Dayana Bustillos Valenzuela

Ing. Grisel Jiménez

Utilizando datos obtenidos de trabajos anteriores, en este trabajo se toma en cuenta el importante parámetro de detección de gas, el cual llega a determinar existencia cualitativa de hidrocarburos de formación en el subsuelo del campo San Alberto, en Huamampamapa H1

La prospección en Sierras Subandinas, fué iniciada por la Standard Oil, entre los cuales se encuentra S.H. Cathcart que, en el año 1927, delimita varias estructuras con posibilidades petrolíferas.

.YPFB reinicia, el año 1956, los trabajos exploratorios y es el Geólogo Arigos, realiza un informe “Geología de la Serranía de San Antonio sector Norte y Sur”.

Continuando con las investigaciones, en 1963 el Ing. Jaime Oblitas efectuó un estudio geológico de detalle, abarco la zona de Achiralito y San Alberto.

¿Existirá la posibilidad de algún tipo de potencial hidrocarburífero en Huamampampa H1 del pozo SAL X11?

Re evaluar los alcances generales de la detección de gas que se aplicaron en la actividad petrolera del nivel 1 en el reservorio Huamampampa ( pozo SAL – X11).

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Comparar cromatografías reales del nivel 1 del pozo SAL – X11 para obtener las posibilidades cualitativas del nivel 1 del reservorio de Huamampampa.

Re confirmar la producción de hidrocarburos a partir de la evaluación cromatográfica.

Recopilar toda información

Se elige un nivel en especial reservorio Huamampampa.

Se establece el marco geológico del campo San Alberto.

Se procede a investigar trabajos acerca de la detección de gas y el “mud logging” respecto al control de gas

Se evalúa el reservorio Huamampampa del nivel 1, mediante cromatogramas de perforación.

TÉCNICA

Todos estos presentan sus desventajas y ventajas, pero en este caso se llega a utilizar el método de detección de llama de hidrógeno, que es el más confiable actualmente y de amplio uso en la industria petrolera.

ECONÓMICA

Este tipo de evaluaciones de pozos ayudarían a tener reservas de hidrocarburos para explotaciones futuras.

MARCO REGIONAL

El Campo San corresponde a una faja plegada y corrida de tipo epidérmico, que comenzó a estructurarse durante la gran crisis tectónica. La sucesión de eventos de subsidencia y levantamientos tectónicos y la formación de trampas estructurales que se produjeron durante este evento tecto- sedimentario, permitió que las rocas madres entren en la ventana de generación de hidrocarburos y puedan acumularse en trampas estructurales.

MARCO GEOLÓGICO LOCAL En el anticlinal de San Alberto, se pudo dividir la pila sedimentaria en una secuencia pre-orogénica y sinorogenica, refiriéndonos al evento tectónico responsable de la formación del anticlinal de San Alberto. La secuencia pre orogénica : eventos tecto-sedimentarios que sucedieron durante entre el Silúrico al Jurásico. La secuencia sinorogénica involucra los sedimentos que presentan edades entre el Oligoceno superior a reciente. En San Alberto los sedimentos más antiguos encontrados son la formación kirusillas, Tarabuco, Santa Rosa, Icla, Huamampampa y los Monos – Iquiri.

GEOLOGÍA ESTRUCTURAL REGIONAL

El subandino sur de Bolivia corresponde a una faja plegada y corrida de tipo epidérmico, que se llega a estructurarse durante la ultima crisis tectónica que ocurre a finales y durante el Neogeno. La faja Plegada corre con vergencia Este y es consecuencia del regimen tectónico compresivo que se cgeneró como consecuencia de la colisión y subducción de la placa de Nazca por debajo de la placa Sudamericana.

GEOLOGÍA ESTRUCTURAL LOCAL Conforme al estilo tectónico- estructural regional, el anticlinal de San Alberto corresponde a un pliegue por propagación de falla(Rocha, et al., 2000; Dunn et al ., 1995; Coletta et al., 1998, Baby et al., 1992 en Osinaga 2003), estructuradas sobre niveles de despegue ubicados en la base de la formación Los Monos y Kirusillas. La estructura profunda involucra a las formaciones Kirusillas, Tarabuco, Santa Rosa, Icla y Huamampampa. Corresponde a una anticlinal de flancos de buzamiento intermedio (20 – 40º) que se encuentra sobre el techo de la falla Acheral. Este aumento de espesor en la formacion Los Monos es interpretado como un sistema de duplexes de techo pasivo (Baby, et al., 1992 en Osinaga), que permitió la elevación tectónica de las unidades suprayacentes a la formación Los Monos. Una falla fuera de secuencia, la falla San Antonio, rompió el Techo pasivo de la formación Los Monos.

HIDROCARBUROS LIVIANOS O PESADOS: La evaluación cromatografía en el pozo, esta restringida desde el metano hasta el pentano. Mientras que los hidrocarburos livianos son desde el metano hasta el etano. GAS NO ASOCIADO Termino aplicado la presencia natural de gas sin ningún líquido asociado en el reservorio. GAS SECO Es un termino utilizado para definir el gas compuesto por metano que contiene menor cantidad de hidrocarburos condensables.

GAS HÚMEDO Termino usado para el gas que contiene proporciones altas de hidrocarburos pesados condensables. Este gas incrementa en humedad en la misma proporción en la que los hidrocarburos pesados se incrementan.

Existen varios métodos para la detección del gas y uno de los mas importantes es el Detector de Ionización de llama o FID (Flame ionization detector), el cual consiste en quemar los gases por un llama de hidrógeno, los iones de carbono son creados por un campo electrostático donde la corriente de ionización será detectada y amplificada por un electrómetro.

La llama de hidrogeno tiene suficiente energía para romper solo un enlace de hidrogeno por cada átomo de carbono y es sensible solo a las moléculas de hidrocarburo.

EL DETECTOR DE IONIZACIÓN DE LLAMA En este trabajo se toma en cuenta un equipo standard de la compañía Baseline Industries Inc. El detector de ionización de llama o FID consiste en un detector de alta temperatura (FID) electrómetro amplificador suministro de voltaje polarizado, botón de empuje para encender la llama, indicador de llama, un tubo de ventilación o respiradero y una pantalla indicadora de gas en porcentaje. 4.2. GAS TOTAL DE HIDROCARBURO Es el conjunto de gases de hidrocarburos que es detectado en forma cuantitativa, compuesto por el conjunto de moléculas de hidrocarburos tales como: metano, etano, propano, butano y pentano, el resultado se expresa en Unidades de Gas Tota, que pueden ser convertidos en porcentaje (%), o partes por millón(ppm) dependiendo de las necesidades donde la relación es la siguiente: 1 UGT = 333.33PPM = 0.033% .

CROMATOGRAFÍA

Éste es el análisis que se hace al “Gas Total” para cuantificar el contenido de gas de un hidrocarburo y determinar la cantidad de componentes y su concentración de manera individual: (C1), (C2), (C3), (iC4, nC4), y (iC5, nC5, neoC5). El resultado en (ppm) y (%), de cada uno de los componentes analizados.

GAS EQUIVALENTE A METANO

Los valores de cromatografía pueden ser expresados en lo que se denomina “posición Metano” o “su equivalente a metano” que consiste en transformar una cromatografía a su equivalente molecular a metano. Depende de los requerimientos de los requerimientos de cada compañía.

ORIGEN DE LOS GASES DE HIDROCARBUROS Los gases que llegan a superficie son identificados según su origen en: Gas de formación Gas de viaje o maniobra Gas de conexión Gas reciclado Gas de base Gas de contaminación FACTORES QUE INTERVIENENEN EN LA DETECCIÓN DE GAS. Tipo de lodo y sus propiedades Método de perforación Velocidad de penetración Tipo de reservorio Factor geológico 5.3.

CÁLCULO DEL RETORNO DEL GAS

Cuando se hace la perforación se debe saber continuamente que tiempo de retraso tiene en llegar hasta la superficie lo que en determinado momento se esta atravesando. Se lo conoce también como “tiempo de retraso”.

Este calculo es valido tanto para el retorno del cutting como para el retorno del gas aunque para el retorno de éste ultimo, se conoce que llega levemente mas adelantado por sus mismas características de expansión y migración a medida que llega a la superficie.

Para el calculo del retraso existen dos métodos; el volumen y el de la velocidad

TEORÍA DE LAS RELACIONES CROMATOGRÁFICAS Los valores absolutos en la detección del gas pueden cambiar, debido a distintos factores, pero sus proporciones relativas permanecen inalterables reflejando la presencia y calidad de los hidrocarburos en el reservorio. EVLUACIONES CROMATOGRÁFICAS De todos los métodos de evaluación el mas completo y confiable es el de Whittaker.

a) Gas Wetness ratio (%) (relación de gases húmedos). GWR = 100 * (C2+C3+C4+C5)/ (C1+C2+C3+C4+C5) b) Light to Heavy Ratio (relación liviano - pesado). LHR= (C1+C2) / (C3+C4+C5) c) Oil character Qualifier (Calificador del carácter del petróleo) OCQ = (C4+C5) / C3 Con los valores de GWR, se han establecido los siguientes limites prácticos para su

interpretación. Menor a 5 = gas muy seco 0.5 17.5 = Gas, su densidad aumenta GWR aumenta. 17.5 a 40 = Petróleo, su densidad aumenta cuando GWR aumenta Mayor a 40 = Petróleo residual.

El GWR y LHR dan una interpretación del carácter del fluido según las siguientes reglas:

1.- Si LHR es mayor que 100, la zona contiene gas muy seco. 2.- Si GWR indica una zona de gas, y LHR es mayor que GWR, entonces

se trata de una fase gaseos, cuando la densidad del gas aumenta, los valores se aproximan uno a otro.

3.- Si GWR indica una zona de gas, y LHR es algo mayor que GWR, se trata de una fase con: gas / petróleo. O gas / condensado.

4.- Si GWR está en la zona de petróleo y LHR es menor que GWR, se trata de una fase con petróleo, cuya densidad aumenta a medida que los valores se separan.

5.- Cuando GWR es mayor que 40, LHR será mucho menor que GWR, indicando petróleo residual.

Los valores de OCQ deben ser interpretados de la siguiente manera: 1.- Si OCQ es menor que 0.5 la interpretación de una zona de gas de los

valores de GWR y LHR es correcta. 2.- Si OCQ es mayor que 0.5 la interpretación de gas dado por GWR y

LHR está asociado con petróleo. El OCQ es usado solamente para esclarecer la interpretación de GWR y

LHR, cuando los mismos indican gas.

. ELECCIÓN DEL MÉTODO DE EVALUACIÓN

Actualmente el método de Whittaker, es el mas usado debido a la cantidad de parámetros que analiza, además porque es el que mejor se adapta a las interpretaciónes, que se hacen utilizando equipos de detección de Gas basándose en llama de hidrogeno.

LITOLOGÍA OBTENIDA

En éste trabajo se tuvo los siguientes datos:

En un rango de profundidad entre los 4380 a 4395 se encuentra el Nivel H1. Se encuentra constituido por arenisca gris blanquecina, finas a muy finas, cuarzosas, micáceas e intercalaciones de limo – arcillitas gris medio gris oscuras. La arcillita es gris media, muy suave soluble, arcillo - calcárea. Los niveles arenosos son de color gris medio a gris verdosa, consolidada muy dura, granos de cuarzo muy fino, sub angular a sub redondeado, con micro mica y pirita diseminada. (Osinaga., 2003).

RESULTADOS

RESULTADOS

GAS PPM

C1 214000

C2 9400

C3 2340

ICA 402

NC4 413

IC5 108

NC5 101

CROMATOGRAFÍA

GWR 5.63

LHR 66.41

OCQ 0.44

Relación de Componentes

Análisis

GAS

La relación GWR – LHR:El valor de GWR se halla en un rango correspondiente a la zona de gas. A su vez la relación entre LHR y GWR también indica que se trata de una fase gaseosa húmeda y enriquecida en componentes pesados. Relación OCQ: Esta relación reafirma lo anterior, mostrando correctamente zona de gas próximo a la relación de gas / condensado. Podría tratarse de una zona con buenas posibilidades de producción de gas. Se puede llegar a determinar que corresponde a una fase de Gas enriquecida en hidrocarburos y buenas condiciones para considerarse un reservorio productor

Conclusión

Se llega a la conclusión de que en el nivel Huamampampa H1 del Pozo SAL– X11 del campo San Alberto existe un potencial de hidrocarburos de gas llegando a ser considerado reservorio productor.

Recomendación

Se hace la recomendación de usar estas técnicas para una mayor eficacia en la determinación de reservorios productivos y no productivos