ana karen huarayo troncoso corregido(1)

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA.

FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA.

CARRERA INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO.

"PROPUESTA DE INYECCIÓN CON SURFACTANTES

GENERADORES DE ESPUMA PARA REDUCIR LA

CARGA DE LÍQUIDOS E INCREMENTAR LA

PRODUCCIÓN DE GAS EN LA FORMACIÓN YECUA

DEL POZO SNQ - 3, CAMPO SAN ROQUE"

PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE

LICENCIATURA EN INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEO.

POSTULANTE : ANA KAREN HUARAYO TRONCOSO.

DOCENTE REVISOR: ING. HERBER LUIS FLORES LIQUE.

ORURO - BOLIVIA

2015

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA ______________________________________

i

AGRADECIMIENTOS.

Primeramente doy un agradecimiento muy especial a Dios por ser mi guía, por

darme la dicha de vivir, brindarme salud y darme fuerzas necesarias para

culminar una de las metas más importantes en mi vida.

A la Universidad de Aquino Bolivia (UDABOL), por concederme la oportunidad de

formarme profesionalmente en sus aulas. la casa que sigue y seguirá venciendo la

sombra, por abrirme sus puertas y permitir mi formación como profesional.

A los docentes de Ingeniería en Gas y Petróleo por la paciencia, dedicación y por

brindarnos ese preciado tesoro como lo es la educación.

A mis padres por los sacrificios y apoyo tanto moral como económico, por

inculcarme valores y deseos de superación para culminar con éxito mis estudios.

A toda mi familia por brindarme su apoyo en los momentos difíciles, en especial a

mi madre, estarás siempre en mi corazón.

A mis grandes amigos por compartir en las buenas y en las malas gracias por su

apoyo y por creer en mí.

Mis grandes amigos y compañeros de la Universidad De Aquino Bolivia por los

buenos momentos vividos durante nuestro paso por la Universidad.

Y a todos aquellos que de alguna forma me apoyaron y estuvieron conmigo.

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA _________________________________________

ii

DEDICATORIA

A Dios Todopoderoso por darme la grandiosa oportunidad de vivir para lograr

uno de mis más anheladas metas: Ser Profesional; y especialmente por no

abandonarme y ser mi fiel compañero.

El presente proyecto va dedicado con mucho amor a mis papitos:Santiago

Huarayo y Felicia Troncoso a ustedes no solo por darme la vida si no también

por estar conmigo en todo momento y por apoyarme y ayudarme para lograr

cumplir con lo que siempre he soñado, SER PROFESIONAL. A ti mamá, te lo

dedico muy especialmente por tu años de trabajo, dedicación y por

aconsejarme; a ti papá por el apoyo incondicional, tus sabios consejos y por

confiar en mi. Mil gracias. Los amo!!!.

De igual manera dedico este trabajo a mi familia y amigos que depositaron su

apoyo y confianza en mi persona.

A todos mis compañeros y amigos de la Universidad.


iii

ÍNDICE DE CONTENIDO Pag.

AGRADECIMIENTOS..………..……………………………………………………….i

DEDICATORIA………………………..……………………………………….…….....ii

ÍNDICE DE FIGURAS…...………………...….………………….……………………x

ÍNDICE DE TABLAS…...………………………...……..………….…………………xii

LISTA DE ABREVIATURAS…...………………...…….……………………………xiv

RESUMEN…….…………..……………...……….….……………...……………….xvi

CAPÍTULO I - INTRODUCCIÓN.

1 INTRODUCCIÓN. ......................................................................................... 1

1.1 INTRODUCCIÓN. .................................................................................. 2

1.2 ANTECEDENTES. ................................................................................. 3

1.2.1 ANTECEDENTES DE LA TECNOLOGÍA. .......................................... 3

1.2.2 ANTECEDENTES DEL CAMPO SAN ROQUE. ................................. 5

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ................................................... 8

1.3.1 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA. ................................................. 8

1.3.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA. ................................................. 10

1.4 OBJETIVOS. ........................................................................................ 10

1.4.1 OBJETIVO GENERAL. ..................................................................... 10

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ............................................................ 10

1.5 JUSTIFICACIÓN. ................................................................................. 12

1.5.1 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO. ................................................. 12

1.5.2 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA. ............................................................. 12

1.5.3 JUSTIFICACIÓN OPERACIONAL. ................................................... 13

1.5.4 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA. ....................................................... 13

1.5.5 JUSTIFICACIÓN SOCIO – AMBIENTAL. ......................................... 14

1.5.5.1 JUSTIFICACIÓN SOCIAL. ......................................................... 14

1.5.5.2 JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL. .................................................. 14


iv

1.6 ALCANCES. ......................................................................................... 14

1.6.1 ALCANCE TEMÁTICO. .................................................................... 14

1.6.2 ALCANCE GEOGRÁFICO. ............................................................... 15

1.6.3 ALCANCE TEMPORAL. ................................................................... 15

1.7 APORTE. ............................................................................................. 15

CAPÍTULO II – MARCO TEÓRICO.

2 MARCO TEÓRICO. .................................................................................... 16

2.1 CUENCA SEDIMENTARIA. ................................................................. 17

2.1.1 RESERVORIO. ................................................................................. 17

2.1.2 FORMACIÓN. ................................................................................... 17

2.2 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO. ............... 18

2.2.1 ROCA RESERVORIO....................................................................... 18

2.2.1.1 TIPOS DE ROCA. ...................................................................... 19

2.2.1.2 POROSIDAD. ............................................................................. 19

2.2.1.2.1 CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD. ................................ 20

2.2.1.2.1.1 POROSIDAD ABSOLUTA (Φ). ....................................... 20

2.2.1.2.1.2 POROSIDAD EFECTIVA (K). ......................................... 20

2.2.1.2.2 CLASIFICACIÓN GEOLÓGICA DE LA POROSIDAD. ......... 21

2.2.1.2.2.1 POROSIDAD PRIMARIA. ............................................... 21

2.2.1.2.2.2 POROSIDAD SECUNDARIA. ......................................... 21

2.2.1.3 PERMEABILIDAD. ..................................................................... 21

2.2.1.3.1 CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD. ........................ 24

2.2.1.3.1.1 PERMEABILIDAD EFECTIVA. ....................................... 24

2.2.1.3.1.2 PERMEABILIDAD RELATIVA......................................... 24

2.2.1.4 RELACIÓN ENTRE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD. ........... 24

2.2.1.5 SATURACIÓN DE HIDROCARBUROS. .................................... 25

2.3 CARGA DE LÍQUIDOS. ........................................................................ 26

2.3.1 FLUJOS EN YACIMIENTOS DE GAS. ............................................. 28

2.3.1.1 FLUJO DEL YACIMIENTO AL POZO. ....................................... 28


v

2.3.1.2 PATRONES DE FLUJO VERTICAL EN POZOS DE GAS. ........ 28

2.3.1.3 FLUJO BURBUJA. ..................................................................... 29

2.3.1.4 FLUJO TAPÓN. ......................................................................... 29

2.3.1.5 TRANSICIÓN. ............................................................................ 30

2.3.1.6 FLUJO NIEBLA. ......................................................................... 30

2.4 PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS. ............................................. 31

2.4.1 PRODUCCIÓN PRIMARIA. .............................................................. 31

2.4.2 PRODUCCIÓN SECUNDARIA. ........................................................ 32

2.4.3 PRODUCCIÓN TERCIARIA. ............................................................ 32

2.5 ESTIMULACIÓN DE POZOS. .............................................................. 32

2.5.1 TIPOS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS. ......................................... 32

2.5.1.1 ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO. ............................ 33

2.5.1.2 ESTIMULACIÓN MATRICIAL. ................................................... 33

2.5.1.2.1 ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA (ÁCIDA). ............. 33

2.5.1.2.2 ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO-REACTIVA (NO ÁCIDA)

(NO ÁCii (NO ÁCIDA). ......................................................................... 34

2.6 EXPLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA A APLICAR............................... 34

2.6.1 INYECCIÓN DE SURFACTANTES. ................................................. 34

2.6.2 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL EQUIPO Y TECNOLOGÍA

TEjjÍA TECNOLOGÍA CAPILAR. ................................................................ 35

2.6.3 EQUIPOS DEL SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR CON CON COn

C ON SURFACTANTES GENERADORES DE ESPUMA. ......................... 36

2.6.3.1 EMPACADOR O PACK-OFF. .................................................... 36

2.6.3.2 TUBERÍA CAPILAR. .................................................................. 37

2.6.3.3 BOMBA TEXTEAM. ................................................................... 38

2.6.3.4 TANQUE DE PRODUCTOS QUÍMICOS. .................................. 39

2.6.3.5 PANEL SOLAR. ......................................................................... 39

2.6.3.6 CONTROL ELECTRÓNICO PROGRAMABLE. ......................... 40

2.6.3.6.1 DOSIFICADORA DE FONDO. .............................................. 40

2.6.4 SURFACTANTES. ............................................................................ 41


vi

2.6.4.1 COMPORTAMIENTO DE LOS SURFACTANTES. .................... 42

2.6.4.2 PROPIEDADES DE LOS SURFACTANTES. ............................ 43

2.6.4.2.1 ANIÓNICOS. ......................................................................... 44

2.6.4.2.2 CATIÓNICOS. ....................................................................... 45

2.6.4.2.3 NO-IÓNICOS. ....................................................................... 45

2.6.4.2.4 ANFOTÉRICOS. ................................................................... 45

2.6.4.3 APLICACIÓN Y TIPOS DE SURFACTANTES. .......................... 46

2.6.4.3.1 DESEMULSIFICADORES..................................................... 46

2.6.4.3.2 NO EMULSIFICADORES...................................................... 46

2.6.4.3.3 EMULSIFICADORES ............................................................ 46

2.6.4.3.4 AGENTES DE SUSPENSIÓN DE LIMO. .............................. 47

2.6.4.3.5 AGENTES ANTI SLUDGE .................................................... 47

2.6.4.3.6 REDUCTORES DE TENSIÓN SUPERFICIAL. ..................... 48

2.6.4.3.7 INHIBIDORES DE CORROSIÓN. ......................................... 48

2.6.4.3.8 BACTERICIDAS .................................................................... 48

2.6.4.3.9 TRATANTES DE ARCILLAS................................................. 48

2.6.4.3.10 AGENTES ESPUMANTES. ................................................ 49

2.7 SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES. ........... 49

2.7.1 INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TUBERÍA CAPILAR CAPILAR

CAPI CONVENCIONAL. ............................................................................ 50

CAPÍTULO III – MARCO METODOLÓGICO.

3 MARCO METODOLÓGICO. ...................................................................... 53

3.1 MÉTODOS Y TIPOS DE INVESTIGACIÓN. ......................................... 54

3.1.1 MÉTODO DE INVESTIGACIÓN. ...................................................... 54

3.1.1.1 METODO ANALÍTICO – SINTÉTICO......................................... 54

3.1.2 TIPOS DE INVESTIGACIÓN ............................................................ 54

3.1.2.1 INVESTIGACIÓN DESCRIPTIVA. ............................................. 54

3.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN. ....................................................... 54

3.2.1 ENTREVISTA. .................................................................................. 54


vii

3.2.2 REVISIÓN DOCUMENTAL. .............................................................. 54

3.3 MATRÍZ DE MARCO LÓGICO. ............................................................ 55

CAPÍTULO IV – SELECCIÓN DEL POZO.

4 SELECCIÓN DEL POZO. .......................................................................... 56

4.1 ANTECEDENTES DEL CAMPO SAN ROQUE. ................................... 57

4.2 ESTRATIGRAFÍA DEL POZO SAN ROQUE – 3 (SNQ – 3). ................. 60

4.2.1 FORMACIÓN YECUA....................................................................... 60

4.2.2 FORMACIÓN PETACA. .................................................................... 60

4.3 INFORMACIÓN DEL POZO. ................................................................ 61

4.3.1 PROPIEDADES Y CROMATOGRAFÍA DEL GAS PRESENTE EN EL

EN E EN EL POZO PRODUCTOR SNQ – 3. ............................................. 63

4.4 PRODUCCIÓN DEL POZO SNQ – 3. ................................................... 63

CAPÍTULO V - INGENIERÍA DEL PROYECTO.

5 INGENIERÍA DEL PROYECTO. ................................................................ 65

5.1 CÁLCULOS SIN LA TÉCNICA. ............................................................ 66

5.1.1 CÁLCULO DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD. .............................. 66

5.2 CÁLCULOS CON LA TÉCNICA. .......................................................... 67

5.2.1 PLANEACIÓN PARA EL PROCESO DE INYECCIÓN CON CON

CON SURFACTANTES. ............................................................................ 67

5.2.1.1 EVALUACIÓN DEL TIPO DE DAÑO. ........................................ 68

5.2.1.2 SELECCIÓN DEL SURFACTANTE GENERADOR DE ESPUMA

ESPUA ESPUMA ÓPTIMO PARA EL POZO SNQ – 3. .......................... 68

5.2.1.3 CÁLCULOS REQUERIDOS PARA LA APLICACIÓN DE LA LA

LA LA LA TÉCNICA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES

SURF SURFACTANTES. ..................................................................... 71

5.2.1.3.1 GRADIENTE DE FRACTURA. .............................................. 71

5.2.1.3.2 PRESIÓN DE FRACTURA.................................................... 72


viii

5.2.1.3.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN MÁXIMA EN LA

MÁXIMA MÁXIMA EN LA SUPERFICIE. ........................................... 72

5.2.1.3.4 CÁLCULO DEL CAUDAL DE INYECCIÓN MÁXIMO. .......... 73

5.2.1.3.5 CÁLCULO DE LA POTENCIA HIDRÁULICA DE LA BOMBA

BO MBA BOMBA. ............................................................................... 74

5.2.1.4 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO DE ESTIMULACIÓN

ESTIM ESTIMULACIÓN. ...................................................................... 75

5.2.1.4.1 CÁLCULO DEL TIEMPO DE INYECCIÓN. ........................... 77

5.2.1.5 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRODUCTIVIDAD ESPADO

ESPEO ESPERADO AL REMOVER EL DAÑO. ..................................... 77

5.2.1.5.1 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD DE LA ZONA DAÑADA

DAÑAD DAÑADA............................................................................... 78

5.2.2 CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE LÍQUIDO ACUMULADO A SER A

SER A SER REMOVIDO DEL POZO SNQ - 3. ........................................ 81

5.2.3 PROCEDIMIENTO DE LA INYECCIÓN SURFACTANTES. ............. 85

CAPÍTULO VI - ESTUDIO FINANCIERO.

6 ESTUDIO FINANCIERO. ........................................................................... 87

6.1 COSTOS DEL TRATAMIENTO. ........................................................... 88

6.2 VALOR ACTUAL NETO (VAN). ............................................................ 89

6.3 TASA INTERNA DE RETORNO. .......................................................... 91

6.4 RELACIÓN BENEFICIO/COSTO (RBC). ............................................. 92

6.5 INGRESOS PROYECTADOS.............................................................. 93

CAPÍTULO VII - CONSIDERACIONES AMBIENTALES.

7 CONSIDERACIONES AMBIENTALES. ..................................................... 98

7.1 IMPACTO AMBIENTAL. ....................................................................... 99

7.1.1 ACTIVIDADES DEL PROYECTO. .................................................... 99

7.2 MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES. ...... 100


ix

7.2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS PROYECTOS PARA SU EVALUACIÓN

EVAL EVALUACIÓN AMBIENTAL. .......................................................... 101

CAPÍTULO VIII - CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. .......................................... 102

8.1 CONCLUSIONES. ............................................................................. 103

8.2 RECOMENDACIONES ...................................................................... 103

9 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................ 105

10 ANEXOS ...................................................................................................... A


x

ÍNDICE DE FIGURAS…………………..……………………………..…………..Pág.

FIGURA 1. EQUIPO DE LA TECNOLOGÍA CAPILAR EN PLENA OPERACIÓN. ...... 4

FIGURA 2. VISTA DE LA INSTALACIÓN FINAL DEL EQUIPO DE INYECCION

CAPILAR CAPILAR. ................................................................................... 5

FIGURA 3. UBICACIÓN DEL CAMPO SAN ROQUE. ......................................... 7

FIGURA 4. HISTORIAL Y DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL POZO SNQ – 3

SNQ – 3 SNQ – 3. ................................................................................. 9

FIGURA 5. ACTIVIDADES A DESARROLLAR PARA LOS OBJETIVOS ESPECÍFICOS

ESPECÍF ESPECÍFICOS. ......................................................................... 11

FIGURA 6. POROSIDAD. ........................................................................... 19

FIGURA 7. PEMEABILIDAD. ....................................................................... 22

FIGURA 8. REGÍMENES DE FLUJO MULTIFÁSICO VERTICAL. ......................... 28

FIGURA 9. REGÍMENES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBING DE POZOS

GASFERI GASÍFEROS. ............................................................................ 29

FIGURA 10. HISTORIA DE VIDA DE UN POZO PRODUCTOR DE GAS................. 30

FIGURA 11. PARTES CONSTITUYENTES DE LA UNIDAD ESPECIAL DE COILED

COILED COILED TUBING. ...................................................................... 36

FIGURA 12. PACK-OFF ROSCADO. ............................................................. 37

FIGURA 13. TUBERÍA CAPILAR. .................................................................. 38

FIGURA 14. BOMBA DOSIFICADORA. ........................................................... 38

FIGURA 15. TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE SURFACTANTE LÍQUIDO. ....... 39

FIGURA 16. PANEL SOLAR. ....................................................................... 39

FIGURA 17. CONTROL ELECTRÓNICO. ........................................................ 40

FIGURA 18. BOQUILLA DOSIFICADORA. ....................................................... 40

FIGURA 19. REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE UNA MOLÉCULA DE SURFACT

SURFAC SURFACTANTE. ....................................................................... 41

FIGURA 20. ADSORCIÓN DE SURFACTANTE EN UN INTERFAZ SUPERFICIAL

SUPERL SUPERFICIAL. ......................................................................... 42

FIGURA 21. COMPORTAMIENTO DE LOS SURFACTANTES (AGENTES TENSO-

TENSIIO- TENSO-ACTIVOS). ................................................................... 42

FIGURA 22. SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR SIMPLE. ................................. 51

FIGURA 23. SISTEMA DE INYECCIÓN CON SURFACTANTES MEDIANTE LA

TUBERIA LA TUBERÍA CAPILAR. .............................................................. 52

FIGURA 24. PLANTA SAN ROQUE. .............................................................. 57


xi

FIGURA 25. MAPA DE UBICACIÓN Y COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA

GENERA GENERALIZADA. ...................................................................... 58

FIGURA 26. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL POZO SNQ – 3. ...................... 59

FIGURA 27. ESQUEMA GEOLÓGICO DEL POZO SNQ – 3. ............................. 61

FIGURA 28. DETERMINACIÓN DE LA ACUMULACIÓN DE LÍQUIDOS EN EL POZO

POZO PO POZO SNQ - 3. ....................................................................... 81

FIGURA 29. SISTEMA DE INYECCIÓN CON SURFACTANTES MEDIANTE LA LA LA

LA LA LA I LA TUBERIA CAPILAR. .............................................................. 86


xii

ÍNDICE DE TABLAS………………………………………………………………Pág.

TABLA 1. DATOS GENERALES DEL POZO SNQ - 3. ....................................... 6

TABLA 2. PRODUCCIÓN DE GAS DEL POZO SNQ – 3. ................................... 8

TABLA 3. IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMA DEL POZO SNQ – 3. ................... 10

TABLA 4. CRITERIOS BÁSICOS DE SELECCIÓN PARA EL DESARROLLO DE

PROYE PROYECTOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA BASADO EN PROYECOS

PROOS MÉTODOS QUÍMICOS. ................................................................. 13

TABLA 5. COORDENADAS DEL POZO SNQ – 3. .......................................... 15

TABLA 6. EVALUACIÓN DE PERMEABILIDAD Y POROSIDAD. ......................... 25

TABLA 7. CLASIFICACIÓN DE LOS SURFACTANTES SEGÚN SU CARGA IÓNNNICA

IÓNICA IÓNICA. ..................................................................................... 44

TABLA 8. MATRIZ DE MARCO LÓGICO ........................................................ 55

TABLA 9. DATOS DE LA FORMACIÓN YECUA. ............................................. 62

TABLA 10. PROPIEDADES DEL GAS DEL POZO PRODUCTOR SNQ - 3. ........... 63

TABLA 11. PRODUCCIÓN 2009 ACTUAL DEL POZO SNQ - 3. ........................ 63

TABLA 12. PRODUCCIÓN DE GAS. ............................................................... 64

TABLA 13. PARÁMETROS DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD. ........................... 66

TABLA 14. VALORES TÍPICOS DE S Y SU SIGNIFICANCIA RELATIVA. ............... 68

TABLA 15. SELECCIÓN DEL SURFACTANTE SEGÚN SU CARGA IÓNICA. ........... 69

TABLA 16. VARIABLES DE REFERENCIA PARA APLICAR EL SURFACTANTE. ..... 69

TABLA 17. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE PARÁMETROS EN LAS VARIAB

VARIAB VARIABLES DE REFERENCIA. ...................................................... 70

TABLA 18. CARACTERÍSTICAS DEL SURFACTANTE MF-3GL. ........................ 70

TABLA 19. CÁLCULOS SIN LA TÉCNICA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTS

SURFAS SURFACTANTES. ....................................................................... 79

TABLA 20. CÁLCULOS CON LA TÉCNICA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SUANTES

SURFA SURFACTANTES. ....................................................................... 80


xiii

TABLA 21. COMPARACIÓN DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD SIN INYECCIÓN

INYECC INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES Y CON INYECCIÓN INYECN

INYECC INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES .................................. 80

TABLA 22. COSTO DE MOVILIZACIÓN. .......................................................... 88

TABLA 23. COSTO DEL PERSONAL. ............................................................ 89

TABLA 24. COSTO DEL SURFACTANTE GENERADOR DE ESPUMA................... 89

TABLA 25. INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO. .............................. 90

TABLA 26. INTERPRETACIÓN DE LA TASA INTERNA DE RETORNO. ................ 91

TABLA 27. RELACIÓN BENEFICIO/COSTO (B/C). ......................................... 92

TABLA 28. COSTO TOTAL DEL PROYECTO. ................................................. 93

TABLA 29. PRECIO DE VENTA DE GAS. ....................................................... 94

TABLA 30. INGRESOS PROYECTADOS. ........................................................ 95

TABLA 31. FLUJO DE CAJA ECONÓMICO. ................................................... 96


xiv

LISTA DE ABREVIATURAS

ABREVIATURA DESCRIPCIÓN UNIDADES

°API Grado del petróleo. API

Cp Centipoise cp

C Capacidad del volumen en fondo de

pozo

Metros

D Profundidad del intervalo de interés Metros

H Espesor del intervalo de interés. Pie

IDH Impuesto Directo a los Hidrocarburos. %

IP=J Índice de productividad. Pc/d*psi

ºF Grados Fahrenheit. ⁰F

Ft Pies. Ft

Gf Gradiente de fractura Psi/pie

Jg Índice de productividad sin daño Mpc/d*psi

Jx Índice de productividad con daño Mpc/d*psi

K Permeabilidad. Md

kx Permeabilidad reducida por daño. md

Md Milidarcy. Md

M PCD Miles de pies cúbicos día. Mpc/d

MM Bbls Millones de barriles. MMBbl

Pc/d Pies Cúbicos por Día. Pc/d

Pf Presión de fractura. Psi

Pr Presión de reservorio. Psi

Ppg Libras por galón. Lb/gal

Psi Libras por pulgada al cuadrado. Lb/plg2

Psmax Presión máxima de inyección. Psi

Pwf Presión de fondo fluyente. Psi

Pwh Presión en la cabeza del pozo. Psi


xv

Px Presión de la zona dañada Psi

Qg Caudal de gas. Mpc/d

Qimax Gasto de inyección máxima. Bbls/min

RAP Relación agua petróleo. Adimensional

re Radio de drenaje. Pie

rw Radio del pozo. Pie

rx Radio de penetración de la zona

dañada.

Pie

S Efecto skin o daño adimensional

Sg Saturación de gas. %

Sw Saturación de agua. %

T Temperatura. ⁰F

tiny Tiempo de inyección Min

TVD Profundidad del pozo. Pie

TIR Tasa interna de retorno. %

V Volumen de líquido acumulado en el

fondo de pozo

Bbls

Vf Volumen del fluido a inyectar. Gal

VAN Valor actual neto. Sus

Ø Porosidad. %

γw Gravedad especifica del agua. Adimensional

Γg Gravedad especifica del gas. Adimensional

µo Viscosidad del petróleo. Cp

µf Viscosidad del fluido de tratamiento. Cp


xvi

RESUMEN

El presente proyecto, consiste en reducir la producción de agua mediante la

inyección capilar con surfactantes generadores de espuma para incrementar la

producción del pozo SNQ - 3.

La carga de líquidos constituye un problema en muchos pozos de producción

de gas y petróleo, porque puede afectar drásticamente a los regímenes de

producción; puede dañar los equipos de fondo de pozo, implica para los

productores un costo de millones de dólares por año.

Se propone realizar un tratamiento químico para el Pozo SNQ – 3 la cual se

encuentra con una baja producción de gas debido al incremento del corte de

agua en su producción.

El tratamiento que se plantea aplicar consiste en la instalación directa de una

tubería capilar de acero inoxidable conectándolo al tanque del producto químico

(surfactante) MF-3GL; el cual sirve como medio para inyectar a la profundidad

de 1847 metros con el químico, con el objetivo de alivianar la columna de

líquidos y recuperar de esta manera la producción de gas.

El surfactante genera una espuma donde hace que el agua sea más liviano

atrapándolas en forma de burbuja y así esta permita el paso para su posterior

producción de gas.

Con la aplicación de la técnica, se demuestra que la inyección capilar con

surfactantes, es una solución al problema de producción de agua en el pozo

SNQ - 3, incrementando la producción de gas de 50,66 Mpc/d a 351,05 Mpc/d y

la carga de líquidos se reduce en 33 bbl, debido a que la misma garantiza una

resistencia adecuada.


CAPÍTULO I - INTRODUCCIÓN

1 INTRODUCCIÓN.


2

1.1 INTRODUCCIÓN.

El proyecto tiene la finalidad de incrementar la producción de Gas del pozo

SNQ - 3, Campo San Roque mediante la técnica de inyección capilar con

surfactantes generadores de espuma.

La razón que hace importante, es que el pozo tiene una baja productividad

debido a la carga de líquidos en el fondo del pozo SNQ – 3; que se produce

cuando el gas fluye hacia la superficie, forma porciones de líquido por producto

de caída de presión que no pueden llegar a la superficie, al proponer la

tecnología el pozo podrá incrementar su producción.

Lo que se espera es reducir el problema de carga de líquidos del pozo SNQ - 3,

mediante la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de

espuma.

Se demuestra que la técnica de inyección con surfactantes generadores de

espuma es aplicable a las características geológicas y petrofísicas de la

formación Yecua del Pozo SNQ – 3, para incrementar su producción.

El proyecto cubre temáticamente el área hidrocarburífera: de explotación y

producción (Upstream), con el sistema de inyección con surfactantes

generadores de espuma en la zona productora del Pozo SNQ - 3, para alcanzar

una producción adecuada. (Petroleros.)

Dentro de las limitaciones de la técnica de inyección capilar con surfactantes

generadores espuma; no se encuentra contemplado realizar ensayos con

muestras de producción del pozo en laboratorios para determinar el tiempo de

formación de los surfactantes, tampoco se evalua el acuífero activo, ni el estado

actual de las tuberías de producción, cañoneo y cálculo de reservas.


3

1.2 ANTECEDENTES.

1.2.1 ANTECEDENTES DE LA TECNOLOGÍA.

La aplicación de la tecnología de inyección capilar con surfactantes (agentes

espumantes) que se toma como base fue realizada en el país de Argentina;

pero no se realizó en nuestro País, éste es una nueva técnica que se aplica

para la recuperación terciaria o mejorada de hidrocarburos. (Weatherford,

Tecnología capilar con espumantes.)

En la cuenca Neuquina Weatherford International De Argentina realizó la

primera operación de inyección con surfactantes (agentes espumantes)

mediante la Tecnología de la tubería Capilar. Los resultados obtenidos fueron

altamente satisfactorios ya que se logró triplicar la producción de gas del pozo

intervenido.

La utilización de esta tecnología permite recuperar gran parte de la producción

real en pozos gasíferos que por efecto de acumulación de líquidos bajan su

producción.

El principio de este tipo de aplicación se basa en la instalación de una tubería

capilar de acero inoxidable mediante el cual se le inyecta un agente químico

(espumante), con el objetivo de alivianar la columna de líquido y permitir de esta

manera estabilizar la producción de gas.

Esta instalación se realiza con la Unidad de Coiled Tubing Capilar.

Luego de la instalación del Tubing Capilar ó tubería capilar con su respectiva

inyección del agente quimico, se registró un incremento en el caudal de gas de

10800 m³/día, siendo la producción previa al tratamiento de 5500 m³/día

posteriormente estabilizándose en 16300 m³/día.


4

La primera Instalación en Argentina, lugar donde se aplicó por primera vez el

sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma la cual

dio buenos resultados.

Informe técnico de la aplicación del sistema de inyección capilar con espumas:

Pozo Sa - 6, Neuquén – Argentina.

A continuación se puede observar las FIGURAS 1 y 2 de la operación e

instalación final del Yacimiento Agua del Cajón del 16 de Febrero de 2006.

FIGURA 1. Equipo de la Tecnología Capilar en plena operación.

Fuente. Tecnología de inyección capilar Weatherford año 2012.


5

FIGURA 2. Vista de la instalación final del equipo de inyeccion capilar.

Fuente. Tecnología de inyección capilar Weatherford año 2012.

1.2.2 ANTECEDENTES DEL CAMPO SAN ROQUE.

El Campo San Roque fue descubierto en 1981; su explotación es mediante

agotamiento natural, cuenta con una planta para extraer gasolina natural y

acondicionar el gas para estar dentro de especificaciones requeridas para su

transporte.


6

En este campo se perforaron 21 pozos, de los cuales actualmente 9 son

productores y 12 están cerrados.

La profundidad promedio de estos pozos es de 2800 metros, profundidad a la

cual se encuentran los niveles productores: Yecua, Petaca, Castellón y

Tapecua.

TABLA 1. Datos generales del pozo SNQ - 3.

Campo San Roque

Pozo San Roque No. 3 (SNQ - 3).

Operador YPFB-Chaco SA

Cuenca Pie De Monte

País Bolivia

Departamento Tarija

Provincia Gran Chaco

País Bolivia

Ubicación Fisiográfica Subandino Sur

Coordenadas UTM

X = 461820.23 M E

Y = 7672418.44 M N

Zt = 561 Msnm

Fuente. Elaboracion propia en base a los datos otorgados

por la empresa de YPFB - CHACO S.A.


7

FIGURA 3. Ubicación del Campo San Roque.

Fuente: YPFB - CHACO S.A. Mapa del sitio - Mapa interactivo.

Campo San

Roque

actualmente

en producción.


8

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

1.3.1 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA.

En base a análisis de los datos disponibles del pozo (características técnicas e

historial de producción), definición de la situación actual y potencial del pozo,

con valores medidos de presión (505 psi) y temperatura en el pozo (148 °F) y

en la medición de cada fluido en la superficie, se obtuvieron resultados de

pérdidas de gas y una declinación de producción de 1,6 Mpc/año debido al

problema de carga de líquido que es 65,78 bbl, confirmando a su vez los

volúmenes extraídos según el historial de la producción del pozo SNQ – 3 del

campo San Roque la misma que se ve en la FIGURA 5, por lo cuál surge la

necesidad de aplicar la técnica de inyección capilar para el incremento de su

producción y reducir el problema de carga de líquidos del mismo, utilizando

surfactantes generadores de espuma. (Bolivia, 2011)

TABLA 2. Producción de gas del Pozo SNQ – 3.

PRODUCCIÓN DE

GAS

AÑO CAUDAL (Mpc/d)

2011 121,8

2012 100,08

2013 82,23

2014 67,57

2015 55,53

Fuente. Ministerio de hidrocarburos.


9

FIGURA 4. Historial y declinación de producción del pozo SNQ – 3.

Fuente. YPFB – CHACO S.A.


10

TABLA 3. Identificación de problema del Pozo SNQ – 3.

CAUSA PROBLEMA EFECTO

Filtraciones. Acumulación de

líquidos.

Baja productividad del

pozo SNQ – 3 del Campo

San Roque.

Fuente. Elaboracion propia.

1.3.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.

¿Cómo reducir la acumulación de líquidos en la formación Yecua del pozo

SNQ – 3; para incrementar su productividad?

1.4 OBJETIVOS.

1.4.1 OBJETIVO GENERAL.

Proponer la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de

espuma en la formación Yecua del pozo SNQ – 3; para reducir la acumulación

de liquídos y contribuir a incrementar su productividad.

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

Determinar las características petrofísicas y geológicas del Pozo

SNQ – 3, Campo San Roque para la aplicación de la técnica de

inyección capilar con surfactantes.

Analizar y evaluar la técnica de inyección con surfactante generador

de espuma que permita incrementar la producción del pozo SNQ – 3.

Proponer el surfactante generador de espuma óptimo que pueda ser

utilizado para incrementar la producción del Pozo SNQ – 3.


11

FIGURA 5. Actividades a desarrollar para los objetivos específicos.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ACTIVIDADES

Determinar las características

petrofísicas y geológicas del

Pozo SNQ – 3, Campo San

Roque para la aplicación de

la técnica de inyección capilar

con surfactantes.

Recopilar información general del

Pozo SNQ – 3, Campo San Roque.

Describir las características

geológicas del Pozo SNQ – 3.

Definir la ubicación del sistema de

inyección capilar para reducir la carga

líquidos con surfactantes.

Analizar y evaluar la técnica

de inyección con surfactantes

generador de espuma que

permita incrementar la

producción del pozo SNQ – 3.

Describir los diferentes tipos de

surfactantes según su carga iónica.

Verificar el cumplimiento de los

parámetros requeridos para la

selección del surfactante.

Seleccionar el surfactante generador

de espuma según su carga iónica.

Proponer el surfactante

generador de espuma óptimo

que pueda ser utilizado para

incrementar la producción del

Pozo SNQ – 3.

Describir el proceso del sistema de

inyección capilar con surfactantes

generadores de espuma.

Realizar los cálculos pertinentes para

obtener el incremento de producción.

Fuente. Elaboración propia.


12

1.5 JUSTIFICACIÓN.

1.5.1 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO.

Con la propuesta del proyecto se reduce la carga de líquidos, la cual permite

fluir el gas y condensado del pozo SNQ – 3 a superficie; por lo cual se

contemplan los argumentos fundamentales que se desarrollan y se presenta en

cuatro justificaciones: Técnica, Operacional, Económica y Socio-Ambiental.

1.5.2 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA.

Para el sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma

se cuenta con los equipos y maquinarias requeridas con tecnología básica y

requerida por normativa, para reducir la carga de líquidos en el fondo de pozo e

incrementar la producción de gas y condensado del pozo SNQ – 3, Campo San

Roque.

Dentro el desarrollo técnico del proyecto, se aplica la siguiente norma:

Reglamento De Normas Técnicas – DS 28397:

Art. 149 Para realizar inyecciones.

Art. 154 Diseñadas para soportar mezclas.

Art. 180 (Fluidos adecuados para inyección).

La tecnología, que se emplea y se requiere en la aplicación de inyección capilar

con surfactantes generadores de espuma, se puede adquirir en Bolivia por

medio de contratos con las empresas de servicio especializados en la

tecnología de inyección capilar con surfactantes, como ser la empresa

weatherford.


13

1.5.3 JUSTIFICACIÓN OPERACIONAL.

Mediante el estudio que se realizó, la aplicación de la técnica de inyección

capilar con surfactantes generadores de espuma para el pozo SNQ – 3 del

Campo San Roque, si es viable operacionalmente ya que cumple con las

condiciones requeridas de la tabla 4.

TABLA 4. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de

recuperación mejorada basado en métodos químicos.

POZO SNQ – 3

DATOS DE LA FORMACIÓN

YECUA

CONDICIONES PARA LA

INYECCIÓN CAPILAR CON

SURFACTANTES

CUMPLE

Temperatura 148 (°F) 125 < T < 175 °F SI

Grados °API 67.5 > 50 SI

Viscosidad 0,30 (cp) µ < 15 cp SI

Espesor productor 13 ft 10 < h < 50 ft SI

Permeabilidad

Porosidad

24,2 (md)

19,9 %

20 < k < 500 md

10 < Ø < 25 %

SI

SI

Fuente. Weatherford – Capillary Technologies & Engineered Chemistry.

1.5.4 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA.

El aprovechar al máximo la producción de la formación Yecua a partir del uso

de la técnica de inyección capilar con surfactantes, se genera ingresos

económicos que se incrementan en beneficios económicos a la empresa,

Departamento y al País; este hecho se da tanto para el mercado externo como

para el mercado interno, al resultado de los millones de pies cúbicos de gas y

barriles de petróleo adicionales producidos después del tratamiento.


14

1.5.5 JUSTIFICACIÓN SOCIO – AMBIENTAL.

1.5.5.1 JUSTIFICACIÓN SOCIAL.

Al realizar la aplicación de la técnica de inyección capilar con surfactantes

generadores de espuma en la Formación Yecua del pozo SNQ – 3, se

incrementa el volumen de producción de gas y condensado, lo que significa un

incremento en los ingresos de la empresa y también al impuesto directo a los

hidrocarburos (IDH), que beneficia al Departamento y a su vez a la Provincia,

por lo tanto esto genera mayores empleos para el País, obras en los municipios,

educación, salud, servicios básicos mejorando el nivel de vida del país.

1.5.5.2 JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL.

Este tipo de tecnología reduce considerablemente el impacto ambiental puesto

que no habrá que purgar, ó sea ventear el pozo a la atmósfera para restaurar el

flujo temporalmente, lo cual produce emisiones sustanciales de metano al

medio ambiente.

1.6 ALCANCES.

1.6.1 ALCANCE TEMÁTICO.

Las áreas que se abarca para el desarrollo del proyecto de inyección capilar

con surfactantes generadores de espuma explícitamente son para el área

umpstream:

Explotación de Hidrocarburos.

Producción de Hidrocarburos.

Sistemas de recuperación mejorada.


15

1.6.2 ALCANCE GEOGRÁFICO.

El Pozo SNQ – 3 del campo San Roque, lugar donde se pretende aplicar la

técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma es una

zona tradicional y se encuentra ubicado en la cuenca pie de monte en el

Departamento de Tarija, Provincia Gran Chaco el cual tiene las siguientes

coordenadas:

TABLA 5. Coordenadas del pozo SNQ – 3.

COORDENADAS UTM

X = 461820.23 m E

Y = 7672418.44 m N

Zt = 561 mnsm

Fuente. Google Earth.

1.6.3 ALCANCE TEMPORAL.

El tiempo estimado para la realización del proyecto abarca desde la finalización

del semestre I/2015 a la conclusión del semestre II/2015 del mismo año.

1.7 APORTE.

Con el presente proyecto se realiza un aporte dando solución a la carga de

líquidos, puesto que con la propuesta de la técnica de inyección capilar con

surfactantes generadores de espuma, se logra el incremento de producción de

gas y condensado del pozo SNQ – 3 beneficiando económicamente al País y a

la empresa.


CAPÍTULO II – MARCO TEÓRICO

2 MARCO TEÓRICO.


17

En el presente capítulo, se describe de forma general todos los conceptos y

bases teóricas que se aplican para realizar el presente proyecto, además el

método de reducción de carga de líquidos del pozo, mediante la técnica de

inyección capilar con surfactante generadores de espuma.

2.1 CUENCA SEDIMENTARIA.

Las “cuencas sedimentarias” son cubetas rellenas de sedimentos, que son las

únicas rocas donde se pueden generar hidrocarburos (conforme a la teoría de

Engler) y donde en general se acumulan. En pocos casos se dan

acumulaciones de petróleo y gas en rocas graníticas.

El tamaño de estas cubetas varía en decenas de miles de kilómetros

cuadrados, y el espesor generalmente es de miles de metros, alcanzando hasta

7.000 metros. Estas cubetas se encuentran rodeadas por zonas de basamento

(que rara vez contienen petróleo). (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011)

2.1.1 RESERVORIO.

Uno o varios estratos o unidades geológicas bajo la superficie con límites y un

sistema común de presión en toda su extensión (conexión hidráulica) capaces

de almacenar y producir fluidos que estén completamente rodeados por roca

impermeable o agua. (Bolivia, 2011)

2.1.2 FORMACIÓN.

En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman “formaciones” y

están debidamente identificadas por edad, nombre y tipo del material rocoso del

cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las

ansiadas rocas sedimentarias. (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011)


18

Es una unidad litológica, de espesor variable entre algunos hasta centenares de

metros y de considerables extensión areal. Una formación tiene unidades

menores (miembros, horizontes, capas). (Bolivia, 2011)

2.2 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO.

La petrofísica es el estudio de las propiedades físicas y químicas de las rocas y

la interconexión entre las rocas y los fluidos que contiene (hidrocarburos

líquidos, hidrocarburos gaseosos y soluciones acuosas).Debido a la importancia

del conocimiento de estas características, en esta sección se trataran algunas

de las características más importantes principalmente la composición

mineralógicas de las rocas, dando un enfoque principal a las rocas

sedimentarias, ya que son las que mayormente presentan características

favorables para ser rocas reservorios. (Angulo., Petrofísica de

Reservorios.CAPITULO I, Pág. 1., 2008)

2.2.1 ROCA RESERVORIO.

Una roca reservorio es una roca existente en el subsuelo con suficiente

porosidad y permeabilidad de modo que pueda almacenar y transmitir fluidos.

Las rocas reservorios también conocidas como rocas productivas comprenden

de ciertas características para almacenar cantidades comerciales de

hidrocarburos, para determinar si una roca es una buena roca reservorio se

consideran las siguientes características:

Tipo de roca (clasificación).

Capacidad de almacenar fluidos (porosidad).

Capacidad de flujo (permeabilidad). (Angulo., Petrofísica de



19

2.2.1.1 TIPOS DE ROCA.

En la corteza terrestre se encuentran tres tipos de rocas estas son rocas

ígneas, rocas sedimentarias y rocas metamórficas. De los tres tipos principales

de rocas las que mayormente presentan características favorables para ser

rocas reservorios son las rocas sedimentarias porque estas tienen una

porosidad mayor a las rocas ígneas o metamórficas, además las rocas

sedimentarias se presentan en condiciones (presión y temperatura), donde los

hidrocarburos pueden generarse y conservarse. De aquí la importancia de

conocer las propiedades de este tipo de rocas. (Angulo., Petrofísica de


2.2.1.2 POROSIDAD.

Es el espacio disponible en las rocas para que se acumulen los fluidos o es la

capacidad de almacenar fluidos. La porosidad es de gran importancia en los

cálculos de reservas de petróleo crudo y gas natural. La porosidad es la medida

de los espacios huecos en una roca, y resulta fundamental para que ésta actúe

como almacén (Freddy Humberto Escobar, 2005) (HALLIBURTON, 2001)

FIGURA 6. Porosidad.

Fuente. Petrofísica de reservorios, Franco F. Sivila Angulo, 2008.


20

La porosidad es considerada:

Muy Baja cuando es =< 5%

Baja cuando es >5% pero =<10%

Promedio cuando es >10% pero =<20%

Buena cuando es >20% pero =<30%

Excelente cuando >30%

2.2.1.2.1 CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD.

Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se

desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos

diagenéticos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros

interconectados y otros aislados. (Freddy Humberto Escobar, 2005)

Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de

qué espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos

espacios porosos. (Freddy Humberto Escobar, 2005)

2.2.1.2.1.1 POROSIDAD ABSOLUTA (Φ).

Es la razón del espacio poral total, respecto al volumen total de las roca, sin

tomar en cuenta si los poros están comunicados entre sí o no.

2.2.1.2.1.2 POROSIDAD EFECTIVA (K).

Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto o total

de la roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para

conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de

una roca.


21

2.2.1.2.2 CLASIFICACIÓN GEOLÓGICA DE LA POROSIDAD.

A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue

el primer fluido que llenó el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua

connata.

Un método común de clasificación de la porosidad se basa en la condición si

porosidad se formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis

subsiguiente (dolomitización), catagénesis, campo de esfuerzos o percolación

de agua.

2.2.1.2.2.1 POROSIDAD PRIMARIA.

La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados.

Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o

clásticas) y calizas (no detríticas). (Freddy Humberto Escobar, 2005)

2.2.1.2.2.2 POROSIDAD SECUNDARIA.

Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de

sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o

cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad

secundaria es el resultado de un proceso geológico (diagénesis y catagénesis)

que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. La magnitud,

forma, tamaño e interconexión de los poros podría no tener relación directa de

la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se

clasifica en: porosidad de disolución y dolomitización (Freddy Humberto

Escobar, 2005)

2.2.1.3 PERMEABILIDAD.

Es el segundo factor importante para la existencia de un almacén.


22

La permeabilidad (k) es la propiedad que permite el movimiento y pasaje de los

fluidos a través de los poros interconectados, también podemos decir que es la

facilidad con la cual el fluido fluye a través de los poros o capacidad de una roca

para que un fluido fluya a través de ella. (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011)

Su unidad de medida es el Darcy, aunque se emplea con más frecuencia el

milidarcy que es la milésima parte de un Darcy. Habitualmente, debido a la baja

permeabilidad de las rocas, se usan los milidarcies. (Ortiz, Geologia del

Petroleo, II/2011)

FIGURA 7. Pemeabilidad.

Fuente. Petrofísica de reservorios, Franco F. Sivila Angulo, 2008.

Esta propiedad de las rocas está relacionada a la porosidad pero no es

dependiente de esta.

La permeabilidad es función de:

Del tamaño de los pasajes que conectan los poros de la roca.

El tamaño de los granos de la roca.

La distribución de los granos.


23

El tamaño y la distribución de los granos que componen la roca es determinante

en la permeabilidad de la roca. Una formación compuesta por granos grandes y

cuya distribución de tamaño es buena resultaran en poros con diámetros de

buen tamaño, por lo tanto se tendrán conexiones más grandes entre los poros.

Esto resultara en una alta permeabilidad de la roca y una presión capilar baja.

Estos dos últimos permiten una fácil extracción de los fluidos del reservorio

reduciendo los costos de producción e incrementando el volumen de

recuperación final.

La permeabilidad de los reservorios puede ser obtenida de diferentes fuentes,

estas fuentes son:

Análisis de muestras de núcleo.

Análisis de pruebas de pozo.

Datos de producción.

Registros de pozo.

La permeabilidad es el parámetro más importante para determinar la capacidad

de producir fluidos de una formación. Estos puede ser analizado de mejor forma

en la ecuación de Darcy, la ecuación es:

Ecuación 1

Donde:

k = permeabilidad = md

μ = Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cp)

L = Distancia que recorre el fluido = ft

A = Sección transversal ft2.

ΔP = Diferencia de Presión (P2 – P1) = psi

q = Tasa de producción = Mpc/d


24

2.2.1.3.1 CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD.

2.2.1.3.1.1 PERMEABILIDAD EFECTIVA.

Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación

de este es menor al 100%. (HALLIBURTON, 2001)

2.2.1.3.1.2 PERMEABILIDAD RELATIVA.

Es la relación entre la permeabilidad efectiva a la permeabilidad absoluta.

(HALLIBURTON, 2001)

2.2.1.4 RELACIÓN ENTRE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD.

Cada tipo de roca tiene una relación única entre su permeabilidad y porosidad.

Por lo tanto, no existe una correlación general que se pueda aplicar a todos los

reservorios.

En la práctica, los datos petrofísicos de la formación productora se obtienen a

partir de mediciones en el pozo. Entre los primeros estudios esta la realización

de un perfil (registro) de porosidad.

El cálculo de la permeabilidad a partir de las mediciones de porosidad obtenidas

de los perfiles es una práctica generalizada de la industria. Sin embargo, los

parámetros que definen la estructura de los poros están relacionados con la

porosidad y el tipo de roca de una forma compleja. Por esta razón, la

permeabilidad debe ser relacionada con la porosidad de una misma formación

utilizando un modelo que describa adecuadamente el medio poroso y que

refleje el tipo de roca.

Las relaciones entre permeabilidad y porosidad son de vital importancia para

determinar la clasificación de rocas (rock typing en Ingles). La clasificación de

rocas es un proceso que clasifica las rocas en distintas unidades de flujo

hidráulico (hydraulic flow units en Ingles).


25

Estas características de cada unidad de flujo hidráulico deben ser continuas

tanto lateralmente como verticalmente. Cuando los tipos de roca en un

reservorio son clasificados correctamente, se obtiene una caracterización del

reservorio representada por la relación permeabilidad – porosidad.

Como resultado de la caracterización del reservorio se puede obtener

estimaciones de la permeabilidad en intervalos donde no se tienen muestras de

la formación. (Angulo., Petrofísica de Reservorios.CAPITULO I, Pág. 171.,

2008)

TABLA 6. Evaluación de Permeabilidad y Porosidad.

EVALUACIÓN DE PERMEABILIDAD

Regular 1 – 10 md

Buena 10 – 100 md

Muy Buena 100 – 1000 md

EVALUACIÓN PORCENTUAL DE LA POROSIDAD

Descartable 0 – 5 %

Pobre 5 – 10 %

Regular 10 – 15 %

Buena 15 – 20 %

Muy Buena 20 – 25 %

Fuente: Elaborado por Boletín de Estimulación Acida.

BJ Hugues Services Company

2.2.1.5 SATURACIÓN DE HIDROCARBUROS.

Debido a ciertas propiedades de los fluidos y de las rocas almacén o

reservorios, es común que al menos una parte del espacio poral esté ocupado

por agua. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio

poral que está ocupado por petróleo o gas natural.


26

Si consideramos que básicamente el volumen poroso de una roca que contiene

hidrocarburos, está saturada con petróleo, gas y agua tenemos que:

(HALLIBURTON, 2001)

Ecuación 2

Dónde:

Sw = Saturación de Agua

So = Saturación de Petróleo

Sg = Saturación de Gas (Ortiz, Geologia del Petroleo, II/2011)

2.3 CARGA DE LÍQUIDOS.

El término “Carga de líquidos” derivado del ingles “Liquid Loading”, o en

algunos casos referido como “Gas Well Dewatering”, es el término utilizado

generalmente para referirse a las tecnologías utilizadas para remover el agua o

el condensado en los pozos de gas.

Básicamente, esta relacionado cuando en los yacimientos de gas condensado

o gas seco, la velocidad del fluido (gas + liquido) a lo largo de la tubería de

producción, cae a un punto donde las partículas líquidas tienden a ser más

pesadas que las presentes en el torrente de gas, las cuales caen al fondo del

pozo y se acumulan entre si, formando una columna hidrostática que genera

una contra presión adicional hacia el yacimiento, obteniéndose como

resultado final, una disminución de la producción neta de gas.

Si se detecta carga de líquido en el fondo, el mismo puede producir por cierto

tiempo bajo estas circunstancias, pero generando problemas de reducción de

producción; y en aquellos casos donde la presión del yacimiento es muy baja,

la producción de gas puede comportarse intermitente, hasta el punto de matar

el pozo.


27

El fluido en su viaje desde el fondo hasta la superficie, presenta cambios en

presión y temperatura, de manera que el gas puede formar precipitados como

los condensados y agua condensada presente en la fase vapor.

El agua producida por su parte, puede presentar otras fuentes de

intrusión, tales como:

Conificacion desde un acuífero en una zona superior o inferior a la zona

productora.

Agua alcanzada en el pozo cuando el yacimiento presenta un soporte

hidráulico.

En general, una distinción de estas aguas puede llevarse a cabo

analíticamente en el laboratorio (agua condensada versus agua de formación),

debido a la gran diferencia de concentración de sales entre ambas, donde

prevalece la del agua de formación (mas alta).

Algunos síntomas o técnicas de reconocimiento de la carga de líquido en un

pozo de gas, son las siguientes:

a) Picos abruptos o cambios con tendencia hacia abajo, en una curva

típica de declinación de producción.

b) Presencia de baches o tapones de líquidos fluyendo irregularmente

en la superficie del pozo.

c) Incremento en la diferencia de presiones en el tiempo, entre la presión

de tubería y la presión del revestidor (Pc – Pt), en el caso de pozos

de gas completados sin empacaduras.

d) Cambios de gradientes observados en un registro fluyente de presión.

La velocidad critica se establece bajo un análisis nodal o evaluación de

comportamiento de producción, basado en el criterio de la velocidad mínima en

el fondo para acarrear los líquidos hasta la superficie.


28

Los problemas de carga de líquido no solo están limitados en pozos de bajo

potencial, sino que también puede extenderse hacia pozos de alto potencial y

con tuberías de producción de gran tamaño. (Montiel., Marzo 2010)

2.3.1 FLUJOS EN YACIMIENTOS DE GAS.

2.3.1.1 FLUJO DEL YACIMIENTO AL POZO.

La capacidad que tienen los yacimientos de gas para aportar fluidos al pozo

puede ser conocida por medio del análisis del comportamiento de afluencia.

Este método nos permitirá predecir los gastos que se tendrán en los pozos a un

tiempo determinado o a periodos futuros, y a su vez, en base a tales datos se

puede llevar a cabo la optimización de los componentes de sistema de

producción.

2.3.1.2 PATRONES DE FLUJO VERTICAL EN POZOS DE GAS.

El flujo en pozos de gas de multifases en una tubería vertical está representado

por cuatro regímenes de flujo básicos, tal como se muestra en la figura 8 y 9.

(Juan Dupré)

FIGURA 8. Regímenes de flujo multifásico vertical.

Fuente. Tecpetrol Argentina tecnología capilar año 2002


29

FIGURA 9.Regímenes de flujo multifásico en Tubing de pozos gasíferos.

Fuente. Tecpetrol Argentina tecnología capilar año 2002

Los regimenes de los flujos presentes en los pozos de gas en la tubería son:

Flujo burbuja.

Flujo tapon.

Flujo transcicion.

Flujo niebla.

2.3.1.3 FLUJO BURBUJA.

La tubería de producción está casi completamente llena de líquido. El gas libre

está presente en pequeñas burbujas, subiendo en el líquido.

2.3.1.4 FLUJO TAPÓN.

Las burbujas de gas se expanden, se elevan y juntan dentro de largas burbujas,

tipo baches. La fase liquida es aun la fase continua. La película liquida

alrededor de los baches pueden bajar. Tanto la fase liquida como la gaseosa

afectan el gradiente de presión.


30

2.3.1.5 TRANSICIÓN.

Los cambios de flujo de líquido continuo a fase de gas continúan. Algunos

líquidos pueden ser atrapados como gotas en el gas. El gas domina el gradiente

de presión. Pero el líquido es aun significante.

2.3.1.6 FLUJO NIEBLA.

La fase gaseosa es contínua y más líquido está atrapado en el gas como niebla.

La pared de la tubería está cubierta con una delgada película de líquido, pero el

gradiente de presión es determinado primordialmente del flujo de gas. Un pozo

de gas puede tener alguno o todos estos regímenes de flujo durante su vida

productiva.

La Figura 10 muestra la progresión típica de un pozo de gas de producción

desde la producción inicial hasta el final de su vida.

FIGURA 10. Historia de vida de un pozo productor de gas.

Fuente. (Rowlan, 2006)


31

Inicialmente el pozo puede tener un alto gasto de gas, entonces el régimen de

flujo es flujo niebla en la tubería pero puede ser en burbuja, transición o flujo

bache del final de la tubería a los disparos. Así como el tiempo incrementa

también la producción declina, los regímenes de flujo de los disparos a la

superficie cambiaran dependiendo el decremento de la velocidad del gas. La

producción de líquido también puede incrementar cuando la del gas declina.

El flujo en la superficie permanecerá en flujo niebla hasta que las condiciones

cambien suficientemente en la superficie para forzar el régimen reflujo

transición. En este punto la producción del pozo se convierte en algo incierto,

progresando a flujo bache así como la producción de gas declina.

Finalmente, la inestabilidad del flujo tapón en la superficie pasara a

estabilizarse, esto ocurre cuando la producción de gas esta también bajo carga

de líquidos en la superficie. Si no se hace una acción correctiva el pozo seguira

declinando en producción y podría llegar a dejar de producir.

2.4 PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS.

La producción de hidrocarburos es el proceso de sacar de manera ordenada y

planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos

subterráneos. Incluye la protección de que el pozo sea tapado por arena y

equitos, la protección ambiental de la superficie y acuíferos cercanos al pozo,

mantenimiento de las presiones y flujos de producción a niveles seguros, la

separación de gases, el bombeo en casos en que el petróleo no fluye solo, el

mantenimiento del yacimiento y múltiples técnicas de recuperación secundaria y

terciaria. (Ingenieria., 2008)

2.4.1 PRODUCCIÓN PRIMARIA.

Cuando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el

agua de la formación, o bien por la succión de una bomba. (MOUSALLI)


32

2.4.2 PRODUCCIÓN SECUNDARIA.

Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones originales del

reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo.

(MOUSALLI)

2.4.3 PRODUCCIÓN TERCIARIA.

Cuando se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos, como por

ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc.

En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor

contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial. (MOUSALLI)

2.5 ESTIMULACIÓN DE POZOS.

Entre los más importantes con que cuenta la ingeniería petrolera estan los

métodos de estimulación de pozos.

Los objetivos de la estimulación son: para pozos productores, incrementar la

producción de hidrocarburos; para pozos inyectores, aumentar la inyección de

fluidos como agua, gas o vapor, y para procesos de recuperación secundaria y

mejorada, optimizar los patrones de flujo. (Silva., Manual de estimulación

matricial de pozos petroleros. )

2.5.1 TIPOS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS.

Se indica la existencia de las dos técnicas principales de estimulación de pozos:

la estimulación matricial y la estimulación por fracturamiento.

Estos dos tipos básicos de estimulación son caracterizados por los gastos y

presiones de inyección. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos

petroleros. )


33

2.5.1.1 ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO.

La estimulación por fracturamiento son aquellos gastos y presiones superiores a

la que se encuentra la presion de fractura. (Silva., Manual de estimulación


2.5.1.2 ESTIMULACIÓN MATRICIAL.

Se caracteriza la estimulación matricial a gastos de inyección y presiones

inferiores a la presión de fractura.

Los pozos requieren comunmente de estimulación al inicio de su explotación,

debido al daño ocasionado durante la perforación y la terminación. Es obvio que

la condición de daño debe ser removida antes de que el pozo produzca a su

potencial natural. Esta remoción es el objetivo principal de las estimulaciones

matriciales consistiendo en la inyeccion a gasto y presión bajas de pequeños

volumenes de soluciones de estimulación. (Silva., Manual de estimulación


Dependiendo de la interacción entre estas soluciones y el tipo de daño presente

en la roca, la estimulación se divide en dos grandes grupos:

a) La estimulación matricial reactiva (Ácida).

b) La estimulación matricial no-reactiva (No ácida).

2.5.1.2.1 ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA (ÁCIDA).

En la cual los fluidos de tratamiento reaccionan quimicamente disolviendo

materiales que dañan la formación y los propios sólidos de la roca. En este caso

se utilizan los sistemas ácidos. Esta estimulación se emplea para remover

algunos tipos de daños como los daños ocacionados por particulas solidas

(arcillas), precipitaciones inorganicas.


34

En algunos casos, principalmente en formaciones de alta productividad, la

estimulación matricial reactiva se utiliza no solo para remover el daño, sino

también para estimular la productividad natural del pozo, a través del

mejoramiento de la permeabilidad de la formación en la vecindad del pozo. En

este caso se tienen técnicas de acidificación matricial en arenas, areniscas y en

rocas calcáreas. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. )

2.5.1.2.2 ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO-REACTIVA (NO ÁCIDA).

En la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan quimicamente con los

meteriales o sólidos de la roca. En este caso se utilizan principalmente

soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, y aditivos

principalmente los surfactantes. Estas estimulaciones comunmente se emplean

para remover daños por bloqueos de agua, aceite o emulsión; daños por

perdida de lodo, por depositos organicos. (Silva., Manual de estimulación


2.6 EXPLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA A APLICAR.

2.6.1 INYECCIÓN DE SURFACTANTES.

La espuma produce una mezcla menos densa del fluido, debido al incremento

del área de superficie del liquido con las burbujas, cuyo resultado se refleja en

una reducción de las partículas líquidas deslizándose hacia el fondo por las

paredes de la tubería, conocido como el “Slippage”. El gas en todo caso,

puede mas fácilmente viajar hacia la superficie con la mezcla del surfactante.

La utilización de esta aplicación de inyección de surfactantes permite recuperar

gran parte de la producción real en pozos gasíferos que por efecto de

acumulación de líquidos bajan su producción. (Juan Dupré)

Cuando el gas natural fluye hacia la superficie desde los yacimientos, cierta

porción de líquidos producidos, generalmente se refiere al agua que se forman


35

en el pozo producto de la caída de presión a lo largo de la tubería de

producción, no son capaces de llegar hasta la superficie debido a la velocidad

del gas y por ende, se acumulan en el fondo del pozo y aumentan la presión de

fondo fluyente (pwf).

Al aumentar esta presión, se incrementa la saturación de agua en el reservorio

del pozo, la cual reduce la permeabilidad efectiva al gas y por ende, se reduce

su producción. En este caso, si la producción de gas disminuye, mayor

acumulación de líquidos se genera en el fondo del pozo hasta el punto de poder

cesar o mermar totalmente la capacidad de producción del mismo. (Juan Dupré)

2.6.2 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL EQUIPO Y TECNOLOGÍA

CAPILAR.

La tecnología facilita la aplicación de diversos productos químicos en fondo de

pozo, a la profundidad deseada, permitiendo al operador no solo proteger la

instalación sino también maximizar la producción del pozo. Esto se logra

introduciendo un capilar de acero inoxidable (Dúplex 2205), de ¼”, ⅜” o ⅝” de

diámetro exterior hasta la profundidad deseada dentro del tubing de producción

o en el espacio anular. (Juan Dupré)

Esta tecnología permite bajar hasta profundidades del orden de 7.000 metros

con el pozo en producción y dejar el capilar instalado con un sistema de

colgador completo (con mordaza y sistema de empaquetado/Pack-Off),

vinculándolo en superficie a un sistema convencional de dosificación de

productos químicos. (Juan Dupré)

La instalación promedio demora menos de tres horas (dependiendo de la

profundidad) y debido a la naturaleza elástica y durabilidad del acero inoxidable

empleado, puede ser fácilmente retirado y vuelto a bajar en el mismo u otro

pozo por medio de la unidad móvil especial de Coiled tubing. (Juan Dupré)


36

En caso de pozos que requieran la instalación del capilar en el espacio anular

casing-tubing, no es necesaria la unidad de Coiled tubing ya que el capilar se

introduce en el pozo zunchado (o engrampado) al tubing de producción durante

una intervención del mismo con un equipo de workover.

2.6.3 EQUIPOS DEL SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR CON

SURFACTANTES GENERADORES DE ESPUMA.

La característica compacta y versátil de la unidad especial de Coiled tubing

puede apreciarse en la figura 11.

FIGURA 11. Partes constituyentes de la unidad especial de coiled tubing.

Fuente. Aplicación de productos químicos. DPF.

2.6.3.1 EMPACADOR O PACK-OFF.

Cumple la función de empaquetar el capilar en boca de pozo (BOP). Se regula

hidráulicamente la presión de sello aplicada dependiendo del trabajo que se

desea realizar. (Juan Dupré)

La figura 12 muestra los detalles del modelo roscado de Pack-off.

Cabeza de Inyección Hidrogrúa Motor del

sistema

Hidráulico

Tanque de

Fluido

Hidráulico

Tanque de

Gas Oil Pack-Off

Capilar

Spool

Cabina de Comando Bomba Triplex Tanque de

Producto Químico


37

FIGURA 12. Pack-Off roscado.

Fuente. Aplicación de productos químicos.

2.6.3.2 TUBERÍA CAPILAR.

Tubería de acero inoxidable mediante por el cual se le inyecta un agente

químico.

El acero inoxidable Dúplex 2205 es la aleación más versátil desde el punto de

vista de la resistencia a la corrosión, resistencia a la tracción, durabilidad y

costo.

Las características de la tubería capilar se observa en el anexo D.

Acople Hidráulico

Boquilla Dispersora

Centralizador

Pack-Off

Válvula de Alivio


38

FIGURA 13. Tubería Capilar.

Fuente. Tecpetrol instalación de tubería capilar año 2010.

2.6.3.3 BOMBA TEXTEAM.

Es la encargada de inyectar el producto químico en la dosificación

seleccionada.

FIGURA 14. Bomba dosificadora.

Fuente. Dresser solución técnicas de fluidos año 2012


39

2.6.3.4 TANQUE DE PRODUCTOS QUÍMICOS.

Se utiliza para almacenar el producto químico que se va a inyectar en el pozo.

FIGURA 15. Tanque de almacenamiento de surfactante líquido.

Fuente. S. Bumgardner, Advanced resources internacionales, inc.

2.6.3.5 PANEL SOLAR.

Proporciona energía a la bomba para la inyección y al controlador electrónico.

FIGURA 16. Panel Solar.

Fuente: Dresser solución técnicas de fluidos año 2012


40

2.6.3.6 CONTROL ELECTRÓNICO PROGRAMABLE.

Es el instrumentó que se programa para la dosificación para la inyección.

Funciones programable mediante el uso de la palanca de mando y el árbol de

menús o a través de un ordenador portátil a través del software de terminal de

usuario, o de forma remota a través de redes de comunicación.

FIGURA 17. Control electrónico.

Fuente: (Dresser solución técnicas de fluidos, 2012)

2.6.3.6.1 DOSIFICADORA DE FONDO.

Está constituido generalmente por una boquilla de dosificación (BHA) es la que

se encarga de dispersar el surfactante en el fondo de pozo.

FIGURA 18. Boquilla dosificadora.

Fuente. (Tecpetrol, 2010) Instalación de tubería capilar.


41

2.6.4 SURFACTANTES.

Surfactantes, también conocidos como agentes tensioactivos, son sustancias

cuyas moléculas poseen un grupo polar hidrofílico “soluble en agua” y uno

apolar hidrófobo o lipofílico, “soluble en petróleo”. Estos componentes

surfactantes y el petróleo fluyen mejor a través del yacimiento debido a la

reducción de la tensión interfacial entre las fases acuosa y oleica, emulsificación

espontánea que logra condiciones de flujo miscible, y cambios en la

humectabilidad. (Rodriguez, 2009) (Silva., Manual de estimulación matricial de

pozos petroleros.)

FIGURA 19. Representación esquemática de una molécula de surfactante.

Fuente. Tesis “modelo físico de la reducción de aceite remanente por

Desplazamiento con surfactantes” (Loredo., 2012)

Ellos se adsorben sobre el concentrado en un interfaz superficial o fluido/fluido

para cambiar las propiedades superficiales considerablemente; por

consiguiente, las moléculas se acumulan en la interfase agua-petróleo y

reducen la tensión interfacial entre las fases, como se muestra en la Figura 20.

Cabeza hidrofílica

Cabeza hidrofóbica

Grupo

soluble en

gas

Grupo

soluble en

agua


42

FIGURA 20. Adsorción de Surfactante en un Interfaz Superficial.

Fuente. (Loredo., 2012)

2.6.4.1 COMPORTAMIENTO DE LOS SURFACTANTES.

Los agentes tenso-activos proveen únicamente una reducción en la densidad

del líquido tanto que puede removerlo del pozo con el flujo del gas. El propósito

es generar espuma del flujo de gas. El burbujeo natural del gas a través de la

columna de líquido contiene agente tenso-activo produciendo espuma, el cual

ayuda a la remoción de líquidos en el pozo; como se muestra en la Figura 21.

FIGURA 21. Comportamiento de los surfactantes (agentes tenso-activos).

Fuente. Gas well Deliquification second edition (lea, 2008)


43

La acción espumante disminuye la contrapresión hidrostática, lo cual

incrementa la producción del gas. El incremento de producción de gas adicional

intensifica la acción surfactante y la descarga del pozo.

Los agentes espumantes o surfactantes son más aplicables en pozos de gas

con baja productividad y con producción de agua. Las moléculas de agua son

polares y pueden construir películas relativamente fuertes, mientras que los

hidrocarburos ligeros son no-polares y, por lo tanto, tienen menos fuerza de

atracción molecular.

2.6.4.2 PROPIEDADES DE LOS SURFACTANTES.

Los surfactantes son compuestos que poseen una doble afinidad, están

formados por una parte que es afín a sustancias polares (como el agua) y otra

parte que posee mayor semejanza con sustancias apolares (como el aceite), los

compuestos orgánicos anfifílicos que en medios acuosos migran hacia las

superficies acuosas para que su componente hidrosoluble permanezca en la

fase acuosa y el hidrófobo quede fuera de esa fase.

Generalmente, se clasifica a los surfactantes, de acuerdo al tipo de disociación

del grupo hidrofílico en fase acuosa, las cuales se describen a continuación.

La cabeza del anfífilo o hidrófilico es la parte hidrófila y define el tipo

de surfactante porque puede ser:

No-iónica (sin carga) en los surfactantes no iónicos.

Iónica:

Con carga negativa, en surfactantes aniónicos.

Con carga positiva, en surfactantes catiónicos.

Con carga tanto positiva como negativa, en surfactanes anfóteros.


44

TABLA 7. Clasificación de los surfactantes según su carga iónica.

CLASIFICACIÓN DESCRIPCIÓN

CARGA

SOLUBLE EN

AGUA

APLICACIÓN

ANIÓNICO

Negativa

No emulsificantes

retardadores.

No emulsificantes

limpiadores.

CATIONICO

Positivo

-No emulsificante.

-Inhibidor de

corrosión.

-Bacterisidas.

NO-IÓNICO

Sin carga

-No emulsificante.

-Inhibidores de

corrosión.

-Espumantes.

ANFOTÉRICO

La carga

depende del

ph del sistema

-Viscosificante.

-Inhibidor de

corrosión.

Fuente. (Pemex, tabla de productos surfactante químicos, 2008)

2.6.4.2.1 ANIÓNICOS.

La molécula de surfactante está asociada con un metal inorgánico (un catión, el

cual es habitualmente sodio). En una solución acuosa la molécula se divide en

cationes libres (contraión, con carga positiva), y el monómero aniónico (con

carga negativa). La solución es neutra desde el punto de vista eléctrico, lo que

significa que existe un balance entre las cargas negativas y positivas. Los


45

surfactantes aniónicos presentan una relativa resistencia a la retención, son

estables, y su producción es relativamente económica. (Jean, 1991)

2.6.4.2.2 CATIÓNICOS.

En este caso la molécula de surfactante contiene un anión inorgánico para

balancear su carga eléctrica. La solución se ioniza en un monómero con carga

positiva, y el anión (contraión, con carga negativa). Los surfactantes catiónicos

son altamente adsorbidos por arcillas y por lo tanto no se utilizan mucho para la

recuperación de petróleo. (Jean, 1991)

2.6.4.2.3 NO-IÓNICOS.

La molécula de surfactante no posee contracción, es decir, no posee enlaces

iónicos, pero cuando son disueltos en soluciones acuosas, exhiben propiedades

de surfactante principalmente por contrastes electronegativos a lo largo de sus

constituyentes. Los surfactantes no-iónicos son mucho más tolerantes a alta

salinidad que los aniónicos. (Jean, 1991)

2.6.4.2.4 ANFOTÉRICOS.

Esta clase de surfactantes contiene aspectos de dos o más de las clases

anteriores. Los surfactantes Anfotéricos, representan el tipo más versátil para la

formación de la espuma, debido a su propiedad de doble carga. Son muy

estables a altas temperaturas y tolerantes a altas concentraciones de sal (>10%

en peso). (Jean, 1991)

Son clasificados como buenos surfactantes avalados por estudio de laboratorio.

Los componentes anfóteros exhiben carácter catiónico en una solución ácida,

carácter aniónicos en soluciones básicas, y carácter no-iónico en soluciones

neutrales. Se dice que, son buenos agentes tenso-activos en pruebas de altas

temperaturas (350°F) con hasta 10% de sal en solución.


46

2.6.4.3 APLICACIÓN Y TIPOS DE SURFACTANTES.

Anteriormente fueron mencionadas las propiedades de los surfactantes, pero es

necesario considerar de manera más detallada el uso que puede dársele a los

agentes surfactantes en función de las propiedades. Los surfactantes pueden

ser clasificados según su función como:

2.6.4.3.1 DESEMULSIFICADORES.

Los surfactantes tienen la capacidad de afectar la tensión superficial e

interfacial, por lo que pueden actuar como desemulsificadores, para romper

emulsiones agua-petróleo que ocurren comúnmente en la formación. Estos

surfactantes pueden actuar rápidamente o no, dependiendo de qué tan rápido el

surfactante pueda concentrarse en la interface petróleo-agua.

2.6.4.3.2 NO EMULSIFICADORES.

El objeto de los no emulsificadores es prevenir la formación de emulsiones,

estos no emulsificadores son preparados como una mezcla de surfactantes y

otros solventes, estos por lo general son preparados para yacimientos mojados

por agua y pueden ser usados para evitar la formación de emulsiones con el

agua de formación inclusive.

2.6.4.3.3 EMULSIFICADORES.

Muchos fluidos de tratamientos requieren ser emulsiones y en estos casos se

usan surfactantes para darle estabilidad a estos fluidos emulsionados. Aunque

la estabilidad de estas emulsiones no debe ser muy grande para evitar que

causen daños a la formación, por lo que se les debe dar una estabilidad que

dure un tiempo determinado mientras se está realizando el tratamiento.


47

2.6.4.3.4 AGENTES DE SUSPENSIÓN DE LIMO.

Otra gran utilidad de los surfactantes es que ayudan a remover los limos y

arcillas que no son solubles en ácidos, un surfactante es adsorbido sobre la

superficie de los silicatos y arcillas, haciendo que estos se mantengan en

suspensión por medio de una repulsión electrostática, de esta manera las

partículas insolubles pueden ser removidas por el ácido gastado. En caso de no

ser removidas pueden quedarse dentro de la formación taponando las

gargantas de poros o también pueden estabilizar emulsiones que causen daño

a la formación.

Este fenómeno de suspensión también puede ser visto desde el punto de vista

electroquímico, ya que si los finos de la formación en presencia del fluido de

tratamiento se encuentran por encima del punto cero de carga, entonces estos

tendrán una carga negativa, mientras que los surfactantes de suspensión de

finos son surfactantes catiónicos y están cargados positivamente, entonces

estas moléculas son adsorbidas sobre la superficie de los finos, dando una

tendencia a su vez de que estos minerales sean mojados por petróleo,

actuando así como una fase dispersa en el petróleo, permitiendo desplazar

estos finos sin que sedimenten.

2.6.4.3.5 AGENTES ANTI SLUDGE.

El sludge al que se hace referencia en esta ocasión se forma por el contacto de

ácidos con el petróleo y estos pueden tener origen en la interface ácido-

petróleo, este lodo es muy difícil de remover y tapona la formación, reduciendo

así su permeabilidad. Estos lodos pueden ser tratados a través de surfactantes

catiónicos y aniónicos, que adsorben y proveen capas continuas de protección

en la interface ácido-aceite.


48

2.6.4.3.6 REDUCTORES DE TENSIÓN SUPERFICIAL.

Uno de los usos más comunes de estos surfactantes es en yacimientos de gas

con problemas de escamas, bajando la tensión superficial e interfacial del fluido

de tratamiento. Estos reducen la presión capilar, lo que hace más fácil el

recobro del fluido del medio poroso y previene la formación de películas de

petróleo mojante; así mismo esta reducción de la presión capilar ayuda a la

limpieza del pozo ya que se necesita menos diferencial de presión para mover

el fluido a través de los canales capilares. Si no se puede limpiar el pozo con el

máximo drawdown disponible, entonces la formación está taponada y necesita

un surfactante que reduzca aún más la tensión superficial.

2.6.4.3.7 INHIBIDORES DE CORROSIÓN.

También hay surfactantes que pueden actuar como inhibidores de corrosión,

estos incluyen aminas cuaternarias acetileno no iónico; también en la mayoría

de los casos contienen algunas especies catiónicas. Su funcionamiento es igual

al de los inhibidores de corrosión estudiados anteriormente, forman una capa

sobre la superficie del metal que impide que éste entre en contacto con el ácido.

2.6.4.3.8 BACTERICIDAS.

En muchas ocasiones se tiene el conocimiento de que durante la inyección de

un fluido de tratamiento se inyectaron bacterias no deseables o incluso las

bacterias pueden ser locales, para estos casos existen surfactantes catiónicos

que tienen propiedades bactericidas y pueden ser usados junto con otros

agentes surfactantes.

2.6.4.3.9 TRATANTES DE ARCILLAS.

Muchos pozos son perforados con bentonita, y durante la perforación o

terminación esta bentonita puede invadir la formación, en sí la bentonita puede

presentar problemas de hinchamiento con agua. La bentonita es esmectita de


49

sodio; y la esmectita de sodio presenta gran tendencia a hincharse, pero en

presencia de ácido la esmectita puede intercambiar iones de sodio por

hidrógeno y se sabe que las arcillas de hidrógeno se hinchan menos que las de

sodio, esto porque las capas donde puede entrar el agua para hinchar son más

delgadas con el hidrógeno que con el sodio, esto está relacionado con los iones

presentes en cada caso.

Si bien es cierto que el intercambio catiónico entre el sodio y el hidrógeno

disminuye el hinchamiento de la esmectita, se debe tener en consideración que

el ácido puede causar la floculación de las arcillas, causando taponamientos en

la formación que son más difíciles de remover que los causados por

hinchamiento. Para esto han sido desarrollados surfactantes que inhiben la

floculación de las arcillas, estos surfactantes dispersan las arcillas y minimizan

la agregación de estas dentro de la formación, luego estas partículas son más

fáciles de suspender y ser removidas de la formación.

2.6.4.3.10 AGENTES ESPUMANTES.

Los surfactantes también son usados para generar espumas estables, los

surfactantes no iónicos también son usados para darle estabilidad a las

espumas se utiliza a temperaturas de 120 a 200 ºF aunque no pueden ser

usados en rangos de temperaturas de 200 a 250 ºF, los aniónicos y catiónicos

pueden ser usados a temperaturas altas como mayor a 300 ºF, los anfotéricos

pueden ser usados a temperaturas altas como mayor a 350 ºF.

2.7 SISTEMA DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES.

El principio de este tipo de sistema se basa en la instalación de un tubo capilar

de acero de ¼”, ⅜” o ⅝” de diámetro exterior hasta la profundidad deseada

dentro de la tubería de producción o en el espacio anular, mediante el cual se

inyecta un agente químico (espumante), con el objetivo de alivianar la columna

de líquido y permitir de esta manera estabilizar la producción de gas. Se puede


50

bajar hasta profundidades del orden de 7,000 metros con el pozo en

producción.

La adición de surfactantes a los pozos de gas para intensificar la producción de

líquidos es un método utilizado para descargar líquidos en pozos de gas. Un

método común para desplegar surfactantes en pozos de gas es el uso de

sartas capilares, diámetros pequeños de tuberías tanto dentro como por fuera

de la TP.

La instalación de la sarta de tubería capilar es un sistema de “microtubería” que

es colgada en el pozo mecánicamente a una TP.

Los sistemas de tubería capilar comúnmente son instalados usando dos

técnicas básicas que son:

Sistema convencional colgado dentro de la sarta de tubería de

producción.

Instalaciones no convencionales que son asociadas por fuera de la

tubería de producción

2.7.1 INSTALACIONES DEL SISTEMA DE TUBERÍA CAPILAR

CONVENCIONAL.

Son desairados y colgados en el pozo directamente adentro de la sarta de

tubería de producción. La tubería normal es instalada utilizando una unidad de

tubería flexible o capilar. Todos los componentes del sistema pueden ser

lubricados y desairados dentro del pozo bajo condiciones fluyentes en forma

similar a la operación de la tubería flexible, evitando los costos usuales de una

unidad de trabajo convencional. La Unidad de Tubería Flexible (UTF)

generalmente puede correr o tirar de la tubería capilar a velocidades por arriba

de 130 pies/min, por lo tanto, la instalación de un sistema de tubería capilar


51

convencional (10,000 pies) pueden estar listas en 2 o 3 horas con una UTF y

dos cuadrillas de hombres. (Weatherford, Instalación de tubería capilar, 2010)

FIGURA 22. Sistema de inyección capilar simple.

Fuente. Weatherford instalación de tubería capilar año 2010

Tanque de

químicos

Bomba

del

químico

Gancho de

la tubería

capilar

Manifold de

inyección química

Tubería

capilar

Boquilla

dosificadora


52

FIGURA 23. Sistema de Inyección con Surfactantes mediante la tuberia capilar.

Fuente. Pemex exploración y producción.

Entrada del químico

Tubería de producción

Packer de producción

Tubería capilar

Líquidos en el fondo de

pozo


CAPÍTULO III – MARCO METODOLÓGICO

3 MARCO METODOLÓGICO.


54

La metodología se refiere a la lógica adoptada para realizar la investigación.

3.1 MÉTODOS Y TIPOS DE INVESTIGACIÓN.

3.1.1 MÉTODO DE INVESTIGACIÓN.

3.1.1.1 METODO ANALÍTICO – SINTÉTICO.

Este método fué de gran utilidad para revisión de la información de los

diferentes métodos de inyección y la aplicabilidad del mismo en el sistema.

3.1.2 TIPOS DE INVESTIGACIÓN

3.1.2.1 INVESTIGACIÓN DESCRIPTIVA.

Mediante esta investigación se explica cual es la causa que provocan la baja

producción del pozo SNQ – 3, de tal manera que se responderá a la pregunta

de ¿Cómo afecta la inyección capilar con surfactantes a la producción?

También se conocerá por que se realizan la inyección y cuáles son los efectos

de los mismos.

3.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN.

3.2.1 ENTREVISTA.

Estos procesos fueron realizados en busca de respuestas e información, para la

proyección final del Proyecto de Grado, en base a entrevistas no estructuradas

realizadas a personas del área verbalmente y todo tipo de datos reales

relacionados con el surfactante anexo G .

3.2.2 REVISIÓN DOCUMENTAL.

Se realizó una investigación documental de las herramientas y tipos de trabajo

disponibles para su solución de carga de líquidos también se hace referencia a

libros e información de internet.


55

3.3 MATRÍZ DE MARCO LÓGICO.

A continuación se muestra la matríz marco lógico:

TABLA 8. Matriz de marco lógico

RESUMEN INDICADORES

MEDIOS DE VERIFICACIÓN

SUPUESTOS

FIN

AL

IDA

D Incrementar la producción del

pozo SNQ-3, Campo San Roque mediante la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma.

Incremento de caudal de producción de gas del pozo SNQ – 3, a 351,05 Mpc/d después de la instalación del equipo.

Registros del caudal de producción del pozo SNQ-3.

PR

OP

OS

ITO

Aplicar la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma a la formación Yecua del pozo SNQ – 3; para reducir la carga de líquidos del fondo de pozo.

Reducción de la carga de líquidos 33 bbl, después de la instalación del equipo.

Documento final del proyecto.

Condiciones de la formación del pozo SNQ – 3, sean aceptables para la aplicación de la técnica.

CO

MP

ON

EN

TE

S

1. Determinar las características petrofísicas y geológicas del Pozo SNQ – 3, para la aplicación de la técnica de inyección capilar con surfactantes.

Parámetros establecidos para la aplicación de la técnica.

Gas Well Delicuefaction/- solutions to gas well liquid loading problems.pdf

Tener acceso a la información. Compromiso de todo el personal involucrado.

2. Analizar y evaluar la técnica de inyección con surfactante generador de espuma que permita incrementar la producción del pozo SNQ – 3.

Parámetros según su carga iónica.

Gas Well Delicuefaction/- solutions to gas well liquid loading problems.pdf

3. Proponer el surfactante generador de espuma óptimo que pueda ser utilizado para incrementar la producción del Pozo SNQ – 3.

Incremento del nivel de producción del pozo en 85 %.

Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. Pdf

AC

TIV

IDA

DE

S

1.1 Recopilar información general del Pozo SNQ – 3.

Actividad realizada en el 1° y 2° mes de inicio para la realización del proyecto de grado.

Documento final del proyecto.

Tener acceso a la información necesaria.

1.2 Describir las características geológicas del Pozo SNQ – 3.

1.3 Definir la ubicación del sistema de inyección capilar para reducir la carga líquidos con surfactantes.

2.1 Describir los diferentes tipos de surfactantes según su carga iónica.

Actividad realizada en el 3º mes de desarrollo del proyecto.

Método de observación directa. Documento final del proyecto.

Obtener información necesaria para dicha selecciòn. Contar con el material requerido para dicha descripción. Tener acceso a las fórmulas requeridas.

2.2 Verificar el cumplimiento de los parámetros requeridos para la selección del surfactante.

2.3 Seleccionar el surfactante generador de espuma según su carga iónica.

3.1 Describir el proceso del sistema de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma.

Se realiza en el 4º mes de desarrollo del proyecto. 3.2 Realizar los cálculos pertinentes

para obtener el incremento de producción.

Fuente. Elaboracion propia.


CAPÍTULO IV – SELECCIÓN DEL POZO

4 SELECCIÓN DEL POZO.


57

4.1 ANTECEDENTES DEL CAMPO SAN ROQUE.

El campo San Roque está ubicado en la provincia Gran Chaco del

Departamento de Tarija, que encuentra 110 km al Sur de Camiri y 29 km al

Norte de Villa Montes. Forma parte del grupo compuesto por los pozos Vuelta

Grande, Ñupuco, La Vertiente, y Escondido. Cuenta con una planta para extraer

gasolina natural y acondicionar el gas como se observa en la figura 24 para

estar dentro de especificaciones requeridas para su transporte. Fue descubierto

en 1981; su explotación es mediante agotamiento natural, su producción se

inició en el mes de abril de 1986, a través de líneas de producción doble y

sencilla. En este campo se perforaron 22 pozos, de los cuales actualmente 10

son productores y 12 están cerrados por ser improductivos.

El conocimiento geológico del área de San Roque se remonta a los años 1954 y

1956, lapso en el que se iniciaron los primeros trabajos gravimétricos.

Posteriormente, en el año 1975, la empresa SEGEASA de México, dio inicio a

los primeros trabajos de sísmica en el área, y como resultado de su

interpretación se definieron varias culminaciones de interés para ser

investigados, entre las que se destaca la estructura de San Roque.

FIGURA 24. Planta San Roque.

Fuente. www.boletín/ypfb-chaco.com

http://www.boletín/ypfb-chaco.com


58

FIGURA 25. Mapa de ubicación y columna estratigráfica generalizada.

Fuente. Sistemas Petroleros de las Cuencas Andinas. (Carlos E. Cruz - Jorge

F. Rodríguez - Jorge J. Hechem - Héctor J. Villar)


59

FIGURA 26. Columna estratigráfica del pozo SNQ – 3.

Fuente. Ministerio de Hidrocarburos.


60

4.2 ESTRATIGRAFÍA DEL POZO SAN ROQUE – 3 (SNQ – 3).

El reservorio del Pozo SNQ – 3, comprenden las formaciones Yecua y Petaca

del Terciario, el reservorio Ichoa y la discontinuidad del Castellón del grupo

Tacurú y Tapecua como se observa en la figura 26.

Una sección del reservorio Yecua está localizada justo encima de areniscas

fluviales con probable gradación con las areniscas subyacentes de la

Formación Petaca.

El espesor neto del reservorio de la Formación Yecua ha sido conformado

sobre la superficie estructural del Petaca. Se conformó un nuevo mapa

estructural para el reservorio de la Formación Yecua.

4.2.1 FORMACIÓN YECUA.

El límite inferior de la Formación Yecua, es transicional hacia las unidades de la

Formación Petaca. Se caracteriza por constituir una secuencia con marcado

predominio sedimento fino, conformando un excelente sello para las unidades

psamíticas infrayacentes.

Está representada mayoritariamente por arcillas de coloración marrón rojiza,

plásticas, algo calcáreas; se distinguen algunas delgadas intercalaciones de

areniscas limolíticas, limolitas.

Es una arcilla diagenizada, con capas laminares a tabulares, compuestas por

alumino-silicatos, micas y minerales pesados útiles para correlaciones. (Bolivia,

2011).

4.2.2 FORMACIÓN PETACA.

Espesor promedio 250 m, está constituida por una sucesión de areniscas

conglomerádicas, conglomerados y areniscas de grano fino a medio y grueso,

con regular y mala selección, cemento en partes calcáreo y ferrufinoso,


61

intercaladas e interdigitadas con limolitas masivas y arcillitas plásticas de

coloración marrón rojiza.

FIGURA 27. Esquema geológico del Pozo SNQ – 3.

Fuente. YPFB – CHACO S.A.

4.3 INFORMACIÓN DEL POZO.

El último registro de presión de fondo se realizó en Mayo/2005, cuando el pozo

era inyector a los niveles del Yecua: 1835-68 m (3 Tramos); Cuya presión de

reservorio era: 1305 psi a 1802 m.

Los datos de la Formación Yecua del Pozo SNQ – 3, son mencionados en la

tabla 9, 10 y 11.


62

TABLA 9. Datos de la formación Yecua.

FORMACIÓN YECUA

Porosidad (Ø) 19,9 %

Permeabilidad 24,2 md

Gravedad API 67,5

Viscosidad del petróleo con gas en

solución (Cp).

0,3041 cp.

Densidad de gas (lbs/pc) 1,57 lbs/pc.

Saturación de agua Sw 43,9 %

Presión de reservorio 505 psi.

Presión de cabeza de pozo 45 psi.

Presión de fondo fluyente 210 psi

Temperatura del Pozo 148 ºF.

Profundidad TVD 9186,24 pies

Espesor de la formación (h) 500 m

Factor volumetrico Bg 0.0058

Radio de drenaje re 984 pie

Radio del pozo rw 0.354 pie

Factor skin (Daño) S 9,95

Coeficiente C 0.0012

Exponente n 1,0

Carga de líquidos del pozo 65,78 bbl

Caudal de gas (Mpc/d) 50,66 (Mpc/d)

Declinación de producción del pozo 1,6 Mpc/año

Fuente. Datos otorgados por la empresa YPFB–CHACO.


63

4.3.1 PROPIEDADES Y CROMATOGRAFÍA DEL GAS PRESENTE EN EL

POZO PRODUCTOR SNQ – 3.

TABLA 10. Propiedades del gas del pozo productor SNQ - 3.

PROPIEDADES

Gravedad esp. 0,67270

Presión [psi] 117,00 Psi

Temperatura [°F] 64,000 °F


4.4 PRODUCCIÓN DEL POZO SNQ – 3.

El pozo SNQ - 3 está en actual producción, produciendo Gas y Condensado del

reservorio Yecua; pero tiene una baja productividad de gas la cual se ilustra en

la tabla 12 debido a la presencia de carga de líquidos presentes en dicho pozo

donde se encuentran en un nivel de líquidos acumulados 1836 metros con una

acumulación de líquidos de 65,78 bbl.

La producción certificada del campo San Roque para el año 2009 se observa en

la tabla 11. Con una reserva de Gas probada de 167.908 MMPC y una probable

de 74.217 MMPC.

TABLA 11. Producción 2009 actual del pozo SNQ - 3.

HIDROCARBUROS CAUDAL

Petróleo 7 BPD

Gas 202 MPCD

Agua 4 BPD

Fuente. Boletín estadístico YPFB – CHACO S.A.


64

TABLA 12. Producción de gas.

PRODUCCIÓN DE

GAS

Q (Mcf/d)

2011 2012 2013 2014 2015

ENERO 133,06 109,33 89,83 73,81 60,65

FEBRERO 130,90 107,56 88,38 72,62 59,67

MARZO 128,78 105,81 86,94 71,44 58,70

ABRIL 126,69 104,09 85,53 70,28 57,74

MAYO 124,63 102,40 84,14 69,14 56,81

JUNIO 122,61 100,74 82,78 68,01 55,88

JULIO 120,62 99,11 81,43 66,91 54,98

AGOSTO 118,66 97,50 80,11 65,82 54,08

SEPTIEMBRE 116,73 95,91 78,81 64,75 53,21

OCTUBRE 114,84 94,36 77,53 63,70 52,34

NOVIEMBRE 112,97 92,82 76,27 62,67 51,49

DICIEMBRE 111,14 91,32 75,03 61,65 50,66



CAPÍTULO V - INGENIERÍA DEL PROYECTO

5 INGENIERÍA DEL PROYECTO.


66

En el presente capítulo se detalla la secuencia de pasos para todas las

operaciones involucradas en el sistema de inyección capilar con surfactantes

generadores de espuma en el pozo SNQ - 3.

5.1 CÁLCULOS SIN LA TÉCNICA.

5.1.1 CÁLCULO DEL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD.

Es la relación entre la tasa de producción de un pozo y la caída de presión en la

formación el índice de productividad se expresa como J o IP.

El índice de productividad es una medida de su capacidad de producir, y es una

propiedad de los pozos que es comúnmente medida.

TABLA 13. Parámetros del indice de productividad.

ESCALA TÍPICA DE VALORES DEL ÍNDICE

DE PRODUCTIVIDAD EN MPC/D*PSI.

Baja productividad J ˂ 0.5

Productividad media 0.5 ˂ J ˂ 1

Alta productividad 1 ˂ J ˂ 2.0

Excelente productividad J > 2.0

Fuente. (Maggiolo, 2008) (Choque., 2014)

Ecuación 3

Dónde:

J = Índice de Productividad. Mpc/d*psi

Como se tiene como dato el caudal de producción así también como la

diferencia de presiones ya no es necesario calcular.


67

Reemplazando datos en la ecuación 3:

( )

⁄

Según el índice de productividad obtenido de 0,17 Mpc/d*psi; y comparando

con los valores de referencia de la tabla 13, se puede establecer que el pozo se

encuentra con una productividad baja.

5.2 CÁLCULOS CON LA TÉCNICA.

5.2.1 PLANEACIÓN PARA EL PROCESO DE INYECCIÓN CON

SURFACTANTES.

La planeación de una estimulación matricial no reactiva consiste, en lo general,

de los siguientes pasos:

1) Evaluacion del daño.

2) Selección de la solución de tratamiento (surfactantes).

3) Gasto y presion de inyección.

4) Volumen. La derminación del volumen de solución de tratamiento

depende de la longitud del intervalo a tratar y de la penetración de la

zona dañada. Se recomienda en lo general una penetracion de 2 a 5 pies

y asegurarse que el intervalo tratado no exceda de 50 pies. En caso de

que se tenga un intervalo mayor a 50 pies deberan usarse técnicas de

estimulación selectiva, haciendo la estimulación por etapas, separadas

por bolas selladoras o agentes desviadores.

5) Incremento de productividad.

6) Procedimiento de la inyección capilar con surfactantes.


68

5.2.1.1 EVALUACIÓN DEL TIPO DE DAÑO.

TABLA 14. Valores típicos de S y su significancia relativa.

TIPO DE DAÑO

VALOR DEL

DAÑO

VERDADERO

DAÑO QUE

PRESENTA

EL POZO

SNQ – 3

Altamente dañado S > + 10

9,95

Dañado S > 0

Sin daño S = 0

Acidificado - 1 ≤ S ≤ - 3

Fracturado - 2 ≤ S ≤ - 4

Masivamente

fracturado S < - 5

Fuente. Manual de estimulación matracial de pozos

Petroleros, Carlos Islas silva.

Según el parámetro obtenido de 9,95; y comparando con los valores de

referencia de la tabla 14; se puede establecer que el pozo SNQ - 3 presenta

un daño somero.

5.2.1.2 SELECCIÓN DEL SURFACTANTE GENERADOR DE ESPUMA

ÓPTIMO PARA EL POZO SNQ – 3.

En base a análisis existentes que se realizaron anteriormente por pruebas de

laboratorio presentado en el anexo F: para el presente proyecto se selecciona

el surfactante no-iónico en base a su carga iónica donde la cola y cabeza de la

molecula tiene la función de ser una es afin con el agua que es la parte

hidrofílica y la parte hidrófoba es afin con el condensado, es decir que es

soluble en agua y condensado ya que esta no tiene carga positiva ni negativa,

es neutra.


69

TABLA 15. Selección del surfactante según su carga iónica.

TIPO DE

SURFACTANTE

SEGÚN SU

CARGA IÓNICA

CARACTERÍSTICAS DEL

SURFACTANTE

DATOS DEL

POZO SNQ - 3

ANIÓNICO

- Aplicable a formaciones

arenosas.

- Temperatura mayor a 300 ºF

- Soluble en agua al 30%.

- Areniscas

con alto

contenido de

arcillas.

- T = 148 ºF

CATIÓNICOS


arenosas con bajo contenido

de arcillas.

- Temperatura mayor a 300 ºF.

- Soluble en petróleo.

NO IÓNICO


arenosas con alto contenido

de arcillas.

- Temperatura 120 a 200 ºF.

- Soluble en agua al 100%.

ANFOTÉRICOS

- Para de formulaciones

farmacéuticas.

- Temperatura mayor a 350 ºF.

Fuente. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. )

TABLA 16. variables de referencia para aplicar el surfactante.

TIPO DE SURFACTANTE VARIABLES DE REFERENCIA

NO IÓNICO

Temperatura

Tipo de formación

Solubilidad


70

TABLA 17. Verificación del cumplimiento de parámetros en las variables de

referencia. T

IPO

DE

SU

RF

AC

TA

NT

E

VA

RIA

BL

ES

DE

RE

FE

RE

NC

IA

PA

RÁ

ME

TR

OS

DE

L

SU

RF

AC

TA

NT

E

PA

RÁ

ME

TR

OS

DE

L P

OZ

O

CU

MP

LE

NO

IÓNICO

Temperatura 120 a 200 ºF 148 ºF SI

Tipo de formación Arenosos con alto

contenido de arcillas Arcilla y arena SI

Solubilidad En agua al 100% Presencia de

agua SI

Fuente. Elaboración propia en base a datos del pozo e informe de

Weatherford.

Se utiliza el surfactante MF-3GL porque dio buenos resultados cuando se aplico

en el yacimiento agua del cajón que presentó el mismo problema con carga de

líquidos y declinación de producción.

TABLA 18. Características del surfactante MF-3GL.

PROPIEDADES DEL SURFACTANTE MF-3GL

Densidad del agente espumante MF-3GL (ρ) 11,8 lb/galón

Viscosidad (µ) 0,72 cp

Soluble en agua de formación. 100%

Gravedad especifica 1,45

Fuente. Informe de Weatherford.


71

5.2.1.3 CÁLCULOS REQUERIDOS PARA LA APLICACIÓN DE LA TÉCNICA

DE INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES.

La inyección de fluidos debe de ser realizada a presiones por debajo de la

presión de fractura.

La presión en el fondo no debe exceder la presión de fractura de la formación.

5.2.1.3.1 GRADIENTE DE FRACTURA.

Gradiente de Presión de Fractura es el gradiente al cual la formación se fractura

hidráulicamente con los fluidos del pozo.

Para el calculo de la gradiente de fractura se usa la constante de agua salada

de 0.465 psi/pie.

Si no se conoce la gradiente de fractura, se obtiene mediante la siguiente

ecuación:

(

) Ecuación 4

Dónde:

Gf = Gradiente de fractura (Psi/pie).

Pr = Presión de reservorio (psi).

TVD = Profundidad del pozo (pie). H

0.465 = Constante del agua salada (Psi/pie).

Mediante la Ecuación 4 se obtiene la Gradiente de Fractura, reemplazando

datos se tiene:

A una profundidad de 2800 metros → 9186,24 ft.


72

(

)

( ⁄ )

5.2.1.3.2 PRESIÓN DE FRACTURA.

La presión que inducirá un sistema de inyección en la formación productora

puede calcularse mediante la gradiente de fractura.

Ecuación 5

Dónde:

Pf = Presión de fractura (Psi).

Gf = Gradiente de fractura (Psi/pie).

D = Profundidad del intervalo de interés (Pies).

Con la gradiente de fractura se cálcula la presión de fractura de la formación,

reemplazando datos en la Ecuación 5:

Con la profundidad del intervalo de interes 1851 metros → 6072,76 ft.

( ⁄ )

5.2.1.3.3 CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN MÁXIMA EN LA

SUPERFICIE.

Es la presión de circulación del fluido en superficie que se usa para llevar el

control de la presión.

Para obtener la presión máxima en la superficie se tiene la siguiente ecuación:


73

Ecuación 6

Dónde:

PS Max = Presión máxima de inyección (Psi).


ρf = Densidad (lb/galón).

La densidad del surfactante es 11,8 (lb/galón).


( ⁄ )

En caso de ser la presión de inyección máxima mayor a la presión de fractura;

no es posible realizar estimulación matricial, se requiere de una estimulación

por fracturamiento. Pero el parámetro obtenido es menor a presión de fractura.

5.2.1.3.4 CÁLCULO DEL CAUDAL DE INYECCIÓN MÁXIMO.

( )

Ecuación 7

Dónde:

Qi max = Caudal de inyección maximo (bbl/min).

K = Permeabilidad de la formación (md).

h = Espesor del intervalo de interés (ft)


µf = Viscosidad del fluido de tratamiento (cP).

re = Radio de drenaje (pie).

rw = Radio del pozo (pie).


74

Reemplazando datos en la Ecuación 7:

( )

(

)

⁄

5.2.1.3.5 CÁLCULO DE LA POTENCIA HIDRÁULICA DE LA BOMBA.

Se realiza este calculo para definir a cuantos Hp se debe bombear el

surfactante hacia el pozo SNQ – 3.

( ) * (

) (

)+ Ecuación 8

Dónde:

HHP = Potencia Hidráulica de la bomba (hp).

Qimax = Caudal de inyección máxima (m3/seg).

Psmax = Presión de inyección maxima en superficie (kg/m2).

0,01315 = Factor de conversión a hp.

Para realizar el cálculo de la potencia hidráulica requerida primero se debe

realizar conversiones del caudal de inyección maxima y presión de inyección

maxima en superfice:

Se realiza la conversión del caudal de inyección maxima de (bbl/min) a

(m3/seg).

(

)


75

Se realiza la conversión de la presión maxima de inyección en superficie de (psi)

a (kg/m2).

(

)

(

)


* (

) (

)+

El surfactante seleccionado debe inyectarse a una potencia de 57 hp.

5.2.1.4 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO DE ESTIMULACIÓN.

Para el cálculo del volumen se considera en lo general un intervalo menor o

igual a 50 pies. (Silva., Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. )

Pero para el tratamiento la formación es de arenas con alto contenido de

arcillas y la profundidad del intervalo a inyectar es 13 pies.

Primeramente se calcula el radio de la zona de penetración del surfactante con

una de las siguientes ecuaciones:

Para daño somero: rx = 2 pie + rw Ecuación 9

Para daño profundo: rx = 5 pie + rw Ecuación 10


76

El daño que tiene el pozo SNQ - 3 es somero entonces se considera la

ecuación 9:

Finalmente se calcula el volumen del surfactante a inyectar:

(

) Ecuación 11

Dónde:

Vf = volumen de fluido a inyectar (gal)

Ø = porosidad de la formación

rx = radio daño (zona alterada) (ft)

rw = radio del pozo (ft)

re = radio de drenaje (ft)


(

) ( )

Transformando a bbls


77

5.2.1.4.1 CÁLCULO DEL TIEMPO DE INYECCIÓN.

Ecuación 12

Dónde:

tiny = tiempo de inyección (min).

5.2.1.5 CÁLCULO DEL INCREMENTO DE PRODUCTIVIDAD ESPERADO AL

REMOVER EL DAÑO.

( )

( ) (

) (

)

Ecuación 13

Dónde:

Jx = Índice de productividad con daño (MPc/d*psi).

Jg = Índice de productividad sin daño (MPc/d*psi).

kx = Permeabilidad reducida por daño (md).

k = Permeabilidad (md).

rx = Radio de daño (ft).

rw = Radio del pozo (ft).

re = Radio de drenaje (ft).

Para el cálculo del indice de productividad se requiere conocer la permeabilidad

de la zona dañada kx.


78

5.2.1.5.1 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD DE LA ZONA DAÑADA.

De la ecuación del factor skin se despeja la permeabilidad de la zona alterada.

[

] (

) Ecuación 14

Dónde:

S = Efecto Skin (daño skin) adimensional.

( )

Ecuación 14.a

Reemplazando datos en la ecuación 14.a

(

)

De la ecuación 13 despejar Jg:

( )

( ) (

) (

)

Ecuación 13.a


79

Reemplazando datos en la ecuación 13.a:

(

)

(

) ( ) (

)

Según el parámetro obtenido de 1,19 Mpc/d*psi; y comparando con los valores

de referencia de la tabla 13; se establece que el pozo SNQ – 3 tiene una alta

productividad.

Despejando Q de la ecuación 3 se obtiene el caudal de producción esperado.

( ) Ecuación 3.a

Reemplazando datos en la ecuación 3.a:

( )

TABLA 19. Cálculos sin la técnica de inyección capilar con surfactantes.

DATOS

Presion de reservorio. Pr 505 Psi

Presión de fondo fluyente Pwf 210 Psi

CÁLCULOS

Caudal Qg 50,66 Mpc/d

Indice de productividad IP 0,17 Mpc/d*psi


80

TABLA 20. Cálculos con la técnica de inyección capilar con surfactantes.

DATOS

Presion de reservorio. Pr 505 Psi

Presión de fondo fluyente Pwf 210 Psi

CÁLCULOS

Caudal Qg 351,05 Mpc/d

Indice de productividad IP 1,19 Mpc/d*psi

TABLA 21. Comparación del índice de productividad sin inyección capilar con

surfactantes y con inyección capilar con surfactantes

PRODUCCIÓN SIN INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES.

Formación Caudal de

producción

Índice de

productividad

Tramo

Gas Yecua 50,66 Mpc/d 0,17 Mpc/d*psi 1847-1851

metros

PRODUCCIÓN CON INYECCIÓN CAPILAR CON SURFACTANTES.

Formación Caudal de

producción

Índice de

productividad

Tramo

Gas Yecua 351,05 Mpc/d 1,19 Mpc/d*psi 1847-1851

metros


81

5.2.2 CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE LÍQUIDO ACUMULADO A SER

REMOVIDO DEL POZO SNQ - 3.

FIGURA 28. Determinación de la acumulación de líquidos en el pozo SNQ - 3.


Como se menciono en el capítulo de selección del pozo, se indica que la carga

de líquidos es de 65,78 bbl en el fondo del pozo el nivel de líquidos acumulados

se encuentra a 1836 metros tal como se muestra en la figura 28.


82

El proceso para liberar esta acumulación, debe ser en una o tres etapas

dependiendo de los volumenes a desalojar de líquidos en la tubería de

producción.

Capacidad de volumen en la tubería de producción.

Ecuación 15

Dónde:

C1 = Capacidad del volumen en el fondo de Pozo. (mts)

D = Profundidad del intervalo de interes (mts).

Para el volumen

Ecuación 16

Dónde:

V1 = Volumen de líquido acumulado en la tubería de producción. (bbl)

Factor de conversión = 3.02 (lt/m)



83


Transformando a bbls

en la TP.

En la tubería de producción existe 0,3 bbl de líquido acumulado.

Cálculo de volumen total a desplazar:

Ecuación 17


( )

Para inicio del proceso de inyección se inyecta al pozo a una profundidad de 1

metro, entonces el nivel de líquidos esta a una profundidad de 1837 mts el cual

se detecta con un ecómetro.

Posteriormente se calcula cuanto de volumen desplaza el surfactante MF-3GL.


84

Entonces reemplazando datos en la ecuación 15:


Transformando a bbls la cantidad de líquido acumulado en la T.P.

desplazados.

Entoces se desplazan 33 bbl de líquido del Pozo SNQ – 3, de esta forma se va

operando el pozo para reducir la carga de líquidos se realiza el mismo proceso

hasta reducir toda la carga de líquidos.

La carga de líquidos en el pozo y la tubería de producción es de 66 bbl; donde

en la primera inyeción se reduce 33 bbl de líquido acumulado con 10,47 bbl de

surfactante MF-3GL y en la segunda inyección se reduce la misma cantidad con

el mismo volumen de surfactante; se puede establecer que la cantidad de

surfactante a utilizar en la aplicación de la técnica es el volumen de surfactante

por las veces que se requiere para lograr reducir la carga de líquidos.


85

Ecuación 18

Dónde:

Vf total = volumen total requerido para reducir la carga de líquidos. (bbl)

n = numero de ciclos para reducir la carga de líquidos.


5.2.3 PROCEDIMIENTO DE LA INYECCIÓN SURFACTANTES.

El principio de la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de

espuma se basa en la instalación de un tubing capilar de acero inoxidable

mediante el cual se le inyecta el producto químico seleccionado.

1. Bajar el Capilar centralizado dentro del Tubing de producción hasta la

profundidad donde se encuentra la formación Yecua que es 1847 m =

6058 ft.

2. Llenar el capilar con el surfactante MF-3GL hasta la profundidad de 6025

ft = 1837 m., con 10,47 bbl.

3. Bombear a una potencia de 57 hp durante la carrera ascendente el

producto inhibidor de corrosión que es el surfactante a través de una

boquilla dispersora especialmente diseñada para lograr un efecto niebla,

facilitando así la formación de la película protectora de inhibidor de

corrosión sobre la superficie de la Tubería de producción.


86

FIGURA 29. Sistema de Inyección con Surfactantes mediante la tuberia capilar.

Fuente. (Pemex, Exploración y Producción.)


CAPÍTULO VI - ESTUDIO FINANCIERO

6 ESTUDIO FINANCIERO.


88

El estudio económico se basa fundamentalmente, en el análisis de inversiones,

ingresos, egresos, valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR); las

mismas que determinan la puesta en marcha de un proyecto y al mismo tiempo

nos indica si es o no viable.

Esta técnica de reducción de agua es realizada por la empresa de servicios

petroleros Weatherford, que cuenta con el personal profesional adecuado,

materiales y equipos que se requieren para la realización de esta técnica de

reducción de producción de agua.

6.1 COSTOS DEL TRATAMIENTO.

Los costos de operación incluyen costos de los trabajos a realizarse, el tiempo

de duración de los trabajos y la producción de gas a producir por los trabajos

propuestos en el pozo.

Para la ejecución de esta técnica se contratará a una empresa la cual trae todo

los equipos y productos químicos con la cual se realiza la acidificación del pozo.

Pero para fines académicos se describe a continuación los siguientes

materiales y equipos que más se requieren para la inyección capilar con

surfactantes generadores de espuma:

TABLA 22. COSTO DE MOVILIZACIÓN.

COSTO DE MOVILIZACIÓN

DESCRIPCIÓN P.U. Total

(sus)

Tipo de

cambio

Total

(Bs)

Servicio unidad de Coiled tubing 25000 25000 6.96 174000

TOTAL 25000

174000

Fuente. Informe de Weatherford.


89

TABLA 23. Costo del Personal.

COSTO DEL PERSONAL

DESCRIPCIÓN P.U CANT.

TOTAL

(SUS)

TIPO DE

CAMBIO

TOTAL

(Bs)

Supervisor 613,00 1 613,00 6,96 4266,48

Operador 413,00 1 413,00 6,96 2874,48

2 Ayudantes 210,00 2 420,00 6,96 2923,20

TOTAL 1446,00 6,96 10064,16

Fuente. Weatherford.

TABLA 24. Costo del surfactante generador de espuma.

COSTO DEL SURFACTANTE

DESCRIPCIÓN TOTAL

(sus)

TIPO DE

CAMBIO

TOTAL

(Bs)

Surfactante MF-3GL = 21 Bbl 49,98 6,96 347,86

TOTAL 49,98 347,86

Fuente. Productos químicos en la inyección Capilar con surfactantes.

Dónde: 1 Bbl equivale a 2,38 Sus.

6.2 VALOR ACTUAL NETO (VAN).

Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado

número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología

consiste en descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una

tasa) todos los flujos de caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la

inversión inicial, de tal modo que el valor obtenido es el valor actual neto del

proyecto.

En la tabla 25 se indican los parámetros para interpretar al valor actual neto.


90

TABLA 25. Interpretación del valor actual neto.

VALOR SIGNIFICADO DECISIÓN A TOMAR

VAN>0

La inversión producirá

ganancias por encima de

la rentabilidad exigida.

El proyecto puede aceptarse.

VAN<0

La inversión producirá

ganancias por debajo de la

rentabilidad exigida.

El proyecto debería rechazarse.

VAN=0

La inversión no producirá

ni ganancias ni pérdidas.

Dado que el proyecto no agrega

valor monetario por encima de la

rentabilidad exigida, la decisión

debería basarse en otros

criterios, como la obtención de un

mejor posicionamiento en el

mercado u otros factores.

Fuente. (htt://es.wikipedia.org/wikipedia/valor_actual_neto.)

La fórmula que nos permite calcular el Valor Actual Neto es:

∑

( )

Ecuación 19

Dónde:

VP = Valor presente.

VF = Valor futuro.

Fnc = Flujo neto de caja.

n = Periodo de análisis.

De forma individual se expresa con la siguiente ecuación:

( ) Ecuación 20


91

6.3 TASA INTERNA DE RETORNO.

Está definida como la tasa de interés con la cual el valor actual neto (VAN) es

igual a cero. El VAN es calculado a partir del flujo de caja anual, trasladando

todas las cantidades futuras al presente. Es un indicador de la rentabilidad de

un proyecto, a mayor TIR, mayor rentabilidad.

Se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de

inversión. Para ello, la TIR se compara con una tasa mínima o tasa de costo, el

costo de oportunidad de la inversión (si la inversión no tiene riesgo, el costo de

oportunidad utilizado para comparar la TIR será la tasa de rentabilidad libre de

riesgo). Si la tasa de rendimiento del proyecto – expresada por la TIR – supera

la tasa de corte, se acepta la inversión; en caso contrario, se rechaza.

Para el cálculo de la TIR se emplea la siguiente ecuación:

∑

( )

Ecuación 21

Dónde:

Io = Inversión a realizarse en el periodo “cero”.

Fnc = Flujo neto de caja.

n = Periodo de análisis.

V i = tasa de descuento.

En la tabla 29 se indica la interpretación de la Tasa Interna de Retorno.

TABLA 26. Interpretación de la Tasa Interna de Retorno.

VALOR SIGNIFICADO DECISIÓN A TOMAR

TIR>i El proyecto es rentable. Acepto el proyecto.

TIR<i El proyecto no es rentable. No acepto el proyecto

Fuente. (htt://es.wikipedia.org/wikipedia/Tasa_interna_de_retorno.)


92

6.4 RELACIÓN BENEFICIO/COSTO (RBC).

La relación Beneficio/Costo (RBC), nos muestra de forma clara, la rentabilidad

de un proyecto considerando los ingresos generados, los gastos y la inversión,

todos calculados en el periodo de la inversión, su interpretación se encuentra en

la tabla 27.

Se define como el cociente entre la sumatoria de los Beneficios Actualizados

entre la sumatoria de los Costos Actualizados, siendo su expresión matemática:

( )

Ecuación 22

TABLA 27. Relación Beneficio/Costo (B/C).

VALOR SIGNIFICADO DECISIÓN A

TOMAR

RBC>1 Los ingresos son mayores a los

egresos. Es aceptable

RBC=1 Los ingresos son iguales a los

egresos. Es indiferente

RBC<1 Los ingresos son menores a los

egresos. No es aceptable

Fuente. ((htt://es.wikipedia.org/wikipedia/ Relación_Costo_Beneficio.))


93

TABLA 28. Costo Total del Proyecto.

N° DETALLE TOTAL

(Sus)/mes

TOTAL

(Sus)/Año

TIPO DE

CAMBIO

TOTAL

(Bs)

1 INVERSIÓN FIJA

25049,98 25599,76 6,96 178174,33

Servicio unidad de

Coiled tubing 25000,00 25000,00

Surfactante MF-

3GL 49,98 599,76

2 CAPITAL DE

TRABAJO 1446,00 17352 6,96 120769,92

Supervisor 613,00

Operador 413,00

2 Ayudante 420,00

INVERSIÓN

TOTAL (1+2) 26495,98 42951,76 6,96 298944,25

6.4.1 INGRESOS PROYECTADOS.

El comportamiento del yacimiento que se observa en la figura 5 muestra la

declinación de la producción de gas, agua y petróleo y el pozo mayormente

produce gas, debido a que no hay una producción muy significativa y constante

de petróleo. Debido a lo anteriormente mencionado se realizó un pronóstico de

declinación para la producción del gas se tomo un valor de 1,6 (Mpc/año)

tomando como referencia el caudal de producción obtenido en el capítulo de

ingeniería, este valor se refleja en el flujo de caja, para el análisis de viabilidad

técnica del proyecto.


94

Con la siguiente ecuación:

Ecuación 23

Dónde:

t = tiempo en día

Caudal inicial 351,05 Mpc/d

Declinación 0.004 Mpc/d

La cantidad de producción se obtiene reemplazando datos en la ecuación 23:

Transformando a Mpc/año

(

)

TABLA 29. Precio de venta de Gas.

PRECIO INTERNO

Gas = 1,1707 $/MPC

Fuente. (www.PIB.org.bo)


95

En base al precio de venta del gas que es 1,1707 $/Mpc, se proyecta el ingreso

total.

(

) (

)

(

)

TABLA 30. Ingresos proyectados.

CANTIDAD

TOTAL DE

PRODUCCIÓN

(Mpc/Día)

CANTIDAD TOTAL

DE PRODUCCIÓN

(Mpc/Año)

PRECIO

DE

VENTA

DEL GAS

($/Mpc)

INGRESO

TOTAL

348,25 127111,63 1,17 148809,59

348,25 127111,63 1,17 148809,59

346,86 126603,88 1,17 148215,16

345,47 126098,16 1,17 147623,11

344,09 125594,45 1,17 147033,43


96

TABLA 31. Flujo De Caja Económico.


97

Para la evaluación del proyecto se hace utilizando las herramientas de inversión

VAN y TIR, donde se toman en cuenta los precios de venta del gas, la tasa de

descuento de 13%, los impuestos por regalías e IDH y los costos de operación.

En base a los volúmenes mensuales de producción proyectados, el flujo de

caja, dato necesario para hallar el valor el VAN y TIR, calculados mediante el

programa de Excel.

VAN ($) = 157903,09

T.I.R. (%)= 131%

R (B/C) = 1,53

De acuerdo a los resultados obtenidos, se dice que este proyecto es rentable

tomando en cuenta que el VAN es de $ 157903,09 la inversión producirá

ganancias por encima de la rentabilidad exigida.

Demostrando que la inversión será recuperada el TIR de 131 % la cual indica

que el proyecto es rentable ya que es superior a la inversión al igual que la

relación B/C es de 1,53 indica que los ingresos son mayores a los egresos.


CAPÍTULO VII - CONSIDERACIONES AMBIENTALES

7 CONSIDERACIONES

AMBIENTALES.


99

7.1 IMPACTO AMBIENTAL.

La aplicación del presente proyecto no tiene incidencia ambientalmente, la

empresa YPFB Chaco S.A. cuenta con su respectiva licencia ambiental para

realizar operaciones para su respectiva aplicación que es el pozo SNQ - 3 del

campo San Roque, que cumple con lo dispuesto en la ley de hidrocarburos

3058 en sus artículos mencionados en el ANEXO B.

Sin embargo para fines académicos se ha realiza la matriz de identificación de

impactos ambientales, categorización y llenado de la ficha ambiental.

7.1.1 ACTIVIDADES DEL PROYECTO.

Para la realización del proyecto en cuanto a la matriz de identificación de

impactos se consideró lo siguiente:

FASE DE MOVILIZACIÓN.

Transporte de los componentes del sistema de inyección capilar con

surfactantes.

FASE DE EJECUCIÓN.

a) Instalación de los componentes del sistema de inyección capilar

cocon surfactantes.

b) Preparación y aplicación de la técnica

FASE DE OPERACIÓN.

Montaje y desmontaje de la unidad.


100

7.2 MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES.


101

7.2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS PROYECTOS PARA SU EVALUACIÓN

AMBIENTAL.

Se debe indicar que existiendo normativa ambiental para las actividades

hidrocarburíferos mediante el RASH (Reglamento de Actividades para el Sector

Hidrocarburos), no existe norma para las actividades de workover

específicamente y particularmente para la inyección de Surfactantes.

La Categorización es la siguiente:

Impactos positivos: 43

Impactos negativos: 6

Coeficiente de impactos positivos: 0,45

Coeficiente de impactos negativos: 0,06

Clasificación de categoría: IV

El resultado muestra que los coeficientes de impactos positivos son 0,45 y los

coeficientes de impactos negativos 0,06, tal como se observa en la gráfica de la

clasificación de los proyectos que indica que es de categoría IV, por lo tanto no

requiere de los Estudios de evaluación de impacto ambiental (EEIA).


CAPÍTULO VIII - CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

8 CONCLUSIONES Y

RECOMENDACIONES.


103

8.1 CONCLUSIONES.

Después de analizar el procedimiento y los resultados que se obtienen con esta

nueva tecnología de inyección capilar con surfactantes generadores de

espuma, se puede determinar que el uso de esta técnica es efectivo logrando

los siguientes resultados.

En base a análisis realizado de esta nueva tecnología se puede determinar las

siguientes conclusiones:

En base a los cálculos realizados se logra alcanzar la finalidad que se

propone incrementar la producción, donde se tiene una producción de

gas de 50,66 Mpc/d y con la técnica aumenta a 351,05 Mpc/d.

La carga de líquidos acumulados en la zona productora y en la tubería de

producción es un total de 66 Bbls y se logra reducir 33 Bbls.

Se recopilo información del pozo SNQ – 3 para la realizar cálculos de la

aplicación de la técnica.

Para analizar y evaluar la técnica se verifico el cumplimiento de

parámetros para la selección del surfactante.

Los surfactantes No iónico MF-3GL se utilizan como: inhibidores de

corrosión, limpiezas, para reducir la carga de líquidos. Este surfactante

fue elegido en base a tratamientos realizados en anteriormente que

tuvieron éxitos y se puede tener un mejor aprovechamiento con el

incremento del caudal de producción.

De acuerdo con los resultados del VAN = 157903,09 $us y TIR = 131%,

este proyecto es viable para su aplicación en el pozo SNQ - 3.

8.2 RECOMENDACIONES

Parte fundamental en el éxito del proyecto es la reducción de carga de líquidos

que corresponde a una identificación apropiada del problema y la selección

adecuada del tratamiento correcto para la solución del mismo.


104

Para la aplicación de esta nueva tecnología de inyección capilar con

surfactantes generadores de espuma se tienen las siguientes

recomendaciones:

Es importante contar con la mayor cantidad de información actual del

pozo a ser aplicado para la reducción de carga de líquidos en fondo de

pozo.

Es recomendable la implementación del sistema de inyección capilar con

surfactantes generadores de espuma a pozos de campos maduros para

incrementar su producción, en este caso las condiciones el pozo SNQ - 3

son adecuados para aplicar el sistema. Además la Intervención se lo

realiza sin el equipo de reparación (W. O.).

Se recomienda inyectar el surfactante MF-3GL a una profundidad de 1

metro = 3,28 ft por día para lograr reducir la carga de líquidos e

incrementar la producción de gas.

Una vez inyectado el tratamiento químico es recomendable no abrir el

pozo demasiado grande, hasta recuperar todos los fluidos inyectados y

evitar el ahogado del pozo prematuramente.

Se recomienda realizar un control periódico para que la producción del

pozo SNQ - 3 no disminuya rápidamente.

Es necesario ejecutar trabajos de prueba de pozo para poder contar con

datos actualizados, obteniéndose de este modo el índice de

productividad y declinación a medida que avanza la producción.


9 BIBLIOGRAFÍA


106

BIBLIOGRAFÍA.

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Pioneer Petrotech Services. (2013).

Angulo., I. F. (2008). Petrofísica de Reservorios.CAPITULO I, Pág. 1.

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D, J. E. (2010). Tecnologías utilizadas para la Remoción de liquídos.

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ENGINEERED CHEMISTRY. Weatherford.


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DISEÑO PARA PRODUCCION.

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ESPECÍFICOS EMPLEANDO LA TECNOLOGIA CAPILAR.

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Loredo., A. m. (2012). Tesis “modelo físico de la reducción de aceite remanente

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Maggiolo, R. (2008). Optimización de la Producción mediante Análisis Nodal.

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Ortiz, A. O. (I/2013). fluidos de perforación UDABOL.

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Quinteros, D. S. (2011). Proyecto de grado Implementación Del Sistema

“Plunger Lift” Para Optimizar La Producción Del Pozo Snq-3 Del Campo San

Roque. Santa Cruz de la Sierra - Bolivia.


108

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Rodriguez, V. H. (2009). El uso de surfactantes en proyectos de recuperación

terciaria.

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www.PIB.org.bo. (s.f.).

htt.//.es.wikipedia.org/wiki/relación_costo_beneficio. (s.f.).

htt.//.es.wikipedia.org/wiki/tasa_interna_de_retorno. (s.f.).

htt.//.es.wikipedia.org/wiki/valor_actual_neto. (s.f.).


ANEXOS


A

ANEXOS A. INFORMACIÓN DEL POZO SNQ - 3.

INFORMACIÓN DEL POZO SNQ - 3.


A-1

Mapa de ubicación del Campo San Roque.

Fuente. YPFB-CHACO S.A. Expuesto en el II Simpopsio Internacional

En Gas, Petroleo Y Medio Ambiente.


A-2

Mapa estructural de la Formación Yecua del Campo San Roque.

Fuente. Recopilación de proyecto de grado Implementación Del Sistema

“Plunger Lift” Para Optimizar La Producción Del Pozo SNQ – 3

Del Campo San Roque. (Quinteros, 2011)


B

ANEXOS B. CONSIDERACIONES AMBIENTALES..

CONSIDERACIONES AMBIENTALES.


B-1

DS 28397 REGLAMENTO DE NORMAS TÉCNICAS.

Art. 149

Toda inyección, excepto para gas o de agua, debe ser

programada para hacerse por la tubería de inyección. En

estos casos un empacador ("packer") debe asentarse por

encima de la formación receptora, y el espacio entre las

tuberías de inyección y cañería de revestimiento debe

llenarse con el fluido anticorrosivo. Las excepciones a esta

norma podrán justificarse técnicamente.

Art. 154

Las baterías y plantas de producción deben estar diseñadas

para soportar las características de la mezcla de fluidos que

ingresen ya sean tratados o no, para la separación de gas y

líquidos.

Art. 180

(Fluidos Adecuados Para La Inyección). Si en las

operaciones de Explotación de Hidrocarburos se requiere de

grandes cantidades de agua para proyectos de recuperación

secundaria y mejorada, el operador deberá atenerse a los

siguientes criterios:

a) usar preferentemente la misma agua de formación.

b) se podrá usar agua dulce de subsuelo o fuentes

superficiales solo cuando se cuente con la autorización

ambiental correspondiente, otorgada por autoridad

competente.

Art. 190

(Buenas Prácticas De Operación). Como mínimo se deben

aplicar las buenas practicas técnicas de la industria

recomendadas por el API en las actividades que

correspondan, y las siguientes especificaciones y prácticas

que sean aplicables:

RP 42 practicas recomendadas para pruebas de laboratorio

de agentes activos de superficie para estimulación de pozos.

Fuente. Decreto Supremo 28397 (Beltze, 06 de Octubre 2005)


B-2

LEY DEL MEDIO AMBIENTE 1333

Art. 20

todas la obras, actividades públicas o privadas, con carácter

previo a su fase de inversión, deben contar obligatoriamente

con la identificación de la categoría de evaluación de

impacto ambiental que deberá ser realizada de acuerdo a

los siguientes niveles:

1. Requiere de EIA analítica integral.

2. Requiere de EIA analítica específica.

3. No requiere de EIA analítica específica pero puede

ser aconsejable su revisión conceptual.

4. No requiere de EIA.

Art. 74

El ministerio de energía e hidrocarburos, en coordinación

con la secretaria nacional del medio ambiente, elaborara las

normas específicas pertinentes.

Así mismo, promoverá la investigación, aplicación y uso de

energías alternativas no contaminantes.

Fuente. (Ley del Medio Ambiente 1333)


B-3

REGLAMENTO AMBIENTAL PARA EL SECTOR DE

HIDROCARBUROS (RASH)

Art. 20

se consideran actividades y/o factores susceptibles de

degradar el medio ambiente; cuando excedan los límites

permisibles a establecerse en reglamentación expresa, los

que a continuación se enumeran:

a) Los que contaminan el aire, las aguas en todos sus

estados, el suelo y subsuelo.

b) Los que producen alteraciones novicias de las

condiciones hidrogeológicas, edafológicas,

geomorfológicas y climáticas.

c) Los que alteran el patrimonio cultural, el paisaje y los

bienes colectivos o individuales, protegidos por la ley.

d) Los que alteran el patrimonio natural constituido por la

diversidad biogeológica, genética y ecológica, sus

interpolaciones y procesos.

e) Las acciones directas o indirectas que producen o

pueden producir el deterioro ambiental en forma

temporal o permanente, incidiendo sobre la salud de

la población.

Fuente. (Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos (RASH))


C

ANEXOS C. FICHA AMBIENTAL.AMBIENTALES.

FICHA AMBIENTAL.

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA _______________________________________

C-1

MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE Y AGUAS

VICE MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE, BIODIVERSIDAD Y CAMBIOS

CLIMATICOS

DIRECCION GENERAL DE MEDIO AMBIENTE Y CAMBIOS CLIMATICOS

DIRECCION DE EVALUACION DE IMPACTO AMBIENTAL

FORMULARIO: FICHA AMBIENTAL

1. INFORMACIÓN GENERAL

FECHA DE LLENADO: 10/09/2015

LUGAR: Campo San Roque, pozo SNQ - 3, Provincia Gran Chaco del

Departamento de Tarija.

PROMOTOR:

RESPONSABLE DEL LLENADO DE LA FICHA:

NOMBRE Y APELLIDOS: Huarayo Troncoso Ana Karen.

PROFESIÓN: Estudiante CARGO:

Nº-REG.: CONSULTOR: DEPARTAMENTO: Oruro

CIUDAD: Oruro DOMICILIO: Claudina Teveneth/T. Frias Y Lizarraga

TEF. DOM.: 76146402 CASILLA:

2. DATOS DE LA UNIDAD PRODUCTIVA

EMPRESA O INSTITUCIÓN: YPFB Chaco S.A. PERSONERO LEGAL (S):

ACTIVIDAD PRINCIPAL: Exploración y Explotación


C-1

CAMARA O ASOCIACION A LA QUE PERTENECE: Cámara Boliviana de

Hidrocarburos y Energía

NÚMERO DE REGISTRO: No Corresponde FECHA/INGRESO: No

Corresponde

DOMICILIO PRINCIPAL. Nº DE NIT:

CIUDAD Y/O LOCALIDAD: Santa Cruz de la Sierra CANTÓN:

PROVINCIA: DPTO.: Santa Cruz de la Sierra

CALLE: 3ro Anillo Interno Av. San Martín #1700 Ed. Centro Empresarial

Equipetrol P.6

TELEFONO: YPFB - Chaco S.A. ++ 591 3-3453700, 3663601 FAX.:

3. IDENTIFICACIÓN Y UBICACIÓN DEL PROYECTO

NOMBRE DEL PROYECTO: "PROPUESTA DE INYECCIÓN CON

SURFACTANTES GENERADORES DE ESPUMA PARA REDUCIR LA CARGA

DE LÍQUIDOS E INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN EN LA FORMACIÓN

YECUA DEL POZO SNQ - 3, CAMPO SAN ROQUE"

UBICACIÓN FISICA DEL PROYECTO:

CIUDAD Y/O LOCALIDAD: Campo San Roque.

CANTON: PROVINCIA: Gran Chaco. DEPARTAMENTO: Tarija.

COORDENADAS UTM: X=461820.23 m E Y=7672418.44 m N Zt=561

msnm

CODIGO CATASTRAL DEL PREVIO: Nº REG. CAT.:

REGISTRO EN DERECHOS REALES:

PARTIDA: AÑO: DPTO.:


C-1

COLINDANTE DEL PREVIO Y ACTIVIDADES QUE DESARROLLAN:

NORTE: Planta de Gas Campo San Roque

OESTE: Pozo SNQ - 22D

SUR: Pozo SNQ - 2

ESTE: Pozo SNQ - 4

USO DE SUELO ACTUAL: Producción de Gas y Condensado

USO PROTENCIAL: Uso Comercial

CERTIFICADO DE USO DEL SUELO: EXPEDIDO POR: EN FECHA:

4. DESCRIPCIÓN DEL SITIO DE EMPLAZAMIENTO DEL PROYECTO

SUPERFICIE A OCUPAR TOTAL DE PREVIO:

OCUPADA POR EL PROYECTO: 2 M2

DESCRIPCION DE TERRENO: Bosque Tropical de Montaña

TOPOGRAFIA, PENDIENTES: Cuenta con Relieves Bajos y Accidentados

PROFUNDIDAD NAPA FEATICA: 2 a 3 mts. (Variable.)

CALIDAD DEL AGUA: El agua a la profundidad de la napa freática no

recomendable para el consumo humano.

VEGETACIÓN PREDOMINA: Posee un paisaje tropical de arbustos, la fauna está

conformada de animales domésticos y de granja.

RED DE DRENAJE NATURAL: Las aguas drenan en forma natural, siguiendo las

pendientes del lugar.

MEDIO HUMANO: El área de emplazamientos se encuentra ubicada.


C-1

5. DESCRIPCION DEL PROYECTO

ACTIVIDAD, SECTOR: Hidrocarburífero

SUBSECTOR: Producción de Gas y Condesado

ACTIVIDAD ESPECÍFICA: Producción CIIU:

NATURALEZA DEL PROYECTO:

Nuevo (X) Aplicatoria ( ) Otros ( )

ETAPAS DEL PROYECTO:

Explotación ( ) Ejecución (X) Operación (X)

Mantenimiento ( ) Futuro Inducido ( ) Abandono ( )

AMBITO DE ACCIÓN DEL PROYECTO:

Urbano ( ) Rural (X)

OBJETIVO GENERAL

Proponer la técnica de inyección capilar con surfactantes generadores de espuma

en la formación Yecua del pozo SNQ - 3; para reducir la acumulación de líquidos y

contribuir a incrementar su productividad.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Determinar las características petrofísicas y geológicas del Pozo SNQ –

3, Campo San Roque para la aplicación de la técnica de inyección

capilar con surfactantes.

Analizar y evaluar la técnica de inyección con surfactantes generador de

espuma que permita incrementar la producción del pozo SNQ - 3.

Proponer el surfactante generador de espuma óptimo que pueda ser utilizado

para incrementar la producción del Pozo SNQ - 3.


C-1

RELACIÓN CON OTROS PROYECTOS:

Forma parte de un: Plan ( ) Programa (X) Proyecto Aislado ( )

DESCRIPCIÓN DEL PLAN O PROGRAMA:

Es un proyecto que permitirá incrementar las condiciones de producción del pozo

SNQ -3 con la aplicación de la técnica de inyección con surfactantes generadores

de espuma.

VIDA UTIL ESTIMADA DEL PROYECTO:

TIEMPO: 5 años

( ) Solo para uso del ministerio de desarrollo sostenible y medio ambiente

PRODUCCIÓN ESTIMADA DEL PRODUCTO FINAL: 360 Mpc/d

6. ALTERNATIVAS Y TECNOLOGÍAS

ALTERNATIVAS

Se consideró o están consideradas alternativas de localización?:

Si ( ) No(x)

Si la respuesta es afirmativa, indique cuales y porqué fueron desestimadas las

otras alternativas.

TECNOLOGÍA

Describir las tecnologías (maquinaria, equipo, etc.) y los procesos que se

aplicarán.

Para llevar adelante este Proyecto se ha establecido la contratación de una

empresa especializada legalmente establecida, la que operara según programa de

intervención del pozo, de igual manera se contratará una empresa ambiental

encargada de llevar a cabo el seguimiento socio ambiental, siguiendo con normas


C-1

y técnicas establecidas por los reglamentos vigentes en materia de cumplimiento

de normas socio ambientales del sector hidrocarburos.

EJECUCIÓN:

FASE DE MOVILIZACIÓN

El Equipo a movilizar para esta actividad es el Transporte de los componentes del

sistema de inyección capilar con surfactantes

Transporte de producto químico

Transporte de una unidad de Coiled tubing

a) Trabajos Preparatorios

Se procederá a limpiar el terreno donde se efectuara las operaciones, para facilitar

la ejecución de los diferentes trabajos, como el montaje de la unidad de Coiled

tubing

b) Materiales

El material que se utilizara estará de entera responsabilidad de la empresa

especializada y de parte del operador no se prevé ningún material adicional.

FASE DE EJECUCIÓN

Se realizará según propuesta de la empresa especializada en la técnica de

inyección capilar con surfactantes.

EJECUCIÓN

Es la etapa donde se realiza la aplicación de la técnica de estimulación matricial

no reactiva con la inyección del surfactante MF-3GL con la ayuda de la unidad de

Coiled tubing.


C-1

FASE DE OPERACIÓN

En la etapa de operación se lleva a cabo la inyección continua del surfacatnte MF-3GL

MONTAJE Y DESMONTAJE DE LA UNIDAD

Esta etapa es donde se realiza el desmontaje de la unidad de coiled tubing y

puesta en producción la línea de producción.

7. INVERSIÓN TOTAL

ETAPA DEL PROYECTO:

Prefactibilidad (X) Factibilidad ( ) Diseño Final ( )

INVERSIÓN DEL PROYECTO: máximo de 69660 $us.

Costo Total: 69660 ($us)

Costo Total: 466025,4 (Bs)

8. ACTIVIDADES

Las actividades previstas para las diferentes fases en el desarrollo del proyecto,

son la que se detallan a continuación.

ETAPA ACTIVIDAD

DESCRIPCIÓN DURACIÓN

CANT. UNIDAD

FASE DE MOVILIZACIÓN

Movilización transporte Surfactante 1 Día

Movilización transporte Coiled Tubing 1 Día

FASE DE EJECUCIÓN

Operación Instalación Del equipo CT 1 1/2 Día

Ejecución Instalación Surfactante en el tanque 1/2 Día

FASE DE OPERACIÓN

Mantenimiento Montaje Montaje de C.T. 1 1/2 Día

Mantenimiento Desmontaje Desmontaje de C.T. 1 1/2 Día

Mantenimiento Imprevistos Causas no esperados 1 1/2 Día


C-1

9. RECURSOS HUMANOS (mano de obra)

9.1 FASE DE MOVILIZACIÓN

PROFESIONALES Permanente: - No Permanente: 1

CALIFICADA. Permanente: - No Permanente: 1

NO CALIFICADA. Permanente: - No Permanente: 2

9.2 FASE DE EJECUCIÓN

PROFESIONALES Permanente: 1 - No Permanente:

CALIFICADA. Permanente: 1 - No Permanente: Variable

NO CALIFICADA. Permanente: 2 - No Permanente: Variable

9.3. FASE DE OPERACIÓN

PROFESIONALES Permanente: 1 - No Permanente:

CALIFICADA. Permanente: 1 - No Permanente:

NO CALIFICADA. Permanente: 2 - No Permanente:

10. RECURSOS NATURALES DEL AREA, QUE SERAN APROVECHADOS

El agua para operaciones de la mezcla de los materiales e insumos.

11. MATERIA PRIMA E INSUMOS

La gasolina y el diesel oíl serán comprados de las estaciones de servicios para el

transporte, la energía eléctrica está provista del mismo campo.


C-1

12. PRODUCCIÓN DE RESIDUOS Y/O DESECHOS

ETAPA TIPO DESCRIP. FUENTE

CA

NT

. DISPOSICIÓN O

RECEPTOR

Movilización Sólido Transporte Móvil

Va

ria

ble

Cant. Mínima al

aire

Operación Líquido Surfactante Preparado

Va

ria

ble

A los tanques

Ejecución Sólido

Bombeo del

surfactante

Va

ria

ble

Al subsuelo

Mantenimiento Sólido Residuos Infraestructura

Va

ria

ble

Almacenaje en

bolsas para su

traslado al

vertedero

municipal.

13. PRODUCCIÓN DE RUIDO (Indicar fuente y niveles)

FASE DE EJECUCIÓN

FUENTE: Actividades de operación, transporte, algunas herramientas y equipos a

utilizar en el proyecto.

NIVEL MÍNIMO db.: 65 dbs.

NIVEL MÁXIMO db.: 75 dbs.

Valores promedios tomados en proyectos similares.


C-1

14. INDICAR COMO Y DÓNDE SE ALMACENAN LOS INSUMOS

Los Materiales e Insumos se compraran y serán trasladados hasta el lugar del

proyecto en el Camión de Operaciones donde serán colocados y no serán

descargados en el proyecto, quedaran siempre en el Camión de Operaciones, con

las medidas de seguridad necesarias para evitar accidentes y contingencias.

El combustible para las movilidades de transporte será abastecido directamente

de los surtidores que existen en la ciudad de Tarija, los aceites y grasas serán

provistas del mismo (debido a que la base de operaciones de este tipo de

empresas especializadas está en la ciudad de Santa Cruz).

15. INDICAR LOS PROCESOS DE TRANSPORTE Y MANIPULACIÓN DE

INSUMOS EJECUCIÓN

Los insumos serán adquiridos en la ciudad de Santa Cruz, los mismos que serán

transportados cuidadosamente en el Camión de Operaciones estas movilidades

son de uso exclusivo de las empresas encargadas de prestar ese servicio, hasta el

lugar del Proyecto, para este cometido se utilizara el personal especializado y

adecuado para la manipulación del surfactante.

OPERACIÓN Y EJECUCIÓN

Es muy importante destacar que es necesario que se tome el debido cuidado en

las etapas de operación de la aplicación de la técnica y mantenimiento

garantizando los datos de producción y los datos de fondo de pozo.

16. POSIBLES ACCIDENTES Y/O CONTINGENCIAS

Para atender posibles accidentes y contingencias, se cuenta con todos los centros

médicos y hospitalarios de diferentes niveles con que cuenta la ciudad de Tarija,

varios de estos centros médicos se encuentran a minutos del área donde se

realizará el proyecto, y están vinculados vía terrestre y aérea, lo cual permite un

desplazamiento rápido, que de presentarse alguna emergencia se podría acceder

a cualquiera de los centros médicos inmediatamente.


C-1

Los posibles accidentes y/o contingencias que se puedan presentar durante el

desarrollo del proyecto, serán específicas de las actividades que se están

ejecutando como ser: trabajos con manejo de presiones altas, presencia de Gas

natural altamente inflamable, trabajo de las mezclas de los materiales e insumos

de ácidos peligrosos.

Dentro de los posibles accidentes o contingencias que se pueda dar durante la

ejecución de este proyecto se encuentran los siguientes:

Fase de movilización

- Caídas en zona de trabajo por presencia de equipo.

Fase de Ejecución

- Golpes menores del trabajador en el manipuleo de herramientas de trabajo.

- Cortocircuito en las instalaciones electrónicas de la unidad de Coiled Tubing.

- Posible incendio por presencia de Gas Natural en boca de pozo.

Fase de Operación

- Cortocircuito en las instalaciones eléctricas.

- Incendios.

Para prevenir accidentes y contingencias se prevé el entrenamiento y capacitación

del personal en seguridad e higiene y la dotación del respectivo equipo de

protección personal como ser: cascos de seguridad, protectores faciales,

cinturones, botas de protección y guantes, todos estos elementos servirán para

prevenir daños físicos, lesiones o enfermedades ocupacionales; además de todos

ser de gran necesidad y de importancia fundamental la colocación de extintores

distribuidos adecuadamente.


C-1

17. CONSIDERACIONES AMBIENTALES

RESUMEN DE IMPACTOS AMBIENTALES “CLAVES” (IMPORTANTES)

Considerar impactos negativos y/o positivos; Acumulativos; a corto y largo plazo;

temporales y permanentes; Directos e indirectos. MEDIDAS DE MITIGACIÓN

PROPUESTAS PARA IMPACTOS NEGATIVOS “CLAVES” (IMPORTANTES)

Indicar para cada una de las fases (Preparación, Operación y Ejecución y

Mantenimiento)

FA

SE

IMPACTO MITIGACIÓN

MO

VIL

IZA

CIÓ

N

AIRE: Generación de partículas

suspendidas, monóxido de carbono en

el transcurso del movimiento de los

equipos y herramientas.

Impacto: Directo, Temporal, Localizado

y Mitigable.

Ponderación : Bajo

Es permisible

EJ

EC

UC

IÓN

SUELO: Generación de mezcla de los

materiales e insumos con agua.

Impacto: Directo, Permanente.

Ponderación: Bajo

Disponer adecuadamente,

los servicios de los tanques

para los productos

químicos.

OP

ER

AC

IÓN

SÓLIDOS: Derrame de residuos.

Impacto: Directo, Temporal,

Localizado.

Ponderación. Bajo

Almacenaje en bolsas para

su traslado al vertedero

municipal.


C-1

18. DECLARACIÓN JURADA

Ana Karen Huarayo Troncoso en calidad de responsable Técnico de la

elaboración de la Ficha Ambiental de la "PROPUESTA DE INYECCIÓN CON

SURFACTANTES GENERADORES DE ESPUMA PARA REDUCIR LA CARGA

DE LÍQUIDOS E INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE GAS EN LA

FORMACIÓN YECUA DEL POZO SNQ - 3, CAMPO SAN ROQUE" da fe de la

veracidad de la información detallada en el presente documento y soy

responsable en caso de no ser evidente el tenor de esta declaración que tiene

calidad de confesión voluntaria.

Responsable técnico.

ANA KAREN HUARAYO TRONCOSO.

C.I. 7261144 Or.


D

ANEXOS D. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES.

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES.


D-1

Se describe las actividades con sus respectivos códigos ver tabla, para la

realización del cronocrana de elaboración del proyecto.

Código de actividades que realizan.

ACTIVIDADES CÓDIGO

Recopilar información general del Pozo SNQ – 3, Campo

San Roque.

001

Describir las características geológicas del Pozo SNQ - 3. 002

Definir la ubicación del sistema de inyección capilar para

reducir la carga líquidos con surfactantes.

003

Describir los diferentes tipos de Surfactantes según su carga

iónica.

004

Verificar el cumplimiento de los parámetros requeridos para

la selección del surfactante.

005

Seleccionar el surfactante generador de espuma según su

carga iónica.

006

Describir el proceso del sistema de inyección capilar con

surfactantes generadores de espuma.

007

Realizar los cálculos pertinentes para obtener el incremento

de producción.

008

Fuente. Elaboración propia.


D-1

Diagrama de Grant.

Fuente. Elaboración propia en base a las actividades planteadas.


E

ANEXOS E. Caracteríticas de la tubería capilar y bomba.

CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA

CAPILAR Y BOMBA.


E-1

Características y propiedades mecánicas del capilar.

OD

de

l C

ap

ilar

Pu

lg

Esp

eso

r d

e la p

are

d

Pu

lg

Resis

ten

cia

a la

Tra

cció

n

Psi

Resis

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cia

p

ara

D

efo

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ció

n

de

0.2

%

Psi

Resis

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Psi

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raba

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Psi

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sió

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jo S

eg

ura

Psi

Pe

so

Lb

/ 1

02 ft

Cap

acid

ad

Ga

l /

10

2 ft

0.25 0.035 11000

0 80000

30800 7700 5600 7.9 0.132

0.049 43120 10780 7840 10.4 0.094

Fuente. Aplicación de productos químicos. DPF

Características de la bomba dosificadora.

Bomba duplex simple.

Conducto para laconección.

Número de

modelo

Diametro de la tubería

para la inyección

Presión

máxima de

inyección (psi)

Caudal de

inyección

(bbl/min)

2201 1/4” 1500-2000 1-5

Fuente. Bombas texsteam dosificadoras (DRESSER).


F

ANEXOS F. Pruebas de laboratorio existentes.

PRUEBAS DE LABORATORIO

EXISTENTES.


F-1

J.Martin y col. (2008), realizaron pruebas similares a la de H.N.Dunning,

extendiendo los ensayos con diferentes agentes surfactantes como los no

iónicos, aniónicos, cationicos y los anfotericos.

Surfactantes no iónicos son componentes de polimeros, fenoles y

alcoholes. Estos químicos poseen una propiedad importante respecto a la

solubilidad, donde los productos tienden a ser más solubles a bajas

temperaturas menor a 200 ºF en la industria petrolera es más versátil para

la formación de la espuma que puede ayudar a remover el agua de los

pozos.

Los surfactantes aniónicos son excelentes productos para generar espuma

en agua, pero son generalmente afectados por altas concentraciones de

sal en el fluido. Pueden ser degradados a elevadas temperaturas (> 125

ºC), donde ácido sulfúrico puede formarse como bioproducto y por

supuesto, se convierte en un agente corrosivo. Los alquila-éter-sulfatos y

los sulfonatos-olefinicos, son los productos principales de esta categoría.

Los surfactantes cationicos como las aminas cuaternarias, se

desenvuelven mejor en aguas salinas que en agua fresca. Su bajo peso

molecular representan un buen escenario para la formación de espuma de

mezclas de petróleo y aguas salinas. Sin embargo, su aplicación con alto

peso molecular puede ser no efectiva en soluciones salinas y pueden

potencialmente generar emulsiones si se sobre dosifica se aplica a

temperaturas mayor a 300 ºF.

Surfactantes anfotericos, representan el tipo más versátil para la

formación de la espuma, debido a su propiedad de doble carga, son muy

estables a altas temperaturas y tolerantes a altas concentraciones de sal

(>10% en peso).

Fuente. Gas well deliquification / solution to gas well liquid loading

problems.pdf


G

ANEXOS G. Entrevista realizada.

ENTREVISTA REALIZADA.

ana karen huarayo troncoso corregido(1)

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