Explotación del gas

´´ANÁLISIS COMPOSICIONAL DE LOS FLUIDOS DEL POZO SAL-X12´´

Nombres: Julio Cesar Orellano R. Limberth Cáceres Lopez Jorge Luis Fernández

1.- GENERALIDADES DEL CAMPO SAN ALBERO1.1.- ANTECEDENTES

Las operaciones en el Bloque San Alberto se iniciaron a partir del 22 de abril de 1996, mediante un Contrato de Asociación Petrolífera para ejecutar actividades de exploración y explotación petrolera firmado por Y.P.F.B. y Petrobras Bolivia S.A. bajo una tipología contractual prevista en la Ley 1194 de 1990, compartiendo el negocio en partes iguales, correspondiendo a 50% para cada una. En fecha 30 de abril de 1997 Petrobras cede el 30% de su participación a la empresa Total E&P Bolivie Sucural, quedando la sociedad con la siguiente composición accionaria: YPFB 50%, Petrobras 35% y Total 15%.

1.2.- UBICACIÓN DEL CAMPO SAN ALBERTO

1.3.- POZO SAN ALBERTO Nº12 (SAL-X12)

El pozo SAL-X12 fue clasificado de avanzada (A-1), y tenía como objetivo principal confirmar la presencia de reservas gasíferas en la parte Norte de la estructura. Las operaciones se iniciaron el 31 de agosto del año 1999 y concluyeron el 26 de noviembre del 2000. Alcanzó una profundidad final de 5648 m., concluida las pruebas evaluativas fue clasificado como pozo productor de gas y condensado de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa.

FIGURA I. 7: CORTE ESTRUCTURAL DEL POZO SAL-X12

2.1.- TIPO Y CARACTERIZACIÓN DEL RESERVORIO

2.2.- ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN

El Campo, cuenta con 6 pozos productores de los cuales 4 son exploratorios y 2 de desarrollo. Las areniscas productoras son: Huamampampa (4 niveles), Icla y Santa Rosa. El inicio de producción de cada pozo son las siguientes:

TABLA I. 15: PRODUCCIÓN TOTAL POR POZO – ABRIL 2011

TABLA I. 16: PRODUCCIÓN DÍA POR POZO - ABRIL-2011

TABLA I. 14: INICIO DE PRODUCCION POR POZO

3.- CONFIGURACIÓN MECÁNICA DEL POZO

3.2.- IDENTIFICACIÓN DE PÉRDIDA DE PRESIÓN

EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES

El sistema de producción está formado por: El yacimiento, la completación, el pozo y las líneas de flujo en la superficie.

PROCESO DE PRODUCCIÓN

El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo.

Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep.

RECORRIDO DE LOS FLUIDOS EN EL SISTEMA

La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente.

CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA.

La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que:

La capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta la superficie.

La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final Psep.

Psep: Pws – Psep = Py + Pc + Pp + Pl Donde: Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze). Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo:Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - Py – Pc Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + Pl + Pp

En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – py – pc - Pp Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + Pl

DETERMINACIÓN DE LA UBICACIÓN DEL NODO PARA TOMA DE MUESTRA

Los análisis PVT de los fluidos del reservorio consisten en una serie

de procesos de laboratorio diseñados para proveer valores de las

propiedades físicas, requeridas en los métodos de cálculos conocidos

como cálculos de balance de materia y otros.

Para realizar un buen chequeo de consistencia y validación de datos

en una prueba PVT, se requiere seguir un orden lógico de los

procesos de análisis, los cuales son:

1. Balance de masa de la información reportada

2. Chequeo generales de parámetros

3. simulación termodinámica

TOMAS DE MUESTRAS DEL RESERVORIO

Para tomar una muestra representativa, la presión de reservorio deberá ser mayor a la presión de roció. En el caso contrario: Si el condensado retrógrado es inmóvil, la muestra presenta una

composición más pobre en componentes pesados que la original del reservorio.

Si el condensado retrógrado es más móvil, la muestra resultante después de la combinación daría una presión de roció mayor que la presión del reservorio.

La muestra presenta un contenido de líquido mayor que el original y no es representativa.

Las muestras de fondo del pozo es el método preferido para la mayoría de los reservorios de petróleo, mientras las muestras recombinadas son tradicionalmente usadas para reservorio de gas y condensado.

TIPOS DE MUESTREO

MUESTRAS DE FONDO DEL POZO

En este método, el pozo es cerrado se baja un equipo especial de muestreo dentro del pozo, sujetado por un cable de acero (wireline) el fluido en el fondo es muestreado en un recipiente de alta presión. A esto es llamado muestreo de fondo de pozo o muestra de subsuelo.

MUESTRAS DE SUPERFICIE

En este método la relación de producción como el liquido y gas son cuidadosamente controlada en el separador. Las muestras son tomadas en el separador de alta, después de largos periodos de flujo estabilizado. El gas y el líquido deberán ser recombinados en la misma proporción de los caudales de flujo o de la relación gas petróleo o condensado medida en el separador, obteniendo una muestra representativa del fluido del reservorio

Figura 4-4.-Diagrama del muestreo de superficie.

Las muestras deben obtenerse al comienzo de las operaciones de producción del reservorio, preferiblemente en el primer pozo para que de esta forma, la muestra sea representativa del fluido original que se encuentra en el reservorio.

VENTAJAS • La muestra no se contamina con los fluidos

acumulados en el fondo de pozo • Menor costo y menor riesgo comparado con el

muestreo de fondo. • Se pude obtener un mayor volumen de muestra para

estudios adicionales. • Las muestras son de fácil manejo en el campo DESVENTAJAS • Los resultados obtenidos en la prueba dependen de la

exactitud de la medición de los caudales de flujo. • Resultados erróneos cuando se tiene separación gas-

liquido deficiente pequeños errores de medición de caudal de flujo, donde la recombinación no generan muestras representativas.

• Cambios bruscos de temperatura ambiental en el caso que el fluido fuera gas

MUESTREO EN SUPEFICIE

TOMA DE MUESTRAS DE FLUIDOS DEL POZO SAL-X12, SE TOMO EN SEPARADOR DE PRUEBA V-102

determinación de las propiedades del fluido

Conclusiones y recomendacionesLAS PRINCIPALES RECOMENDACIONES SON: • Las muestras deben ser tomadas bajo un modelo de flujo crítico

para evitar efectos de contrapresión. • El separador debe estar operando en condiciones estabilizadas de

presión, temperatura y flujo. • Determinar las condiciones del separador durante la toma de

muestra como ser (P, T, RGP, RGC, Qo, Qg). • Para el muestreo de gas se recomienda purgar el cilindro o

recipiente. • Para el muestreo de líquido se recomienda usar técnica de

desplazamiento para evitar alguna contaminación. • Las muestras deben ser tomadas en el separador de alta o

principal.• La relación Gas-Condensado se mide entre el gas de separador y el

liquido del tanque. Corrigiendo este valor por el factor de merma. • Considerar el estado del tiempo, para evitar las muchas

variaciones en la temperatura ambiente.

CONCLUIMOS QUE LOS PROCESOS MAS IMPORTANTES QUE SE HACEN A UNA MUESTRA DE RESERVORIO SON:

Los seis procesos más importantes son los siguientes: • Medición de la composición (análisis

composiciónal) destilación o simulación. • Vaporización flash (CCE). • Vaporización diferencial (DLE). • Depleción a volumen constante(CVD) • Pruebas del separador. • Mediciones de la viscosidad del petróleo o gas.

Los resultados de estos procesos son llamados estudios de los fluidos del reservorio.