3

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

En 1997 un campo petrolero llamado Patujusal, se encuentra con la siguiente dificultad: La empresa estatal contrata los servicios a una empresa de servicios petroleros para operar la planta, esta hace un mal manejo haciendo que el pozo productor rinda al 100% cambiando los choques, que antes tenía el choque de 12pulg. Y con eso producían 2000BPD de petróleo crudo, cambiando al choque máximo dando origen a que el pozo rinda su eficiencia máxima esto provocaría que redujera la presión del pozo y que a la vez se ahogara. Pero cuando pasa a una empresa privada se contrata los servicios de una empresa petrolera 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

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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 500barriles de petróleo, 0.5 millones de pies cúbicos de gas y 5000BPD de agua tratada de los cuales de 2500BPD a 4000 BPD se van a los pozos inyectores y los restantes se van al pozo de descarte. Por lo tanto el problema es tratar de mantener la producción constante, con agua de buena calidad y para que sea de buena calidad se necesita eliminar varios factores que provocarían el taponamiento de la formación luego seguidamente el fracturamiento de la formación dando lugar a la perdida y ahogo definitivo del yacimiento hidrocarburífero. 1.4

FORMULACION DEL PROBLEMA

¿Se logrará evitar el taponamiento de la formación, corrosión, incrustación de equipos y tuberías de la superficie y el subsuelo mediante el tratamiento del agua de inyección para la recuperación secundaria? 1.5

OBJETIVOS

1.5.1 Objetivo General: Mejorar la calidad del agua de inyección por el tratamiento del agua mediante recuperación secundaria en el campo Patujusal de Santa Cruz.

la

1.5.2 Objetivos Específicos 1.- Analizar la calidad de agua que se cumple actualmente. 2.-Analizar el proceso del tratamiento. 3.- Evitar el PH alto dentro del sistema de agua de inyección. 4.-Evitar el taponamiento de la formación, tuberías y equipos 5.- Determinar el punto de corrosión en las maquinarias de operación por donde el agua tratada realiza su recorrido para evitar costos de mantenimiento a la empresa. 6.-Eliminar y controlar la corrosión e incrustaciones de las tuberías y equipos de superficie y subsuelo 7.- Controlar y analizar la separación del agua (w), petróleo (o), gas (g). 8.- Planificar en los procesos un plan de mejora continua 1.6

JUSTIFICACION

1.6.1 Justificación Científica La calidad del agua no es la adecuada porque no cumple con los parámetros esperados, la corrosión aun no se puede controlar del todo dentro del sistema de flujo.

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El corte del petróleo y agua no se encuentra bien definido. En los cupones microbiológicos se han observado depositacion de bacterias. Por lo tanto aplicando un buen desarrollo del tratamiento de agua de inyección se analizarían los puntos dentro del sistema del diagrama de flujo del agua de inyección, para luego proceder a la ubicación estratégica en donde se dosificarían productos químicos para la mejora del tratamiento anterior. Y así se podrá llegar a un buen rendimiento en el aprovechamiento del agua de inyección para la recuperación secundaria dentro del campo patujusal. Se menciona que la búsqueda de la optimización de la producción de los hidrocarburos es de vital importancia para la competitividad de las empresas Petroleras, hoy en día a través de la recuperación secundaria por inyección de agua se puede apreciar que la producción en muchos campos petroleros fuera del país ha sido muy favorable y no cabe duda de que en este caso no será una excepción siendo que el campo Patujusal es considerado con una de las mejores plantas de agua de inyección instaladas en el país para la recuperación secundaria dándole un buen tratamiento de agua puede que llegue a su objetivo. 1.6.2 Justificación Social El proyecto del tratamiento de agua de recuperación secundaria, es muy importante porque nos beneficiamos todos por lo que genera empleos, y nos permite producir más energía como es el petróleo. 1.6.3 Justificación Económica Los beneficios que nos trae económicamente, es que es un tratamiento no muy caro, nos permite recuperar más petróleo y al producir más vendemos mas lo cual generamos más ingresos y empleos.

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CAPITULO II MARCO METODOLOGICO En el contexto de la investigación son muchas las metodologías que es posible seguir, sin embargo, existen 2 grandes grupos que incluyen a otras más específicas. Se trata de la metodología de investigación cuantitativa y la cualitativa. La metodología cuantitativa es aquella que permite la obtención de información a partir de la cuantificación de los datos sobre variables, mientras que la metodología cualitativa, evitando la cuantificación de los datos, produce registros narrativos de los fenómenos investigados. En este tipo de metodología los datos se obtienen por medio de la observación y las entrevistas, entre otros. Como vemos, la diferencia más importante entre la metodología cuantitativa y la cualitativa radica en que la primera logra sus conclusiones a través de la correlación entre variables cuantificadas, y así poder realizar generalizaciones y producir datos objetivos, mientras que la segunda estudia la relación entre las variables obtenidas a partir de la observación en contextos estructurales y situacionales. En este caso se emplea la metodología cuantitativa. 2.1

Tipo de estudio

La investigación es descriptiva ya que busca determinar y recolectar la información necesaria en función a la situación presentada, para luego poder desarrollar la organización para hacer frente al problema de estudio Descriptiva: Son las investigaciones dirigidas a determinar “cómo es “ó “cómo está” la situación de las variables que deberán estudiarse en una población o muestra; la presencia o ausencia de algo, la frecuencia con que ocurre un fenómeno (prevalencia o incidencia), y quiénes, dónde y cuándo se está presentando determinado fenómeno. Estos estudios pueden ser transversales o longitudinales, así como también retrospectivos o prospectivos, o ambos así mismo brindan las bases cognoscitivas para otros estudios descriptivos y analíticos generando posibles hipótesis para su futura comprobación o rechazo A la vez es analítica, explicativa por qué está dirigido a contestar por qué sucede determinado fenómeno, cual es la causa o “factor de Riesgo” asociado a ese fenómeno o cual es el efecto de esa causa o “Factor de Riesgo” Se considera la relación causa-efectos entre grupos de estudio y grupos de control, lo que permite explicar el origen o causa de un fenómeno.los resultados de este tipo de investigación están destinados a probar hipótesis sobre la relación de causa y efectos 2.2 Tipo de investigación En este proyecto aplicamos el tipo de investigación no experimental porque las variables se describen, se analizan o se las correlaciona para llegar a una interpretación de resultados.

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Por su ubicación de los hechos en el tiempo se considera, una investigación retrospectiva ya que se consideran los hechos ocurridos con anterioridad al diseño del estudio y el registro continua según los hechos. Según el periodo y secuencia del estudio se considera longitudinal ya que estudia una o más variables a lo largo de un periodo que varía según el problema investigado y las características de la variable que se estudia. En este tipo de investigación se considera el tiempo como factor importante por que participa en la relación causa – efecto o bien porque el comportamiento de las variables se mide en un periodo dado. Por la profundidad de las variables y el alcance de los resultados se consideran descriptivas, analíticas o explicativas. 2.3

fuentes de Información

2.3.1 Primaria a)

Entrevista a especialistas:

a.1)

Ing. Herlán Paz: Ingeniería y Proyectos

a.2)

Ing. José Luis Palacios: Encargado del área Petróleo

a.3) Ing. Nelson Salazar: Operador en tratamiento de inyección a.4) Ing. Peter Escobar: Operador en tratamiento de inyección a.5) Ing. Gabriela Chiapponi A.: Asistente de Proyectos a.6) Ing. Humberto Canchái: Asistente Técnico 2.3.2 Secundaria a) Bibliografía: a.1) Petróleo Moderno a.2) Manual de tratamiento de agua “Spartan Bolivia” a.3) Metodología de la investigación “E. B. Pineda, E. L. de Alvarado a.4) Metodología de la investigación “Carlos Velasco Salazar” a.5) Nueva ley y política de Hidrocarburos a.6) Ley del medio ambiente N° 1333 a.7) Resolución ministerial N° 1515 a.8) Explotación de hidrocarburos Ing. Jorge Mariaca a.9) Glossary of the Petroleum Industry – THIRD EDITION a.10) Enginerering conversion factores b) Internet: b.1) www.CHACOSA.com b.2) www.COPETROL.com b.3)

www.ENERGYPRESS.com

b.4)

http://www.cbh.org.bo/es/index.php

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b.5)

http://www.bolivia-industry.com/sia/marcoreg/Ley/Ley.html

C) Revistas Especializadas: C.1) Energy Press 2.4

Métodos

Son observación, métodos de deducción y calculo para tratamiento de agua Procedimiento Son las acciones a tomar para llevar a cabo el proyecto. Se realizara entrevistas a empresas como son: Wet Chemical Bolivia Spartan de Bolivia Srl Chaco S.A. COPETROL YPFB

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CAPITULO III MARCO TEORICO 3.1

Marco conceptual Reservorio:

El petróleo y el gas natural no se encuentran en cavernas o bolsones, sino embebido (impregnado) en cierto tipo de rocas a las cuales se les denomina reservorios. En consecuencia, los reservorios son rocas que tienen espacios vacíos dentro de sí, llamados poros que son capaces de contener petróleo y gas del mismo modo que una esponja contiene agua. El reservorio tiene tres propiedades: La porosidad es un porcentaje de espacios vacíos respecto al volumen total de la roca que indicará el volumen de fluidos que pudiera contener el reservorio, sea de hidrocarburos o agua. La permeabilidad describe la facilidad con que un fluido puede moverse a través del reservorio, esta propiedad controla el caudal que puede producir un pozo que extraiga petróleo del mismo, es decir, el volumen de producción estimado. A mayor permeabilidad mejores posibilidades de caudal de producción. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio “poral” que está ocupado por petróleo o gas. Esta permite estimar el porcentaje de contenido del fluido del reservorio, mientras más alto el porcentaje de saturación, se estima mayor volumen de hidrocarburos. El factor de recuperación del hidrocarburo es el porcentaje de petróleo y/o gas natural que puede ser extraído en la etapa primaria de explotación, que en el caso de petróleo el porcentaje no es mayor al 30 %. El resto del volumen se recupera con tecnología secundaria, o recuperación asistida como la inyección de agua o gas. Tipos de reservorios El fluido del reservorio puede ser clasificado por

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En la explotación de un yacimiento se utilizan varios métodos de recuperación o extracción.El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está influenciada por las características productivas de la roca, la presencia de flujo multifásico a través del medio poroso, así como el esquema de desarrollo implantado. La explotación convencional, incluye la recuperación natural ó primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar los fluidos del yacimiento. Mientras que para la recuperación Mejorada contempla métodos térmicos químicos y la inyección de gases. En este trabajo se presenta un análisis de inyección de agua como alternativa de explotación bajo un concepto de recuperación secundaria de hidrocarburos para el campo. Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida de presión natural del yacimiento. 3.2 Recuperación primaria.Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo. Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber: a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%. b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%. c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%. El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

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Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes: a. b. c. d. e. f.

El bombeo mecánico Extracción con gas o Gas Lift Bombeo con accionar hidráulico Pistón accionado a gas (plunger lift). Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Bomba de cavidad progresiva.

3.3 Recuperación secundaria Consiste en la inyección de un fluido (gas o agua) dentro de un reservorio mediante pozos inyectores, empujando los hidrocarburos hacia pozos productores. Inyección de agua: El drenaje con agua (water-drive) por inyección de agua por debajo o alrededor del petróleo. El método de inyección de agua es usado por los productores de petróleo para recuperar el petróleo remanente, una vez que se ha terminado con la producción primaria. En muchos casos, este petróleo remanente es un 75% del petróleo que habrá originalmente en el reservorio. Bombeando agua bajo presión a la formación mediante pozos inyectores y espaciando éstos alrededor de un pozo productor, se logra que el agua inyectada empuje las gotas de petróleo hacia el pozo productor para su recuperación secundaria. El agua inyectada puede ser agua de mar, agua fresca o agua producida conjuntamente con el petróleo. En cualquier caso requiere tratamiento previo a su inyección, ya que pueden causar algunos problemas y más aun cuando no es compatible con el agua de formación. Para el tratamiento de agua de inyección se puede utilizar dos tipos de sistemas: Sistema Abierto o Sistema Cerrado. En un sistema cerrado el agua no entra en o con el aire para prevenir su contaminación con oxigeno. Este tipo de sistema se recomienda para aguas de inyección que contienen pequeñas cantidades de compuestos de hierro, ácido

sulfhídrico y otros constituyentes que serían más fácilmente eliminados por procesos de aireación y sedimentación. Un sistema cerrado generalmente requiere menos tratamiento y menos costo de operación porque la utilización de equipos es mínima y la corrosión por oxígeno es más controlada. Un sistema cerrado generalmente consta de tanques de almacenamiento de agua, tuberías de los tanques de almacenamiento a los equipos de clarificación y filtración, tanques de almacenamiento de agua tratada, bombas de inyección y líneas que distribuyen el agua a

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los diferentes pozos de inyección. Se colocan medidores de flujo en las cabezas de los pozos para medir los flujos de inyección a cada pozo. En cambio, un sistema abierto permite el o del aire con ci agua y normalmente se aplica cuando hay abundancia de ácido sulfhídrico, hierro, turbidez y otros contaminantes cuya eliminación es más simple y económica por precipitación y/o aereación

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CAPITULO IV MARCO CONTEXTUALIZADO 4.1 RELEVAMIENTO y ANALISIS DEL CAMPO PATUJUSAL 4.2 Construcción de la maqueta del campo Patujusal Recuperación secundaria:

Instalaciones en superficie:

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Tratamiento de separacion de agua y petroleo

Reinyección del agua tratada:

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Información del campo: El Campo Patujusal (PJS) fue descubierto con la perforación del pozo Pjs-X1 a una profundidad moderada de 2200 mts. Este pozo fue perforado en marzo de 1993 con una producción de petróleo de 34.8 ºAPI en la formación Petaca. El reservorio Petaca es un campo subalterno-saturado con una presión original de 2270 psi @ una profundidad de -1366.4 metros sobre el nivel del mar. El mecanismo de impulso del reservorio es el efecto combinado de la expansión de fluidos y/o posiblemente la actividad del acuífero. Actualmente el campo tiene un pozo vertical, PSJ-7,; siete pozos direccionales PJS-2D, PJS-3D, PJS-4D, PJS-5D, PJS-8DST, PJS-9D, y PJS-10A, PJS-16D, PJS-18D,; y, cinco pozos horizontales, PJS-13H, PJS-12H, PJS-14H, PJS-15H, PJS-1STH,. En Nov-2003 un proyecto piloto para inyección de agua empezó. La proporción de inyección fue de 1200 a 2100 bpd. Pozo PJS-6H se usó para este propósito. Las buenas indicaciones del reservorio alientan para extender la inyección con 2 pozos adicionales (PJ-3D y PJS-10A) durante 2005. La producción del Campo de Patujusal en diciembre de 2004 era lo siguiente:

Oil (b/d)

Gas (MCFD)

Water (B/D)

870

428

5220

La producción acumulada en la misma fecha es como sigue:

Oil (Bbls)

Gas (MMCF)

7,053,067

5,077

Las reservas calcularon al 31 de diciembre de 2004:

Oil (Bbls)

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Gas (MMCF)

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1069000

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La estructura de Patujusal se define como un anticlinal de pliegue moderado con su eje principal en una dirección del sudeste-nordeste. El buzamiento oeste está claro y bien definido. Considerando que el buzamiento oriental, según la interpretación sísmica despliega ciertas complicaciones tectónicas formadas por dos fallas l tensiónales que son paralelo al eje principal de la estructura. Los pozos de Patujusal penetraron una secuencia sedimentaria normal hacia arriba por el Tariquia (Chaco), Yecua, Petaca, Yantata, Ichoa del indiferentemente del silurico y PRESilurico. La Historia de Exploración El PATUJUSAL junto con Los Cusis, se localiza en un lineamiento estructural en el área de "Foreland" (tierras bajas), norte del arco estructural de las Colinas del Bumerang. Esta área se investigó por YPFB como parte de su trabajo exploratorio en el Foreland (las tierras bajas) el área norte de Lomerío de Santa Rosa el del Sara (el Bumerang Oriental). Por 1985 un entendiendo básicos de la estructura del área habían sido perfilados. Estos bocetos primarios de la estructura, sin embargo, junto con los datos sísmicos que existen en ese momento, no era suficiente para hacer una interpretación confiable, así se comenzó un programa de adquisición de datos sísmicos adicionales en 1986. Las nuevas líneas sísmicas fueron estudiadas y procesadas en 1990 se delinearon dos perspectivas exploratorias al noroeste y nordeste del Campo Humberto el Suárez Roca. Éstos son el PATUJUSAL y Los Cusis, respectivamente. En 1991 unos 55 km adicional de datos sísmicos fueron adquiridos y procesados. A través del estudio detallado de estos datos se ganó un entendiendo de las características estructurales y estratigráficas de las áreas de la perspectiva previamente delineadas. En 1991 Hubo un descubrimiento en el campo San Ignacio, demostrando también que los hidrocarburos habían emigrado y que habían entrampado en las estructuras del "Foreland" área noroeste y nordeste de las Colinas del Bumerang. En julio de 1992 se aspiro una Propuesta de perforación Geológica para el pozo PJS-X1. El propósito original de esto era realizar en el pozo una prueba de gas reserva de las estructuras en el área de "Foreland", con los objetivos principales en las arenas de los Petaca y Formaciones de Yantata y en Devonico y piedra arenisca de Silurico. El pozo PJS-X1 fue perforado en diciembre de 1992 hasta marzo del 1993, alcanzando una profundidad total de 2,200 m. Una sucesión sedimentaria normal fue penetrada. La sección estratigráfica encontrada incluye el Tariquia (Chaco), Yecua, y Formaciones de Petaca del Terciario (Mioceno y Oligoceno Superior); los Yantata y Formaciones de Ichoa del Jurásico, indiferentemente silurico y PRE-Silurico. El pozo PJS-X1 logró las metas puestas en la Propuesta de perforación Geológica y producía el descubrimiento de un nuevo campo. RESERVORIO III

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Contrariamente a las predicciones, esto verificó bien la existencia de un reservorio de petróleo importante en las arenas de la Formación de Petaca. En Patujusal, este reservorio está llamado la Piedra arenisca de PATUJUSAL- PETACA-1; es un reservorio con petróleo de 34.8 de °API. A partir de diciembre del 2000, se han perforado 13 pozos en el campo de PATUJUSAL: PJS-X1, PJS-X2, PJS-X3, PJS-X4, PJS-X5, PJS-X6, PJS-X7, PJS-X8, PJS-X9, PJS-X10, PJS-X11, PJS-X12, y PJS-X13H. Todos estos pozos han encontrado petróleo y producción de gas en la Formación de Petaca (Paleoceno/Upper Oligoceno). 4.3

Objetivo del Análisis

El Campo patujusal está diseñado para probar el potencial hidrocarburifico perteneciente al bloque de la zona norte, específicamente en la formación Petaca. 4.4 Ubicación Geográfica País: Bolivia Departamento: Santa Cruz Provincia: Localidad: Santa Rosa del Sara Bloque:

Norte

Campo:

Patujusal (PJS)

Sara

Pozos: PJS-10, PJS03, PJS-06 Formaciones de Interés: Petaca 4.5

La Estratigrafía

La mayoría de los pozos perforados en el Campo de PATUJUSAL cortó una sección sedimentaria que consiste en el Tariquia, Yecua, y Formaciones de Petaca del Terciario y la Formación de Yantata del Jurásico. Sólo el pozo PJS- X1, siendo el más profundo con una profundidad total de 2,200 m, completamente penetra la Formación de Ichoa (Jurásico) y piedras del Silurico. La observación más interesante con respecto a la sección penetrada en el campo es la ausencia completa de sedimentos de Devonico, como resultado de la actividad de corrosión asociada con la disconformidad Pre-jurásica. Se corroyeron los sedimentos de Paleozoico

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en esta área profundamente, dejando a sólo un relict 27 m de piedra arenisca de Silurico basal. Un espesor de 118 m. de Pre-Silúrico fue penetrado. Litológicamente éstos eran blanquecinos a las piedras areniscas del quartzitic rosadas. El tamaño de grano es elemento a tosco; los siliceous y cementos del carbonato están presentes. En el medio de esta sección hay calizas duras, macizas de color blanquecino con el castaño y los tonos rosas y con la fractura irregular. Las propiedades petrofísicas de esta unidad son muy pobres, con la porosidad en el orden de 2% y permeabilidad de 0.002 md. Ninguna indicación de hidrocarburos se observó en estas piedras. Silúrico Un espesor de 27 m. de Silúrico fue penetrado. Estos sedimentos constituyen un remanente del Silúrico basal dejado atrás después de un evento Pre-Ichoa erosional. Litológicamente, estos son piedras areniscas de cuarzo, de color bronce a rosa, de grano medio formado, ha redondeado, con los silíceos y cemento ferruginoso. Pirita y clorita están presentes como los minerales adicionales. Estas unidades arenosas tienen características petrofísicas buenas, con la porosidad de 20% y permeabilidad de 330 md, poniendo estas arenas en la categoría de depósitos del hidrocarburo óptimos. Se grabaron las muestras del hidrocarburo en la parte basal de esta sección, con un descubrimiento continuo de gas a 5 Unidades de Gas del Metano, con el análisis del cromatografo de tres componentes y una predicción de gas seco. Esta unidad tiene un medio espesor de 61 m. es predominantemente una sucesión del psamitico con la intercalación delgada rara de castaño a la lutita rosa y la limolita similarmente coloreado. El psamitico de la unidad está compuesto de las piedras areniscas friables grises, alguno verdoso con los nódulos blanquecinos. El resumen de volúmenes originales y reservas de aceite, condensado y gas Reservo rio

Clase

Petaca

Oil In-place Original

Oil (Bbls)

72,190,820 Reserves 8,122,283

Gas (MMCF) 26,133 5,721

(P1) 1,069,000

644

Remaining Reserves (P1)

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4.6 Arreglos de los Pozos Inyectores Primeramente se empieza con el pozo inyector Pjs-6 seguidamente los pozos Pjs-10 y Pjs-3 son adaptados para ser inyectores. Arreglo del pozo inyector Pjs-6

Introducción Antecedentes Justificación Arreglo del pozo inyector Pjs-10

Arreglo del pozo inyector Pjs-3

Fuente: Chaco S.A. RESERVORIO III

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Arreglo del pozo inyector Pjs-10

Arreglo del pozo inyector Pjs-3

Se analizaran puntos estratégicos para realizar el mejoramiento de la calidad del agua de inyección.

4.6 Característica técnica del tratamiento de agua. Para la Inyección de Agua dentro del reservorio, es necesario emplear un tratamiento de agua adecuado. Con éste propósito, se procederá a analizar cada uno de los puntos clave para determinar la contaminación del agua a inyectar. 4.7 Diagrama de flujo En el siguiente cuadro observamos el diagrama de flujo del sistema del agua de inyección: Actual Diagrama de flujo del Campo Patujusal

Los hidrocarburos que salen de los pozos llegan a los colectores de producción, para luego dirigirse a los separadores. En los separadores se produce la separación bifásica (Gas, Petróleo y agua), saliendo el gas por la parte superior para ser enviado a la Planta de Gas. Por otro lado, el petróleo y el agua salen por una sola cañería del fondo de los separadores y se dirigen al tanque separador, donde se realiza la separación del petróleo y del agua por diferencia de densidad. El petróleo separado, sale del tanque separador y se dirige e los tanques de almacenamiento, para luego ser enviado al campo Humberto Suárez Roca.El Agua que ha sido separada del petróleo dentro del tanque separador es enviada al tanque pulmón,Luego pasa al tanque Skimer, Luego pasa por los filtros de arena, para eliminar todos los sólidos que puedan existir dentro de la corriente de agua Luego, una parte del agua filtrada va al tanque de 1500Bbl que sirve para el retrolavado de los filtros. El resto del agua se dirige a la bomba quintuple, donde se eleva la presión a 3000 PSI. Con ésta presión es enviada hacia los pozos inyectores: PJS-3, 6,10 y lo que sobra pasa al pozo de descarte que es el pozo PJS-20, luego vuelve el ciclo a los colectores de producción.

CAPITULO V CONCLUSIONES: Se elaboró la construcción de una maqueta demostrando asi la recuperación secundaria de un yacimiento por el método de inyección de agua para asi poder recuperar la mayor parte del yacimiento de hidrocarburos utilizando y tratando la misma agua que se inyecta una y otra vez hasta su producción total de hidrocarburos.