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16 de noviembre de 2013 ETAPA DE PRODUCCIÓN
MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.1
ESUMEN
El sistema de producción está compuesto por cuatro módulos principales:
Yacimiento, Completación, Pozo y Línea de Flujo en la superficie.
Una vez concluida la etapa de perforación, se prosigue con la etapa de
explotación o producción de hidrocarburos. Previo a la etapa de producción se realiza una
etapa de terminación o completación del pozo.
La producción se realiza mediante una tubería llamada tubería de producción, si el
yacimiento tiene energía propia por la presión subterránea, elementos como el gas y el
agua, saldrá por sí solo. En boca de pozo se instala un sistema de válvulas reguladoras
llamada arbolito de navidad.
En caso de que la energía natural del yacimiento no sea suficiente para producir los
hidrocarburos, se pueden utilizar uno de los sistemas básicos de producción artificial, se
refieren a los métodos utilizados para la extracción del petróleo de un pozo cuando su
energía interna no le permite el flujo hacia el exterior. La elección del mejor equipo de
producción depende del conocimiento de los factores que influyen en la operación de los
equipos, de las ventajas y desventajas del sistema que se elige.
Si no hay presión se emplea otro método como la unidad de bombeo mecánico del cual
mediante un balanceo permanente acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el
petróleo a la superficie donde se separa sedimentos de agua y gas natural, este sistema de
extracción con bombas de cavidad progresivas consta de una bomba rotativa en el fondo del
yacimiento, accionado desde la superficie por una varilla movida por un motor. |Luego se
envía los fluidos producidos a tanques de almacenamientos.
R
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NTRODUCCIÓN:
El petróleo crudo entrampado en el subsuelo está asociado a gas y agua, y se
mantiene allí bajo presión. Después de realizada la perforación se pone el pozo en
producción.
La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena factibilidad
que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de
esta (producción) se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar.
Esta se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y
gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes, normas ambientales, de seguridad
y fortaleciendo la soberanía tecnológica.
La producción por ser un sistema que implica realizar acciones en etapas para buscar un
resultado, posee también componentes, los cuales en modo de ejemplos pueden estar
determinados en:
cómo se distribuye la mano de obra entre los diferentes rubros y actividades del
predio
cómo se distribuyen los ingresos entre consumo, producción y ahorro
cómo la producción de un rubro contribuye a la generación de productos para el
autoconsumo y para la venta, entre otras.
También es importante recalcar la capacidad productiva que se tiene, es decir con qué
materia de hidrocarburo se cuenta para ser explotado, y qué mecanismos serán utilizados
para poder extraer dicha materia ya sean naturales o artificiales, el último mecanismo se da
cuando ya el pozo está muerto y el hidrocarburo no se extrae naturalmente.
Para determinar la habilidad que tiene un pozo de producir fluidos, y cómo estos fluirán a
través de la formación se realizan pruebas de pozos, los cuales en base al de desarrollo del
campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento
y estimación del comportamiento del pozo.
A su vez en pozos de gas se realizan pruebas de inyecciones que permitan saber cómo se
trabajarán los fluidos a inyectarse cuando el pozo se maneje de una forma artificial; aquí se
toma en cuenta las condiciones de fluido continuo, las cuales consisten en inyectar los
fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos por el pozo.
Cuando tenemos un pozo productor de gas, se realizan análisis los cuales conlleven a
determinar cómo será su producción dependiendo de sus presiones. Se pueden dividir en
pozos de baja a mediana presión y pozos de alta presión.
I
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Para realizar estos análisis se va a métodos y pruebas convencionales, los cuales arrojen los
resultados que se quieren obtener.
Las pruebas convencionales se engloban en tres tipos de pruebas como la potencial,
Isocronales, e Isocronales modificadas. El tipo de prueba a seleccionar dependerá del
tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del
yacimiento.
OBJETIVO: Conseguir una mayor productividad, definido como la relación
entre la cantidad de bienes y servicios producidos y la cantidad de recursos
utilizados.
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ERMINACIÓN DE FONDO EN POZOS DE PRODUCCIÓN:
La terminación de un pozo permite habilitar la misma producción para la cual
se debe programar con anterioridad la instalación del fondo de pozo.
En pozos pocos profundos y con el conocimiento de una formación compacta,
se puede dejar sin el peligro de arenamiento, el pozo a producción en agujero abierto a fin
de evitar daños por cementaciones, siendo estos pozos de poca expectativa.
Los pozos con poca profundidad darán lugar a usar colgadores o rejillas frente a la zona
productiva los que son asegurados por un colgador en superficie o en el fondo de la cañería
de revestimiento.
Los pozos de mayor desarrollo, por la profundidad alcanzada, presiones esperadas y
caudales de producción, requieren que la instalación de fondo de pozo este enmarcado en
un programa de terminación que compatibilice todos los detalles de control.
Es así que debe cubrirse la formación de interés, con la cañería de revestimiento para luego
cementar aislando a niveles acuíferos, y por ultimo efectuar el baleo correspondiente en la
zona de mayor expectativa como productor de hidrocarburos.
Concepto: Se entiende por Completación o Terminación al conjunto de trabajos que se
realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en
condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros
usos, como inyección de agua o gas.
Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o
ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la
instalación de la tubería de producción.
I. FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE LA COMPLETACIÓN DE
POZOS.
La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de
completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la completación
tiene como principal objetivo es obtener la máxima producción en la forma más
eficiente y por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha
selección, tales como:
1. Tasa de producción requerida.
2. Reservas de zonas a completar.
3. Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.
4. Necesidades futuras de estimulación.
5. Requerimientos para el control de arena.
T
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6. Futuras reparaciones.
7. Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc.
8. Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.
9. Inversiones requeridas.
II. CLASIFICACIÓN DE LAS COMPLETACIONES DE ACUERDO A LAS
CARACTERÍSTICAS DEL POZO.
Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las características del pozo,
es decir cómo se termine la zona objetivo:
Hueco Abierto.
Hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada.
Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada).
1. Completación a Hueco Abierto.-
Este tipo de completación se realiza en zonas
donde la formación está altamente compactada,
siendo el intervalo de completación o producción
normalmente grande (100 a 400 pies) y
homogéneo en toda su longitud
Consiste en correr y cementar el revestimiento de
producción hasta el tope de la zona de interés,
seguir perforando hasta la base de esta zona y
dejarla sin revestimiento.
Este tipo de completación se realiza en
yacimientos de arenas consolidadas, donde no se
espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación.
2. Completación con Forro o Tubería Ranurada.
Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido
a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde se
produce generalmente petróleos pesados. En una completación con forro, el
revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el
intervalo correspondiente a la formación productiva. Dentro de este tipo de
completación encontramos la siguiente clasificación:
Completación con forro no cementado: En este tipo de completación un
forro con o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de
interés. El forro con o sin malla puede ser empacado con grava para
impedir el arrastre de la arena de la formación con la producción.
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Completación con forro liso o camisa perforada.
En este caso, se instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de
producción. El forro se cementa y se cañonea selectivamente la zona
productiva de interés
3. Completación con Revestidor Cañoneado.
Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco
profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más).
Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la
tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a
completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer
comunicación entre la formación y el hueco del pozo.
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Colgador
Forro Ranurado
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Colgador
Forro Ranurado
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Colgador
Camisa Cementada
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Colgador
Camisa Cementada
Intervalos cañoneados
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III. CONFIGURACIÓN MECÁNICA DE LOS POZOS.
De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, la completación del mismo puede
clasificarse en: Completación Convencional y Completación Permanente.
Se entiende por “Completación Convencional” aquella operación en la cual existe una
tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la cual
fluyen los fluidos de la formación hacia la superficie. La mayoría de las partes mecánicas o
equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienen carácter permanente.
Respecto a la “Completación Permanente” son aquellas operaciones en las cuales la
tubería de producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad), se instalan de tal manera
que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con
equipo manejado a cable.
IV. FACTORES QUE DETERMINAN EL TIPO DE CONFIGURACIÓN
MECÁNICA.
1. Tipo de pozo (productor, inyector, etc.).
2. Número de zonas a completar.
3. Mecanismo de producción.
4. Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, etc).
5. Grado de compactación de la formación.
6. Posibilidades de futuros reacondicionamientos.
7. Costos de los equipos.
A. TIPOS DE COMPLETACIÓN DE ACUERDO A LA CONFIGURACIÓN
MECÁNICA.
Completación sencilla.
Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las
diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen en forman
selectiva por una misma tubería de producción. Este tipo de completación se aplica
donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completaciones de este
tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de correr el equipo de
completación. Además de producir selectivamente la zona petrolífera, este tipo de
completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de
que la zona petrolífera no tenga suficiente presión como para levantar la columna de
fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de levantamiento artificial.
Entre las variedades de este tipo de completación se tiene:
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1. Completación sencilla convencional:
Esta tipo de completación se realiza para la producción una sola zona, a
través de la tubería de producción.
2. Completación sencilla selectiva:
Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras,
produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación.
Completación múltiple.
Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas
(yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el
número de pozos a perforar.
Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples
empacaduras de producción.
Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por
separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles.
Mandril de LAG
Tubería de producción
Revestimiento de
producción
Intervalos cañoneados
Empacadura
Hidraulica
Válvula de circulación
Empacadura DGó Permanente
Mandril de LAG
Tubería de producción
Revestimiento de
producción
Intervalos cañoneados
Empacadura
Hidraulica
Válvula de circulación
Empacadura DGó Permanente
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Completación Triple.
Este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando dos o más tuberías y
empacaduras de producción.
Ventaja: Permite obtener alta tasa de producción por pozo
Desventajas: Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los
futuros trabajos de reparación. Son muy susceptibles a problemas de comunicación,
filtraciones, etc.
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ISTEMA DE PRODUCCIÓN:
Un sistema de producción es aquel que tiene la capacidad de transportar fluido
del yacimiento hasta la superficie y separarlo en petróleo, gas y agua. Si es
necesario, el petróleo y el gas, son tratados y preparados para la venta o el
transporte desde el Campo. Cualquier caudal de agua producido, también es
tratado y preparado para su re-inyección en el reservorio. Los elementos mecánicos básicos
del sistema de producción son:
1. Pozos.
2. Líneas de Conducción.
3. Colector de Producción.
4. Separadores y equipamiento de proceso.
5. Instrumentos de medición.
6. Recipientes de Almacenamiento.
Un pozo puede ser definido como un conducto o
interface, entre el petróleo y gas del reservorio y
las facilidades de superficie. Esta interface es
necesaria para producir el fluido del reservorio a la
superficie.
En la Performance del pozo, el volumen de drenaje
del reservorio que fluye hasta el pozo juega un
papel muy importante. Un pozo combinado con el
drenaje de un reservorio, comúnmente es llamado
sistema de producción de petróleo o gas.
Un sistema de producción está compuesto por los siguientes componentes:
Medio Poroso
Completación (Estimulación, Punzado, y Engravado)
Conducto vertical u horizontal o inclinado con válvulas de seguridad y placas de
choque.
Un sistema de levantamiento Artificial, tal como bombas, válvulas de gas-Lift, etc.
Líneas de Conducción horizontales con placas de choque y otros componentes de
cañerías como válvulas, codos, etc.
Se decide la manera en que se va a poner a producir el pozo. Un pozo produce por flujo
natural cuando el yacimiento tiene la suficiente energía como para llevar el fluido desde la
roca hasta el cabezal de pozo, esto se da por la magnitud de la caída de presión existente
entre el pozo y el yacimiento.
S
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I. EXISTEN DIFERENTES MÉTODOS DE FLUJO NATURAL, QUE SE LES
CONOCE TAMBIÉN COMO MECANISMO DE RECUPERACIÓN
PRIMARIOS, ENTRE LOS CUALES DESTACAN:
1. Empuje por gas disuelto: La fuerza la provee el gas disuelto en el petróleo, el gas
tiende a expandirse y a escaparse por la disminución de presión. La recuperación
final es de alrededor 20%.
2. Empuje de una capa de gas: Cuando el gas está por encima del petróleo y debajo
del techo de la trampa este realiza un empuje sobre el petróleo. La recuperación
varía entre el (40-50) %.
3. Empuje hidrostático: Es la fuerza más eficiente para provocar la expulsión del
petróleo de manera natural, en este caso el agua se encuentra por debajo del
petróleo, la recuperación es alrededor del 60%.
También existen mecanismos que al aplicárselos al yacimiento estos pueden producir por
flujo natural como son inyección de gas, inyección de agua siendo los mecanismos de
producción secundarios. Los terciario vienen siendo inyección de vapor, polímeros, etc.
II. LOS MÉTODOS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN:
Los cuales buscan recuperar el máximo posible del remanente que ha quedado en el
yacimiento luego de que parara la producción por flujo natural, en ciertos casos desde el
comienzo de la extracción de fluidos se aplican métodos artificiales de producción. Los más
comunes son:
1. Bombeo con accionamiento mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de
producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por
medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de
vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno
de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo
superior está unido a las varillas de bombeo.
2. Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las
bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde
una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos
desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el
bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos.
3. Extracción con gas o "gas lift" (surgencia artificial): Consiste en inyectar gas a
presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie.
4. BCP (Bomba de cavidad progresiva): El fluido del pozo es elevado por la acción de
un elemento rotativo (rotor) de geometría helicoidal dentro de un alojamiento
semiplástico de igual geometría (estator). El resultado es el desplazamiento positivo
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de los fluidos (hacia el cabezal de pozo) que se desplazaron llenando las cavidades
existentes entre el rotor y el estator.
5. Bombeo eléctrico sumergible: Los fluidos se producen por impulsores instalados en
el suelo, giran a gran velocidad y son alimentados desde la superficie por un cable
eléctrico. Este sistema funciona particularmente para bombear altos volúmenes de
crudos. En la producción costa afuera es muy útil debido a que puede ser utilizado
en aguas poco profundas hasta ultra profundas ya que puede estar sumergido en el
fondo del mar y bombear desde allí y no desde la plataforma.
III. CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN:
El proceso de producción de un pozo de petróleo se inicia desde el instante en que los
fluidos comienzan a moverse desde el radio externo de drenaje del yacimiento y termina
cuando son recolectados en la estación de flujo. Los fluidos transportados pierden energía
en el yacimiento, en el pozo y en la línea de flujo que los lleva a la estación recolectora.
Cuando la energía del yacimiento es suficiente para completar el proceso de producción, se
dice que el pozo produce por flujo natural, y cuando es necesario utilizar alguna fuente
externa de energía para el levantamiento de fluidos, desde el fondo del pozo hasta la
estación, se dice que el pozo produce mediante levantamiento artificial.
A. FLUJO NATURAL:
La tasa de producción de un pozo es producto de un perfecto balance entre la oferta de
energía del yacimiento y la demanda de energía del pozo, incluyendo sus facilidades de
transporte en la superficie
Para realizar este balance, es necesario cuantificar el consumo de energía en los distintos
componentes del sistema de producción. Inicialmente, la energía del yacimiento es, por lo
general muy alta y el pozo producirá por flujo natural altos caudales de líquido. No
obstante, para explotarlo eficientemente es necesario controlar la tasa de producción de los
pozos.
Con el tiempo, la energía del yacimiento será insuficiente para levantar los fluidos desde el
fondo hasta la superficie y el pozo dejará de producir por flujo natural.
Existe una presión de partida de los fluidos en ese proceso de producción que es la presión
estática del yacimiento, y una presión final de entrega que es la presión del separador en la
estación de flujo. La pérdida de energía a través de cada componente es función de las
características de los fluidos producidos, y especialmente, del caudal de flujo transportado.
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De tal manera, que la capacidad de producción del sistema responde a un balance de
energía, donde la suma de las pérdidas de energía, expresada en forma de presión de cada
componente, es igual a la pérdida total.
Tradicionalmente, el balance de energía se realizaba en el fondo del pozo; pero la
disponibilidad actual de simuladores en el proceso de producción permite establecer ese
balance en otros puntos de la trayectoria del proceso que se conocen con el nombre de
nodos. Para realizar el balance de energía en los nodos, se toman varias tasas de flujo con
las cuales se determina la presión con la cual el fluido entra al nodo y la presión requerida
para salir del mismo.
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo, en función del
caudal o tasa de producción, se denomina curva de oferta de energía del yacimiento
("inflow curve"). Asimismo, la representación gráfica de la presión requerida a la salida del
nodo, en función del caudal de producción, se denomina curva de demanda de energía del
pozo ("outflow curve").
La intersección de ambas curvas establece la capacidad de producción del sistema. La
capacidad de producción del sistema puede calcularse de dos maneras: analíticamente,
mediante ensayo y error, donde se asumen valores de tasa de producción hasta conciliar la
oferta y la demanda, y gráficamente, interceptando las curvas de oferta y demanda.
B. DISMINUCIÓN DE LA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN:
Adicionalmente, la demanda de energía en el fondo puede aumentar a consecuencia del
incremento del porcentaje de agua. En ambos casos, el resultado es que la capacidad de
producción del sistema disminuye.
En otras situaciones más críticas puede suceder que la demanda de energía en el nodo sea
siempre mayor que la oferta de energía del yacimiento para cualquier tasa de flujo. En estas
circunstancias, el pozo "muere", es decir, deja de producir por flujo natural. Cuando esto
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ocurre, se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta
con la demanda de energía. La utilización de esta fuente es con el fin de levantar los fluidos
desde el fondo del pozo hasta el separador, es lo que se denomina levantamiento artificial.
El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de
energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el diferencial de
presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos,
sin que se generen problemas de producción: arenamiento, conificación de agua, entre
otros.
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ATERÍAS DE PRODUCCIÓN:
Una batería en un campo petrolero petrolífero es una unidad que nos permite
controlar la producción y almacenamiento del campo petrolífero, diremos
también que una batería está dividida en cuatro áreas de operación bien
identificadas que son:
Área de Recolección.
Área de Separación.
Área de Almacenamiento.
Área de Bombeo
A continuación entraremos a tratar en detalle cada una de las áreas de operación que
comprende una Batería y diseño de líneas, separadores, bombas de desplazamiento, etc.
I. ÁREA DE RECOLECCIÓN : ( Colectores de Producción)
En concreto es un manifold de cañería a donde llegan las líneas de producción de todos los
pozos, estos colectores están diseñados de manera tal que permiten controlar la producción
de todos los pozos. Diremos que constan de dos líneas principales, la línea principal de
grupo y la línea principal de prueba, la primera nos permite controlar la producción de un
grupo de pozos sean estos de grupo de baja presión o alta presión. La segunda línea nos
permite controlar la producción o el comportamiento de un solo pozo en particular.
II. ÁREA DE SEPARACIÓN: (Separadoes)
Esta es el área más importante de una batería, del buen funcionamiento y control de los
equipos de separación de los mismos que hablaremos en detalle:
Separadores de petróleo y gas natural: La principal función de los
separadores de petróleo y gas es la de separar crudo y gas sin embargo el
separador de petróleo y gas también a parte de separar el agua el gas tiende
a eliminar la arena y ortos sedimentos del petróleo, excepto donde el
petróleo se ha emulsionado con agua. En el último caso, el petróleo tiende a
retener el agua y parte del sedimento.
El principio de operación o funcionamiento de los separadores se basa en:
La acción centrifuga de la mezcla de los fluidos, desde el momento en que
entran al separador hasta que descarguen por sus respectivas salidas.
La expansión y contracción del gas, ocasionado por cambio de velocidad,
sección presión y temperatura dentro del separador.
B
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El resbalamiento del petróleo sobre la superficie interior del mismo. Los separadores son
fabricados en tres tipos básicos:
Cilindro vertical
Cilindro horizontal
Esférico
III. ÁREA DE ALMACENAMIENTO:
El petróleo proveniente de los separadores se coloca en tanques normalmente abolonados
de capacidades establecidas en base a la producción del campo teniendo en cuenta que la
capacidad de almacenamiento total de la batería de un margen de días como mínimo, para
almacenar liquido en caso de avería del oleoducto, para poder efectuar su reparación. En
esta área se cuenta con siguientes tipos de tanque:
Tanques de grupo
Tanques de medida
Tanques deshidratadores
IV. ÁREA DE BOMBEO: Finalmente diremos que vale la pena recalcar que la bomba de
transferencia instalada en la descarga de los tanques, enviara el fluido, ya sea a una
estación de almacenamiento o previamente hacia las unidades de control de calidad.
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RUEBAS DE PRODUCCIÓN
DEFINICIÓN.- Son pruebas que se realizan con el fin de evaluar parámetros
fundamentales para la caracterización adecuada del reservorio.
Para tal efecto se necesita registrar las presiones de fondo fluyentes y estáticas,
a su vez las temperaturas de fondo de pozo.
Para el registro de presiones se utiliza el menor y gauge. Las pruebas de producción se
realizan en pozos gasíferos y petrolíferos antes de ponerlos en producción definitiva con la
apertura del árbol de navidad para orientar el flujo pasando por los choques hasta los
sistemas de separación.
OBJETIVOS DE LAS PRUEBAS:
Establecer los parámetros definitivos de producción en lo que respecta al caudal y
las presiones que se controla en boca de pozo.
Regular las condiciones óptimas de explotación con el control de la RGP en función
al programa específico diseñado para el pozo.
Estas pruebas se realizan en forma obligatoria de acuerdo con las normas de explotación
tanto en pozos exploratorios como en pozos de desarrollo.
En este último caso las pruebas se ejecutan una vez concluida la terminación del pozo y
periódicamente en cualquier etapa de producción para chequear el comportamiento de flujo
que va variando con el tiempo de explotación. Las pruebas de producción se clasifican en
dos tipos:
Pruebas de producción en pozos petrolíferos.
Pruebas de producción en pozos gasíferos.
La selección del tipo de prueba depende del análisis que se realiza a las variaciones de las
permeabilidades en la matriz de las rocas que influyen en el tiempo de estabilización del
caudal cuando los pozos son abiertos a la producción.
Así por ejemplo, las formaciones de baja permeabilidad requieren mayores períodos de
aplicación de choqueo para alcanzar la estabilización de flujo y por el contrario las de
elevada permeabilidad requieren menor tiempo para su estabilización.
I. PRUEBAS DE PRODUCCIÓN EN POZOS PETROLÍFEROS
Se clasifican en los siguientes tipos:
Pruebas de productividad.
Pruebas periódicas
Pruebas de restitución de presiones.
P
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A. PRUEBAS DE PRODUCTIVIDAD.- Estas pruebas se realizan en pozos
nuevos recién terminados con el objeto de controlar su comportamiento al flujo,
en función de los parámetros de producción establecidos. Para la realización de
estas pruebas se utiliza un juego de choques de diferentes dimensiones que son
aplicados por períodos definidos hasta obtener la estabilización del flujo en boca
de pozo para valores de presión de surgencia y caudal calculados en el programa
de terminación. El período de estas pruebas dura entre 48 y 72 horas con un
número de choques variable entre 4 y 6 de distintos diámetros de los cuales se
elige el choque adecuado con el que el pozo trabajará durante toda la etapa de
producción por flujo natural. Este tipo de pruebas varía también con el tipo de
pozos donde el tiempo de aplicación es menor en pozos de desarrollo y mayor
en pozos exploratorios.
B. PRUEBAS PERIÓDICAS.- Que se utilizan para controlar y verificar las
condiciones normales de flujo en pozos en cualquier etapa de producción. Para
este efecto se programa para cada pozo períodos de control de flujo, a fin de
detectar las variaciones que pueden presentarse en los valores del caudal y
presión en boca de pozo e introducir los correctivos necesarios de acuerdo a los
resultados que se obtengan con las operaciones de choqueo y estabilizar las
presiones, los caudales y los parámetros relacionados con la RGP y RAP.
C. PRUEBAS DE RESTITUCIÓN DE PRESIONES.- Se practican después de
largos períodos de explotación y que puede ser cada 12 meses, 18 ó 24 meses y
tiene como objetivo principal el de controlar después de cada período el grado
de declinación de las presiones de pozo y sus efectos en los factores de
recuperación.
En general mediante las pruebas de restitución se lleva el control de la vida del yacimiento
y las arenas productoras mediante la confección de las curvas de declinación vs caudales de
producción anual, para determinar en qué período el pozo va alcanzar el límite de su
explotación por flujo natural y para ingresar a programar en unos casos los métodos
artificiales y en otros casos la recuperación secundaria, que consiste en restaurar presiones
mediante inyección de energías artificiales como la energía hidráulica o de gas por ejemplo,
y restituir presiones para continuar con los sistemas de producción.
II. PRUEBAS DE PRODUCCIÓN EN POZOS GASÍFEROS
Estas pruebas tienen los siguientes objetivos:
Medir la capacidad de entrada de los fluidos de formación al fondo de
pozo con un máximo caudal permisible.
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MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.19
A pozo abierto verificar y registrar los datos de las presiones de fondo de
pozo, la temperatura de fondo, estado de las permeabilidades, detección de
presencia de daños y el radio definitivo de drenaje del pozo, para la
determinación de estos parámetros se corre registros a pozo abierto
tomando en cuenta todos los factores de seguridad industrial.
Las pruebas de producción en pozos gasíferos se clasifican en dos tipos:
A. PRUEBAS DE CONTRAPRESIÓN Ó DE PUNTO MÚLTIPLE.-
Son denominados también pruebas multipunto, que consiste en hacer fluir el pozo
utilizando distintos diámetros de choque hasta obtener con cada uno de ellos caudales y
presiones que se acerquen a la estabilidad. Este tipo de pruebas se aplica en yacimientos de
mediana y alta permeabilidad en los caudales el tiempo mínimo de estabilización fluctúa
entre 8 y 12 hrs. en pozos de desarrollo y mayores a 12 hrs. en pozos exploratorios
Son pruebas que se realizan con el fin de determinar la habilidad de la formación para
producir fluidos; y en base al desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de
la naturaleza de los fluidos del yacimiento, estimación del comportamiento del pozo.
Existen dos tipos de pruebas de multipunto:
Pruebas de Flujo Tras Flujo.
Secuencia Normal
Secuencia Inversa
Las pruebas flujo tras flujo, que a veces son llamadas backpressure o prueba de 4 puntos,
son realizadas en un pozo con una serie de flujos a tasas estabilizadas para medir la presión
de fondo fluyente en la cara de la arena. Cada caudal es establecido en sucesión con o sin
un periodo pequeño de cierre del pozo. El requerimiento de los períodos de flujo es que los
mismos alcancen condiciones estables, que es a veces una limitación en este tipo de prueba,
sobre todo en yacimientos de muy baja permeabilidad, que toman un largo tiempo para
alcanzar condiciones estables de flujo.
Ensayos Isocronales.
Ensayo Isocronal Verdadero
Ensayo Isocronal Modificados
Las pruebas isocronales son desarrolladas también para cortos períodos de tiempo para
aquellos pozos que tienen un largo período de tiempo de estabilización. Específicamente las
pruebas isocronales son una serie de pruebas a un solo punto desarrolladas para estimar las
condiciones de productividad sin llegar a los tiempos necesarios para alcanzar la
estabilización del pozo. La prueba isocronal es llevada a cabo por una serie de períodos de
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MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.20
flujo y cierre, permitiendo restaurar la presión promedio del yacimiento antes empezar el
siguiente período de producción. Las presiones son medidas en el tiempo durante cada
período de flujo. El tiempo a la cual la presión es medida debe ser relativamente la misma
al comienzo de cada período de flujo.
Por ejemplo se puede medir la presión de fondo fluyente cada 0.5, 1.0, 1.5 y 2.0 horas
después de empezar cada período de flujo.
Debido al menor tiempo requerido para restaurar esencialmente la presión inicial después
de un corto período de flujo que se debería alcanzar en condiciones estabilizadas en una
prueba de flujo tras flujo, las pruebas isocronales son más prácticas en formaciones de muy
baja permeabilidad. Aunque no es requerido para analizar la prueba, un punto de flujo final
estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba.
En la secuencia de operaciones, estas pruebas son las siguientes:
Abrir pozo para orientar flujo de gas al quemador con caudales máximos hasta
obtener producción de fluido limpio.
Cerrar pozo hasta que se estabilice las presiones, el período de cierre varía entre 8 y
12 hrs. Estabilizada la presión se baja a fondo de pozo bomba amerada para medir
exactamente los valores definitivos de la presión de fondo de pozo y la presión
fluyente en fondo de pozo.
16 de noviembre de 2013 ETAPA DE PRODUCCIÓN
MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.21
PRODUCCIÓN DEL
AMPO CAMIRI
INTRODUCCIÓN.- El Campo Camiri fue descubierto el año 1927, siendo el
pozo CAM-X1 el pozo descubridor, iniciando su producción en Agosto/1927
de las arenas del 1er Grupo, posteriormente se descubrieron y pusieron en
producción las Arenas Parapetí y Camiri –1, año 1942 y 1947
respectivamente, en 1953 se descubrió y se puso en producción la Arenas Sararenda 1 ó
Sararenda BA (Bloque Alto), el mayor productor del Campo.
El campo Camiri, que es el de mayor producción acumulada de petróleo, será analizado con
el presente trabajo y específicamente se concentrará el estudio geológico, en los reservorios
denominados Parapetí, Camiri, Sararenda, 16 y Basales, estructuralmente ubicados en la
lámina superior de la falla Agua Sucia.
ANTECEDENTES
En la serranía, Sararenda se encuentran varios campos petroleros que han producido
o se encuentran en actual producción de petróleo, de sur a norte son los siguientes:
Guairuy, Tucán, Itapirenda, Camiri y Guapoy. (Lámina – 2).
El área de estudio se extiende desde la latitud del pozo: C-149 por el Norte, hasta los
pozos: C-124 y 126 por el sur alcanzando una longitud de aproximadamente 9 Km.
Geográficamente pertenece a la provincia Cordillera del departamento de
Santa Cruz.
La serranía Sararenda, es un largo cordón orográfico, que tiene su mayor extensión
en dirección norte-sur. Se encuentra ubicada morfo estructuralmente en el ámbito de
la faja del Subandino Sur, en la denominada zona tradicionalmente petrolera de
Bolivia.
El campo presenta actividades de explotación de las arenas: Ar. Cero, Ar Primer
grupo, Sararenda, Parapeti, camiri 1, Ar. Primer Grupo, Ar. 10-11-12, Basales 1.
Actividades de exploración la formación Huamampampa.
I. PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO
El campo Camiri se encuentra en periodo de desarrollo y explotación.
Área de contrato
a. Descripción General del Campo
b. Estratigrafía de las Formaciones
C
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MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.22
Los múltiples reservorios de la Formación Iquiri, se los denomina de la
manera siguiente:
Areniscas del primer grupo, divididas en 9 niveles arenosos y clasificados
del 1 al 9.
Arenisca Parapetí.
Arenisca Camiri.
Arenisca Sararenda.
Arenisca del segundo grupo, están separadas en tres delgados niveles arenosos y
numerados del 10 al 13.
Arenisca 16.
Areniscas Basales.
Una fractura de importancia económica, es la falla Agua Sucia, que divide la estructura en
dos láminas:
La superior donde se ubican los reservorios precedentemente referidos y la inferior donde
se pueden encontrar los mismos niveles de la lámina superior o parte de ellos, dependiendo
en que parte de la estructura es atravesada la falla.
A. DESCRIPCIÓN DE LOS RESERVORIOS PRODUCTORES
1. ARENISCA PARAPETI.- Las correlaciones estratigráficas- estructurales y el
mapa isopáquico, muestran un cuerpo arenoso continuo de características litológicas
uniformes, desarrollándose en toda el área que comprende la zona de estudio. Tiene
un espesor promedio de 3 a 5 metros. Los valores de porosidad se restringen
solamente a los calculados con los registros de pozos con un promedio de 12%; no
habiéndose encontrado valores de testigos. El yacimiento es productor de petróleo,
de 50 grados API y actualmente producen de este reservorio los pozos C-79 y el C-
126. Este nivel tiene una producción acumulada de 481.955 barriles de petróleo.
Analizando las curvas de resistividad y de potencial espontáneo se observa que se
trata de un delgado paquete arenoso, con un promedio de resistividad de 30 a 40
ohm.-m. En el perfil compuesto del pozo: C-170, adjunto – 18, el registro sónico,
muestra un notable incremento en el tiempo de tránsito, que indicaría una zona de
posibles fracturas naturales o de porosidad secundaria. Hacia el sector
Sudoccidental de acuerdo a los cálculos del volumen de arcillosidad el cuerpo
arenoso se torna más pelítico.
La mayor producción de petróleo del reservorio Parapetí, proviene de pozos,
ubicados en el flanco Oriental de la estructura con una cota estructural promedio de
16 de noviembre de 2013 ETAPA DE PRODUCCIÓN
MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.23
165 msnm; en esta situación se encuentran los pozos C- 49 y C- 79, los cuales
tienen la mayor producción acumulada de petróleo. Comparando con los perforados
en el flanco Occidental todos tienen un valor estructural mayor de 165 metros, que
se deduce que se encuentran ubicados más cerca de la zona axial.
2. ARENISCA CAMIRI.- En el área analizada, la arenisca Camiri, está formada por
una serie de intercalaciones de areniscas y lutitas.
Las correlaciones y el mapa isopáquico, muestran un cuerpo arenoso que se
extiende en todo el sector. Su espesor bruto es de unos 35m.
Se considera como una porosidad promedio del 12%. En el pozo: C-161, en pleno
tope de la arenisca el registro sónico acusa un salto de ciclo que puede ser
considerado como fracturamiento natural.
Al igual que el reservorio Parapetí, la mayor producción acumulada de petróleo de
la arenisca Camiri, se concentra en el flanco Oriental de la estructura muy cerca de
la falla Agua Sucia. Se puede considerar las cotas estructurales de los pozos C- 65
y C- 79 con un promedio de 150 msnm, para una óptima producción como se
establece con los volúmenes producidos por los dos pozos anteriores.
3. ARENISCA SARARENDA.- El reservorio Sararenda en el campo Camiri, es el de
mayor espesor neto productor con más de 20 metros y se constituye en el de
máxima producción acumulada de petróleo con alrededor de 28 millones.
Las correlaciones estratigráficas y el mapa isopáquico, muestran que el desarrollo
del cuerpo arenoso es continuo y se extiende en todo el ámbito del campo. Su mayor
espesor se localiza en el flanco occidental de la estructura, en la latitud de los pozos
C-170, C-201, y C-84, con 75m. De espesor bruto. En el flanco oriental en el sector
del pozo: C-134, alcanza un espesor bruto de 85m. El espesor neto promedio oscila
entre 20 y 30m.
Por la geometría de los registros eléctricos, tipo cilíndrico, se infiere que el cuerpo
arenoso tiene una litología homogénea que correspondería a un ambiente marino de
plataforma proximal.
La arenisca Sararenda, tiene buenas propiedades petrofísicas. El pozo: C-64, según
un Análisis de testigo presenta el mejor valor de porosidad con el 12.5% y una
permeabilidad de 23md.
Con los escasos registros sónicos que se tomaron de los pozos: C-170, C-161, C-
163, y C-136, se ha intentado efectuar un análisis de la posible presencia de
porosidad secundaria inducida por fracturas naturales del reservorio.
16 de noviembre de 2013 ETAPA DE PRODUCCIÓN
MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.24
4. ARENISCA- 16.- Por el análisis de las correlaciones estratigráficas- estructurales
se ha determinado que este nivel, es un lente arenoso que se desarrolla solamente
en la zona de los pozos: C-201, y C-84, por consiguiente tiene una limitada
extensión areal. En el pozo C- 170, que se encuentra muy cerca de los anteriores, de
acuerdo al registro de Inducción y a la correlación mencionada anteriormente, el
nivel no se desarrolla.
Avanzando hacia el sud, también está ausente. Una evidencia concreta de esta
situación, se presenta en el pozo C- 68, en el cual se observa por debajo de la
arenisca Sararenda, una intercalación continua entre areniscas y lutitas donde no se
individualiza ningún nivel arenoso para considerarlo como un reservorio
independiente.
5. ARENISCAS BASALES.- Se encuentran ubicadas muy cerca de la base de la
Formación Iquiri, y es una intercalación de areniscas y lutitas que algunas veces
llega hasta los 100 m de espesor bruto.
Los paquetes arenosos oscilan entre 5 y 10m. donde su mejor desarrollo se puede
observar en los pozos: C- 68, C-170 y C-201. Hacia el sur, las Areniscas Basales,
tienen un desarrollo persistente. En este sector producen petróleo 5 pozos de los 10
metros superiores. Los pozos C- 97, C- 112 y C- 121 con valores estructurales de
86, 50 y 43 msnm respectivamente pueden ser intervenidos prioritariamente. Un
argumento surge de la comparación con pozos en actual producción, como C- 97,
C- 112 y C- 12l, que tienen cotas estructurales casi similares.
B. MAPAS ESTRUCTURALES DE LOS RESERVORIOS
Mapa Estructural Tope Reservorios Parapetí, Camiri y Sararenda
16 de noviembre de 2013 ETAPA DE PRODUCCIÓN
MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.25
C. CORRELACIÓN GEOLÓGICA
UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO
Remitirse al mapa adjunto.
Radio de drenaje de los pozos
El radio de drenaje es de 500 m
D. PUNTO DE FISCALIZACIÓN
El punto de entrega está ubicado en la interconexión con el transportador Y.P.F.B
Transporte S.A. (Antes Transredes S.A.) según el catálogo de POI´s y aprobado por la
Agencia Nacional de Hidrocarburos.
16 de noviembre de 2013 ETAPA DE PRODUCCIÓN
MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.26
E. DESCRIPCIÓN DE POZOS
Inicial Actual
CAM-001 1.005,8 30/08/1927 Dic/1980 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-002A 1.301,0 09/04/1929 Jun/1972 Abandonado
CAM-003 943,0 07/05/1930 Dic/1980 Simple s/packer-BM Productor Ar. 1er Grupo
CAM-004 617,5 00//00/1943 Jun-1957 Abandonado
CAM-005 952,0 00/00/1940 Feb-1976 Abandonado
CAM-006 1.037,5 28/05/1947 May-1947 Abandonado
CAM-007 1.182,0 00/00/1944 Jun-1958 Simple s/packer Cerrado Ar. Sararenda BA+BB
CAM-008 1.110,0 00/00/1942 Ene/1964 Abandonado
CAM-009 1.033,0 00/00/1946 Jun/1982 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-010 1.150,5 03/11/1950 Ago/1975 Abandonado
CAM-011 1.081,6 00/00/1955 Jun/1954 Sin Arreglo Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-012 1.062,8 00/00/1947 Jun/1969 Abandonado
CAM-013 1.665,0 00/00/1950 Jul/1972 Abandonado
CAM-014 1.194,5 00/00/1948 Abr/1970 Sin Arreglo Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-016 408,0 00/00/1948 Ago/1948 Abandonado
CAM-017 1.106,0 00/00/1953 Mar/1991 Simple Inyector de Agua Ar. Sararenda BA
CAM-018 1.395,2 00/00/1953 Oct/1967 Simple Selectivo-GL Cerrado Ar. Camiri-Sar BA-10-12(Cam-1)
CAM-019 1.206,1 00/00/1954 Jul/1981 Simple Selectivo-GL Cerrado Ar. Sararenda BA(Camiri-1)
CAM-020 1.097,0 00/00/1954 Feb/1966 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-021 607,7 22/08/1948 Nov/1962 Abandonado
CAM-022 800,0 00/07/1948 Ene/1952 Abandonado
CAM-023 1.120,0 00/00/1949 Abr/1978 Abandonado
CAM-024 1.118,5 00/00/1948 Jun/1972 Abandonado
CAM-025 780,7 00/00/1950 Sep/1956 Abandonado
CAM-026 1.350,0 31/01/1961 Jun/1972 Abandonado
CAM-027 851,5 30/04/1951 Oct/1972 Abandonado
CAM-028 720,2 31/03/1952 Oct/1963 Abandonado
CAM-029 765,5 31/08/1952 Jul/1972 Abandonado
CAM-030 1.271,0 31/05/1954 Mar/1964 Simple Selectivo-GL Cerrado Ar. Camiri-Sar BA-10-12
CAM-031 715,0 30/04/1952 Jul/1972 Cerrado
CAM-032 1.370,0 00/00/1953 May/1982 Simple-GL Cerrado Ar. Camiri-1
CAM-033 1.605,0 00/11/1957 Feb/1976 Abandonado
CAM-034 1.166,0 01/05/1953 Nov/1963 Abandonado
CAM-035 1.070,0 17/02/1953 Ago/1967 Abandonado
CAM-036 1.065,5 30/06/1951 Jul/1972 Abandonado
CAM-037 730,3 01/10/1951 Nov/1962 Abandonado
CAM-038 725,0 20/03/1952 Jun/1972 Abandonado
CAM-039 824,9 00/11/1952 Oct/1974 Abandonado
CAM-040 1.100,0 SECO Jul/1961 Abandonado
CAM-041 1.209,6 03/05/1961 Oct/1974 Abandonado
CAM-042 823,2 31/07/1952 Feb/1963 Abandonado
CAM-043 816,5 30/09/1952 May/1972 Abandonado
CAM-044 917,7 00/09/1953 Jun/1972 Abandonado
CAM-045 828,2 00/12/1953 Jun/1972 Abandonado
CAM-046 1.300,0 00/00/1954 Dic/1972 Abandonado
CAM-047 1.300,1 00/00/1951 Jun/1972 Abandonado
CAM-048 942,6 04/03/1953 Abr/1971 Abandonado
CAM-049 1.177,0 00/11/53 Ago/1985 Abandonado
CAM-050 1.152,0 01/07/1960 Feb/1982 Sin Arreglo Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-051 775,0 30/06/1953 Ene/1964 Abandonado
CAM-052 629,3 01/03/1952 Jul/1957 Abandonado
CAM-053 1.438,2 20/02/1958 Ene/1973 Abandonado
CAM-054 707,8 01/11/1952 Feb/1956 Abandonado
CAM-055 1.277,0 00/12/53 Dic/1961 Abandonado
CAM-056 1.480,4 01/02/1954 Mar/1988 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Camiri-1
CAM-057 1.480,4 01/07/1954 Ene/1991 Simple-GL Productor Ar. 1er Grupo+PPT+CAM-1
CAM-058 1.407,5 01/03/1956 Ago/1990 Simple Selectivo Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-059 1.485,0 01/10/1955 Ago/1991 Simple-GL Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-060 1.395,0 04/05/1960 Ene/1973 Abandonado
PozoProf. final
(mbbp)
Fecha de Terminación Arreglo Mecanico del
PozoEstado Pozo Reservorio
16 de noviembre de 2013 ETAPA DE PRODUCCIÓN
MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.27
CAM-061 1.224,0 01/03/1954 Ene/1984 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-062 1.462,2 23/10/1954 Jun/1973 Simple-GL Cerrado Ar. Grupo 13-14-15,16-2
CAM-063 1.430,5 18/01/1960 Nov/1963 Abandonado
CAM-064B 1.490,0 31/01/1957 Feb/1964 Abandonado
CAM-064D 1.587,0 13/11/1956 Nov/1971 Abandonado
CAM-065 1.520,0 31/05/1955 Sep/1984 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-066 1.376,0 19/05/1958 Ene/1973 Abandonado
CAM-067 1.549,6 16/09/1961 May/1964 Abandonado
CAM-068 2.003,7 01/01/1955 Jun/1981 Simple 2 packers-GL Productor Ar. 1er Grupo
CAM-069 1.507,0 01/06/1956 Ago/1978 Simple Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-070 1.500,0 01/07/1955 Oct/1977 Simple Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-071 1.365,0 01/11/1955 Ago/1991 Simple Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-072 1.312,1 01/01/1956 Nov/1990 Simple Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-073 1.577,0 28/09/1955 Jul/1983 Doble Linea Productor Ar. Basales 1
CAM-074 1.090,0 05/11/1958 Jun/1974 Abandonado
CAM-075 1.638,0 14/10/1957 Jun/1968 Abandonado
CAM-076 1.270,0 24/07/1955 Abr/1970 Sin Arreglo Cerrado Ar. Camiri- 1
CAM-077 1.561,2 12/08/1959 Jul/1972 Simple Selectivo Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-079 1.393,5 08/11/1954 Abr/1970 Simple 2 packers-GL Productor Ar. 1er Grupo+PPT+CAM-1
CAM-080 1.413,5 01/01/1956 Mar/1970 Simple 2 packers-GL Productor Ar. 1er Grupo
CAM-081D 1.470,0 22/06/1955 Oct/1980 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Sararenda BB
CAM-082 1.494,2 01/08/1955 Sep/1978 Simple Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-083 1597,8 01/06/1956 Sep/1984 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-084 1.427,6 01/12/1960 Nov/1983 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-085D 1.769,5 04/05/1957 May/1957 Abandonado
CAM-086 1.619,3 10/12/1961 Jul/1981 Abandonado
CAM-087 1.524,0 01/12/1955 Jun/1977 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Grupo 13-14-15
CAM-088 1.475,0 01/12/1955 Oct/1990 Simple-GL Cerrado Ar. 1er Grupo+CAM-1
CAM-089 1.500,0 27/04/1956 Jun/1986 Simple Selectivo-GL Productor Ar. Sararenda BA+Camiri-1
CAM-090 1.540,0 01/07/1958 Jul/1970 Abandonado
CAM-091A 1.235,0 16/08/1958 Jul/1970 Doble Linea Cerrado Ar. 1er Grupo/CAM-1
CAM-092 1.297,0 01/04/1959 Ago/1980 Doble Linea+GL Cerrado Ar. 1er Grupo+CAM-1
CAM-093 1.222,6 01/08/1957 Ago/1966 Simple Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-094D 1.470,0 31/01/1956 Mar/1975 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-095 1.193,6 01/06/1955 Abr/1982 Simple-GL Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-096 1.015,0 28/10/1958 Ago/1966 Simple Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-097 1.143,7 01/12/1957 Ene/1990 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Camiri-1
CAM-098 1.005,0 04/01/1959 Ene/1980 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-099 1.270,1 01/11/1957 Ene/1990 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. 1er Grupo+CAM-1
CAM-100 1.270,1 25/04/1958 Jun/1974 Abandonado
CAM-101 1.500,0 24/08/1958 Nov/1989 Con solo 3 pzas Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-102 1.109,0 07/02/1957 Oct/1972 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Camiri-1
CAM-103 1.250,0 06/05/1957 Nov/1980 Doble Linea-GL Cerrado Ar. 1er Grupo+SAR-1
CAM-104 1.462,0 28/12/1955 Dic/1990 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-105 1.385,0 05/05/1959 Abr/1989 Doble Linea-GL Productor Ar. 1er Grupo+CAM-1
CAM-106 1.223,0 26/07/1958 Ene/1990 Simple 2 packers-GL Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-107 1.453,5 11/04/1958 Nov/1974 Abandonado
CAM-108 1.221,5 27/04/1958 Abr/1968 Sin Arreglo Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-109 1.070,0 13/04/1959 Mar/1970 Simple Cerrado Ar. Camiri-1
CAM-110 1.204,7 10/03/1961 Ago/1998 Simple Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-111 1.531,6 18/09/1960 Oct/1993 Simple Productor Ar. Tupambi 0
CAM-112 1.215,0 22/03/1959 Mar/1965 Simple Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-113 1.508,2 24/04/1957 Ene/1990 Simple Productor Ar. Parapeti+Camiri-1+2
CAM-114 1.287,3 24/08/1958 Dic/1979 Simple 2 packers-GL Productor Ar. Sararenda BA
CAM-115 1.434,0 26/07/1956 Mar/1970 Simple Cerrado Ar. Basales 1
CAM-116 1.305,5 21/12/1958 Abr/1970 Sin Arreglo Cerrado Ar. 1er Grupo+CAM-1
CAM-117 1.020,0 30/12/1958 Sep/1990 Simple-GL Cerrado Ar. Camiri-1+X-1
CAM-118 1.000,0 29/05/1959 Jun/1986 Abandonado
CAM-119 1.446,0 19/02/1960 Mar/1970 Simple Cerrado Ar. Basales-2
CAM-120 1.236,0 04/08/1959 Abr/1987 Doble Linea Productor Ar. Basales 1
CAM-121 1.108,0 31/10/1959 Abr/1970 Sin Arreglo Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-122 1.260,4 17/06/1960 Ago/1986 Simple 2 packers-GL Productor Ar. Sararenda BA+Basales 1
16 de noviembre de 2013 ETAPA DE PRODUCCIÓN
MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.28
F. DESCRIPCIÓN DE FACILIDADES
PLANTA DE GAS
El gas ingresa a planta a una presión de 90 – 100 PSI y se dirige al depurador de entrada,
posteriormente se dirige al compresor Ariel donde es comprimido hasta 700 - 760 PSI, la
descarga pasa por un separador y torre contactora con glicol, para extraer el contenido de
agua, ya en condiciones el gas es enviado a la línea matriz de gas lift.
El área de almacenaje consta de 2 tanques de 1000 bbl (c/u) y 1 tanque cortador de 250 Bbl
de capacidad, en estos se recolecta toda la producción del campo para su posterior entrega a
Y.P.F.B Transporte.
CAM-123 1.117,0 08/06/1959 Jun/1991 Doble Linea Productor Ar. Sararenda BA
CAM-124 1.105,0 30/06/1959 Oct/1959 Abandonado
CAM-125 1.074,0 15/01/1963 Abr/1987 Simple-GL Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-126 1.588,5 28/09/1963 Mar/1998 Doble Linea Cerrado Ar. 1er Grupo+PPT+SAR-1..
CAM-129B 1.259,0 19/11/1966 Oct/1991 Sin Arreglo Cerrado Ar. 1er Grupo+PPT+Cam-1
CAM-130 1.130,5 05/05/1961 Sin Arreglo Cerrado Ar. Camiri-1
CAM-131 1.560,1 08/03/1962 Abr/1971 Abandonado
CAM-134 1.365,0 30/07/1961 Feb/1976 Simple 2 packers-GL Productor Ar. Sararenda BA+Basales-2
CAM-136 1.585,0 28/12/1964 Ago/1998 Simple Cerrado Ar. Camiri-1
CAM-137 1.570,0 26/08/1965 Ago/1989 Simple-GL Cerrado Ar. Camiri-1+Sararenda BA
CAM-138 1.375,0 25/7/60-SECO Jul/1960 Abandonado
CAM-139 1.465,2 22/08/1960 Nov/1963 Abandonado
CAM-143 1.426,0 18/12/60-SECO Dic/1960 Abandonado
CAM-144 1.362,2 06/11/1960 Ene/1973 Abandonado
CAM-146 1.404,0 30/05/1962 Nov/1974 Abandonado
CAM-147 1.500,0 31/07/1961 Abr/1968 Abandonado
CAM-148 1.300,0 27/05/1961 Mar/1965 Abandonado
CAM-149 1.296,5 02/02/1962 Abr/1970 Abandonado
CAM-151 1.175,0 6/4/62-SECO Abr/1962 Abandonado
CAM-152 1.139,0 20/09/1964 Abr/1970 Simple-GL Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-153 992,1 28/08/1962 Jun/1970 Sin Arreglo Cerrado Ar. Camiri-1
CAM-160 1.089,0 25/05/1962 Abr/1990 Simple Cerrado Ar. Sararenda BA
CAM-161 1.212,6 12/6/65-SECO Jun/1965 Abandonado
CAM-162 1.480,0 28/09/1962 Oct/1989 Doble Linea-GL Productor Ar. Grupo 10-11-12
CAM-163 1.340,0 23/02/1964 Oct/1991 Sin Arreglo Cerrado Ar. Sararenda BB+13-14-15
CAM-165 1.390,0 23/04/1963 Abr/1970 Simple-GL Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-166 1.319,1 25/12/1963 Jun/1988 Doble Linea-GL Productor Ar. Sararenda BA
CAM-167 1.333,0 23/08/1964 Feb/1976 Simple 2 packers-GL Productor Ar. Sararenda BA
CAM-170 2.191,0 20/7/65-SECO Jul/1965 Abandonado
CAM-174 1.450,0 19/05/1967 May/1998 Simple Cerrado Ar. 1er Grupo
CAM-175 1.622,3 12/08/1967 Feb/1998 Doble Linea-GL Productor Ar. Parapeti+SAR-1+10-11-12
CAM-176 1.155,0 26/10/1976 Abr/1973 Simple 2 packers-GL Productor Ar. 1er Grupo
CAM-177 1.205,0 22/06/1972 Ago/1977 Abandonado
CAM-201 3.677,4 27/06/1964 Jun/1971 Abandonado
ITP-001 2.320,2 04/11/1956 Nov/1956 Sin Arreglo Cerrado Ar. Sararenda BA
ITP-002 1.884,4 24/02/1957 Abr/1970 Cerrado Ar. Camiri-1
ITP-007 1.375,0 29/09/1959 Ago/1993 Sin Arreglo Cerrado Ar. Sararenda BA
ITP-008 1.370,0 15/09/1959 Feb/1960 Abandonado
ITP-009 1.624,2 01/10/1959 Abr/1965 Simple Productor Ar. 1er Grupo+Camiri-1
ITP-010 1.312,0 10/01/60-SECO Ene/1960 Abandonado
ITP-012 1.760,5 06/05/60-SECO May/1960 Abandonado
ITP-013 1.223,5 07/03/1964 Feb/1964 Abandonado
ITP-016 1.345,5 12/08/1964 Ago/1964 Simple Cerrado Ar. 16-2
ITP-017 1.496,0 23/04/1964 Sep/1993 Simple Cerrado Ar. 16-2
16 de noviembre de 2013 ETAPA DE PRODUCCIÓN
MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.29
1. BATERÍA Nº 16
Esta instalación cuenta con dos separadores verticales bifásicos (prueba y grupo),
trabajan a una presión de separación de 20 Psi. La producción de gas es derivada a
la succión de dos motocompresores Booster # 2 y 3, el Nº 2 (LEROY L-3000
WORTHINGTON HB-2) y el Nº 3(AJAX DPC-230), los cuales elevan la presión
del gas a 100 Psi, para derivar este a la planta de inyección de gas de Camiri.
El petróleo más agua son llevados a 1 Tanque de 500 Bbls, por gravedad este
volumen es conducido hacia los tanques de almacenamiento en Planta de Gas
Camiri.
2. BATERÍA Nº 17
Esta batería cuenta con dos separadores verticales bifásicos (separador de prueba y
grupo), trabajan a una presión de separación de 20 Psi. El flujo de gas se dirige
hasta un depurador de succión de dos motocompresores, el Nº 6 (AJAX DPC-230),
o el Nº 7 (CLARK CFA-4), los cuales elevan la presión del gas a 100 Psi, para
enviar a la planta de inyección de gas Camiri. El petróleo más agua es llevado a los
Tanque Nº 1 ó 2 de una capacidad de 500 Bbls cada uno. El petróleo más agua es
conducido por gravedad hacia los tanques de almacenamiento en Planta de Gas
Camiri.
3. BATERÍA SATÉLITE
Esta instalación cuenta con dos separadores verticales bifásicos y 2 tanques de
almacenamiento de 250 bbl cada uno. Los separadores recolectan la producción de
los pozos CAM-134 y CAM-167, el flujo de gas de ambos separadores se dirigen
hacia la batería 17, el petróleo más agua se almacenan en los 2 tanques, para luego
ser transferidos por gravedad hacia los tanques de almacenamiento en Planta de Gas
Camiri.
4. BATERÍA Nº 4
La Batería Nº 4 pertenece a la zona sur de campo Camiri y recolecta el fluido
producido en los pozos circundantes de la zona.
Esta instalación cuenta con dos separadores de producción (prueba y grupo)
verticales bifásicos que trabajan a una presión de separación de 20 Psi. La
producción de gas pasa a través de un depurador a la succión de dos
motocompresores, el Nº 5 (AJAX DPC-230), o el Nº 4 (LEROY L-3000
16 de noviembre de 2013 ETAPA DE PRODUCCIÓN
MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.30
WORTHINGTON HB-2), los cuales elevan la presión del gas a 100 Psi, para
derivar este a la planta de inyección de gas de Camiri. El petróleo más agua son
transportado al Tanque Nº 1 ó al Nº 2 de una capacidad de 500 BBL cada uno y por
bombeo es conducido hacia los tanques de almacenamiento en Planta de Gas
Camiri.
5. SATÉLITE CAM-122
Ubicada en el extremo sur del campo Camiri cuenta con un separador vertical
bifásico, que trabaja a una presión de separación de 20 psi. La producción de gas se
recolecta en la batería 4, el petróleo más agua se almacena en un tanque de 250 Bbl
de capacidad, una bomba neumática transfiere la producción de líquidos a la batería
PRODUCCION DEL CAMPO CAMIRI Y GUARUY
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MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.31
EGLAMENTO DEL RÉGIMEN DE INCENTIVOS A LA PRODUCCIÓN
DE CAMPOS MARGINALES
CAPITULO I
DISPOSICIONES GENERALES
ARTICULO 1°.- (OBJETO).
El presente Decreto Supremo tiene por objeto reglamentar el Artículo 64 de la Ley No 3058
de 17 de mayo de 2005 - Ley de Hidrocarburos, para establecer un régimen de incentivos a
la producción de petróleo y gas natural en campos marginales y pequeños aplicable a las
personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras que suscriban contratos de
operación con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - Y.P.F.B, según el volumen de
producción y calidad del hidrocarburo.
ARTÍCULO 2°.- (DEFINICIONES).
Para fines de aplicación del presente Decreto Supremo, se establecen Campo Petrolífero
Marginal: Es aquel Campo Petrolífero, desarrollado, que ha producido el noventa por ciento
(90%) de sus reservas probadas in situ de petróleo, Y.P.F.B deberá remitir al Ministerio de
Hidrocarburos y Energía, al inicio de cada año calendario, un listado de los campos
petrolíferos
Incentivo a producción petrolera despierta interés en operadoras
26 de Junio de 2012, 06:43
El decreto que impulsa este incentivo fue explicado por Y.P.F.B a los representantes de las
operadoras petroleras en reuniones técnicas para hacer conocer el incentivo a campos
petrolíferos y campos gasíferos marginales y/o pequeños.
Villegas recordó que el Decreto 28984 del 22 de diciembre del 2006 creó un incentivo para
los campos marginales de petróleo crudo cuya producción no supere 900 barriles (Bbls) por
día con un pago que deja una utilidad extra de hasta US$13 por Bbls. En Bolivia, el costo
de producción de un barril de crudo es de aproximadamente US$60, pero el precio que se
paga en el mercado es de US$27,11. De este monto, los operadores reciben US$10,29 como
utilidad. Y.P.F.B Chaco trabajan con su equipo técnico para presentar propuestas de los
campos Patujusal, Humberto Suárez y Los Cusis.
YPFB Andina evalúa las actividades que presentará para sus campos petroleros como
Camiri, Guairuy, La Peña, Arroyo Negro y Los Penocos.
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MODULO 1:|GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL Pág.32
Petrobras Argentina, que opera los campos Colpa y Caranda, evaluará niveles con interés
petrolero que no han sido explotados.
“Matpetrol también enviará su cronograma de actividades a aplicar en el campo
Tatarenda”, añadió el Director de Desarrollo y Producción de la estatal petrolera.
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ECOMENDACIONES:
Analizar los daños a la formación producto de la perforación
Determinar el diámetro de las punzadas para producir.
Realizar un Análisis Nodal para una buena selección de terminación o
completación de pozos.
Un problema común en los proyectos de completación, es el
seleccionar un tamaño de tubería de producción basados en criterios
totalmente irrelevantes, como por ejemplo el tamaño que se tiene
disponible en almacén.
Un problema común que se ocurre en le completación de pozos de
alto potencial, es el de instalar tuberías de producción con diámetros
excesivos para mantener la seguridad. Esto con frecuencia es
contraproducente, ya que disminuye la vida útil de los pozos, a
medida que la presión del reservorio decrece, los líquidos comienzan
a escurrirse por falta de velocidad del gas para arrastrar los líquidos
en fondo.
Se recomienda que la selección del tamaño de la tubería de producción, accesorios,
arbolitos y líneas de superficie hasta el separador, debe ser hecha en base a datos
disponibles, ya sea pruebas de Formación o Datos de Reservorio, lo cual no es posibles
hacerlos en pozos exploratorios por falta de información confiable.
Calculo de presión para asegurar que los fluidos lleguen a la planta de procesamiento
de gas.
El diseño final de un sistema de producción debe ser analizado como una unidad
puesto que, la cantidad de gas fluyente desde el reservorio hasta superficie en un pozo
depende de la caída de presión en el sistema.
La selección de la sarta de producción, ya que se considera uno de los componentes más
importantes del sistema de producción. Debido a que cerca del 50% de la pérdida total
de presión en un pozo de gas puede ocurrir por la movilización de los fluidos desde el
fondo del pozo hasta la superficie.
Se recomienda que para seleccionar el tipo de prueba de producción dependerá del
tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del
yacimiento. Tener en cuenta el límite económico del campo petrolífero, para aplicar en
método adecuado de producción.
Operar, controlar de forma eficiente la planta de gas para obtener mayor producción de
hidrocarburos, velando la seguridad del personal y calidad del producto obtenido, para
hacer un aporte de abastecimiento en la producción nacional.
R
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ANEXOS: 1
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ANEXOS: 2
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ANEXOS: 3
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ANEXOS: 4
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ANEXOS: 5
